{
"documentInfo": {
"documentType": "https://xbrl.org/2021/xbrl-json",
"features": {
"xbrl:canonicalValues": true
},
"namespaces": {
"EDPR": "https://www.edpr.com",
"ifrs-full": "http://xbrl.ifrs.org/taxonomy/2021-03-24/ifrs-full",
"iso4217": "http://www.xbrl.org/2003/iso4217",
"scheme": "http://standards.iso.org/iso/17442",
"xbrl": "https://xbrl.org/2021",
"xbrli": "http://www.xbrl.org/2003/instance"
},
"taxonomy": [
"https://www.edpr.com/529900MUFAH07Q1TAX06-2022-12-31.xsd"
]
},
"facts": {
"f518": {
"value": "2137981000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Revenue",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f520": {
"value": "1580458000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Revenue",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f524": {
"value": "233505000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:IncomeFromInstitutionalPartnershipsInUSWindFarms",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f526": {
"value": "177205000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:IncomeFromInstitutionalPartnershipsInUSWindFarms",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f528": {
"value": "2371486000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TotalRevenue",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f530": {
"value": "1757663000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TotalRevenue",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f534": {
"value": "526026000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f536": {
"value": "635731000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f540": {
"value": "438974000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ServicesExpense",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f542": {
"value": "335674000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ServicesExpense",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f546": {
"value": "240611000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EmployeeBenefitsExpense",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f548": {
"value": "174259000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EmployeeBenefitsExpense",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f552": {
"value": "237769000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherExpenseByNature",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f554": {
"value": "165021000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherExpenseByNature",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f558": {
"value": "2218000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ImpairmentLossImpairmentGainAndReversalOfImpairmentLossDeterminedInAccordanceWithIFRS9",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f560": {
"value": "-417000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ImpairmentLossImpairmentGainAndReversalOfImpairmentLossDeterminedInAccordanceWithIFRS9",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f562": {
"value": "393546000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:OtherIncomeSuppliesAndServicesPersonnelCostsAndEmployeeBenefitsOtherExpensesAndImpairmentLossesOnTradeReceivablesAndDebtors",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f564": {
"value": "38806000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:OtherIncomeSuppliesAndServicesPersonnelCostsAndEmployeeBenefitsOtherExpensesAndImpairmentLossesOnTradeReceivablesAndDebtors",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f569": {
"value": "179267000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:JointVenturesAndAssociates",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f571": {
"value": "41184000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:JointVenturesAndAssociates",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f573": {
"value": "2157207000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ProfitLossBeforeProvisionsAmortisationAndImpairmentFinanceExpensesAndFinanceIncomeIncomeTaxExpenseAndExtraordinaryContributionToTheEnergySector",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f575": {
"value": "1760041000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ProfitLossBeforeProvisionsAmortisationAndImpairmentFinanceExpensesAndFinanceIncomeIncomeTaxExpenseAndExtraordinaryContributionToTheEnergySector",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f579": {
"value": "-5608000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ProvisionsPl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f581": {
"value": "1564000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ProvisionsPl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f585": {
"value": "751311000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DepreciationAmortisationAndImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f587": {
"value": "607289000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DepreciationAmortisationAndImpairmentLossReversalOfImpairmentLossRecognisedInProfitOrLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f590": {
"value": "1411504000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossFromOperatingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f592": {
"value": "1151188000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossFromOperatingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f596": {
"value": "680632000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:FinanceIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f598": {
"value": "107985000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:FinanceIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f602": {
"value": "1129734000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:FinanceCosts",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f604": {
"value": "356582000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:FinanceCosts",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f607": {
"value": "449102000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:NetFinancialResult",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f609": {
"value": "248597000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:NetFinancialResult",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f612": {
"value": "962402000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ProfitBeforeIncomeTaxAndCese",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f614": {
"value": "902591000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ProfitBeforeIncomeTaxAndCese",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f618": {
"value": "142225000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxExpenseContinuingOperations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f620": {
"value": "89825000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxExpenseContinuingOperations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f624": {
"value": "3075000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ExtraordinaryContributionToTheEnergySectorCese",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f626": {
"value": "3188000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ExtraordinaryContributionToTheEnergySectorCese",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f629": {
"value": "817102000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f631": {
"value": "809578000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f636": {
"value": "616231000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f638": {
"value": "655443000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f642": {
"value": "200871000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f644": {
"value": "154135000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLossAttributableToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f647": {
"value": "817102000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f649": {
"value": "809578000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f653": {
"value": "0.64",
"decimals": 2,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:BasicEarningsLossPerShareFromContinuingOperations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares"
}
},
"f655": {
"value": "0.7",
"decimals": 2,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:BasicEarningsLossPerShareFromContinuingOperations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR/xbrli:shares"
}
},
"f686": {
"value": "616231000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f688": {
"value": "200871000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f690": {
"value": "655443000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f692": {
"value": "154135000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f696": {
"value": "113000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f698": {
"value": "8000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f700": {
"value": "7000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f702": {
"value": "6000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f705": {
"value": "19000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansOfOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f707": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansOfOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f709": {
"value": "-5000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansOfOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f711": {
"value": "2000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToRemeasurementsOfDefinedBenefitPlansOfOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f713": {
"value": "94000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f715": {
"value": "8000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f717": {
"value": "12000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f719": {
"value": "4000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillNotBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f728": {
"value": "5239000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f730": {
"value": "368000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f732": {
"value": "828000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f734": {
"value": "67000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f738": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f740": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f742": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f744": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f748": {
"value": "-467915000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f750": {
"value": "1567000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f752": {
"value": "-984817000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f754": {
"value": "1385000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeBeforeTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f758": {
"value": "-108228000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToCashFlowHedgesOfOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f760": {
"value": "132000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToCashFlowHedgesOfOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f762": {
"value": "-247192000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToCashFlowHedgesOfOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f764": {
"value": "769000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxRelatingToCashFlowHedgesOfOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f769": {
"value": "89946000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f771": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f773": {
"value": "-14086000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f775": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f778": {
"value": "-29325000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f780": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f782": {
"value": "5747000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f784": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f787": {
"value": "32740000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f789": {
"value": "55916000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f791": {
"value": "79487000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f793": {
"value": "67203000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f795": {
"value": "-261087000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f797": {
"value": "57719000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f799": {
"value": "-665649000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f801": {
"value": "67886000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeThatWillBeReclassifiedToProfitOrLossNetOfTax",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f805": {
"value": "-260993000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f807": {
"value": "57727000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f809": {
"value": "-665637000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f811": {
"value": "67890000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f814": {
"value": "355238000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f816": {
"value": "258598000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f818": {
"value": "10194000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f820": {
"value": "222025000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f838": {
"value": "17890854000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PropertyPlantAndEquipment",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f840": {
"value": "14562300000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PropertyPlantAndEquipment",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f844": {
"value": "988302000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RightofuseAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f846": {
"value": "668788000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:RightofuseAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f850": {
"value": "380846000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IntangibleAssetsOtherThanGoodwill",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f852": {
"value": "158875000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IntangibleAssetsOtherThanGoodwill",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f856": {
"value": "2329964000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Goodwill",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f858": {
"value": "1268035000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Goodwill",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f862": {
"value": "1157249000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InvestmentAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f864": {
"value": "988522000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InvestmentAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f868": {
"value": "43321000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityInstrumentsHeld",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f870": {
"value": "14878000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityInstrumentsHeld",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f874": {
"value": "625357000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DeferredTaxAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f876": {
"value": "331803000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DeferredTaxAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f880": {
"value": "36006000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentReceivables",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f882": {
"value": "32923000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentReceivables",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f886": {
"value": "462174000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherNoncurrentFinancialAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f888": {
"value": "771415000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherNoncurrentFinancialAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f892": {
"value": "23311000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CollateralDepositsAssociatedToFinancialDebtNonCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f894": {
"value": "23397000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CollateralDepositsAssociatedToFinancialDebtNonCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f897": {
"value": "23937384000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f899": {
"value": "18820936000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f903": {
"value": "252844000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Inventories",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f905": {
"value": "219807000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Inventories",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f909": {
"value": "569687000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:DebtorsAndOtherAssetsFromCommercialActivitiesCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f911": {
"value": "465311000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:DebtorsAndOtherAssetsFromCommercialActivitiesCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f915": {
"value": "1222906000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherCurrentFinancialAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f917": {
"value": "775310000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherCurrentFinancialAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f921": {
"value": "302384000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TaxAssetsCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f923": {
"value": "224796000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TaxAssetsCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f927": {
"value": "26734000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CollateralDepositsAssociatedToFinancialDebtCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f929": {
"value": "25708000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CollateralDepositsAssociatedToFinancialDebtCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f933": {
"value": "1171932000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f935": {
"value": "1003784000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f939": {
"value": "9198000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSale",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f941": {
"value": "495924000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSale",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f944": {
"value": "3555685000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f946": {
"value": "3210640000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f949": {
"value": "27493069000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Assets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f951": {
"value": "22031576000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Assets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f956": {
"value": "4802791000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssuedCapital",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f958": {
"value": "4802791000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssuedCapital",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f962": {
"value": "1599013000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:SharePremium",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f964": {
"value": "1599013000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:SharePremium",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f968": {
"value": "1171745000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:Reserves",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f970": {
"value": "910658000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:Reserves",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f974": {
"value": "3179241000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReservesAndRetainedEarnings",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f976": {
"value": "2620292000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReservesAndRetainedEarnings",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f979": {
"value": "616231000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ConsolidatedNetProfitAttributableToEquityHoldersOfTheParent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f981": {
"value": "655443000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ConsolidatedNetProfitAttributableToEquityHoldersOfTheParent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f984": {
"value": "9025531000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f986": {
"value": "8766881000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f990": {
"value": "1545134000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f992": {
"value": "1408026000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f995": {
"value": "10570665000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f997": {
"value": "10174907000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1002": {
"value": "4869851000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LongtermBorrowings",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1004": {
"value": "3353104000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LongtermBorrowings",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1008": {
"value": "269490000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentProvisions",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1010": {
"value": "318317000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentProvisions",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1014": {
"value": "638290000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DeferredTaxLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1016": {
"value": "454564000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DeferredTaxLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1020": {
"value": "2212162000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:InstitutionalPartnershipsInUSWindFarms",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1022": {
"value": "2259741000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:InstitutionalPartnershipsInUSWindFarms",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1026": {
"value": "633049000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TradePayablesAndOtherLiabilitiesFromCommercialActivitiesNonCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1028": {
"value": "634687000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TradePayablesAndOtherLiabilitiesFromCommercialActivitiesNonCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1032": {
"value": "2844344000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherNoncurrentFinancialLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1034": {
"value": "1231218000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherNoncurrentFinancialLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1037": {
"value": "11467186000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1039": {
"value": "8251631000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NoncurrentLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1043": {
"value": "1290103000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentBorrowingsAndCurrentPortionOfNoncurrentBorrowings",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1045": {
"value": "687845000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentBorrowingsAndCurrentPortionOfNoncurrentBorrowings",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1049": {
"value": "723000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentProvisions",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1051": {
"value": "6316000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentProvisions",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1055": {
"value": "2918744000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TradePayablesAndOtherLiabilitiesFromCommercialActivitiesCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1057": {
"value": "1688791000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TradePayablesAndOtherLiabilitiesFromCommercialActivitiesCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1061": {
"value": "1010244000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherCurrentFinancialLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1063": {
"value": "967643000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherCurrentFinancialLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1067": {
"value": "235404000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TaxLiabilitiesCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1069": {
"value": "191956000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:TaxLiabilitiesCurrent",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1073": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LiabilitiesIncludedInDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSale",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1075": {
"value": "62487000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LiabilitiesIncludedInDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSale",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1078": {
"value": "5455218000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1080": {
"value": "3605038000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CurrentLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1083": {
"value": "16922404000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Liabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1085": {
"value": "11856669000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Liabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1088": {
"value": "27493069000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityAndLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1090": {
"value": "22031576000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EquityAndLiabilities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1131": {
"value": "8623831000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1133": {
"value": "4361541000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1135": {
"value": "552035000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1137": {
"value": "2678982000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1139": {
"value": "225076000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1141": {
"value": "23251000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1143": {
"value": "3318000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1145": {
"value": "7347549000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1147": {
"value": "1276282000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1154": {
"value": "895000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1156": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1158": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1160": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1162": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1164": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1166": {
"value": "828000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1168": {
"value": "828000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1170": {
"value": "67000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1175": {
"value": "737009000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1177": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1179": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1181": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1183": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1185": {
"value": "737625000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1187": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1189": {
"value": "737625000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1191": {
"value": "616000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1199": {
"value": "14086000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1201": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1203": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1205": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1207": {
"value": "8711000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1209": {
"value": "5375000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1211": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1213": {
"value": "-14086000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1215": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1219": {
"value": "5747000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1221": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1223": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1225": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1227": {
"value": "5622000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1229": {
"value": "11369000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1231": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1233": {
"value": "5747000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1235": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1238": {
"value": "16000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1240": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1242": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1244": {
"value": "12000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1246": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1248": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1250": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1252": {
"value": "12000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1254": {
"value": "4000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1258": {
"value": "14669000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1260": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1262": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1264": {
"value": "79487000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1266": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1268": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1270": {
"value": "79487000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1272": {
"value": "67203000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1276": {
"value": "809578000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1278": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1280": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1282": {
"value": "655443000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1284": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1286": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1288": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1290": {
"value": "655443000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1292": {
"value": "154135000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1296": {
"value": "211831000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1298": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1300": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1302": {
"value": "655455000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1304": {
"value": "65154000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1306": {
"value": "731631000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1308": {
"value": "828000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1310": {
"value": "10194000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1312": {
"value": "222025000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1315": {
"value": "76845000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1317": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1319": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1321": {
"value": "76845000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1323": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1325": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1327": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1329": {
"value": "76845000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1331": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1336": {
"value": "38387000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1338": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1340": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1342": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1344": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1346": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1348": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1350": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1352": {
"value": "38387000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1357": {
"value": "1488228000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1359": {
"value": "44125000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1361": {
"value": "1046978000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1363": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1365": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1367": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1369": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1371": {
"value": "1488228000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1373": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1376": {
"value": "33751000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1378": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1380": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1382": {
"value": "18143000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1384": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1386": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1388": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1390": {
"value": "18143000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1392": {
"value": "51894000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1396": {
"value": "10174907000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1398": {
"value": "4802791000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1400": {
"value": "1599013000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1402": {
"value": "3275735000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1404": {
"value": "159922000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1406": {
"value": "754882000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1408": {
"value": "4146000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1410": {
"value": "8766881000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1412": {
"value": "1408026000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1419": {
"value": "5607000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1421": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1423": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1425": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1427": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1429": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1431": {
"value": "5239000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1433": {
"value": "5239000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1435": {
"value": "368000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1440": {
"value": "358252000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1442": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1444": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1446": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1448": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1450": {
"value": "359687.0",
"decimals": 0,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1452": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1454": {
"value": "359687.0",
"decimals": 0,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1456": {
"value": "1435.0",
"decimals": 0,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxCashFlowHedges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1464": {
"value": "89946000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1466": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1468": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1470": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1472": {
"value": "3043.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1474": {
"value": "82637000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1476": {
"value": "10352000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1478": {
"value": "89946000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1480": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ShareOfOtherComprehensiveIncomeOfAssociatesAndJointVenturesAccountedForUsingEquityMethod",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1484": {
"value": "29325000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1486": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1488": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1490": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1492": {
"value": "9116000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1494": {
"value": "20209000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1496": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1498": {
"value": "-29325000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1500": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReclassificationToProfitAndLossDueToChangesInControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1503": {
"value": "102000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1505": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1507": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1509": {
"value": "94000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1511": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1513": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1515": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1517": {
"value": "94000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1519": {
"value": "8000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxGainsLossesOnRemeasurementsOfDefinedBenefitPlans",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1523": {
"value": "88656000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1525": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1527": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1529": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1531": {
"value": "32740000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1533": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1535": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1537": {
"value": "32740000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1539": {
"value": "55916000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherComprehensiveIncomeNetOfTaxExchangeDifferencesOnTranslation",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1543": {
"value": "817102000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1545": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1547": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1549": {
"value": "616231000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1551": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1553": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1555": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1557": {
"value": "616231000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1559": {
"value": "200871000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ProfitLoss",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1563": {
"value": "613836000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1565": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1567": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1569": {
"value": "616324000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1571": {
"value": "20581000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1573": {
"value": "297259000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1575": {
"value": "15591000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1577": {
"value": "355238000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1579": {
"value": "258598000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ComprehensiveIncome",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1582": {
"value": "86450000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1584": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1586": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1588": {
"value": "86450000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1590": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1592": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1594": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1596": {
"value": "86450000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1598": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaid",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1603": {
"value": "62867000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1605": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1607": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1609": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1611": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1613": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1615": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1617": {
"value": "-0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1619": {
"value": "62867000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsRecognisedAsDistributionsToNoncontrollingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1624": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1626": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1628": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1630": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1632": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1634": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1636": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1638": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1640": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IssueOfEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1643": {
"value": "40620000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1645": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1647": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1649": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1651": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1653": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1655": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1657": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1659": {
"value": "40620000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughChangesInOwnershipInterestsInSubsidiariesThatDoNotResultInLossOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1662": {
"value": "109381000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1664": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1666": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1668": {
"value": "10138000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1670": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1672": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1674": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1676": {
"value": "10138000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1678": {
"value": "99243000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseThroughTransfersAndOtherChangesEquity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1682": {
"value": "10570665000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1684": {
"value": "4802791000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:IssuedCapitalMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1686": {
"value": "1599013000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:SharePremiumMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1688": {
"value": "3795472000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "EDPR:ReservesAndRetainedEarningsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1690": {
"value": "139341000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1692": {
"value": "1052141000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfCashFlowHedgesMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1694": {
"value": "19737000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:ReserveOfGainsAndLossesOnFinancialAssetsMeasuredAtFairValueThroughOtherComprehensiveIncomeMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1696": {
"value": "9025531000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1698": {
"value": "1545134000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:Equity",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"ifrs-full:ComponentsOfEquityAxis": "ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1717": {
"value": "2402923000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ReceiptsFromSalesOfGoodsAndRenderingOfServices",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1719": {
"value": "1656183000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ReceiptsFromSalesOfGoodsAndRenderingOfServices",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1722": {
"value": "793374000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsToSuppliersForGoodsAndServices",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1724": {
"value": "508927000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsToSuppliersForGoodsAndServices",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1727": {
"value": "300607000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsToAndOnBehalfOfEmployees",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1729": {
"value": "176479000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsToAndOnBehalfOfEmployees",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1732": {
"value": "-203364000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:OtherReceiptsOrPaymentsRelatingToOperatingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1734": {
"value": "-113928000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:OtherReceiptsOrPaymentsRelatingToOperatingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1737": {
"value": "1105578000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInOperations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1739": {
"value": "856849000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInOperations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1742": {
"value": "-56818000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxesPaidRefundClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1744": {
"value": "-45361000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncomeTaxesPaidRefundClassifiedAsOperatingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1747": {
"value": "1048760000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInOperatingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1749": {
"value": "811488000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInOperatingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1754": {
"value": "155314000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CashReceiptsRelatingToChangesInCashResultingFromConsolidationPerimeterVariations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1756": {
"value": "4942000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CashReceiptsRelatingToChangesInCashResultingFromConsolidationPerimeterVariations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1759": {
"value": "36714000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CashReceiptsRelatingToPropertyPlantAndEquipmentAndIntangibleAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1761": {
"value": "87609000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CashReceiptsRelatingToPropertyPlantAndEquipmentAndIntangibleAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1764": {
"value": "41031000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestReceivedClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1766": {
"value": "9033000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InterestReceivedClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1769": {
"value": "54616000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsReceived",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1771": {
"value": "31926000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsReceived",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1774": {
"value": "679783000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:LoansToRelatedParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1776": {
"value": "628382000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:LoansToRelatedParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1779": {
"value": "1476044000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromLosingControlOfSubsidiariesOrOtherBusinessesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1781": {
"value": "615298000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromLosingControlOfSubsidiariesOrOtherBusinessesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1784": {
"value": "10938000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherCashReceiptsFromSalesOfEquityOrDebtInstrumentsOfOtherEntitiesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1786": {
"value": "20506000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherCashReceiptsFromSalesOfEquityOrDebtInstrumentsOfOtherEntitiesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1788": {
"value": "2454440000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InflowsOfCashFromInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1790": {
"value": "1397696000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:InflowsOfCashFromInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1794": {
"value": "99485000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CashPaymentsRelatingToChangesInCashResultingFromConsolidationPerimeterVariations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1796": {
"value": "26963000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CashPaymentsRelatingToChangesInCashResultingFromConsolidationPerimeterVariations",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1799": {
"value": "1169852000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsUsedInObtainingControlOfSubsidiariesOrOtherBusinessesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1801": {
"value": "87721000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsUsedInObtainingControlOfSubsidiariesOrOtherBusinessesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1804": {
"value": "2349595000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CashPaymentsRelatingToPropertyPlantAndEquipmentAndIntangibleAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1806": {
"value": "2372090000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:CashPaymentsRelatingToPropertyPlantAndEquipmentAndIntangibleAssets",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1809": {
"value": "718064000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAdvancesAndLoansMadeToRelatedParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1811": {
"value": "487917000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAdvancesAndLoansMadeToRelatedParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1814": {
"value": "36067000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherCashPaymentsToAcquireEquityOrDebtInstrumentsOfOtherEntitiesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1816": {
"value": "384686000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherCashPaymentsToAcquireEquityOrDebtInstrumentsOfOtherEntitiesClassifiedAsInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1818": {
"value": "4373063000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OutflowsOfCashFromInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1820": {
"value": "3359377000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OutflowsOfCashFromInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1823": {
"value": "-1918623000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1825": {
"value": "-1961681000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInInvestingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1829": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:PaymentsOrReceiptsRelatedWithTransactionsWithNonControllingInterestWithoutChangeOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1831": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:PaymentsOrReceiptsRelatedWithTransactionsWithNonControllingInterestWithoutChangeOfControl",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1834": {
"value": "323438000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsRelatingToLoansFromThirdParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1836": {
"value": "295709000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsRelatingToLoansFromThirdParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1839": {
"value": "-65542000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsRelatingToLoansFromNonControllingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1841": {
"value": "-39777000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsRelatingToLoansFromNonControllingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1844": {
"value": "1481949000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsRelatingToLoansFromRelatedParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1846": {
"value": "-391623000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsRelatingToLoansFromRelatedParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1849": {
"value": "90868000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:InterestAndSimilarCostsIncludingHedgeDerivativesFromThirdParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1851": {
"value": "39599000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:InterestAndSimilarCostsIncludingHedgeDerivativesFromThirdParties",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1854": {
"value": "5002000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:InterestAndSimilarCostsRelatingToLoansFromNonControllingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1856": {
"value": "6227000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:InterestAndSimilarCostsRelatingToLoansFromNonControllingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1859": {
"value": "149789000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:InterestAndSimilarCostsIncludingHedgeDerivativesFromGroupCompanies",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1861": {
"value": "107468000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:InterestAndSimilarCostsIncludingHedgeDerivativesFromGroupCompanies",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1864": {
"value": "54612000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsOfLeaseLiabilitiesClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1866": {
"value": "43746000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PaymentsOfLeaseLiabilitiesClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1869": {
"value": "155052000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaidClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1871": {
"value": "114085000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsPaidClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1874": {
"value": "-147472000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsFromDerivativeFinancialInstruments",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1876": {
"value": "13889000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsFromDerivativeFinancialInstruments",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1879": {
"value": "-77385000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsFromInstitutionalPartnershipsInNorthAmerica",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1881": {
"value": "692164000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:ReceiptsOrPaymentsFromInstitutionalPartnershipsInNorthAmerica",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1884": {
"value": "-94562000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:IncreasesAndDecreasesInCapitalAndSharePremiumByNonControllingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1886": {
"value": "1413909000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "EDPR:IncreasesAndDecreasesInCapitalAndSharePremiumByNonControllingInterests",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1889": {
"value": "689000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherInflowsOutflowsOfCashClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1891": {
"value": "0.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:OtherInflowsOutflowsOfCashClassifiedAsFinancingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1894": {
"value": "965792000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInFinancingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1896": {
"value": "1673146000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashFlowsFromUsedInFinancingActivities",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1899": {
"value": "95929000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInCashAndCashEquivalentsBeforeEffectOfExchangeRateChanges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1901": {
"value": "522953000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:IncreaseDecreaseInCashAndCashEquivalentsBeforeEffectOfExchangeRateChanges",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1904": {
"value": "72219000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EffectOfExchangeRateChangesOnCashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1906": {
"value": "6447000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:EffectOfExchangeRateChangesOnCashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00/2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1909": {
"value": "1003784000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1911": {
"value": "474384000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2021-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1914": {
"value": "1171932000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f1916": {
"value": "1003784000.0",
"decimals": -3,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CashAndCashEquivalents",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f2080": {
"value": "\u00cdNDICE Memoria de las cuentas anuales consolidadas para los ejercicios terminados a 31 de diciembre de 2022 y 2021 01 Actividades del Grupo EDP Renov\u00e1veis ............................................................................................................................................................. 13 02 Pol\u00edticas contables ............................................................................................................................................................................................... 40 03 Normas de contabilidad e interpretaciones recientemente publicadas ..................................................................................................... 59 04 Principales juicios de valor y estimaciones contables adoptados para la aplicaci\u00f3n de las pol\u00edticas contables ............................... 60 05 Pol\u00edticas de gesti\u00f3n de riesgos financieros ...................................................................................................................................................... 62 06 Per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n ................................................................................................................................................................................ 69 07 Ventas ..................................................................................................................................................................................................................... 73 08 Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica ................................................................................................................................ 73 09 Otros ingresos........................................................................................................................................................................................................ 73 10 Suministros y servicios .......................................................................................................................................................................................... 75 11 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados ............................................................................................................................... 75 12 Otros gastos ............................................................................................................................................................................................................ 76 13 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor ....................................................................................................................................................................... 77 14 Ingresos financieros y gastos financieros .......................................................................................................................................................... 78 15 Gasto por impuesto sobre sociedades y contribuci\u00f3n extraordinaria al sector energ\u00e9tico (CESE) ........................................................ 79 16 Inmovilizado material ............................................................................................................................................................................................ 83 17 Derechos de uso ..................................................................................................................................................................................................... 87 18 Inmovilizado intangible ......................................................................................................................................................................................... 89 19 Fondo de comercio ................................................................................................................................................................................................. 91 20 Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n.......................................................................................................... 94 21 Activos y pasivos por impuestos diferidos......................................................................................................................................................... 101 22 Existencias ............................................................................................................................................................................................................103 23 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar ............................................................................................................................................104 24 Otros deudores y otros activos ..........................................................................................................................................................................105 25 Administraciones p\u00fablicas deudoras...............................................................................................................................................................106 26 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes ................................................................................................................................................ 107 27 Activos y pasivos mantenidos para la venta ................................................................................................................................................... 107 28 Capital social y prima de emisi\u00f3n .....................................................................................................................................................................108 29 Otro resultado global, reservas y ganancias acumuladas ............................................................................................................................ 110 30 Participaciones no dominantes .......................................................................................................................................................................... 112 31 Deuda financiera .................................................................................................................................................................................................... 114 32 Provisiones ............................................................................................................................................................................................................. 117 33 Pasivos con inversores institucionales en Norteam\u00e9rica ............................................................................................................................... 118 34 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar ........................................................................................................................................... 119 35 Otros pasivos y otras cuentas a pagar .............................................................................................................................................................. 121 36 Administraciones p\u00fablicas acreedoras ...........................................................................................................................................................123 37 Instrumentos financieros derivados ..................................................................................................................................................................123 38 Compromisos .......................................................................................................................................................................................................128 39 Partes vinculadas.................................................................................................................................................................................................130 40 Valor razonable de activos y pasivos financieros ..........................................................................................................................................134 41 Hechos posteriores relevantes ............................................................................................................................................................................ 137 42 Combinaciones de negocio ............................................................................................................................................................................... 137 43 Cuestiones medioambientales.......................................................................................................................................................................... 153 44 Informaci\u00f3n por segmentos de explotaci\u00f3n .................................................................................................................................................... 153 45 Honorarios por servicios de auditor\u00eda y otros ..................................................................................................................................................154 Anexo I .........................................................................................................................................................................................................................156 Anexo II ...................................................................................................................................................................................................................... 209 Situaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del Este - Regulatorio, operativo, contable, impacto macroecon\u00f3mico y relaci\u00f3n con las partes interesadas. El 24 de febrero de 2022 se inici\u00f3 un conflicto militar en Ucrania con la invasi\u00f3n de su territorio por las tropas rusas que ha provocado una crisis humanitaria. Los ataques a las localidades ucranianas han causado v\u00edctimas directas e indirectas, as\u00ed como un importante n\u00famero de refugiados y ciudadanos desplazados (la ONU calcula que hay m\u00e1s de 14 millones de personas a finales de diciembre de 2022), con diversas repercusiones en los mercados de la energ\u00eda, las materias primas, los bienes intermedios, los clientes y los servicios. Esta nota identifica las repercusiones empresariales, financieras, operativas, contables y estrat\u00e9gicas reales y potenciales. Dada su posici\u00f3n geopol\u00edtica, el conflicto tiene especial relevancia para la continuidad del negocio del Grupo EDPR en Europa, y para unas posibles repercusiones m\u00e1s atenuadas para las operaciones en Norteam\u00e9rica, Latinoam\u00e9rica y Asia. La magnitud de las tensiones geopol\u00edticas sigue siendo alta, con impactos relevantes derivados de esta crisis que contin\u00faan sinti\u00e9ndose, el empeoramiento y/o prolongaci\u00f3n de este conflicto puede aumentar a\u00fan m\u00e1s el riesgo y los impactos negativos para el negocio del Grupo EDPR. Impacto en los mercados energ\u00e9ticos - crisis energ\u00e9tica Los precios de los mercados energ\u00e9ticos, especialmente en Europa, subieron a niveles hist\u00f3ricamente altos en el segundo semestre de 2021. El conflicto militar ha debilitado a\u00fan m\u00e1s los mercados energ\u00e9ticos y ha provocado un mayor aumento sostenido de los precios de la energ\u00eda en Europa, ya que Rusia es uno de los principales exportadores de gas natural. Teniendo en cuenta la introducci\u00f3n de medidas reguladoras para contener el precio del gas y la electricidad en toda Europa y, en particular, en Iberia, el precio del pool se ha estabilizado. Los principales impactos/riesgos en t\u00e9rminos de mercados energ\u00e9ticos son: \u2022 Precios de las materias primas: las sanciones y el boicot econ\u00f3mico a Rusia, en un intento de frenar la agresi\u00f3n a Ucrania, han provocado una limitaci\u00f3n en el suministro de gas natural, y un aumento de la demanda de otros mercados (por ejemplo, el mercado estadounidense de GNL), ejerciendo una elevada presi\u00f3n sobre los precios de las materias primas y, en consecuencia, en el precio final de la energ\u00eda; y \u2022 Dependencia energ\u00e9tica / disponibilidad de recursos / aumento del proteccionismo econ\u00f3mico: La dependencia energ\u00e9tica europea de Rusia ha obligado tambi\u00e9n a reflexionar sobre alternativas viables para asegurar la independencia energ\u00e9tica, reforzando el problema ya sentido a varios niveles (econ\u00f3mico, pol\u00edtico y ahora energ\u00e9tico) de la regionalizaci\u00f3n/agrupamiento -en oposici\u00f3n a la globalizaci\u00f3n-. Este fen\u00f3meno consiste en la aproximaci\u00f3n y di\u00e1logo con pa\u00edses/regiones vecinas con principios y objetivos comunes, y un aumento del proteccionismo en relaci\u00f3n a otros pa\u00edses, operando de forma aut\u00f3noma en relaci\u00f3n al resto del mundo. EDPR sigue adoptando un planteamiento prudente y vigilando de cerca la evoluci\u00f3n de los mercados. La transici\u00f3n energ\u00e9tica tambi\u00e9n se considera una medida para aumentar la resistencia y la independencia energ\u00e9tica de los mercados, aumentando la cuota renovable en la cartera energ\u00e9tica y reduciendo la dependencia del suministro de gas, siendo EDP un actor con un papel de liderazgo en este \u00e1mbito. Impacto regulatorio En un contexto de incertidumbre econ\u00f3mica y crisis energ\u00e9tica, fue objeto de an\u00e1lisis y debate la forma en que las instituciones internacionales y gubernamentales de cada pa\u00eds acomodan los impactos e intentan limitar las consecuencias econ\u00f3micas para los agentes econ\u00f3micos. Ya se han adoptado varias medidas de impacto significativo, mientras que otras siguen en fase de an\u00e1lisis. En particular, para contener el aumento de los precios de la energ\u00eda, se crearon mecanismos de regulaci\u00f3n en Portugal y Espa\u00f1a mediante la introducci\u00f3n de un tope al valor considerado para el gas, como factor de producci\u00f3n de electricidad (aprobado el 8 de junio, con fecha de entrada en vigor del 15 de junio de 2022 al 31 de mayo de 2023). Este mecanismo implica el pago de cantidades compensatorias a los generadores de electricidad por parte de los consumidores que se hayan beneficiado de sus efectos. Adem\u00e1s, se aprobaron varios paquetes de medidas que conducen al ahorro de energ\u00eda en varios pa\u00edses europeos, concretamente en Portugal y Espa\u00f1a. Tambi\u00e9n se aplicaron otros mecanismos reguladores con impacto en el negocio de EDPR, en concreto, limitaci\u00f3n en los precios de venta de energ\u00eda a la generaci\u00f3n inframarginal en pa\u00edses concretos (por ejemplo, Espa\u00f1a y Ruman\u00eda). En Portugal, adem\u00e1s de la reducci\u00f3n parcial del tipo del IVA aplicable a la electricidad, tambi\u00e9n se aprob\u00f3 la constituci\u00f3n de una reserva estrat\u00e9gica de agua, cuyo objetivo es garantizar que los niveles de almacenamiento de 15 centrales hidroel\u00e9ctricas alcancen valores m\u00e1s confortables. A escala europea se est\u00e1n debatiendo otros mecanismos, como la definici\u00f3n de un tope m\u00e1ximo para los ingresos de las centrales el\u00e9ctricas inframarginales, un impuesto de contribuci\u00f3n solidaria sobre el sector del petr\u00f3leo y el gas y el carb\u00f3n, la intervenci\u00f3n en los precios minoristas y los mecanismos de garant\u00eda de liquidez (colaterales). Cabe destacar la reciente aprobaci\u00f3n de un Reglamento europeo que contiene varias de las medidas mencionadas anteriormente y que concede a los Estados miembros cierta discrecionalidad en su adopci\u00f3n o en la adopci\u00f3n de medidas de efecto similar. En t\u00e9rminos regulatorios, los principales riesgos son: \u2022 Posible aumento de las tasas o impuestos sectoriales a las empresas energ\u00e9ticas, creaci\u00f3n/aumento de tasas e impuestos adicionales para salvar la distancia entre la producci\u00f3n de energ\u00eda y los precios de venta (s\u00f3lo para las empresas beneficiarias); y \u2022 Cambio en la estructura del mercado: posibles cambios en la estructura del mercado (por ejemplo, introducci\u00f3n de un tope en el precio de la electricidad o desacoplamiento del gas). EDPR ha seguido de cerca la evoluci\u00f3n de este tema, posicion\u00e1ndose de la mejor manera posible ante los retos que plantean los cambios mencionados. Impacto Financiero Adem\u00e1s de los mercados energ\u00e9ticos, el mercado financiero sigue atravesando momentos de enorme inestabilidad y volatilidad, con un importante impacto negativo. Los principales riesgos financieros identificados son: \u2022 Inflaci\u00f3n: las restricciones actuales no s\u00f3lo se limitan al abastecimiento de gas, con impacto en el sector energ\u00e9tico, sino tambi\u00e9n a materias primas esenciales en sectores como la agricultura, el transporte, entre otros, lo que provoca un aumento general de los precios. Los negocios de EDPR tienen cierta exposici\u00f3n a la inflaci\u00f3n en sus ingresos (directa o indirectamente), lo que mitiga este riesgo; \u2022 Crecimiento de los tipos de inter\u00e9s: la presi\u00f3n sobre los tipos de inter\u00e9s provoca aumentos en los costes de financiaci\u00f3n relacionados con la deuda a tipo variable y la nueva deuda a tipo fijo. EDPR se ha centrado en aumentar la duraci\u00f3n de su deuda fija durante el a\u00f1o 2022 y en la pre-cobertura de futuras necesidades de financiaci\u00f3n. \u2022 Incumplimiento de las contrapartes: el enorme aumento de los precios en el mercado de la energ\u00eda elev\u00f3 la exposici\u00f3n a algunas contrapartes. Adem\u00e1s, la prolongaci\u00f3n del conflicto y el aumento de las sanciones contra Rusia y las penalizaciones a varias instituciones pueden provocar un aumento del riesgo de impago de algunas contrapartes; \u2022 Liquidez: m\u00e1rgenes iniciales extremadamente elevados en los mercados organizados debido a precios muy altos y a la volatilidad, lo que da lugar a importantes variaciones de tesorer\u00eda y a un aumento de las solicitudes de garant\u00edas. EDPR ha seguido de cerca la evoluci\u00f3n de los mercados financieros y la situaci\u00f3n financiera de sus contrapartes, tratando de mitigar la exposici\u00f3n a posibles riesgos financieros, con un planteamiento prudente en cuanto a la combinaci\u00f3n de tipos de inter\u00e9s con un alto porcentaje de tipo fijo, una cuidadosa elecci\u00f3n de sus principales contrapartes favoreciendo las altas calificaciones y altos niveles de liquidez (efectivo y l\u00edneas de cr\u00e9dito disponibles). Impacto operacional El conflicto entre Rusia y Ucrania ha tenido varias repercusiones operativas, directas e indirectas, bien por la presencia de operaciones de EDPR en regiones fronterizas con Ucrania, bien por la dependencia de productos y materias primas procedentes de la regi\u00f3n. Se identificaron varios riesgos con impacto operacional, principalmente: \u2022 Activos f\u00edsicos y operaciones: destaca la proximidad de activos f\u00edsicos de generaci\u00f3n cerca de la frontera con Ucrania, concretamente en Polonia, Ruman\u00eda y Hungr\u00eda, pa\u00edses con mayor riesgo de sufrir da\u00f1os en caso de expansi\u00f3n geogr\u00e1fica del conflicto militar. Tambi\u00e9n puede haber limitaciones adicionales, como el aumento de los costes de mantenimiento de los activos debido al encarecimiento de los recursos y las materias primas, y/o a la falta de disponibilidad de mano de obra procedente de los pa\u00edses afectados; \u2022 Seguridad de las personas: la existencia de infraestructuras de generaci\u00f3n pr\u00f3ximas a la zona de conflicto implica tambi\u00e9n la presencia de equipos de EDPR y equipos subcontratados que, aunque no se encuentren de forma permanente en estas instalaciones, pueden exponerse a un mayor nivel de riesgo con la evoluci\u00f3n del conflictoCiberseguridad: sigue habiendo un elevado n\u00famero de ciberataques en todo el mundo, con un nivel de sofisticaci\u00f3n cada vez mayor y un impacto potencial para EDPR, directa o indirectamente (por ejemplo, a trav\u00e9s de proveedores de servicios cr\u00edticos de TI y OT), lo que sigue motivando el refuerzo de la vigilancia de la seguridad y la adopci\u00f3n de medidas complementarias por parte de EDPR; \u2022 Cadena de suministro: sigue sin existir una exposici\u00f3n directa relevante de EDPR a pa\u00edses en conflicto o sancionados, sin embargo, puede existir una dependencia indirecta a trav\u00e9s de los proveedores de EDPR de productos y materias primas (como cobre, aluminio, n\u00edquel, entre otros), procedentes de Rusia o Ucrania, o cuya ruta de transporte atraviese/pasen por el \u00e1rea de la zona de conflicto, lo que plantea la posibilidad de que la cadena de suministro pueda verse sometida a interrupciones por diferentes causas y con duraci\u00f3n variable. Tambi\u00e9n se produce un aumento de los costes asociados a estas mercanc\u00edas, tanto en t\u00e9rminos de producci\u00f3n, dada la escasez de algunas materias primas, como de transporte. \u2022 Cumplimiento: la aplicaci\u00f3n de sanciones a Rusia por parte de diferentes pa\u00edses y organizaciones, incluida la UE, sigue requiriendo un seguimiento interno con el fin de reducir el riesgo de incumplimiento de dichas sanciones por parte de EDPR y gestionar cualquier asociaci\u00f3n previamente establecida. EDPR contin\u00faa reforzando los mecanismos de seguridad y contingencia asociados a sus empleados, as\u00ed como a sus operaciones y activos cr\u00edticos, incluyendo, entre otros, el seguimiento activo de la evoluci\u00f3n de los distintos factores de riesgo identificados. Adem\u00e1s, EDPR estableci\u00f3 planes y estrategias locales para responder a la posible extensi\u00f3n geogr\u00e1fica del conflicto, con el fin de proteger a las personas y los activos. Las actividades operativas y de inversi\u00f3n de EDPR dependen de las cadenas de suministro locales y globales, llev\u00e1ndose a cabo una gesti\u00f3n activa de los suministros cr\u00edticos para minimizar los posibles impactos de las interrupciones en estas cadenas. Impacto contable EDPR no ha aplicado ninguna clasificaci\u00f3n diferente de las utilizadas normalmente en su cuenta de resultados consolidada como consecuencia del conflicto antes mencionado. Para evaluar los posibles impactos contables, el Grupo ha reevaluado las estimaciones que considera relevantes y que han podido verse impactadas por este hecho. As\u00ed, a 31 de diciembre de 2022, el Grupo ha realizado una serie de an\u00e1lisis de las estimaciones relevantes al y no ha determinado impactos materialmente relevantes respecto a 31 de diciembre de 2021. Impacto estrat\u00e9gico (macroeconom\u00eda y relaci\u00f3n con los principales grupos de inter\u00e9s) A) Impacto macroecon\u00f3mico La actual crisis geopol\u00edtica en Europa del Este conlleva riesgos significativos para la econom\u00eda y la sociedad, con un nivel de incertidumbre asociado sobre la duraci\u00f3n del conflicto y los impactos econ\u00f3micos que se derivar\u00e1n. En la macroeconom\u00eda mundial, las repercusiones se han dejado sentir en t\u00e9rminos de aumento de los costes de las materias primas, en particular las energ\u00e9ticas y agr\u00edcolas, as\u00ed como en una mayor probabilidad de interrupci\u00f3n de las cadenas de suministro internacionales. Adem\u00e1s de provocar una escalada de las tensiones geopol\u00edticas existentes, contribuyendo a la inestabilidad global con consecuencias a\u00fan inciertas a medio-largo plazo, la proximidad del conflicto a las fronteras de la UE tambi\u00e9n representa un reto para la cohesi\u00f3n entre los estados miembros. B) Relaci\u00f3n con los principales grupos de inter\u00e9s Desde el primer momento, EDPR ha asumido el compromiso de salvaguardar los intereses de partes relacionadas y ha realizado un seguimiento permanente de los principales acontecimientos del conflicto militar y de las posibles implicaciones para todas las partes relacionadas. Este seguimiento e intervenci\u00f3n se ha manifestado a diferentes niveles, entre los que destacan los siguientes: \u2022 Empleados: EDPR ha reforzado su comunicaci\u00f3n interna, sensibilizando sobre los posibles impactos derivados del conflicto, as\u00ed como su posicionamiento y las medidas adoptadas para gestionar dichos resultados; \u2022 Comunidades: EDPR ha lanzado una campa\u00f1a de ayuda humanitaria con sus empleados, y ha aunado esfuerzos con instituciones presentadas a nivel local, con el fin de apoyar a los m\u00e1s desfavorecidos y vulnerables; y \u2022 Accionistas: el Equipo Directivo ha estado trabajando estrechamente con el Comit\u00e9 de Auditor\u00eda, con el fin de actuar de la manera m\u00e1s adecuada, protegiendo los intereses de sus accionistas. 01. Actividades del Grupo EDP Renov\u00e1veis EDP Renov\u00e1veis, Sociedad An\u00f3nima (en adelante \u201cEDP Renov\u00e1veis\u201d o \u201cEDPR\u201d) se constituy\u00f3 el 4 de diciembre de 2007. Su principal objeto social es la realizaci\u00f3n de actividades relacionadas con el sector el\u00e9ctrico, principalmente la planificaci\u00f3n, construcci\u00f3n, explotaci\u00f3n y mantenimiento de centrales de generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica utilizando fuentes de energ\u00eda renovables, principalmente e\u00f3lica y solar. La sede social de la sociedad est\u00e1 ubicada en Oviedo, Plaza de la Gesta 2, Espa\u00f1a. El 18 de marzo de 2008, EDP Renov\u00e1veis cambi\u00f3 su forma jur\u00eddica a Sociedad An\u00f3nima. La Sociedad pertenece al Grupo EDP, cuya sociedad dominante es EDP Energias de Portugal, S.A., que tiene su sede social en Avenida 24 de Julho, 12, Lisboa. A 31 de diciembre de 2022 y 2021, EDP Energias de Portugal, S.A a trav\u00e9s de su sucursal espa\u00f1ola EDP S.A. - Sucursal en Espa\u00f1a (\"EDP Sucursal\") posee una participaci\u00f3n cualificada del 74.98% del capital social y los derechos de voto de EDPR mientras que el 25,02% restante cotiza en el mercado Euronext Lisbon. En diciembre de 2011, China Three Gorges Corporation (CTG) firm\u00f3 un acuerdo para la compra de 780.633.782 acciones ordinarias de EDP a Parp\u00fablica - Participa\u00e7\u00f5es P\u00fablicas SGPS, S.A., las cuales representan el 21,35% del capital social y los derechos de voto de EDP Energias de Portugal S.A., accionista mayoritario de la Sociedad. Esta operaci\u00f3n se llev\u00f3 a cabo en mayo de 2012. Operaciones posteriores han modificado dicha participaci\u00f3n al 19,19% a 31 de diciembre de 2022. Los t\u00e9rminos de los acuerdos en virtud de los cuales CTG se convirti\u00f3 en accionista del Grupo EDP estipulan inversiones minoritarias de CTG por un total de 2.000 millones de euros hasta 2015 en proyectos de generaci\u00f3n de energ\u00edas renovables en operaci\u00f3n y preparados para construir (incluida la cofinanciaci\u00f3n de capex). En el contexto del acuerdo antes mencionado, se han llevado a cabo las siguientes operaciones: \u2022 En junio de 2013, EDPR complet\u00f3 la venta de la participaci\u00f3n del 49% en el patrimonio neto de EDPR Portugal a CTG a trav\u00e9s de CITIC CWEI Renewables S.C.A; \u2022 En mayo de 2015, EDPR cerr\u00f3 la venta del 49% de las siguientes sociedades dependientes de EDPR Brasil a CTG a trav\u00e9s de CWEI Brasil Participa\u00e7oes LTDA: Elebr\u00e1s Projetos S.A, Central Nacional de Energia E\u00f3lica S.A, Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o I S.A, Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o II S.A, Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o III S.A, Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o IV S.A, Central E\u00f3lica Jau S.A. y Central E\u00f3lica Aventura S.A. \u2022 En octubre de 2016, EDPR complet\u00f3 la venta del 49% de las participaciones en el capital de EDP Renewables Polska SP.Zo.o. a CTG a trav\u00e9s de ACE Poland S.\u00c1.R.L. y la venta del 49% de las participaciones en el capital de EDP Renewables Italia S.R.L. a CTG a trav\u00e9s de ACE Italy S.\u00c1.R.L; \u2022 En junio de 2017, el Grupo EDPR complet\u00f3 la venta del 49% de las participaciones en el capital de EDPR PT - Parques E\u00f3licos, S.A. a CTG a trav\u00e9s de ACE Portugal S.\u00c1.R.L.; \u2022 En diciembre de 2018, EDPR complet\u00f3 la venta del 10% de la participaci\u00f3n de la sociedad consolidada por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n Moray East Holdings Limited a CTG a trav\u00e9s de China Three Gorges (UK) Limited. El 10 de diciembre de 2021, tras la firma del acuerdo para la adquisici\u00f3n de Sunseap por EDP Renov\u00e1veis S.A. y la consiguiente entrada en el mercado asi\u00e1tico, EDP y CTG actualizaron el Acuerdo de Asociaci\u00f3n Estrat\u00e9gica (celebrado en diciembre de 2011). Esta actualizaci\u00f3n tiene como objetivo flexibilizar las estrategias de crecimiento de ambas empresas, garantizando la aplicaci\u00f3n de los m\u00e1s exigentes est\u00e1ndares de gobierno corporativo en sus relaciones futuras. A 31 de diciembre de 2022, EDP Renov\u00e1veis S.A. posee una participaci\u00f3n directa del 100% en el capital social de las siguientes sociedades: EDP Renewables Europe, S.L. (EDPR EU), EDP Renewables North America, LLC (EDPR NA), EDP Renewables Canada, Ltd. (EDPR Canada), EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A. (EDPR BR), las empresas colombianas Eolos Energ\u00eda S.A.S. E.S.P., Vientos del Norte S.A.S. E.S.P., Solar Power Solutions S.A.S. E.S.P y Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P, la sociedad vietnamita EDP Renewables Vietnam Ltd., las sociedades singapurenses de Trung Son SG Pte. Ltd., Sunseap Group Pte. Ltd., la sociedad Chilena EDP Renewables Chile SpA. Y la sociedad mexicana Parque Solar Los Cuervos, S. de R.L. de C.V. V\u00e9ase el anexo I que incluye el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n. El Grupo opera fundamentalmente en los sectores energ\u00e9ticos de Europa (Espa\u00f1a, Portugal, Polonia, Ruman\u00eda, Francia, Italia, Grecia, Reino Unido y B\u00e9lgica), Am\u00e9rica (EE.UU., Brasil, Canad\u00e1 y M\u00e9xico) y Asia (Vietnam, Singapur, Taiw\u00e1n y China). El Grupo EDPR est\u00e1 desarrollando actualmente proyectos e\u00f3licos y solares onshore en otros pa\u00edses como Reino Unido, Alemania, Pa\u00edses Bajos, Chile, Colombia, Hungr\u00eda y Corea del Sur.r. Adem\u00e1s, el Grupo EDPR firm\u00f3 un acuerdo con ENGIE en enero de 2020 para establecer una joint venture al 50 %, OW Offshore S.L. (Ocean Winds), en el negocio de la energ\u00eda e\u00f3lica offshore y flotante. Esta entidad ser\u00e1 el veh\u00edculo exclusivo de inversi\u00f3n de EDPR y ENGIE para las oportunidades e\u00f3licas offshore en todo el mundo. EDP Renov\u00e1veis, S.A. ha adquirido durante el ejercicio 2022 el control del Grupo Sunseap Group Pte. Ltd., el mayor operador solar distribuido y uno de los 4 principales operadores solares en el sudeste de Asia. La operaci\u00f3n se ha estructurado mediante un contrato con los accionistas principales de Sunseap. Sunseap es una empresa de energ\u00eda renovable, en concreto energ\u00eda solar, con sede en Singapur, y cuenta con m\u00e1s de 400 empleados repartidos en 9 mercados, en concreto, en Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n, que en el momento del acuerdo ten\u00eda m\u00e1s de 0,5 GW de capacidad en funcionamiento y en construcci\u00f3n y casi 5 GW en diferentes etapas de desarrollo. La operaci\u00f3n fue completada en febrero de 2022 una vez las condiciones precedentes se cumplieron (v\u00e9ase nota 6). EDP Renov\u00e1veis, S.A., a trav\u00e9s de su subsidiaria EDP Renewables Europe, S.L.U. ha adquirido durante el ejercicio 2022 el control del Grupo Kronos Solar Projects GmbH., un negocio de generaci\u00f3n solar, por un total de 9,4 GW bajo desarrollo localizado en Alemania, Pa\u00edses Bajos, Francia y Reino Unido. El Grupo EDP Renov\u00e1veis posee, a trav\u00e9s de sus sociedades dependientes, la siguiente capacidad instalada: CAPACIDAD INSTALADA MW 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Estados Unidos 6.025 5.908 Espa\u00f1a 2.166 2.194 Portugal 1.168 1.142 Brasil 1.114 795 Polonia 733 747 Ruman\u00eda 521 521 M\u00e9xico 496 400 Vietnam 405 28 Italia 295 384 Francia 214 181 Singapur 230 - Canad\u00e1 130 130 Grecia 45 45 China 44 - Taiw\u00e1n 32 - B\u00e9lgica 11 11 Reino Unido 5 5 Tailandia 1 - 13.635 12.490 Asimismo, el Grupo EDP Renov\u00e1veis posee, a trav\u00e9s de sus sociedades consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n, la siguiente capacidad instalada atribuida a EDPR: CAPACIDAD INSTALADA MW 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Estados Unidos 592 592 Espa\u00f1a 156 156 Portugal 31 31 APAC 15 - Resto Europa 311 311 1.105 1.090 Marco regulatorio de las actividades en Norteam\u00e9rica EDP Renewables opera en la mayor\u00eda de los mercados de electricidad de Estados Unidos, Canad\u00e1 y M\u00e9xico. La naturaleza de la normativa y las reglas del mercado var\u00edan de un mercado a otro con diferentes grados de influencia de los reguladores federales y estatales/provinciales en cada mercado. Las oportunidades y limitaciones para los activos y las perspectivas de EDPR se definen de forma significativa por estas regulaciones y normas de mercado. Las Organizaciones Regionales de Transmisi\u00f3n (RTO, por sus siglas en ingl\u00e9s), Operadores de Sistemas Independientes (ISO, por sus siglas en ingl\u00e9s) existen en gran parte de Norteam\u00e9rica para operar la red el\u00e9ctrica de una regi\u00f3n, administrar los mercados mayoristas de electricidad de la regi\u00f3n y proporcionar una planificaci\u00f3n de la fiabilidad del sistema de electricidad al por mayor de la regi\u00f3n. Las RTO tienen una responsabilidad adicional sobre la red de transporte de la regi\u00f3n. Los mercados de EE.UU. con RTOs e ISOs est\u00e1n bajo una mayor influencia federal a trav\u00e9s de la Comisi\u00f3n Federal de Regulaci\u00f3n de la Energ\u00eda (FERC, por sus siglas en ingl\u00e9s), lo que se traduce en unas tarifas y normas de mercado m\u00e1s transparentes. Las normas de regulaci\u00f3n y de mercado de las regiones que no est\u00e1n en las RTO/ISO tienden a estar influenciadas por varias combinaciones de entidades, como los reguladores estatales, las empresas de servicios p\u00fablicos integradas verticalmente, los gobiernos municipales y las agencias federales. En Canad\u00e1, el marco regulador var\u00eda seg\u00fan la provincia o el territorio de que se trate. Los reguladores provinciales tienen competencia sobre la generaci\u00f3n de energ\u00eda, la transmisi\u00f3n interprovincial, la distribuci\u00f3n, los precios minoristas y los mercados mayoristas de su provincia (si existen). En general, EDPR trata de construir activos en los mercados norteamericanos en los que existen contratos a largo plazo para la mayor parte de la producci\u00f3n de sus instalaciones de generaci\u00f3n. Adem\u00e1s de energ\u00eda el\u00e9ctrica, nuestras instalaciones pueden producir capacidad y servicios auxiliares en regiones con demanda de estos productos. Muchos estados han promulgado normas de cartera de energ\u00edas renovables (RPS, por sus siglas en ingl\u00e9s) que exigen a las entidades obligadas a proporcionar un determinado porcentaje de su suministro energ\u00e9tico a partir de fuentes renovables cualificadas, de forma similar a la Directiva sobre energ\u00edas renovables de la UE. En Canad\u00e1, los gobiernos provinciales han exigido a las compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas que adquieran el suministro energ\u00e9tico a instalaciones renovables con programas como los Grandes Programas de Adquisici\u00f3n de Energ\u00edas Renovables de Ontario. En los \u00faltimos a\u00f1os, los estados de EE.UU. han ampliado estos objetivos, de modo que las normas de cartera de renovables en m\u00e1s de quince estados exigen que el 50% o m\u00e1s de su suministro energ\u00e9tico se realice a trav\u00e9s de recursos renovables en los pr\u00f3ximos diez o veinte a\u00f1os. Adem\u00e1s, m\u00e1s de diez estados han establecido requisitos para alcanzar un 100% de suministro de energ\u00eda limpia para 2050. Algunas instalaciones de la cartera e\u00f3lica y solar de EDPR, dada su ubicaci\u00f3n, producen cr\u00e9ditos de energ\u00eda renovable (REC, por sus siglas en ingl\u00e9s), certificados de energ\u00eda limpia (CEL) y otros atributos medioambientales que suelen venderse, junto con la energ\u00eda, la capacidad y los servicios auxiliares, de las plantas en virtud de contratos a largo plazo. Estos REC generados a trav\u00e9s de la producci\u00f3n renovable tambi\u00e9n pueden venderse por separado de la generaci\u00f3n e\u00f3lica y solar, si no est\u00e1n ya incluidos en los contratos a largo plazo. La parte propietaria de los REC es la \u00fanica que tiene derecho a los beneficios de los atributos medioambientales. Los gobiernos federales, estatales y locales de Estados Unidos han establecido diversos incentivos para apoyar el desarrollo de proyectos de energ\u00edas renovables. Entre estos incentivos se encuentran el cr\u00e9dito fiscal a la inversi\u00f3n (ITC, por sus siglas en ingl\u00e9s), el cr\u00e9dito fiscal a la producci\u00f3n (PTC, por sus siglas en ingl\u00e9s), las subvenciones en efectivo y la financiaci\u00f3n con fondos propios. De acuerdo con el Sistema de Recuperaci\u00f3n Acelerada de Costes Modificado de EE.UU., los proyectos e\u00f3licos y solares se amortizan completamente a efectos fiscales en un periodo de cinco a\u00f1os, aunque la vida \u00fatil de dichos proyectos sea generalmente mucho mayor que cinco a\u00f1os. Los propietarios de instalaciones e\u00f3licas a escala de servicios p\u00fablicos pueden solicitar el ITC una vez que hayan alcanzado el funcionamiento comercial o el PTC para la generaci\u00f3n de las instalaciones que cumplan los requisitos. El PTC se concede en funci\u00f3n del volumen de electricidad producido por la instalaci\u00f3n e\u00f3lica durante los primeros diez a\u00f1os de funcionamiento comercial. Este incentivo fue establecido por el Congreso de EE.UU. en la Energy Policy Act (Ley de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica) de 1992 y se ha ampliado en varias ocasiones, la m\u00e1s reciente en el marco del paquete de medidas globales y de asistencia en relaci\u00f3n con la COVID-19. Los niveles de ITC y PTC para una determinada instalaci\u00f3n dependen de la fecha de inicio de la construcci\u00f3n y de la puesta en marcha de dicha instalaci\u00f3n y se mantienen fijos en este nivel durante los primeros diez a\u00f1os de funcionamiento. La crisis de COVID-19 ha seguido generando desaf\u00edos para las empresas de energ\u00eda limpia que pretenden promover el desarrollo de proyectos e\u00f3licos y solares. Los retrasos en la fabricaci\u00f3n de equipos y entregas de env\u00edos, las suspensiones de actividades y las restricciones de la mano de obra, entre otros factores, han propiciado incumplimientos de los plazos de construcci\u00f3n y desarrollo de proyectos, y han generado un cierto riesgo de que los proyectos no cumplan los plazos de puesta en marcha previstos en las normas de\u201cpuerto seguro\u201d. El Departamento del Tesoro de EE.UU. (en adelante, el \u201cTesoro\u201d) determina los requisitos para acogerse a la legislaci\u00f3n federal reguladora de los cr\u00e9ditos fiscales a la producci\u00f3n de energ\u00eda e\u00f3lica (PTC, por sus siglas en ingl\u00e9s) y los cr\u00e9ditos fiscales a la inversi\u00f3n en energ\u00eda solar (ITC, por sus siglas en ingl\u00e9s). El Tesoro ha concedido a los proyectos un \u201cpuerto seguro\u201d con respecto a los requisitos para los cr\u00e9ditos fiscales disponibles en el a\u00f1o en que comenz\u00f3 la construcci\u00f3n, siempre que el proyecto se pusiera posteriormente en funcionamiento dentro de un cierto per\u00edodo de a\u00f1os. Contin\u00faan aplic\u00e1ndose las directrices del Tesoro (publicadas el 20 de junio de 2020); 1. Se ampl\u00eda a seis a\u00f1os el \u201cpuerto seguro\u201d de puesta en funcionamiento para las instalaciones cuya construcci\u00f3n se inici\u00f3 en 2016, 2017, 2018 o 2019; 2. Se ampl\u00eda a cinco a\u00f1os el \u201cpuerto seguro\u201d de puesta en funcionamiento para las instalaciones cuya construcci\u00f3n se inici\u00f3 en 2020; y 3. Establece que los contribuyentes no acogidos al puerto seguro de continuidad pueden demostrar la continuidad utilizando el criterio de los \u201cesfuerzos continuos\u201d en lugar del criterio, m\u00e1s restrictivo, de la \u201cconstrucci\u00f3n continua\u201d, con independencia de si se ha iniciado la construcci\u00f3n del proyecto mediante obras f\u00edsicas. 4. Los equipos eligibles adquiridos en 2016 pueden ahora ser instalados en 2022 y beneficiarse del PTC \u00edntegro (anteriormente, deber\u00edan haberse instalado en 2021); y 5. Los equipos eligibles adquiridos en 2017 pueden ahora ser instalados en 2023 y beneficiarse de un 80% del PTC (anteriormente, deber\u00edan haberse instalado en 2022). En enero de 2022, el primer a\u00f1o de la Administraci\u00f3n Biden lleg\u00f3 a su fin. El componente clave de la agenda nacional de la Ad- ministraci\u00f3n, \"Reconstruir mejor\", que habr\u00eda ampliado los cr\u00e9ditos fiscales existentes para las energ\u00edas renovables y ampliado la elegibilidad de los cr\u00e9dtos, entre otras pol\u00edticas, fue rechazado por el senador Manchin (D-WV) en una declaraci\u00f3n publicada en diciembre de 2021. Sin este voto n\u00famero 50 del Senado, el \u00f3mnibus no fue aprobado. Los cr\u00e9ditos fiscales todav\u00eda se est\u00e1n considerando como parte del proceso de reconciliaci\u00f3n presupuestaria, aunque el alcance de las pol\u00edticas incluidas no est\u00e1 claro -puede ir desde una simple extensi\u00f3n del cr\u00e9dito fiscal a la produci\u00f3n (PTC) y del cr\u00e9dito fiscal a la inversi\u00f3n (ITC) hasta la intro- ducci\u00f3n de una disposici\u00f3n de pago directo y las preocupaciones econ\u00f3micas sobre el aumento de la inflaci\u00f3n y los precios del gas han surgido como principales prioridades pol\u00edticas. A pesar de estos vientos en contra, varias personas designadas est\u00e1n impulsando los objetivos de la transici\u00f3n energ\u00e9tica. El Secretario Haaland del Departamento del Interior anunci\u00f3 el plan \"Offs- hore Wind Path Forward\" para organizar hasta siete subastas de arrendamientos e\u00f3licos marinos para 2025, incluida la venta de arrendamientos de New York Bight en febrero de 2022. En mayo de 2022, el Presidente Biden tambi\u00e9n anunci\u00f3 su intenci\u00f3n de nombrar al Presidente de la FERC, Richard Glick, para un segundo mandato de cinco a\u00f1os. La agenda actual de Glick incluye la revisi\u00f3n de la planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n y las normas de interconexi\u00f3n de la generaci\u00f3n, as\u00ed como una mejor incorporaci\u00f3n de las fuentes de energ\u00eda distribuida en los mercados ma- yoristas. En junio de 2022, el presidente Biden firm\u00f3 una orden ejecutiva que protege las importaciones de paneles solares fotovoltaicos del Sudeste asi\u00e1tico durante los pr\u00f3ximos dos a\u00f1os de cualquier arancel adicional resultante de la investigaci\u00f3n arancelaria so- bre derechos antidumping y compensatorios (AD/CVD) del Departamento de Comercio, adem\u00e1s de autorizar el uso de la Ley de Producci\u00f3n de Defensa (DPA) para aumentar la fabricaci\u00f3n nacional de cinco tecnolog\u00edas de energ\u00eda limpia, incluidos los paneles solares fotovoltaicos. En agosto de 2022, el Presidente Biden promulg\u00f3 la Ley de Reducci\u00f3n de la Inflaci\u00f3n de 2022 (IRA2022). Para el desarrollo de las energ\u00edas renovables, la IRA2022 apoya la expansi\u00f3n del cambio de la oferta nacional para las tecnolog\u00edas de energ\u00eda limpia, especialmente la produci\u00f3n de paneles solares, as\u00ed como proporcionar importantes extensiones y mejoras a la ITC y PTC al tiempo que estos incentivos disponibles para un conjunto m\u00e1s amplio de tecnolog\u00edas. La Ley tambi\u00e9n permite mejorar la trans- feribilidad de los cr\u00e9ditos fiscales. Antes de la IRA2022, el ITC m\u00e1ximo se fijaba en el 30% del capital invertido en proyectos solares cualificados, con una reducci\u00f3n seg\u00fan un calendario definido en funci\u00f3n del a\u00f1o de inicio de la construcci\u00f3n y de la fecha final de explotaci\u00f3n comercial. La IRA2022 modifica la estructura de tipos, haciendo que los proyectos puedan optar a un tipo b\u00e1sico y a bonificaciones adicionales que dependen del cumplimiento de determinados criterios relacionados con la naturaleza de la mano de obra y los materiales utilizados en la construcci\u00f3n del proyecto, as\u00ed como de criterios espec\u00edficos de ubicaci\u00f3n. El tipo b\u00e1sico fija el ITC en el 6% de los costes cualificados. Los requisitos laborales incluyen el pago de los salarios vigentes durante la construcci\u00f3n y las reparaciones, as\u00ed como el empleo de un porcentaje determinado de aprendices cualificados. El cumplimiento de los requisitos laborales a\u00f1ade un 24% de ITC adicional al tipo b\u00e1sico del 6%. La construcci\u00f3n con materiales cualificados a\u00f1ade un 10% a la tasa de ITC del proyecto si se cumplen los requisitos de contenido nacional. La ubicaci\u00f3n del proyecto tambi\u00e9n puede a\u00f1adir bonificaciones a la tasa de ITC, favoreciendo a las comunidades de bajos ingresos y energ\u00e9ticas con bonificaciones adicionales del 10% de ITC, respectivamente. Adem\u00e1s, la IRA2022 modifica la estructura del PTC de forma similar. Antes de la Ley, el PTC m\u00e1ximo se fijaba en 26 d\u00f3lares americanos por MWh para la generaci\u00f3n de proyectos e\u00f3licos durante los diez primeros a\u00f1os de funcionamiento del proyecto. El valor del PTC disminu\u00eda seg\u00fan un calendario definido que tambi\u00e9n depend\u00eda del a\u00f1o de inicio de la construcci\u00f3n y de la fecha de explotaci\u00f3n comercial. La IRA2022 cambia esta estructura de tarifas para fijar el valor de la PTC en una tarifa base fijada en 5 $/MWh m\u00e1s bonificaciones por mano de obra contratada que a\u00f1aden 21 $/MWh. El uso de materiales nacionales a\u00f1ade 3 $/MWh, mientras que la construcci\u00f3n en comunidades energ\u00e9ticas cualificadas a\u00f1ade otros 3 $/MWh. Adem\u00e1s, el PTC pasa a ser tecnol\u00f3gicamente neutro en 2025, de modo que la energ\u00eda solar podr\u00eda recibir el PTC en lugar del ITC. Marco regulatorio de las actividades en Espa\u00f1a La norma principal que regula el sector el\u00e9ctrico espa\u00f1ol es la Ley 24/2013 que reemplaz\u00f3 a la Ley 54/1997. Esta ley forma parte de una reforma integral del sector energ\u00e9tico espa\u00f1ol. Los objetivos principales de esta ley son adaptar la regulaci\u00f3n a la evoluci\u00f3n del sector el\u00e9ctrico y garantizar la sostenibilidad del sistema a largo plazo, eliminando las deficiencias existentes en la operaci\u00f3n del sistema. Espec\u00edficamente, la Ley persigue corregir el d\u00e9ficit tarifario estructural. La ley establece principios y disposiciones que rigen el sector el\u00e9ctrico, con el objetivo de garantizar efectivamente el suministro de electricidad y adaptarlo a las necesidades de los consumidores garantizando la seguridad, calidad, eficiencia, objetividad, transparencia y electricidad al coste m\u00ednimo. Como parte de esta Reforma Energ\u00e9tica, el Real Decreto-ley 9/2013 fue aprobado en julio de 2013. El prop\u00f3sito de este Real Decreto-ley era adoptar una serie de medidas para garantizar la sostenibilidad del sistema el\u00e9ctrico. En particular, el RDL 9/2013 introdujo un nuevo r\u00e9gimen legal y econ\u00f3mico para las instalaciones de energ\u00eda existentes que producen electricidad a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos. El RDL estableci\u00f3 los principios sobre los cuales se articular\u00eda el r\u00e9gimen aplicable a estas instalaciones y estos principios fueron posteriormente confirmados y desarrollados por la Ley 24/2013 y el Real Decreto 413/2014. De acuerdo con este nuevo marco, las instalaciones renovables recibir\u00edan durante su vida \u00fatil operativa, adem\u00e1s de la remuneraci\u00f3n por la venta de la energ\u00eda valorada al precio de mercado, una remuneraci\u00f3n espec\u00edfica compuesta por (i) una \"retribuci\u00f3n a la inversi\u00f3n\" que ser\u00eda incremental a los ingresos obtenidos por la venta de electricidad en el mercado, m\u00e1s, (ii) una prima de remuneraci\u00f3n operativa dise\u00f1ada para cubrir tambi\u00e9n la parte de los costos operativos de una instalaci\u00f3n que no podr\u00eda recuperarse mediante la venta de energ\u00eda. El c\u00e1lculo de la remuneraci\u00f3n antes mencionada se realizar\u00e1 sobre la base de los costes e ingresos est\u00e1ndar (inversi\u00f3n inicial, operaci\u00f3n e ingresos de la venta de energ\u00eda) que corresponder\u00edan a una \"planta de energ\u00eda est\u00e1ndar, durante la vida regulatoria \u00fatil y basada en la actividad comercial que realizar\u00eda una empresa eficiente y bien gestionada\u201d. Seg\u00fan este esquema, los proyectos recibir\u00edan una remuneraci\u00f3n que garantiza una \"rentabilidad razonable\" calculada, para el primer per\u00edodo regulatorio de seis a\u00f1os, a \"300 puntos b\u00e1sicos por encima del rendimiento de los bonos del gobierno a 10 a\u00f1os en los \u00faltimos diez a\u00f1os\". El Gobierno espa\u00f1ol public\u00f3 el 20 de junio de 2014, la Orden IET / 1045/2014, que inclu\u00eda los par\u00e1metros para remunerar los activos de energ\u00eda renovable, en el nuevo marco de remuneraci\u00f3n que fue aprobado por el Decreto-Ley 413/2014. El DL 413/2014 confirm\u00f3 que los parques e\u00f3licos en operaci\u00f3n en 2003 (y antes) no recibir\u00edan ning\u00fan incentivo adicional, mientras que el incentivo para el resto de los parques e\u00f3licos se calcular\u00eda para alcanzar un retorno del 7,398%. Esta orden describe m\u00e1s de 1.300 posibles tipos de instalaci\u00f3n de energ\u00edas renovables, 23 de ellos correspondientes a parques e\u00f3licos de m\u00e1s de 5 MW clasificados por a\u00f1o de primera operaci\u00f3n (de 1994 a 2016). En octubre de 2015 el Gobierno aprob\u00f3 el Real Decreto 947/2015 y una Orden Ministerial cuyo objetivo era permitir la instalaci\u00f3n de nueva capacidad en energ\u00edas renovables mediante un mecanismo de concurrencia competitiva. En enero de 2016 se realiz\u00f3 la primera subasta de capacidad de energ\u00edas renovables. La subasta se dise\u00f1\u00f3 para proporcionar un esquema de remuneraci\u00f3n similar al que se aplica a las instalaciones anteriores (RD 413/2014). Siguiendo este marco, se solicit\u00f3 a los participantes de la licitaci\u00f3n que ofrecieran descuentos en el par\u00e1metro de \"inversi\u00f3n inicial\" (CAPEX) que luego, al ser introducido en la f\u00f3rmula establecida por el RD 413/2014 determinar\u00eda el \"Rinv\" (retribuci\u00f3n a la inversi\u00f3n) que eventualmente ser\u00eda adjudicado. Tras el resultado de la licitaci\u00f3n del 17 de mayo de 2017, el gobierno espa\u00f1ol decidi\u00f3 lanzar una licitaci\u00f3n adicional por un m\u00e1ximo de 3 GW. Esta nueva licitaci\u00f3n se realiz\u00f3 el 26 de julio de 2017 y se abri\u00f3 exclusivamente a energ\u00eda e\u00f3lica y solar fotovoltaica. Adem\u00e1s, el real decreto que rige la licitaci\u00f3n (RD 650/2017) inclu\u00eda la posibilidad de aumentar la capacidad asignada a toda la capacidad que ofrezca el mismo descuento, siempre que no cree un coste excesivo para el sistema. Siguiendo esta cl\u00e1usula, se otorg\u00f3 toda la capacidad que ofrec\u00eda el descuento m\u00e1ximo permitido (no se activ\u00f3 ninguna regla de desempate). En octubre de 2018 el Ministerio espa\u00f1ol para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica introdujo varias medidas destinadas a limitar el coste de la electricidad para los consumidores finales y a servir como un primer paso hacia la transici\u00f3n energ\u00e9tica a largo plazo prevista por el Partido Socialista. Las medidas implantadas incluyen la suspensi\u00f3n del impuesto de generaci\u00f3n del 7% durante un per\u00edodo de 6 meses, la facilitaci\u00f3n del autoconsumo y la ampliaci\u00f3n administrativa hasta marzo de 2020 de los derechos de conexi\u00f3n de las centrales renovables adjudicadas en las subastas de a\u00f1os anteriores. El 22 de noviembre de 2019, se aprob\u00f3 el Real Decreto Ley 17/2019, que introduce una serie de medidas destinadas a garantizar un marco regulador y econ\u00f3mico estable para fomentar el desarrollo de la generaci\u00f3n de energ\u00eda renovable en Espa\u00f1a. El RDL actualiza la \"rentabilidad razonable\" para la generaci\u00f3n renovable para el pr\u00f3ximo per\u00edodo regulatorio que comenzaba el 1 de enero de 2020 a un nivel del 7,39% para los activos antes del RDL 9/2013 y del 7,09% para los nuevos. Otro objetivo del RDL es adoptar una nueva regulaci\u00f3n que rija el acceso a la red en los nodos afectados por el cierre de plantas y concesiones de carb\u00f3n y energ\u00eda nuclear para el uso privado del agua, donde los nuevos proyectos renovables pueden ofrecer una alternativa. El acceso a la red a proyectos renovables en \u00e1reas afectadas por el cierre de instalaciones t\u00e9rmicas se basar\u00e1 en los beneficios t\u00e9cnicos y econ\u00f3micos, as\u00ed como en los beneficios ambientales y sociales, en particular la creaci\u00f3n de empleo. En enero de 2020 se aprob\u00f3 la Circular 3/2020 de la CNMC. La Circular establece la metodolog\u00eda para calcular la tarifa de acceso y elimina los 0,5\u20ac/MWh anteriores que los generadores ten\u00edan que pagar. Se ha introducido una nueva tarifa de 0,13741 \u20ac /MWh para remunerar al operador del sistema. El 28 de febrero 2020 se public\u00f3 la versi\u00f3n definitiva del ajuste del Rinv (retribuci\u00f3n a la inversi\u00f3n), ya que en 2019 finaliz\u00f3 el segundo periodo semi-reglamentario del marco del RD 413/2014. Se introdujeron tres ajustes principales: (i) la estimaci\u00f3n de los precios del pool utilizando precios a plazo, (ii) el ajuste del OPEX para reflejar la eliminaci\u00f3n de la tarifa de acceso de 0,5 \u20ac/MWh y (iii) la inclusi\u00f3n de la retribuci\u00f3n del operador del sistema. El 14 de marzo de 2020, entr\u00f3 en vigor el Real Decreto 463/2020 por el que se declara el estado de alarma para la gesti\u00f3n de la crisis sanitaria provocada por el coronavirus (COVID 19). En situaciones extremas (entre ellas, las crisis sanitarias) el art\u00edculo 116 de la Constituci\u00f3n Espa\u00f1ola permite al Ejecutivo declarar el estado de alarma, medida que le permite prohibir la libre circulaci\u00f3n de personas en todo el territorio nacional y adoptar todas las medidas necesarias para garantizar el abastecimiento de alimentos en los mercados de la naci\u00f3n. Tambi\u00e9n permite al gobierno hacerse cargo de los medios de producci\u00f3n y requisar bienes. Inicialmente, el estado de alarma deb\u00eda durar hasta el 29 de marzo, pero el Congreso lo ampli\u00f3 hasta el 21 de junio. Adem\u00e1s, el gobierno endureci\u00f3 las medidas de bloqueo exigiendo la paralizaci\u00f3n de todas las actividades \"no esenciales\" del 30 de marzo al 9 de abril, incluida la construcci\u00f3n de parques e\u00f3licos. Durante el Estado de Alarma se publicaron varios Reales Decretos posteriores. Estos RD inclu\u00edan medidas econ\u00f3micas y sociales para luchar contra los efectos de la pandemia. A pesar del bloqueo, el Ministerio de Energ\u00eda puso en marcha varias consultas (Estrategia del Hidr\u00f3geno, Almacenamiento de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (EES), estrategia offshore y subastas FEDER). Debido a las perturbaciones causadas por la COVID-19, se aprob\u00f3 una pr\u00f3rroga de 2 meses (a partir del \u00faltimo d\u00eda del estado de alarma) de los derechos de conexi\u00f3n que expiraban el 31 de marzo de 2020. Asimismo, la versi\u00f3n final del PNEC (Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima) espa\u00f1ol para el periodo 2021-2030 fue enviada a la Comisi\u00f3n Europea. El Gobierno aprob\u00f3 el Real Decreto Ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energ\u00eda y otras orientadas a la recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica. El objetivo de este Real Decreto Ley es orientar la pol\u00edtica energ\u00e9tica para la recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica, la movilizaci\u00f3n de recursos financieros y la creaci\u00f3n de empleo sostenible. En concreto, el RD/2020 consta de una bater\u00eda de medidas destinadas a ayudar a la transici\u00f3n energ\u00e9tica, a eliminar los obst\u00e1culos a la implantaci\u00f3n a gran escala de las fuentes de energ\u00eda renovables y a promover la eficiencia energ\u00e9tica. El 17 de julio de 2020 se aprob\u00f3 la Orden Ministerial TED/668/2020 por la que se fijan los valores ajustados del \"Rinv\" (retribuci\u00f3n a la inversi\u00f3n) para 2018 y 2019, contabilizando la suspensi\u00f3n temporal del gravamen del 7% a la generaci\u00f3n durante el cuarto trimestre de 2018 y el primero de 2019. El Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico (MITECO) decidi\u00f3 destinar 316 millones de euros para apoyar proyectos innovadores que favorezcan la integraci\u00f3n de las energ\u00edas renovables en el sistema. Se espera que diferentes l\u00edneas de actuaci\u00f3n, elaboradas en colaboraci\u00f3n con las Comunidades Aut\u00f3nomas, contribuyan a la consecuci\u00f3n de los objetivos que Espa\u00f1a, que en su PNEC, se ha marcado en esta materia: duplicar el consumo de energ\u00edas renovables en 2030 y alcanzar la neutralidad clim\u00e1tica en 2050. En concreto, el Bolet\u00edn Oficial del Estado (BOE) publicado el 3 de agosto fij\u00f3 los criterios reguladores para asignar 246 millones de euros en ayudas a proyectos renovables en r\u00e9gimen de concurrencia competitiva. El 10 de septiembre de 2020 se anunciaron varias licitaciones en las comunidades de Madrid, Andaluc\u00eda, Extremadura, Asturias, Castilla La Mancha, Catalu\u00f1a y Murcia. Los procedimientos competitivos anunciados destinar\u00e1n 80 millones de euros a proyectos renovables. El 4 de noviembre de 2020 se aprob\u00f3 el Real Decreto 960/2020 que regula el r\u00e9gimen econ\u00f3mico de las energ\u00edas renovables para las instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica. El RD establece el marco para un nuevo plan de inversi\u00f3n en fuentes de energ\u00edas renovables (FER) (incluyendo proyectos h\u00edbridos, de almacenamiento de energ\u00eda y de repotenciaci\u00f3n) que se adjudicar\u00e1 en subastas. Define algunas caracter\u00edsticas generales del r\u00e9gimen, aunque la mayor\u00eda de los aspectos siguen siendo flexibles y tendr\u00e1n que definirse en la legislaci\u00f3n de nivel inferior. Adem\u00e1s, establece la obligaci\u00f3n de publicar un calendario de subastas de 5 a\u00f1os. En cuanto al mecanismo de subasta, el RD establece que el producto de la subasta podr\u00e1 ser potencia, energ\u00eda o una combinaci\u00f3n de ambas y que las subastas se estructurar\u00edan como de pago por oferta. Se fijar\u00e1 un precio m\u00e1ximo, aunque podr\u00e1 ser confidencial, y tambi\u00e9n se podr\u00e1 introducir un precio m\u00ednimo. El precio adjudicado se definir\u00e1 en \u20ac/MWh y no estar\u00e1 indexado. El RD incluye la posibilidad de definir los llamados \"incentivos sim\u00e9tricos\" para la participaci\u00f3n en el mercado. En este caso, el precio percibido por la energ\u00eda vendida en cada mercado (diario/intradiario) se ajustar\u00e1 mediante un factor aplicado a la diferencia entre (i) el precio del mercado diario y (ii) el precio adjudicado. La duraci\u00f3n del r\u00e9gimen se fija en lo que ocurra antes, conseguir un m\u00e1ximo de energ\u00eda o entre 10 y 15 a\u00f1os (excepcionalmente hasta 20 a\u00f1os para tecnolog\u00edas con alto CAPEX o alto riesgo tecnol\u00f3gico, lo que deber\u00e1 definirse para cada subasta). Tras la aprobaci\u00f3n del RD 960/2020, el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico (MITECO) aprob\u00f3 la Orden TED/1161/2020 de 4 de diciembre de 2020 en la que se establece el mecanismo de subastas para la primera subasta. La Orden tambi\u00e9n incluye el calendario de subastas para los pr\u00f3ximos 5 a\u00f1os. En los pr\u00f3ximos 5 a\u00f1os, el Gobierno espa\u00f1ol tiene previsto lanzar subastas de 20GW de energ\u00edas renovables (principalmente e\u00f3lica: 8,5GW y solar: 10GW) para alcanzar el objetivo de 60GW establecido en el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima de Espa\u00f1a para 2021-2030. El 29 de diciembre de 2020 se aprob\u00f3 el Real Decreto de acceso y conexi\u00f3n a las redes de transporte y distribuci\u00f3n de energ\u00eda (RD 1183/2020). Este Real Decreto establece los principios y criterios en relaci\u00f3n con la solicitud, tramitaci\u00f3n y concesi\u00f3n de autorizaciones de acceso y conexi\u00f3n a las redes de transporte y distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica. Con la aprobaci\u00f3n de este RD, el Gobierno pretende preparar el marco regulatorio para el despliegue previsto de las energ\u00edas renovables, a la vez que contribuye a eliminar ineficiencias y comportamientos especulativos para garantizar la consecuci\u00f3n de los objetivos de la pol\u00edtica energ\u00e9tica. La primera subasta bajo el nuevo marco de subasta (establecido por el RD 960/2020) tuvo lugar el 26 de enero de 2021. En total se adjudicaron 3.034 MW: 2.036 MW de proyectos solares fotovoltaicos (a un precio medio de 24,47 \u20ac/MWh) y 998 MW de proyectos e\u00f3licos onshore (a un precio medio de 25,31\u20ac/MWh). A las ofertas ganadoras se les adjudicaron contratos de compra de energ\u00eda (PPA) de 12 a\u00f1os. En mayo de 2021, el Parlamento espa\u00f1ol aprob\u00f3 la Ley de cambio clim\u00e1tico y transici\u00f3n energ\u00e9tica (Ley 7/2021), por la que Espa\u00f1a se alinear\u00e1 con el objetivo de la UE de neutralidad en carbono en 2050. Como objetivo intermedio, dicha Ley tiene como objetivo reducir las emisiones en un 23% para 2030, en comparaci\u00f3n con los niveles de 1990. En cuanto al sector de las energ\u00edas renovables, la ley prev\u00e9 una reforma del sector de la electricidad con el fin de fomentar: (i) la participaci\u00f3n de los consumidores en los mercados, incluida la agregaci\u00f3n y la respuesta de demanda, y (ii) las inversiones en energ\u00edas renovables variables y flexibles, generaci\u00f3n distribuida y almacenamiento de energ\u00eda, entre otros. Tambi\u00e9n se prev\u00e9 una reforma fiscal centrada en la fiscalidad ecol\u00f3gica. En junio de 2021, la Comisi\u00f3n Europea adopt\u00f3 una evaluaci\u00f3n positiva del Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia de Espa\u00f1a. La financiaci\u00f3n ascender\u00e1 a 69.500 millones de euros en subvenciones y apoyar\u00e1 la aplicaci\u00f3n de las medidas cruciales de inversi\u00f3n y reforma descritas en el Plan. El Plan presentado dedica el 40% de su dotaci\u00f3n total a medidas que apoyen los objetivos clim\u00e1ticos (movilidad sostenible, eficiencia energ\u00e9tica y despliegue de energ\u00edas renovables, entre otros). En junio de 2021, el gobierno public\u00f3 el Real Decreto-ley 12/2021 por el que se adoptan medidas urgentes en el \u00e1mbito de la fiscalidad energ\u00e9tica y en materia de generaci\u00f3n de energ\u00eda. Este RDL aprob\u00f3 la suspensi\u00f3n del impuesto sobre la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica del 7% y una reducci\u00f3n del impuesto sobre el valor a\u00f1adido en las facturas de electricidad (del 21% al 10%) hasta el final del a\u00f1o. La reducci\u00f3n del IVA se aplicar\u00e1 a los consumidores con una potencia contratada inferior a 10 kW (si los precios mayoristas superan los 45\u20ac/MWh) y a los consumidores vulnerables (con independencia de los precios del mercado). Estas medidas se producen despu\u00e9s de que Espa\u00f1a modificara sus franjas horarias para el c\u00e1lculo de las facturas de electricidad y a ra\u00edz de un aumento vertiginoso de los precios de la energ\u00eda. El 16 de septiembre de 2021 entr\u00f3 en vigor el Real Decreto-ley 17/2021 (RDL 17/2021) de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad. En l\u00ednea con el anterior Real Decreto- ley, la nueva normativa ha introducido diversas medidas para amortiguar la escalada de los precios de la electricidad y limitar el importe de las facturas el\u00e9ctricas de los consumidores. \u2022 Una de las medidas consiste en introducir un mecanismo para reducir la retribuci\u00f3n excesiva que reciben determinadas instalaciones, como consecuencia de la fijaci\u00f3n del precio de coste marginal del mercado de la energ\u00eda \u2022 El RDL tambi\u00e9n ha introducido un nuevo tipo de subastas de compra de energ\u00eda a largo plazo que se celebrar\u00e1n junto con el mercado mayorista. En estas subastas, ciertos operadores deben ofrecer sus productos de generaci\u00f3n de energ\u00eda inframarginal gestionable y libre de CO2 (no incluidos en las subastas renovables), con un per\u00edodo de liquidaci\u00f3n igual o superior a un a\u00f1o. \u2022 Esta regulaci\u00f3n incluye tambi\u00e9n medidas fiscales. Por una parte, el tipo impositivo del impuesto especial sobre la electricidad se ha reducido del 5,1% al 0,5% hasta el 31 de diciembre de 2021. Por otra parte, se ha prorrogado la suspensi\u00f3n temporal del impuesto sobre el valor de la producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica (el tributo del 7%) hasta el cuarto trimestre de 2021. \u2022 Asimismo, el RDL establece un suministro m\u00ednimo vital para consumidores en situaci\u00f3n de vulnerabilidad, por el que el corte del suministro el\u00e9ctrico a los beneficiarios del bono social el\u00e9ctrico queda prohibido durante seis meses, adicionales a los cuatro ya existentes (por tanto, durante diez meses en total). El 26 de octubre de 2021 se aprob\u00f3 el Real Decreto-ley 23/2021 de medidas urgentes en materia de energ\u00eda para la protecci\u00f3n de los consumidores y la introducci\u00f3n de transparencia en los mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural. Por una parte dicho RDL incrementa, hasta el final de marzo de 2022, los descuentos del bono social el\u00e9ctrico del 40% al 70% para los consumidores vulnerables severos y del 25% al 60% para los consumidores vulnerables. La cuant\u00eda m\u00ednima del bono social t\u00e9rmico para el ejercicio 2021 se ha aumentado tambi\u00e9n de 25 a 35 euros. Por otra parte, el RDL limita el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n del mecanismo de minoraci\u00f3n del exceso de retribuci\u00f3n obtenida por ciertas instalaciones de generaci\u00f3n, que se regula en el RDL 17/2021. Por \u00faltimo, contiene algunas medidas destinadas a reforzar la transparencia en los mercados de electricidad y gas. Las sociedades espa\u00f1olas del Grupo quedan, por tanto, excluidas del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de los mecanismos para minorar el exceso de retribuci\u00f3n, ya que, en base al RDL 23/2021, el Grupo dispone de derivados y PPAs para cubrir los precios de venta de energ\u00eda. La segunda subasta de energ\u00edas renovables de 2021 se celebr\u00f3 el 19 de octubre y se adjudic\u00f3 a los ganadores una capacidad de 2.258 MW para proyectos e\u00f3licos onshore (a un precio medio de 36,68 \u20ac/MW) y 866 MW en energ\u00eda solar fotovoltaica (a un precio medio de 31,65 \u20ac/MWh). En enero de 2022, los tribunales resolvieron sobre el mecanismo del bono social 2016-2022 declarando que imponer la obligaci\u00f3n de financiaci\u00f3n exclusivamente a las empresas minoristas era contrario a la legislaci\u00f3n europea. Seg\u00fan la resoluci\u00f3n, el Gobierno debe devolver las cantidades financiadas (excepto las que se hayan repercutido a los consumidores). En marzo de 2022, se public\u00f3 un nuevo Real Decreto Ley (RDL 06/2022) con un amplio conjunto de medidas para paliar los efectos de la guerra de Ucrania, en particular el impacto de la subida de los precios de los carburantes en los precios de la electricidad. El RDL ordena una liquidaci\u00f3n extraordinaria del RECORE (r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico de las energ\u00edas renovables cogeneraci\u00f3n y residuos) con fecha 1 de enero de 2022. El ajuste debe tener en cuenta los precios reales de 2020 y 2021, y una nueva previsi\u00f3n de precios para 2022, lo que se traduce en menores retribuciones. Dentro del RDL 06/2022 se fomenta la contrataci\u00f3n bilateral de energ\u00eda RECORE eliminando las bandas regulatorias a partir de 2023. Sin embargo, las bandas regulatorias se rectificaron posteriormente en el RDL 10/2022: se mantienen las bandas, pero a partir de 2023, en lugar de utilizar s\u00f3lo los precios medios diarios e intradiarios, se tendr\u00e1n en cuenta tambi\u00e9n los precios a plazo. As\u00ed, en 2023, el precio tendr\u00e1 en cuenta una media ponderada de los precios del mercado diario (75%), los precios a plazo anuales (15%) y los precios a plazo trimestrales (2,5% cada uno). En los a\u00f1os siguientes, aumentar\u00e1 la proporci\u00f3n de los contratos a plazo. El RDL tambi\u00e9n ampli\u00f3 el alcance del bono social (la financiaci\u00f3n correr\u00e1 a cargo de los generadores) y redujo en un 80% los peajes de acceso para los consumidores electro-intensivos. En cuanto a los nuevos proyectos de generaci\u00f3n, se agiliza el proceso de autorizaci\u00f3n de determinados proyectos y se introducen algunas disposiciones para facilitar el despliegue de nuevas tecnolog\u00edas (almacenamiento, fotovoltaica flotante, hidr\u00f3geno y proyectos de autoconsumo). Por \u00faltimo, el RDL prorrog\u00f3 la limitaci\u00f3n al precio del gas (aprobada por el RDL 17/2021) hasta el 30 de junio (e incluy\u00f3 la energ\u00eda cubierta por instrumentos financieros despu\u00e9s del 29 de marzo con una vigencia igual o superior a un a\u00f1o y un precio superior a 67 \u20ac/MWh). En junio de 2022, el Gobierno espa\u00f1ol decidi\u00f3 reducir temporalmente el IVA aplicado a la electricidad al 10%. Posteriormente, el Real Decreto-Ley 06/2022, estipul\u00f3 que el IVA reducido se mantendr\u00eda mientras el precio en el mercado mayorista fuera superior a 45 \u20ac/MWh. El Real Decreto tambi\u00e9n establec\u00eda que a los consumidores vulnerables severos o en riesgo de exclusi\u00f3n (por lo tanto, los consumidores con derecho al bono social), se les seguir\u00eda aplicando un IVA reducido, incluso si el precio en el mercado mayorista era inferior a 45 \u20ac/MWh. En junio de 2022, el Consejo de Ministros espa\u00f1ol (RDL 11/2022) acord\u00f3 reducir a\u00fan m\u00e1s el IVA sobre la electricidad, del 10% al 5%, para contrarrestar la escalonada subida de los precios de la energ\u00eda hasta finales del a\u00f1o 2022. Las restantes medidas temporales sobre impuestos energ\u00e9ticos tambi\u00e9n se prorrogar\u00edan hasta finales de 2022: el tipo del Impuesto Especial sobre la Electricidad (que se hab\u00eda reducido del 5,1% al 0,5%) y la suspensi\u00f3n temporal del impuesto sobre el Valor de la Producci\u00f3n de la Electricidad (el gravamen del 7%). Adem\u00e1s, se prorrog\u00f3 el mecanismo de limitaci\u00f3n del precio del gas (aprobado por el RDL 17/2021) hasta diciembre de 2022. Este RDL establec\u00eda una tasa para las tecnolog\u00edas de carbono no emisoras basada en el precio del gas natural. En junio, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3 una limitaci\u00f3n de un a\u00f1o del precio del gas utilizado para la generaci\u00f3n de electricidad. La medida, que se aplica tanto al mercado espa\u00f1ol como al portugu\u00e9s, estar\u00e1 vigente hasta el 31 de mayo de 2023. Durante los seis primeros meses de aplicaci\u00f3n de la medida, el precio m\u00e1ximo real se fijar\u00e1 en 40 \u20ac/MWh. A partir del s\u00e9ptimo mes, el precio m\u00e1ximo aumentar\u00e1 en 5 \u20ac/MWh al mes, hasta alcanzar un precio m\u00e1ximo de 70 \u20ac/MWh en el duod\u00e9cimo mes. La medida se financiar\u00e1 mediante los \"ingresos de congesti\u00f3n\" obtenidos por el operador de la red como resultado del comercio transfronterizo de electricidad entre Francia y Espa\u00f1a y una tasa impuesta por Espa\u00f1a y Portugal a los compradores que se beneficien de la medida. En octubre de 2022 se public\u00f3 una estrategia de seguridad del suministro (el llamado \"Plan + Seguridad Energ\u00e9tica\"). En cuanto a las energ\u00edas renovables, el plan incluye disposiciones relativas a las garant\u00edas de origen de los gases renovables, un nuevo plan de la red de transporte 2024-2029, un nuevo marco regulador para promover la energ\u00eda e\u00f3lica offshore e incentivos fiscales para el cambio de combustible a energ\u00edas renovables. El 18 de octubre de 2022, se aprob\u00f3 el Real Decreto Ley 18/2022, por el que se aprueba un nuevo conjunto de medidas aplicables al sector energ\u00e9tico, incluida la pr\u00f3rroga del r\u00e9gimen de devoluci\u00f3n del gas hasta el 31 de diciembre de 2023. En diciembre de 2022, se aprob\u00f3 un nuevo impuesto para los operadores energ\u00e9ticos. Este impuesto se aplicar\u00e1 en 2023 y 2024 (sobre la base del volumen de negocios de 2022 y 2023) a los operadores energ\u00e9ticos con un volumen de negocios superior a 1.000 millones de euros en 2019. El impuesto se aplicar\u00eda a un tipo del 1,2% sobre el importe neto de la cifra de negocios del \u00faltimo Ejercicio Fiscal (incluir\u00e1 las rentas de los grupos fiscales derivadas de sus actividades desarrolladas en Espa\u00f1a, excluyendo las rentas derivadas de actividades reguladas). El impuesto extraordinario se aplicar\u00eda a partir del 1 de enero de 2023 y 2024, y el pago ser\u00eda exigible dentro de los 20 primeros d\u00edas de septiembre, con una liquidaci\u00f3n a cuenta del 50% de la cuota dentro de los 20 primeros d\u00edas de febrero. El 27 de diciembre de 2022, se aprob\u00f3 el Real Decreto-Ley 20/2022 relativo a medidas para responder a las consecuencias econ\u00f3micas y sociales de la guerra en Ucrania y tambi\u00e9n se aprobaron ciertas medidas fiscales. Por un lado, se prorrog\u00f3 la apli- caci\u00f3n del tipo impositivo del 0,5% del Impuesto Especial sobre la Electricidad hasta finales del a\u00f1o 2023. Por otro lado, se prorrog\u00f3 la suspensi\u00f3n temporal del Impuesto sobre el Valor de la Producci\u00f3n El\u00e9ctrica hasta finales de 2023. En materia de au- torizaciones, se establece para los pr\u00f3ximos 18 meses la suspensi\u00f3n de los procedimientos administrativos para los proyectos que hubieran solicitado acceso a la red en nudos que hayan sido posteriormente incluidos en las listas de los concursos de capa- cidad de red, salvo para las solicitudes relacionadas con la hibridaci\u00f3n de centrales renovables existentes. El citado RDL establece un nuevo procedimiento simplificado para la evaluaci\u00f3n ambiental de proyectos renovables (\"Determi- naci\u00f3n de Afecci\u00f3n Ambiental\") en el que se reducen los plazos respecto al procedimiento existente (\"Declaraci\u00f3n de Impacto Ambiental\") aplicable a los proyectos que soliciten autorizaci\u00f3n administrativa desde el 28 de diciembre de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2024. Adem\u00e1s, se desarrolla un procedimiento simplificado para la autorizaci\u00f3n administrativa de proyectos con evaluaci\u00f3n ambiental aprobada. Marco regulatorio de las actividades en Portugal Las principales normas legales que regulan el sector el\u00e9ctrico portugu\u00e9s son el Decreto-Ley 29/2006 de 15 de febrero de 2006 (modificado por el Decreto-Ley 215-A/2012) y el Decreto-Ley 172/2006 de 23 de agosto de 2006 (modificado por el Decreto- Ley 215-B/2012). El marco jur\u00eddico de las energ\u00edas renovables est\u00e1 incluido principalmente en el Marco El\u00e9ctrico y en la Orden Ministerial 243/2013, de 2 de agosto de 2013, que establece los t\u00e9rminos, condiciones y criterios para la concesi\u00f3n de licencias de generaci\u00f3n de electricidad con arreglo al r\u00e9gimen especial con remuneraci\u00f3n garantizada. Las disposiciones jur\u00eddicas portuguesas aplicables a la generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a trav\u00e9s de recursos renovables figuran actualmente en el Decreto-Ley 189/88, de 27 de mayo, enmendado por el Decreto-Ley 168/99, de 18 de mayo, el Decreto-Ley 312/2001, de 10 de diciembre, y el Decreto-Ley 339-C/2001, de 29 de diciembre. Tambi\u00e9n es aplicable el Decreto-Ley 33- A/2005, de 16 de febrero (\u201cDL 33-A/2005\u201d), que establece la f\u00f3rmula de retribuci\u00f3n aplicable a la energ\u00eda producida a trav\u00e9s de fuentes de energ\u00eda renovable (esto es, la f\u00f3rmula para calcular la tarifa regulada). En septiembre de 2012 y tras meses de negociaciones, la industria e\u00f3lica portuguesa lleg\u00f3 a un acuerdo con el gobierno portugu\u00e9s para ampliar el r\u00e9gimen de tarifas de alimentaci\u00f3n existente a cambio de un pago inicial. Tras el acuerdo, el Gobierno portugu\u00e9s public\u00f3 un decreto que articulaba sus condiciones, el Decreto Ley 35/2013. El Gobierno propuso cuatro esquemas tarifarios alternativos a elegir por los promotores e\u00f3licos. EDPR y ENEOP eligieron una pr\u00f3rroga de 7 a\u00f1os de la tarifa definida como el precio medio del mercado de los doce meses anteriores, con un m\u00ednimo de 74\u20ac/MWh y un m\u00e1ximo de 98\u20ac/MWh que se actualizar\u00eda anualmente con la inflaci\u00f3n a partir de 2021, a cambio de un pago de 5.800\u20ac/MW de 2013 a 2020. El Ministerio de Energ\u00eda y Medio Ambiente public\u00f3, en julio de 2014, el Decreto-ley 94/2014 que permite el aumento de la capacidad instalada de los parques e\u00f3licos hasta el 20%. La producci\u00f3n adicional generada a partir del aumento de la capacidad tendr\u00e1 una retribuci\u00f3n fija de 60 euros/MWh, mientras que la producci\u00f3n restante se retribuye con arreglo a la tarifa regulada anterior. El Gobierno portugu\u00e9s, en sus Presupuestos de 2019, incluy\u00f3 una ampliaci\u00f3n del impuesto especial sobre la energ\u00eda (el llamado CESE) a las renovables. Sin embargo, las instalaciones renovables con licencias concedidas a trav\u00e9s de concursos p\u00fablicos est\u00e1n exentas. En l\u00ednea con los Presupuestos de 2019, los Presupuestos Generales del Estado de 2020 contemplan que los peque\u00f1os productores (hasta 20 MW) queden exentos del pago del CESE. Asimismo, los sujetos pasivos con m\u00e1s de 60 MW acogidos a reg\u00edmenes tarifarios tambi\u00e9n estar\u00edan exentos de pagar el impuesto. El 31 de enero de 2019 se public\u00f3 la Orden (Portaria) 43/2019 de sobrequipamientos (\"SE\"). La nueva Portaria establece un nuevo r\u00e9gimen retributivo para los SE de 45\u20ac/MWh (valores no indexados) durante 15 a\u00f1os, periodo a partir del cual los SE quedar\u00e1n acogidos al r\u00e9gimen ordinario no teniendo derecho a acogerse al r\u00e9gimen de pr\u00f3rroga tarifaria establecido por el D-L 35/2013. El nuevo r\u00e9gimen exime a los promotores de solicitar autorizaci\u00f3n de ERSE a la SE. El 3 de junio de 2019 se public\u00f3 el DL 76/2019. Este DL es una revisi\u00f3n exhaustiva de la base legal del sector el\u00e9ctrico portugu\u00e9s. Con respecto a la nueva capacidad renovable, el Decreto cambia el orden en que se obtiene la reserva de capacidad de la red y la licencia de producci\u00f3n. Los nuevos proyectos deber\u00e1n obtener el t\u00edtulo de reserva de capacidad de red antes de solicitar la licencia de producci\u00f3n. El Decreto tambi\u00e9n introduce tres formas de obtener reservas de capacidad de red, siendo una de ellas licitaciones competitivas. Portugal lanz\u00f3 su primera subasta de energ\u00eda renovable a escala de servicios p\u00fablicos en julio de 2019, para 1,4 GW de capacidad solar fotovoltaica. Los promotores pod\u00edan presentar dos tipos de ofertas: una con un precio fijo inferior a 45 \u20ac/MWh y otra con una tarifa variable que inclu\u00eda la obligaci\u00f3n de pagar una compensaci\u00f3n al sistema el\u00e9ctrico, en funci\u00f3n de los precios de la energ\u00eda en el mercado spot. Ambos sistemas tendr\u00edan una duraci\u00f3n de 15 a\u00f1os. En diciembre de 2019, la DGEG (Dire\u00e7\u00e3o-Geral de Energia e Geologia) public\u00f3 la regulaci\u00f3n del Comit\u00e9 de Acompa\u00f1amiento de los Procesos de Licenciamiento de las plantas solares fotovoltaicas resultantes de la Subasta de 2019. Este Comit\u00e9 se cre\u00f3 con el objetivo de contribuir al cumplimiento de las obligaciones derivadas del procedimiento de licitaci\u00f3n, en particular en lo que respecta al plazo de obtenci\u00f3n de la licencia. En Portugal, se ha puesto en marcha un sistema de GO (Garant\u00edas de Origen) a partir de marzo de 2020. El registro ser\u00e1 obligatorio para los productores de renovables de m\u00e1s de 5 MW y la cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia. Hasta finales de 2021, las plantas renovables <1 MW y las de autoconsumo estar\u00e1n exentas. Con el fin de evitar una mayor propagaci\u00f3n de la COVID-19, se declar\u00f3 el estado de emergencia mediante el Decreto Presidencial n\u00ba. 14-A/2020, de 18 de marzo, autorizado por la Resoluci\u00f3n del Parlamento n\u00ba 15 A/2020, de 18 de marzo de 2020. La DGEG suspendi\u00f3 todos los plazos relacionados con los procedimientos de concesi\u00f3n de licencias para todos los proyectos el\u00e9ctricos despu\u00e9s del 16 de marzo de 2020. En particular, esta suspensi\u00f3n comprende los plazos para cualquier procedimiento administrativo que deban realizar los promotores solares con proyectos adjudicados en la primera subasta solar (junio de 2019). El Estado de Emergencia fue levantado el 2 de mayo de 2020 y sustituido por el Estado de Calamidad. El 27 de marzo de 2020, la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda anunci\u00f3 una nueva subasta solar. Los promotores ten\u00edan que elegir uno de los tres siguientes esquemas de remuneraci\u00f3n: \u2022 Una estructura de tarifa fija garantizada, en la que las ofertas expresaban un descuento sobre un precio de referencia, en \u20ac/MWh. Los proyectos adjudicados suscribir\u00edan un contrato por diferencias (CfD) horario con OMIP durante 15 a\u00f1os. El CfD se liquidar\u00eda en funci\u00f3n del precio real captado por la planta concreta. \u2022 Un esquema de mercado en el que los promotores pujaran por una contribuci\u00f3n al Sistema El\u00e9ctrico Nacional (\"SEN\") y en el que los promotores que ofertaran las mayores contribuciones ser\u00edan adjudicados con el t\u00edtulo de capacidad. Los participantes se comprometer\u00edan a pagar esta cantidad durante 15 a\u00f1os y sus proyectos obtendr\u00edan sus ingresos por participar en el mercado el\u00e9ctrico en r\u00e9gimen de comercializaci\u00f3n. \u2022 Un nuevo sistema consistente en un esquema de mercado para las centrales el\u00e9ctricas que incorporen un sistema de almacenamiento, en el que los participantes oferten el valor del pago por capacidad que desear\u00edan recibir en \u20ac/MW (MW de capacidad de conexi\u00f3n). A cambio, firmar\u00e1n un contrato de CfD con REN para proteger el sistema contra eventos de picos de precios. El 31 de marzo de 2020 se public\u00f3 la Ley 3/2020 de acompa\u00f1amiento de los Presupuestos Generales del Estado que establece las principales pol\u00edticas e inversiones para el periodo 2020-23. En materia de energ\u00eda, se establece el camino hacia la neutralidad del carbono en 2050, confirmando el objetivo de reducci\u00f3n del 55% de las emisiones en 2030, promoviendo directrices regionales para la neutralidad del carbono y previendo la elaboraci\u00f3n de presupuestos quinquenales de carbono. Asimismo, la Ley confirma los principales objetivos del Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima de Portugal (trabajos de preparaci\u00f3n para la eliminaci\u00f3n del carb\u00f3n, instalaci\u00f3n de 2 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica en los pr\u00f3ximos 2 a\u00f1os, refuerzo de la energ\u00eda onshore existente, promoci\u00f3n de la energ\u00eda h\u00edbrida y del almacenamiento de energ\u00eda, de la energ\u00eda e\u00f3lica offshore, del hidr\u00f3geno, etc.). La eficiencia energ\u00e9tica, la movilidad el\u00e9ctrica y los incentivos econ\u00f3micos para la descarbonizaci\u00f3n tambi\u00e9n figuran entre las prioridades del Gobierno. El 10 de julio de 2020, el Consejo de Ministros aprob\u00f3 oficialmente el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (PNEC), que establece los objetivos en materia de energ\u00edas renovables para 2030. El Plan se compromete a que la contribuci\u00f3n de las fuentes de energ\u00edas renovables (FER) alcance un 47%, lo que se traduce en un 80% de electricidad generada a partir de fuentes de energ\u00eda renovables (electricidad FER). Seg\u00fan el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (PNEC), Portugal espera alcanzar 9,3 GW de energ\u00eda e\u00f3lica y 9 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica en 2030. Asimismo, el 9 de junio de 2020 el Consejo de Ministros aprob\u00f3 el Presupuesto Suplementario para 2020. La propuesta de ley modifica la Ley de Presupuestos del Estado de 2020, permitiendo la materializaci\u00f3n del Programa de Estabilizaci\u00f3n Econ\u00f3mica y Social. El 10 de julio de 2020, el Consejo de Ministros aprob\u00f3 oficialmente el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima de Portugal (PNEC), que establece los objetivos en materia de energ\u00edas renovables para 2030. El Plan se compromete a que la contribuci\u00f3n de las FER (fuentes de energ\u00edas renovables) alcance el 47%, lo que se traduce en un 80% de electricidad generada a partir de fuentes de energ\u00eda renovables (electricidad FER). Seg\u00fan el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (PNEC), Portugal espera alcanzar 9,3 GW de energ\u00eda e\u00f3lica y 9 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica en 2030. El DL 35/2013 introdujo el r\u00e9gimen de extensi\u00f3n de tarifas para productores e\u00f3licos: a cambio del pago de 5,8 k\u20ac/MW de 2013 a 2020, los productores ten\u00edan derecho a acogerse a un r\u00e9gimen de l\u00edmites m\u00e1ximos y m\u00ednimos de 74 y 90 \u20ac/MWh durante siete a\u00f1os, una vez que se agote la tarifa inicial. Ambos pagos y los valores m\u00e1ximos y m\u00ednimos est\u00e1n sujetos a indexaci\u00f3n: \u2022 De 2013 a junio de 2020 sobre la base del factor Kn, que prev\u00e9 un ajuste anual en funci\u00f3n de la diferencia entre el IPC y el 2% \u2022 Despu\u00e9s de junio de 2021 con el IPC, aplicado sobre el valor de referencia Hasta el momento, ERSE ha aplicado de forma literal las f\u00f3rmulas de indexaci\u00f3n, es decir, individualmente en cada a\u00f1o, sin acumulaci\u00f3n. El Despacho n.\u00ba 6304/2021, publicado en junio de 2021, establece que el Kn se aplicar\u00e1n de manera acumulativa, lo que significa que en 2020 el valor m\u00ednimo inicial de 74 \u20ac/MWh cambiar\u00eda a 66 \u20ac/MWh. El Despacho orden\u00f3 a ERSE regularizar los pagos y aplicar la nueva metodolog\u00eda en la siguiente actualizaci\u00f3n que se aplic\u00f3 en julio de 2021. En junio de 2021, la Comisi\u00f3n Europea adopt\u00f3 una evaluaci\u00f3n positiva del Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia de Portugal. El Plan prev\u00e9 en total 13.900 millones de euros en subvenciones y 2.700 millones de euros en pr\u00e9stamos, y dedica el 38% de su asignaci\u00f3n total a medidas de apoyo a los objetivos clim\u00e1ticos. Ello incluye inversiones para financiar un programa de renovaci\u00f3n a gran escala para aumentar la eficiencia energ\u00e9tica de los edificios o la promoci\u00f3n de la eficiencia energ\u00e9tica y el uso de fuentes de energ\u00edas alternativas en los procesos industriales. En enero de 2022 se aprob\u00f3 un nuevo Decreto Ley que regula el funcionamiento del SEN (Sistema Energ\u00e9tico Nacional). La legislaci\u00f3n ha sido objeto de consulta p\u00fablica. El nuevo Decreto Ley se ha articulado en torno a cinco ejes fundamentales, y en concreto, el control administrativo de las actividades del SEN, la planificaci\u00f3n de redes, la introducci\u00f3n de mecanismos competitivos para el ejercicio de las actividades del SEN, la participaci\u00f3n activa de los consumidores en las actividades de generaci\u00f3n y en los mercados, y el marco legislativo relativo al desarrollo de nuevas realidades (como la repotenciaci\u00f3n, la hibridaci\u00f3n y el almacenamiento). Asimismo el Decreto Ley transpone a la legislaci\u00f3n nacional la Directiva de la UE 2019/244 sobre las normas del mercado interior de la electricidad y la Directiva de energ\u00edas renovables. En lo que respecta a las energ\u00edas renovables, el Decreto Ley mantiene las tres opciones para conseguir conexi\u00f3n a la red (general, acuerdo y subasta) e incluye un pago de 1,5k\u20ac/MW en el caso general y la obligaci\u00f3n de los municipios de instalar dispositivos de autoconsumo equivalentes al 0,3% de la capacidad de conexi\u00f3n (o una compensaci\u00f3n de 1,5k\u20ac/MW). Adem\u00e1s, el Decreto Ley prev\u00e9 plazos para obtener las licencias de producci\u00f3n y exige a los generadores la presentaci\u00f3n de un \u201c plan de desmantelamiento\" de la instalaci\u00f3n. Se permite la repotenciaci\u00f3n de centrales el\u00e9ctricas hasta un 20% o m\u00e1s, hasta que se alcancen los objetivos del Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (y los activos repotenciados pueden mantener el sistema de remuneraci\u00f3n original). En abril se celebr\u00f3 en Portugal la primera subasta fotovoltaica flotante. La subasta pretend\u00eda conceder 263 MVA de capacidad de conexi\u00f3n en 7 lotes diferentes con tama\u00f1os comprendidos entre 8 y 100 MVA. La subasta preve\u00eda dos modalidades: contrato por diferencia o contribuci\u00f3n al SEN. EDP se adjudic\u00f3 el lote de Alqueva (70 MVA). En abril se public\u00f3 el Decreto-Ley 30-A/2022, que prev\u00e9 medidas excepcionales para garantizar la instalaci\u00f3n de capacidad renovable y de almacenamiento, instalaciones de hidr\u00f3geno e infraestructuras de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n de electricidad. En l\u00ednea con las medidas recomendadas por la Comisi\u00f3n Europea (concretamente el Plan REPowerEU), el DL establece que la Evaluaci\u00f3n de Impacto Ambiental (EIA) de los proyectos de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, hasta entonces siempre obligatoria, s\u00f3lo se producir\u00e1 a petici\u00f3n de la autoridad otorgante cuando haya indicios de que el proyecto pueda causar impactos significativos en el medio ambiente. El DL tambi\u00e9n pretende agilizar los procedimientos administrativos para la emisi\u00f3n de dict\u00e1menes y autorizaciones en el productor de AIE o en el an\u00e1lisis de impactos ambientales. En cuanto a los proyectos e\u00f3licos, el DL permite a los proyectos existentes inyectar toda su producci\u00f3n (sin el l\u00edmite de la capacidad de inyecci\u00f3n asignada administrativamente) para garantizar la m\u00e1xima producci\u00f3n posible en funci\u00f3n de la potencia instalada de cada unidad de generaci\u00f3n. En junio, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3 un l\u00edmite m\u00e1ximo de un a\u00f1o para el precio del gas utilizado en la generaci\u00f3n de electricidad. La medida, que se aplica tanto al mercado espa\u00f1ol como al portugu\u00e9s, estar\u00e1 vigente hasta el 31 de mayo de 2023. Durante los seis primeros meses de aplicaci\u00f3n de la medida, el precio m\u00e1ximo real se fijar\u00e1 en 40 \u20ac/MWh. A partir del s\u00e9ptimo mes, el precio m\u00e1ximo se incrementar\u00e1 en 5 \u20ac/MWh al mes, hasta alcanzar un precio m\u00e1ximo de 70 \u20ac/MWh en el duod\u00e9cimo mes. La medida se financiar\u00e1 con los ingresos obtenidos por el operador de la red como resultado del comercio transfronterizo de electricidad entre Francia y Espa\u00f1a y una tasa impuesta por Espa\u00f1a y Portugal a los compradores que se beneficien de la medida. El 19 de octubre de 2022 se public\u00f3 un nuevo Decreto Ley (DL 72/2022) que contiene medidas excepcionales para el desarrollo de las energ\u00edas renovables y el almacenamiento de energ\u00eda. El Decreto Ley (DL) modifica el DL 30-A/2022 (aprobado en abril de 2022), incluyendo medidas adicionales. En t\u00e9rminos de permisos, el DL se centra en la concesi\u00f3n de licencias para operaciones urban\u00edsticas (proceso de construcci\u00f3n). Los proyectos inferiores a 1 MW (o iguales a 1 MW) no necesitar\u00e1n autorizaciones (solo se exigir\u00e1 una declaraci\u00f3n responsable). Los proyectos de m\u00e1s de 1 MW tendr\u00e1n que ser comunicados y toda la documentaci\u00f3n tendr\u00e1 que ser compartida con los municipios. Los municipios dispondr\u00e1n de 8 d\u00edas para rechazar el proyecto (s\u00f3lo podr\u00e1 aplicarse una lista predefinida de motivos) o solicitar m\u00e1s informaci\u00f3n. En cualquier caso, se aplica la norma de aprobaci\u00f3n t\u00e1cita. Adem\u00e1s, este DL introduce una nueva compensaci\u00f3n para los municipios (se conceder\u00e1 una compensaci\u00f3n de 13,5k \u20ac /MVA de capacidad de conexi\u00f3n y los fondos correr\u00e1n a cargo del Fondo de Medio Ambiente). Seg\u00fan el DL, los acuerdos entre el GRT y los promotores para el refuerzo de las infraestructuras dar\u00e1n prioridad a los proyectos que ya cuenten con una EIA positiva o condicionalmente positiva. Asimismo, el periodo de prueba para los proyectos de las subastas de energ\u00eda solar fotovoltaica de 2019, 2020 y 2021 se incrementar\u00e1 en 12 meses (de 12 a 24 meses) para permitir a los productores beneficiarse de un periodo de exposici\u00f3n comercial m\u00e1s largo (siempre que los productores respeten su plazo de inicio de operaci\u00f3n). Por \u00faltimo, el reglamento permite que los precios de ejecuci\u00f3n de los FIT y los CfD adjudicados en las subastas se indexen excepcionalmente al IPC desde el a\u00f1o de adjudicaci\u00f3n hasta la fecha de inicio de operaci\u00f3n. El 7 de diciembre de 2022, el Consejo de Ministros aprob\u00f3 el Decreto-Ley que inicia la reforma y simplificaci\u00f3n de la concesi\u00f3n de licencias en materia de medio ambiente, mediante la eliminaci\u00f3n de licencias, permisos y procedimientos redundantes. Mediante la reducci\u00f3n de las cargas administrativas, el DL pretende simplificar el procedimiento de concesi\u00f3n de permisos e impulsar las inversiones, sin perjuicio del cumplimiento de las normas de protecci\u00f3n del medio ambiente. Por ejemplo, Portugal dejar\u00e1 de exigir evaluaciones de impacto ambiental (EIA) para algunas instalaciones e\u00f3licas, solares y de hidr\u00f3geno verde a partir de marzo de 2023. Las instalaciones de hidr\u00f3geno y fotovoltaicas que ocupen superficies inferiores a 100 hect\u00e1reas, as\u00ed como los aerogeneradores que est\u00e9n separados por m\u00e1s de 2 kil\u00f3metros, no necesitar\u00e1n aprobaci\u00f3n ambiental. Esta normativa forma parte del primer paquete de las denominadas licencias \"Simples\", que es un paquete de medidas para modificar las normas medioambientales para el desarrollo de proyectos de hidr\u00f3geno y energ\u00edas renovables. Marco regulatorio de las actividades en Francia El sector el\u00e9ctrico en Francia se rige principalmente por la Ley 2000-108, aprobada el 10 de febrero de 2000, que constituye el marco legislativo general para la explotaci\u00f3n de las instalaciones de generaci\u00f3n. La Ley 2000 estipulaba que los operadores de instalaciones e\u00f3licas pod\u00edan suscribir acuerdos a largo plazo para la compraventa de energ\u00eda con Electricit\u00e9 de France (EDF), la empresa de generaci\u00f3n y distribuci\u00f3n nacional. Las tarifas se fijaron inicialmente en 2006 y, posteriormente se actualizaron conforme a la orden del 17 de noviembre de 2008 (\"Arr\u00eat\u00e9 du 17 novembre 2008\u201d), y son las siguientes: i) durante los diez primeros a\u00f1os del acuerdo suscrito con EDF, EDF paga una tarifa anual fija, que asciende a 82 euros por MWh para los parques e\u00f3licos que presentaron la solicitud en 2008 (despu\u00e9s de 2008, esta tarifa se modifica anualmente seg\u00fan, en parte, un \u00edndice vinculado a la inflaci\u00f3n); ii) durante los a\u00f1os und\u00e9cimo a decimoquinto del acuerdo con EDF la tarifa inicial se revisar\u00eda teniendo en cuenta los factores de carga alcanzados por la instalaci\u00f3n; iii) a partir del a\u00f1o decimosexto, no hay una ayuda espec\u00edfica y los generadores de energ\u00eda e\u00f3lica tendr\u00e1n que vender su electricidad en el mercado y, por tanto, recibir\u00e1n el precio de mercado. En julio de 2015 se aprob\u00f3 el \"Proyecto de Ley de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica\", cuyo objetivo era construir una estrategia energ\u00e9tica integral y a largo plazo. En 66 art\u00edculos, el proyecto de ley inclu\u00eda ambiciosos objetivos de reducci\u00f3n de emisiones, al tiempo que se propon\u00eda reducir el uso de combustibles f\u00f3siles (incluida la energ\u00eda nuclear). En cuanto a las energ\u00edas renovables, la Ley de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica aument\u00f3 el objetivo de renovables hasta el 32% para 2030. En diciembre de 2016 se public\u00f3 un nuevo Contrato por Diferencia (CfD) en l\u00ednea con las \"Directrices europeas sobre ayudas estatales para la protecci\u00f3n del medio ambiente y la energ\u00eda 2014-2020\". De acuerdo con este nuevo esquema, los parques e\u00f3licos que hayan solicitado un PPA en 2016 recibir\u00e1n un CfD de 15 a\u00f1os, siendo el precio de ejercicio (y los t\u00e9rminos de la tarifa) muy similares al anterior esquema de tarifa regulada. A partir de 2017, los parques e\u00f3licos de m\u00e1s de 6 aerogeneradores (y de m\u00e1s de 3 MW por aerogenerador) deben participar en mecanismos de concurrencia competitiva para obtener una CfD a 20 a\u00f1os. La primera licitaci\u00f3n de este tipo se celebr\u00f3 en noviembre de 2017. Sin embargo, los parques e\u00f3licos m\u00e1s peque\u00f1os (con 6 turbinas o menos, y 3 MW por turbina o menos) estar\u00edan exentos de participar en las licitaciones. El 27 de noviembre de 2017 se public\u00f3 la \"Planificaci\u00f3n Energ\u00e9tica Plurianual\" (PPE). Seg\u00fan la PPE, el 40% de la energ\u00eda se producir\u00eda a partir de fuentes renovables para 2030. La PPE inclu\u00eda diferentes objetivos para las renovables: 35,6-44,5 GW de capacidad de energ\u00eda solar, 34-35,6 GW de energ\u00eda e\u00f3lica onshore y 4,7-5 GW de energ\u00eda e\u00f3lica offshore para 2028. El 29 de noviembre de 2017, el Gobierno aprob\u00f3 el Decreto 2018-1054 destinado a acelerar los procedimientos judiciales tras las reclamaciones contra la autorizaci\u00f3n administrativa de los parques e\u00f3licos. En particular, el Decreto elimina el sistema judicial de dos niveles en caso de litigio. La tercera ronda offshore tuvo lugar en marzo de 2019 con la participaci\u00f3n de los principales actores (agrupados en 10 consorcios). El Parlamento franc\u00e9s aprob\u00f3 el 26 de septiembre de 2019 la llamada \"Ley de Energ\u00eda y Clima\", comprometiendo al pa\u00eds a la neutralidad de carbono para 2050. La adopci\u00f3n de la Ley de Energ\u00eda-Clima constituye un paso importante hacia el logro de la ambici\u00f3n del gobierno para abordar el cambio clim\u00e1tico al convertirse en neutral al carbono en 2050. Este objetivo representa una reducci\u00f3n de las emisiones de gases de efecto invernadero de Francia en un factor de m\u00e1s de seis en comparaci\u00f3n con los niveles de emisiones de 1990. Para lograr la neutralidad de carbono en 2050, la Ley de Energ\u00eda-Clima prev\u00e9 la reducci\u00f3n del consumo de combustibles f\u00f3siles en un 40% en 2030 (en lugar del objetivo anterior del 30%) y el final de la generaci\u00f3n de electricidad a base de carb\u00f3n en 2022. La ley establece que la participaci\u00f3n de la energ\u00eda nuclear en la combinaci\u00f3n de electricidad deber\u00eda reducirse al 50% en 2035. Con respecto a la energ\u00eda e\u00f3lica, la ley redefine la autoridad responsable de permitir los proyectos de energ\u00eda e\u00f3lica onshore. Con respecto a la energ\u00eda e\u00f3lica offshore, la ley tambi\u00e9n incluye un objetivo m\u00e1s ambicioso (ya anunciado por el Ministro de Energ\u00eda) de subastar 1 GW de capacidad hasta 2024 (duplicando los vol\u00famenes definidos por el plan de energ\u00eda inicial de Francia publicado en enero de 2019). En 2020 se aprob\u00f3 una nueva versi\u00f3n del PPE (Programmation Plurianuelle de l'\u00c9nergie), en l\u00ednea con la versi\u00f3n final del NECP (Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima) de Francia. Aument\u00f3 los objetivos de la e\u00f3lica offshore respecto a la versi\u00f3n anterior, mientras que redujo los de la energ\u00eda solar fotovoltaica. En total, el PPE establece que Francia deber\u00e1 alcanzar entre 33,2 y 34,7 GW de energ\u00eda e\u00f3lica onshore en 2028, entre 5,2 y 6,2 GW de energ\u00eda e\u00f3lica offshore y entre 35,1 y 44 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica. El PPE tambi\u00e9n incluye un calendario de licitaciones que se celebrar\u00e1n entre 2020 y 2034. La Asamblea Nacional francesa aprob\u00f3 el 21 de marzo de 2020 una ley que introduce el \"Estado de emergencia sanitaria\" durante la pandemia de coronavirus. La ley incluye medidas que limitan las libertades privadas (como cierres y requisas) y contiene disposiciones relativas al aplazamiento de la segunda vuelta de las elecciones municipales francesas, medidas econ\u00f3micas de apoyo a la econom\u00eda y otras medidas que afectan a la justicia y al derecho laboral franceses. Las medidas de flexibilizaci\u00f3n de las restricciones en todo el pa\u00eds se aplicaron a partir del 11 de mayo. Los paquetes de rescate econ\u00f3mico podr\u00edan ascender a 110.000 millones de euros, e incluir\u00e1n garant\u00edas, pr\u00e9stamos y moratoria en el pago de la deuda, entre otros. En el sector de las renovables se han previsto ampliaciones de varios plazos para hacer frente a los retrasos y el propio sector ha sido declarado \"estrat\u00e9gico\". Los plazos de prueba de los proyectos CR16 y CR17 se han ampliado 3 meses. Adem\u00e1s, se ha anunciado una pr\u00f3rroga de 7 meses de los plazos de entrada en operaci\u00f3n (COD), pero se limitar\u00e1 a los proyectos e\u00f3licos y solares con (i) COD programado inicialmente despu\u00e9s del 12 de marzo, (ii) r\u00e9gimen de remuneraci\u00f3n concedido antes o durante el periodo del 12 de marzo al 23 de junio y (iii) capacidad nominal inferior a 200 MW. El 8 de septiembre de 2020 Francia public\u00f3 un compromiso sobre el hidr\u00f3geno, que supera las anteriores estrategias nacionales europeas, al prometer 6,5 GW de capacidad de electrolizadores para 2030. El plan lleg\u00f3 despu\u00e9s de que el Gobierno franc\u00e9s anunciara un plan de recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica debido al brote de coronavirus por valor de 100.000 millones de euros, de los cuales 30.000 millones se dedicar\u00edan \u00edntegramente a la transici\u00f3n ecol\u00f3gica. La nueva estrategia del hidr\u00f3geno inclu\u00eda un compromiso de 7.000 millones de euros de presupuesto para el hidr\u00f3geno bajo en carbono entre 2020 y 2030. En junio de 2021, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3 el Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia de Francia. Conforme a dicho Plan, la Uni\u00f3n Europea desembolsar\u00e1 39.400 millones de euros en subvenciones. El Plan destina el 46% de la asignaci\u00f3n total a medidas de apoyo a los objetivos clim\u00e1ticos. Prev\u00e9 importantes inversiones en I + D e innovaci\u00f3n, en particular en el \u00e1mbito de las tecnolog\u00edas ecol\u00f3gicas, que deber\u00edan promover el despliegue del hidr\u00f3geno renovable. En abril de 2021, el Regulador de la Energ\u00eda (CRE) public\u00f3 el nuevo conjunto de reglas (\"Cahier des Charges\") que regular\u00e1 las subastas (tanto las espec\u00edficas de tecnolog\u00eda como las neutrales) desde el segundo semestre de 2021 hasta 2026. Seg\u00fan el documento, habr\u00e1 siete tipos de licitaciones para un total de 34 GW de nueva capacidad renovable (incluyendo: (i) energ\u00eda solar fotovoltaica sobre suelo, ii) energ\u00eda solar fotovoltaica en edificios, (iii) energ\u00eda e\u00f3lica onshore, (iv) energ\u00eda hidroel\u00e9ctrica, (v) energ\u00eda solar innovadora, (vi) autoconsumo y (vii) licitaciones neutrales tecnol\u00f3gicamente). Los proyectos ganadores se beneficiar\u00e1n de un CfD a 20 a\u00f1os. La Comisi\u00f3n Europea dio luz verde al Cahier des Charges en agosto de 2021, con arreglo a las normas de la UE sobre ayudas estatales. La Ley n.\u00ba 2021-1104 sobre la lucha contra el cambio clim\u00e1tico y el fortalecimiento de la resiliencia (la \"Ley de Clima y Resiliencia\") fue promulgada el 24 de agosto de 2021. Dicha Ley se considera un texto destinado a apoyar la transici\u00f3n ecol\u00f3gica ayudando a Francia a alcanzar sus objetivos de reducci\u00f3n de emisiones en un 40% para 2030. En particular, la Ley persigue mejorar la calidad del aire de las grandes ciudades, apoyar la renovaci\u00f3n de edificios y promover la movilidad el\u00e9ctrica, entre otros objetivos. En cuanto a la energ\u00eda solar fotovoltaica, se prev\u00e9 una reducci\u00f3n de costes para la conexi\u00f3n a la red de peque\u00f1os sistemas fotovoltaicos y la instalaci\u00f3n de energ\u00eda solar en nuevos edificios. Con respecto a la energ\u00eda e\u00f3lica onshore, la Ley finalmente no incluy\u00f3 el derecho de los alcaldes a vetar los proyectos de energ\u00eda e\u00f3lica (ser\u00e1n consultados obligatoriamente antes de cualesquiera obras, pero no tendr\u00e1n derecho de veto). Por \u00faltimo, la Ley contiene varias disposiciones encaminadas a acelerar/racionalizar el desarrollo de las energ\u00edas renovables. Por ejemplo, para garantizar una mejor ejecuci\u00f3n de los objetivos en materia de energ\u00edas renovables, se fijar\u00e1n objetivos espec\u00edficos a nivel regional, y las autoridades locales tendr\u00e1n que ejecutar objetivos territoriales espec\u00edficos. En febrero de 2022 se aprob\u00f3 la llamada \"Ley 3DS\". Permite a los municipios definir zonas espec\u00edficas para la implantaci\u00f3n de la energ\u00eda e\u00f3lica onshore modificando los planes urban\u00edsticos. No obstante, tales modificaciones se basar\u00e1n en una consulta p\u00fablica y los detalles se detallar\u00e1n en un pr\u00f3ximo decreto. En el primer semestre de 2022 se celebraron dos subastas en el marco 2021-2026. El 15 de abril se celebr\u00f3 la segunda subasta de energ\u00eda e\u00f3lica onshore, en la que se ofrecieron 925 MW, con un precio m\u00e1ximo de 70\u20ac/MWh. El 20 de mayo se celebr\u00f3 la segunda solar fotovoltaica terrestre, en la que se ofertaron 700 MW, con un precio techo de 90\u20ac/MWh. En abril de 2022, se public\u00f3 un decreto que revisaba las condiciones de elegibilidad para beneficiarse del llamado \"complemento de remuneraci\u00f3n\" (r\u00e9gimen CR17). Seg\u00fan el decreto, se introducir\u00e1 un l\u00edmite de altura de punta de 137 metros a partir del 1 de julio de 2022 (excepto para proyectos de cooperativas o propiedad mayoritaria de municipios). Los parques e\u00f3licos que deseen acogerse al r\u00e9gimen deber\u00e1n demostrar que tambi\u00e9n cumplen las restricciones aeron\u00e1uticas civiles/militares. Los nuevos criterios de subvencionabilidad se extienden tambi\u00e9n a los activos repotenciados y a los almacenados. En mayo de 2022 se public\u00f3 un decreto que define las condiciones del procedimiento de licitaci\u00f3n para el desarrollo de capacidades de almacenamiento de electricidad. El decreto estipula que, una vez que el TSO haya recibido las directrices del Ministerio de Energ\u00eda, elaborar\u00e1 un borrador de especificaciones para la convocatoria de licitaciones en cumplimiento de las condiciones especificadas y organizar\u00e1 entonces una consulta sobre el proyecto. Durante el verano de 2022 se publicaron medidas de emergencia destinadas a mejorar la rentabilidad de las energ\u00edas renovables. Estas medidas se han dise\u00f1ado tanto para los marcos de licitaci\u00f3n como para el CR17: - En cuanto a las licitaciones: el 30 de agosto, se public\u00f3 una enmienda a las especificaciones de las licitaciones anteriores para permitir que los proyectos garantizados (de rondas anteriores) vendan la energ\u00eda en el mercado y ampliar en 18 meses adicionales la ventana para iniciar el contrato de mercado. Por lo tanto, los proyectos con inicio de operaci\u00f3n hasta el 31 de enero de 2024 y antes del final de su ventana pueden acceder al mercado. - En cuanto a la CR17: el 31 de diciembre se public\u00f3 el decreto de revisi\u00f3n y se aplicaron las mismas medidas a los proyectos solicitados antes del 1 de julio de 2022 y a los proyectos con inicio de operaci\u00f3n entre el 1 de septiembre de 2022 y el 31 de diciembre de 2024. El 16 de noviembre de 2022, el Cahier des Charges se actualiz\u00f3 una vez m\u00e1s, incluyendo nuevas normas para las pr\u00f3ximas lici- taciones. Como primera medida, los precios m\u00e1ximos aplicables a las pr\u00f3ximas rondas no se divulgar\u00e1n para evitar estrategias manipuladoras. Adem\u00e1s, se incluir\u00e1 la nueva indexaci\u00f3n \"K\", que se aplicar\u00e1 entre la fecha de solicitud y la de entrega contra reembolso, mientras que tambi\u00e9n se revisa la f\u00f3rmula de indexaci\u00f3n \"L\" (que se aplicar\u00e1 anualmente desde el inicio de las ope- raciones). En el caso de la energ\u00eda e\u00f3lica, se revisa la f\u00f3rmula de puntuaci\u00f3n del precio para que sea la misma que la de los proyectos fotovoltaicos (para reducir el peso de las caracter\u00edsticas de colaboraci\u00f3n). Para los proyectos solares fotovoltaicos: (i) se homogeneizan todas las capacidades en MWp, (ii) se aumentan los vol\u00famenes reservados a los proyectos agr\u00edcolas a 250 MWp y se detallan los requisitos, (iii) se formula mejor la cl\u00e1usula de competencia para cubrir todos los casos y (iv) se introduce un desmantelamiento garantizado para los proyectos de m\u00e1s de 10 MWc (10k \u20ac/MWc). El 31 de diciembre se public\u00f3 oficialmente la Ley de Finanzas para 2023. En particular, el art\u00edculo 54 transpone los reglamentos de la UE que abordan los altos precios de la energ\u00eda a trav\u00e9s de precios m\u00e1ximos. Estos precios m\u00e1ximos se aplicar\u00e1n del 1 de junio de 2022 al 30 de junio de 2023 con una reducci\u00f3n del 10%, y del 1 de julio al 31 de diciembre de 2023 con una reducci\u00f3n que se definir\u00e1 posteriormente por decreto. Los niveles de limitaci\u00f3n se definen por tecnolog\u00eda, estando la solar, la e\u00f3lica y la nu- clear sujetas a un precio m\u00e1ximo de 100 \u20ac/MWh. El texto legislativo tambi\u00e9n establece las exenciones, en particular los FIT y los CfD, incluidos los periodos de pr\u00f3rroga concedidos en virtud de medidas de emergencia. En cuanto a los PPA, estar\u00e1n sujetos al l\u00edmite y la normativa incluye una cl\u00e1usula antiabuso para evitar que los agentes del sector eviten el l\u00edmite bajando los precios durante estos periodos. La medida anterior no tiene impacto en la cartera de EDPR en Francia. Marco regulatorio de las actividades en Polonia La legislaci\u00f3n aplicable a las energ\u00edas renovables en Polonia estaba inicialmente contenida en la \"Ley de Energ\u00eda\", aprobada el 10 de abril de 1997, que fue modificada posteriormente en 2002 y 2004. La Ley de energ\u00eda introdujo un r\u00e9gimen de certificados verdes con cupos obligatorios. Seg\u00fan este r\u00e9gimen, los proveedores de energ\u00eda est\u00e1n obligados a: a) obtener certificados verdes y presentarlos al regulador de la energ\u00eda, o b) pagar una cuota sustitu- toria calculada de acuerdo con la Ley de energ\u00eda. Si los proveedores no cumplen su obligaci\u00f3n (ya sea la presentaci\u00f3n de los certificados verdes o el pago de la cuota sustitutoria), deben pagar una sanci\u00f3n, igual al 130% de la cuota sustitutoria correspon- diente a ese a\u00f1o. El sistema de Certificado Verde fue sustituido en 2015 por un nuevo r\u00e9gimen, consistente en Contratos por Diferencia (CfD) con- cedidos mediante concursos. Sin embargo, la ley garantizaba que el sistema de GC se mantendr\u00eda (con algunos ajustes) para las plantas en funcionamiento. La ley tambi\u00e9n introdujo la posibilidad de que las plantas en funcionamiento se pasen voluntaria- mente al sistema de CfD, mediante licitaciones espec\u00edficas para los activos en funcionamiento. En junio de 2016, tras un largo proceso de aprobaci\u00f3n, se aprob\u00f3 la llamada \"Ley de Inversi\u00f3n en Aerogeneradores\", que incluye (i) una nueva distancia m\u00ednima para los nuevos parques e\u00f3licos y (ii) una mayor carga fiscal sobre los inmuebles. En julio de 2017 se aprob\u00f3 una nueva metodolog\u00eda para calcular la tasa de sustituci\u00f3n. De acuerdo con la nueva f\u00f3rmula, la tasa de sustituci\u00f3n se calcular\u00eda cada a\u00f1o como el 125% del precio medio del mercado CG del a\u00f1o anterior con un tope de 300 PLN. En octubre de 2018, la Oficina Reguladora de la Energ\u00eda public\u00f3 una convocatoria para la primera subasta en Polonia en la que pod\u00edan participar la e\u00f3lica onshore y la solar fotovoltaica con una capacidad superior a 1MW para obtener un CfD a 15 a\u00f1os. La primera subasta se celebr\u00f3 en noviembre de 2018. El Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima de Polonia (NECP) se envi\u00f3 a la Comisi\u00f3n Europea en diciembre de 2019. El Plan tiene como objetivo una cuota de energ\u00eda renovable del 23% en 2030. Adem\u00e1s, la cuota de renovables en la generaci\u00f3n de electricidad aumentar\u00e1 al 32% en 2030. La capacidad instalada de la energ\u00eda e\u00f3lica onshore podr\u00eda aumentar hasta 9,6 GW en 2030, mien- tras que la e\u00f3lica offshore hasta 3,8 GW en 2030 y 8 GW en 2040. El 13 de marzo de 2020, el Ministro de Sanidad anunci\u00f3 el estado de amenaza epidemiol\u00f3gica en Polonia, que es una situaci\u00f3n legal destinada a introducir medidas para reducir la propagaci\u00f3n de la COVID-19. Tras el anuncio, se aprobaron algunas restric- ciones, como la prohibici\u00f3n de entrada al territorio de Polonia para los extranjeros, la obligaci\u00f3n de una cuarentena domiciliaria de 14 d\u00edas o la suspensi\u00f3n de todas las conexiones a\u00e9reas y ferroviarias internacionales, entre otras. Las medidas restrictivas comenzaron a levantarse el 20 de abril. Desde el inicio del estado de amenaza epidemiol\u00f3gica se aprobaron varias medidas de ayuda econ\u00f3mica, los llamados escudos gubernamentales anticrisis. En particular, las siguientes se aplican a los productores de renovables: \u2022 Los proyectos de energ\u00edas renovables adjudicados en las subastas de 2018 y 2019 se beneficiar\u00edan de pr\u00f3rrogas del inicio de operaciones (COD) (hasta 12 meses), si se acreditan algunos retrasos (por ejemplo, (i) en la entrega de equipos que forman parte de la instalaci\u00f3n, (ii) en la construcci\u00f3n o (iii) en la conexi\u00f3n a la red, entre otros). \u2022 Asimismo, las compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas estar\u00e1n obligadas a ajustar en los acuerdos de conexi\u00f3n a la red la fecha de la primera entrega, teniendo en cuenta las pr\u00f3rrogas de los plazos. En febrero de 2021, el Gobierno polaco anunci\u00f3 la aprobaci\u00f3n de la \"Pol\u00edtica energ\u00e9tica de Polonia hasta 2040\", que se basa en tres pilares: una transici\u00f3n equitativa, un sistema energ\u00e9tico con cero emisiones y una buena calidad del aire. Seg\u00fan este documento, en 2040 las fuentes con cero emisiones deber\u00e1n constituir m\u00e1s de la mitad de la capacidad instalada, con especial atenci\u00f3n a las plantas de energ\u00eda e\u00f3lica offshore y nuclear. A la luz de las hip\u00f3tesis adoptadas, se espera que el uso de carb\u00f3n para la producci\u00f3n de electricidad descienda al 37% en 2030 (el nivel actual es del 70%) y al 28% en 2040. Despu\u00e9s de meses de consultas, la ley de energ\u00eda e\u00f3lica offshore fue publicada finalmente en febrero de 2021. La ley establece el marco regulatorio para el desarrollo de la energ\u00eda e\u00f3lica offshore en el Mar B\u00e1ltico. En la regulaci\u00f3n se ha aprobado un nuevo sistema de remuneraci\u00f3n para la energ\u00eda e\u00f3lica offshore, que se introducir\u00e1 en dos fases. En la primera fase, el apoyo se conceder\u00e1 mediante decisi\u00f3n administrativa (por un total de 5,9 GW). A continuaci\u00f3n, en la segunda fase, el apoyo se conceder\u00e1 a trav\u00e9s de subastas competitivas y la primera subasta tendr\u00e1 lugar en 2025. En mayo de 2021, Polonia present\u00f3 a la Comisi\u00f3n Europea su Plan Nacional de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia. Polonia ha solicitado un total de 23.900 millones de euros en subvenciones y 12.100 millones de euros en pr\u00e9stamos. El Plan polaco se articula en torno a cinco pilares de resiliencia econ\u00f3mica, incluida la energ\u00eda verde. En particular, prev\u00e9 medidas para la mejora de la calidad del aire y el desarrollo de las fuentes de energ\u00eda renovables. La Comisi\u00f3n Europea evaluar\u00e1 ahora el plan polaco en los pr\u00f3ximos meses y plasmar\u00e1 su contenido en actos jur\u00eddicamente vinculantes si se cumplen todos los criterios. En junio de 2021 se celebr\u00f3 una nueva subasta de energ\u00edas renovables y se concedieron CfD a 1,2 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica y 0,3 GW de energ\u00eda e\u00f3lica onshore. En agosto de 2021, se anunciaron nuevas cuotas de certificados verdes (GC) para el a\u00f1o 2022: un 18,5% para los certificados verdes (por debajo del 19,5% en 2021) y un 0,5% para los denominados \u201ccertificados azules\u201d (que confirman que la energ\u00eda se produce a partir de biog\u00e1s agr\u00edcola). El 17 de septiembre de 2021, el Presidente de la Rep\u00fablica sancion\u00f3 una Ley de modificaci\u00f3n de la Ley de Energ\u00edas Renovables. Las modificaciones fundamentales consisten en ampliar el per\u00edodo de las subastas para la venta de energ\u00edas renovables hasta el final de 2027 (prorrogando as\u00ed la fecha de entrega m\u00e1xima de CfD hasta junio de 2047) y fijar vol\u00famenes de subasta para el per\u00edodo 2022-2027 en un solo reglamento del Consejo de Ministros. La ley tambi\u00e9n modifica el per\u00edodo de liquidaci\u00f3n de los saldos negativos y positivos (el per\u00edodo se ampl\u00eda de 10 a 15 d\u00edas) y establece normas modificadas para la liquidaci\u00f3n de los saldos positivos. La modificaci\u00f3n simplifica tambi\u00e9n la forma en que la Ley de planificaci\u00f3n del territorio y desarrollo del suelo se aplica a los inversores. En particular, esta modificaci\u00f3n cambia el l\u00edmite de capacidad para las FER y permite instalar dispositivos fotovoltaicos independientes, con una capacidad de hasta 1 MW, en tierras agr\u00edcolas de mala calidad o en tejados (sin umbral de capacidad), independientemente de si el estudio del municipio designa tales \u00e1reas como ubicaciones potenciales de inversiones en FER. La Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3, con arreglo a las normas sobre ayudas estatales de la UE, estas modificaciones de la Ley de energ\u00edas renovables. El 30 de marzo de 2022, tras la invasi\u00f3n rusa de Ucrania, el Gobierno polaco anunci\u00f3 un plan para abandonar la importaci\u00f3n de recursos energ\u00e9ticos de Rusia. Seg\u00fan este plan, se espera que las energ\u00edas renovables y la nuclear se conviertan en el pilar para lograr la independencia energ\u00e9tica de Rusia. Como primer paso, Polonia dej\u00f3 de importar carb\u00f3n de Rusia en abril de 2022. M\u00e1s tarde, en junio de 2022, el Primer Ministro polaco confirm\u00f3 que Polonia subvencionar\u00eda el carb\u00f3n para uso dom\u00e9stico, principalmente calefacci\u00f3n, para controlar la inflaci\u00f3n derivada de los altos precios de la energ\u00eda. Las importaciones de petr\u00f3leo cesar\u00edan a finales de 2022 (aunque a finales de 2022 Polonia segu\u00eda importando petr\u00f3leo de Rusia, lo que sugiere que la prohibici\u00f3n del petr\u00f3leo podr\u00eda retrasarse). Se public\u00f3 el reglamento final para reducir la cuota de certificados verdes del 18,5% al 12% en 2023 (DO 2022 pos. 1566). Se public\u00f3 un nuevo conjunto de enmiendas a la ley sobre FER. Inclu\u00eda: (i) la flexibilizaci\u00f3n del uso de la tasa de sustituci\u00f3n por parte de los proveedores: la nueva redacci\u00f3n permite pagar la tasa de sustituci\u00f3n si la media de los 3 meses anteriores es superior a la media del a\u00f1o anterior (anteriormente, si los precios medios de los certificados verdes de los 3 meses anteriores y del a\u00f1o anterior eran inferiores a la tasa de sustituci\u00f3n, los certificados verdes deb\u00edan cancelarse); (ii) la ampliaci\u00f3n de los plazos de entrega de las plantas solares fotovoltaicas adjudicadas en subastas (33 meses frente a los 24 anteriores) y (iii) la introducci\u00f3n de una nueva definici\u00f3n de planta h\u00edbrida. El 13 de octubre de 2022, el Consejo de Ministros adopt\u00f3 la Ordenanza sobre las cantidades y valores m\u00e1ximos procedentes de Fuentes de Energ\u00eda Renovables que podr\u00e1n venderse mediante subastas en los a\u00f1os posteriores 2022-2027 El 27 de octubre de 2022, se public\u00f3 una Ley sobre medidas de emergencia. Establece un l\u00edmite a los costes de la electricidad para determinados consumidores que se financiar\u00e1 mediante un mecanismo de limitaci\u00f3n de precios de las tecnolog\u00edas inframarginales. Este l\u00edmite se calcula como la suma del volumen de electricidad vendida multiplicada por la diferencia positiva entre el precio medio de mercado ponderado por volumen de electricidad vendida y el precio medio ponderado por volumen de electricidad vendida - para un d\u00eda determinado. El l\u00edmite se fij\u00f3 originalmente en 295 PLN/MWh para los activos e\u00f3licos no-CfD y 355 PLN/MWh para solares, aplic\u00e1ndose hasta diciembre de 2023. Estos l\u00edmites se incrementaron en 50 PLN/MWh en diciembre de 2022, fijando los nuevos l\u00edmites en 345 PLN/MWh y 405 PLN/MWh respectivamente. Para los activos con un CfD en vigor, el l\u00edmite se fija en el precio de ejercicio. El r\u00e9gimen prev\u00e9 que todos los ingresos superiores al l\u00edmite m\u00e1ximo se reembolsen a un Fondo. Sin embargo, s\u00f3lo los acuerdos de venta de energ\u00eda con entrega f\u00edsica o los CCE financieros con un consumidor final y vinculados a la entrega f\u00edsica, se consideraron finalmente a tal efecto. Marco regulatorio de las actividades en Ruman\u00eda En 2005 se introdujo en Ruman\u00eda un mecanismo de certificados verdes para promover las energ\u00edas renovables y cumplir los objetivos europeos en la materia. Seg\u00fan este sistema, los proveedores de electricidad y los consumidores industriales est\u00e1n obligados a obtener una determinada cantidad de CG cada a\u00f1o (se aplica una multa si no se cumple esta cuota anual). Por otro lado, los generadores de energ\u00edas renovables reciben CG por cada MWh producido. La Ley 220/2008, de noviembre, introdujo algunos cambios en el sistema inicial de GC, mejorando el marco para los generadores renovables. En particular, aument\u00f3 la cantidad de GC que deb\u00edan recibir los generadores e\u00f3licos (de 1 CG/MWh a 2 CG/MWh hasta 2015 y 1 CG/MWh a partir de 2016). La ley tambi\u00e9n garantizaba que el valor comercial del CG tendr\u00eda un m\u00ednimo de 27 euros y un m\u00e1ximo de 55 euros. La Ley 123/2012, de 19 de julio, de Electricidad y Gas Natural, elimin\u00f3 la previsi\u00f3n de contratos bilaterales no negociados p\u00fablicamente como medio de venta de electricidad. De este modo, la comercializaci\u00f3n de la electricidad solo pod\u00eda llevarse a cabo en un mercado centralizado. El Parlamento rumano aprob\u00f3 la Ley de 17 de diciembre de 2013, que introduce varios cambios en el r\u00e9gimen de GC y, en particular: Para las plantas renovables en funcionamiento: decisi\u00f3n de aplazar (o \"congelar\") parte del CG concedido: \u2022 Los generadores e\u00f3licos tendr\u00edan 1 GC (de 2 GC) aplazado de la comercializaci\u00f3n desde el 1 de julio de 2013 hasta el 31 de marzo de 2017; \u2022 Los generadores solares tendr\u00edan 2 GC (de 6 GC) pospuestos desde el 1 de julio de 2013 hasta el 31 de marzo de 2017; l GC aplazado se recuperar\u00eda gradualmente hasta el 31 de diciembre de 2020 (a partir del 1 de abril de 2017 para la energ\u00eda solar fotovoltaica y del 1 de enero de 2018 para la e\u00f3lica). Para las nuevas instalaciones renovables: decisi\u00f3n de reducir la cantidad de GC concedida: \u2022 Las instalaciones e\u00f3licas recibir\u00edan 1,5 GC/MWh hasta 2017 y 0,75 GC/MWh a partir de 2018; \u2022 Las instalaciones solares s\u00f3lo recibir\u00edan 3 GC a partir del 1 de enero de 2014; \u2022 Estos GC podr\u00edan comercializarse inmediatamente. El 24 de marzo de 2014, el Presidente de Ruman\u00eda aprob\u00f3 el EGO 57/2013 con las siguientes modificaciones: (i) Reducci\u00f3n de la validez de la GC de 16 a 12 meses; y (ii) la obligaci\u00f3n de la ANRE (Regulador de la Energ\u00eda) de comunicar en cada a\u00f1o la cuota de GC para el a\u00f1o siguiente. Otras modificaciones fueron introducidas en 2015 por la Ley 122/2015. Entre otros cambios, la ley estableci\u00f3: (i) la obligaci\u00f3n del suministrador de comprar GC trimestralmente (ii) la inclusi\u00f3n de la electricidad importada en el r\u00e9gimen de GC, y (iii) la eliminaci\u00f3n del derecho a recibir GC por la electricidad vendida a precios negativos. En marzo de 2017, el gobierno aprob\u00f3 una nueva ordenanza de urgencia (EGO 24/2017) para modificar de nuevo la ley de renovables 220/2008. Como se esperaba, el r\u00e9gimen de la GC se ampli\u00f3 hasta 2031 (la GC seguir\u00e1 siendo v\u00e1lida hasta marzo de 2032). La Ordenanza tambi\u00e9n confirm\u00f3 la eliminaci\u00f3n de la indexaci\u00f3n de los par\u00e1metros de la GC (el suelo de la GC se mantendr\u00e1 fijo en 29,4\u20ac y el tope de la GC se fijar\u00e1 en 35\u20ac). En cuanto a la energ\u00eda e\u00f3lica, la ordenanza aprob\u00f3 la ampliaci\u00f3n del periodo de recuperaci\u00f3n de la GC de 2018 a 2025, mientras que el aplazamiento de la GC de la energ\u00eda solar fotovoltaica se ampli\u00f3 hasta finales de 2024 (la recuperaci\u00f3n tendr\u00e1 lugar de 2025 a 2030). El estado de emergencia se declar\u00f3 el 16 de marzo de 2020, mediante el Decreto presidencial 195/2020. El Decreto ten\u00eda como objetivo controlar la propagaci\u00f3n de la COVID-19. Entre otras cosas, el Decreto inclu\u00eda restricciones de ciertos derechos (introduciendo, por ejemplo, cuarentenas obligatorias). Tambi\u00e9n inclu\u00eda la posibilidad de controlar los precios de ciertos bienes y/o servicios (por ejemplo, de los precios de la electricidad). El Estado de emergencia se prorrog\u00f3 posteriormente hasta el 16 de mayo. Durante el periodo de Estado de emergencia, el gobierno dio a conocer varias medidas de alivio econ\u00f3mico, como la ampliaci\u00f3n de los plazos de pago de los impuestos locales, un programa de reestructuraci\u00f3n de la deuda fiscal, una reducci\u00f3n del tipo de inter\u00e9s monetario, entre otras. ANRE public\u00f3 la Orden 61/2020, de 31 de marzo de 2020, en la que se establece que se permitir\u00e1n los precios negativos a partir de septiembre de 2020, en l\u00ednea con la Orden 236/2019. El 14 de mayo de 2020 se aprob\u00f3 la Ordenanza de Urgencia 74/2020, que modifica la Ley 123 de Energ\u00eda, permitiendo la firma de PPAs fuera de los mercados centralizados para nuevos proyectos renovables que operen a partir de junio de 2020. En junio de 2020, el Ministerio de Energ\u00eda rumano propuso un memor\u00e1ndum con las caracter\u00edsticas b\u00e1sicas de un posible r\u00e9gimen de CfD, dirigido a las tecnolog\u00edas de baja emisi\u00f3n de carbono (renovables, CCS y ESS). El 9 de diciembre de 2020, la Orden n\u00ba 213/2020, por la que se aprueba el precio \u00fanico de desv\u00edo fue publicada finalmente en el Diario Oficial. La metodolog\u00eda introduce un precio \u00fanico de desv\u00edo, excepto en los casos en que el sistema est\u00e9 casi equilibrado cuando se calcula un precio doble. La adopci\u00f3n del nuevo precio de desv\u00edo fue simult\u00e1nea a la introducci\u00f3n de la liquidaci\u00f3n de 15 minutos, en l\u00ednea con el Reglamento de la UE. Ruman\u00eda present\u00f3 su Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia en mayo de 2021. En septiembre de 2021, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3 el Plan y desembolsar\u00e1 14.200 millones de euros en subvenciones y 14.900 millones de euros en pr\u00e9stamos en el marco del Mecanismo de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia (RRF, por sus siglas en ingl\u00e9s). Seg\u00fan la evaluaci\u00f3n de la CE, el plan dedica el 41% de la asignaci\u00f3n total a medidas de apoyo a la transici\u00f3n ecol\u00f3gica. Prev\u00e9 medidas para eliminar gradualmente la producci\u00f3n de energ\u00eda con carb\u00f3n y lignito para 2032. El 29 de octubre de 2021, el Parlamento rumano refrend\u00f3 la Ley 259/2021, que aprob\u00f3 y puso en pr\u00e1ctica la Orden de Emergencia del Gobierno 118/2021. La Orden entr\u00f3 inmediatamente en vigor el 1 de noviembre. Contiene medidas para mitigar la carga del actual aumento del precio de la energ\u00eda, tales como el apoyo financiero directo y la reducci\u00f3n de los impuestos pagados por los consumidores finales. Por ejemplo, la Ley a\u00f1adi\u00f3 un mecanismo de precios m\u00e1ximos hasta el 31 de marzo de 2022 que se aplica a los hogares y a otros clientes determinados (hospitales, ONG, etc.) a fin de limitar el precio final de la electricidad a 1 RON/kWh y del gas natural a 0,37 RON/kWh. Las diferencias entre los precios medios y los precios m\u00e1ximos se reembolsar\u00e1n con cargo al presupuesto del Estado, mediante un gasto presupuestario separado. Adem\u00e1s, la Ley establece un impuesto sobre las ganancias inesperadas de los productores de electricidad: hasta el 31 de marzo de 2022, se gravar\u00e1n al 80% los ingresos adicionales obtenidos por los productores de electricidad que resulten de la diferencia entre el precio medio de venta mensual de la electricidad y un precio igual a 450 RON/MWh. Sin embargo, este impuesto solo se aplica a las instalaciones de generaci\u00f3n libres de CO2 y no se aplicar\u00e1 a los productores de electricidad procedente de combustibles f\u00f3siles, incluida la cogeneraci\u00f3n. En octubre de 2021, el Parlamento rumano refrend\u00f3 la Ley 259/2021, que aprobaba y pon\u00eda en marcha la Ordenanza de Emergencia 118/2021. La Ordenanza entr\u00f3 inmediatamente en vigor el 1 de noviembre. Conten\u00eda medidas para aliviar la carga de la actual subida del precio de la energ\u00eda, proporcionando apoyo financiero directo y una reducci\u00f3n del importe de los impuestos pagados por los consumidores finales. Por ejemplo, el reglamento estableci\u00f3 un mecanismo de limitaci\u00f3n de precios hasta el 31 de marzo de 2022 aplicable a los clientes dom\u00e9sticos y otros clientes seleccionados (hospitales, ONG, etc.) para limitar el precio final de la electricidad a 1 RON/kWh y el del gas natural a 0,37 RON/kWh. Las diferencias entre los precios medios y los precios m\u00e1ximos se reembolsar\u00edan con cargo a los presupuestos del Estado, mediante un gasto presupuestario aparte. La metodolog\u00eda de c\u00e1lculo de este impuesto se aclar\u00f3 en marzo de 2022, con la publicaci\u00f3n de la Ordenanza de Emergencia 27 (OE 27), que a\u00f1adi\u00f3 detalles y aclaraciones a los m\u00e9todos de c\u00e1lculo del impuesto, incluyendo espec\u00edficamente los costes de compensaci\u00f3n y algunos costes financieros. La Ordenanza de Emergencia tambi\u00e9n prorrog\u00f3 las medidas hasta marzo de 2023 En noviembre de 2021, la Orden 117-2021 estableci\u00f3 un nuevo algoritmo para el c\u00e1lculo del impacto medio estimado sobre los consumidores de los certificados verdes para el a\u00f1o siguiente. La norma establece que el impacto m\u00e1ximo que asumir\u00edan los consumidores para soportar el esquema de certificados verdes ser\u00eda de 14,5 \u20ac/MWh, pero el algoritmo utiliza la cuota de exceso de los a\u00f1os anteriores para reducir lentamente el impacto sobre los consumidores y hacer que la reducci\u00f3n sea m\u00e1s progresiva, con el objetivo final de permitir la finalizaci\u00f3n del r\u00e9gimen en 2031. El 31 de marzo de 2022, el Ministerio de Energ\u00eda rumano lanz\u00f3 una convocatoria de proyectos en el marco de un nuevo r\u00e9gimen de apoyo al desarrollo de nuevas centrales e\u00f3licas y solares fotovoltaicas. El plan de apoyo se puso en marcha en el marco del fondo de recuperaci\u00f3n y resiliencia de Ruman\u00eda. El presupuesto total asciende a 457 M\u20ac, de los cuales 382 M\u20ac se dedicar\u00e1n a la energ\u00eda e\u00f3lica y solar fotovoltaica con m\u00e1s de 1 MW de capacidad instalada y 75 M\u20ac para proyectos e\u00f3licos y solares con una capacidad instalada de entre 0,2-1 MW. Unos 950 MW de capacidad renovable podr\u00edan beneficiarse de este r\u00e9gimen de ayudas. Las solicitudes para participar en el r\u00e9gimen se presentaron entre el 31 de marzo de 2022 y el 31 de mayo de 2022. El 31 de marzo de 2022, el Ministerio de Energ\u00eda rumano lanz\u00f3 una convocatoria de proyectos en el marco de un nuevo plan de apoyo al desarrollo de la energ\u00eda nuclear. El 20 de julio de 2022 se aprob\u00f3 la ley 248. Establece que los productores de electricidad est\u00e1n obligados a comercializar, al menos, el 40% de la producci\u00f3n anual de electricidad a trav\u00e9s de contratos en los mercados de electricidad, en mercados distintos de PZU (DAM), PI (Intradiario) y PE (Mercado de Equilibrio). La ley exime a las instalaciones de generaci\u00f3n puestas en funcionamiento despu\u00e9s del 1 de junio de 2020. El 1 de septiembre de 2022, la OE 27/2022 fue modificada por la OE 119/2022, convirtiendo el impuesto en una Contribuci\u00f3n al fondo de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica y prorrogando su aplicaci\u00f3n hasta agosto de 2023. El impuesto tambi\u00e9n se increment\u00f3 al 100% y la nueva OE especificaba que los costes financieros y las coberturas ya no se tendr\u00edan en cuenta en el c\u00e1lculo del impuesto. El 23 de noviembre, el Parlamento aprob\u00f3 una nueva ley para introducir algunas modificaciones en la OE 119/2022. La ley prorrogaba la aplicaci\u00f3n de la OE hasta el 31 de marzo de 2025. Tambi\u00e9n modifica el m\u00e9todo de c\u00e1lculo, incluyendo las coberturas financieras en el c\u00f3mputo y limitando los costes de compensaci\u00f3n al 5% del precio realizado. Tambi\u00e9n establece que las contrapartes de coberturas financieras (contrapartes extranjeras de coberturas financieras incluidas) est\u00e1n sujetos a la contribuci\u00f3n al Fondo de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica, que deben retener los productores de electricidad, calculada mensualmente como la diferencia entre el precio variable del PPA (por sus siglas en ingl\u00e9s Power Purchase Agreement) y el tope de 450 RON/MWh. Sin embargo, no est\u00e1 claro si el precio variable del PPA es el precio de mercado subyacente o el precio de ejercicio del PPA. El 8 de noviembre de 2022, el Senado adopt\u00f3 la Ley por la que se aprueba la Ordenanza de Emergencia 108/2022 sobre la descarbonizaci\u00f3n del sector energ\u00e9tico, que establece la eliminaci\u00f3n progresiva del carb\u00f3n con el cierre de minas y centrales el\u00e9ctricas para 2032. La Ley establece un calendario para el cierre de minas y centrales de generaci\u00f3n de carb\u00f3n y lignito. Tambi\u00e9n prev\u00e9 una reserva t\u00e9cnica para el periodo 2023-2030, con la posibilidad de aplazar el cierre de cierta capacidad bajo petici\u00f3n y justificaci\u00f3n del GRT. En caso de crisis energ\u00e9tica, tambi\u00e9n se permite al Gobierno aplazar los cierres o volver a poner en marcha las centrales cerradas. Por \u00faltimo, la ley tambi\u00e9n incluye medidas para el desarrollo social y econ\u00f3mico de la econom\u00eda local y las regiones afectadas. El 11 de noviembre de 2022, tambi\u00e9n se public\u00f3 una nueva Ordenanza de Emergencia que establec\u00eda un mecanismo centralizado de compra de electricidad desde el 1 de enero de 2022 hasta el 31 de marzo de 2025. Seg\u00fan este mecanismo, la OPCOM se har\u00eda con la energ\u00eda a 450 RON/MWh, para venderla al mismo precio a los proveedores. Este mecanismo se aplica a las tecnolog\u00edas no certificadas ecol\u00f3gicamente (es decir, t\u00e9rmica, nuclear e hidr\u00e1ulica). ANRE public\u00f3 la lista de empresas afectadas por esta obligaci\u00f3n, pero el volumen de producci\u00f3n y demanda y comprado a trav\u00e9s de este mecanismo a\u00fan no est\u00e1 claro. Estas modificaciones se aplicar\u00e1n a partir del 1 de septiembre de 2022. Marco regulatorio de las actividades en Italia El 6 de julio de 2012, el Gobierno aprob\u00f3 una nueva regulaci\u00f3n sobre energ\u00edas renovables mediante el Decreto sobre Energ\u00edas Renovables (DM FER) que introduc\u00eda un r\u00e9gimen de tarifas reguladas. Los aspectos clave de esta regulaci\u00f3n que establece el DM FER eran los siguientes: (i) los parques e\u00f3licos de m\u00e1s de 5 MW recibir\u00edan una retribuci\u00f3n basada en un r\u00e9gimen de tarifas reguladas definido por los licitadores; (ii) la capacidad objeto de la licitaci\u00f3n se establecer\u00eda por trayectorias de capacidad de diferentes tecnolog\u00edas; (iii) la tarifa de referencia para 2013 era de 127 Euro/MWh para la energ\u00eda e\u00f3lica onshore y los licitadores ofrecer\u00edan descuentos sobre esta tarifa de referencia (en %); (iv) la tarifa de referencia disminuir\u00eda un 2% al a\u00f1o, y (v) se otorgar\u00edan tarifas para un periodo de 20 a\u00f1os. El nuevo sistema sustituye al anterior, basado en certificados verdes (GC). Seg\u00fan el sistema anterior. los productores obten\u00edan sus ingresos de la venta de electricidad en el mercado de electricidad y de la venta de GC. Los parques e\u00f3licos construidos hasta diciembre de 2012 (con algunas excepciones) han seguido funcionando conforme al sistema previo hasta 2015 (a partir de 2015, el sistema GC se transform\u00f3 en una prima de alimentaci\u00f3n en la que, durante el resto del periodo de incentivo original, el valor se fij\u00f3 en el 78% de la diferencia entre 180 euros y el precio de la electricidad). El Decreto Spalma Incentivi, publicado en noviembre de 2014, estipulaba que los parques e\u00f3licos acogidos al r\u00e9gimen de GCs pod\u00edan adherirse voluntariamente a una pr\u00f3rroga del periodo de apoyo de 7 a\u00f1os a cambio de una reducci\u00f3n permanente de la prima/GCs recibida, siendo el coeficiente de reducci\u00f3n calculado individualmente para cada parque e\u00f3lico en funci\u00f3n de su vida regulatoria restante. Como la opci\u00f3n era voluntaria, los parques e\u00f3licos que se negaron a aceptar este cambio siguieron acogi\u00e9ndose al anterior r\u00e9gimen de GCs. El 10 de noviembre de 2017, la Estrategia Energ\u00e9tica Nacional (Strategia Energetica Nazionale), conocida por las siglas SEN, fue presentada tras varios meses de consulta p\u00fablica. Una de las principales caracter\u00edsticas de la SEN es que anuncia la eliminaci\u00f3n completa de la generaci\u00f3n de electricidad a partir del carb\u00f3n para 2025, cinco a\u00f1os antes de lo anunciado anteriormente. La SEN tambi\u00e9n destaca el papel de las energ\u00edas renovables e insta a que la energ\u00eda renovable alcance el 28% del consumo energ\u00e9tico en 2030. Seg\u00fan la SEN, las RES-E (energ\u00edas renovables en la producci\u00f3n de electricidad) aumentar\u00edan hasta el 55% en 2030. El Ministerio de Desarrollo Econ\u00f3mico italiano firm\u00f3 en julio de 2019 un decreto que implementa un nuevo conjunto de subastas que se realizar\u00e1n entre 2019 y 2021 y busca asignar alrededor de 5,5 GW de energ\u00eda e\u00f3lica y solar fotovoltaica. El 9 de marzo de 2020 se aprob\u00f3 una cuarentena nacional que restring\u00eda los movimientos de la poblaci\u00f3n, en respuesta a la creciente pandemia COVID-19. El 4 de mayo se inici\u00f3 una relajaci\u00f3n gradual de las restricciones. En cuanto al sector el\u00e9ctrico, se introdujeron varias medidas, entre ellas la suspensi\u00f3n de todos los plazos burocr\u00e1ticos para las renovables desde el 13 de marzo, el alivio de varias obligaciones de informaci\u00f3n, la aplicaci\u00f3n de medidas transitorias entre el 10 de marzo y el 30 de junio de 2020 para limitar la carga de los costes de desequilibrio y la pr\u00f3rroga de todos los permisos caducados durante el estado de emergencia de 90 d\u00edas, entre otras. El 27 de abril de 2020, Italia present\u00f3 su Plan Nacional de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia (NRRP) que promover\u00e1 la ejecuci\u00f3n de las medidas cruciales de inversi\u00f3n y reforma despu\u00e9s de la pandemia de COVID-19. La Comisi\u00f3n Europea adopt\u00f3 una evaluaci\u00f3n positiva del Plan en junio de 2021. El Plan proporcionar\u00e1 68.900 millones de euros en subvenciones y 122.600 millones de euros en pr\u00e9stamos. La proporci\u00f3n de proyectos clim\u00e1ticos es del 37% del total y, para lograr una descarbonizaci\u00f3n progresiva, se planifican intervenciones destinadas a aumentar significativamente el uso de energ\u00edas renovables. El Gobierno italiano public\u00f3 el llamado \"Decreto Semplificazione\" (Decreto de simplificaci\u00f3n) en mayo de 2021, que fue transformado oficialmente en ley en julio de ese a\u00f1o. El Decreto pretende simplificar los procedimientos administrativos (en particular, en materia de contrataci\u00f3n p\u00fablica y concesiones). Establece un marco regulatorio destinado a simplificar y facilitar la ejecuci\u00f3n de las metas y objetivos establecidos en el \u201cPlan Nacional de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia\u201d y en el \u201cPlan Nacional de Energ\u00eda y Clima\u201d. Asimismo racionaliza la funci\u00f3n del Ministro de Cultura, cuya opini\u00f3n no ser\u00e1 vinculante en lugares fuera de las \u00e1reas protegidas, y prev\u00e9 una serie de medidas destinadas a racionalizar la obtenci\u00f3n de la VIA (autorizaci\u00f3n ambiental). En diciembre de 2021, el GSE anunci\u00f3 la 8\u00aa subasta en el marco del DM FER 19. La subasta se celebr\u00f3 en febrero de 2022. De los 2.346 MW disponibles para proyectos del \"Bloque A\" (e\u00f3lica terrestre y solar fotovoltaica, a escala de servicio p\u00fablico), solo 306,5 MW (de los cuales 40 MW de e\u00f3lica terrestre) fueron seleccionados en la subasta, que estuvo muy infradotada. El precio medio fue de 65,05 \u20ac/MWh, pr\u00f3ximo al precio m\u00e1ximo de 65,15 \u20ac/MWh. Los 2 GW restantes (capacidad no adjudicada en rondas anteriores) se subastaron en junio de 2022. Se public\u00f3 un nuevo decreto en la Gaceta Oficial italiana n \u00ba 21 de 27 de enero de 2022, en el que se establec\u00edan \"medidas urgentes para apoyar a las empresas y a los operadores econ\u00f3micos, as\u00ed como para limitar los efectos del aumento de los precios en el sector el\u00e9ctrico\". Fue derogado y sustituido el 25 de febrero por el DL n\u00ba 23, modificando ligeramente el art\u00edculo 16, en el que se definen las medidas de limitaci\u00f3n de precios. Con la nueva redacci\u00f3n, el l\u00edmite afecta a determinados acuerdos de venta de energ\u00eda sin entrega f\u00edsica con una fecha de inicio de operaci\u00f3n anterior al 1 de enero de 2010: \u2022 Plantas solares (>20kW) con reg\u00edmenes de prima fija y plantas no incentivadas (>20kW) \u2022 La medida excluye los PPA cuando el contrato no supere en m\u00e1s de un 10% el precio de referencia \u2022 La medida de clawback, que se aplica del 1 de febrero al 31 de diciembre, introduce un r\u00e9gimen de CfD de 2 v\u00edas a lo que se considera el precio razonable para el mecanismo. \u2022 precio razonable para el mecanismo (unos 60 \u20ac/MWh). Los ingresos superiores a este valor se reembolsan. En marzo, el Gobierno aprob\u00f3 el \"DL Tagliaprezi\", una posible devoluci\u00f3n mediante una tasa \u00fanica del 10% a los productores y vendedores de electricidad, gas natural y productos petrol\u00edferos. La medida debe aprobarse en 60 d\u00edas. La medida se aplica a los m\u00e1rgenes de beneficio que aumenten en m\u00e1s de 5 millones de euros durante el periodo comprendido entre octubre de 2021 y marzo de 2022 en comparaci\u00f3n con el a\u00f1o anterior, excluyendo los casos en que el margen de beneficio aumente menos del 10%. En marzo de 2022, la Ministra de Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica anunci\u00f3 un plan para sustituir las importaciones de gas ruso en los pr\u00f3ximos 3 a\u00f1os. En mayo de 2022 se aprob\u00f3 el llamado \"DL Aiuti\" (Decreto-Ley n\u00ba 50 de 17 de mayo de 2022), destinado a contrarrestar los efectos de los elevados precios de la energ\u00eda sobre los consumidores. El Decreto aument\u00f3 el gravamen \u00fanico sobre productores y vendedores de electricidad, gas natural y productos petrol\u00edferos del 10% inicial (aprobado previamente en marzo de 2022) al 25% y ampli\u00f3 el periodo un mes m\u00e1s (hasta abril de 2022). El Decreto tambi\u00e9n introdujo importantes simplificaciones en la concesi\u00f3n de permisos, destinadas a facilitar el desarrollo de nuevas plantas renovables. El 21 de septiembre de 2022 se aprob\u00f3 el denominado \"DL Aiuti Bis\". Ampl\u00eda el impuesto de recuperaci\u00f3n introducido por Sostegni TER de 11 a 17 meses (del 1 de febrero de 2022 al 30 de junio de 2023). Esta tasa introduce un sistema de CfD bidireccional a lo que se considera un \"precio razonable\" (alrededor de 60 \u20ac /MWh). Los ingresos superiores a este valor se reembolsar\u00e1n. El r\u00e9gimen s\u00f3lo se aplica a algunos proyectos renovables con una fecha de entrega anterior al 1 de enero de 2010 (no se aplica a ning\u00fan proyecto EDPR). El 21 de noviembre de 2022, el Consejo de Ministros aprob\u00f3 una nueva Ley de Presupuestos, que fue ratificada por el Parlamento el 29 de diciembre. El nuevo presupuesto se financiar\u00e1, entre otras cosas, mediante un aumento retroactivo del impuesto sobre beneficios extraordinarios al 50% (anteriormente fijado en tasa \u00fanica de 25%) que se aplicar\u00e1 en 2022 a los productores y vendedores de electricidad, gas natural y productos petrol\u00edferos. Este modelo sustituye al anterior, basado en la declaraci\u00f3n del IVA, que se aplic\u00f3 hasta mediados de 2022. La base imponible se define como la parte de la renta total determinada a efectos del Impuesto sobre Sociedades que exceda en, al menos, un 10% de la renta total media determinada a efectos del Impuesto sobre Sociedades obtenida en el periodo 2018-2021. El importe de la aportaci\u00f3n extraordinaria no superar\u00e1 el 25% del valor patrimonial de los activos a finales de 2021. La aportaci\u00f3n deber\u00e1 abonarse antes de junio de 2023. Asimismo, en l\u00ednea con la regulaci\u00f3n de la UE, desde el 1 de diciembre de 2022, hasta el 30 de junio de 2023, se aplicar\u00e1 un precio m\u00e1ximo (de 180 \u20ac /MWh para e\u00f3lica y solar) a los ingresos de mercado de las tecnolog\u00edas inframarginales a trav\u00e9s de un mecanismo de compensaci\u00f3n unidireccional. La liquidaci\u00f3n se realizar\u00e1 mensualmente, con el precio medio capturado. En el caso de las centrales acogidas a sistemas de incentivos unidireccionales, el precio de referencia ser\u00e1 igual al valor m\u00e1ximo entre 180 \u20ac/MWh y la tarifa. Marco regulatorio de las actividades en Grecia Los proyectos renovables en Grecia est\u00e1n retribuidos bajo sistema de primas reguladas (contratos por diferencias) a 20 a\u00f1os, otorgados mediante subastas. La primera subasta de energ\u00edas renovables a gran escala tuvo lugar el 2 de julio de 2018, con 277 MW de capacidad adjudicada. El 15 de abril de 2019 se celebr\u00f3 la primera subasta de energ\u00eda renovable neutral tecnol\u00f3gicamente (para energ\u00eda e\u00f3lica onshore y energ\u00eda solar fotovoltaica). En diciembre de 2019, se aprob\u00f3 la Ley 4643/2019 relativa a liberalizaci\u00f3n del mercado energ\u00e9tico griego, la modernizaci\u00f3n de la Corporaci\u00f3n P\u00fablica de Energ\u00eda (PPC), la privatizaci\u00f3n de la Compa\u00f1\u00eda P\u00fablica de Gas Natural (DEPA) y apoyo al sector de las energ\u00edas renovables. La Ley introdujo cambios significativos en el mercado el\u00e9ctrico. En lo que respecta a las energ\u00edas renovables, la Ley establece la posibilidad de que las plantas renovables con una capacidad superior a 250 MW (o una capacidad agregada en el mismo punto de conexi\u00f3n superior a 250 MW) acuerden un precio de venta directamente con el Ministerio de Medio Ambiente y Energ\u00eda (siempre que la Comisi\u00f3n Europea d\u00e9 luz verde). La Ley dispone asimismo que los generadores de energ\u00edas renovables sujetos al r\u00e9gimen de tarifa fija han de ser responsables del balance (aunque solo es aplicable a los proyectos de energ\u00edas renovables que han entrado en funcionamiento despu\u00e9s de julio de 2019). Grecia, como todos los Estados miembros de la UE, present\u00f3 su Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (NECP) en diciembre de 2019. Prev\u00e9 objetivos ambiciosos en materia de energ\u00edas renovables (objetivo del 35% de energ\u00edas renovables para 2030) y eliminaci\u00f3n completa de las instalaciones de carb\u00f3n para 2028. El gobierno anunci\u00f3 un confinamiento total en el pa\u00eds a partir del 23 de marzo de 2020, en un intento por reducir los nuevos casos de coronavirus. Sin embargo, las medidas comenzaron a levantarse progresivamente el 4 de mayo. El Gobierno griego aprob\u00f3 prorrogar los plazos para las instalaciones el\u00e9ctricas, como consecuencia de la crisis de COVID- 19 (Ley OG A\u201975/30.3.2030). La Ley dispuso que las licencias de instalaci\u00f3n y las ofertas vinculantes de conexi\u00f3n a la red que estuvieran a punto de expirar se prorrogar\u00edan por 4 o 6 meses (dependiendo de la fecha de expiraci\u00f3n). Asimismo, los plazos para conectar los proyectos que hubieran sido seleccionados mediante subastas tambi\u00e9n se prorrogar\u00edan por 4 o 6 meses (dependiendo tambi\u00e9n del plazo final). La Comisi\u00f3n Europea evalu\u00f3 favorablemente el mercado el\u00e9ctrico de Grecia en el s\u00e9ptimo informe tras el rescate sobre la econom\u00eda del pa\u00eds. Sin embargo, advirti\u00f3 acerca del d\u00e9ficit de la cuenta especial de FER, aunque atribuy\u00f3 el d\u00e9ficit a la pandemia. En noviembre de 2020, Grecia puso en marcha el \u00abModelo de objetivos de electricidad de la UE\u00bb, que es la base para el desarrollo del mercado \u00fanico en Europa. Incluye un mercado diario e intradiario y un mercado de balance (el mercado de futuro ya estaba operativo). De este modo, la armonizaci\u00f3n del mercado griego de la electricidad con la UE es ahora efectiva. Adem\u00e1s, el mercado diario griego se uni\u00f3 al italiano en diciembre de 2020 y al b\u00falgaro en mayo de 2021. El 9 de diciembre de 2020, la Ley 4759/2020 introdujo varias medidas para reducir el D\u00e9ficit de la Cuenta de FER (fuentes de energ\u00edas renovables), que es el Fondo que apoya los proyectos renovables. Estas medidas fueron (i) una \"contribuci\u00f3n extraordinaria \u00fanica\" del 6% de la facturaci\u00f3n de 2020 para los antiguos proyectos de energ\u00eda renovable (los proyectos cuyas actividades se iniciaron antes del 31 de diciembre de 2015) (ii) un \u201ccargo \u00fanico de emergencia\u201d a los suministradores igual a 2 \u20ac/MWh durante 2021, (iii) un incremento del porcentaje de ventas de derechos de emisi\u00f3n hasta el 78% (frente al 65% anterior), (iv) un impuesto ecol\u00f3gico sobre el consumo de di\u00e9sel de 0,03 \u20ac/litro y (v) reorientaci\u00f3n de los ingresos de la tarifa especial por la emisi\u00f3n del certificado de productor de electricidad con FER que actualmente se abona al regulador. El 23 de agosto de 2021, el gobierno anunci\u00f3 que la cuenta especial de FER se dividir\u00eda en dos, para proteger los ingresos de los productores. En consecuencia, se crear\u00e1 una nueva cuenta especial de FER para los proyectos que operen a partir de enero de 2021. Esta nueva cuenta recibir\u00e1 el \u201cCargo Renovable Din\u00e1mico\u201d, que ser\u00e1 abonado por los suministradores de electricidad y repercutido acto seguido a sus clientes. La Comisi\u00f3n Europea adopt\u00f3 una evaluaci\u00f3n positiva del Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia de Grecia en junio de 2021. Grecia hab\u00eda solicitado 17.800 millones de euros en subvenciones y 12.700 millones de euros en pr\u00e9stamos al amparo del Plan. El Plan dedica el 38% de la asignaci\u00f3n total de Grecia a medidas de apoyo a los objetivos clim\u00e1ticos, incluida la mejora de la red el\u00e9ctrica y el fortalecimiento del plan de apoyo a los productores de energ\u00edas renovables, entre otras. En noviembre de 2021, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3, con arreglo a las normas sobre ayudas estatales de la UE, un plan de Grecia por importe de 2.270 millones de euros para la generaci\u00f3n de electricidad con fuentes renovables y la producci\u00f3n combinada de calor y electricidad de alta eficiencia (CHP). Esta aprobaci\u00f3n se produjo despu\u00e9s de que Grecia notificara a la Comisi\u00f3n su intenci\u00f3n de aprobar un nuevo r\u00e9gimen de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables. Tanto para las instalaciones e\u00f3licas onshore como para las solares, se conceder\u00e1 ayuda mediante un procedimiento de licitaci\u00f3n conjunta (aunque tambi\u00e9n se prev\u00e9n subastas separadas en caso de que no se alcancen los objetivos). Los proyectos ganadores recibir\u00e1n contratos por diferencias bidireccionales. Se espera que este plan se inicie en marzo de 2022 y estar\u00e1 disponible hasta 2025. En diciembre de 2021, el Ministro de Energ\u00eda public\u00f3 en el Bolet\u00edn Oficial B 6250 la decisi\u00f3n 123726/5096, por la que se definen las tecnolog\u00edas y categor\u00edas de unidades de generaci\u00f3n de electricidad a partir de energ\u00edas renovables y centrales de cogeneraci\u00f3n (CHP) que pueden solicitar ayudas a la explotaci\u00f3n. Las categor\u00edas enumeradas y los plazos estimados son los siguientes: \u2022 Procedimientos de licitaci\u00f3n competitiva por tecnolog\u00eda para la energ\u00eda fotovoltaica superior a 0,5 MW e inferior a 1 MW hasta diciembre de 2022, y para la energ\u00eda solar fotovoltaica inferior a 1 MW, la energ\u00eda e\u00f3lica superior a 0,06 MW e inferior a 6 MW, de enero de 2023 a diciembre de 2025. \u2022 Procedimientos de licitaci\u00f3n competitiva por regiones, para cubrir el margen de potencia de la interconexi\u00f3n Nea Makri - Polypotamos con Eubea, las C\u00edcladas y la segunda fase del \u00c1tica con Creta. \u2022 Procesos competitivos conjuntos hasta diciembre de 2025 para energ\u00eda e\u00f3lica superior a 0,06 MW y energ\u00eda solar fotovoltaica superior a 1 MW (las unidades del proceso espec\u00edfico de tecnolog\u00eda tambi\u00e9n son elegibles a partir de enero de 2023). \u2022 Adem\u00e1s, se incluyen procesos competitivos conjuntos espec\u00edficos para energ\u00edas renovables con almacenamiento hasta diciembre de 2025, para centrales e\u00f3licas y solares de m\u00e1s de 10 MW con almacenamiento el\u00e9ctrico integrado de una capacidad de almacenamiento (\u00fatil) garantizada de al menos el 20% de la energ\u00eda horaria m\u00e1xima producida. En el marco de este plan, se prev\u00e9 subastar un total de 3 GW de energ\u00edas renovables durante el periodo 2022-2025, aunque no hay visibilidad sobre los vol\u00famenes previstos y los plazos para cada a\u00f1o. En julio de 2022, Grecia implant\u00f3 su propio tope tecnol\u00f3gico espec\u00edfico de 85 \u20ac/MWh para las FER, que difiere del propuesto a escala europea. El l\u00edmite se aplica a los precios horarios del mercado diario durante un a\u00f1o, pero podr\u00eda prorrogarse. Tambi\u00e9n es aplicable a los PPA, tanto f\u00edsicos como financieros. No obstante, podr\u00eda anunciarse una excepci\u00f3n para los PPA f\u00edsicos. En agosto de 2022 se public\u00f3 la Ley 4951/2022 sobre permisos y EES. La Ley define varias medidas clave destinadas a acelerar el proceso de concesi\u00f3n de licencias de RES (pretende acortar el proceso general de concesi\u00f3n de licencias de RES de 5 a\u00f1os a 14 meses). Tambi\u00e9n pretende aumentar las conexiones a la red sin restricciones operativas, aunque abre la puerta al recorte de la producci\u00f3n (hasta el 5% de la generaci\u00f3n anual). Tambi\u00e9n incluye un marco integrado para el desarrollo de proyectos de almacenamiento. En septiembre de 2022, los ministros de Hacienda y Medio Ambiente y Energ\u00eda publicaron un Decreto Ministerial conjunto por el que se impondr\u00eda un impuesto extraordinario del 90% a las empresas energ\u00e9ticas integradas verticalmente. Seg\u00fan el mismo, los m\u00e1rgenes de beneficio bruto positivos mensuales desde octubre de 2021 hasta junio de 2022, se gravar\u00edan al tipo anunciado Marco regulatorio de las actividades en Reino Unido El Proyecto de Ley de la Energ\u00eda fue aprobado como ley y recibi\u00f3 sanci\u00f3n real el 18 de diciembre de 2013, estableciendo como r\u00e9gimen oficial en el Reino Unido el contrato por diferencias (CfD). El 19 de diciembre de 2013, el Gobierno del Reino Unido public\u00f3 tambi\u00e9n el Plan de Ejecuci\u00f3n de la Reforma del Mercado El\u00e9ctrico (EMR). En el nuevo sistema, los CFD tienen una duraci\u00f3n de 15 a\u00f1os para las energ\u00edas renovables (excepto para las conversiones de biomasa) y se conceden a trav\u00e9s de licitaciones. Las \"tecnolog\u00edas establecidas\", que incluyen la energ\u00eda e\u00f3lica onshore y energ\u00eda solar fotovoltaica, compiten por los presupuestos en diferentes rondas de asignaci\u00f3n. Las tecnolog\u00edas menos maduras, como la energ\u00eda e\u00f3lica offshore, compiten en un \"grupo\" separado. Los CfD se basan en un precio de ejercicio para cada tecnolog\u00eda. Cuando el precio del pool desciende por debajo del precio de ejercicio, los generadores reciben un pago adicional. Sin embargo, si aumenta por encima del precio de ejercicio, los generadores tienen que pagar esta diferencia. En junio de 2019, se aprob\u00f3 una ley que estableci\u00f3 un nuevo objetivo de emisiones netas cero legalmente vinculante para 2050 y que modific\u00f3 la Ley de Cambio Clim\u00e1tico de 2008 vigente en Gran Breta\u00f1a. Dicho objetivo exigir\u00e1 a Reino Unido reducir a cero, para 2050, todas las emisiones netas de gases de efecto invernadero, mientras que el objetivo anterior preve\u00eda una reducci\u00f3n de \u201cal menos\u201d el 80% con respecto a los niveles de 1990. Para alcanzar el objetivo, se proponen varias medidas, incluido el apoyo a nuevas instalaciones de energ\u00edas renovables a trav\u00e9s del CfD adjudicado mediante licitacionesEl Reino Unido sali\u00f3 oficialmente la UE el 31 de enero de 2020, tras la firma del \u00abAcuerdo de Retirada\u00bb con la UE. El 31 de diciembre de 2020, el Reino Unido finaliz\u00f3 oficialmente su separaci\u00f3n econ\u00f3mica de la Uni\u00f3n Europea, despu\u00e9s del final del per\u00edodo transitorio en el que el Reino Unido mantuvo las mismas normas que los 27 pa\u00edses restantes mientras negociaba con la UE un acuerdo comercial posterior al Brexit. Tras meses de intensas negociaciones, el Reino Unido y la UE anunciaron un acuerdo de libre comercio el 24 de diciembre. El acuerdo establece cero aranceles y cero contingentes para todas las mercanc\u00edas que cumplan las normas de origen apropiadas. En materia de energ\u00eda, el acuerdo prev\u00e9 un nuevo modelo de negociaci\u00f3n e interconectividad, aunque las normas finales de acoplamiento del mercado el\u00e9ctrico diario entre la UE y el Reino Unido no se espera que entren en vigor hasta principios de 2022. Mientras tanto, se aplicar\u00e1n disposiciones provisionales. La Comisi\u00f3n de la UE tambi\u00e9n ha anunciado que existir\u00e1 una cooperaci\u00f3n \"ambiciosa\" en materia de energ\u00eda renovable y acci\u00f3n clim\u00e1tica. El Gobierno anunci\u00f3 el 30 de junio de 2021 que la eliminaci\u00f3n gradual del carb\u00f3n se adelantar\u00eda un a\u00f1o, de modo que a partir del 1 de octubre de 2024, ninguna instalaci\u00f3n de carb\u00f3n podr\u00eda producir electricidad en el pa\u00eds. En diciembre de 2021, el regulador energ\u00e9tico (Ofgem) elev\u00f3 el precio m\u00e1ximo de la energ\u00eda (el precio m\u00e1ximo de la energ\u00eda limita las tarifas que un proveedor puede cobrar por defecto) y anunci\u00f3 que las actualizaciones ser\u00edan m\u00e1s frecuentes (hasta ahora, el precio m\u00e1ximo se actualizaba cada seis meses). En consecuencia, se fij\u00f3 un nuevo precio m\u00e1ximo de 1.971\u00a3 (frente a los 1.277\u00a3 anteriores) a partir del 1 de abril y hasta el 20 de septiembre de 2022. La Cuarta Ronda de Asignaci\u00f3n (\"AR4\") se abri\u00f3 del 24 de mayo al 15 de junio, y los resultados se esperan para julio. Se espera que m\u00e1s de 12 GW de energ\u00edas renovables obtengan un contrato por diferencia de 15 a\u00f1os. Las tecnolog\u00edas participantes se dividieron en 3 \"pots\", lo que significa que los proyectos s\u00f3lo compiten con otros proyectos de su mismo \"pot\". No obstante, todos los \"pots\" est\u00e1n sujetos a un l\u00edmite presupuestario. El pot 2 (que incluye la energ\u00eda e\u00f3lica terrestre y la solar fotovoltaica, entre otras tecnolog\u00edas) era el \u00fanico que tambi\u00e9n estaba limitado a una capacidad m\u00e1xima de 5 GW, y tanto la energ\u00eda e\u00f3lica onshore como la solar fotovoltaica ten\u00edan cada una un tope de capacidad de 3,5 GW. En febrero de 2022, el Gobierno anunci\u00f3 que las pr\u00f3ximas rondas de asignaci\u00f3n de CfD se celebrar\u00e1n anualmente. En marzo de 2023, se abrir\u00e1n las solicitudes del AR5. En abril de 2022 se public\u00f3 la Estrategia de Seguridad Energ\u00e9tica. El objetivo clave de la estrategia es que el Reino Unido logre la independencia a largo plazo de fuentes de energ\u00eda extranjeras y descarbonice el suministro el\u00e9ctrico de la naci\u00f3n. El documento anunciaba nuevos objetivos en los distintos sectores, entre ellos: \u2022 Petr\u00f3leo y gas: nueva ronda de concesi\u00f3n de licencias para nuevos proyectos de petr\u00f3leo y gas en el Mar del Norte, prevista para 2022, con el objetivo final de reducir las importaciones de gas. \u2022 E\u00f3lica: nueva ambici\u00f3n de producir hasta 50 GW de energ\u00eda e\u00f3lica offshore, una d\u00e9cima parte de la cual proceder\u00eda de instalaciones flotantes. \u2022 Energ\u00eda solar fotovoltaica: 70 GW para 2035. \u2022 Nuclear: se prev\u00e9 triplicar la capacidad total hasta 24 GW en 2050, con lo que se cubrir\u00eda en torno al 25% de la demanda total de electricidad. \u2022 Hidr\u00f3geno: el Gobierno ha duplicado su ambici\u00f3n de aumentar la producci\u00f3n de hidr\u00f3geno, con un nuevo objetivo de 10 GW para 2030, de los cuales al menos la mitad ser\u00e1n de hidr\u00f3geno electrol\u00edtico. En abril de 2022, Ofgem anunci\u00f3 la supresi\u00f3n de las tarifas BSUoS (Balancing Services Use of System) a la generaci\u00f3n. Los cargos BSUoS son el medio por el cual el Operador del Sistema El\u00e9ctrico recupera los costes asociados con el equilibrio del sistema de transmisi\u00f3n de electricidad. A partir de abril de 2023, estos cargos s\u00f3lo se cobrar\u00e1n a la demanda final (consumidores de electricidad, excluidos los generadores y las exportaciones de electricidad). El 19 de julio de 2022, National Grid public\u00f3 el Plan Operativo del Mercado de Capacidad para 2022/2023. El Gobierno ha fijado un objetivo de 5,8 GW para las subastas de capacidad a un a\u00f1o vista (T-1) de 2023-2024 y de 42,4 GW para las subastas de capacidad a cuatro a\u00f1os vista (T-4) de 2026-27, que se celebrar\u00e1n en febrero de 2023. El 27 de septiembre de 2022, el Gobierno brit\u00e1nico lanz\u00f3 el \"Plan de Crecimiento 2022\", destinado a reducir la inflaci\u00f3n y apoyar el crecimiento a corto plazo. Para ello, incluye una amplia gama de medidas, algunas de ellas destinadas a acelerar el despliegue de las energ\u00edas renovables (aumento de la capacidad de las energ\u00edas renovables en un 15% en 2023). El Plan se centra principalmente en proyectos de energ\u00eda e\u00f3lica onshore y offshore, hidr\u00f3geno y captura de carbono. Tambi\u00e9n contiene medidas para acelerar el suministro de infraestructuras, en particular para acelerar el despliegue de la energ\u00eda e\u00f3lica onshore. Tambi\u00e9n se crea un \"Grupo de Trabajo para el Suministro de Nuevas Energ\u00edas\", destinado a remodelar el mercado de la electricidad para reducir la dependencia del gas y, en \u00faltima instancia, reducir los precios de la electricidad. El Plan anuncia tambi\u00e9n la creaci\u00f3n del \"Plan de Financiaci\u00f3n del Mercado de la Energ\u00eda\", que ayudar\u00e1 a las empresas energ\u00e9ticas que se enfrentan a precios de la energ\u00eda elevados y vol\u00e1tiles a hacer frente a los problemas de liquidez. El 17 de noviembre, el Gobierno brit\u00e1nico anunci\u00f3 un impuesto extraordinario sobre las empresas energ\u00e9ticas que obtuvieran beneficios extraordinarios debido al alza de los precios de las materias primas energ\u00e9ticas. La llamada \"Electricity Generator Levy\" sustituye al \"Cost Plus Revenue Limit\" anunciado durante el interludio Truss. El gravamen se aplicar\u00e1 a los generadores nucleares y renovables, excluidos los que tengan contratos CfD. El impuesto se calcular\u00e1 sobre una base anual y ser\u00e1 recaudado por HM Revenue & Customs (HMRC) del mismo modo que un impuesto de sociedades y de forma similar al l\u00edmite de ingresos de la UE. S\u00f3lo se aplicar\u00e1 al \"exceso\" de beneficios por encima de 75 GBP/MWh. El gravamen se aplicar\u00e1 desde el 1 de enero de 2023 hasta el 31 de marzo de 2028, pero si los precios de mercado vuelven a niveles \"normales\", el impuesto sobre los beneficios extraordinarios disminuir\u00e1 en consecuencia. Esta medida no afecta a la cartera de EDPR en el Reino Unido. Marco regulatorio de las actividades en Brasil El sector el\u00e9ctrico en Brasil est\u00e1 regulado por la Ley federal n.\u00ba 8.987, de 13 de febrero de 1995, que rige en t\u00e9rminos generales el r\u00e9gimen de concesiones y permisos de servicios p\u00fablicos; la Ley n. \u00ba 9.074, de 7 de julio de 1995, que rige la concesi\u00f3n y la ampliaci\u00f3n de permisos y concesiones de servicios p\u00fablicos; la Ley Federal n. \u00ba 10.438, de 26 de abril de 2002, que rige el aumento del suministro el\u00e9ctrico de emergencia y crea el Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas de Energ\u00eda (PROINFA) de 3.300 MW; la Ley federal n.\u00ba 10.762, de 11 de noviembre de 2003, y la ley 10.848, de 15 de marzo de 2004, sobre las normas comerciales para el comercio de energ\u00eda el\u00e9ctrica, y posteriores modificaciones de la legislaci\u00f3n. Las instituciones que velan por el buen desarrollo y funcionamiento del Sector El\u00e9ctrico en Brasil son a) la Empresa de Investigaci\u00f3n Energ\u00e9tica (\"EPE\"), responsable de la planificaci\u00f3n a largo plazo del sector el\u00e9ctrico b) el Comit\u00e9 de Monitoreo del Sector El\u00e9ctrico (\"CMSE\"), responsable de evaluar continuamente la seguridad del suministro el\u00e9ctrico; c) la C\u00e1mara de Comercializaci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (\"CCEE\"), instituci\u00f3n que se ocupa de la comercializaci\u00f3n de la electricidad en el Sistema Interconectado; d) la Agencia Nacional de Regulaci\u00f3n de la Electricidad (\"ANEEL\"), responsable de regular e inspeccionar el sector el\u00e9ctrico, as\u00ed como de establecer las tarifas para el p\u00fablico consumidor y promover las subastas de energ\u00eda junto con el MME, la EPE y la CCEE; f) el Ministerio de Minas y Energ\u00eda (MME), responsable de la creaci\u00f3n e implementaci\u00f3n de pol\u00edticas, actuando como Autoridad Concedente; g) el Operador Nacional del Sistema El\u00e9ctrico (ONS), que es responsable de la coordinaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en tiempo real y de la supervisi\u00f3n de la red de generaci\u00f3n y transmisi\u00f3n de energ\u00eda. La Ley Federal n\u00ba 9.427 del 26 de diciembre de 1996 establece la posibilidad de que los productores de Energ\u00edas Renovables vendan directamente al consumidor final (demanda agregada > 500kW), en cualquier nivel de tensi\u00f3n. Como parte del marco regulatorio de incentivos, a los productores de Energ\u00edas Renovables (peque\u00f1as centrales hidroel\u00e9ctricas, biomasa, e\u00f3lica y solar) se les concede una reducci\u00f3n de, al menos, el 50% en la Tarifa de Uso del Sistema de Distribuci\u00f3n y Transmisi\u00f3n (TUSD y TUST), siempre que se cumplan las normas preestablecidas. La Ley n\u00ba 13.203 del 8 de diciembre de 2015 ampli\u00f3 la subvenci\u00f3n para las plantas solares, e\u00f3licas y de biomasa de mayor tama\u00f1o. La producci\u00f3n de energ\u00eda renovable de las plantas que reciben la subvenci\u00f3n mencionada se define como \"energ\u00eda incentivada\", mientras que la producci\u00f3n de electricidad de fuentes no incentivadas se define como \"energ\u00eda convencional\". Los consumidores especiales, cuya demanda de consumo es superior a 500 kW e inferior a 3 MW, est\u00e1n autorizados a adquirir electricidad \u00fanicamente de fuentes incentivadas. Desde julio de 2019, la demanda m\u00ednima se est\u00e1 reduciendo gradualmente, de modo que, a partir de enero de 2023, los consumidores especiales podr\u00e1n comprar energ\u00eda incentivada o convencional por su propia elecci\u00f3n. El Decreto n\u00ba 5.025 de 30 de marzo de 2004, regula la Ley Federal n\u00ba 10.438 y establece el marco econ\u00f3mico y legal de las \"Fuentes de Energ\u00eda Alternativas\". Los participantes de PROINFA tienen un PPA con ELECTROBR\u00c1S, y est\u00e1n sujetos a la autoridad del regulador (ANEEL). El Decreto n \u00ba 5.163, de 30 de julio de 2004, regula la Ley Federal n \u00ba 10.848, estableciendo dos entornos comerciales de compraventa de energ\u00eda: el Entorno de Contrataci\u00f3n Regulada (\"ACR\"), en el que participan productores, comercializadores y agentes de distribuci\u00f3n de energ\u00eda, y el Entorno de Contrataci\u00f3n Libre (\"ACL\"), en el que participan productores, comercializadores, importadores y exportadores y consumidores libres. En la ACR se permite a las empresas distribuidoras comprar \"energ\u00eda distribuida\" (generaci\u00f3n local), respetando un l\u00edmite del 10% de la demanda total de cada agente distribuidor. En cuanto a la moderaci\u00f3n tarifaria para los Consumidores Cautivos (demanda de consumo < 500 kW), el Sector Energ\u00e9tico Brasile\u00f1o prev\u00e9 la compra de electricidad por parte de las distribuidoras a trav\u00e9s de subastas reguladas, sujetas a los criterios de menor coste, con el objetivo de reducir el coste de adquisici\u00f3n de la energ\u00eda el\u00e9ctrica que se repercute en las tarifas de los clientes cautivos. Estas subastas buscan proporcionar el menor precio posible de la electricidad que se transfiere al p\u00fablico consumidor. Durante el cuarto trimestre de 2019, el Ministerio de Minas y Energ\u00eda fij\u00f3 las l\u00edneas estrat\u00e9gicas de las actividades a desarrollar para la modernizaci\u00f3n del sector el\u00e9ctrico brasile\u00f1o. Una de las primeras medidas adoptadas se refiere a la PLD (precio de corto plazo), que actualmente se calcula semanalmente. La PLD horaria se calcula a modo de prueba (\"operaci\u00f3n en la sombra\") desde 2018, con el objetivo de que sea econ\u00f3micamente efectiva a partir del 1 de enero de 2021. Su objetivo es mejorar la eficiencia entre la producci\u00f3n y el consumo de electricidad sobre la base de una gesti\u00f3n eficiente de la formaci\u00f3n de precios y el funcionamiento en tiempo real. El gobierno ha tomado medidas en respuesta a los impactos de la COVID-19 en \u00e1reas principales como el sector energ\u00e9tico, mediante Decretos, Medidas Provisionales y cambios en la regulaci\u00f3n existente. A finales de marzo, para garantizar el suministro ininterrumpido de energ\u00eda a los consumidores, el Decreto n\u00ba 10.282/2020 reforz\u00f3 la generaci\u00f3n, transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n de electricidad como actividades esenciales. Esto inclu\u00eda el suministro de equipos necesarios para la operaci\u00f3n y el mantenimiento. A finales de abril de 2020, se ampli\u00f3 la gama para incluir las obras de construcci\u00f3n. A trav\u00e9s de la Resoluci\u00f3n Normativa n\u00ba 878/2020, la Agencia Nacional Reguladora de la Electricidad (ANEEL) suspendi\u00f3 los cortes de suministro de energ\u00eda independientemente de la capacidad de pago de los consumidores durante 90 d\u00edas a partir del 23 de marzo de 2020. Adem\u00e1s, la poblaci\u00f3n de bajos ingresos inscrita en las tarifas m\u00e1s bajas (el programa de Tarifa Social) no pasar\u00e1 por controles peri\u00f3dicos en los pr\u00f3ximos tres meses y, por lo tanto, no estar\u00e1 sujeta a la p\u00e9rdida del beneficio. Tambi\u00e9n se han tomado medidas para evitar las p\u00e9rdidas financieras de las distribuidoras (DSO) debido a una posible alta tasa de impago, y por consiguiente, afectar a sus accionistas. Para a\u00f1adir liquidez, la ANEEL autoriz\u00f3 la transferencia de recursos de los fondos del sector a las distribuidoras y a los consumidores, totalizando hasta ahora 2.430 millones de reales. La Medida Provisional n\u00ba 950/2020 propone el uso temporal de recursos del Tesoro Nacional, de otros fondos del sector y de pr\u00e9stamos bancarios para que el DSO sea pagado por todos los consumidores, as\u00ed como nuevas medidas para subvencionar a los consumidores de bajos ingresos, proporcionando una exenci\u00f3n de 90 d\u00edas del pago de las facturas de electricidad. ANEEL tambi\u00e9n public\u00f3 una primera evaluaci\u00f3n de los impactos de la COVID-19 en el sector energ\u00e9tico, a trav\u00e9s de la cual reforz\u00f3 la necesidad de mantener el equilibrio econ\u00f3mico y financiero de los contratos, la preservaci\u00f3n de los mismos y la participaci\u00f3n de todos los segmentos (generadores, TSO, DSO, consumidores) hacia las mejores soluciones. El 23 de junio de 2020, la ANEEL promulg\u00f3 la Resoluci\u00f3n Normativa n\u00ba 885/2020 que establece las condiciones de pr\u00e9stamo para apoyar a la DSO en la reducci\u00f3n de los impactos de la COVID-19, sin recursos del tesoro nacional. Un total de 19 bancos liderados por el BNDES inyectar\u00e1n hasta R$ 16,25 mil millones a \"Conta Covid\" y ser\u00e1n pagados por los consumidores en 60 meses. Para beneficiarse de los recursos, los DSOs podr\u00e1n declarar que tienen el derecho a cuestionar cualquiera de las condiciones en los tribunales, preservar los PPAs y limitar la distribuci\u00f3n de dividendos en caso de incumplimiento. En marzo de 2020, la C\u00e1mara de Comercializaci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (CCEE) y el Operador Nacional del Sistema El\u00e9ctrico (ONS) estimaron una disminuci\u00f3n del 0,9% en el consumo total para 2020 en comparaci\u00f3n con el a\u00f1o pasado, bas\u00e1ndose en una variaci\u00f3n \"cercana a cero\" del PIB debido a los impactos de la COVID-19 en la actividad econ\u00f3mica. El 1 de mayo, el Ministerio de Econom\u00eda hizo una importante revisi\u00f3n a la baja de la previsi\u00f3n del PIB, de 0 a 5% de ca\u00edda para el peor escenario de la econom\u00eda brasile\u00f1a. A finales de junio, el Banco Central de Brasil actualiz\u00f3 la proyecci\u00f3n del PIB para 2020 reduci\u00e9ndola del -5% al -6,5%. En estas circunstancias, se espera que la demanda de electricidad siga disminuyendo. Debido a las incertidumbres sobre la futura demanda de electricidad, se posponen las subastas reguladas previstas para 2020. Seg\u00fan la CCEE y la ONS, tambi\u00e9n es una oportunidad para revisar las directrices para introducir centrales m\u00e1s baratas y eficientes. Una de las estrategias propuestas es restringir la participaci\u00f3n en las subastas reguladas a las centrales t\u00e9rmicas cuyo coste variable unitario (CVU) sea inferior a 300 reales/MWh, lo que permitir\u00eda precios m\u00e1s bajos en el mercado spot (PLD). El Banco Nacional de Desarrollo (BNDES), principal instituci\u00f3n de financiaci\u00f3n, anunci\u00f3 varias medidas de apoyo a los sectores del petr\u00f3leo y el gas, los aeropuertos, los puertos, la energ\u00eda, el transporte, la movilidad urbana, la salud, la industria y el comercio y los servicios. En respuesta a la COVID-19 se anunciaron otras medidas relativas a la salud p\u00fablica, la fiscalidad y las normas de empleoEl 1 de septiembre de 2020, el gobierno brasile\u00f1o public\u00f3 la Medida Provisional (\"MP\") n\u00ba 988/2020 con el objetivo principal de reducir las facturas de electricidad para los consumidores. El Congreso brasile\u00f1o tiene un plazo de 120 d\u00edas para aprobar la MP y convertirla en Ley, de lo contrario quedar\u00e1 sin efecto. Para los generadores renovables, el principal impacto se debe al recorte de los subsidios en las tarifas del sistema de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n en un plazo de 12 meses a partir de la promulgaci\u00f3n de la MP. Las centrales el\u00e9ctricas autorizadas durante este per\u00edodo y que requieran un aumento de la capacidad energ\u00e9tica seguir\u00e1n recibiendo el beneficio y deber\u00e1n comenzar a operar comercialmente en un plazo de 48 meses a partir de la autorizaci\u00f3n publicada. Todas aquellas centrales el\u00e9ctricas a las que ya se les haya concedido el beneficio antes de la MP no se ver\u00e1n afectadas. El fin de los subsidios debe ser compensado por el desarrollo de mecanismos basados en los beneficios ambientales debidos a las fuentes de energ\u00eda renovables relacionadas con la baja emisi\u00f3n de carbono. El 8 de septiembre de 2020, se promulg\u00f3 finalmente la Ley 14.052/2020, que establece las condiciones para que los generadores hidroel\u00e9ctricos renegocien las deudas debido a los riesgos hidrol\u00f3gicos, que provocaron un bajo Factor de Escalamiento de la Generaci\u00f3n (\"GSF\") durante una prolongada sequ\u00eda, intensificada por las medidas adoptadas por el gobierno para asegurar la operaci\u00f3n de la red nacional. La deuda ha estado afectando a la liquidaci\u00f3n del mercado a corto plazo, que actualmente supone m\u00e1s de 9.000 millones de reales. La ANEEL tiene un plazo de 90 d\u00edas para proponer una regulaci\u00f3n, que debe ser, en primer lugar, sometida a una audiencia p\u00fablica. El 8 de diciembre de 2020, el MME anunci\u00f3 un calendario de subastas reguladas para los pr\u00f3ximos tres a\u00f1os (2021- 2023). Se prev\u00e9n tres tipos de subastas destinadas a la contrataci\u00f3n de energ\u00eda de centrales el\u00e9ctricas nuevas y existentes y a la ampliaci\u00f3n del sistema de transporte. Las subastas de nueva energ\u00eda A-3/A-4 y A-5/A-6 para 2021 est\u00e1n previstas para junio y septiembre, respectivamente. A partir del 1 de enero de 2021, el precio de corto plazo (PLD) entra en vigor en base horaria, despu\u00e9s de dos a\u00f1os de funcionamiento en la sombra. Aunque, desde el a\u00f1o pasado, el ONS viene operando en base a los resultados del nuevo modelo de despacho, recientemente la PLD horaria entr\u00f3 en vigencia a los efectos de su comercializaci\u00f3n. El 23 de marzo de 2021, la ANEEL public\u00f3 las normas para compensar la falta de generaci\u00f3n e\u00f3lica como consecuencia de las restricciones de la red causadas por las limitaciones el\u00e9ctricas sist\u00e9micas. La regulaci\u00f3n de las plantas solares est\u00e1 prevista para 2022. El 6 de diciembre de 2021, la ANEEL public\u00f3 la resoluci\u00f3n normativa para la implementaci\u00f3n de centrales el\u00e9ctricas h\u00edbridas, lo que permite potenciales sinergias en t\u00e9rminos de costes de red y producci\u00f3n de energ\u00eda. En ese mismo mes, el MME anunci\u00f3 las subastas reguladas previstas para los tres pr\u00f3ximos a\u00f1os mediante la Orden MME n\u00ba 32/2021. El 27 de mayo de 2022 tendr\u00e1 lugar una nueva subasta de energ\u00eda A-4 y el suministro comenzar\u00e1 el 1 de enero de 2026. El 7 de enero de 2022, se promulg\u00f3 la Ley 14.300/2022 que establece un marco regulatorio para la generaci\u00f3n de energ\u00eda por los consumidores mediante generaci\u00f3n distribuida micro (hasta 75 kW y entre 75 kW y 5 MW). Marco regulatorio de las actividades en Vietnam El Ministerio de Industria y Comercio (MOIT) de Vietnam introdujo una tarifa regulada (FIT) para la energ\u00eda e\u00f3lica en 2011 a fin de fomentar la inversi\u00f3n en el sector. Los proyectos obtuvieron un contrato de compra de electricidad (PPA) de 20 a\u00f1os con EVN, la compa\u00f1\u00eda el\u00e9ctrica estatal. Sin embargo, este primer marco de remuneraci\u00f3n no estimul\u00f3 el despliegue de la energ\u00eda e\u00f3lica, ya que los inversores consideraron que los ingresos en virtud de este sistema no proporcionaban rendimientos adecuados. En septiembre de 2019, el Gobierno public\u00f3 un nuevo r\u00e9gimen FIT (tarifa regulada) de aproximadamente 85 \u20ac/MWh para proyectos e\u00f3licos onshore y 98 \u20ac/MWh para proyectos e\u00f3licos offshore, siempre que se pusieran en marcha antes del 1 de noviembre de 2021. La Administraci\u00f3n P\u00fabica est\u00e1 estudiando ahora la introducci\u00f3n de subastas competitivas, pero a\u00fan no se ha aprobado ninguna regulaci\u00f3n al respecto. En cuanto a la energ\u00eda solar fotovoltaica, en abril de 2017 se estableci\u00f3 un primer r\u00e9gimen FIT para la energ\u00eda solar, pero este r\u00e9gimen expir\u00f3 el 30 de junio de 2019. En abril de 2020 se anunci\u00f3 un segundo r\u00e9gimen FIT (que se denomin\u00f3 FIT2) para la energ\u00eda solar. Con arreglo al r\u00e9gimen FIT2, los proyectos de energ\u00eda solar fotovoltaica pod\u00edan optar a un PPA de 20 a\u00f1os con EVN y se establecieron precios diferentes en funci\u00f3n del tama\u00f1o/tipo de la instalaci\u00f3n solar. Para poder acogerse al r\u00e9gimen FIT2, los proyectos solares deb\u00edan obtener la aprobaci\u00f3n de la inversi\u00f3n antes del 23 de noviembre de 2019 e iniciar sus actividades antes del 31 de diciembre de 2020. Ahora el Gobierno est\u00e1 planeando adoptar un programa de subasta piloto para la energ\u00eda solar y en febrero de 2021 se public\u00f3 un proyecto de decisi\u00f3n del Primer Ministro que estructura el futuro sistema de subastas. Sin embargo, el r\u00e9gimen todav\u00eda no ha sido aprobado oficialmente. La Ley de Electricidad de Vietnam (Ley n\u00ba. 28/2004/QH11 sobre la electricidad, modificada por la Ley n.\u00ba 24/2012/QH13) exige que se establezcan \u201cplanes marco nacionales de desarrollo de la energ\u00eda\u201d por un per\u00edodo de diez a\u00f1os. El plan marco sirve de base para el desarrollo futuro de la energ\u00eda en el pa\u00eds, aplicable a todas las inversiones en el sector. En 2011, el Gobierno estableci\u00f3 el plan correspondiente al per\u00edodo 2011-2020 en la \"Planta de Desarrollo de Energ\u00eda VII\". Sin embargo, en 2016, el Plan fue revisado para aumentar los objetivos de energ\u00edas renovables y prever un horizonte hasta 2030. Ahora se espera un nuevo plan marco y el MOIT ha publicado un primer borrador de un nuevo plan para el per\u00edodo 2021-2030, con un horizonte hasta 2045. En octubre de 2022 se public\u00f3 la Circular 15/2022. En ella se establec\u00eda que los proyectos que deb\u00edan haber firmado un PPA con EVN (la empresa estatal vietnamita), pero que no hab\u00edan cumplido las condiciones para aplicar los precios FIT, recibir\u00edan los precios fijados en este reglamento. En concreto, estableci\u00f3 una metodolog\u00eda de formulaci\u00f3n de tramos de precios para centrales el\u00e9ctricas est\u00e1ndar, basada en distintos par\u00e1metros. Estos par\u00e1metros son la vida econ\u00f3mica de la instalaci\u00f3n, el CAPEX, los ratios de capital (deuda y capital propio) y la tasa de descuento financiero. A la hora de negociar el precio de un proyecto concreto, los c\u00e1lculos deben realizarse con datos espec\u00edficos del proyecto y presentarse a EVN. Adem\u00e1s, la Decisi\u00f3n 21/QD-BCT, publicada el 7 de enero de 2023, establece un precio m\u00e1ximo para cada tecnolog\u00eda. Si el precio resultante de la metodolog\u00eda establecida en la Circular 15/2022 es superior al precio l\u00edmite (Decisi\u00f3n 21/QD-BCT), entonces debe prevalecer el precio l\u00edmite. Marco regulatorio de las actividades en Singapur Singapur aspira a reducir a la mitad sus emisiones de CO2 para 2050, seg\u00fan sus compromisos recogidos en el \u00faltimo Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima. El pa\u00eds tambi\u00e9n aspira a alcanzar las emisiones netas cero tan pronto como sea viable en la segunda mitad del siglo, pero a\u00fan no se ha comprometido con un objetivo firme de emisiones netas cero. Con este fin, el pa\u00eds lanz\u00f3 el \"Plan Verde Singapur 2030\", que es una hoja de ruta para avanzar en su programa de sostenibilidad hacia su aspiraci\u00f3n a largo plazo de cero emisiones netas. Singapur tambi\u00e9n pretende descarbonizar su sector energ\u00e9tico a trav\u00e9s de cuatro palancas, siendo la energ\u00eda solar fotovoltaica una de ellas. Debido a la falta de recursos naturales y a la alta densidad de poblaci\u00f3n, la energ\u00eda solar fotovoltaica se considera la opci\u00f3n de energ\u00eda renovable m\u00e1s viable. En concreto, el pa\u00eds tiene como objetivo alcanzar 2 GW de capacidad solar fotovoltaica para 2030 (y 1,5 GWp para 2025). Se espera que la mayor parte de esta capacidad se limite a tejados (y energ\u00eda solar flotante), ya que los recursos terrestres son escasos. Desde el punto de vista normativo, no se presta ning\u00fan apoyo a las energ\u00edas renovables a gran escala, ya que el Gobierno trata de facilitar el acceso de las energ\u00edas renovables al mercado el\u00e9ctrico. El \u00fanico sistema de apoyo espec\u00edfico es el de medici\u00f3n neta, que permite a los consumidores de electricidad vender a la red el excedente de electricidad de sus sistemas fotovoltaicos en tejados. El pago var\u00eda seg\u00fan el tipo de consumidor y la capacidad del sistema fotovoltaico. Tanto los consumidores residenciales como los comerciales pueden vender a la red el excedente de energ\u00eda fotovoltaica de sus tejados. Por un lado, a los clientes que no son consumidores (normalmente consumidores residenciales) se les paga la tarifa regulada menos los cargos de red (siendo las tarifas reguladas revisadas cada trimestre por Singapore Power, la empresa estatal de servicios p\u00fablicos). Por otro lado, a los consumidores no residenciales (con un consumo mensual igual o superior a 2.000 kWh y sistemas con un tama\u00f1o igual o superior a 1 MW, independientemente de su consumo mensual) se les paga el precio nodal. Adem\u00e1s, el desarrollo de la energ\u00eda solar fotovoltaica tambi\u00e9n se ha acelerado gracias al programa SolarNova, puesto en marcha en 2014, que agrega la demanda de energ\u00eda solar fotovoltaica en todos los organismos p\u00fablicos para lograr econom\u00edas de escala. Desde 2014 se han convocado seis concursos SolarNova, que han concedido 366 MW. Las empresas adjudicatarias reciben un PPA flotante o fijo de 20 a\u00f1os del Housing & Development Board (HDB), la autoridad p\u00fablica de la vivienda de Singapur. Se han puesto en marcha otras iniciativas gubernamentales para utilizar nuevos espacios para desplegar capacidad solar, en particular solar fotovoltaica flotante. Por ejemplo, la Junta de Servicios P\u00fablicos convoc\u00f3 una licitaci\u00f3n de 60 MW de energ\u00eda solar fotovoltaica flotante en el embalse de Tengeh. La licitaci\u00f3n ten\u00eda dos componentes: el primero era la energ\u00eda solar que se vender\u00eda en el mercado mayorista y un contrato minorista de 25 a\u00f1os para el propietario del embalse. 02. Pol\u00edticas contables A) Base de preparaci\u00f3n Las cuentas anuales consolidadas adjuntas (estados financieros en adelante) reflejan los resultados de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sus filiales (Grupo EDPR o Grupo) y la participaci\u00f3n del Grupo en sus joint ventures y empresas asociadas. Las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2022 se han preparado con el objeto de expresar la imagen fiel del patrimonio consolidado y de la situaci\u00f3n financiera consolidada de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sociedades dependientes al 31 de diciembre de 2022 y de los resultados consolidados de sus operaciones, del estado consolidado del resultado global, de sus flujos de efectivo consolidados y de los cambios en el patrimonio neto consolidado correspondientes a los ejercicios anuales terminados en dichas fechas. De conformidad con el Reglamento (CE) n.\u00ba 1606/2002 de 19 de julio del Parlamento y el Consejo Europeo, las cuentas anuales consolidadas del Grupo est\u00e1n preparadas conforme a las Normas Internacionales de Informaci\u00f3n Financiera (NIIF) adoptadas por la Uni\u00f3n Europea (UE). Las NIIF son normas de contabilidad publicadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) y por su predecesor, as\u00ed como las interpretaciones publicadas por el Comit\u00e9 de Interpretaci\u00f3n de las Normas Internacionales de Informaci\u00f3n Financiera (CINIIF) y sus predecesores. El Consejo de Administraci\u00f3n aprob\u00f3 las presentes cuentas anuales consolidadas el 27 de febrero de 2023. Estas cuentas anuales figuran en miles de euros, redondeados a la cifra de millar m\u00e1s cercana. Las cuentas anuales han sido elaboradas conforme a la convenci\u00f3n del coste hist\u00f3rico, modificado por la aplicaci\u00f3n de la base del valor razonable para instrumentos financieros derivados, activos y pasivos financieros mantenidos para negociar y disponibles para la venta, excepto para aquellos sobre los que no se disponga de una valoraci\u00f3n fiable del valor razonable. Los activos y pasivos que est\u00e1n cubiertos bajo la contabilidad de cobertura se presentan a su valor razonable con respecto al riesgo cubierto. Los activos no corrientes y los mantenidos para la venta se expresan al menor valor en libros y valor razonable menos los costes de venta. Los pasivos por planes de beneficios definidos se reconocen al valor presente de la obligaci\u00f3n neta del valor razonable de los activos del plan. De acuerdo con la NIIF 3 - Combinaciones de negocios, si la asignaci\u00f3n inicial del precio de compra de los activos, pasivos y pasivos contingentes adquiridos se identifica como provisional, en los 12 meses posteriores a la transacci\u00f3n de combinaci\u00f3n de negocios, el adquirente legal debe realizar la asignaci\u00f3n final del precio de compra relacionada con el valor razonable de los activos, pasivos y pasivos contingentes adquiridos. Estos ajustes con impacto en el importe del fondo de comercio determinado y contabilizado en periodos anteriores, originan una reexpresi\u00f3n de la informaci\u00f3n comparativa, que se refleja en el Estado de situaci\u00f3n financiera, con efecto desde la fecha de la transacci\u00f3n de combinaci\u00f3n de negocios. La preparaci\u00f3n de los estados financieros de acuerdo con las NIIF UE requiere que el Consejo de Administraci\u00f3n emita juicios, estimaciones y suposiciones que afecten la aplicaci\u00f3n de las pol\u00edticas contables y a los importes reportados de activos, pasivos, ingresos y gastos. Las estimaciones y los supuestos relacionados se basan en la experiencia hist\u00f3rica y otros factores considerados razonables de acuerdo con las circunstancias, cuyo resultado forma la base para emitir juicios con respecto a los valores de los activos y pasivos cuya valoraci\u00f3n no parece poder obtenerse de otras fuentes. Los resultados reales pueden diferir de estas estimaciones. Las \u00e1reas que involucran el mayor grado de juicio o complejidad, o para las cuales los supuestos y las estimaciones se consideran significativas, se detallan en la nota 4 - Estimaciones y juicios contables cr\u00edticos al aplicar pol\u00edticas contables. Las pol\u00edticas contables se han aplicado de forma coherente en todas las sociedades del Grupo y en todos los periodos presentados en los estados financieros consolidados. Las nuevas normas e interpretaciones emitidas recientemente pero que a\u00fan no han entrado en vigor y que el Grupo a\u00fan no ha aplicado en sus estados financieros consolidados, se detallan en la nota 3. Cambio en la presentaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs \u2013 Existencias Durante 2022, el Grupo EDPR ha procedido a revisar la pol\u00edtica contable de los Certificados Verdes y los RECs. Para llevar a cabo el an\u00e1lisis, se han considerado las decisiones de aplicaci\u00f3n de la Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA) relativas a transacciones de naturaleza similar. El resultado del an\u00e1lisis concluye que estos Certificados se consideran ayudas p\u00fablicas de acuerdo con la NIC 20 a registrar en el ep\u00edgrafe \"Otros ingresos\" o alternativamente minorando el gasto correspondiente, reconociendo los certificados no vendidos como existencias de acuerdo con la NIC 2, que se dan de baja en el momento de la venta, registrando el ingreso correspondiente. Teniendo esto en cuenta, EDPR ha reclasificado de activos intangibles a existencias el stock de certificados no vendidos contabilizados en el balance. Este cambio contable afecta \u00fanicamente a la presentaci\u00f3n y desglose de los certificados verdes y RECs en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado, y sin ning\u00fan impacto en el reconocimiento inicial, valoraci\u00f3n posterior y baja en cuentas, donde se mantendr\u00e1n los criterios descritos en la nota 3, al estar alineados con las conclusiones del an\u00e1lisis. Este cambio en la pol\u00edtica contable se ha contabilizado de forma retroactiva y se han modificado los estados comparativos de 2021. El efecto del cambio en 2021 es el siguiente: MILES DE EUROS CAMBIO EN CERTIFICADOS VERDES Y RECS 31 DIC 2021 RECLASIFICACI\u00d3N 31 DIC 2021 (MODIFICADO) Inmovilizado intangible 316.408 -157.533 158.875 Existencias 62.274 157.533 219.807 378.682 - 378.682 Cambio en los segmentos Un segmento de actividad es un componente identificable del Grupo, destinado a suministrar un \u00fanico producto o servicio, o un grupo de productos o servicios relacionados, y est\u00e1 sujeto a riesgos y rendimientos que pueden distinguirse de los de otros segmentos de actividad. La presencia de EDPR en nuevas geograf\u00edas ha ido creciendo cada vez m\u00e1s en los \u00faltimos a\u00f1os, dando lugar a un r\u00e1pido desarrollo de proyectos en nuevos pa\u00edses. Se espera que esta tendencia se consolide en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, tal y como se define en el Plan de Negocio del Grupo 2021 - 2025, alcanzando una s\u00f3lida base de activos en torno a cuatro regiones: Europa, Latinoam\u00e9rica (LATAM), Norteam\u00e9rica (NA) y Asia-Pac\u00edfico (APAC). Como consecuencia de lo anterior, EDPR implement\u00f3 un nuevo modelo operativo y se organiza ahora en dichas regiones, por lo que los nuevos segmentos de negocio definidos por el Grupo son los siguientes: \u2022 Europa: se refiere a las empresas operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Alemania, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las empresas que operan en Estados Unidos de Am\u00e9rica, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 LATAM: hace referencia a las empresas operan en Brasil, Chile y Colombia, respectivamente; \u2022 APAC: se refiere a las empresas que operan en Corea, Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n. Los segmentos de explotaci\u00f3n se presentan de forma coherente con la informaci\u00f3n interna facilitada a la direcci\u00f3n, tienen caracter\u00edsticas econ\u00f3micas similares y son similares en varios aspectos prescritos. A efectos de comparabilidad y en relaci\u00f3n con los cambios producidos en la composici\u00f3n de los segmentos, se ha efectuado la correspondiente modificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n del ejercicio anterior (v\u00e9ase el Anexo II). B) Base de consolidaci\u00f3n Los estados financieros consolidados adjuntos reflejan los activos, pasivos y resultados de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sus filiales, as\u00ed como el patrimonio neto y los resultados atribuibles al Grupo, a trav\u00e9s de las inversiones en asociadas y entidades controladas conjuntamente. El Grupo EDPR aplica de forma prospectiva, a partir del 1 de enero de 2010, la NIIF 3 (revisada) para la contabilizaci\u00f3n de las combinaciones de negocios. Entidades controladas Las inversiones en filiales en las que el Grupo tiene el control se consolidan por integraci\u00f3n global desde la fecha en que el Grupo asume el control de sus actividades financieras y operativas hasta el momento en que deja de tenerlo. Un inversor controla una participada cuando est\u00e1 expuesto, o tiene derechos, a rendimientos variables derivados de su implicaci\u00f3n en la participada y tiene la capacidad de influir en esos rendimientos a trav\u00e9s de su poder sobre la participada, independientemente del porcentaje de derechos de voto que posea. Las p\u00e9rdidas acumuladas se atribuyen a las participaciones no dominantes en las proporciones correspondientes, lo que implica que el Grupo puede reconocer participaciones no dominantes negativas. En un proceso de adquisici\u00f3n por etapas que d\u00e9 lugar a la adquisici\u00f3n del control, la revalorizaci\u00f3n de cualquier participaci\u00f3n previamente pose\u00edda se contabiliza en la cuenta de resultados. En una enajenaci\u00f3n parcial que d\u00e9 lugar a la p\u00e9rdida de control sobre una filial, cualquier participaci\u00f3n conservada se revaloriza a su valor de mercado en la fecha de venta y la ganancia o p\u00e9rdida resultante de esta revalorizaci\u00f3n se contabiliza en la cuenta de resultados, al igual que cualquier ganancia o p\u00e9rdida resultante de la enajenaci\u00f3n. Acuerdos conjuntos El Grupo clasifica un acuerdo como un acuerdo conjunto cuando el control conjunto se establece contractualmente. El control conjunto existe solo cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento un\u00e1nime de las partes que controlan colectivamente el acuerdo. Despu\u00e9s de determinar la existencia de control conjunto, el Grupo clasifica los acuerdos conjuntos en dos tipos: operaciones conjuntas o joint ventures. Una operaci\u00f3n conjunta es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, son operadores conjuntos) y tienen derechos sobre los activos y obligaciones por los pasivos, relacionados con el acuerdo, por lo que los activos y pasivos (e ingresos y gastos relacionados), en relaci\u00f3n con su inter\u00e9s en el acuerdo, se reconocen y miden de acuerdo con las NIIF pertinentes aplicables. Una joint venture es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, joint venture) tienen derechos sobre los activos netos del acuerdo, por lo que esta inversi\u00f3n se incluir\u00e1 en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de joint ventures, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la cuota del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una entidad controlada de forma conjunta, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales, salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la entidad. Entidades en las que el grupo tiene influencia significativa Las inversiones en asociadas se incluyen en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n desde la fecha en que el Grupo adquiere influencia significativa hasta la fecha en que deja de existir. Las asociadas son entidades en las que el Grupo posee influencia significativa, pero no control, sobre sus pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n. La existencia de influencia significativa por parte del Grupo suele quedar demostrado normalmente por una o varias de las siguientes circunstancias: \u2022 Representaci\u00f3n en el Consejo Ejecutivo de Administraci\u00f3n u \u00f3rgano de gobierno equivalente de la sociedad participada; \u2022 Participaci\u00f3n en procesos de elaboraci\u00f3n de pol\u00edticas, incluida la participaci\u00f3n en decisiones sobre dividendos y otras distribuciones; \u2022 Existencia de transacciones materiales o de importancia relativa entre el Grupo y la sociedad participada; \u2022 Intercambio de personal directivo; \u2022 Suministro de informaci\u00f3n t\u00e9cnica esencial. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de asociadas, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la participaci\u00f3n del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una asociada, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la asociada. Contabilizaci\u00f3n de inversiones en filiales y asociadas en los estados financieros de la sociedad Las inversiones en filiales y asociadas no clasificadas como mantenidas para la venta o no incluidas en un grupo de disposici\u00f3n que se clasifica como mantenidas para la venta se contabilizan al coste en los estados financieros de la compa\u00f1\u00eda y est\u00e1n sujetas a pruebas peri\u00f3dicas de deterioro, siempre que exista indicios de que ciertas inversiones financieras puedan verse afectadas. Combinaciones de negocio A partir del 1 de enero de 2010, el Grupo ha aplicado la NIIF 3 Combinaciones de negocios (2008) en la contabilizaci\u00f3n de combinaciones de negocios. Las combinaciones de negocios se contabilizan aplicando el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n, que es la fecha en la que se transfiere el control al Grupo. Control es el poder para dirigir las pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n de una entidad con el fin de obtener beneficios de sus actividades. En la valoraci\u00f3n del control, el Grupo tiene en cuenta los posibles derechos de voto que son ejercitables actualmente. Adquisiciones a partir del 1 de enero de 2010 En el caso de adquisiciones realizadas a partir del 1 de enero de 2010, el Grupo valora el fondo de comercio en la fecha de adquisici\u00f3n de la siguiente manera: \u2022 El valor razonable de la contraprestaci\u00f3n transferida; m\u00e1s \u2022 El importe reconocido de cualquier participaci\u00f3n no dominante en la adquirida; m\u00e1s \u2022 Si la combinaci\u00f3n de negocios se realiza por etapas, el valor razonable de la participaci\u00f3n existente en el patrimonio neto de la adquirida; menos \u2022 El importe neto reconocido (generalmente el valor razonable) de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. La contraprestaci\u00f3n transferida no incluye importes relacionados con la liquidaci\u00f3n de relaciones preexistentes. Dichos importes se reconocen, por lo general, en la cuenta de resultados. Los costes relacionados con la adquisici\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que incurre el Grupo con relaci\u00f3n a una combinaci\u00f3n de negocios se contabilizan como gastos en el momento en que se incurre en ellos. Cualquier contraprestaci\u00f3n contingente a pagar se reconoce a valor razonable en la fecha de adquisici\u00f3n. Si la contraprestaci\u00f3n contingente se clasifica como patrimonio neto, no se vuelve a valorar y la liquidaci\u00f3n se contabiliza en el patrimonio neto. De lo contrario, los cambios posteriores en el valor razonable de la contraprestaci\u00f3n contingente se reconocen en la cuenta de resultados. Tras ese periodo, los ajustes a la valoraci\u00f3n inicial solo se realizan para corregir un error. Adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010 En las adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010, el fondo de comercio representa el exceso del coste de la adquisici\u00f3n con respecto a la participaci\u00f3n del Grupo en el importe reconocido (generalmente, valor razonable) de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables de la sociedad adquirida. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. Los costes de transacci\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que el Grupo ha incurrido con relaci\u00f3n a combinaciones de negocios se capitalizan como parte del coste de adquisici\u00f3n. Compras de participaciones no dominantes y diluci\u00f3n En las adquisiciones (diluciones que no dan lugar a una p\u00e9rdida de control de las participaciones no dominantes), la diferencia entre el valor razonable de las participaciones no dominantes adquiridas y la contraprestaci\u00f3n pagada se contabiliza en reservas. Las adquisiciones de participaciones no dominantes mediante opciones de venta emitidas relacionadas con inversiones en filiales mantenidas por participaciones no dominantes se registran como un pasivo por el valor razonable del importe a pagar contra las participaciones no dominantes. El valor razonable del pasivo se determina en funci\u00f3n del precio contractual que puede ser fijo o variable. En el caso de precio variable, los cambios en el pasivo se reconocen en la cuenta de resultados, as\u00ed como el efecto del descuento financiero del pasivo (actualizaci\u00f3n financiera). Combinaciones de negocios realizadas en etapas En una combinaci\u00f3n de negocios realizada por etapas, en la fecha de obtenci\u00f3n del control, el exceso de la suma de (i) la contraprestaci\u00f3n transferida, (ii) el importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y (iii) el valor razonable de la participaci\u00f3n en el capital del negocio adquirido que se pose\u00eda anteriormente; sobre los importes netos de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce como fondo de comercio. En su caso, la diferencia negativa, despu\u00e9s de evaluar la contraprestaci\u00f3n transferida, del importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido que se ten\u00eda anteriormente; sobre el valor neto de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. El Grupo reconoce la diferencia entre el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido y el valor contable en los resultados consolidados en la partida de Otros ingresos. Adem\u00e1s, el Grupo reclasifica los importes diferidos en otro resultado global relativos a la participaci\u00f3n en el capital anteriormente mantenida, a la cuenta de resultados o a las reservas consolidadas, seg\u00fan su naturaleza. Adquisici\u00f3n de activos fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 Con el fin de evaluar si una adquisici\u00f3n de un activo o de un grupo de activos es un negocio, EDPR identifica los elementos de la entidad adquirida (insumos, procesos y productos), eval\u00faa la capacidad de crear productos (para que se considere un negocio, debe tener como m\u00ednimo un insumo y un proceso sustancial) y, finalmente, valora la capacidad de los participantes en el mercado para continuar creando productos (realizando actividades como un negocio). En el caso de un conjunto integrado de actividades que se encuentre en una fase inicial de desarrollo y no haya comenzado a generar productos, EDPR considera otros factores para determinar si constituye un negocio, tales como si: (i) las actividades principales planificadas han comenzado; (ii) existen empleados, propiedad intelectual y otros insumos y procesos; (iii) se est\u00e1 ejecutando un plan para producir productos; y/o (iv) se puede tener acceso a los clientes que comprar\u00e1n los productos. En general, una entidad en etapa inicial que tenga empleados capaces de desarrollar un producto se considerar\u00e1 un negocio. Por lo tanto, en aplicaci\u00f3n de lo anterior, EDPR concluye que la NIIF 3 no es aplicable cuando no hay productos en la fecha de adquisici\u00f3n debido a que el desarrollo se encuentra en una etapa inicial, y los procesos adquiridos no pueden considerarse sustantivos. Por lo tanto, la adquisici\u00f3n de un activo o grupo de activos que no cumpla las condiciones para ser considerado un negocio se clasifica como una adquisici\u00f3n de una empresa fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3. Inversiones en negocios en el extranjero Los estados financieros de las filiales y asociadas extranjeras del Grupo se preparan utilizando su moneda funcional, definida como la moneda del entorno econ\u00f3mico primario en el que operan. En el proceso de consolidaci\u00f3n, los activos y pasivos de las filiales extranjeras se convierten a euros al tipo de cambio oficial en la fecha del balance. Con respecto a las inversiones en operaciones en el extranjero que se consolidan utilizando el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global y el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n, las diferencias de cambio entre el importe del patrimonio expresado en euros al comienzo del per\u00edodo y el importe traducido a los tipos de cambio oficiales al final del per\u00edodo, en forma consolidada, se registran contra reservas. El fondo de comercio en moneda extranjera que surge de la adquisici\u00f3n de estas inversiones se mide nuevamente al tipo de cambio oficial en la fecha del balance directamente contra las reservas. Los ingresos y gastos de las filiales extranjeras se convierten a euros a los tipos de cambio aproximados en las fechas de las transacciones. Las diferencias de cambio de la conversi\u00f3n a euros del beneficio neto del per\u00edodo, derivadas de las diferencias entre las tasas utilizadas en la cuenta de resultados y las vigentes en la fecha del balance, se reconocen en las reservas. Cuando se enajena una sociedad dependiente en el extranjero, las diferencias de conversi\u00f3n relacionadas reconocidas previamente en reservas, se contabilizan en la cuenta de resultados como parte de los resultados surgidos de la enajenaci\u00f3n. Saldos y transacciones eliminados en la consolidaci\u00f3n Los saldos y transacciones entre sociedades del Grupo, incluidas cualquier ganancia o p\u00e9rdida no realizada en transacciones efectuadas entre empresas del Grupo, se eliminan al preparar los estados financieros consolidados. Las p\u00e9rdidas y ganancias no realizadas surgidas de transacciones con asociadas y entidades controladas de forma conjunta se eliminan en funci\u00f3n de la participaci\u00f3n del Grupo en dichas entidades. Transacciones entre entidades bajo control com\u00fan La contabilidad de las transacciones entre entidades bajo control com\u00fan no est\u00e1 recogida en la NIIF 3. Por tanto, a falta de directrices espec\u00edficas en las NIIF, el Grupo EDP Renov\u00e1veis ha desarrollado una pol\u00edtica contable para estas transacciones, seg\u00fan se ha considerado oportuno. Seg\u00fan la pol\u00edtica del Grupo, las combinaciones de negocios entre entidades bajo control com\u00fan se contabilizan en los estados financieros consolidados usando los valores contables consolidados de EDP de la sociedad adquirida (subgrupo). La diferencia entre el valor contable de los activos netos recibidos y la contraprestaci\u00f3n pagada se reconoce en el patrimonio neto. Opciones de venta relacionadas con participaciones no dominantes Desde enero de 2010, el Grupo aplica el IAS 32 para opciones de venta relacionada con participaciones no dominantes El Grupo EDP Renov\u00e1veis contabiliza las opciones de venta que tienen los minoritarios en la fecha de adquisici\u00f3n de una combinaci\u00f3n de negocios o en fechas posteriores como una adquisici\u00f3n anticipada de dichas participaciones, contabilizando un pasivo financiero por el valor actual de la mejor estimaci\u00f3n del importe a pagar, independientemente de la probabilidad de que se ejerciten las opciones. La diferencia entre este importe y el importe correspondiente al porcentaje de las participaciones mantenidas en los activos netos identificables adquiridos se contabiliza como fondo de comercio. Los cambios posteriores en el valor contable del pasivo de opci\u00f3n de venta se reconocen en la cuenta de resultados. Enajenaci\u00f3n de sociedades dependientes Cuando el Grupo deja de tener el control, cualquier participaci\u00f3n mantenida en la entidad se vuelve a valorar a su valor razonable en la fecha en que se pierde el control, reconociendo el cambio en el importe en libros de la inversi\u00f3n en el resultado del ejercicio. El valor razonable es el importe en libros inicial a efectos del posterior registro de la participaci\u00f3n mantenida en la asociada, negocio conjunto o activo financiero. Adem\u00e1s, cualquier importe previamente registrado en otro resultado global en relaci\u00f3n con esa entidad se registra como si el Grupo hubiera vendido directamente todos los activos y pasivos relacionados. Esto puede significar que los importes previamente reconocidos en otro resultado global se reclasifiquen a resultados. Si se reduce la propiedad de una participaci\u00f3n en una asociada, pero se mantiene una influencia significativa, s\u00f3lo se reclasificar\u00e1 a la cuenta de resultados la parte proporcional de los importes previamente reconocidos en el otro resultado global. C) Transacciones en moneda extranjera Las transacciones en moneda extranjera se convierten al tipo de cambio vigente en las fechas de las transacciones. Los activos y pasivos monetarios denominados en monedas extranjeras se convierten a euros a los tipos de cambio vigentes en la fecha de balance. Estas diferencias de conversi\u00f3n que surgen se reconocen en la cuenta de resultados. Los activos y pasivos no monetarios en moneda extranjera se contabilizan al coste hist\u00f3rico y se convierten con los tipos de cambio vigentes en las fechas de las transacciones. Los activos y pasivos no monetarios en moneda extranjera expresados a valor razonable se convierten a euros a los tipos de cambio vigentes en las fechas en las que se determin\u00f3 el valor razonable. D) Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturas Los instrumentos financieros derivados se reconocen en la fecha de negociaci\u00f3n a valor razonable. Posteriormente, el valor razonable de los instrumentos financieros derivados se vuelve a valorar peri\u00f3dicamente y las p\u00e9rdidas y ganancias resultantes de la nueva valoraci\u00f3n se reconocen directamente en la cuenta de resultados, salvo aquellos derivados designados como instrumentos de cobertura. El reconocimiento de las ganancias y p\u00e9rdidas resultantes de la nueva valoraci\u00f3n de los derivados designados como instrumentos de cobertura depende de la naturaleza del riesgo cubierto y del modelo de cobertura utilizado. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados corresponde a su valor de mercado, si est\u00e1 disponible, o a las cotizaciones indicadas por entidades externas mediante el uso de t\u00e9cnicas de valoraci\u00f3n, que se comparan en cada fecha de informaci\u00f3n con los valores razonables disponibles en las plataformas habituales de informaci\u00f3n financiera. Contabilidad de coberturas El Grupo utiliza instrumentos financieros para cubrir riesgos de tipos de inter\u00e9s, de tipo de cambio y de precios derivados de sus actividades de financiaci\u00f3n y explotaci\u00f3n. Los derivados no cualificados para la contabilidad de coberturas seg\u00fan la NIIF 9 se contabilizan como instrumentos de negociaci\u00f3n. Los derivados de cobertura se contabilizan a valor razonable, reconociendo las ganancias y las p\u00e9rdidas conforme al modelo de contabilidad de coberturas adoptado por el Grupo. La relaci\u00f3n de cobertura existe cuando: \u2022 La relaci\u00f3n de cobertura consiste solo en instrumentos de cobertura y partidas cubiertas que son elegibles seg\u00fan lo determinado en la NIIF 9; \u2022 Al inicio de la cobertura, existe documentaci\u00f3n formal de la relaci\u00f3n de cobertura y del objetivo y la estrategia de gesti\u00f3n de riesgos del Grupo para la cobertura; \u2022 Existe una relaci\u00f3n econ\u00f3mica entre el elemento cubierto y el instrumento de cobertura; \u2022 El efecto del riesgo de cr\u00e9dito no domina los cambios de valor que resultan de esa relaci\u00f3n econ\u00f3mica; \u2022 El ratio de cobertura de la relaci\u00f3n de cobertura es el mismo que resulta de la cantidad del elemento cubierto que la entidad realmente cubre y la cantidad del instrumento de cobertura que la entidad realmente usa para cubrir esa cantidad del elemento cubierto. Cobertura de valor razonable Los cambios en el valor razonable de los derivados que se designan y cumplen los requisitos para ser designados como coberturas de valor razonable se registran en la cuenta de resultados, junto con cualquier cambio en el valor razonable de los activos y pasivos cubiertos o del grupo de activos y pasivos cubiertos que sea atribuible al riesgo cubierto. Cuando la relaci\u00f3n de cobertura deja de cumplir los requisitos de la contabilidad de coberturas, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas relativas al valor razonable del riesgo cubierto se amortizan a lo largo del per\u00edodo residual hasta el vencimiento de la partida cubierta. Cobertura de flujos de efectivo Los cambios en el valor razonable de los derivados calificados como coberturas de flujos de efectivo se reconocen en reservas. Las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se reclasifican a la cuenta de resultados cuando la partida cubierta afecta a la cuenta de resultados. Cuando se interrumpe una relaci\u00f3n de cobertura de una transacci\u00f3n futura, los cambios en el valor razonable de un derivado reconocido en reservas permanecen reconocidos en reservas hasta que se produzca la transacci\u00f3n cubierta futura. Cuando ya no se espera que ocurra la transacci\u00f3n futura, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se registran inmediatamente en la cuenta de resultados. Cobertura de inversion neta El modelo de cobertura de inversi\u00f3n neta se aplica de forma consolidada a las inversiones en filiales en moneda extranjera. Este modelo permite que las diferencias de cambio reconocidas en la reserva de conversi\u00f3n de divisas se compensen con las diferencias de cambio en pr\u00e9stamos en moneda extranjera o derivados de divisas contratados, reconocidos en la reserva de conversi\u00f3n de divisas - Cobertura de inversi\u00f3n neta. Para los swaps de tipos de inter\u00e9s cruzados, el diferencial base y los puntos a plazo cruzados no se designan en la relaci\u00f3n de cobertura, sino que se difieren como un coste de cobertura en otro resultado global, en Reserva de conversi\u00f3n de moneda - Cobertura de inversi\u00f3n neta - Coste de cobertura y se reconocen en resultados durante el per\u00edodo de cobertura. La parte no efectiva de la relaci\u00f3n de cobertura se reconoce en la cuenta de resultados. Las p\u00e9rdidas y ganancias acumuladas por tipo de cambio en relaci\u00f3n con la inversi\u00f3n neta y el instrumento de cobertura correspondiente reconocido en el patrimonio neto se transfieren a la cuenta de resultados en el momento de la venta de la entidad extranjera, como parte de la p\u00e9rdida o ganancia resultante de la enajenaci\u00f3n. Eficacia Para que una relaci\u00f3n de cobertura pueda clasificarse como tal, de acuerdo con la NIIF 9, debe demostrarse su eficacia. Por ello, el Grupo realiza pruebas prospectivas a la fecha de inicio de la cobertura y pruebas prospectivas y retrospectivas en cada fecha de balance, para demostrar su eficacia, demostrando que cualquier ajuste al valor razonable de la partida cubierta atribuible al riesgo cubierto se compensa con ajustes al valor razonable del instrumento de cobertura. Cualquier ineficacia se reconoce en la cuenta de resultados en el momento en que se produce. E) Otros activos financieros Los activos financieros se clasifican atendiendo al modelo de negocio de gesti\u00f3n de los activos financieros (\"prueba del modelo de negocio\") y sus caracter\u00edsticas de flujos de efectivo contractuales (\"prueba SPPI\"). El Grupo EDPR clasifica sus activos financieros, en el momento de su reconocimiento inicial, de acuerdo con los requisitos anteriormente mencionados introducidos por la NIIF 9, en las siguientes categor\u00edas: Activos financieros a coste amortizado Un activo financiero se valora a coste amortizado si: (i) se mantiene dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo es mantener activos para cobrar sus flujos de efectivo contractuales; y (ii) los flujos de efectivo contractuales representan \u00fanicamente pagos de principal e intereses. Los activos financieros incluidos en esta categor\u00eda se reconocen inicialmente por su valor razonable y posteriormente por su coste amortizado. Cualquier ganancia o p\u00e9rdida que surja de la baja en cuentas se reconocer\u00e1 directamente en el resultado del ejercicio y se presentar\u00e1 en otras ganancias/(p\u00e9rdidas) junto con las ganancias y p\u00e9rdidas por diferencias de cambio. Las p\u00e9rdidas por deterioro se presentan como una partida individual en la cuenta de resultados. Los pr\u00e9stamos y partidas a cobrar generalmente se mantienen para cobrar los flujos de efectivo contractuales y se espera que den lugar a flujos de efectivo que representen \u00fanicamente pagos de principal e intereses, por lo que cumplen los criterios para la valoraci\u00f3n del coste amortizado de acuerdo con la NIIF 9. Activos financieros valorados a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global Un activo financiero se valora a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global si (i) el objetivo del modelo de negocio se logra mediante la recolecci\u00f3n de flujos de efectivo contractuales y la venta de activos financieros; y (ii) los flujos de efectivo contractuales del activo representan \u00fanicamente pagos de capital e intereses. Los activos financieros incluidos en esta categor\u00eda se reconocen inicialmente y posteriormente se miden a su valor razonable, con los cambios en el importe en libros contabilizados en otro resultado integral, excepto por el reconocimiento de las ganancias o p\u00e9rdidas por deterioro, los ingresos por intereses y las ganancias y p\u00e9rdidas cambiarias, que son reconocidos en p\u00e9rdidas y ganancias. Cuando el activo financiero se da de baja, la ganancia o p\u00e9rdida acumulada previamente reconocida en otro resultado integral se reclasifica a resultados. Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Los activos financieros que no cumplen los criterios para ser clasificados como activos financieros a valor razonable con cambios en resultados o a coste amortizado, se clasifican a valor razonable con cambios en resultados, que se considera una categor\u00eda residual seg\u00fan la NIIF 9. Independientemente de la evaluaci\u00f3n del modelo de negocio, el Grupo EDPR puede optar por clasificar un activo financiero a valor razonable con cambios en resultados si al hacerlo reduce o elimina una incoherencia en la medici\u00f3n o reconocimiento (\"desajuste contable\"). Cambios en la evaluaci\u00f3n del modelo de negocio a lo largo del tiempo Los activos financieros no se reclasifican despu\u00e9s de su reconocimiento inicial. Sin embargo, si la Sociedad cambia su modelo de negocio para la gesti\u00f3n de activos financieros, clasificar\u00e1 los activos financieros reci\u00e9n originados o adquiridos bajo el nuevo modelo de negocio, pero mantendr\u00e1 la clasificaci\u00f3n de los activos existentes bajo el modelo de negocio anterior. Reconocimiento y baja de activos financieros Las compras y ventas de activos financieros se reconocen en la fecha de contrataci\u00f3n, que es la fecha en la que la Sociedad se compromete a comprar o vender estos activos financieros. Los activos financieros se dan de baja cuando: (i) han vencido los derechos contractuales a recibir sus flujos de efectivo futuros, (ii) la Sociedad ha transferido sustancialmente los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad o (iii) a pesar de que conserva parte de los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad, aunque no sustancialmente todos, la Sociedad ha transferido el control sobre los activos. Deterioro de valor El Grupo EDPR reconoce una p\u00e9rdida por deterioro basada en el modelo de P\u00e9rdida de cr\u00e9dito esperada (ECL), antes de la evidencia objetiva de una p\u00e9rdida procedente de actos pasados. Este modelo es la base para el reconocimiento de p\u00e9rdidas por deterioro de activos financieros mantenidos que se miden al coste amortizado o a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global (que incluye efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas comerciales a cobrar, pr\u00e9stamos y valores de deuda). La metodolog\u00eda de deterioro aplicada depende de si se ha producido un aumento significativo del riesgo de cr\u00e9dito. Si el riesgo de cr\u00e9dito de un activo financiero no aumenta significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo EDPR valora la provisi\u00f3n para p\u00e9rdidas de dicho activo financiero por un importe igual a las p\u00e9rdidas esperadas a 12 meses. Si el riesgo de cr\u00e9dito aumenta significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo EDPR valora la provisi\u00f3n para p\u00e9rdidas de ese activo financiero por un importe igual a las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. Independientemente de lo anterior, se presume un aumento significativo del riesgo de cr\u00e9dito si existe evidencia objetiva de que el activo financiero est\u00e1 deteriorado, incluyendo, si existen, datos observables que llegan a la atenci\u00f3n del titular del activo sobre los siguientes eventos de p\u00e9rdida, entre otros: dificultad financiera significativa del emisor o del deudor; reestructuraci\u00f3n de un importe adeudado a la Sociedad en t\u00e9rminos que no considerar\u00eda de otra manera; incumplimiento de contrato, como pueda ser un incumplimiento o morosidad en los pagos de intereses o del principal; o si se vuelve probable que el prestatario entre en quiebra o en otra reorganizaci\u00f3n financiera. Tan pronto como se produzca la p\u00e9rdida (lo que anteriormente se defin\u00eda en la NIC 39 como \"evidencia objetiva de deterioro\"), la provisi\u00f3n por deterioro se asignar\u00eda directamente al activo financiero afectado, que a partir de ese momento tiene el mismo tratamiento contable que el contemplado en la NIC 39, incluido el tratamiento de los ingresos por intereses. El importe en libros del activo se reduce y el importe de la p\u00e9rdida se reconoce en el resultado del ejercicio. Si, en un per\u00edodo posterior, el importe de la p\u00e9rdida por deterioro de valor disminuye, la p\u00e9rdida por deterioro previamente reconocida se revierte en el resultado del ejercicio, siempre que la disminuci\u00f3n pueda relacionarse objetivamente con un hecho que se produzca despu\u00e9s de que se haya reconocido la p\u00e9rdida por deterioro. Pr\u00e9stamos y cuentas comerciales a cobrar El Grupo EDPR aplica el enfoque simplificado y registra las p\u00e9rdidas esperadas a lo largo de la vida \u00fatil de todos los deudores comerciales, incluidos aquellos con un componente financiero significativo. Las p\u00e9rdidas crediticias esperadas estimadas se calculan en base a la experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales durante un per\u00edodo que, por negocio y tipo de clientes, se considera estad\u00edsticamente relevante y representativo de las caracter\u00edsticas espec\u00edficas del riesgo de cr\u00e9dito subyacente. Teniendo en cuenta las particularidades de cada negocio, las exposiciones se segmentan en funci\u00f3n de caracter\u00edsticas comunes del riesgo de cr\u00e9dito, tales como el grado de riesgo de cr\u00e9dito, la regi\u00f3n geogr\u00e1fica y/o el sector. La experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales se ajusta para reflejar los factores escalares a fin de reflejar las diferencias entre las condiciones econ\u00f3micas durante el per\u00edodo en el que se recogieron los datos hist\u00f3ricos, las condiciones actuales y la visi\u00f3n del Grupo EDPR sobre las condiciones econ\u00f3micas durante la vida \u00fatil esperada de las cuentas a cobrar. En el caso de los pr\u00e9stamos a coste amortizado, y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, el Grupo EDPR realiza un an\u00e1lisis basado en el enfoque general. Al hacer su evaluaci\u00f3n, la Sociedad tiene que adoptar hip\u00f3tesis sobre el riesgo de incumplimiento y las tasas de p\u00e9rdida esperadas, lo cual requiere la adopci\u00f3n de juicios de valor. Los elementos utilizados para la evaluaci\u00f3n de riesgos y para el c\u00e1lculo de las provisiones por p\u00e9rdidas para activos financieros incluyen: (i) calificaciones crediticias (en la medida en que est\u00e9n disponibles) de empresas externas de calificaci\u00f3n crediticia como Standard and Poor, Moody's y Fitch; (ii) cambios significativos en el rendimiento y comportamiento esperados del prestatario, incluidos cambios en el estado de pagos de los prestatarios del Grupo y cambios en los resultados de explotaci\u00f3n del prestatario; (iii) datos de mercados p\u00fablicos, en particular sobre las probabilidades de incumplimiento y las expectativas p\u00e9rdidas por incumplimiento; e (iv) informaci\u00f3n macroecon\u00f3mica (como los tipos de inter\u00e9s de mercado o las tasas de crecimiento). F) Acreedores comerciales y otros pasivos Un instrumento se clasifica como pasivo financiero si incluye una obligaci\u00f3n contractual de transferir efectivo u otro activo financiero, independientemente de su forma jur\u00eddica. Los pasivos financieros se reconocen en la fecha de emisi\u00f3n (fecha de la operaci\u00f3n): (i) inicialmente a valor razonable menos los costes de transacci\u00f3n y (ii) posteriormente al coste amortizado, aplicando el m\u00e9todo del tipo de inter\u00e9s efectivo. Todos los pasivos financieros se contabilizan por su coste amortizado, a excepci\u00f3n de los pasivos financieros cubiertos por coberturas de valor razonable, que se contabilizan por su valor razonable en el componente de riesgo que se est\u00e1 cubriendo. Medici\u00f3n inicial de los pasivos con respecto a los alquileres adeudados por contratos de arrendamiento Seg\u00fan lo dispuesto por la NIIF 16, a partir del 1 de enero de 2019, el Grupo EDPR mide el pasivo con respecto a los alquileres adeudados de los contratos de arrendamiento en la fecha de inicio en funci\u00f3n del valor presente de los pagos futuros de dichos contratos de arrendamiento, descontados utilizando la tasa de endeudamiento incremental del Grupo EDPR para cada cartera de arrendamientos identificados. El Grupo EDPR determina el plazo de arrendamiento como el periodo no cancelable de un arrendamiento, junto con: (i) los periodos cubiertos por una opci\u00f3n de pr\u00f3rroga del arrendamiento, si el arrendatario tiene la certeza razonable de ejercer dicha opci\u00f3n; y (ii) los periodos cubiertos por una opci\u00f3n de rescisi\u00f3n del arrendamiento, si el arrendatario tiene la certeza razonable de no ejercer dicha opci\u00f3n. El Grupo EDPR aplica la exenci\u00f3n de reconocimiento proporcionada por la NIIF 16 para los arrendamientos cuyo plazo de arrendamiento es de 12 meses o inferior, o que son para un activo de bajo valor. Despu\u00e9s de la fecha de inicio, el pasivo con respecto a los alquileres adeudados por los contratos de arrendamiento se incrementa para reflejar los intereses sobre el pasivo y se reduce para reflejar los pagos de arrendamiento realizados. Nueva valoraci\u00f3n de los pasivos relacionados con los alquileres adeudados por contratos de arrendamiento El Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas adeudadas de los contratos de arrendamiento (y ajusta los activos de derecho de uso correspondientes) descontando los pagos de arrendamiento revisados, utilizando la misma tasa de descuento, si: \u2022 Hay un cambio en los pagos de arrendamiento futuros como resultado de un cambio en un \u00edndice o una tasa utilizada para determinar esos pagos; o \u2022 Hay un cambio en las cantidades que se espera pagar en virtud de una garant\u00eda de valor residual. Si hay una modificaci\u00f3n de arrendamiento que no califica para contabilizarse como un arrendamiento separado, el Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas debidas de los contratos de arrendamiento (y ajusta los activos de derecho de uso correspondientes) descontando los pagos de arrendamiento revisados, utilizando una tasa de descuento revisada en la fecha de vigencia de la modificaci\u00f3n. Los pagos de arrendamiento variables que no dependen de un \u00edndice o una tasa no se incluyen en la medici\u00f3n del pasivo con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento, ni el activo por derecho de uso. Esos pagos se reconocen como coste en el per\u00edodo en que ocurre el evento o condici\u00f3n que da lugar a los pagos. Baja de pasivos financieros El Grupo EDPR da de baja un pasivo financiero (o una parte de un pasivo financiero) de su estado de situaci\u00f3n financiera cuando, y solo cuando, la obligaci\u00f3n especificada en el contrato se cumple o cancela o expira. Un intercambio entre un prestatario existente y un prestamista de instrumentos de deuda con t\u00e9rminos sustancialmente diferentes se contabiliza como una extinci\u00f3n del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero. Del mismo modo, una modificaci\u00f3n sustancial de los t\u00e9rminos de un pasivo financiero existente, o una parte del mismo, se contabiliza como una extinci\u00f3n del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero. La diferencia entre el importe en libros de un pasivo financiero (o parte de un pasivo financiero) extinguido o transferido a otra parte y la contraprestaci\u00f3n pagada, incluidos los activos no monetarios transferidos o pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. G) Instrumentos de patrimonio Un instrumento financiero se clasifica como instrumento de patrimonio cuando no existe una obligaci\u00f3n contractual en el momento de la liquidaci\u00f3n de entregar efectivo u otro activo financiero a otra entidad, independientemente de su forma jur\u00eddica, y existe una participaci\u00f3n residual en los activos de una entidad tras deducir todos sus pasivos. Los costes directamente atribuibles a la emisi\u00f3n de instrumentos de patrimonio se reconocen en el patrimonio neto, como una deducci\u00f3n del importe emitido. Los importes pagados o recibidos en relaci\u00f3n con las ventas o adquisiciones de instrumentos de patrimonio se reconocen en el patrimonio neto, netos de los costes de la transacci\u00f3n. Las distribuciones relacionadas con los instrumentos de patrimonio se deducen de los fondos propios, en forma de dividendos, cuando se declaran. nstrumentos de patrimonio a valor razonable El Grupo EDPR clasifica los instrumentos de patrimonio que se mantienen para negociar a valor razonable en resultados. Para todos los dem\u00e1s instrumentos de patrimonio, la direcci\u00f3n tiene la posibilidad de elegir irrevocablemente en el momento del reconocimiento inicial, instrumento por instrumento, la presentaci\u00f3n de las variaciones del valor razonable en otro resultado global. Si se hace esta elecci\u00f3n, todos los cambios en el valor razonable, excluyendo los dividendos que son un rendimiento de la inversi\u00f3n, se incluir\u00e1n en otro resultado global. No se reciclan los importes de otro resultado global a p\u00e9rdidas y ganancias (por ejemplo, en la venta de una inversi\u00f3n de capital) siendo, en ese momento, transferidos a reservas. H) Capitalizaci\u00f3n de los costes por intereses Los costes por intereses que son atribuibles directamente a la adquisici\u00f3n o construcci\u00f3n de activos se capitalizan como parte del coste de los activos. Un activo que cumple los requisitos es aquel que necesita un periodo sustancial de tiempo para estar disponible para su venta o para el uso al que est\u00e1 destinado. En la medida en la que los fondos por lo general se obtienen a trav\u00e9s de pr\u00e9stamos, el importe de los costes por intereses susceptibles de capitalizaci\u00f3n deber\u00e1 determinarse aplicando una tasa de capitalizaci\u00f3n a los gastos de dichos activos. La tasa de capitalizaci\u00f3n equivale a la media ponderada de los costes por intereses aplicables a los pr\u00e9stamos pendientes durante el ejercicio. Todos los costes de mantenimiento y reparaciones se contabilizan en la cuenta de resultados durante el ejercicio financiero en el que se incurren. La capitalizaci\u00f3n de los costes por intereses comienza cuando se ha incurrido en gastos derivados del activo, cuando se ha incurrido en costes por intereses y est\u00e1n llev\u00e1ndose a cabo las actividades necesarias para preparar la totalidad o parte de los activos para su venta o para el uso al que est\u00e1n destinados. La capitalizaci\u00f3n se interrumpe cuando sustancialmente se hayan llevado a cabo todas las actividades necesarias para preparar los activos que cumplen los requisitos para su venta o para el uso al que est\u00e1n destinados. I) Inmovilizado material El inmovilizado material se contabiliza al coste de adquisici\u00f3n menos la amortizaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro del valor. El coste incluye el gasto que es directamente atribuible a la adquisici\u00f3n del activo. En el caso de proyectos en fase de desarrollo, los costes solo se capitalizan cuando es probable que el proyecto se construya finalmente. Si, debido a cambios en la regulaci\u00f3n u otra circunstancia, los costes capitalizados se dan de baja del inmovilizado material, se reconocen en la partida \u201cOtros gastos \u201d en la cuenta de resultados. Las sustituciones o renovaciones de elementos completos se reconocen como incrementos del valor de inmovilizado material y los elementos sustituidos o renovados se dan de baja y se reconocen en la partida \u201cOtros gastos \u201d. El coste de los trabajos desarrollados internamente incluye el coste de los materiales y la mano de obra directa; cualquier coste directamente relacionado con la puesta en servicio del activo para el uso al que est\u00e1 destinado y los costes de desmantelar y retirar los equipos y rehabilitar el emplazamiento en el que est\u00e1n ubicados. El coste puede incluir tambi\u00e9n las transferencias de patrimonio neto de cualquier ganancia o p\u00e9rdida de coberturas del flujo de efectivo que cumplan los requisitos por compras en moneda extranjera de inmovilizado material. El software adquirido que forme parte integrante de la funcionalidad del equipamiento correspondiente se capitaliza como parte de dicho equipamiento. El coste de adquisici\u00f3n incluye los intereses por financiaci\u00f3n externa y los gastos por retribuciones a empleados, as\u00ed como otros gastos internos relacionados directa o indirectamente con trabajos en curso, devengados \u00fanicamente durante el periodo de construcci\u00f3n. El coste de producci\u00f3n se capitaliza contabilizando los costes atribuibles al activo como trabajo propio capitalizado bajo gastos financieros y los gastos por retribuciones a los empleados y gastos por prestaciones a los empleados en la cuenta de resultados consolidada. Los costes posteriores se reconocen como activos separados solo cuando es probable que el Grupo reciba los beneficios econ\u00f3micos futuros asociados con el elemento. Todos los costes de mantenimiento y reparaciones se contabilizan en la cuenta de resultados durante el ejercicio financiero en el que se incurren. El Grupo comprueba el deterioro del valor de los activos, siempre que los hechos o las circunstancias indiquen que es posible que el valor contable del activo sea superior a su importe recuperable y dicho deterioro del valor se reconoce en la cuenta de resultados. Los terrenos no se amortizan. La amortizaci\u00f3n de otros activos se calcula aplicando el m\u00e9todo lineal, deducido el valor residual, conforme a sus vidas \u00fatiles estimadas, de la siguiente manera: N\u00daMERO DE A\u00d1OS Edificios y otras construcciones 8 a 40 Planta y maquinaria - Activos de energ\u00edas renovables 20 a 35 - Otras plantas y maquinaria 4 a 12 Equipos de transporte 3 a 5 Herramientas y equipos de oficina 2 a 10 Otros activos fijos tangibles 3 a 10 El valor residual es el importe determinado por el Grupo relativo a la chatarra que se obtendr\u00eda del desmantelamiento de parques e\u00f3licos y plantas solares y se calcula en funci\u00f3n de la tecnolog\u00eda de cada proyecto y de los precios estimados del acero, cobre y aluminio (este \u00faltimo solo en caso de paneles solares y generaci\u00f3n distribuida). J) Activos intangibles Los activos intangibles del Grupo se contabilizan al coste de adquisici\u00f3n menos la amortizaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro del valor. El Grupo no posee activos intangibles con vidas indefinidas. El Grupo comprueba el deterioro del valor de los activos, siempre que los hechos o las circunstancias indiquen que es posible que el valor contable del activo sea superior a su importe recuperable, y dicho deterioro del valor se reconoce en la cuenta de resultados. Adquisici\u00f3n y desarrollo de software Las licencias de software inform\u00e1tico adquiridas se capitalizan seg\u00fan los costes incurridos para adquirir y poner en marcha el software espec\u00edfico. Estos costes se amortizan seg\u00fan sus vidas \u00fatiles esperadas, generalmente en 5 a\u00f1os. Los costes directamente asociados al desarrollo de aplicaciones de software espec\u00edficas identificables por parte del Grupo y que probablemente generar\u00e1n beneficios econ\u00f3micos durante m\u00e1s de un a\u00f1o, se reconocen como activos intangibles. Dichos costes incluyen los gastos por retribuciones a los empleados directamente asociados al desarrollo de dicho software y se amortizan aplicando el m\u00e9todo lineal durante sus vidas \u00fatiles esperadas. Los costes por mantenimiento del software se contabilizan en la cuenta de resultados en el momento en que se incurre en ellos. Propiedad industrial y otros derechos La propiedad industrial y otros derechos se amortizan de forma lineal a lo largo de la vida \u00fatil estimada de los activos, de una duraci\u00f3n no superior a los 6 a\u00f1os. K) Arrendamientos / derechos de uso El Grupo EDPR presenta la informaci\u00f3n relacionada con los contratos de arrendamiento en el ep\u00edgrafe Derecho de uso, creando una l\u00ednea separada en el Estado de situaci\u00f3n financiera consolidado. Estos activos se contabilizan al coste menos la depreciaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro. El coste de estos activos comprende los costes iniciales y la valoraci\u00f3n inicial de los pasivos relativos a las rentas debidas por los contratos de arrendamiento, deducidos los importes prepagados y los incentivos recibidos. La amortizaci\u00f3n de los activos en derecho de uso se calcula de forma lineal a lo largo de su vida \u00fatil estimada, teniendo en cuenta las condiciones del contrato de arrendamiento. Nueva medici\u00f3n de los derechos de uso Si el Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento (ver 2f), los derechos de uso correspondientes se ajustar\u00e1n en consecuencia. L) Activos no corrientes mantenidos par ala venta y actividades discontinuadas Los activos no corrientes o grupos de activos no corrientes mantenidos para la venta (grupos de activos y pasivos relacionados que incluyen al menos un activo no corriente) se clasifican como mantenidos para la venta cuando sus valores contables van a ser recuperados principalmente a trav\u00e9s de la venta, los activos o grupos de activos est\u00e1n disponibles para la venta inmediata y la venta es altamente probable. El Grupo tambi\u00e9n clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta los activos no corrientes o grupos de activos adquiridos exclusivamente para su reventa posterior, que est\u00e1n disponibles para la venta inmediata y la venta es altamente probable. La valoraci\u00f3n de todos los activos no corrientes y todos los activos y pasivos incluidos en un grupo enajenable de elementos se ajusta de conformidad con las NIIF aplicables, inmediatamente antes de su clasificaci\u00f3n como mantenidos para la venta. Posteriormente, estos activos o grupos enajenables de elementos se valoran al coste menor entre su valor contable y su valor razonable menos los costes de venta. M) Deterioro de activos no financieros Los valores contables de los activos no financieros del Grupo, salvo las existencias y los activos por impuestos diferidos, se revisan para determinar si existen indicios de deterioro del valor. En caso de que existan dichos indicios, se estima el importe recuperable del activo. El coste de existencias incluye el coste de compra, conversi\u00f3n u otros costes en los que se ha incurrido hasta conseguir la condici\u00f3n y ubicaci\u00f3n actual de las existencias. Al calcular el valor de uso, se descuentan los futuros flujos de efectivo estimados al valor actual utilizando una tasa de descuento que refleje las valoraciones actuales del mercado del valor temporal del dinero y los riesgos espec\u00edficos del activo. A efectos de las comprobaciones del deterioro del valor, los activos se agrupan en el menor grupo de activos que generen entradas de efectivo a trav\u00e9s de un uso continuado y que sean en gran medida independientes de las entradas de efectivo de otros activos o grupos de activos (la unidad generadora de efectivo). El fondo de comercio adquirido en una combinaci\u00f3n de negocios, a efectos de la comprobaci\u00f3n del deterioro del valor, se asigna a las unidades generadoras de efectivo que previsiblemente se beneficiar\u00e1n de las sinergias de la combinaci\u00f3n. Se reconoce una p\u00e9rdida por deterioro del valor si el valor contable de un activo o su unidad generadora de efectivo superan su importe recuperable estimado. Las p\u00e9rdidas por deterioro del valor se reconocen en la cuenta de resultados. Las p\u00e9rdidas por deterioro del valor reconocidas con relaci\u00f3n a las unidades generadoras de efectivo se asignan primero para reducir el valor contable de cualquier fondo de comercio asignado a las unidades y despu\u00e9s para reducir el valor contable de los otros activos de la unidad (o grupo de unidades) proporcionalmente. No se revierte una p\u00e9rdida por deterioro del valor relacionada con un fondo de comercio. En cuanto a otros activos, las p\u00e9rdidas por deterioro del valor reconocidas en ejercicios anteriores se valoran en cada fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n ante cualquier indicio de que la p\u00e9rdida haya disminuido o haya dejado de existir. Una p\u00e9rdida por deterioro del valor se revierte si se ha producido un cambio en las circunstancias que causaron el deterioro. Una p\u00e9rdida por deterioro del valor se revierte \u00fanicamente en la medida en que el valor contable del activo no supere el valor contable que se habr\u00eda determinado, neto de amortizaciones, si no se hubiese reconocido una p\u00e9rdida por deterioro del valor. N) Existencias Las existencias se contabilizan al menor del coste de adquisici\u00f3n y el valor neto de realizaci\u00f3n. El coste de existencias incluye el coste de compra, conversi\u00f3n u otros costes en los que se ha incurrido hasta conseguir la condici\u00f3n y ubicaci\u00f3n actual de las existencias. El valor neto de realizaci\u00f3n es el precio de venta estimado durante el curso ordinario de las actividades menos los costes de venta estimados. El coste de las existencias se determina aplicando el m\u00e9todo del precio medio ponderado. Certificados verdes y cr\u00e9ditos de energ\u00eda renovable (RECs) En algunas jurisdicciones, adem\u00e1s del precio de mercado, las entidades de generaci\u00f3n reciben certificados por su rendimiento, que son vendidos a compradores externos que est\u00e1n obligados a cumplir una determinada cuota (una parte de la energ\u00eda debe obtenerse de fuentes renovables). Dado que estos certificados se consideran subvenciones seg\u00fan la NIC 20, se reconocen cuando se generan como existencias a su valor razonable de mercado, principalmente determinado por mercados activos u operadores de mercado p\u00fablicos. Los certificados verdes y RECs registrados como existencias se liquidar\u00e1n en el momento de su venta efectiva y la diferencia entre el precio de venta y el valor razonable de los certificados se registra en la cuenta de resultados. O) Classification of assets and liabilities as current and non-current El Grupo clasifica los activos y pasivos en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado como corrientes y no corrientes. Los activos y pasivos corrientes se determinan de la siguiente manera: Los activos se clasifican como corrientes cuando se espera que se realicen o se prev\u00e9 su venta o consumo en el ciclo operativo normal del Grupo, se mantienen principalmente para negociar, se prev\u00e9 que se realicen en los doce meses siguientes a la fecha del balance o son efectivo y otros medios l\u00edquidos equivalentes, a menos que los activos no puedan intercambiarse ni utilizarse para liquidar un pasivo durante al menos los doce meses siguientes a la fecha del balance. Los pasivos se clasifican como corrientes cuando: se espera que se liquiden en el ciclo operativo normal del Grupo, se mantienen principalmente para negociar, su liquidaci\u00f3n vence en los doce meses siguientes a la fecha del balance o cuando el Grupo no tiene un derecho incondicional para diferir la liquidaci\u00f3n del pasivo durante al menos los doce meses siguientes al ejercicio sobre el que se informa. Los pasivos financieros se clasifican como corrientes cuando su liquidaci\u00f3n vence en los doce meses siguientes al ejercicio sobre el que se informa, incluso si el plazo original era un periodo superior a doce meses y se completa un acuerdo de refinanciaci\u00f3n, o se acuerdan nuevos plazos de pago, a largo plazo despu\u00e9s del ejercicio sobre el que se informa y antes de que se autorice la publicaci\u00f3n de los estados financieros consolidados. P) Provisiones Se reconocen provisiones cuando: (i) el Grupo tiene una obligaci\u00f3n impl\u00edcita o legal actual, (ii) es probable que se exija una liquidaci\u00f3n en el futuro y (iii) puede hacerse una estimaci\u00f3n fiable de la obligaci\u00f3n. Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio El Grupo reconoce el desmantelamiento y retirada de servicio de los activos al final de su vida \u00fatil cuando existe una obligaci\u00f3n legal o contractual. Por tanto, el Grupo ha dotado provisiones para inmovilizado material relacionado con activos de energ\u00edas renovables, para cubrir el coste esperado de restablecimiento del emplazamiento y el terreno a su condici\u00f3n original. Las provisiones corresponden al valor actual del gasto esperado necesario para liquidar la obligaci\u00f3n y se reconocen como parte del coste inicial o como un ajuste del coste del activo relacionado y se amortizan linealmente durante la vida \u00fatil de los activos. Las tasas de descuento e inflaci\u00f3n utilizadas para 2022 son: EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC Tasa de descuento [2,24% - 8,75%] [4,02% - 4,42%] [12,40% - 12,50%] [3,50% - 7,67%] Tasa de inflaci\u00f3n [1,90% - 3,88%] [2,07% - 3,51%] [3,45% - 3,59%] [1,40% - 3,90%] Las tasas de descuento e inflaci\u00f3n utilizadas para 2021 son: EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC Tasa de descuento [0,00% - 5,40%] [0,26% - 1,92%] [11,23% - 11,83%] [2,10% - 2,37%] Tasa de inflaci\u00f3n [0,00% - 3,95%] [2,00% - 2,50%] [3,33% - 17,18%] [0,54% - 2,36%] Las provisiones para desmantelamiento y retirada de servicio se vuelven a medir anualmente sobre la base de la mejor estimaci\u00f3n del importe de liquidaci\u00f3n y el departamento t\u00e9cnico de EDPR realiz\u00f3 un an\u00e1lisis en profundidad teniendo en cuenta la realidad del parque de EDPR. Este an\u00e1lisis llev\u00f3 a la conclusi\u00f3n de que el coste medio por megavatio y el valor de salvamento de los activos renovables deb\u00edan actualizarse con efecto en diciembre de 2022 (v\u00e9ase la nota 32). La actualizaci\u00f3n financiera del descuento en cada fecha del balance se contabiliza en la cuenta de resultados Pasivos por impuestos Los pasivos por el pago de impuestos o grav\u00e1menes relacionados con una actividad del Grupo se reconocen a medida que se desarrolla la actividad que desencadena el pago, seg\u00fan la legislaci\u00f3n que regula esos impuestos o grav\u00e1menes. Sin embargo, en los casos de impuestos o grav\u00e1menes con derecho a reembolso del importe ya pagado proporcionalmente con el periodo de tiempo en el que no se desarrolla ninguna actividad o ya no se posee el activo que desencadena el pago, los pasivos se reconocen de forma proporcional. Q) Reconocimiento de ingresos ordinarios por contratos con clientes El Grupo EDPR reconoce los ingresos ordinarios conforme al principio b\u00e1sico introducido por la NIIF 15. As\u00ed pues, el Grupo reconoce ingresos ordinarios en la transferencia de los bienes o servicios prometidos a clientes por un importe que refleje la contraprestaci\u00f3n a la que la entidad espera tener derecho a cambio de dichos bienes o servicios, como se establece en la metodolog\u00eda en 5 pasos, y en concreto: (i) identificar el contrato con un cliente; (ii) identificar las obligaciones contractuales; (iii) determinar el precio de la transacci\u00f3n; (iv) asignar el precio de la transacci\u00f3n a las obligaciones contractuales; y (v) reconocer los ingresos cuando (o a medida que) la entidad satisface una obligaci\u00f3n contractual. Los gastos e ingresos ordinarios se contabilizan en el ejercicio al que hacen referencia, independientemente de cu\u00e1ndo han sido pagados o cobrados, conforme al criterio del devengo. Las diferencias entre los importes cobrados y pagados y los ingresos ordinarios y gastos correspondientes se contabilizan en Otros activos u Otros pasivos. Los ingresos del Grupo EDPR proceden esencialmente de la generaci\u00f3n de electricidad y de la venta de certificados verdes. En la generaci\u00f3n de electricidad, la transferencia de control se produce cuando la energ\u00eda se genera e inyecta en las redes de transporte/distribuci\u00f3n. La electricidad generada se vende en condiciones de libre mercado o mediante el establecimiento de acuerdos de compra de energ\u00eda a medio/largo plazo. En la venta de certificados verdes, la obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n se hace efectiva cuando se ponen a disposici\u00f3n del cliente, es decir, cuando se transfiere el control del certificado al cliente. En los contratos que tienen por objeto la venta de electricidad y de certificados verdes, s\u00f3lo hay una obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n que se hace efectiva cuando la electricidad se pone a disposici\u00f3n del cliente. En ese momento, la energ\u00eda se pone a disposici\u00f3n del cliente en el punto de entrega y, al mismo tiempo, el control del certificado verde se transfiere al cliente. Estos contratos tienen un precio \u00fanico que incluye ambos conceptos bajo la misma obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n, y en concreto, la entrega de electricidad y certificados verdes al mismo tiempo. En lo que se refiere a los precios variables de las transacciones, el Grupo EDPR s\u00f3lo reconoce los ingresos ordinarios cuando es altamente probable que no se produzca una reversi\u00f3n significativa de los ingresos ordinarios reconocidos, es decir, cuando \u00e9stos son seguros. La NIIF 15 exige que esta estimaci\u00f3n de los precios variables de las transacciones se determine utilizando (i) el m\u00e9todo del valor esperado, basado en importes ponderados por probabilidad, o (ii) el m\u00e9todo del resultado m\u00e1s probable. El Grupo EDPR tiene en cuenta los hechos y circunstancias a la hora de analizar los t\u00e9rminos de cada contrato con clientes, aplicando de forma armonizada los requisitos que determinan el reconocimiento y valoraci\u00f3n de los ingresos ordinarios, as\u00ed como a la hora de considerar contratos con las mismas caracter\u00edsticas y en circunstancias similares. Valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado de acuerdo con el art\u00edculo 22 del Real Decreto 413/2014 Con fecha 22 de octubre de 2021, la CNMV emiti\u00f3 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 art\u00edculo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n 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 energ\u00eda al precio estimado por el regulador al inicio de cada semiper\u00edodo regulatorio y el precio medio real de mercado en dicho ejercicio. EDPR ya ven\u00eda aplicando el criterio establecido por la CNMV, de modo que se reconoce, con car\u00e1cter general, como activo y pasivo en el Balance de situaci\u00f3n 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 la mejor estimaci\u00f3n de EDPR sobre la evoluci\u00f3n futura de los precios de mercado de la energ\u00eda, ser\u00eda altamente probable que se obtendr\u00e1n rentabilidades del mercado superiores a las establecidas en el RD 413/2014 y que, por lo tanto, abandonar el r\u00e9gimen retributivo no tendr\u00eda consecuencias econ\u00f3micas significativamente m\u00e1s adversas que permanecer en dicho r\u00e9gimen, se considera que en esa situaci\u00f3n se reconoce solo el activo. A 31 de diciembre de 2022 no se ha abandonado el r\u00e9gimen retributivo de ninguna de las instalaciones renovables. R) Resultados financieros Los resultados financieros incluyen costes por intereses sobre pr\u00e9stamos, ingresos por intereses sobre fondos invertidos, ingresos por dividendos, ganancias y p\u00e9rdidas cambiarias, ganancias y p\u00e9rdidas realizadas, cambios en el valor razonable de instrumentos financieros derivados relacionados con la actividad de financiaci\u00f3n clasificados por el Grupo, dentro de la NIIF 9, como mantenidos para negociar y, en consecuencia, medidos a valor razonable a trav\u00e9s de resultados y cambios en el valor razonable de los riesgos cubiertos, cuando corresponda. Los intereses se reconocen en la cuenta de resultados conforme al principio de devengo. Los ingresos por dividendos se reconocen en la fecha en que se establece el derecho a recibir el pago. Teniendo en cuenta el modelo contable previsto en la NIIF 16, los resultados financieros incluyen los gastos por intereses (cancelaci\u00f3n) calculados sobre los pasivos con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento. S) Impuesto sobre sociedades El impuesto sobre sociedades incluye los impuestos corrientes y diferidos. Los impuestos corrientes y los impuestos diferidos se reconocen en la cuenta de resultados excepto en la medida en la que hagan referencia a partidas reconocidas directamente en patrimonio neto, en cuyo caso tambi\u00e9n se reconocen en patrimonio neto. Los impuestos diferidos que surgen de la revaluaci\u00f3n de activos medidos a valor razonable a trav\u00e9s del resultado global y derivados de cobertura de flujo de efectivo reconocidos en el patrimonio neto se reconocen en la cuenta de resultados en el per\u00edodo en que se reconocen los resultados que originaron los impuestos diferidos. Los impuestos corrientes son los impuestos a pagar o a cobrar esperados sobre las ganancias o p\u00e9rdidas fiscales del ejercicio, utilizando los tipos impositivos promulgados en la fecha del estado de la situaci\u00f3n financiera y cualquier ajuste de los impuestos a pagar de ejercicios anteriores. Los impuestos diferidos se calculan de acuerdo con el m\u00e9todo de pasivo del balance, considerando las diferencias temporales entre los valores en libros de los activos y pasivos para fines de informaci\u00f3n financiera y sus respectivas bases impositivas, utilizando las tasas impositivas promulgadas o sustantivamente promulgadas en la fecha del balance para cada jurisdicci\u00f3n y que se espera que se apliquen cuando se invierten las diferencias temporales. Los pasivos por impuestos diferidos se reconocen para todas las diferencias temporales imponibles, excepto para el fondo de comercio no deducible a efectos fiscales, las diferencias que surgen en el reconocimiento inicial de activos y pasivos que no afectan ni a las ganancias contables ni imponibles y las diferencias relacionadas con las inversiones en subsidiarias, en la medida en que probablemente no se revierta en el futuro. Los activos por impuestos diferidos se reconocen en la medida en que sea probable que las ganancias imponibles futuras est\u00e9n disponibles para absorber las diferencias temporales deducibles a efectos fiscales. El Grupo compensa, seg\u00fan lo establecido en la NIC 12, los activos y pasivos por impuestos diferidos si, y solo si: \u2022 La entidad tiene el derecho legalmente exigible de compensar los activos por impuestos corrientes contra los pasivos por impuestos corrientes; y \u2022 Los activos por impuestos diferidos y los pasivos por impuestos diferidos se relacionan con los impuestos de sociedades recaudados por la misma autoridad tributaria sobre la misma entidad imponible o diferentes entidades imponibles que tienen la intenci\u00f3n de liquidar pasivos y activos impositivos corrientes sobre una base neta, o realizar los activos y liquidar los pasivos simult\u00e1neamente, en per\u00edodos futuros en los que se espera liquidar o recuperar los pasivos o activos por impuestos diferidos. Al contabilizar los intereses y multas relacionadas con el impuesto de sociedades, el Grupo EDPR considera si una cantidad en particular por pagar o por cobrar es, en su naturaleza, un ingreso imponible y, de ser as\u00ed, aplica la NIC 12 a este montante. De lo contrario, se aplica la NIC 37. T) Ganancias por acci\u00f3n Las ganancias b\u00e1sicas por acci\u00f3n se calculan dividiendo el beneficio neto atribuible a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante entre el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n durante el ejercicio, excluyendo el promedio de acciones ordinarias adquiridas por el Grupo y mantenidas como acciones propias. Para el c\u00e1lculo de las ganancias diluidas por acci\u00f3n, el n\u00famero medio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n se ajusta para considerar la conversi\u00f3n de todas las acciones ordinarias potenciales dilusivas, como la deuda convertible y las opciones sobre acciones concedidas a los empleados. El efecto de diluci\u00f3n corresponde a una disminuci\u00f3n de las ganancias por acci\u00f3n resultante de la suposici\u00f3n de que los instrumentos convertibles se convierten o las opciones concedidas se ejercen. U) Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes incluye saldos con un vencimiento inferior a tres meses desde la fecha de adquisici\u00f3n, incluyendo efectivo y dep\u00f3sitos bancarios. Esta partida incluye asimismo otras inversiones muy l\u00edquidas a corto plazo que son convertibles de inmediato en importes determinados de efectivo y dep\u00f3sitos a la vista espec\u00edficos relacionados con inversores institucionales, que son fondos que han de mantenerse con garant\u00edas suficientes para pagar los costes de construcci\u00f3n restantes de proyectos en asociaciones con inversores institucionales en Estados Unidos los pr\u00f3ximos doce meses. El Grupo clasifica como efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes el saldo deudor de las cuentas corrientes con sociedades del Grupo EDP formalizadas en virtud de acuerdos de centralizaci\u00f3n de tesorer\u00eda. V) Subvenciones oficiales Las subvenciones oficiales se reconocen inicialmente como ingresos diferidos en pasivos no corrientes cuando existe una seguridad razonable de que se recibir\u00e1n y de que el Grupo cumplir\u00e1 las condiciones asociadas a la subvenci\u00f3n. Las subvenciones que compensan al Grupo por gastos incurridos se reconocen en la cuenta de resultados de forma sistem\u00e1tica en los mismos ejercicios en que se reconocen los gastos. W) Cuestiones medioambientales El Grupo adopta medidas para evitar, reducir o reparar los da\u00f1os causados al medio ambiente como resultado de sus actividades. Los gastos derivados de actividades medioambientales se reconocen como otros gastos de explotaci\u00f3n en el ejercicio en el que se incurre en los mismos. X) Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica El Grupo ha establecido varias asociaciones con inversores institucionales en los Estados Unidos, mediante acuerdos de explotaci\u00f3n de la Sociedad de responsabilidad limitada que reparten los flujos de efectivo generados por los parques e\u00f3licos entre los inversores y la Sociedad y asignan los beneficios fiscales, que incluyen cr\u00e9ditos fiscales para la producci\u00f3n, cr\u00e9ditos fiscales para la inversi\u00f3n y depreciaci\u00f3n acelerada, en gran parte al inversor. Los inversores institucionales compran sus participaciones minoritarias en la sociedad por un pago en efectivo por adelantado con una tasa interna de rentabilidad acordada durante el per\u00edodo en que se generan los cr\u00e9ditos fiscales. Este rendimiento previsto se calcula sobre la base del beneficio total previsto que recibir\u00e1n los inversores institucionales e incluye el valor de los PTC/ITC, los ingresos o p\u00e9rdidas imponibles asignados y las distribuciones de efectivo recibidas. El control y la gesti\u00f3n de estos parques e\u00f3licos son responsabilidad del Grupo EDPR y est\u00e1n consolidados por integraci\u00f3n global en estos estados financieros. Los instrumentos financieros mantenidos por los inversores institucionales emitidos por las asociaciones representan instrumentos financieros compuestos, ya que contienen caracter\u00edsticas tanto de los pasivos financieros como del patrimonio neto. El Grupo ha determinado que, a la fecha en la que los fondos son recibidos, el valor razonable de dichos fondos es igual al valor razonable de los pasivos en ese momento, por tanto, no se ha asignado valor al componente de patrimonio neto. Posteriormente, estos pasivos, se valoran al coste amortizado. Este pasivo se reduce por el valor de los beneficios fiscales proporcionados y las distribuciones de efectivo realizadas a los inversores institucionales durante el ejercicio contratado. El valor de los beneficios fiscales entregados, principalmente amortizaci\u00f3n acelerada e ITC, se reconoce como ingresos de inversores institucionales en los 30-35 a\u00f1os de vida \u00fatil de los activos y los 5 a\u00f1os del per\u00edodo de reversi\u00f3n respectivamente (v\u00e9ase la nota 8). El valor de los PTC entregados se contabiliza cuando se generan. Este pasivo aumenta por un devengo de intereses que se basa en el saldo del pasivo pendiente y la tasa interna de rendimiento definida acordada. Despu\u00e9s de la fecha de flip (fecha en la que el inversor institucional alcanza el rendimiento determinado en los correspondientes acuerdos), el inversor institucional mantiene una participaci\u00f3n no significativa mientras dure la estructura. Esta participaci\u00f3n no dominante tiene derecho a distribuciones que van desde el 2,5% al 10% y a asignaciones de ingresos imponibles desde el 5% hasta el 10%. EDPR NA tiene una opci\u00f3n de comprar la participaci\u00f3n residual del inversor institucional a valor razonable de mercado durante un periodo definido despu\u00e9s de la fecha de flip. Este valor razonable se calcula de acuerdo a los flujos futuros de los parques e\u00f3licos o solares, o por un tercero independiente. Este importe se reclasifica desde el total de patrimonio neto atribuible a los propietarios de la dominante al ep\u00edgrafe de participaciones no dominantes del ejercicio en que se produce el cambio de la fecha de flip (v\u00e9ase nota 30). Se registran pasivos por impuestos diferidos debido a que los activos de los proyectos relacionados se consolidan y por tanto se registra la depreciaci\u00f3n contable correspondiente, mientras que el inversor institucional absorbe una gran parte de la depreciaci\u00f3n fiscal. Y) Estado de flujo de efectivo El Estado de flujos de efectivo se presenta con arreglo al m\u00e9todo directo, por el cual se revelan los flujos de efectivo brutos de las actividades de operaci\u00f3n, financiaci\u00f3n e inversi\u00f3n. El Grupo clasifica los flujos de efectivo relacionados con los intereses y dividendos pagados como actividades de financiaci\u00f3n y los intereses y dividendos recibidos como actividades de inversi\u00f3n. 03. Normas de contabilidad e interpretaciones recientemente publicadas Normas, modificaciones e interpretaciones publicadas en vigor para el Grupo Las modificaciones publicadas que ya son efectivas y que el Grupo ha aplicado en sus estados financieros, sin impactos significativos, son las siguientes: \u2022 NIIF 3 (Modificada) \u2013 En referencia al marco conceptual; \u2022 NIC 16 (Modificada) \u2013 Ingresos antes del uso previsto; \u2022 NIC 37 (Modificada) \u2013 Contratos onerosos \u2013 Coste de cumplimiento de un contrato; \u2022 Proyecto anual de mejora de las normas NIIF (2018-2020). Normas, modificaciones e interpretaciones emitidas, pero a\u00fan no efectivas para el Grupo Las normas emitidas, pero a\u00fan no efectivas para el grupo, cuyo impacto est\u00e1 siendo evaluado, son las siguientes: \u2022 NIC 12 (Modificada) \u2013 Impuestos diferidos relacionados con activos y pasivos El Consejo Internacional de Normas Contables (IASB por sus siglas en ingl\u00e9s) modific\u00f3 la NIC 12, \"Impuesto sobre beneficios\", para que las empresas reconozcan los impuestos diferidos sobre transacciones concretas que, en el momento del reconocimiento inicial, den lugar a importes iguales de diferencias temporarias imponibles y deducibles. Las modificaciones se centran en el reconocimiento del impuesto diferido con respecto a: \u2022 Activos por derecho de uso y pasivos por arrendamiento; y \u2022 Las obligaciones de desmantelamiento, restauraci\u00f3n y similares, y los importes correspondientes reconocidos como parte del coste del activo correspondiente. Estas modificaciones deber\u00e1n aplicarse a los ejercicios anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2023. El Grupo EDP adoptar\u00e1 la nueva norma en la fecha de entrada en vigor requerida de conformidad con el enfoque de transici\u00f3n retrospectiva modificada, sin ajustes en el balance de apertura ni reexpresi\u00f3n de la informaci\u00f3n comparativa. A 31 de diciembre de 2022 y 2021, el Grupo EDPR ha reconocido en el estado consolidado de situaci\u00f3n financiera el importe neto relativo a los activos y pasivos por impuestos diferidos reconocidos en relaci\u00f3n a los activos y pasivos por desmantelamiento, y los activos por derecho de uso y pasivos por arrendamiento para aquellas jurisdicciones en las que dichos importes no son deducibles hasta la fecha de pago. En la aplicaci\u00f3n inicial de la modificaci\u00f3n de la NIC 12, el Grupo EDP desglosar\u00e1 estos importes netos en los correspondientes activos por impuestos diferidos y pasivos por impuestos diferidos. Por lo tanto, el 1 de enero de 2023, el Grupo EDP desglosar\u00e1 estos activos y pasivos por impuestos diferidos netos en relaci\u00f3n con los pasivos por desmantelamiento y arrendamiento, cuando proceda, estim\u00e1ndose un incremento de entre 223 y 243 millones de euros en el ep\u00edgrafe activos y pasivos por impuestos diferidos. Normas, modificaciones e interpretaciones emitidas, pero a\u00fan no efectivas para el Grupo Las normas, modificaciones e interpretaciones emitidas, pero a\u00fan no efectivas para el Grupo (cuya fecha efectiva de aplicaci\u00f3n a\u00fan no se ha producido o, a pesar de sus fechas efectivas de aplicaci\u00f3n, a\u00fan no han sido aprobadas por la UE) para las que no se espera un impacto significativo, son las siguientes: \u2022 NIIF 17 \u2013 Contratos de seguros (y modificaciones relacionadas con la aplicaci\u00f3n inicial e informaci\u00f3n comparativa); \u2022 NIC 1 (Modificada) \u2013 Clasificaci\u00f3n de pasivos como corrientes o no corrientes; \u2022 NIC 1 (Modificada) \u2013 Presentaci\u00f3n de pol\u00edticas contables; \u2022 NIC 8 (Modificada) \u2013 Presentaci\u00f3n de estimaciones contables; 04. Principales juicios de valor y estimaciones contables adoptados para la aplicaci\u00f3n de las pol\u00edticas contables Las NIIF establecen una serie de tratamientos contables y exigen al Consejo de Administraci\u00f3n la aplicaci\u00f3n de juicios de valor y la realizaci\u00f3n de estimaciones para decidir qu\u00e9 tratamiento resulta m\u00e1s adecuado. Los principales juicios de valor y estimaciones contables adoptados para la aplicaci\u00f3n de las pol\u00edticas contables se analizan en esta nota con el fin de mejorar el entendimiento de c\u00f3mo su aplicaci\u00f3n afecta a los resultados registrados por el Grupo y a la informaci\u00f3n a revelar relacionada. En la nota 2 de los estados financieros consolidados se ofrece una descripci\u00f3n m\u00e1s amplia de las pol\u00edticas contables empleadas por el Grupo. Aunque las estimaciones son calculadas por el Consejo de Administraci\u00f3n bas\u00e1ndose en la mejor informaci\u00f3n disponible a 31 de diciembre de 2021 y 2020, es posible que los hechos futuros den lugar a cambios en estas estimaciones en ejercicios posteriores. Cualquier efecto en los estados financieros de los ajustes que se hagan en ejercicios posteriores se contabilizar\u00eda de forma pros- pectiva. Dado que en multitud de casos existen otras alternativas al tratamiento contable adoptado por EDP Renov\u00e1veis, si se seleccio- nara un tratamiento distinto, los resultados registrados por el Grupo podr\u00edan variar. EDP Renov\u00e1veis cree que las decisiones tomadas resultan adecuadas y que los estados financieros presentan la imagen fiel de los resultados y la situaci\u00f3n financiera consolidada del Grupo en todos los aspectos materiales. Los resultados alternativos incluidos a continuaci\u00f3n se presentan \u00fani- camente para ayudar al usuario a entender los estados financieros y no van dirigidos a sugerir otras alternativas o estimaciones que pudieran resultar m\u00e1s adecuadas. Valoraci\u00f3n del valor razonable de los instrumentos financieros Los valores razonables se basan en precios de mercado cotizados, si est\u00e1n disponibles. En caso contrario, el valor razonable se determina, bien por el precio de transacciones recientes similares en condiciones de mercado, o determinadas por entidades externas, o bien en base a metodolog\u00edas de valoraci\u00f3n, apoyadas en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de caja futuros, conside- rando las condiciones de mercado, el valor temporal, las curvas de rentabilidad y los factores de volatilidad. Estas metodolog\u00edas pueden requerir el uso de hip\u00f3tesis o juicios para determinar los valores razonables. Por tanto, la utilizaci\u00f3n de un modelo diferente o de hip\u00f3tesis o juicios de valor distintos al aplicar un modelo concreto puede ge- nerar resultados financieros diferentes a los reportados. Adem\u00e1s, la clasificaci\u00f3n de los instrumentos financieros como deuda o capital requiere un juicio en la interpretaci\u00f3n de las cl\u00e1u- sulas contractuales y en la evaluaci\u00f3n de la existencia de una obligaci\u00f3n contractual de entregar efectivo u otros activos financieros. Revisi\u00f3n de la vida \u00fatil de los activos El Grupo revisa peri\u00f3dicamente la razonabilidad de las vidas \u00fatiles de los activos que se utilizan para determinar las tasas de depreciaci\u00f3n de los activos asignados a la actividad, y modifica prospectivamente el gasto de depreciaci\u00f3n del a\u00f1o en funci\u00f3n de dicha revisi\u00f3n. Pasivos por arrendamiento (Rentas debidas por contratos de arrendamiento) Con la adopci\u00f3n de la NIIF 16, el Grupo reconoce los activos por derecho de uso (activos ROU) y los pasivos por arrendamiento (rentas debidas por contratos de arrendamiento), si el contrato transmite el derecho a controlar el uso de un activo identificado durante un periodo de tiempo a cambio de una contraprestaci\u00f3n. Para evaluar si un contrato transmite el derecho a controlar el uso de un activo identificado, el Grupo eval\u00faa si: i) el contrato implica el uso de un activo identificado; ii) tiene el derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios econ\u00f3micos del uso del activo durante todo el periodo de uso; y iii) tiene el derecho a dirigir el uso del activo. El Grupo EDPR utiliza su juicio en su evaluaci\u00f3n, concretamente en lo que respecta a las opciones de terminaci\u00f3n y pr\u00f3rroga del contrato y a la determinaci\u00f3n del tipo de inter\u00e9s incremental que debe aplicarse a cada cartera de arrendamientos identificada. Deterioro de valor Deterioro de los activos a largo plazo y del fondo de comercio Se realizan comprobaciones del deterioro del valor siempre que existan indicios de que el importe recuperable del inmovilizado material y activos intangibles es inferior al valor neto contable correspondiente de los activos. Con periodicidad anual, el Grupo revisa las hip\u00f3tesis empleadas para evaluar la existencia de deterioro del valor en el fondo de comercio resultante de adquisiciones de acciones en sociedades dependientes. Las hip\u00f3tesis empleadas son sensibles a cam- bios en indicadores macroecon\u00f3micos e hip\u00f3tesis de negocio utilizados por la direcci\u00f3n. La participaci\u00f3n neta en asociadas se revisa cuando las circunstancias indican la existencia de deterioro del valor. Teniendo en cuenta que los importes recuperables estimados relativos a inmovilizado material, derechos de uso, activos intan- gibles y fondo de comercio se basan en la mejor informaci\u00f3n disponible, cualquier variaci\u00f3n en las estimaciones y juicios de valor podr\u00eda provocar variaciones en los resultados de la comprobaci\u00f3n del deterioro del valor, lo que podr\u00eda afectar a los resultados registrados del Grupo. Impuesto sobre sociedades El Grupo est\u00e1 sujeto a impuestos sobre sociedades en numerosas jurisdicciones. Son necesarias interpretaciones y estimaciones significativas para poder determinar el importe global de los impuestos sobre sociedades. Existen muchas transacciones y c\u00e1lculos para los que la determinaci\u00f3n fiscal en \u00faltima instancia puede resultar incierta durante el curso ordinario de las actividades. La utilizaci\u00f3n de distintas interpretaciones y estimaciones conllevar\u00eda un distinto nivel de impuestos sobre las ganancias, corrientes y diferidos, reconocidos en el ejercicio. Las autoridades tributarias tienen derecho a revisar la determinaci\u00f3n realizada por EDP Renov\u00e1veis y sus dependientes sobre sus ingresos gravables anuales, durante un periodo determinado que podr\u00eda ampliarse en el caso de compensaciones de p\u00e9rdi- das fiscales de ejercicios anteriores. Por lo tanto, es posible que se levanten actas fiscales adicionales, principalmente debido a diferencias en la interpretaci\u00f3n de la legislaci\u00f3n tributaria. Sin embargo, EDP Renov\u00e1veis y sus dependientes no prev\u00e9n ning\u00fan cambio significativo en el impuesto sobre sociedades contabilizado en los estados financieros. EDPR eval\u00faa la recuperabilidad de los activos por impuestos diferidos en funci\u00f3n de las estimaciones de la futura base imponible esperada en el per\u00edodo en el que dichos impuestos diferidos sean deducibles. Los activos por impuestos diferidos se eval\u00faan anualmente para asegurar que no haya indicios de deterioro. En estos an\u00e1lisis, que se basan en hip\u00f3tesis consideradas en el test de deterioro indicado en la nota 19, el Grupo verifica que dichos activos por impuestos diferidos siguen siendo recuperables en el futuro. Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio El Consejo de Administraci\u00f3n considera que el Grupo tiene obligaciones contractuales de desmantelar y retirar del servicio in- movilizado material relacionado con la generaci\u00f3n de electricidad e\u00f3lica y solar. Para estas obligaciones, el Grupo ha dotado provisiones para cubrir el coste estimado de restablecimiento del emplazamiento y el terreno a su situaci\u00f3n original. El c\u00e1lculo de las provisiones est\u00e1 basado en el valor actual del gasto previsto necesario para liquidar la obligaci\u00f3n. El departamento t\u00e9cnico de EDPR ha realizado un an\u00e1lisis en profundidad teniendo en cuenta la realidad de la flota de EDPR. Este an\u00e1lisis ha llevado a la conclusi\u00f3n de que el coste medio por megavatio y el valor residual de los activos renovables deb\u00edan actualizarse, con efecto en diciembre de 2022 (v\u00e9anse las nota 2.P y 32). La utilizaci\u00f3n de hip\u00f3tesis distintas en las estimaciones y juicios de valor podr\u00eda haber producido resultados distintos a los que se han considerado. Entidades incluidas en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n A fin de determinar qu\u00e9 entidades deben incluirse en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n, el Grupo eval\u00faa si est\u00e1 expuesto a, o tiene derecho a, los retornos variables surgidos de su participaci\u00f3n en la participada y tiene la capacidad para influir dado el poder que ejerce sobre la participada. Esta evaluaci\u00f3n exige juicios de valor, hip\u00f3tesis y estimaciones a fin de concluir si el Grupo est\u00e1 expuesto, de hecho, a retornos variables y si tiene la capacidad para influir en ellos dado el poder que ejerce sobre la participada. Otras hip\u00f3tesis y estimaciones podr\u00edan generar un per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n diferente del Grupo, con impacto directo en los estados financieros consolidados. Combinaciones de negocios Con arreglo a la NIIF 3 (Combinaci\u00f3n de negocios), en una combinaci\u00f3n de negocios, la adquirente debe reconocer y valorar en los estados financieros consolidados los activos adquiridos y los pasivos asumidos por su valor razonable en la fecha de adqui- sici\u00f3n. La diferencia entre el precio de compra y el valor razonable de los activos y pasivos adquiridos da lugar al reconocimiento de un fondo de comercio o de una ganancia por una compra a un bajo precio (compra en condiciones ventajosas). La determinaci\u00f3n del valor razonable de los activos adquiridos y de los pasivos asumidos se lleva a cabo internamente o por ex- pertos externos independientes, utilizando el m\u00e9todo de los flujos de caja descontados, utilizando el coste de reposici\u00f3n u otras t\u00e9cnicas de determinaci\u00f3n del valor razonable, que se basan en el uso de hip\u00f3tesis que incluyen indicadores macroecon\u00f3micos como las tasas de inflaci\u00f3n, los tipos de inter\u00e9s, los tipos de cambio, los tipos de descuento, los precios de venta y compra de energ\u00eda, el coste de las materias primas, las estimaciones de producci\u00f3n, vida \u00fatil y las proyecciones de negocio. Por consiguiente, la determinaci\u00f3n del valor razonable y del fondo de comercio o de la ganancia de una compra a bajo precio est\u00e1 sujeta a numerosas suposiciones y juicios y, por lo tanto, ciertos cambios podr\u00edan dar lugar a diferentes impactos en los re- sultados. Valoraci\u00f3n a valor razonable de la contraprestaci\u00f3n contingente y precios variables La contraprestaci\u00f3n contingente procedente de una combinaci\u00f3n de negocios o precios variables de una operaci\u00f3n de venta de activos o negocios se valora a valor razonable en la fecha de adquisici\u00f3n como parte de la combinaci\u00f3n de negocios, o en la fecha de la venta en el caso de una venta de activos o negocios. La contraprestaci\u00f3n contingente o precio variable se vuelve a valorar posteriormente a valor razonable en cada fecha de reporte. El valor razonable se basa en flujos de efectivo descontados. Las principales hip\u00f3tesis consideran la probabilidad de lograr cada objetivo y el factor de descuento, que se corresponde con las mejores estimaciones de la direcci\u00f3n en cada fecha de balance. Los cambios en las hip\u00f3tesis podr\u00edan tener un impacto en los valores de los precios variables para los activos y para los pasivos contingentes reconocidos en los estados financieros. 05. Pol\u00edticas de gesti\u00f3n de riesgos financieros Las actividades del Grupo EDP Renov\u00e1veis est\u00e1n expuestas a una serie de riesgos financieros, entre los que se incluyen los efec- tos de cambios en los precios de mercado de la electricidad, tipos de inter\u00e9s y tipos de cambio. Los principales riesgos financieros proceden del riesgo de tipos de inter\u00e9s y tipos de cambio. La volatilidad de los mercados financieros se analiza de forma continua de acuerdo con las pol\u00edticas de gesti\u00f3n de riesgos de EDPR. Los instrumentos financieros se utilizan para mitigar los potenciales efectos adversos resultantes de los riesgos de tipos de inter\u00e9s y de cambio en relaci\u00f3n con el rendimiento financiero de EDP Re- nov\u00e1veis. El Consejo de Administraci\u00f3n de EDP Renov\u00e1veis es responsable de definir las pol\u00edticas generales de gesti\u00f3n de riesgos y de establecer los l\u00edmites de exposici\u00f3n a dichos riesgos. Los Departamentos Financiero y de Riesgo Global de EDPR proponen reco- mendaciones para gestionar los riesgos financieros del Grupo EDP Renov\u00e1veis, y dichas recomendaciones se debaten en el Comit\u00e9 de Riesgo Financiero de EDP Renov\u00e1veis, que se re\u00fane trimestralmente. La estrategia acordada previamente se com- parte con el Departamento Financiero de EDP Energias de Portugal, S.A., para verificar la conformidad con las pol\u00edticas aprobadas por el Consejo de Administraci\u00f3n de EDP. La evaluaci\u00f3n de los mecanismos de cobertura adecuados y la ejecuci\u00f3n es efectuada por EDPR, pero tambi\u00e9n puede encargarse al Departamento Financiero de EDP. Todas las transacciones realizadas utilizando instrumentos financieros derivados necesitan la autorizaci\u00f3n previa del Consejo de Administraci\u00f3n, que define los par\u00e1metros de cada una de las transacciones y aprueba los documentos formales que descri- ben sus objetivos. Gesti\u00f3n del riesgo de tipo de cambio Los Departamentos Financieros del Grupo EDPR y EDP son los responsables de gestionar la exposici\u00f3n al riesgo cambial del Grupo y de intentar reducir el impacto de las fluctuaciones del tipo de cambio en los activos netos y los beneficios netos del Grupo. Los instrumentos utilizados con fines de cobertura son los derivados de tipo de cambio, de deuda en moneda extranjera u otras estructuras de cobertura con caracter\u00edsticas de exposici\u00f3n sim\u00e9tricas a las de la partida cubierta. La eficacia de dichas cober- turas se vuelve a valorar y es objeto de seguimiento mientras duren. EDPR opera a escala internacional y est\u00e1 expuesta al riesgo de conversi\u00f3n derivado de las inversiones en dependientes extran- jeras. Con el objetivo de minimizar el impacto de las fluctuaciones del tipo de cambio, la pol\u00edtica general de EDP Renov\u00e1veis consiste en financiar cada proyecto en la moneda de los flujos de efectivo de explotaci\u00f3n generados por el proyecto. Actualmente, el principal riesgo de tipo de cambio al que est\u00e1 expuesta la Sociedad corresponde al d\u00f3lar estadounidense, como resultado de la participaci\u00f3n en EDPR NA. EDPR tambi\u00e9n est\u00e1 expuesta al tipo de cambio del esloti polaco, leu rumano, real bra- sile\u00f1o, libra esterlina, d\u00f3lar canadiense, peso colombiano y flor\u00edn h\u00fangaro as\u00ed como una exposici\u00f3n fiscal residual al peso mejicano por los activos de dicho pa\u00eds. Con la adquisici\u00f3n de Sunseap, EDPR tambi\u00e9n est\u00e1 expuesta al d\u00f3lar de Singapur y otras monedas del sudeste asi\u00e1tico. Para cubrir el riesgo originado por la inversi\u00f3n neta en EDPR NA, EDP Renov\u00e1veis utiliza deuda financiera expresada en USD y tambi\u00e9n ha suscrito permutas cruzadas de tipos de inter\u00e9s (CIRS) en USD/EUR con EDP - Energias de Portugal, S.A. Siguiendo la misma estrategia adoptada para cubrir las inversiones netas en EE.UU., EDP Renov\u00e1veis tambi\u00e9n ha suscrito CIRS en BRL/EUR, GBP/EUR, CAD/EUR y COP/EUR para cubrir las inversiones en Brasil, Reino Unido, Canad\u00e1 y Colombia respectivamente, cuando las exposiciones sean susceptibles de cobertura (v\u00e9ase la nota 37). An\u00e1lisis de la sensibilidad - Tipo de cambio Una depreciaci\u00f3n/apreciaci\u00f3n del 10% en el tipo de cambio de las monedas m\u00e1s representativas, con referencia al 31 de diciembre de 2022 y 2021, originar\u00eda un aumento/(disminuci\u00f3n) en la cuenta de resultados y en el patrimonio neto antes de impuestos del Grupo EDP Renov\u00e1veis de la siguiente manera: 31 DIC 2022 MILES DE EUROS RESULTADOS PATRIMONIO NETO +10% -10% +10% -10% USD/EUR 14.500 -17.722 -119.873 146.511 BRL/EUR 35 -43 -20.069 24.528 SGD/EUR 302 -369 -65.001 79.446 14.837 -18.314 -204.943 250.485 31 DIC 2021 MILES DE EUROS RESULTADOS PATRIMONIO NETO +10% -10% +10% -10% USD/EUR 8.315 -10.162 -31.591 38.611 RON/EUR 23 -28 - - BRL/EUR 107 -131 -18 22 8.445 -10.321 -31.609 38.633 Para la divisa PLN/EUR, dado que se ha vendido de la mayor parte de la cartera de empresas en Polonia (v\u00e9ase la nota 27), la exposici\u00f3n global ha disminuido y no producir\u00e1 impactos significativos. En este an\u00e1lisis se supone que todas las dem\u00e1s variables, concretamente los tipos de inter\u00e9s, permanecen constantes. Gesti\u00f3n de riesgos de tipos de inter\u00e9s Los flujos de efectivo de explotaci\u00f3n del Grupo son sustancialmente independientes de las fluctuaciones en los mercados de ti- pos de inter\u00e9s. La finalidad de la estrategia de gesti\u00f3n de riesgos de tipos de inter\u00e9s es reducir la exposici\u00f3n de los flujos de efectivo de deuda a las fluctuaciones del mercado. Por tanto, cuando se considere necesario y con arreglo a la pol\u00edtica del Grupo, se contratan instru- mentos financieros de tipos de inter\u00e9s para cubrir los riesgos de tipo de inter\u00e9s. Estos instrumentos financieros cubren los flujos de efectivo asociados a los pagos de intereses futuros, convirtiendo los pr\u00e9stamos a tipo variable en pr\u00e9stamos a tipo fijo. Todas estas coberturas se han realizado sobre los pasivos de la cartera de deuda del Grupo y son principalmente coberturas perfectas con una alta correlaci\u00f3n entre las variaciones en el valor razonable del instrumento de cobertura y las variaciones en el valor razonable del riesgo de tipo de inter\u00e9s o de los flujos de efectivo futuros. El Grupo EDP Renov\u00e1veis tiene una cartera de derivados sobre tipos de inter\u00e9s con vencimientos de hasta 18 a\u00f1os. El Departa- mento Financiero del Grupo lleva a cabo an\u00e1lisis de sensibilidad del valor razonable de los instrumentos financieros con respecto a las fluctuaciones del tipo de inter\u00e9s o flujos de efectivo futuros. Aproximadamente el 83% de la deuda financiera del Grupo EDP Renov\u00e1veis devenga intereses a tipos de inter\u00e9s fijo, teniendo en cuenta las operaciones de contabilidad de coberturas con instrumentos financieros. Adicionalmente, durante el ejercicio fiscal de 2022, EDPR ha realizado pre-coberturas de tipos de inter\u00e9s de sus futuras necesidades de refinanciaci\u00f3n de pr\u00e9stamos intercompa\u00f1\u00eda con EDP, tanto en euros como en d\u00f3lares americanos, con el objetivo de asegurar niveles futuros de tipos de inter\u00e9s dado el escenario actual de alta volatilidad e incertidumbre. An\u00e1lisis de la sensibilidad \u2013 Tipos de inter\u00e9s El Departamento Financiero de EDPR y Grupo EDP es el responsable de gestionar el riesgo de tipo de inter\u00e9s asociado a las acti- vidades desarrolladas por el Grupo, y se contratan instrumentos financieros derivados para mitigar ese riesgo. Sobre la base de la cartera de deuda del Grupo EDPR y los instrumentos financieros derivados relacionados que se han utilizado para cubrir el riesgo de tipo de inter\u00e9s asociado, as\u00ed como los pr\u00e9stamos de accionistas recibidos por EDP Renov\u00e1veis, un cambio de 100 puntos b\u00e1sicos en los tipos de inter\u00e9s a 31 de diciembre de 2022 y 2021 aumentar\u00eda/(disminuir\u00eda) la cuenta de resultados y el patrimonio antes de impuestos del Grupo EDP Renov\u00e1veis de la siguiente forma: 31 DIC 2022 P\u00c9RDIDAS Y GANANCIAS PATRIMONIO NETO MILES DE EUROS +100 BPS -100 BPS +100 BPS -100 BPS Derivados De cobertura de flujo de efectivo - - 35.830 7.560 Deuda no cubierta (tipos de inter\u00e9s variables) -9.580 9.580 - - -9.580 9.580 35.830 7.560 31 DIC 2021 P\u00c9RDIDAS Y GANANCIAS PATRIMONIO NETO MILES DE EUROS +100 BPS -100 BPS +100 BPS -100 BPS Derivados De cobertura de flujo de efectivo - - 722 -9.259 Deuda no cubierta (tipos de inter\u00e9s variables) -12.297 12.297 - - -12.297 12.297 722 -9.259 En este an\u00e1lisis se supone que todas las dem\u00e1s variables, concretamente los tipos de cambio, permanecen constantes. Gesti\u00f3n del riesgo de cr\u00e9dito de contraparte en transacciones financieras El riesgo de contraparte del Grupo EDP Renov\u00e1veis en transacciones financieras y no financieras se gestiona a trav\u00e9s de un an\u00e1- lisis de la capacidad t\u00e9cnica, la competitividad y la probabilidad de impago de la contraparte. EDP Renov\u00e1veis ha definido una pol\u00edtica sobre el riesgo de contraparte inspirada en Basilea III, que se implanta en todos los departamentos y en todas las zonas geogr\u00e1ficas de EDP Renov\u00e1veis. El Grupo EDP Renov\u00e1veis est\u00e1 expuesto al riesgo de contraparte en las operaciones de deriva- dos financieros y en las ventas de energ\u00eda (electricidad, certificados verdes y certificados de energ\u00eda renovable) y en contratos de suministro. Las contrapartes en las transacciones financieras y con derivados se limitan a entidades de cr\u00e9dito de alta calidad o al Grupo EDP. La contraparte m\u00e1s relevante en derivados y transacciones financieras son sociedades que pertenecen al Grupo EDP. Los ins- trumentos financieros contratados fuera del Grupo EDP se contratan generalmente bajo los Contratos Marco de ISDA y se analiza la calidad crediticia de las contrapartes externas y se solicitan garant\u00edas cuando es necesario. En el proceso de venta de la energ\u00eda (electricidad, certificados verdes y certificados de energ\u00eda renovable producidos), la expo- sici\u00f3n surge de las cuentas comerciales a cobrar, pero tambi\u00e9n de la valoraci\u00f3n a precio de mercado de los contratos a largo plazo: \u2022 En el caso concreto de las ventas de energ\u00eda del segmento EDPR EU y LATAM, los principales clientes del Grupo son compa- \u00f1\u00edas el\u00e9ctricas y entidades reguladas en diferentes pa\u00edses (EDP y CNMC en el caso del mercado espa\u00f1ol). El riesgo de cr\u00e9dito derivado de las partidas a cobrar no es significativo debido al limitado periodo medio de cobro de los saldos de clientes y a la calidad de sus deudores. Los riesgos de contraparte adicionales proceden de los pa\u00edses que establecen incentivos a las re- novables, que normalmente, se consideran como riesgo regulatorio; \u2022 En el caso concreto de la plataforma EDPR NA, los principales clientes del Grupo son compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas reguladas y agen- tes de mercado regionales de Estados Unidos. Como ocurre en Europa, el riesgo de cr\u00e9dito derivado de las partidas a cobrar no es significativo debido al limitado periodo medio de cobro de los saldos de clientes y a la calidad de los deudores. Sin em- bargo, la exposici\u00f3n debido a la valoraci\u00f3n a precios de mercado de los contratos a largo plazo puede ser significativa. Con la adquisici\u00f3n de Sunseap, en el caso espec\u00edfico de APAC, los principales clientes del Grupo son compradores de generaci\u00f3n distribuida (entidades reguladas en los diferentes mercados, concretamente en Singapur y Vietnam). Al igual que ocurre en el resto de plataformas, el riesgo de cr\u00e9dito de deudores comerciales no es significativo por las mismas razones. Sin embargo, el riesgo de contraparte proviene de pa\u00edses con incentivos a las renovables a trav\u00e9s de tarifas reguladas, por lo que suele tratarse como riesgo regulatorio. Esta exposici\u00f3n se gestiona mediante una evaluaci\u00f3n detallada de la contraparte antes de firmar un acuerdo a largo plazo y mediante solicitud de garant\u00edas cuando se deteriora la solidez financiera de la contraparte. Con respecto a las cuentas comerciales por cobrar y otros deudores, se reconocen netas de p\u00e9rdidas por deterioro. El Grupo cree que la calidad crediticia de estas cuentas por cobrar es adecuada y que no existen cr\u00e9ditos deteriorados significativos que no hayan sido reconocidos como tales. La exposici\u00f3n a los proveedores surge principalmente de contratos prepagados con fabricantes de equipos y contratistas de in- genier\u00eda civil. Se realizan an\u00e1lisis de contraparte para cada nuevo contrato. Se requieren garant\u00edas de la empresa matriz o garant\u00edas bancarias si es necesario para cumplir con los l\u00edmites de exposici\u00f3n establecidos por la pol\u00edtica de riesgo de contra- parte de EDP Renov\u00e1veis. La exposici\u00f3n m\u00e1xima al riesgo de cr\u00e9dito de clientes por tipo de contraparte se detalla a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS DIC 2022 DIC 2021 SECTORES CORPORATIVOS Y PARTICULARESW Empresas de suministro 73.275 158.432 Business to business 31.387 6.110 Otros 18.306 1.039 Total sectores corporativos y particulares 122.968 165.581 Sector p\u00fablico 452 1.748 Total sector p\u00fablico y sectores corporativos/particulares 123.420 167.329 El desglose de las cuentas comerciales a cobrar por mercados geogr\u00e1ficos del Grupo EDPR es el siguiente: MILES DE EUROS DIC 2022 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 55.033 28.542 14.223 25.074 96 122.968 Sector p\u00fablico - 452 - - - 452 Total 55.033 28.994 14.223 25.074 96 123.420 MILES DE EUROS DIC 2021 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 138.604 24.281 97 2.199 400 165.581 Sector p\u00fablico 1.441 307 - - - 1.748 Total 140.045 24.588 97 2.199 400 167.329 De acuerdo con las pol\u00edticas contables, las p\u00e9rdidas por deterioro se determinan utilizando el enfoque simplificado incluido en la NIIF 9, basado en las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez es la posibilidad de que el Grupo no pueda cumplir sus obligaciones financieras cuando vencen. La estrate- gia del Grupo hacia la gesti\u00f3n de la liquidez es garantizar, en la medida de lo posible, que siempre dispondr\u00e1 de liquidez suficiente para pagar sus deudas antes de su vencimiento, tanto en condiciones normales como en un entorno de dificultades financieras, sin incurrir en p\u00e9rdidas inaceptables ni poner en peligro la reputaci\u00f3n del Grupo. La pol\u00edtica de liquidez seguida asegura el cumplimiento de las obligaciones de pago adquiridas, mediante el mantenimiento de l\u00edneas de cr\u00e9dito suficientes y el acceso a la financiaci\u00f3n del Grupo EDP que gestiona el riesgo de liquidez del Grupo mediante la contrataci\u00f3n y mantenimiento de l\u00edneas de cr\u00e9dito y facilidades de financiaci\u00f3n con compromiso firme de suscripci\u00f3n con insti- tuciones financieras internacionales de confianza, as\u00ed como dep\u00f3sitos a plazo, que permiten el acceso inmediato a los fondos. Estas l\u00edneas de cr\u00e9dito se utilizan para complementar y respaldar los programas de papel comercial nacionales e internacionales, lo que permite diversificar las fuentes de financiaci\u00f3n a corto plazo del Grupo EDP. Los Consejeros han estimado flujos de efectivo que muestran que el Grupo cumplir\u00e1 los compromisos existentes a 31 de diciem- bre de 2022. El an\u00e1lisis de vencimientos de la deuda financiera (ver nota 31), incluidos los intereses futuros esperados, es el siguiente: MILES DE EUROS DIC 2023 DIC 2024 DIC 2025 DIC 2026 DIC 2027 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL Pr\u00e9stamos bancarios 456.494 109.290 88.048 64.396 96.134 643.820 1.458.182 Pr\u00e9stamos recibidos del grupo EDP 992.627 488.641 233.350 507.24 2 468.779 2.219.978 4.910.617 Otros pr\u00e9stamos 3.405 1.011 12.365 1.304 1.073 10.955 30.112 Intereses futuros esperados 150.041 181.235 153.476 139.769 134.573 345.274 1.104.368 1.602.567 780.177 487.240 712.710 700.559 3.220.026 7.552.080 EDPR ha desarrollado y presentado a los mercados un Plan Plurianual de Crecimiento muy ambicioso, orientado a la creaci\u00f3n de valor para sus accionistas, el cual conlleva un volumen de inversi\u00f3n anual importante. EDPR se define como una empresa coti- zada con bajo perfil de riesgo y como tal ha definido un plan de financiaci\u00f3n que permite asegurar una estructura equilibrada de balance, preservando su calidad crediticia y garantizando a la vez la flexibilidad necesaria de cara a acomodar cualquier des- viaci\u00f3n temporal que pueda ocurrir al largo del periodo de implementaci\u00f3n de su plan de crecimiento. La financiaci\u00f3n del volumen de inversi\u00f3n se asegura en base a 5 grandes fuentes de financiaci\u00f3n: \u2022 Los flujos de efectivo generados por los activos en operaci\u00f3n y retenido en el Grupo; \u2022 El programa de ventas de activos en operaci\u00f3n (sell down/Asset Rotation), como forma de anticipar y cristalizar valor/flujo de caja; \u2022 El Tax Equity Investment, es decir, la entrada de los inversores institucionales en los proyectos desarrollados en EEUU que se materializa justo antes de la entrada en operaci\u00f3n de los activos; \u2022 El incremento de capital en EDPR SA; \u2022 Recursos de financiaci\u00f3n externa de medio y largo plazo, y en particular - V\u00eda Financiaci\u00f3n Corporativa, como soluci\u00f3n m\u00e1s relevante; y - V\u00eda Financiaci\u00f3n de Proyectos (Project Finance), y en particular en mercados en los cuales la moneda funcional es diferente del EUR/USD. La flexibilidad, de cara a gestionar diferencias temporales o ajustes en las proporciones de las componentes arriba identificadas, viene dada por las siguientes variables: \u2022 EDPR dispone de Cuentas Corrientes en EUR y USD con su empresa matriz (Grupo EDP) que utiliza como forma de gesti\u00f3n diaria/semanal/mensual de sus necesidades netas de liquidez; \u2022 EDPR dispone de un acuerdo formal con su empresa matriz (Grupo EDP) por el cual EDP se ha comprometido a aportar la financiaci\u00f3n necesaria a la ejecuci\u00f3n del Plan de crecimiento de EDPR; \u2022 Cuentas Corrientes y Descubiertos bancarios negociados con la banca comercial (como respaldo). Riesgo del precio del mercado de la electricidad A 31 de diciembre de 2022, el riesgo de precios de mercado que afecta al Grupo EDP Renov\u00e1veis no es significativo. En el caso de EDPR NA, la gran mayor\u00eda de los parques tienen contratos de adquisici\u00f3n de energ\u00eda o contratos financieros a largo plazo, con precios fijos o progresivos. En el caso de EDPR EU, la electricidad se vende en Espa\u00f1a, Francia, Italia, Portugal y Polonia mediante tarifas reguladas o PPAs financieros. En Ruman\u00eda los certificados verdes tienen un l\u00edmite m\u00ednimo. En lo que respecta a la m\u00e1s peque\u00f1a proporci\u00f3n de energ\u00eda con exposici\u00f3n a los precios de mercado tras los reg\u00edmenes tarifarios, los PPA o los contratos financieros a largo plazo (electricidad, certificados verdes y REC (certificados de energ\u00eda renovable)), el riesgo de mercado se gestiona a trav\u00e9s de la ejecuci\u00f3n de contratos a plazo (forwards) de electricidad, certificados verdes y REC. Por esta exposici\u00f3n EDPR EU y EDPR NA tienen permutas por ventas de electricidad, certificados verdes y permutas de REC fi- nancieras que cumplen los requisitos de la contabilidad de coberturas (cobertura del flujo de efectivo) que est\u00e1n relacionadas con las ventas del ejercicio 2022 a 2025 (v\u00e9ase la nota 37). El objetivo del Grupo EDP Renov\u00e1veis es cubrir por adelantado un volumen significativo de la exposici\u00f3n a los precios de mercado para reducir la volatilidad de los precios de la energ\u00eda en cada ejercicio. Para 2022, la generaci\u00f3n total del Grupo ascendi\u00f3 a 33,4 TWh, estando el 67% sujeto tanto a retribuci\u00f3n regulada como a con- tratos a largo plazo (PPA) y el 33% restante retribuido a precio de mercado. En cualquier caso, como se ha comentado anteriormente, esta parte de la generaci\u00f3n retribuida a precio de mercado est\u00e1 pr\u00e1cticamente cubierta en su totalidad por deri- vados de cobertura, con un aumento de la posici\u00f3n del a\u00f1o al 95%. Durante 2022, los precios del mercado de la energ\u00eda han sufrido una volatilidad significativa como consecuencia de la crisis de Ucrania, aumentado considerablemente los precios del gas natural. Tal aumento en los precios ha sido especialmente importante en Europa, en donde se alcanzaron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en los precios de la electricidad en agosto de 2022. Para EDPR EU y EDPR NA, la ganancia potencial derivada del aumento de los precios de la electricidad es muy limitada, ya que, como se ha indicado anteriormente, la exposici\u00f3n de EDPR a los precios de mercado para el a\u00f1o 2022 ya estaba cubierta antes del inicio de esta ten- dencia. Teniendo en cuenta el reciente incremento de los precios de mercado y la volatilidad, EDPR est\u00e1 gestionando y siguiendo de cerca su exposici\u00f3n a las variaciones de los precios de mercado, pese a que est\u00e1n limitadas por las coberturas actuales. En 2023, la exposici\u00f3n de EDPR a una potencial disminuci\u00f3n del 30% en los precios de mercado ser\u00eda de aproximadamente 36 millones de euros. Gesti\u00f3n del capital El objetivo del Grupo al gestionar el patrimonio neto, conforme a las pol\u00edticas establecidas por su principal accionista, es salva- guardar la capacidad del Grupo para continuar operando como empresa en funcionamiento, tener un crecimiento constante para poder cumplir los objetivos de crecimiento establecidos y mantener una estructura \u00f3ptima de patrimonio neto para reducir el coste del mismo. Al igual que otros grupos del sector, el Grupo gestiona su estructura de financiaci\u00f3n bas\u00e1ndose en la ratio de apalancamiento. Esta ratio se calcula dividiendo los pr\u00e9stamos financieros netos entre el total de patrimonio neto y pr\u00e9stamos netos. Los pr\u00e9sta- mos financieros netos corresponden a la suma de la deuda financiera, el pasivo por inversores institucionales corregido para tener en cuenta el efecto de los ingresos diferidos no corrientes, menos el efectivo y otros medios l\u00edquidos equivalentes. Riesgos clim\u00e1ticos El clima de la Tierra ha cambiado a lo largo de la historia. Los cient\u00edficos atribuyen la actual tendencia al calentamiento global observado desde mediados del siglo XX a la expansi\u00f3n humana del \"efecto invernadero\", el calentamiento que se produce cuando la atm\u00f3sfera atrapa el calor que irradia la Tierra hacia el espacio. En el \u00faltimo siglo, la quema de combustibles f\u00f3siles como el carb\u00f3n y el petr\u00f3leo ha aumentado la concentraci\u00f3n de di\u00f3xido de carbono (CO2) en la atm\u00f3sfera. EDPR es un claro ejemplo de c\u00f3mo la lucha contra el cambio clim\u00e1tico crea oportunidades de negocio. La actividad principal de la empresa, suministrar energ\u00eda limpia mediante el desarrollo, la construcci\u00f3n y la explotaci\u00f3n de parques e\u00f3licos y plantas sola- res de m\u00e1xima calidad, implica intr\u00ednsecamente la reducci\u00f3n de las emisiones de gases de efecto invernadero, contribuyendo a la lucha mundial contra el cambio clim\u00e1tico y sus impactos. Desde su fundaci\u00f3n, EDPR ha adoptado una estrategia centrada en el crecimiento selectivo, mediante la cual ha invertido en proyectos de calidad con flujos de efectivo futuros predecibles y una ejecuci\u00f3n fluida, avalada por competencias estrat\u00e9gicas que arrojan una rentabilidad superior; todo ello en el marco de un modelo de autofinanciaci\u00f3n propio que ha sido dise\u00f1ado para fomentar la creaci\u00f3n de valor. Gracias a la implantaci\u00f3n de esta estrategia, que es lo suficientemente flexible como para adap- tarse a los cambios en el plano econ\u00f3mico y empresarial, EDPR sigue siendo, a d\u00eda de hoy, una de las principales empresas del sector de las energ\u00edas renovables. Tal como se indica en el Plan de Negocios 2021-25, EDPR tiene previsto a\u00f1adir 20 GW en 2021-2025, de los cuales el 11,39 GW ya est\u00e1n asegurados. EDPR diversificar\u00e1 a\u00fan m\u00e1s su cartera geogr\u00e1fica y tecnol\u00f3gica- mente, promoviendo en mayor medida la tecnolog\u00eda e\u00f3lica onshore, solar, e\u00f3lica offshore, hidr\u00f3geno verde as\u00ed como plantas h\u00edbridas y de almacenamiento junto con la entrada en nuevos mercados. En 2022, el Grupo a\u00f1adido 2,1 GW y finaliz\u00f3 el a\u00f1o administrando una cartera global de 14,7 GW. Benefici\u00e1ndose de una cartera diversificada, la Compa\u00f1\u00eda gener\u00f3 33,4 TWh de energ\u00eda renovable, lo que impidi\u00f3 unas emisiones de 20 millones de toneladas de CO2. Los desembolsos de capital e inversiones financieras en aumentos de capacidad, las obras en construcci\u00f3n y los traba- jos de desarrollo en curso durante el ejercicio ascendieron a 5.147 millones de euros. No obstante, EDPR se enfrenta al cambio clim\u00e1tico no solo como una oportunidad de negocio, sino tambi\u00e9n como una oportuni- dad para innovar. El compromiso de EDPR con la innovaci\u00f3n y las nuevas tecnolog\u00edas ha hecho de ella un l\u00edder en el sector de la energ\u00eda renovable. En la actualidad, la compa\u00f1\u00eda sigue benefici\u00e1ndose de toda la experiencia obtenida desde sus inicios para garantizar soluciones m\u00e1s eficientes, una rentabilidad m\u00e1s atractiva y un futuro m\u00e1s sostenible. En consecuencia, EDPR parti- cipa en proyectos que engloban energ\u00eda e\u00f3lica, energ\u00eda solar, plantas de almacenamiento de energ\u00eda, parques e\u00f3licos offshore flotantes, hidr\u00f3geno verde y centrales el\u00e9ctricas h\u00edbridas. No obstante, en cuanto al riesgo, los cambios meteorol\u00f3gicos pueden suponer un riesgo para las actividades y los resultados de EDPR, ya que se llevan a cabo en zonas del planeta que est\u00e1n siendo afectadas por el cambio clim\u00e1tico. Adem\u00e1s, las estimacio- nes futuras de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar se basan en el an\u00e1lisis de mediciones hist\u00f3ricas durante m\u00e1s de 20 a\u00f1os y se consideran representativas del futuro. Sin embargo, los cambios meteorol\u00f3gicos relevantes e inesperados podr\u00edan dar lugar a una producci\u00f3n inferior a la esperada a partir de los datos hist\u00f3ricos. As\u00ed, al evaluar una nueva inversi\u00f3n, EDPR tiene en cuenta los posibles cambios en la producci\u00f3n prevista pero, aun as\u00ed, la magnitud de la desviaci\u00f3n potencial en caso de cambios meteorol\u00f3- gicos relevantes es incierta. Adem\u00e1s, los parques de energ\u00edas renovables en construcci\u00f3n y en operaci\u00f3n est\u00e1n expuestos a las inclemencias del tiempo, desastres naturales, etc. Estos riesgos dependen de su localizaci\u00f3n hist\u00f3ricos de los activos. En EDPR, todas las plantas est\u00e1n aseguradas contra los da\u00f1os f\u00edsicos durante la construcci\u00f3n y el funcionamiento. Durante el funcionamiento, cualquier cat\u00e1strofe natural, peligro meteorol\u00f3gico o accidente tambi\u00e9n estar\u00e1 parcialmente asegurado en relaci\u00f3n a las p\u00e9rdidas de ingresos debi- das al suceso. Por lo tanto, no se identifican impactos materiales en los estados financieros consolidados de EDPR como consecuencia del cambio clim\u00e1tico. Como l\u00edder del sector, EDPR es consciente de la necesidad de combatir el cambio clim\u00e1tico y, a pesar de que sus actividades implican un efecto positivo en el medioambiente, la Compa\u00f1\u00eda contin\u00faa trabajando a diario para mantener un est\u00e1ndar m\u00e1s alto e incorporar la innovaci\u00f3n en su cadena de valor para contribuir a\u00fan m\u00e1s a la protecci\u00f3n del clima. 06. Per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n Durante el ejercicio terminado en 31 de diciembre de 2022, los cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n del Grupo EDP Renov\u00e1veis fueron los siguientes: Sociedades adquiridas: Las siguientes adquisiciones se clasificaron como compras de activos, fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios, debido a la naturaleza de estas transacciones, al tipo de activos adquiridos y a la fase muy inicial de desarrollo de los proyectos: \u2022 EDP Renov\u00e1veis, S.A. adquiri\u00f3 el 100% de la sociedad colombiana Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P.; \u2022 EDP Renewables Europe, S.L.U. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades h\u00fangaras Szabadsolar, Kft., Sunglare Capture, Kft., Sunglare Expert, Kft. y Napenergia, Kft.; el 100 % de la sociedad alemana EDP Renewables Germany GmbH; el 100% de la sociedad griega Aeolos Evias Energiaki, M.A.E. y el 100% de la sociedad rumana Fravezac, S.R.L.; \u2022 EDP Renovables Espa\u00f1a, S.L.U. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Rocio Hive, S.L., Palma Hive, S.L. y Pedregal Hive, S.L.; \u2022 EDP Renewables Italia Holding, S.r.l. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Solar Italy I, S.r.l., Solar Italy II, S.r.l. y Solar Italy IV, S.r.l.; \u2022 EDP Renewables Polska, Sp. Z o.o. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Farma Fotowoltaiczna Radziej\u00f3w, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Ujazd, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Warta, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Wielkopolska, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Budzyn, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Dobrzyca, Sp. Z.o.o. y Farma Fotowoltaiczna Tomasz\u00f3w, Sp. Z.o.o.; \u2022 EDPR NA Distributed Generation LLC adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Bar Harbor Community Solar LLC, Mohave Power Holdings, LLC, Ragsdale Solar LLC, HB Steel Community Solar LLC, Citizens Dickenson Solar LLC, Citizens Westmoreland Solar LLC, Bear Peak Beccaria LLC, Bear Peak Brady LLC, Bear Peak East Carroll LLC, Bear Peak Glen Hope LLC, Bear Peak Jennerstown LLC, Bear Peak Juniata LLC, Bear Peak Paint II LLC, Bear Peak Richmond LLC, Generate USF McClellan, LLC, Generate USF Manassas, LLC, Generate USF Las Vegas, LLC, Generate USF N Las Vegas, LLC, Generate USF Loveland, LLC, Generate USF Fairburn, LLC y Generate USF Phoenix, LLC; \u2022 EDP Renewables North America LLC adquiri\u00f3 el 100% de la Sociedad Hickory Solar LLC y New Road Power, LLC; \u2022 EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Central Geradora Fotovoltaica Zebu, Ltda., Solar Barra I, S.A., Solar Barra II, S.A., Solar Barra III, S.A., Solar Barra IV, S.A., E\u00f3lica Barra I, S.A. a E\u00f3lica Barra XI, S.A. and Central Solar Presidente JK I, S.A.; \u2022 EDPR Sunseap Pte. Ltd. a trav\u00e9s de sus subsidiarias adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades chinas Wuhan Panshuo Energy Technology Co., Ltd., Qinghe Xinoufuneng New Energy Technology Co., Ltd., Yancheng Qingneng Power Technology Co., Ltd., Suzhou Liansong New Energy Technology Co., Ltd., Chongqing Xingzhi New Energy Technology Co., Ltd., Tianjin Xingsheng Energy Development Co., Ltd., Zhenjiang Ruichengda New Energy Co., Ltd., Dongguan Jiehuang New Energy Technology Co., Ltd., Hubei Jianghui New Energy Co., Ltd., Weihai Deao New Energy Co., Ltd., Heze Dechen new energy Co., Ltd., Wuxi Lingzhong New Energy Technology Co., Ltd., Suzhou Xingyi Energy Engineering Co., Ltd., Tianjin Xingrun Energy Development Co., Ltd., el 100% de la sociedad indonesa PT Right People Renewable Energy, el 100% de las sociedades vietnamitas Long Dai Phat Investment Co., Ltd. y DKT Energy Investment Co., Ltd. Adicionalmente, las siguientes sociedades fueron adquiridas: \u2022 En el primer trimestre de 2022, EDP Renov\u00e1veis, S.A adquiri\u00f3 el 91,4% de las participaciones en un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida, Sunseap Group Pte. Ltd., localizada en el Sudeste asi\u00e1tico, el cual incluye un portfolio que permite a EDPR poner en funcionamiento hasta 10 GW de proyectos solares por un importe de 659.658 miles de eurosEsta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros consolidados de 363.485 miles de euros (v\u00e9ase nota 19 y 42). Adicionalmente, durante el Segundo trimestre de 2022, EDP Renov\u00e1veis, S.A adiquiri\u00f3 una participaci\u00f3n de 0,88% en Sunseap Group Pte. En 2022, EDPR firm\u00f3 acuerdos de opciones de compra y venta para el porcentaje restante de las acciones del Grupo Sunseap con los accionistas minoritarios. En consecuencia, EDPR tiene opciones de compra para adquirir la participaci\u00f3n restante del capital del Grupo Sunseap y los vendedores tienen opciones de venta para vender sus participaciones. Teniendo en cuenta las premisas de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios y con el fin de seguir de forma coherente la pol\u00edtica del Grupo en situaciones similares, EDPR ha reconocido en los estados financieros consolidados la opci\u00f3n de venta como un pasivo, valorado a valor presente (NIC 32), y siguiendo las premisas establecidas para el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada, ha reconocido el 100% de la inversi\u00f3n en los estados financieros consolidados. Esta transacci\u00f3n no ha dado lugar a ninguna participaci\u00f3n no dominante, ya que EDPR ha adquirido el 92,28% del Grupo Sunseap y ha asumido una adquisici\u00f3n anticipada del 7,71% restante debido a la opci\u00f3n de venta sobre la participaci\u00f3n no dominante. \u2022 Durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022, EDPR NA Distributed Generation LLC. adquiri\u00f3, a trav\u00e9s de varias transacciones individuales, el 100% de las participaciones de varios negocios de generaci\u00f3n solar distribuida, Longroad, localizado en Norteam\u00e9rica por un total de 99,3 MW en proyectos solares. El importe total pagado por esta transacci\u00f3n ha sido 132.992 miles de euros. Esta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 28.965 miles de euros y 923 miles de euros por un diferencia negativa de consolidaci\u00f3n provisional (v\u00e9ase nota 19 y 42). \u2022 En el tercer trimestre de 2022, EDP Renewables Europe, S.L.U. adquiri\u00f3 una participaci\u00f3n del 66,80% de un negocio de energ\u00eda solar, Grupo Kronos Solar Projects GmbH. Por un total de 9,4 GW en desarrollo en Alemania, Pa\u00edses Bajos, Francia y Reino Unido, por un importe total de 663.030 miles de euros (el cual incluye un importe de 341.996 miles de euros que corresponde a las opciones de venta y 71.035 miles de euros relacionados con la estimaci\u00f3n de los success fees pendientes de pago a los vendedores, basado en la capacidad instalada de los proyectos). Esta transacci\u00f3n se se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 651.657 miles de euros (v\u00e9ase nota 19, 35 y 42). Tras la finalizaci\u00f3n del acuerdo, Kronos Solar Projects GmbH. llev\u00f3 a cabo una ampliaci\u00f3n de capital que fue suscrita por EDP Renewables Europe, S.L.U. lo cual la llevo a ostentar el 70% de las participaciones de la sociedad adquirida. El importe de la ampliaci\u00f3n de capital no se ha considerado como precio de la combinaci\u00f3n de negocios. Como parte de la combinaci\u00f3n de negocios, EDPR firm\u00f3 acuerdos de opciones de compra y venta para el porcentaje restante de las acciones del Grupo Kronos con los accionistas minoritarios. En consecuencia, EDPR tiene opciones de compra para adquirir la participaci\u00f3n restante del capital del Grupo Kronos y los vendedores tienen opciones de venta de sus acciones. Teniendo en cuenta las premisas de la NIIF 3 - Combinacion de negocios, y con el fin de seguir de forma coherente la pol\u00edtica del Grupo en situaciones similares, EDPR ha reconocido en los estados financieros consolidados la opci\u00f3n de venta como un pasivo, valorado al valor actual de la mejor estimaci\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n (NIC 32), y siguiendo las premisas establecidas para el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada, ha reconocido el 100% de la inversi\u00f3n en los estados financieros consolidados. Esta transacci\u00f3n no ha dado lugar a ninguna participaci\u00f3n no dominante, ya que EDPR ha adquirido el 70% del Grupo Kronos y ha asumido una adquisici\u00f3n anticipada del 30% restante debido a la opci\u00f3n de venta sobre la participaci\u00f3n no dominante. \u2022 En el tercer trimestre de 2022, Sunseap Commercial & Industrial Assets (Vietnam) Co. adquiri\u00f3 el 99,9% de las participaciones en un negocio de energ\u00eda solar, Xuan Thien Ninh Thuan Co., Ltd. y Xuan Thien Thuan Bac Co., Ltd., las cuales cuentan con 200 MWac (255 MWdc) operacionales en Vietnam por un importe total de 202.298 miles de euros (el cual incluye 41.288 miles de euros relacionados con retenciones que ser\u00e1n pagadas cuando se cumplan ciertos hitos). Esta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 21.236 miles de euros (v\u00e9ase nota 19, 35 y 42). Sociedades vendidas y liquidadas: \u2022 En el Segundo trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renewables Polska, Sp. Z o.o., vendi\u00f3 a Mirova Anemoska la totalidad de las participaciones en las sociedades Winfan, Sp. z o.o., Lichnowy Windfarm, Sp. z o.o., Kowalewo Wind, Sp. z o.o., EWP European Wind Power Krasin, Sp. z o.o., Nowa Energia 1, Sp. z o.o. y Farma Wiatrowa Bogoria, Sp. z o.o.. El importe total de la venta de las participacions asciende a 88.466 miles de euros. Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 51.795 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 En el segundo trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renovables Espa\u00f1a, S.L., vendi\u00f3 a China three Gorges (\u201cCTG\u201d) la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedades espa\u00f1olas E\u00f3lica La Janda, S.L. y Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L. El importe total de la venta de las participaciones asciende a 207.018 miles de euros. Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 42.596 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 En el tercer trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renewables Italia Holding, S.r.l., vendi\u00f3 a ERG S.p.A. (\u201cERG\u201d) la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedades italianas WinCap, S.r.l. TACA Wind, S.r.l., San Mauro, S.r.l., Conza Energia, S.r.l., Lucus Power, S.r.l, Breva Wind, S.r.l. y Aria del Vento. El importe total de la venta de las transacciones asciende a 293.027 miles de euros. Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 168.568 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 En el cuarto trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A., vendi\u00f3 a Copel Gera\u00e7\u00e3o e Transmiss\u00e3o S.A. la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedades brasile\u00f1as Aventura Holding, S.A. y subsidiarias (Central E\u00f3lica Aventura II, S.A., Central E\u00f3lica Aventura III, S.A., Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A. y Central E\u00f3lica Aventura V, S.A.) y SRMN Holding, S.A. y sus subsidiarias (Central E\u00f3lica SRMN I, S.A., Central E\u00f3lica SRMN II, S.A, Central E\u00f3lica SRMN III, S.A., Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A. y Central E\u00f3lica SRMN V, S.A.). El importe total de la transacci\u00f3n asciende a 184.778 miles de euros. Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 119.085 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 En el cuarto trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renewables Europe, S.L.U., vendi\u00f3 al Grupo Ocean Winds la totalidad de la participaci\u00f3n de la sociedad Moray West Holdings Limited. El importe total de la transacci\u00f3n asciende a 33.825 miles de euros (30.000 miles de libras esterlinas). Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 16.981 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cJoint ventures y asociadas\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 20). \u2022 En el cuarto trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renewables North America LLC., vendi\u00f3 a Northern Indiana Public Service Company LLC (\u201cNIPSCO\u201d) la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedad norteamericana Meadow Lake Solar Park LLC. El importe total de la transacci\u00f3n asciende a 281.563 miles de euros (296.500 miles de d\u00f3lares americanos). Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 15.791 miles de euros (19.312 miles de d\u00f3lares americanos), la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 EDP Renov\u00e1veis, S.A. vendi\u00f3 la sociedad Solar Works! B.V. al Grupo EDP (see note 20). \u2022 EDP Renewables North America LLC vendi\u00f3 las sociedades RSBF E470 I LLC, NJ GSEB Fal Solar LLC, ME Punky Meadows, Parkman Solar DG LLC y Waterville Solar LLC, RI- Comolli sin ning\u00fan impacto significativo en la cuenta de resultados consolidada. \u2022 EDP Renovables Espa\u00f1a S.L. vendi\u00f3 el 49% de las participaciones de la sociedad Desarrollos Renovables de Teruel, S.L. \u2022 Viesgo Renovables, S.L.U. liquid\u00f3 su sociedad Northeolic Monte Bu\u00f1o, S.L. Sociedades constitu\u00eddas: \u2022 EDPR Vento II Holding LLC (*) \u2022 EDPR Vento III Holding LLC (*) \u2022 EDPR Scarlet II LLC \u2022 Clover Creek Solar Project II LLC (*) \u2022 EDPR Cross Solutions, S.A. \u2022 EDPR Korea Ltd. \u2022 EDPR Sicilia Uno, S.r.l. \u2022 EDPR Sicilia Due, S.r.l. \u2022 EDPR Scarlet I LLC (*) \u2022 EDPR Scarlet III LLC (*) \u2022 Fotovoltaica Flutuante do Grande Lago, S.A. \u2022 Crooked Lake Solar II LLC (*) \u2022 Cypress Knee Solar Park LLC (*) \u2022 Eagle Creek Solar Park LLC (*) \u2022 Rose Run Solar Park LLC (*) \u2022 Salt Lick Solar Park LLC (*) \u2022 Lotus Blocker LLC (*) \u2022 Lotus DevCo I LLC (*) \u2022 Lotus DevCo II LLC (*) \u2022 EDPR Solar Ventures VI LLC (*) \u2022 2022 SOL VI LLC (*) \u2022 EDPR Solar Ventures VII LLC (*) 2022 SOL VII LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Ohio Development LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Illinois Development CO LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Wisconsin Development CO LLC (*) \u2022 EDPRNA DG New York Development CO LLC (*) \u2022 Big River Solar Park LLC (*) \u2022 Shy Place Solar Park LLC (*) \u2022 Eoles Montjean, S.A.S. \u2022 EDPR Sardegna, S.r.l. \u2022 EDPR Sud Italia, S.r.l. \u2022 EDPR Puglia Uno, S.r.l. \u2022 EDPR Puglia Due, S.r.l. \u2022 EDPR Basilicata, S.r.l. \u2022 EDPRNA DG Mississippi Development LLC (*) \u2022 EDPR NA DG Missouri Development LLC (*) \u2022 Rongcheng Xingyi Energy Technology Co., Ltd. \u2022 Qingdao Xingqi Energy Co., Ltd. \u2022 E\u00f3lica da Coutada II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea I, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea III, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea IV, S.A. \u2022 Central Solar Zebu II, S.A. \u2022 Central Solar Zebu III, S.A. \u2022 Central Solar Zebu IV, S.A. \u2022 Central Solar Zebu V, S.A. \u2022 Central Solar Zebu VI, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea V, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VI, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VII, S.A. \u2022 Central Solar Zebu VII, S.A. \u2022 Central Solar Zebu VIII, S.A. \u2022 Central Solar Zebu IX, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK II, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK III, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK IV, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK V, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK VI, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK VII, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK VIII, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK IX, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK X, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK XI, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK XII, S.A. \u2022 Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar I, S.A. \u2022 Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar VI, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Borborema I, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Borborema II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Borborema III, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Borborema IV, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Ita\u00fana I, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Ita\u00fana II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos I, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos III, S.A. \u2022 Desarrollos Renovables de la Frontera, S.L. \u2022 Desarrollos Renovables de Allande, S.L.U. \u2022 ICE Tudela S.L. EDPRNA DG Georgia Development, LLC \u2022 EDPRNA DG Texas Development, LLC \u2022 RE Sandrini LLC (*) \u2022 Sugar Plum Solar Park LLC (*) \u2022 EDPR Scarlet II Bess LLC (*) \u2022 Ragsdale Solar II LLC (*) \u2022 Sweet Acres Solar Park LLC (*) \u2022 EDPRNA DG California Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Indiana Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Pennsylvania Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Michigan Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Maryland Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Virginia Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG PR Radar, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Distributed Sun Holding, LLC \u2022 EDPRNA DG York County Sun, LLC (*) \u2022 Sounding Creek Solar Park GP Ltd \u2022 Sounding Creek Solar Park LP \u2022 Iron Valley Solar Park LLC (*) \u2022 Trolley Barn Storage LLC (*) \u2022 EDPR Northeast Solar Park LLC (*) \u2022 Edgeware BESS Project GP Ltd \u2022 Edgeware BESS Project GP Limited Partnership \u2022 Sunseap China Energy (Qingdao) Co., Ltd. \u2022 RL Sunseap Energy Sdn. Bhd. * El Grupo EDPR posee, a trav\u00e9s de su filial EDPR NA, un conjunto de filiales legalmente establecidas en Estados Unidos sin capital social y que, a 31 de diciembre de 2022, no tienen ning\u00fan activo, pasivo o actividad operativa. Otros cambios: \u2022 EDP Renov\u00e1veis, S.A. adquiri\u00f3 el 50% de las sociedades polacas Lomartico Investments, Sp. Z o.o., Medsteville Investments, Sp. Z o.o. and Ondentille Investments, Sp. Z o.o., (adquisici\u00f3n sin control). \u2022 EDPR France Holding, S.A.S. adquiri\u00f3 el 51% de la sociedad Centrale Eolienne D'Occey, S.A.S. conforme a los acuerdos de socios, los asuntos clave de funcionamiento y financieros se incluyen como \"Asuntos Reservados\" y deben ser aprobados y resueltos por unanimidad del Consejo de Administraci\u00f3n, por lo que se considera control conjunto. \u2022 EDP Renewables Italia Holding adquiri\u00f3 el restante 49% capital de la Sociedad italiana Sarve, S.r.l. como consecuencia de las opciones de venta ejercitada por los anteriores accionistas. Esta transacci\u00f3n no ha supuesto ning\u00fan impacto significativo en los estados financieros consolidados ya que esta sociedad consolida globalmente. EDPR Sunseap Group adquiri\u00f3 un 15% del capital en la sociedad surcoreana OMA Haedori Co., Ltd. Esta transacci\u00f3n no ha supuesto ning\u00fan impacto significativo en los estados financieros consolidados. \u2022 EDPR Sunseap Group adquiri\u00f3 un 18% adicional del capital en la Sociedad tailandesa Thai Sunseap Co. Ltd. y obtuvo el control de la compa\u00f1\u00eda. Esta transacci\u00f3n no ha supuesto ning\u00fan impacto significativo en los estados financieros consolidados 07. Ventas La partida de Ventas se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 VENTAS POR NEGOCIO Y REGI\u00d3N GEOGR\u00c1FICA Electricidad en Europa 1.269.806 902.605 Electricicidad en Nortearmerica 685.211 567.316 Electricidad en LATAM 52.793 66.089 Electricidad en APAC 79.424 - 2.087.235 1.536.010 Otros ingresos ordinarios 2.425 3.959 2.089.660 1.539.969 Servicios prestados 55.227 43.359 Variaci\u00f3n de existencias y coste de materias primas y consumibles utilizados Coste de consumibles utilizados y variaci\u00f3n de existencias -6.906 -2.870 Total Ventas 2.137.981 1.580.458 El desglose de ventas por segmento se presenta en la informaci\u00f3n por segmentos (v\u00e9ase anexo I). El incremento de las ventas se explica principalmente, por el ingreso de los proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el ejercicio 2022 y los impactos de la situaci\u00f3n econ\u00f3mica mundial descritos en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. Otros ingresos incluye la liquidaci\u00f3n de los derivados especulativos de energ\u00eda. 08. Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica por importe de 233.505 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 177.205 miles de euros), incluye el reconocimiento de ingresos relacionados con cr\u00e9ditos fiscales a la producci\u00f3n (PTC), cr\u00e9ditos fiscales a las inversiones (ITC) y otros beneficios fiscales, en su mayor\u00eda por amortizaciones fiscales aceleradas relacionadas con los proyectos Sol I, II y V, Blue Canyon I, Vento I a V, Vento IX a XVI, Vento XVIII y Vento XX a XXII (v\u00e9ase la nota 33). 09. Otros ingresos Otros ingresos se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Amortizaci\u00f3n de ingresos diferidos relacionados con contratos de adquisici\u00f3n de energ\u00eda 1.041 1.773 Compensaciones contractuales y de seguros 60.789 27.957 Beneficios por combinaciones de negocios y otros 578 7.831 Beneficios por enajenaciones 411.372 500.664 Otros ingresos 52.246 97.506 526.026 635.731 El importe de 7.831 miles de euros en el ep\u00edgrafe Beneficios de combinaciones de negocios en 2021 se refiere a la adquisici\u00f3n de la sociedad operativa SPV Parco E\u00f3lico Aria del Vento S.R.L. (v\u00e9anse las notas 6 y 42). A 31 de diciembre de 2022, el ep\u00edgrafe Beneficios por enajenaci\u00f3n incluye esencialmente: \u2022 Beneficio por importe de 51.795 miles de euros derivado de la venta de la totalidad de las participaci\u00f3nes en las sociedades polacas Winfan, Sp. z o.o., Lichnowy Windfarm, Sp. z o.o., Kowalewo Wind, Sp. z o.o., EWP European Wind Power Krasin, Sp. z o.o., Nowa Energia 1, Sp. z o.o. and Farma Wiatrowa Bogoria, Sp. z o.o. (v\u00e9ase la nota 6). \u2022 Beneficio por importe de 42.596 miles de euros derivado de la venta de la totalidad de las participaci\u00f3nes en las sociedades espa\u00f1olas E\u00f3lica La Janda, S.L. y Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L. (v\u00e9ase la nota 6). \u2022 Beneficio por importe de 168.568 miles de euros derivado de la venta de la totalidad de las participaci\u00f3nes en las sociedades italizanas WinCap, S.r.l. TACA Wind, S.r.l., San Mauro, S.r.l., Conza Energia, S.r.l., Lucus Power, S.r.l, Breva Wind, S.r.l. and Aria del Vento S.R.L. (v\u00e9ase la nota 6). \u2022 Beneficio por importe de 119.085 miles de euros derivados de la venta de la totalidad de las participaci\u00f3nes en las compa\u00f1\u00edas brasile\u00f1as Aventura Holding, S.A.. y sus subsidiarias (Central E\u00f3lica Aventura II, S.A., Central E\u00f3lica Aventura III, S.A., Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A., Central E\u00f3lica Aventura V, S.A.) y SRMN Holding, S.A. y sus subsidiarias ( Central E\u00f3lica SRMN I, S.A., Central E\u00f3lica SRMN II, S.A, Central E\u00f3lica SRMN III, S.A., Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A., Central E\u00f3lica SRMN V, S.A. (ve\u00e1se nota 6). \u2022 Beneficio por importe de 15.791 miles de euros derivados de la venta de la totalidad de la participaci\u00f3n en la compa\u00f1\u00eda norteamericana Meadow Lake Solar Park LLC (v\u00e9ase nota 6). \u2022 Ingreso por importe de 12.492 miles euros derivados del menor precio a pagar por el proyecto Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase nota 35). A 31 de diciembre de 2021, el ep\u00edgrafe Beneficios por enajenaci\u00f3n incluye esencialmente: \u2022 Beneficio por importe de 307.699 miles de euros derivado de la venta de la totalidad de la participaci\u00f3n en las sociedades portuguesas E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Beneficio por importe de 95.119 miles de euros resultante de la p\u00e9rdida de control en la sociedad 2019 Vento XX LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6). Este importe incluye 37.758 miles de euros relacionados con la ganancia atribuible a la valoraci\u00f3n a valor razonable de la inversi\u00f3n que se conserva en la sociedad por parte de EDPR. Adicionalmente debe considerarse un resultado por importe de 811 miles de euros relacionado con la venta posterior de una participaci\u00f3n adicional del 12% en la sociedad; \u2022 Beneficio de 62.995 miles de euros por la venta de la totalidad de la participaci\u00f3n en la sociedad norteamericana Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Beneficio de 34.825 miles de euros resultante de la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC y Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6). Este importe incluye 8.167 miles de euros relacionados con la ganancia atribuible a la valoraci\u00f3n a valor razonable de la inversi\u00f3n que se conserva en la sociedad por parte de EDPR. A 31 de diciembre de 2022, el ep\u00edgrafe otros ingresos incluye: \u2022 Beneficio por importe de 739 miles de euros derivados de cambios en el valor razonable del precio variable reconocido por la venta en 2018 a Sumitomo Corporaci\u00f3n y en 2020 a OW Offshore SL de las compa\u00f1\u00edas \u00c9oliennes en Mer Dieppe - Le Tr\u00e9port, SAS y \u00c9oliennes en Mer \u00celes d'Yeu et de Noirmoutier, SAS (v\u00e9ase la nota 24); \u2022 Beneficio por importe de 748 miles de euros derviados de cambios en el valor razonable del precio variable reconocido por la venta en 2020 de OW Offshore S.L. de Mayflower Wind Energy LLC. \u2022 Beneficio por importe de 8.678 miles de euros que se corresponde con el \u201csucess fee\u201d recibido por la venta de Moray West Holding en 2019 al Grupo OW. \u2022 Ajuste en el precio por importe de 12.428 miles de euros derivados de los acuerdos referidos a la transacci\u00f3n de venta del 49% de parte de la cartera de EDPR Portugal de compa\u00f1\u00edas de CTG en 2013. \u2022 Ajuste en el precio por importe de 5.633 miles de euros derivados de los acuerdos referidos a la transacci\u00f3n de venta del 49% de parte de la cartera de EDP Renewables Polska SP.Zo.o de compa\u00f1\u00edas de CTG en 2016. \u2022 Gesti\u00f3n y gastos refacturados a proyectos contabilizados bajo puesta en equivalencia por importe de 5.403 miles de euros. A 31 de diciembre de 2021, el ep\u00edgrafe de otros ingresos incluye: una ganancia de 9.705 miles de euros por variaci\u00f3n del valor razonable de los precios variables relacionados con la vent, a Sumitomo Corporation en 2018 y a OW Offshore SL en 2020, de las participaciones en las sociedades \u00c9oliennes en Mer Dieppe - Le Tr\u00e9port, SAS y \u00c9oliennes en Mer \u00celes d'Yeu et de Noirmoutier, SAS (v\u00e9ase la nota 22); y iii) una ganancia por importe de 29.950 miles de euros por variaci\u00f3n del valor razonable del precio va- riable relacionado con la venta de Mayflower Wind Energy LLC a OW Offshore S.L. en 2020. A 31 de diciembre de 2022 el ep\u00edgrafe compensaciones contractuales y de seguros aumentaron como consecuencia de retrasos en determinados proyectos en construcci\u00f3n en Norte Am\u00e9rica. 10. Suministros y servicios Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DEC 2022 31 DEC 2021 Arrendamientos y alquileres 38.472 28.823 Mantenimiento y reparaciones 225.819 186.278 TRABAJO ESPECIALIZADO: - Servicios de TI. honorarios legales y de asesoramiento 18.225 24.758 - Servicios compartidos 22.854 19.661 - Otros servicios 71.302 44.480 Otros suministros y servicios 62.302 31.674 438.974 335.674 La partida Arrendamientos y alquileres incluye principalmente los costes de los pagos de arrendamientos variables y los costes de alquiler de los arrendamientos a corto plazo. El ep\u00edgrafe Otros suministros y servicios aumenta a 31 de diciembre de 2022, principalmente, debido al incremento de los servicios de sistemas de informaci\u00f3n, estudios y otros gastos asociados a la fase inicial de desarrollo de los proyectos, as\u00ed como consecuencia de la integraci\u00f3n de las nuevas geograf\u00edas (v\u00e9ase la nota 6). 11. Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados La partida de Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 GASTOS POR RETRIBUCIONES A LOS EMPLEADOS Remuneraci\u00f3n del Consejo de Administraci\u00f3n (v\u00e9ase la nota 39) 838 729 Retribuciones 194.855 135.779 Cotizaciones sociales en las retribuciones 30.978 23.541 Retribuci\u00f3n variable de empleados 52.985 37.739 Otros costes 7.255 4.922 Capitalizaci\u00f3n de costes de personal (v\u00e9ase la nota 16) -72.666 -47.049 214.245 155.661 GASTOS POR PRESTACIONES A EMPLEADOS Gastos por planes de pensiones 8.985 6.523 Gastos por asistencia sanitaria y otras prestaciones 17.381 12.075 26.366 18.598 240.611 174.259 A 31 de diciembre de 2022, los gastos por planes de pensiones corresponden principalmente a planes de aportaciones definidas por un importe de 8.848 miles de euros (31 diciembre 2021: 6.430 miles de euros). El desglose del n\u00famero medio de empleados fijos durante 2022 y 2021 por categor\u00edas profesionales es el siguiente: 2022 2021 Dirigentes 350 267 Gestores 271 187 Especialistas 1.661 1.260 T\u00e9cnicos 450 254 2.732 1.968 El desglose de los empleados fijos a 31 de diciembre de 2022 y 2021 por g\u00e9nero es el siguiente: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERES Dirigentes 287 94 213 73 Gestores 209 105 153 58 Especialistas 1.155 709 896 497 T\u00e9cnicos 428 99 192 68 2.079 1.007 1.454 696 El incremento en el n\u00famero de empleados es principalmente consecuencia por la adquisici\u00f3n del grupo Sunseap en Asia y el grupo Kronos (v\u00e9ase nota 6). En las empresas espa\u00f1olas en las que existe la obligaci\u00f3n legal de contar con personas con discapacidad en la plantilla paracumplir con la LISMI debido al n\u00famero de empleados, EDPR ha optado por las medidas de excepcionalidad previstas en la Ley. La Sociedad puede cumplir con la cuota que legalmente le corresponde a trav\u00e9s de contratos de bienes o servicios con empresas que promueven la contrataci\u00f3n de personas con discapacidad y tambi\u00e9n a trav\u00e9s de donaciones. Las sociedades de EDPR sometidas a esta obligaci\u00f3n est\u00e1n cubiertas por las medidas de excepcionalidad desde marzo de 2021 hasta 2023. Para el resto de los pa\u00edses de EDPR, el enfoque es el mismo. En 2020, como parte de la estrategia global de EDPR, se cre\u00f3 un Comit\u00e9 de Diversidad e Igualdad con la participaci\u00f3n del Management Team, cuyo objetivo es integrar el compromiso con esta cuesti\u00f3n dentro de la empresa. Uno de los objetivos de este Comit\u00e9 se centra en el colectivo de personas con discapacidad como uno de los temas m\u00e1s importantes a desarrollar. 12. Otros gastos Otros gastos se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Impuestos 142.058 86.981 P\u00e9rdidas derivadas de activos fijos 19.895 10.656 Otros gastos y p\u00e9rdidas 75.816 67.384 237.769 165.021 A 31 de diciembre de 2022 el ep\u00edgrafe Impuestos, adem\u00e1s de otros impuestos directos e indirectos, incluye un importe de 54.362 miles de euros relativos a los ingresos adicionales obtenidos por la generaci\u00f3n de electricidad en Ruman\u00eda y resultantes de la diferencia entre el precio medio mensual por la venta de electricidad y el precio fijado por las autoridades rumanas (v\u00e9ase la nota 1). A 31 de diciembre de 2021, el ep\u00edgrafe Impuestos, adem\u00e1s de otros impuestos directos e indirectos, incluye un importe de 4.493 miles de euros, correspondiente a impuestos sobre generadores de energ\u00eda en Espa\u00f1a, que afecta a todos los parques e\u00f3licos operativos y asciende al 7% de los ingresos de cada parque e\u00f3lico. El motivo del significativo descenso es la publicaci\u00f3n del Real Decreto Ley 17/2021 por el que el Gobierno espa\u00f1ol anunci\u00f3 la suspensi\u00f3n temporal del impuesto sobre la energ\u00eda del 7%, en el tercer y cuarto trimestre de 2021 y 2022. Las p\u00e9rdidas en activos fijos a 31 de diciembre de 2022 y 2021 corresponden principalmente al abandono de proyectos en Europa y Norteam\u00e9rica. Otros gastos y p\u00e9rdidas incluye principalmente a 31 de diciembre de 2022 costes operativos asociados a compensaci\u00f3n y disponibilidad de los proyectos en curso (v\u00e9ase la nota 9). 13. Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INMOVILIZADO MATERIAL Edificios y otras construcciones 497 382 Planta y maquinaria 641.234 564.527 Otros 6.614 5.202 P\u00e9rdida por deterioro del valor 54.432 - 702.777 570.111 DERECHOS DE USO Activos en derecho de uso 44.067 34.807 INMOVILIZADO INTANGIBLE Propiedad industrial, otros derechos y otros intangibles 23.900 18.402 770.744 623.320 Deterioro del fondo de comercio - - - - Amortizaci\u00f3n de ingresos diferidos (subvenciones oficiales) -19.433 -16.031 751.311 607.289 La partida Derechos de uso incluye la amortizaci\u00f3n de los activos relacionados con la NIIF 16. La amortizaci\u00f3n de ingresos diferidos (subvenciones oficiales) corresponde a subvenciones de inmovilizado recibidas por el subgrupo EDPR NA de acuerdo con la Ley de Recuperaci\u00f3n y Reinversi\u00f3n Americana promovida por Estados Unidos, que se amortizan mediante el registro de ingresos en la cuenta de resultados a lo largo de la vida \u00fatil de los activos correspondientes (v\u00e9ase la nota 34). 14. Ingresos financieros y gastos financieros Ingresos financieros y gastos financieros se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 Instrumentos financieros derivados incluye liquidaciones de intereses de los instrumentos financieros derivados suscritos por EDPR y EDP - Energias de Portugal, S.A. (v\u00e9anse las notas 24, 35 y 37). El incremento del ep\u00edgrafe valor razonable se debe a la situaci\u00f3n ec\u00f3nomica actual descrita en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. El incremento en las diferencias positivas y negativas de cambio est\u00e1 relacionado con la financiaci\u00f3n en moneda extranjera, principalmente el d\u00f3lar estadounidense. De acuerdo con la correspondiente pol\u00edtica contable, la capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses) que han sido activados como inmovilizado material en curso a 31 diciembre de 2022 ascend\u00eda a 41.342 miles de euros (a 31 diciembre de 2021 ascend\u00eda a 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 16), los cuales est\u00e1n incluidos en la partida Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses financieros). Los tipos de inter\u00e9s utilizados para esta capitalizaci\u00f3n var\u00edan en funci\u00f3n de los pr\u00e9stamos relacionados. Los gastos por intereses hacen referencia a los intereses en pr\u00e9stamos que devengan intereses a tipos de mercado. Los gastos por actualizaci\u00f3n financiera hacen referencia b\u00e1sicamente a: (ii) el retorno impl\u00edcito en las asociaciones con inversores institucionales en los Norteam\u00e9rica por valor de 96.955 miles de euros (31 diciembre de 2021: 79.023 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 33); (ii) actualizaci\u00f3n financiera de los pasivos por arrendamiento financiero relacionados con la NIIF 16 por un importe de 33.612 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 28.852 miles de euros) (v\u00e9ase nota 35); y (iii) actualizaci\u00f3n financiera de provisiones para desmantelamiento y retirada de parques e\u00f3licos y solares por importe de 5.729 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 3.106 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 32). 15. Gasto por impuesto sobre sociedades y contribuci\u00f3n extraordinaria al sector energ\u00e9tico (CESE) La siguiente nota incluye el an\u00e1lisis sobre la conciliaci\u00f3n entre el tipo impositivo te\u00f3rico del impuesto de sociedades y el tipo impositivo efectivo aplicable a nivel Grupo EDPR, sobre una base consolidada. En t\u00e9rminos generales, el an\u00e1lisis sobre la conciliaci\u00f3n entre el tipo impositivo te\u00f3rico del impuesto de sociedades y el tipo efectivo tiene por objeto cuantificar el impacto del impuesto de sociedades, reconocido en el estado de resultados, que incluye tanto el impuesto corriente como el diferido. La nota tambi\u00e9n incluye un an\u00e1lisis sobre la contribuci\u00f3n extraordinaria al sector energ\u00e9tico (CESE). Dado que el Grupo EDPR prepara y divulga sus estados financieros de conformidad con las NIIF, no es obligatorio alinear la contabilidad del gasto o ingreso por impuesto sobre sociedades al flujo de efectivo correspondiente. Por consiguiente, este an\u00e1lisis no representa el impuesto de sociedades pagado o recibido por el Grupo EDPR en el ejercicio correspondiente. A pesar de lo anterior, el impuesto de sociedades pagado por el Grupo EDPR pa\u00eds por pa\u00eds se publica en el Informe Anual, que est\u00e1 disponible en la p\u00e1gina web de EDPR (www.edpr.com). Esta p\u00e1gina web tambi\u00e9n incluye informaci\u00f3n sobre los principios generales relacionados con la pol\u00edtica fiscal del Grupo EDPR y la contribuci\u00f3n fiscal general a las finanzas p\u00fablicas en 2022. Caracter\u00edsticas principales de los sistemas fiscales de los pa\u00edses donde opera el Grupo EDP Renov\u00e1veis Los tipos impositivos del impuesto sobre sociedades aplicables en los pa\u00edses donde opera el Grupo EDP Renov\u00e1veis son los siguientes: PA\u00cdS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 EUROPA B\u00e9lgica 25% 25% Francia 25% 26,5-27,5% Alemania 15% - 30% 15% - 30% Grecia 22% 24% Hungr\u00eda 9% 9% Italia 24% - 28,8% 24% - 28,8% Pa\u00edses Bajos 15% - 25,8% 15% - 25,8% Polonia 19% 19% Portugal 22,5% - 31,5% 21% - 31,5% Ruman\u00eda 16% 16% Espa\u00f1a 25% 25% Reino Unido 19% 19% AM\u00c9RICA Brasil 34% 34% Canad\u00e1 26,5% 26,5% Chile 27% 27% Colombia 35% 31% M\u00e9xico 30% 30% Estados Unidos 24,91% 24,91% APAC Australia 30% 30% Camboya 20% 20% China 25% 25% EDP Renov\u00e1veis S.A. y sus sociedades dependientes presentan declaraciones fiscales individuales con arreglo a la legislaci\u00f3n tributaria aplicable. Sin embargo, la sociedad y la mayor\u00eda de sus filiales domiciliadas en Espa\u00f1a tributan conforme al r\u00e9gimen de consolidaci\u00f3n fiscal previsto en la legislaci\u00f3n espa\u00f1ola. EDP - Energias de Portugal, S.A. - Sucursal en Espa\u00f1a es la sociedad dominante de este Grupo, que incluye a otras sociedades dependientes que no operan en el sector de energ\u00edas renovables. Seg\u00fan la legislaci\u00f3n fiscal aplicable, los ejercicios fiscales est\u00e1n abiertos a inspecci\u00f3n por las diversas autoridades tributarias durante un n\u00famero limitado de a\u00f1os. El periodo de prescripci\u00f3n var\u00eda seg\u00fan los pa\u00edses del siguiente modo: Vietnam: 2 a\u00f1os; Estados Unidos, Chile, B\u00e9lgica, Camboya, Canad\u00e1, China, Filipinas, y Francia: 3 a\u00f1os; Australia, Alemania, Espa\u00f1a, Reino Unido, Singapur y Portugal: 4 a\u00f1os; Brasil, Colombia, Grecia, Hungr\u00eda, Indonesia, Italia, Jap\u00f3n, Corea del Sur, Malasia, Pa\u00edses bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Taiw\u00e1n, Tailandia y M\u00e9xico: 5 a\u00f1os; No obstante, es importante se\u00f1alar que, en el caso de Portugal, si se utilizan los cr\u00e9ditos/p\u00e9rdidas fiscales de ejercicios anteriores, el plazo de prescripci\u00f3n se extiende a los a\u00f1os en que se generaron dichos cr\u00e9ditos/p\u00e9rdidas fiscales. En Espa\u00f1a y Francia, las p\u00e9rdidas fiscales pueden estar sujetas a inspecci\u00f3n por parte de las autoridades tributarias hasta 10 a\u00f1os despu\u00e9s de su generaci\u00f3n; una vez transcurrido este plazo, los contribuyentes deben acreditar el origen de las p\u00e9rdidas fiscales que se quieran utilizar. En los Pa\u00edses Bajos, el plazo de prescripci\u00f3n se ampl\u00eda a 12 a\u00f1os para las rentas de no residentes. En casos de fraude, numerosas jurisdicciones fiscales ampl\u00edan su plazo de prescripci\u00f3n. Las p\u00e9rdidas fiscales sufridas en cada ejercicio est\u00e1n tambi\u00e9n sujetas a la revisi\u00f3n y evaluaci\u00f3n por parte de las autoridades tributarias. En virtud de la legislaci\u00f3n vigente, pueden utilizarse p\u00e9rdidas para compensar bases imponibles positivas anuales incurridas en los periodos siguientes, de la siguiente manera: 3 a\u00f1os en Filipinas; 5 a\u00f1os en Portugal, Camboya, China, Grecia, Hungr\u00eda, Indonesia, Vietnam, Tailandia y Polonia, 7 a\u00f1os en Ruman\u00eda, 10 a\u00f1os en Malasia, M\u00e9xico, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n; 12 a\u00f1os en Colombia, 15 a\u00f1os en Corea del Sur; 20 a\u00f1os en Canad\u00e1; e indefinidamente en Australia, Estados Unidos, Espa\u00f1a, Chile, Francia, Italia, B\u00e9lgica, Brasil, Singapur, Pa\u00edses Bajos y Reino Unido. No obstante, es importante se\u00f1alar que. En algunas zonas geogr\u00e1ficas, las p\u00e9rdidas fiscales generadas en a\u00f1os anteriores podr\u00edan estar sujetas al plazo de prescripci\u00f3n aplicable en el momento en que se generaron (por ejemplo, Portugal y Estados Unidos). Adem\u00e1s, en Francia, las p\u00e9rdidas fiscales de un a\u00f1o determinado pueden compensarse con la base imponible determinada en el ejercicio fiscal anterior, y en Canad\u00e1 en los tres ejercicios anteriores; en Alemania los 2 ejercicios anteriores; y en Singapur, Francia, Pa\u00edses Bajos, Reino Unido, Vietnam y Australia el ejercicio anterior. No obstante, la deducci\u00f3n de las p\u00e9rdidas fiscales en Australia, Alemania, Estado Unidos, Portugal, Colombia, Chile, Corea del Sur, Espa\u00f1a, Grecia, Hungr\u00eda, Pa\u00edses Bajos, Brasil, Francia, Italia, Reino Unido, Jap\u00f3n y Polonia est\u00e1 limitada a un porcentaje de la base imponible positiva de cada periodo, o sujeta a otras limitaciones. Las empresas del Grupo EDP Renov\u00e1veis pueden, de conformidad con la ley, beneficiarse de determinados beneficios o incentivos fiscales en condiciones espec\u00edficas. El m\u00e1s relevante de ellos es el Cr\u00e9dito Fiscal a la Producci\u00f3n (\u201cPTC\" por sus siglas en ingles) en los Estados Unidos, que es la forma dominante de remuneraci\u00f3n e\u00f3lica en ese pa\u00eds y representa una fuente adicional de ingresos por unidad de electricidad durante los primeros 10 a\u00f1os de vida del activo. Los parques e\u00f3licos que cumplen los requisitos para la aplicaci\u00f3n del PTC antes del 1 de enero de 2017, se benefician del 100% del cr\u00e9dito. (28 d\u00f3lares/MWh en 2018, 25 d\u00f3lares/MWh en 2019, 2020 y 2021, y 26 d\u00f3lares/MWh en 2022 - ajust\u00e1ndose a la inflaci\u00f3n en los a\u00f1os siguientes). El importe del PTC se reduce en un 20% para los parques e\u00f3licos que califiquen en 2017, 40% en 2018 y 60% en 2019. La legislaci\u00f3n adicional de 2020 y 2021 ampli\u00f3 el r\u00e9gimen mencionado a las instalaciones e\u00f3licas, con inicio de construcci\u00f3n en 2020 o 2021, atribuyendo el 60% del importe del cr\u00e9dito fiscal. Adem\u00e1s, las empresas del Grupo EDPR se benefician del Cr\u00e9dito Fiscal a la Inversi\u00f3n, que se concede a los proyectos solares en base a sus gastos de capital (capex). El importe de este cr\u00e9dito asciende al 26% para los proyectos que comiencen a construirse antes de 2022 y al 22% para los proyectos que comiencen a construirse en 2023, siempre que estos proyectos entren en servicio antes de 2025. Indonesia 22% 22% Jap\u00f3n 30% 30% Corea del Sur 11% - 27,5% 10%-25% Malasia 24% - 33% 24% Filipinas 20% - 25% 20% - 25% Singapur 17% 17% Taiw\u00e1n 0% - 20% 0% - 20% Tailandia 20% 20% Vietnam 20% 20% La legislaci\u00f3n sobre precios de transferencia es debidamente cumplida por el Grupo EDP Renov\u00e1veis. Su pol\u00edtica sigue las normas, directrices y mejores pr\u00e1cticas internacionales aplicables en todas las geograf\u00edas en las que opera el Grupo, en el debido cumplimiento del esp\u00edritu y la letra de la Ley. Durante 2022, el Grupo EDPR tuvo varias inspecciones fiscales en relaci\u00f3n a diferentes temas. En mayo, se notific\u00f3 el inicio de una auditoria fiscal general al consolidado fiscal encabezado por EDP \u2013 Energ\u00edas de Portugal, S.A. \u2013 Sucursal en Espa\u00f1a, cuyo alcance cubr\u00eda el periodo entre 2017 y 2019. Esta auditor\u00eda fiscal se encuentra en un estado bastante preliminar. Adicionalmente, la auditor\u00eda fiscal de car\u00e1cter general que se est\u00e1 llevando a cabo en Ruman\u00eda, a la compa\u00f1\u00eda Cernavoda Power, S.A., concluy\u00f3 y actualmente se encuentra en una fase de litigaci\u00f3n. EDPR no esperan que surjan pasivos adicionales adem\u00e1s de la ya incluida en las cuentas individuales de dicha sociedad a 31 de diciembre de 2022. Cambios en la legislaci\u00f3n fiscal relevantes para el Grupo EDP Renov\u00e1veis en 2022 Desde 2022, los tipos legales del impuesto sobre sociedades aplicables en las siguientes zonas geogr\u00e1ficas relevantes se han modificado de la siguiente manera: \u2022 En Colombia, aun cuando el tipo del impuesto sobre sociedades estuvo sujeto a una reducci\u00f3n del 32% al 31% en 2021, se volver\u00e1 a elevar a partir de 2022 del 31% al 35%; \u2022 En Francia, la Ley de Finanzas 2018 votada el 30 de diciembre de 2017 (LOI n\u00ba 2017-1837 du 30 d\u00e9cembre 2017 de finances pour 2018) aprob\u00f3 una reducci\u00f3n progresiva del tipo general del impuesto sobre sociedades hasta el 25% para 2022. Impuesto sobre las ganancias extraordinarias (Windfall tax) Tal y como se describe en la nota 1, el Reglamento 2022/1854 del Consejo de la Uni\u00f3n Europea de 6 de octubre de 2022 (el \"Reglamento\") es consecuencia de la intervenci\u00f3n global de emergencia de la Uni\u00f3n Europea destinada a hacer frente a los elevados precios de la energ\u00eda. Mientras que EDPR es plenamente consciente que la situaci\u00f3n de emergencia requiere medidas extraordinarias, el Grupo tambi\u00e9n considera que (i) el principio de no gravar beneficios extraordinarios no realizados debe siempre prevalecer y (ii) la compatibilidad con las estrategias de gesti\u00f3n de riesgo existentes y leg\u00edtimamente implementadas debe ser garantizada. Estos requerimientos son necesarios para evitar generar perjuicios a los productores que realmente no se ven beneficiados por los altos precios de la electricidad existentes en la actualidad, por haber protegido mediante instrumentos derivados, a nivel individual o de grupo, sus ingresos frente a las fluctuaciones en el mercado mayorista de electricidad. Estos derivados financieros siguen la estrategia de bajo riesgo establecida por el Grupo para garantizar ingresos futuros y eliminar la volatilidad de los precios de la energ\u00eda de los ingresos del Grupo. EDPR emprender\u00e1 todas las acciones legales a su alcance para impugnar estas medidas. Provisi\u00f3n por impuesto sobre sociedades Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Impuesto corriente -233.540 -46.903 Impuesto diferido 91.315 -42.922 Gasto por impuesto sobre sociedades -142.225 -89.825 El tipo impositivo efectivo del impuesto sobre sociedades a 31 de diciembre de 2022 y de 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Beneficio/(P\u00e9rdida) antes de impuestos 962.402 902.591 Gasto por impuesto sobre sociedades -142.225 -89.825 Tipo impositivo efectivo del impuesto sobre sociedades 14,78% 9,95% La diferencia entre el gasto/(ingreso) por impuesto sobre sociedades te\u00f3rico y efectivo se debe a la aplicaci\u00f3n de las disposiciones legislativas en el c\u00e1lculo de la base imponible, tal y como se ilustra a continuaci\u00f3n. La conciliaci\u00f3n entre los tipos impositivos nominal y efectivo del impuesto sobre sociedades del Grupo durante los ejercicios anuales terminados el 31 de diciembre de 2022 y de 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DEC 2022 31 DEC 2021 Beneficio/(P\u00e9rdida) antes de impuestos 962.402 902.591 Tipo impositivo nominal del impuesto sobre sociedades (*) 25,00% 25,00% Gasto te\u00f3rico por impuesto sobre sociedades -240.601 -22.648 Revalorizaciones fiscales, amortizaciones y provisiones -15.098 1.998 P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales 8.576 35.554 Inversiones financieras en asociadas 21.851 -26 Diferencias temporarias contables/fiscales con respecto al reconocimiento/baja de activos 76.986 63.852 Impuesto sobre las ganancias extraordinarias (Windfall tax) -35.732 - Efecto de los tipos impositivos en jurisdicciones extranjeras y cambios en impuestos sobre sociedades -7.823 14.656 Diferencias imponibles atribuibles a participaciones no dominantes (EE.UU.) 17.926 15.852 Otros 31.690 3.937 Gasto/(ingreso) por impuesto sobre sociedades efectivo, seg\u00fan la cuenta de resultados consolidada -142.225 -89.825 (*) Tipo impositivo del impuesto sobre sociedades aplicable en Espa\u00f1a Las principales partidas son las siguientes: \u2022 El ep\u00edgrafe P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales refleja principalmente el efecto de los cr\u00e9ditos fiscales a la producci\u00f3n en EDPR Norteam\u00e9rica y el efecto de las p\u00e9rdidas fiscales en distintas geograf\u00edas; \u2022 El ep\u00edgrafe Impuesto sobre las ganancias extraordinarias (Windfall tax) incluye el efecto en las sociedades italianas y polacas en 2022, puesto que este impuesto no es deducible a efectos de impuesto sobre sociedades; \u2022 El ep\u00edgrafe diferencias temporarias contables/fiscales con respecto al reconocimiento/baja de activos se refiere a las variaciones del per\u00edmetro del Grupo no sujetas al impuesto sobre sociedades; \u2022 El ep\u00edgrafe Diferencias imponibles atribuibles a las participaciones no dominantes (EE.UU.) incluye esencialmente el efecto inherente a la atribuci\u00f3n de ingresos imponibles a las participaciones no dominantes en el subgrupo EDPR NA, tal como determina la legislaci\u00f3n fiscal de ese pa\u00eds; \u2022 El ep\u00edgrafe Otros hace, principalmente, referencia al ajuste por la inflaci\u00f3n y el tipo de cambio en M\u00e9xico. Contribuci\u00f3n extraordinaria al sector energ\u00e9tico (CESE) La Ley 83-C / 2013, del Presupuesto Estatal 2014 (\"Lei do Or\u00e7amento de Estado 2014\"), aprobada por el Gobierno portugu\u00e9s el 31 de diciembre de 2013, introdujo una contribuci\u00f3n extraordinaria aplicable al sector energ\u00e9tico (CESE), con el objetivo de financiar mecanismos que promuevan la sostenibilidad sist\u00e9mica del sector energ\u00e9tico, mediante el establecimiento de un fondo que tenga como objetivo contribuir a la reducci\u00f3n de la deuda arancelaria y financiar las pol\u00edticas sociales y ambientales en el sector energ\u00e9tico. Esta contribuci\u00f3n se centra generalmente en los operadores econ\u00f3micos que desarrollan las siguientes actividades: (i) generaci\u00f3n, transporte o distribuci\u00f3n de electricidad; (ii) transporte, distribuci\u00f3n, almacenamiento o suministro mayorista de gas natural; y (iii) refinado, tratamiento, almacenamiento, transporte, distribuci\u00f3n y suministro al por mayor de petr\u00f3leo crudo y productos derivados del petr\u00f3leo. La contribuci\u00f3n CESE se calcula en funci\u00f3n de los activos netos de las empresas al 1 de enero, que cumplen, de forma acumulada con: (i) inmovilizado material; (ii) activos intangibles, excepto elementos de propiedad industrial; y (iii) activos financieros asignados a concesiones o actividades con licencia. En el caso de actividades reguladas, el CESE se centra en el valor de los activos regulados si es mayor que el valor de esos activos. A 31 de diciembre de 2022, el Grupo EDPR registr\u00f3 en el ep\u00edgrafe Pasivos por impuesto corriente un valor por esta contribuci\u00f3n de 3.075 miles de euros. 16. Inmovilizado material Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 COSTE Terrenos y recursos naturales 50.481 31.491 Edificios y otras construcciones 30.925 20.646 Planta y maquinaria - Generaci\u00f3n basada en fuentes renovables 19.969.929 18.265.839 - Otras plantas y maquinaria 9.992 10.467 Otros 87.417 76.909 Activos en construcci\u00f3n 4.870.215 2.420.599 25.018.959 20.825.951 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Gasto por amortizaci\u00f3n -648.345 -570.111 Amortizaci\u00f3n acumulada en ejercicios anteriores -6.280.429 -5.546.034 P\u00e9rdidas por deterioro de valor -54.432 - P\u00e9rdidas por deterioro del valor de ejercicios anteriores -144.899 -147.506 -7.128.105 -6.263.651 Valor neto contable 17.890.854 14.562.300 El movimiento en la partida de inmovilizado material durante 2022 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONE S PER\u00cdMETRO/ OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 31.491 18.295 -113 - 942 -134 50.481 Edificios y otras construcciones 20.646 328 -135 3.814 1.007 5.265 30.925 Planta y maquinaria 18.276.306 63.589 -25.517 760.334 719.984 185.225 19.979.921 Otros 76.909 6.425 -1.464 2.514 2.378 655 87.417 Activos en construcci\u00f3n 2.420.599 3.340.158 -14.245 -765.880 -10.081 -100.336 4.870.215 20.825.951 3.428.795 -41.474 782 714.230 90.675 25.018.959 SALDO A 01 ENE DOTACI\u00d3N EJERCICIO P\u00c9RDIDAS/ REVERSI\u00d3N DETERIORO DE VALOR VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO/ OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Edificios y otras construcciones 13.056 496 - -23 1.109 - 14.638 Planta y maquinaria 6.126.449 641.235 344 -24.900 209.311 -19.925 6.932.51 4 Activos en construcci\u00f3n 73.131 - 54.088 - -7.851 3.619 122.987 Otros 51.015 6.614 - -1.121 1.731 -273 57.966 6.263.651 648.345 54.432 -26.044 204.303 -16.579 7.128.105 Planta y maquinarias incluye el coste de los parques e\u00f3licos y las plantas de energ\u00eda solar en funcionamiento. Las altas incluyen la inversi\u00f3n en parques e\u00f3licos y plantas solares en desarrollo y construcci\u00f3n principalmente Estado Unidos, Colombia, Brasil, Polonia, Italia, Canad\u00e1, Espa\u00f1a, Portugal, M\u00e9xico, Singapur, Grecia, Taiw\u00e1n, Francia, China, Vietnam, Chile y Hungr\u00eda. En este ep\u00edgrafe se incluye tambi\u00e9n la imputaci\u00f3n del coste de adquisici\u00f3n de determinadas sociedades debido a la naturaleza de las operaciones, al tipo de activos y al estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos adquiridos (v\u00e9ase nota 6). Las m\u00e1s significativas, incluyendo las altas desde su adquisici\u00f3n, son: \u2022 Las sociedades polacas Farma Fotowoltaiczna Radziej\u00f3w, Sp. z o.o., Farma Fotowoltaiczna Ujazd, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Warta, Sp. Z o.o., Farma Fotowoltaiczna Wielkopolska, Sp. Z o.o., Farma Fotowoltaiczna Budzyn, Sp. Z o.o., Farma Fotowoltaiczna Dobrzyca, Sp. Z o.o. y Farma Fotowoltaiczna Tomasz\u00f3w, Sp. Z o.o. por un importe total de 40.335 miles de euros; \u2022 La sociedad colombiana Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P. por un importe total de 8.036 miles de euros; \u2022 Las sociedades h\u00fangaras Szabadsolar, Kft., Sunglare Capture, Kft., Sunglare Expert, Kft. y Napenergia, Kft. por un importe total de 6.726 miles de euros; \u2022 La sociedad griega Aeolos Evias Energiaki, M.A.E. por un importe total de 20.128 miles de euros. \u2022 Las sociedades espa\u00f1olas Rocio Hive, S.L., Palma Hive, S.L. y Pedregal Hive, S.L. por un importe total de 19.274 miles de euros; \u2022 Las sociedades italianas Solar Italy I, S.r.l., Solar Italy II, S.r.l. y Solar Italy IV, S.r.l. por un importe total de 41.463 miles de euros; \u2022 Las sociedades norteamericanas de generaci\u00f3n solar distribuida por un importe total de 33.498 miles de euros; \u2022 Las sociedades brasile\u00f1as por un importe total de 38.204 miles de euros; \u2022 Las sociedades asi\u00e1ticas de generaci\u00f3n solar distribuida por un importe total de 19.148 miles de euros. Cambios en el per\u00edmetro / otros tambi\u00e9n incluye el cambio en las provisiones por desmantelamiento en relaci\u00f3n a la actualizaci\u00f3n de la hip\u00f3tesis a 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase nota 32). Los traspasos de activos en construcci\u00f3n a activos operativos hacen referencia a parques e\u00f3licos y plantas solares que entran en funcionamiento en Estados Unidos, Italia, Brasil, Espa\u00f1a, Francia, M\u00e9xico, Singapur, Taiw\u00e1n y Canad\u00e1. Las bajas se refieren principalmente al abandono de proyectos en Estados Unidos y en Europa. Este importe est\u00e1 registrado bajo el ep\u00edgrafe P\u00e9rdidas derivadas de activos fijos en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 12). Las diferencias de cambio proceden principalmente de la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense, peso mexicano, d\u00f3lar canadiense, peso colombiano, d\u00f3lar singapurense, el esloti polaco y el real brasile\u00f1o. El ep\u00edgrafe Cambios en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente: \u2022 Incremento por importe de 520.521 miles de euros relacionado con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida (DG) en Singapur, Sunseap (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe de 198.241 miles de euros relacionado con la adquisici\u00f3n de cierto negocio de generaci\u00f3n solar en Vietnam (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe de 97.330 miles de euros relacionado a la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida (DG) en Norte Am\u00e9rica (v\u00e9ase nota 6 y 42); ncremento por importe de 4.871 miles de euros relacionado con la adquisici\u00f3n de Kronos Solar (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n neta por importe de 222.919 miles de euros por la venta de las compa\u00f1\u00edas WinCap, S.r.l., TACA Wind, S.r.l., San Mauro, S.r.l., Conza Energia, S.r.l., Lucus Power, S.r.l., Breva Wind, S.r.l. y Aria del Vento en Italia (v\u00e9ase nota 6 y 9); \u2022 Disminuci\u00f3n neta por importe de 210.044 miles de euros por la venta de las compa\u00f1\u00edas Central E\u00f3lica Aventura II, S.A., Central E\u00f3lica Aventura III, S.A., Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A., Central E\u00f3lica Aventura V, S.A., Central E\u00f3lica SRMN I, S.A., Central E\u00f3lica SRMN II, S.A., Central E\u00f3lica SRMN III, S.A., Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A. y Central E\u00f3lica SRMN V, S.A. en Brasil (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 182.766 miles de euros por la venta de las compa\u00f1\u00edas Meadow Lake Solar Park LLC y RSBF E47 I LLC en Estados Unidos (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 9.152 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n a activos no corrientes mantenidos para la venta de ciertos negocios en Europa (v\u00e9ase nota 27); \u2022 Incremento por importe de 9.841 miles de euros relativos a los costes de desmantelamiento de proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022; \u2022 Actualizaci\u00f3n del coste por desmantelamiento de acuerdo a un an\u00e1lisis en profundidad llevado a cabo por el equipo t\u00e9cnico de EDPR con un impacto neto de disminuci\u00f3n por importe de 84.613 miles de euros. La Sociedad ha suscrito un programa global de seguros para cubrir los riesgos relativos al inmovilizado material. La cobertura proporcionada por estas p\u00f3lizas se considera suficiente. Los pr\u00e9stamos con entidades de cr\u00e9dito formalizados como \"Project Finance\" est\u00e1n garantizados por las acciones de los correspondientes parques e\u00f3licos y, en \u00faltima instancia, por el inmovilizado del parque al que se refiere la financiaci\u00f3n (v\u00e9ase nota 31). Adicionalmente, la construcci\u00f3n de determinados activos ha sido parcialmente financiada por subvenciones recibidas de distintas instituciones gubernamentales. El ep\u00edgrafe p\u00e9rdidas/reversi\u00f3n por deterioro de valor incluye a 31 de diciembre de 2022 se refiere a determinados proyectos en Colombia como consecuencia del an\u00e1lisis de recuperabilidad (v\u00e9ase nota 19). El movimiento en la partida Inmovilizado material durante 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCI AS DE CAMBIO VARIACIONE S PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 29.585 2.354 -57 - 1.065 -1.456 31.491 Edificios y otras construcciones 19.276 260 - - 1.077 33 20.646 Planta y maquinaria 16.457.307 307.489 -35.006 2.091.321 849.849 -1.394.654 18.276.306 Otros 67.562 5.499 -1.350 2.925 2.788 -515 76.909 Activos en construcci\u00f3n 2.571.806 2.243.963 -19.403 -2.090.120 115.633 -401.280 2.420.599 19.145.536 2.559.565 -55.816 4.126 970.412 -1.797.872 20.825.951 SALDO A 01 ENE DOTACI\u00d3N EJERCICIO P\u00c9RDIDAS / REVERSI\u00d3N DETERIORO DE VALOR VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACION ES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Edificios y otras construcciones 11.736 382 - - 938 - 13.056 Planta y maquinaria 5.523.972 564.527 - -24.879 253.583 -190.754 6.126.449 Activos en construcci\u00f3n 72.981 - - - 150 - 73.131 Otros 45.129 5.202 - -1.322 2.135 -129 51.015 5.653.818 570.111 - -26.201 256.806 -190.883 6.263.651 Planta y maquinaria incluye el coste de los parques solares y plantas solares en operaci\u00f3n. Las altas incluyen la inversi\u00f3n en parques e\u00f3licos y plantas solares en desarrollo y construcci\u00f3n principalmente en Estados Unidos, Polonia, Brasil, Espa\u00f1a, Italia, Portugal, M\u00e9xico, Francia, Canad\u00e1, Colombia y Grecia. En este ep\u00edgrafe se incluye tambi\u00e9n a imputaci\u00f3n del coste de adquisici\u00f3n de determinadas sociedades debido a la naturaleza de las operaciones, al tipo de activos y al estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos adquiridos (v\u00e9ase la nota 6 y 2B). Las m\u00e1s significativas, incluyendo las altas desde su adquisici\u00f3n, son: \u2022 Las sociedades griegas Aioliki Oitis Energiaki Single-Member LLC, Kadmeios Anemos Energiaki, A.E. y Voiotikos Anemos Anonimi Energiaki Etaireia Wind Shape, Ltd. por un importe total de 16.700 miles de euros; \u2022 La sociedad italiana C & C Tre Energy S.r.l. por un importe de 10.203 miles de euros; \u2022 Las sociedades rumanas Energopark, S.R.L., International Solar Energy, S.R.L., Solar Phoenix, S.R.L. y Beta Wind, S.R.L. por un importe total de 19.548 miles de euros; \u2022 Las sociedades polacas Elektrownia Kamienica, Sp. z o.o., Neo Solar Chotk\u00f3w, Sp. z o.o., Neo Solar Przykona II, Sp. z o.o., Farma Fotowoltaiczna Koden, Sp. z o.o. y WF Energy III, Sp. z o.o. por un importe total de 22.919 miles de euros; \u2022 Las sociedades chilenas Los Llanos Solar, SpA, Parque E\u00f3lico San Andr\u00e9s, SpA, Parque E\u00f3lico Victoria, SpA. y Parque E\u00f3lico Punta de Talca, SpA por un importe total de 4.305 miles de euros; \u2022 La sociedad h\u00fangara Ny\u00edrs\u00e9g Watt, Kft. por importe de 2.467 miles de euros. Los traspasos de activos en construcci\u00f3n a activos operativos hacen referencia, principalmente, a parques e\u00f3licos y plantas de energ\u00eda solar que entraron en funcionamiento en Estados Unidos, Canad\u00e1, Portugal, M\u00e9xico, Italia, Francia, Polonia, Brasil, Espa\u00f1a y Grecia. Las bajas hacen referencia principalmente a proyectos abandonados en Europa. Las diferencias de cambio son generadas principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense, peso mexicano y d\u00f3lar canadiense. El ep\u00edgrafe Cambios en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente: \u2022 Aumento por importe de 134.949 miles de euros relacionado con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida (DG) en EDPR North America. El efecto del ajuste del valor razonable de los activos, por importe de 447 miles de euros, se ha incluido en el ep\u00edgrafe de Altas (v\u00e9anse las notas 6 y 42); \u2022 Aumento por importe de 21.651 miles de euros por la adquisici\u00f3n de la sociedad operativa italiana Parco Eolico Aria Del Vento S.R.L. El efecto del ajuste del valor razonable de los activos, por importe de 13.993 miles de euros, se ha incluido en el ep\u00edgrafe de Altas (v\u00e9anse las notas 6 y 42); \u2022 Aumento por importe de 19.724 miles de euros por la adquisici\u00f3n de la empresa operativa vietnamita Trung Son Energy Development LLC y las empresas de Singapur Trina Solar Investment First Pte. Ltd. y LYS Energy Investment Pte. Ltd.. El efecto del ajuste del valor razonable de los activos, por importe de 5.631 miles de euros, se ha incluido en el ep\u00edgrafe de Altas (v\u00e9anse las notas 6 y 42); \u2022 Aumento por importe de 7.564 miles de euros por la adquisici\u00f3n de las empresas brit\u00e1nicas Vento Ludens Ltd y la empresa operativa Muirake Wind Park Ltd. El efecto del ajuste del valor razonable de los activos, por un importe de \u2022 13.201 miles de euros, se ha incluido en el ep\u00edgrafe de Altas (v\u00e9anse las notas 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 558.047 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con la consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 372.381 miles de euros debido a la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 350.901 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 268.864 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 221.082 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6). La partida de Activos en construcci\u00f3n a 31 de diciembre de 2022 y 2021 se analiza de la siguiente manera: THOUSAND EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 EDPR NA 2.589.575 1.079.633 EDPR EU 1.074.177 825.986 EDPR LATAM 1.098.164 509.951 EDPR APAC 108.299 5.029 4.870.215 2.420.599 Los Activos en construcci\u00f3n a 31 de diciembre de 2022 refieren principalmente a parques e\u00f3licos y plantas solar en construcci\u00f3n y desarrollo en Estados Unidos, Polonia, Brasil, Colombia, Sureste asi\u00e1tico, Espa\u00f1a, Italia, M\u00e9xico, Francia, Canad\u00e1, Grecia, Hungr\u00eda y Portugal. Los intereses financieros capitalizados ascienden a 41.342 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (31 de diciembre de 2021: 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 14). Los Gastos por retribuciones a los empleados capitalizados ascienden a 72.666 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (31 de diciembre de 2021: 47.049 miles de euros) (v\u00e9ase nota 11). El Grupo EDP Renov\u00e1veis tiene obligaciones de compra que se indican en la nota 38 \u201cCompromisos\u201d. 17. Derechos de uso Esta partida se analiza de la siguiente mantera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 COSTE Terrenos y recursos naturales 1.070.178 721.642 Edificios y otras construcciones 51.490 35.720 Planta y maquinaria - 119 Otros 6.743 5.568 1.128.411 763.049 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Gasto por amortizaci\u00f3n -44.067 -34.807 Amortizaci\u00f3n acumulada -96.042 -59.454 -140.109 -94.261 Valor neto contable 988.302 668.788 Los movimientos en los Derechos de uso, para el Grupo, para el per\u00edodo finalizado el 31 de diciembre de 2022, son los siguientes: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 721.642 316.735 -1.613 3.221 28.222 -1.971 1.070.178 Edificios y otras construcciones 35.720 15.015 - -3.193 1.108 2.840 51.490 Planta y maquinaria 119 - - -119 - - - Otros 5.568 1.508 -288 -74 32 -3 6.743 763.049 333.258 -1.901 -165 29.362 4.808 1.128.411 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Terrenos y recursos naturales 75.789 35.523 -795 325 2.554 -125 113.271 Edificios y otras construcciones 15.168 7.451 - 407 391 -13 22.590 Planta y maquinaria 10 4 - -14 - - - Otros 3.294 1.089 -116 -24 8 -3 4.248 94.261 44.067 -911 -120 2.953 -141 140.109 Los aumentos de costes proceden de nuevos contratos de arrendamiento situados principalmente en Estados Unidos, Espa\u00f1a, Canad\u00e1 y Polonia. Las diferencias de cambio se generan principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense. El ep\u00edgrafe Variaciones en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente: \u2022 Incremento por importe de 39.000 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 9.705 miles de euros por las ventas de ciertas sociedades en Europa; \u2022 Disminuci\u00f3n en 24.346 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Norteam\u00e9rica. Los movimientos en los Derechos de uso, para el Grupo, para el per\u00edodo finalizado el 31 de diciembre de 2021, son los siguientes: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 699.214 136.690 -210 43.557 -157.609 721.642 Edificios y otras construcciones 30.246 4.285 -46 1.275 -40 35.720 Planta y maquinaria 118 - - 1 - 119 Otros 4.152 1.439 -20 4 -7 5.568 733.730 142.414 -276 44.837 -157.656 763.049 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Terrenos y recursos naturales -48.143 -28.225 2 -3.058 3.635 -75.789 Edificios y otras construcciones -9.348 -5.453 3 -389 19 -15.168 Planta y maquinaria -7 -3 - - - -10 Otros -2.187 -1.126 20 -1 - -3.294 -59.685 -34.807 25 -3.448 3.654 -94.261 Los aumentos de costes proceden de nuevos contratos de arrendamiento situados principalmente en Estados Unidos, Portugal, Espa\u00f1a, Brasil, Italia, M\u00e9xico, Canad\u00e1 y Grecia. Los nuevos contratos de arrendamiento normalmente se firman por un per\u00edodo similar a la vida \u00fatil de los proyectos. V\u00e9ase la nota 35 para el vencimiento de los contratos de arrendamiento. Las diferencias de cambio se generan principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense. El ep\u00edgrafe Cambios en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente: \u2022 Incremento por importe de 4.858 miles de euros en relaci\u00f3n con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida (DG) en EDPR North America (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 53.882 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con la consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 41.134 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 36.758 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 16.884 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 12.405 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta. 18. Inmovilizado intangible Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 (*) COSTE Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 426.891 232.351 Derechos de concesi\u00f3n 55.913 31.493 Activos intangibles en desarrollo 70.511 44.461 553.315 308.305 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Cargo por amortizaci\u00f3n -23.900 -18.402 Amortizaci\u00f3n acumulada en ejercicios anteriores -137.010 -119.282 P\u00e9rdidas por deterioro de valor - - P\u00e9rdidas por deterioro del valor de ejercicios anteriores -11.559 -11.746 -172.469 -149.430 Valor contanble 380.846 158.875 * V\u00e9ase la Nota 2A) para m\u00e1s detalles sobre la modificaci\u00f3n como resultado del cambio de pol\u00edtica contable de los certificados verdes y RECs. Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles incluyen: \u2022 Contratos de venta de electricidad a\u00f1adidos por la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap, Xuan Thien y Longroad. (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Contratos de venta de electricidad en relaci\u00f3n con anteriores adquisiciones de activos no comprendidas en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 por un importe de 58.892 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 55.460) que se amortizan a lo largo de la vigencia de los contratos de compraventa de electricidad. La variaci\u00f3n se explica por el efecto de los tipos de cambio; \u2022 Software, derechos de acceso a subestaciones y permisos y licencias de generaci\u00f3n e\u00f3lica por un importe de 135.698 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 145.134 miles de euros). El movimiento en la partida Activos intangibles durante 2022 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIO NES PER\u00cdMETR O / OTROS SALDO A 31 DIC COST Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 232.351 1.574 - 6.038 4.990 181.938 426.891 Derechos de concesi\u00f3n 31.493 420 -853 5.933 41 18.879 55.913 Activos intangibles en desarrollo 44.461 15.515 -1.315 -12.753 514 24.089 70.511 308.305 17.509 -2.168 -782 5.545 224.906 553.315 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 140.246 20.093 - 3.568 -16.364 147.543 Derechos de concesi\u00f3n 9.183 3.807 -177 15 12.098 24.926 149.429 23.900 -177 3.583 -4.266 172.469 Las altas se refieren principalmente a desarrollos de software durante el per\u00edodo. El ep\u00edgrafe Variaciones en el per\u00edmetro / otros hace referencia principalmente al valor razonable de los contratos de compraventa de energ\u00eda asociados a los contratos de activos de generaci\u00f3n adquiridos en las operaciones de combinaci\u00f3n de negocios. Un importe de 113.717 miles de euros corresponde al Grupo Sunseap, 85.476 miles de euros corresponden al Xuan Thien y 20.667 miles de euros a Longroad (ver nota 6 y 42). El movimiento en la partida Activos intangibles durante 2021(*) se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJA S TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACION ES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 220.581 877 - 4.956 8.687 -2.750 232.351 Derechos de concesi\u00f3n 27.786 60 - 6.561 3 -2.917 31.493 Activos intangibles en desarrollo 44.199 13.346 -392 -15.643 203 2.748 44.461 292.566 14.283 -392 -4.126 8.893 -2.919 308.305 * V\u00e9ase nota 2.A) para m\u00e1s detalles en relaci\u00f3n a la reclasificaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs (\u201cRenewable Energy Certificates\u201d) por el cambio de pol\u00edtica contableMILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 120.304 15.684 - 4.257 - 140.245 Derechos de concesi\u00f3n 6.702 2.718 - 1 -236 9.185 127.006 18.402 - 4.258 -236 149.430 * V\u00e9ase nota 2.A) para m\u00e1s detalles en relaci\u00f3n a la reclasificaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs (\u201cRenewable Energy Certificates\u201d) por el cambio de pol\u00edtica contable. Las altas se refieren principalmente a licencias de software adquiridas durante el periodo. El ep\u00edgrafe Variaciones en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente una disminuci\u00f3n de 6.553 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase nota 6). 19. Fondo de comercio Para el Grupo, el desglose de Fondo de comercio resultante de la diferencia entre el coste de las inversiones y la parte correspondiente del valor razonable de los activos netos adquiridos se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Fondo de comercio en el Grupo EDPR EU : 1.177.206 578.120 - EDPR Espa\u00f1a 419.023 470.784 - EDPR Francia 25.904 25.904 - EDPR Portugal 43.712 43.712 - Grupo Kronos Solar 651.657 - - Otros 36.910 37.720 Fondo de comercio en el Grupo EDPR NA 758.736 686.842 Fondo de comercio en el Grupo EDPR LATAM 668 627 Fondo de comercio en el Grupo EDPR APAC 393.354 2.446 2.329.964 1.268.035 Los movimientos de la partida Fondo de comercio durante 2022, en funci\u00f3n del subgrupo, se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 JAN AUMENTO REDUCCI\u00d3N DETERIORO DIFERENCIAS DE CAMBIO CAMBIO DE PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC EDPR EU: - EDPR Espa\u00f1a 470.784 - - - - -51.761 419.023 - EDPR Francia 25.904 - - - - - 25.904 - EDPR Portugal 43.712 - - - - - 43.712 - Grupo Kronos Solar - - - - - 651.657 651.657 - Otros 37.720 - - - -125 -685 36.910 EDPR NA 686.842 - - - 42.929 28.965 758.736 EDPR LATAM 627 - - - 75 -33 668 EDPR APAC 2.446 - - - 6.186 384.721 393.354 1.268.035 - - - 49.065 1.012.864 2.329.964 Los cambios en el per\u00edmetro/ otros se refieren a: \u2022 Incremento por importe total de 651.657 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 363.485 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 28.965 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n de cierto negocio en Estado Unidos (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 21.236 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n de cierto negocio en Vietnam (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 51.761 miles de euros por la venta de sociedades espa\u00f1olas durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 685 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase nota 6 y 42); Los movimientos de la partida Fondo de comercio durante 2021, en funci\u00f3n del subgrupo, se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 JAN AUMENTO REDUCCI\u00d3N DETERIORO DIFERENCIAS DE CAMBIO CAMBIO DE PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC EDPR EU: - EDPR Espa\u00f1a 470.784 - - - - - 470.784 - EDPR Francia 25.904 - - - - - 25.904 - EDPR Portugal 43.712 - - - - - 43.712 - Otros 37.147 - - - 29 544 37.720 EDPR NA 644.499 - - - 52.274 -9.931 686.842 EDPR LATAM 620 - - - 7 - 627 EDPR APAC - - - - 103 2.343 2.446 1.222.666 - - - 52.413 -7.044 1.268.035 Los cambios en el per\u00edmetro / otros se refieren a: \u2022 Aumento por importe de 2.343 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n de la sociedad operativa vietnamita Trung Son Energy Development LLC y las empresas de Singapur Trina Solar Investment First Pte. Ltd. y LYS Energy Investment Pte. Ltd.; \u2022 Aumento por importe de 1.575 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n del negocio de generaci\u00f3n distribuida de EDPR NA; \u2022 Aumento por importe de 544 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n de las sociedades brit\u00e1nicas Vento Ludens Ltd y la sociedad operativa Muirake Wind Farm Ltd.; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 11.506 miles de euros por la venta de sociedades de EDPR NA (v\u00e9ase la nota 6). Comprobaciones del deterioro del valor - Grupo EDPR El fondo de comercio, el inmovilizado material, los derechos de uso, los activos intangibles y las inversiones en joint ventures y asociadas del Grupo EDPR se someten cada a\u00f1o a pruebas de deterioro de valor. En el caso de parques e\u00f3licos y plantas solares operativas, se lleva a cabo mediante la determinaci\u00f3n del valor recuperable a trav\u00e9s del valor de uso. El fondo de comercio se asigna a cada pa\u00eds (UGE) en el que el Grupo EDPR desarrolla su actividad, por lo que el Grupo EDPR calcula los flujos de efectivo de cada pa\u00eds para determinar el valor recuperable del fondo de comercio y del resto de los activos asignados. Para efectuar este an\u00e1lisis, se utiliz\u00f3 el m\u00e9todo de descuento de flujos de efectivo. Este m\u00e9todo se basa en el principio de que el valor estimado de una entidad o negocio se define por su capacidad de generar recursos financieros en el futuro, suponiendo que estos pueden retirarse del negocio y distribuirse entre los accionistas de la Sociedad, sin comprometer la continuaci\u00f3n de la actividad. Por lo tanto, para los negocios desarrollados por las UGE de EDPR, la valoraci\u00f3n se bas\u00f3 en los flujos de caja libres generados por el negocio, descontados a los tipos de descuento adecuados. El periodo de proyecci\u00f3n de flujos de efectivo futuros es la vida \u00fatil de los activos (30 a 35 a\u00f1os), que est\u00e1 en l\u00ednea con el m\u00e9todo de amortizaci\u00f3n actual. Los flujos de efectivo incorporan asimismo contratos de explotaci\u00f3n a largo plazo y estimaciones a largo plazo de los precios de la energ\u00eda, siempre que el activo presente un riesgo asociado a los precios de mercado. Las principales hip\u00f3tesis empleadas para las comprobaciones del deterioro del valor son las siguientes: \u2022 Retribuci\u00f3n de la electricidad: la retribuci\u00f3n aprobada o contratada se ha aplicado cuando ha estado disponible en relaci\u00f3n a las UGE que se benefician de una retribuci\u00f3n regulada o que han firmado contratos para vender su producci\u00f3n predeterminada durante la totalidad o parte de sus vidas \u00fatiles; cuando esta opci\u00f3n no estaba disponible, los precios se calcularon utilizando curvas de precios proyectadas por la sociedad sobre la base de su experiencia, modelos internos y fuentes de datos externas; \u2022 Nueva capacidad: las comprobaciones se basaron en la mejor informaci\u00f3n disponible sobre los parques e\u00f3licos y solares que se prev\u00e9 construir en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, que se ajusta por la probabilidad de que los proyectos planificados se completen con \u00e9xito y por las perspectivas de crecimiento de la sociedad que se basan en los objetivos del plan de negocio, que incluye el compromiso de desarrollar los parques e\u00f3licos en construcci\u00f3n, su crecimiento hist\u00f3rico y las proyecciones sobre el tama\u00f1o del mercado. Las comprobaciones tuvieron en cuenta los precios contratados y esperados de la compra de aerogeneradores a varios proveedores; \u2022 Costes de explotaci\u00f3n: se utilizaron contratos establecidos para arrendamientos de terrenos y acuerdos de mantenimiento y otros gastos de explotaci\u00f3n se proyectaron de manera coherente con los modelos internos y la experiencia de la sociedad; \u2022 Valor residual: considerado como el 15% de la inversi\u00f3n inicial en cada parque e\u00f3lico, teniendo en cuenta la inflaci\u00f3n; \u2022 Tasa de descuento: las tasas de descuento utilizadas, despu\u00e9s de impuestos (que no difieren significativamente de las tasas de descuento antes de impuestos) reflejan la mejor estimaci\u00f3n del Grupo EDPR de los riesgos espec\u00edficos de cada UGE y son las siguientes: 2022 2021 Europa 3,7%-8,6% 2,9%-5,6% Norte Am\u00e9rica 6,0% 4,6% LATAM 5,9%-9,6% 7,6%-9,3% APAC 6,9%-10,8% 4,6%-7,7% Las comprobaciones del deterioro del valor han tenido en cuenta los cambios en la regulaci\u00f3n de cada pa\u00eds, seg\u00fan lo indicado en la nota 1. Como resultado de las pruebas de deterioro, ha sido necesario registrar un deterioro en el Inmovilizado material durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022, principalmente, para ciertos proyectos colombianos que no tienen ning\u00fan fondo de comercio asociado (en el ejercicio 2021 no fue necesario dotar o revertir correcciones valorativas). EDPR ha realizado los siguientes an\u00e1lisis de sensibilidad sobre los resultados de las comprobaciones de deterioro del valor del fondo de comercio efectuadas en Europa, Norteam\u00e9rica, LATAM y APAC en algunas variables clave, por ejemplo: \u2022 Reducci\u00f3n del 5% de los precios de mercado utilizados en el escenario de referencia. Este an\u00e1lisis de sensibilidad realizado para esta hip\u00f3tesis de manera independiente no supondr\u00eda ning\u00fan deterioro del valor del fondo de comercio asignado a cada pa\u00eds; \u2022 Aumento de 100 puntos b\u00e1sicos de la tasa de descuento utilizada en el escenario de referencia. Este an\u00e1lisis de sensibilidad realizado para esta hip\u00f3tesis de manera independiente no supondr\u00eda ning\u00fan deterioro del valor del fondo de comercio asignado a cada pa\u00eds. 20. Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INVERSIONES CONTABILIZADAS APLICANDO EL M\u00c9TODO DE LA PARTICIPACI\u00d3N Participaciones en joint ventures 1.057.048 911.196 Participaciones en asociadas 100.201 77.326 Valor contable 1.157.249 988.522 A efectos de la presentaci\u00f3n de los estados financieros consolidados, se presenta en este ep\u00edgrafe el fondo de comercio derivado de la adquisici\u00f3n de empresas contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n. Ninguna de las sociedades es cotizada. Los movimientos de la partida Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2022 2021 Saldo a 1 de enero 988.522 474.884 Cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n 25.002 - Cambios en el m\u00e9todo de consolidaci\u00f3n - 96.204 Adquisiciones / Altas -839 371.143 Enajenaciones - -3.960 Participaci\u00f3n en el beneficio en entidades contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 161.534 41.184 Dividendos -45.445 -29.599 Diferencias de cambio 23.142 35.713 Reserva de cobertura en entidades contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 85.782 -5.376 Otros -80.449 8.329 Saldo a 31 de diciembre 1.157.249 988.522 Adquisiciones / Altas incluye un importe relacionado con las ampliaciones de capital de 2.586 miles de euros, principalmente, por las sociedades Evoikos Voreas A.E., Total Sofrano A.E. y Charge`Pte., y una disminuci\u00f3n de 3.425 miles de euros relativo a reducciones de capital, principalmente, para las sociedades San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. y Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L.. Este ep\u00edgrafe en 2021 inclu\u00eda principalmente ampliaciones de capital en OW Offshore S.L. (Ocean Winds) por importe de 331.519 miles de euros. Cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n incluye, principalmente, un importe de 9.111 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 42) y el ajuste del valor razonable por importe de 14.842 miles de euros que no se reflejan en la tabla anterior debido a que el importe se ha registrado en la sociedad holding correspondiente. El ep\u00edgrafe joint ventures y otras empresas asociadas en la cuenta de resultados incluye la ganancia por importe de 16.981 miles de euros en relaci\u00f3n a la venta de las participaciones restantes del negocio offshore Moray West Holdings Limited y un importe de 752 miles de euros por la venta de las participaciones en la sociedad Solar Works! B.V. (v\u00e9ase nota 6). Los cambios en el m\u00e9todo de consolidaci\u00f3n en 2021 se refieren a: \u2022 Incremento por importe de 32.763 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y subsidiarias (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Incremento por importe de 63.441 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la compa\u00f1\u00eda 2019 Vento XX LLC con la consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind farm LLC (v\u00e9ase nota 6). La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las joint ventures incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2022: MILES DE EUROS OW OFFSHORE, S.L. AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWER LLC GOLDFINGER VENTURES II LLC GOLDFINGER VENTURES LLC 2019 VENTO XX LLC Y SUBSID. 2017 VENTO XVII LLC Y SUBSID. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 2.625.312 196.542 322.496 211.527 632.137 539.395 Activos Corrientes 457.761 12.882 -2.069 221 7.830 11.673 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 237.416 10.400 58 - - - Total patrimonio neto 1.069.680 203.387 211.917 153.491 24.236 202.561 Deuda financiera a largo plazo 493.044 - - - - - Pasivos no corrientes 987.607 4.391 98.885 54.690 597.474 340.973 Deuda financiera a corto plazo 4.918 - - 448 517 219 Pasivos Corrientes 1.025.786 1.646 9.625 3.567 18.257 7.534 Ingresos 46.200 19.981 17.172 12.484 39.529 46.946 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -8.466 -14.532 -10.039 -10.556 -23.872 -25.529 Otros gastos financieros -121.882 -59 -3.432 -1.724 -20.218 -17.905 Gasto por impuesto sobre sociedades 7.298 - - - - - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 257.040 -6.569 20.039 11.192 27.652 33.995 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 490.929 111.047 93.349 68.989 34.035 62.510 Fondo de comercio 5.352 - - - - - Dividendos pagados - 1.012 5.858 3.677 4.186 4.311 MILES DE EUROS 2018 VENTO XIX LLC AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWER II LLC SOL V EVOIKOS VOREAS A.E. EVOLUCI\u00d3N 2000, S.L. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 489.003 80.600 324.297 1.021 27.826 30.487 Activos Corrientes 18.917 4.901 4.415 878 8.964 15.502 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes - 3.889 - 878 7.125 7.175 Total patrimonio neto 101.026 82.815 194.623 1.723 27.272 14.461 Deuda financiera a largo plazo - - - - - 16.211 Pasivos no corrientes 398.228 1.677 125.503 - 4.037 18.716 Deuda financiera a corto plazo 38 - 58 - 1 317 Pasivos Corrientes 8.666 1.009 8.586 176 5.481 12.812 Ingresos 22.271 7.653 17.751 - 23.673 2.833 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -20.377 -5.682 -9.473 - -2.594 -900 Otros gastos financieros -17.990 -27 -3.630 -5 -86 -994 Gasto por impuesto sobre sociedades - - - - -5.080 6 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 16.866 -2.916 20.389 -153 14.022 -552 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 40.986 41.407 39.001 21.454 16.071 37.270 Fondo de comercio - - - - 2.667 27 Dividendos pagados 2.290 - 1.217 - 7.063 - La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las joint ventures incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2021: MILES DE EUROS OW OFFSHORE S.L. AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWE R LLC GOLDFINGER VENTURES II LLC AND SUBSID. 2019 VENTO XX LLC AND SUBSID. GOLDFINGER VENTURES LLC AND SUBSID. 2017 VENTO XVII LLC AND SUBSID. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 1.181.672 198.883 313.792 644.157 209.580 525,213 Activos Corrientes 266.754 5.205 1.685 16.121 554 5,453 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 82.639 4.282 870 9.429 -47 -159 Total patrimonio neto 707.268 197.721 194.044 215.942 141.812 177.217 Deuda financiera a largo plazo 50.037 - - - - - Pasivos no corrientes 650.372 4.080 112.157 415.353 65.228 344.720 Deuda financiera a corto plazo 3.720 - 101 456 98 - Pasivos Corrientes 90.786 2.287 9.276 28.983 3.094 8.729 Ingresos 10.040 9.711 10.657 30.600 11.063 34.952 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -4.532 -13.097 -7.372 -15.714 -9.212 -19.352 Otros gastos financieros -69.164 -53 -3.202 -26.102 -1.708 -14.259 Gasto por impuesto sobre sociedades 1.080 - - - - - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 34.813 -14.667 12.931 534.542 9.187 20.545 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 358.986 102.608 84.775 67.457 63.217 57.919 Fondo de comercio 5.352 - - - - - Dividendos pagados - 9.809 4.539 - 3.270 3.885 MILES DE EUROS 2018 VENTO XIX LLC AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOW ER II LLC EVOIKOS VOREAS A.E. SOFRANO S.A. EVOLUCI\u00d3 N 2000 S.L. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 477.623 81.368 625 582 33.502 306.237 Activos Corrientes 13.913 1.893 752 227 9.805 3.795 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes -86 1.704 752 96 5.778 334 Total patrimonio neto 133.497 80.735 685 645 27.620 81.755 Deuda financiera a largo plazo - - - - - - Pasivos no corrientes 351.971 1.554 - - 10.336 137.777 Deuda financiera a corto plazo - - - - 3.680 184 Pasivos Corrientes 6.068 972 692 164 5.351 90.500 Ingresos 22.019 3.723 - - 8.343 319 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -16.498 -5.117 - - -2.623 - Otros gastos financieros -17.347 -24 - - -98 -26 Gasto por impuesto sobre sociedades - - - - -577 - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 13.463 -6.184 -38 -33 3.686 35.466 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 47.447 40.367 20.925 15.409 16.242 35.844 Fondo de comercio - - - - 2.667 27 Dividendos pagados 3.118 - - - - - La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las entidades asociadas incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2022: MILES DE EUROS PARQUE E\u00d3LICO SIERRA DEL MADERO, S.A. E\u00d3LICA DE S\u00c3O JULI\u00c3O, LDA. UNI\u00d3N DE GENERADORES DE ENERG\u00cdA, S.L. GE\u00d3LICA MAGALL\u00d3N, S.L. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 41.120 5.839 2.600 4.441 Activos Corrientes 32.020 23.725 1.626 11.800 Total patrimonio neto 51.374 -1.219 3.171 4.243 Pasivos no Corrientes 3.852 15.411 28 2.211 Pasivos Corrientes 17.914 15.372 1.027 9.787 Ingresos 30.477 15.821 - 571 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 17.973 12.496 8.665 8.247 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 21.577 19.639 13.851 10.181 Fondo de comercio - 1.457 1.913 683 Dividendos pagados 3.262 - 150 3.880 MILES DE EUROS DESARROLLOS E\u00d3LICOS DE CANARIAS, S.A. SAN JUAN DE BARGAS E\u00d3LICA, S.L. PARQUE E\u00d3LICO BELMONTE, S.A OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 2.246 5.866 18.250 21.061 Activos Corrientes 7.211 6.992 7.440 13.645 Total patrimonio neto 7.193 4.811 15.136 17.460 Pasivos no Corrientes 607 1.741 1.934 5.935 Pasivos Corrientes 1.658 6.306 8.620 11.311 Ingresos 8.212 475 12.469 13.638 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 4.568 3.784 6.863 3.705 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 9.697 8.455 6.251 10.550 Fondo de comercio 6.479 - 1.725 - Dividendos pagados 1.542 3.451 360 3.186 La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las entidades asociadas incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2021: MILES DE EUROS E\u00d3LICA S\u00c3O JULI\u00c3O LDA. PARQUE E\u00d3LICO SIERRA DEL MADERO S.A. GE\u00d3LICA MAGALL\u00d3N S.L. SAN JUAN DE BARGAS E\u00d3LICA S.L. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 6.007 44.104 5.619 7.547 Activos Corrientes 529 24.124 10.010 7.636 Total patrimonio neto -11.931 41.171 6.700 11.367 Pasivos no Corrientes 14.496 8.066 1.477 725 Pasivos Corrientes 3.971 18.991 7.452 3.091 Ingresos 6.657 16.656 7.343 5.463 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo -2.724 7.766 5.982 5.132 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 16.115 17.290 11.680 12.036 Fondo de comercio 1.457 - 683 - Dividendos pagados - - 1.068 817 MILES DE EUROS DESARROLLOS E\u00d3LICOS DE CANARIAS S.A. EOS PAX IIA, S.L. PARQUE E\u00d3LICO BELMONTE S.A. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 2.711 867 17.811 21.681 Activos Corrientes 5.274 167 5.054 9.944 Total patrimonio neto 6.072 -462 9.506 8.124 Pasivos no Corrientes 845 995 9.302 17.881 Pasivos Corrientes 1.068 501 4.057 5.620 Ingresos 5.804 8.416 3.914 3.115 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 3.171 2.872 1.278 -460 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 9.196 3.481 4.568 2.960 Fondo de comercio 6.479 - 1.726 3.976 Dividendos pagados 70 1.455 - 1.568 Durante 2022, la informaci\u00f3n financiera de las sociedades significativas correspondiente a entidades contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n presentaba la siguiente conciliaci\u00f3n en cuanto al valor razonable de los activos netos proporcionalmente atribuidos al Grupo EDPR: MILES DE EUROS PATRIMONIO NETO % INVERSI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE FONDO DE COMERCIO OTROS ACTIVOS NETOS OW Offshore, S.L. 1.069.680 50,00% -49.265 5.352 - 490.929 Flat Rock Windpower LLC 203.387 50,00% - - -9.356 111.047 Goldfinger Ventures II LLC 211.917 50,00% -12.610 - - 93.349 Goldfinger Ventures LLC 153.491 50,00% -7.756 - - 68.989 2019 Vento XX and subsidiaries 24.236 20,00% 29.188 - 34.035 2017 Vento XVII LLC and subs. 202.561 20,00% 21.998 - 62.510 2018 Vento XIX LLC and subs. 101.026 20,00% 20.781 - - 40.986 Flat Rock Windpower II LLC 82.815 50,00% - - - 41.407 Sol V 194.623 20,00% 76 - - 39.001 Evoikos Voreas A.E. (1) 1.723 51,00% 20.575 - - 21.454 Evoluci\u00f3n 2000, S.L. 27.212 49,15% - 2.667 - 16.071 Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. 51.374 42,00% - - - 21.577 E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. -1.219 45,00% 18.731 1.457 - 19.639 Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. 3.171 50,00% 10.352 1.913 - 13.851 Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. 4.243 36,23% 7.961 683 - 10.181 Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. 7.193 44,75% - 6479 -1 9.697 San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. 4.811 47,01% 6.193 - - 8,455 Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. 15.136 29,90% - 1.725 - 6.251 (1) De acuerdo con los pactos de accionistas, se ha concluido que existe control conjunto sobre la sociedad. Durante 2021, la informaci\u00f3n financiera de las sociedades significativas correspondiente a entidades contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n presentaba la siguiente conciliaci\u00f3n en cuanto al valor razonable de los activos netos proporcionalmente atribuidos al Grupo EDPR: MILES DE EUROS PATRIMON IO NETO % INVERSI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE FONDO DE COMERCIO OTROS ACTIVO S NETOS OW Offshore S.L. and subsidiaries 707.268 50,00% - 5.352 - 358.986 Flat Rock Windpower LLC 197.721 50,00% - - 3.747 102.608 Goldfinger Ventures II LLC 194.044 50,00% -12.247 - - 84.775 2019 Vento XX and subsidiaries 215.942 20,00% (1) 24.269 (2) - - 67.457 Goldfinger Ventures LLC and subs. 141.812 50,00% -7.689 - - 63.217 2017 Vento XVII LLC and subs. 177.217 20,00% (1) 22.476 - - 57.919 2018 Vento XIX LLC and subs. 133.497 20,00% (1) 20.748 - - 47.447 Flat Rock Windpower II LLC 80.735 50,00% - - - 40.367 Evoikos Voreas A.E.(*) 685 51,00% (1) 20.575 - - 20.924 Evoluci\u00f3n 2000 S.L. 27.620 49.15% (1) - 2.667 - 16.242 Sofrano S.A.(*) 645 51,00% (1) 15.080 - - 15.409 Parque E\u00f3lico Sierra del Madero S.A 41.171 42,00% - - - 17.290 E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. -11.931 45,00% - 1.457 - 16.115 San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. 11.367 47,01% 6.692 - - 12.036 Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. 6.700 36,24% 8.569 683 - 11.680 Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A 6.072 44,75% - 6.479 - 9.196 Eos Pax IIa, S.L. -462 48,50% 3.705 - - 3.481 Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. 9.506 29,90% - 1.726 - 4.568 (1) De acuerdo con los pactos de accionistas, se ha concluido que existe control conjunto sobre la sociedad. (2) Incluye el impacto de la venta adicional del 12% tras la p\u00e9rdida de control. Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures a 31 de diciembre de 2022 son los siguientes: 2022 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL MENOS DE 1 A\u00d1O DE 1 A 3 A\u00d1OS DE 4 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures 295.780 295.780 - - - 295.780 295.780 - - - Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures a 31 de diciembre de 2021 son los siguientes: 2021 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL MENOS DE 1 A\u00d1O DE 1 A 3 A\u00d1OS DE 4 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures 384.621 384.621 - - - 384.621 384.621 - - - Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures en 2022 Y 2021 se refieren a los fondos comprometidos para Ocean Winds con el fin de financiar el negocio offshore. El Grupo EDPR concedi\u00f3 garant\u00edas corporativas para determinados proyectos de joint ventures. El total de garant\u00edas financieras y operativas otorgadas por EDPR a joint ventures asciende a 411.637 miles de euros y 455.579 miles de euros respectivamente (17.795 miles de euros y 267.200 miles de euros respectivamente a 31 de diciembre de 2021). Adem\u00e1s, EDP Energ\u00edas de Portugal Sucursal en Espa\u00f1a ha otorgado garant\u00edas financieras y operativas a las joint ventures de EDPR por importe de 11.719 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (11.037 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Adicionalmente, EDP Energ\u00edas de Portugal Sucursal en Espa\u00f1a ha concedido garant\u00edas financieras a las joint ventures del Grupo EDPR por importe de 261.187 miles de euros a 31 de diciembre de 2021. 21. Activos y pasivos por impuestos diferidos El Grupo EDP Renov\u00e1veis registra el efecto fiscal resultante de las diferencias temporales entre los activos y pasivos determinados contable y fiscalmente. A 31 de diciembre de 2022, en base consolidada, el movimiento, por naturaleza, de los activos y pasivos por impuestos diferidos netos es el siguiente: ACTIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2021 MOV. RESULTAD OS MOV. RESERVA S CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2022 P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales 762.913 58.118 3.244 32.658 856.933 Provisiones 23.320 708 -30 -3.991 20.006 Instrumentos financieros 133.261 131.506 185.624 -96.555 353.836 Inmovilizado material 68.105 -16.823 - -12.029 39.254 Gastos financieros no deducibles 15.858 -14.403 - -2.838 -1.383 Otras diferencias temporarias 36.808 19.362 -3.159 42.340 95.352 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -708.461 -32.463 3,159 -875 -738.641 331.803 146.005 188,838 -41.289 625.357 PASIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2021 MOV. RESULTAD OS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2022 Instrumentos financieros 2.119 47.295 53.420 -68.472 34.361 Inmovilizado material 302.384 12.550 39.411 27.694 382.039 Asignaci\u00f3n de los valores razonables a los activos y pasivos adquiridos 461.374 2.215 - -4.481 459.109 Ingresos de inversores institucionales (Norteam\u00e9rica) 383.232 32.733 -91 23.714 439.588 Otras diferencias temporarias 24.715 23.700 -1 13.404 61.819 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -719.260 -32.463 3.159 9.940 -738.624 454.564 86.030 95.898 1.799 638.290 A 31 de diciembre de 2021, en base consolidada, el movimiento, por naturaleza, de los Activos y Pasivos por Impuestos Diferidos Netos es el siguiente: ACTIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2020 MOV. RESULTADOS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2021 P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales 618.024 91.431 294 53.164 762.913 Provisiones 10.640 6.805 -4 5.879 23.320 Instrumentos financieros 12.195 -123.565 244.193 437 133.260 Inmovilizado material 64.795 4.954 -839 -803 68.107 Gastos financieros no deducibles 34.530 -3.683 - -14.989 15.858 Otras diferencias temporarias 40.397 -6.428 -40 2.879 36.808 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -658.413 15.289 -178 -65.161 -708.463 122.168 -15.197 243.426 -18.594 331.803 PASIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2020 MOV. RESULTADOS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2021 Instrumentos financieros 10.943 -3.587 -5.371 134 2.119 Inmovilizado material 284.601 -6.128 -2.232 26.143 302.384 Asignaci\u00f3n de los valores razonables a los activos y pasivos adquiridos 433.443 7.568 2.406 17.957 461.374 Ingresos de inversores institucionales (Norteam\u00e9rica) 343.468 11.048 58 28.658 383.232 Otras diferencias temporarias 22.104 2.492 520 -401 24.715 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -667.457 13.044 1.636 -66.483 -719.260 427.102 24.437 -2.983 6.008 454.564 La compensaci\u00f3n entre los activos y pasivos por impuestos diferidos se realiza en cada una de las filiales, por lo que los estados financieros consolidados reflejan la totalidad de los activos y pasivos por impuestos diferidos de las filiales del Grupo. La Direcci\u00f3n considera que, de acuerdo con el plan de negocio aprobado por el Consejo de Administraci\u00f3n, los activos por impuestos diferidos relacionados con p\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales ser\u00e1n recuperables con futuros beneficios fiscales. Las p\u00e9rdidas fiscales disponibles en el Grupo para utilizaci\u00f3n en a\u00f1os posteriores se analizan de la siguiente manera: MILES EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 FECHA DE VENCIMIENTO 2022 - 1.344 2023 2.983 10.430 2024 1.555 22.753 2025 3.189 7.049 2026 11.842 20.943 2027 62.869 7.007 2028 4.985 23.739 2029 hasta 2043 2.314.380 1.760.552 Sin fecha de expiraci\u00f3n 851.916 726.232 3.253.720 2.580.050 Adem\u00e1s de lo anterior, EDPR North America LLC tiene p\u00e9rdidas fiscales estatales que se registran en los estados financieros del Grupo. El activo por impuesto diferido asociado se elev\u00f3 a 78.566 miles de euros a 31 de diciembre de 2021 (69.232 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Del total de bases imponibles negativas disponibles a 31 de diciembre de 2022, un importe de 344.469 miles de euros no tiene asociado un activo por impuesto diferido de acuerdo con la normativa contable aplicable ya que, a d\u00eda de hoy, todav\u00eda no existe suficiente visibilidad sobre el periodo futuro en el que se utilizar\u00e1n dichas bases imponibles negativas 22. Existencias Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021(*) Anticipos por compras 4.749 4,892 Productos intermedios y terminados 11.490 11,215 Certificados verdes y RECs 172.658 157,533 Materias primas y materiales complementarios y consumibles 63.947 46,167 252.844 219,807 * V\u00e9ase nota 2.A) para m\u00e1s detalles sobre la reclasificaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs por el cambio de pol\u00edtica contable. El ep\u00edgrafe Certificados verdes y RECs se ha incrementado en 15.115 miles de euros en relaci\u00f3n a los certificados generados en el periodo y que est\u00e1n pendiente de ser vendidos. 23. Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A COBRAR - NO CORRIENTES Deudores comerciales 54 617 Costes diferidos 23.209 20.621 Deudores varios y otras operaciones 12.743 11.685 36.006 32.923 DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A COBRAR \u2013 CORRIENTES Deudores comerciales 370.231 364.676 Servicios prestados 44.825 29.349 Anticipos a proveedores 44.810 4.845 Costes diferidos 58.473 48.062 Deudores varios y otras operaciones 55.344 19.037 573.683 465.969 P\u00e9rdidas por deterioro de valor - 3.996 -658 605.693 498.234 El saldo de la partida de deudores comerciales, corriente, a 31 de diciembre de 2022 corresponde principalmente a Europa por un importe de 188.828 miles de euros (228.481 miles de euros a 31 de diciembre de 2021) y a Norteam\u00e9rica por un importe de 120.288 miles de euros (115.725 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), que recoge principalmente la facturaci\u00f3n de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica. El aumento significativo se explica principalmente por la evoluci\u00f3n de los precios del mercado de la energ\u00eda. Adicionalmente, el ep\u00edgrafe incluye un importe de 32.210 miles de euros relacionado con el Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6). La partida Deudores varios y otras operaciones corrientes incluye 3.996 miles de euros, que es el resultado de las p\u00e9rdidas por deterioro seg\u00fan el modelo de p\u00e9rdida de cr\u00e9dito esperada recomendado en la NIIF 9. Este importe tambi\u00e9n incluye a 31 de diciembre de 2022 1.136 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6). El ep\u00edgrafe de anticipos a proveedores incluye un importe de 44.801 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 como resultado de construcci\u00f3n de ciertos proyectos en LATAM y Europa. El ep\u00edgrafe de deudores varios y otras operaciones \u2013 Corrientes incluye principalmente el importe pendiente de cobrar por el paro de ciertas turbinas. El an\u00e1lisis del riesgo de cr\u00e9dito se presenta en la nota 5, en la secci\u00f3n de gesti\u00f3n del riesgo de cr\u00e9dito de contraparte. Los valores razonables y valores en libros de los deudores comerciales y otras cuentas a cobrar corrientes no difieren significativamente. 24. Otros deudores y otros activos Otros deudores y otros activos se analiza de la siguiente forma: THOUSAND EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS DEUDORES Y OTROS ACTIVOS \u2013 NO CORRIENTE Pr\u00e9stamos a partes vinculadas 185.775 172.906 Instrumentos financieros y derivados 137.597 51.013 Deudores varios y otras operaciones 138.802 547.496 462.174 771.415 OTROS DEUDORES Y OTROS ACTIVOS \u2013 CORRIENTE Pr\u00e9stamos a partes vinculadas 337.020 91.498 Instrumentos financieros y derivados 163.262 60.868 Deudores varios y otras operaciones 722.624 622.944 1.222.906 775.310 1.685.080 1.546.725 Deudores varios y otras operaciones no corrientes incluyen principalmente: \u2022 El valor razonable del precio variable por importe de 41.452 miles de euros relacionados con la venta de participaciones en 2020 de la sociedad Mayflower Wind Energy LLC en el contexto de la venta del negocio offshore a OW Offshore S.L. (35.866 miles de euros a 31 de diciembre 2021); \u2022 51.758 miles de euros (36.170 miles de euros a 31 de diciembre de 2021) principalmente relacionados con la interconexi\u00f3n y dep\u00f3sitos de transmisi\u00f3n en EDPR NA; \u2022 30.000 miles de euros relacionados con los anticipos pagados durante 2022 relacionados con la adquisici\u00f3n de inversiones futuras; \u2022 9.424 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (13.049 a 31 de diciembre de 2021) como parte del ajuste de precio, conforme a los acuerdos, en la transacci\u00f3n de venta del 49% EDP Renov\u00e1veis Portugal S.A. a CTG que tuvo lugar en 2013. \u2022 El valor razonable del precio variable en relaci\u00f3n con la venta en 2020 y 2018 de participaciones del 29,5% y 13,5% en las sociedades francesas \u00c9oliennes en Mer Dieppe - Le Tr\u00e9port, S.A.S. y \u00c9oliennes en Mer \u00celes d'Yeu et de Noirmoutier, S.A.S. a OW Offshore S.L. y Sumitomo Corporation, respectivamente, con arreglo a los correspondientes contratos firmados, que asciende a 77.920 miles de euros y 29.112 miles de euros respectivamente, a 31 de diciembre de 2022 que han sido reclasificados al ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 corriente. El importe incluido en el ep\u00edgrafe por este importe a 31 de diciembre de 2021 es 77.440 miles de euros y 28.853 miles de euros respectivamente. A 31 de diciembre de 2021 el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 No corriente inclu\u00eda un importe de 350.359 miles de euros relativos a la venta en 2020 de la totalidad de la sociedad Rosewater Wind Farm LLC y la venta en 2021 de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLc. Este importe ha sido recibido durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El importe no cobrado durante el ejercicio 2022 ha sido reclasificado al ep\u00edgrafe el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 corriente. Los pr\u00e9stamos con partes vinculadas incluyen principalmente pr\u00e9stamos concedidos a Ocean Winds por importe de 184.644 miles de euros a largo plazo con vencimiento en 2029 y 326.730 miles de euros a corto plazo, en el marco del acuerdo con ENGIE de enero de 2020 para el establecimiento de una joint venture, OW Offshore S.L., controlada conjuntamente al 50%, para el desarrollo conjunto del negocio offshore fijo y flotante (26.118 miles de euros a corto plazo y 172.095 miles de euros a largo plazo a 31 de diciembre de 2021). Estos pr\u00e9stamos devengan intereses a tipos de mercado, que se componen de un tipo de referencia indexado al Euribor en su mayor\u00eda, m\u00e1s un diferencial de mercado. A 31 de diciembre de 2022 el ep\u00edgrafe Deudores varios y otras operaciones, corriente, comprende principalmente: \u2022 Valor razonable del precio variable en relaci\u00f3n a la venta de sociedades francesas descritas en el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 no corriente; Importe a cobrar por la venta de las sociedades brasile\u00f1as Aventura Holding, S.A. y SRMN Holding, S.A. y sus subsidiarias por importe de 184.778 miles de euros (v\u00e9ase nota 6 y 9); \u2022 Caja indisponible como consecuencia de la garant\u00edas entregadas para determinados instrumentos financieros derivados y comercializaci\u00f3n de certificados verdes estadounidenses por importe de 238.375 miles de euros (161.362 miles de euros a 31 de diciembre de 2021); \u2022 118.323 miles de euros relacionados con la venta en 2020 de la totalidad de la participaci\u00f3n en la sociedad Rosewater Wind Farm LLC y la venta en 2021 de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC; \u2022 Importe a cobrar por los derivados contratados con el Grupo EDP por importe de 19.916 miles de euros; \u2022 4.634 miles de euros relacionados con los anticipos pagados en 2022 como inversi\u00f3n para futuras adquisiciones. \u2022 16.063 miles de euros como parte del ajuste precio, en relaci\u00f3n a los acuerdos correspondientes, en la transacci\u00f3n de venta del 49% de EDP Renov\u00e1veis Portugal S.A. a CTG que tuvo lugar en 2013 (v\u00e9ase nota 9), la cual incluye un importe de 3.653 miles de euros reclasificados durante 2022 del ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones no corrientes. A 31 de diciembre de 2021 el ep\u00edgrafe Deudores varios y otras operaciones, corriente, comprende principalmente: \u2022 Importes a cobrar, incluyendo pr\u00e9stamos de accionistas, por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. por un importe de 356.025 miles de euros (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Garant\u00edas (cash collaterals) depositadas en mercados con motivo de la contrataci\u00f3n de instrumentos derivados y la negociaci\u00f3n de certificados verdes de EE.UU., por un importe de 161.362 miles de euros; \u2022 Estimaci\u00f3n del impuesto de sociedades adeudado por EDP Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a por importe de 38.611 miles de euros (11.748 a 31 de diciembre de 2020). Para derivados, v\u00e9ase la nota 37. Los valores razonables y valores contables de otros activos no difieren significativamente. 25. Administraciones p\u00fablicas deudoras Administraciones p\u00fablicas deudoras se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Impuestos sobre sociedades 68.345 16.964 Impuesto sobre el valor a\u00f1adido (IVA) 208.883 192.698 Otros impuestos 25.156 15.134 302.384 224.796 El incremento en el ep\u00edgrafe de Impuesto sobre sociedades corresponde, principalmente, al importe relacionado con el impuesto pagado en el pasado por la venta de ciertas sociedades cuyos directores y expertos legales han estimado recuperable. 26. Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes Efectivo y otros activos equivalentes se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Efectivo 410 79 DEP\u00d3SITIVOS BANCARIOS Dep\u00f3sitos corrientes 799.938 540.204 Dep\u00f3sitos a plazo 30.632 38.938 Dep\u00f3sitos a la vista espec\u00edficos relacionados con inversores institucionales 1.536 231 832.106 579.373 Otras inversions a corto plazo 339.416 424.332 1.171.932 1.003.784 Los dep\u00f3sitos a plazo incluyen inversiones financieras temporales para colocar excedentes de tesorer\u00eda. Los dep\u00f3sitos a la vista espec\u00edficos relacionados con inversores institucionales son fondos que han de mantenerse como garant\u00eda para pagar los costes de construcci\u00f3n restantes de proyectos en asociaciones con inversores institucionales (v\u00e9ase la nota 33), de acuerdo con la pol\u00edtica contable. Los acuerdos que rigen estas asociaciones y los acuerdos de estas garant\u00edas espec\u00edficas definen la utilizaci\u00f3n adecuada de estos fondos. La partida otras inversiones a corto plazo incluye esencialmente el saldo deudor de la cuenta corriente con EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A., a 31 de diciembre de 2022 y 2021, de conformidad con los t\u00e9rminos y condiciones del contrato firmado entre las partes (v\u00e9ase la nota 39). 27. Activos y pasivos mantenidos para la venta Los criterios para clasificar los activos y pasivos como mantenidos para la venta y actividades interrumpidas, as\u00ed como su presentaci\u00f3n en los estados financieros consolidados del Grupo EDPR, se presentan en las pol\u00edticas contables, en la nota 2 k). Esta partida se analiza de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 MILES DE EUROS ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA PASIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA PASIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA Activos del negocio de generaci\u00f3n de electricidad \u2013 E\u00f3lica offshore - - 25.111 - Activos del negocio de generaci\u00f3n de electricidad \u2013 E\u00f3lica onshore 9.198 - 470.813 62.487 9.198 495.924 62.487 Activos del negocio de generaci\u00f3n de electricidad \u2013 E\u00f3lica offshore Disminuci\u00f3n por importe total de 25.111 miles de euros por la conclusi\u00f3n del proceso de venta de Moray West Holdings Limited (v\u00e9ase nota 6 y 9). Activos del negocio de generaci\u00f3n de electricidad \u2013 E\u00f3lica onshore Disminuci\u00f3n por importe total de 470.813 miles de euros por la conclusi\u00f3n del proceso de ciertos proyectos en Espa\u00f1a y Polonia (v\u00e9ase nota 6 y 9)Incremento por importe total de 9.189 miles de euros por el comienzo del proceso de venta de ciertos proyectos en Italia y Francia (v\u00e9ase nota 6 y 9). Los activos a este grupo de sociedades se presentaron en activos no corrientes mantenidos para la venta, conforme al an\u00e1lisis realizado con arreglo a la NIIF 5. Estos activos no tienen pasivos asociados. A 31 de diciembre de 2022 se realizaron las siguientes reclasificaciones a mantenidos para la venta: MILES DE EUROS E\u00d3LICA ONSHORE E\u00d3LICA OFFSHORE TOTAL ACTIVO Inmovilizado material 9.152 - 9.152 Activos en derecho de uso - - - Otros activos 46 - 46 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes - - - Activos no corrientes mantenidos para la venta 9.189 - 9.189 PASIVO Deuda financiera - - - Provisiones - - - Otros pasivos - - - Pasivos no corrientes mantenidos para la venta - - - A 31 de diciembre de 2021 se realizaron las siguientes reclasificaciones a mantenidos para la venta: MILES DE EUROS E\u00d3LICA ONSHORE E\u00d3LICA OFFSHORE TOTAL ACTIVO Inmovilizado material 373.878 - 373.878 Activos en derecho de uso 12.350 - 12.350 Otros activos 75.095 25.111 100.206 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 9.490 - 9.490 Activos no corrientes mantenidos para la venta 470.813 25.111 495.924 PASIVO Deuda financiera - - - Provisiones 6.965 - 6.965 Otros pasivos 55.522 - 55.522 Pasivos no corrientes mantenidos para la venta 62.487 - 62.487 Estas reclasificaciones se realizaron \u00fanicamente a efectos de la presentaci\u00f3n de estados financieros, sin impacto en la valoraci\u00f3n de estos activos y pasivos, ya que se espera que el valor razonable menos los costes de venta sea superior a su valor contable, conforme a la NIIF 5. 28. Capital social y prima de emisi\u00f3n El 15 de abril de 2021, EDPR realiz\u00f3 una ampliaci\u00f3n de capital mediante la emisi\u00f3n de 88.250.000 acciones ordinarias, con un valor nominal de 5 euros cada una y un precio de suscripci\u00f3n de 17 euros por acci\u00f3n, excluyendo los derechos de suscripci\u00f3n preferente de los accionistas de la Sociedad. Las nuevas acciones son equivalentes a las dem\u00e1s acciones de EDPR y conferir\u00e1n a sus titulares, desde la fecha de la emisi\u00f3n respectiva, los mismos derechos que las otras acciones existentes antes del aumento de capital. Por tanto, el capital social de EDPR asciende a 31 de diciembre de 2022 y 2021 a 4.802.790.810 euros, representado por 960.558.162 acciones de 5 euros de valor nominal cada una, todas ellas de una sola clase y serie. Las acciones son al portador y est\u00e1n representadas por medio de anotaciones en cuenta. La Sociedad tiene derecho a solicitar la cotizaci\u00f3n de sus acciones y todos los accionistas est\u00e1n inscritos en los registros pertinentes de anotaciones en cuenta. Estas acciones tienen los mismos derechos de voto y derechos de participaci\u00f3n en beneficios y son transmisibles libremente. La estructura accionarial de EDP Renov\u00e1veis, S.A. a 31 de diciembre 2022 es la siguiente: N.\u00ba DE ACCIONES % CAPITAL % DERECHOS VOTO EDP - Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Sucursal) 720.191.372 74,98% 74,98% Otros (*) 240.366.790 25,02% 25,02% 960.558.162 100,00% 100,00% (*) Acciones cotizadas en el mercado de valores de Lisboa No ha habido cambios en el capital social ni en la prima de emisi\u00f3n durante 2022. La prima de emisi\u00f3n es libremente distribuible. Los movimientos del capital social y la prima de emisi\u00f3n durante 2021 han sido los siguientes: CAPITAL SOCIAL PRIMA DE EMISI\u00d3N Saldo a 1 de enero de 2022 4.361.541 552.035 Movimientos durante el ejercicio (netos de los costes de transacci\u00f3n) 441.250 1.046.978 Saldo a 31 de diciembre de 2022 4.802.791 1.599.013 Las ganancias por acci\u00f3n atribuibles a los accionistas de EDPR se analizan de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Beneficio atribuible a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en miles de euros) 616.231 655.443 Beneficio de actividades continuadas atribuible a tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en miles de euros) 616.231 655.443 Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n 960.558.162 934.818.579 Promedio ponderado de acciones ordinarias diluidas en circulaci\u00f3n 960.558.162 934.818.579 Ganancias por acci\u00f3n (b\u00e1sicas) atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (diluidas) atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (b\u00e1sicas) de actividades continuadas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (diluidas) de actividades continuadas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 El Grupo EDPR calcula sus ganancias por acci\u00f3n b\u00e1sicas y diluidas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio neto de la dominante mediante el uso del promedio ponderado de las acciones ordinarias en circulaci\u00f3n durante el ejercicio. La Sociedad no dispone de ninguna acci\u00f3n propia a 31 de diciembre de 2022 y 2021. El promedio de acciones se determine de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Acciones ordinarias emitidas al inicio del ejercicio 960.558.162 872.308.162 Efecto de acciones emitidas durante el ejercicio - 62.510.417 Promedio de acciones realizadas 960.558.162 934.818.579 Promedio de acciones durante el ejercicio 960.558.162 934.818.579 Promedio diluido de acciones durante el ejercicio 960.558.162 934.818.579 29. Otro resultado global, reservas y ganancias acumuladas Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTRO RESULTADO GLOBAL Reserva de valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) -1.052.141 -754.882 Reserva de valor razonable (instrumentos de patrimonio a valor razonable) 19.737 4.146 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n 672.254 383.406 Diferencias de conversi\u00f3n \u2013 cobertura de inversi\u00f3n neta -790.770 -544.039 Diferencias de conversi\u00f3n \u2013 cobertura de inversi\u00f3n neta \u2013 Coste de cobertura -20.925 711 -1.171.745 -910.658 OTRAS RESERVAS Y GANANCIAS ACUMULADAS Ganancias acumuladas y otras reservas 2.903.746 2.344.797 Capital adicional desembolsado 60.666 60.666 Reserva legal 214.829 214.829 3.179.241 2.620.292 2.007.496 1.709.634 Reserva de conversi\u00f3n de divisa - Cobertura de la inversi\u00f3n neta y coste de la cobertura Los movimientos de esta partida en el ejercicio 2022 son los siguientes: MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Saldo a 31 de diciembre de 2021 -544.039 711 Cambios en el valor razonable -320.792 -28.849 Efecto fiscal de cambios de valor razonable 77.383 7.213 Tipo de cambio - - Traspaso a la cuenta de resultados resultante de la venta de una filial extranjera -3.222 - Otros - - Saldo a 31 de diciembre de 2022 -790.670 -20.925 Los movimientos de esta partida en el ejercicio 2021 son los siguientes: MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Saldo a 31 de diciembre de 2020 -569.648 -166 Cambios en el valor razonable -148.401 877 Efecto fiscal de cambios de valor razonable 30.422 - MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Tipo de cambio 155.207 - Traspaso a la cuenta de resultados resultante de la venta de una filial extranjera -15.751 - Otros 4.132 - Saldo a 31 de diciembre de 2021 -544.039 711 Capital adicional desembolsado La contabilidad de las transacciones entre entidades bajo control com\u00fan no est\u00e1 recogida en la NIIF 3. Por lo tanto, a falta de directrices espec\u00edficas en las NIIF, el Grupo EDPR ha adoptado una pol\u00edtica contable para estas transacciones, seg\u00fan ha considerado oportuno. Seg\u00fan la pol\u00edtica del Grupo, las combinaciones de negocios entre entidades bajo control com\u00fan se contabilizan en los estados financieros consolidados usando los valores contables de la sociedad adquirida (subgrupo) en los estados financieros consolidados de EDPR. La diferencia entre el valor contable de los activos netos recibidos y la contraprestaci\u00f3n pagada se reconoce en el patrimonio neto. Reserva legal La reserva legal se ha dotado con arreglo al art\u00edculo 274 de la Ley de Sociedades de Capital espa\u00f1ola en virtud de la cual las sociedades est\u00e1n obligadas a transferir el 10% de los beneficios del ejercicio a una reserva legal hasta que dicha reserva alcance un importe igual al 20% del capital social. Esta reserva no se distribuye entre los accionistas y solo se puede utilizar para compensar p\u00e9rdidas si no hay disponible ninguna otra reserva o para la ampliaci\u00f3n de capital. Distribuci\u00f3n de beneficios (sociedad dominante) La propuesta para la distribuci\u00f3n de beneficios del Consejo de Administraci\u00f3n de EDP Renov\u00e1veis, S.A. de 2022 que se presentar\u00e1 en la Junta General de Accionistas se analiza de la siguiente manera: EUROS BASE PARA DISTRIBUC\u00d3N P\u00e9rdida del ejercicio 2022 -220.662.410 Ganancias acumuladas 240.139.541 DISTRIBUCI\u00d3N P\u00e9rdidas de ejercicios anteriores -220.662.410 Dividendos 240.139.541 La propuesta para la distribuci\u00f3n de beneficios de EDP Renov\u00e1veis, S.A. de 2021 que se present\u00f3 en la Junta General de Accionistas se analiza de la siguiente manera: EUROS BASE PARA DISTRIBUC\u00d3N P\u00e9rdida del ejercicio 2022 -95.471.089,00 Ganancias acumuladas 86.450.234,58 DISTRIBUCI\u00d3N P\u00e9rdidas de ejercicios anteriores -95.471.089,00 Dividendos 86.450.234,58 Reserva de valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) La reserva a valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) est\u00e1 compuesta por la parte efectiva del cambio neto acumulado en el valor razonable de los instrumentos de cobertura de flujos de efectivo. Reserva de valor razonable (instrumentos de patrimonio a valor razonable) Esta reserva est\u00e1 compuesta por el cambio neto acumulado en el valor razonable de los activos financieros disponibles para la venta en la fecha del balance: MILES DE EUROS Saldo a 1 de enero de 2021 3.318 Parque E\u00f3lico Montes de las Navas, S.L. 828 Saldo a 31 de diciembre de 2021 4.146 Parque E\u00f3lico Montes de las Navas, S.L. E\u00f3licas P\u00e1ramo de Poza, S.A. Otros 4.542 10.352 697 Saldo a 31 de diciembre de 2022 19.737 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n Esta partida refleja el importe que surge de la conversi\u00f3n de los estados financieros de las sociedades dependientes y asociadas de su moneda funcional a euros. Los tipos de cambio m\u00e1s significativos empleados en la formulaci\u00f3n de los estados financieros consolidados son los siguientes: TIPOS DE CAMBIO A 31 DECEMBER 2022 TIPOS DE CAMBIO A 31 DECEMBER 2021 TIPO DE CIERRE TIPO MEDIO TIPO DE CIERRE TIPO MEDIO D\u00f3lar estadounidense USD 1,067 1,053 1,133 1,183 Esloti polaco PLN 4,690 4,688 4,599 4,567 Real brasile\u00f1o BRL 5,639 5,440 6,310 6,378 Nuevo leu RON 4,947 4,931 4,948 4,921 Libra esterlina GBP 0,887 0,853 0,840 0,860 D\u00f3lar canadiense CAD 1,444 1,369 1,439 1,483 Peso mexicano MXN 20,781 21,198 23,28 23,99 Peso colombiano COP 5.133,687 4.470,960 4.527 4.426 Flor\u00edn h\u00fangaro HUF 400,87 391,286 369,2 358,5 Dong vietnamita VND 25.182 24.601 25.852 27.079 D\u00f3lar singapurense SGD 1,43 1,451 - - 30. Participaciones no dominantes Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Participaciones no dominantes en el beneficio del ejercicio 200.871 154.135 Participaciones no dominantes en capital social y en reservas 1.344.263 1.253.891 1.545.134 1.408.026 Las participaciones no dominantes, por subgrupo, se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 EDPR NA 912.461 886.475 EDPR EU 520.217 461.283 EDPR LATAM 65.131 58.524 EDPR APAC 47.325 1.744 1.545.134 1.408.026 El movimiento en las participaciones no dominantes del Grupo EDP Renov\u00e1veis hace principalmente referencia a: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero 1.408.026 1.276.282 Distribuci\u00f3n de dividendos -62.867 -38.387 Beneficio/(P\u00e9rdida) neto del ejercicio 200.871 154.135 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n 55.916 67.203 Adquisiciones y ventas sin cambio de control -2.076 1.020 Ampliaciones/(Reducciones) de capital social -98.508 -69.164 Otros cambios 43.772 16.937 Saldo a 31 de diciembre 1.545.134 1.408.026 31. Deuda financiera La Deuda financiera (corriente y no corriente) se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 DEUDA FINANCIERA \u2013 NO CORRIENTE Pr\u00e9stamos bancarios: - EDPR EU 66.876 114.592 - EDPR LATAM 325.656 330.402 - EDPR NA 361.177 368.622 - EDPR APAC 182.886 - Pr\u00e9stamos recibidos de entidades del Grupo EDP: - EDP Renov\u00e1veis, S.A. 207.507 230.036 - EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.L. 3.698.948 2.293.120 Otros Pr\u00e9stamos: - EDPR EU 15.374 16.332 - EDPR APAC 11.428 - Total pr\u00e9stamos y deuda - No corriente 4.869.851 3.353.104 Dep\u00f3sito de garant\u00eda - Project Finance y otros (*) -23.311 -23.397 Total dep\u00f3sitos de garant\u00eda \u2013 No corriente -23.311 -23.397 DEUDA FINANCIERA \u2013 CORRIENTE Pr\u00e9stamos bancarios: - EDPR EU 318.482 46.056 - EDPR LATAM 9.393 11.156 - EDPR NA 37.455 45.881 - EDPR APAC 66.847 - Pr\u00e9stamos recibidos de entidades del Grupo EDP: - EDP Renov\u00e1veis, S.A. 37.026 99.150 - EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.L. 770.298 439.029 Otros pr\u00e9stamos: - EDPR EU 1.207 1.001 - EDPR APAC 1.258 - Intereses a pagar 48.137 45.572 Total pr\u00e9stamos y deudas - Corriente 1.290.103 687.845 Dep\u00f3sito de garant\u00eda - Project Finance y otros (*) -26.734 -25.708 Total dep\u00f3sitos de garant\u00eda - Corriente -26.734 -25.708 Total pr\u00e9stamos y deuda - Corriente y no corriente 6.159.954 4.040.949 Total pr\u00e9stamos y deuda netos de garant\u00edas - Corriente y no corriente 6.109.909 3.991.844 (*) Los dep\u00f3sitos de garant\u00eda hacen referencia principalmente a los importes mantenidos en cuentas bancarias para cumplir con las obligaciones establecidas en acuerdos de financiaci\u00f3n de proyectos (project finance) suscritos por determinadas sociedades dependientes de EDPR. Los pr\u00e9stamos recibidos de entidades del grupo EDP tanto corrientes como no corrientes a 31 de diciembre de 2022 se refieren principalmente a un conjunto de pr\u00e9stamos concedidos por EDP Finance BV por importe de 4.213.354 miles de euros (2.652.919 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), incluyendo intereses devengados y deducidos los gastos de formalizaci\u00f3n de deuda (3.906.456 miles de euros no corrientes y 306.898 miles de euros corrientes) (2.290.156 miles de euros no corrientes y 362.763 miles de euros corrientes a 31 de diciembre de 2021) y por EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. por importe de 544.832 miles de euros (445.499 miles de euros a 31 de diciembre de 2021 de los cuales 233.000 miles de euros no corrientes y 212.499 miles de euros corrientes). Este importe incluye 311.807 miles de euros relacionados con cash-pooling. El vencimiento medio de los pr\u00e9stamos a largo plazo es de aproximadamente 4 a\u00f1os y devenga un tipo de inter\u00e9s de mercado medio ponderado del 1,8% para los pr\u00e9stamos en euros y del 4% para pr\u00e9stamos en d\u00f3lares. En 2022, EDPR ha recibido 1.736 millones de euros del Grupo EDP. El prop\u00f3sito de esta financiaci\u00f3n fue la adquisici\u00f3n de plataformas en diferentes geograf\u00edas como Kronos Solar en Alemania, Grupo Sunseap en Singapur, Xuan Thien en Vietnam y el resto para destinarse al desarrollo interno de proyectos. Los principales eventos relacionados con la financiaci\u00f3n y refinanciaci\u00f3n del Grupo est\u00e1 principalmente relacionado con: i) la deuda financiera externa en la cual la incorporaci\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6) ha resultado en un incremento de 246.171 miles de euros, el proyecto Nation Rise en Canad\u00e1 ha supuesto un incremento de 9.759 miles de euros y, ii) el proyecto Boqueirao y, otros en Brasil ha supuesto un incremento de 165.459 miles de euros en la deuda financiera. Para estos pr\u00e9stamos corporativos mencionados anteriormente, 1.267 millones de euros fueron financiados a trav\u00e9s de di- ferentes pr\u00e9stamos sint\u00e9ticos, es decir, EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A cubre sus pagos variables con una permuta de tipos de inter\u00e9s (swap). En lugar de pagar un pr\u00e9stamo en EUR, EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. pagar\u00e1 un tramo en d\u00f3lares americanos y recibir\u00e1 un tramo en euros, que coincidir\u00e1 con el tramo de pago en euros del pr\u00e9stamo 325 millones de euros en febrero, 448 millones de euros en abril y 494 millones de euros en noviembre. A 31 de diciembre de 2022, los pagos futuros de deudas y pr\u00e9stamos, as\u00ed como intereses devengados por tipo de pr\u00e9stamo y moneda se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2023 2024 2025 2026 2027 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL PR\u00c9STAMOS BANCARIOS Euro 302.990 25.224 11.755 158 - - 340.127 Esloti polaco 15.938 19.121 8.226 3.901 - - 47.186 D\u00f3lar americano 33.194 23.874 23.242 28.104 23.822 177.350 309.585 Real brasile\u00f1o 14.298 17.817 19.441 24.287 22.737 250.173 348.753 D\u00f3lar canadiense 6.338 6.442 7.789 7.974 8.107 114.015 150.665 D\u00f3lar singapurense 31.147 2.336 4.695 2.568 23.091 15.262 79.099 Otros 32.526 12.226 12.846 9.752 11.082 31.156 109.588 436.431 107.040 87.994 76.743 88.839 587.956 1.385.002 PR\u00c9STAMOS RECIBIDOS DE ENTIDADES DEL GRUPO EDP Euro 589.224 - - - - 1.126.220 1.715.444 D\u00f3lar americano 262.507 488.641 233.350 507.242 568.779 982.223 3.042.742 851.731 488.641 233.350 507.242 568.779 2.108.443 4.758.186 OTROS PR\u00c9STAMOS Euro 1.243 1.011 1.031 1.304 1.073 10.954 16.616 Otros 1.305 - 11.428 - - - 12.733 2.549 1.011 12.459 1.304 1.073 10.954 29.350 Gastos de formalizaci\u00f3n de deuda -607 - - -11.977 - - -12.584 1.290.103 596.692 333.803 573.312 658.691 2.707.353 6.159.954 A 31 de diciembre de 2021, los pagos futuros de deudas y pr\u00e9stamos, as\u00ed como intereses devengados por tipo de pr\u00e9stamo y moneda se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2022 2023 2024 2025 2026 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL PR\u00c9STAMOS BANCARIOS Euro 31.419 31.096 25.224 11.755 - - 99.494 D\u00f3lar americano 35.845 18.037 18.551 20.566 21.429 236.241 350.669 Real brasile\u00f1o 19.092 10.870 12.860 14.303 14.583 198.039 269.747 Otros 25.509 16.472 9.256 10.015 5.022 151.765 218.039 111.865 76.475 65.891 56.639 41.034 586.045 937.949 PR\u00c9STAMOS RECIBIDOS DE ENTIDADES DEL GRUPO EDP Euro 211.587 233.000 - - - - 444.587 D\u00f3lar americano 363.683 247.219 460.166 219.632 466.405 896.855 2.653.960 575.270 480.219 460.166 219.632 466.405 896.855 3.098.547 OTROS PR\u00c9STAMOS Euro 1.005 1.202 1.020 1.031 1.052 12.027 17.337 1.005 1.202 1.020 1.031 1.052 12.027 17.337 Gastos de formalizaci\u00f3n de deuda -295 -703 -313 -613 -516 -10.444 -12.884 687.845 557.193 526.764 276.689 507.975 1.484.483 4.040.949 El Grupo cuenta con financiaciones de proyectos (project finance) que incluyen las garant\u00edas habituales en este tipo de financiaciones, es decir, la pignoraci\u00f3n o promesa de pignoraci\u00f3n de cuentas bancarias y los activos de los proyectos en cuesti\u00f3n. A 31 de diciembre de 2022, estas financiaciones ascienden a 1.097.288 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 843.778 miles de euros), que se incluyen en el ep\u00edgrafe de deuda financiera. A 31 de diciembre de 2022 y 2021, el Grupo confirma el cumplimiento de todos los compromisos (covenants) de la Cartera de Project Finance previstos en los contratos de financiaci\u00f3n. Adicionalmente, existen garant\u00edas otorgadas por importe de 16.111 miles de euros por otros pr\u00e9stamos que son otorgadas por EDPR ( 17.329 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). El valor razonable de la deuda del Grupo EDP Renov\u00e1veis se analiza de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE (*) VALOR DE MERCADO VALOR CONTABLE (*) VALOR DE MERCADO Deuda financiera \u2013 No corriente 4.869.851 4.196.714 3.353.104 3.354.591 Deuda financiera - Corriente 1.290.103 1.290.103 687.845 687.845 6.159.954 5.486.817 4.040.949 4.042.436 (*) Neto de gastos de formalizaci\u00f3n de deuda El valor de mercado de la deuda y los pr\u00e9stamos a medio/largo plazo (no corrientes) que devengan un tipo de inter\u00e9s fijo se calcula sobre la base de los flujos de caja descontados a los tipos vigentes en la fecha del balance. El valor de mercado de la deuda y los pr\u00e9stamos que devengan un tipo de inter\u00e9s variable se considera que no difiere de su valor contable, ya que estos pr\u00e9stamos devengan intereses a un tipo indexado al Euribor. El valor contable de la deuda y los pr\u00e9stamos a corto plazo (corrientes) se considera como el valor de mercado. 32. Provisiones Provisiones se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio 264.756 313.594 Provisi\u00f3n por otros pasivos y gastos 4.987 10.565 Provisi\u00f3n a largo plazo y otros pasivos y gastos 4.266 4.249 Provisi\u00f3n a corto plazo por otros pasivos y gastos 723 6.316 Gastos por prestaciones a empleados 468 474 270.213 324.633 Las provisiones de desmantelamiento y retirada de activos se corresponden con los costes que se van a producir por el desmantelamiento de los parques e\u00f3licos y solares y la restituci\u00f3n de los emplazamientos y terrenos a su estado original, de acuerdo con la pol\u00edtica contable correspondiente. La cantidad anterior se refiere principalmente a: (i) 140.723 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en Norteam\u00e9rica (31 de diciembre de 2021: 163.100 miles de euros); (ii) 110.441 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en Europa (31 de diciembre de 2021: 146.014 miles de euros); (iii) 2.679 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en LATAM (31 de diciembre de 2021: 3.370 miles de euros) y (iv) 10.913 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en APAC (31 de diciembre de 2021: 1.110 miles de euros). La variaci\u00f3n durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022 en la provisi\u00f3n de desmantelamiento se explica de la siguiente manera: \u2022 Incremento por importe de 6.162 miles de euros por la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6), 5.639 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n de Long Road (v\u00e9ase nota 6), 2.303 miles de euros por la adquisici\u00f3n de Xuan Thien; \u2022 Incremento por importe de 9.841 miles de euros por proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 5.505 miles de euros por la venta de ciertas sociedades durante el periodo (v\u00e9ase nota 6 y 9); \u2022 Actualizaci\u00f3n de las hip\u00f3tesis consideradas para el desmantelamiento de los parques acorde a un an\u00e1lisis en profundidad llevado a cabo por el departamento t\u00e9cnico de EDPR as\u00ed como la actualizaci\u00f3n de las tasas de descuento e inflaci\u00f3n usadas para determinar las provisiones, con un impacto neto de disminuci\u00f3n por valor de 84.613 miles de euros: \u2022 Incremento por importe de 11.606 miles de euros relacionados con la variaci\u00f3n de los tipos de cambio, principalmente el d\u00f3lar estadounidense; \u2022 Incremento por la actualizaci\u00f3n financiera del periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 por un importe de 5.729 miles de euros. El ep\u00edgrafe de provisiones a corto plazo y por otros pasivos y gasto disminuye en 5.940 miles de euros por la reversi\u00f3n de la provisi\u00f3n registrada en 2016 seg\u00fan la regulaci\u00f3n portuguesa \u201cPortaria 268-B/2016\u201d ya que, acorde a un an\u00e1lisis legal, el riesgo de cualquier tipo de salida de efectivo ya no se considera probable. No ha habido movimientos significativos en las provisiones para otros pasivos y gastos en 2021. EDP Renov\u00e1veis considera que las provisiones registradas en los estados financieros consolidados cubren adecuadamente las obligaciones previsibles descritas en esta nota. Por lo tanto, no se espera que den lugar a pasivos adicionales a los registrados. 33. Pasivos con inversores institucionales en Norteam\u00e9rica Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Ingresos diferidos relacionados con los beneficios proporcionados 798.362 731.573 Pasivos surgidos de asociaciones con inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 1.413.800 1.528.168 2.212.162 2.259.741 Los movimientos en la partida de pasivos con inversores institucionales en Norteam\u00e9rica se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo al inicio del ejercicio 2.259.741 1.933.542 Cobros recibidos de inversores institucionales 57.095 779.825 Costes diferidos de transacciones -2.172 -4.431 Pagos a inversores institucionales -134.480 -83.230 Ingresos (v\u00e9ase la nota 7) -233.505 -177.205 Actualizaci\u00f3n financiera (v\u00e9ase la nota 14) 96.955 79.023 P\u00e9rdida de control de sociedades con inversores institucionales - -420.522 Diferencias de cambio 142.242 168.318 Otros 26.286 -15.579 Salgo al final del ejercicio 2.212.162 2.259.741 El Grupo ha suscrito varios acuerdos de asociaci\u00f3n con inversores institucionales en Estados Unidos, a trav\u00e9s de acuerdos de sociedad de responsabilidad limitada que distribuyen los flujos de efectivo generados por los parques e\u00f3licos entre los inversores y la Sociedad y asignan los beneficios fiscales, que incluyen los cr\u00e9ditos fiscales a la producci\u00f3n (PTC), los cr\u00e9ditos fiscales a la inversi\u00f3n (ITC) y la amortizaci\u00f3n acelerada, principalmente al inversor. Los cobros recibidos de inversores institucionales se refieren principalmente a los importes asegurados y percibidos por valor de 57.095 miles de euros (60.130 miles de d\u00f3lares) a cambio de una participaci\u00f3n en proyectos solares y e\u00f3licos onshore. En 2021, EDPR NA perdi\u00f3 el control sobre el negocio de Vento XX tras completar la venta del 68% de sus participaciones y sobre el negocio Riverstart (v\u00e9ase nota 6), suponiendo una disminuci\u00f3n por importe de 420.522 miles de euros en los pasivos por inversores institucionales de dichos negocios. EDPR NA proporciona a sus inversores en capital fiscal las garant\u00edas empresariales est\u00e1ndar t\u00edpicas de estos acuerdos para indemnizarles por los costes en que puedan incurrir como consecuencia de fraude, conducta dolosa o incumplimiento por parte de EDPR NA de cualquier obligaci\u00f3n operativa en virtud de los acuerdos de capital fiscal. El ep\u00edgrafe otros incluye, principalmente, a 31 de diciembre de 2022 un importe de 26.506 miles de euros relacionados con los cambios en el per\u00edmetro durante el a\u00f1o (7.216 miles de euros a 31 de diciembre de 2021) (v\u00e9ase nota 42). 34. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Subvenciones oficiales/subvenciones por inversiones en activos fijos 317.446 311.203 Contratos de venta de electricidad - EDPR NA 4.353 5.092 Proveedores de inmovilizado material 202.826 189.052 Otros acreedores y operaciones varias 108.424 129.340 633.049 634.687 ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Proveedores 248.577 176.410 Proveedores de inmovilizado material 2.387.080 1.334.230 Otros acreedores y operaciones varias 283.087 178.151 2.918.744 1.688.791 3.551.793 2.323.478 Las subvenciones oficiales por inversiones en activos fijos hacen referencia esencialmente a las subvenciones recibidas por el subgrupo EDPR NA en virtud de la Recovery and Reinvestment Act (Ley de Recuperaci\u00f3n y Reinversi\u00f3n) publicada por el Gobierno de Estados Unidos. En proveedores de inmovilizado material (no corriente) se incluyen principalmente success fees a pagar a largo plazo por la adquisici\u00f3n de determinados proyectos en Estado Unidos por un importe total de 46.600 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 47.481 miles de euros), Colombia por un importe total de 47.754 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 40.022 miles de euros), Reino Unido por un importe total de 32.754 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 34.760 miles de euros), Grecia por un importe total de 32.687 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 24.769 miles de euros), Polonia por un importe total de 22.155 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 18.712 miles de euros) y Ruman\u00eda por un importe total de 13.396 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 12.131 miles de euros) que, por la naturaleza de dichas operaciones, el tipo de activos adquiridos y el estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos, han sido considerados como adquisiciones de activos (v\u00e9ase la nota 6). La variaci\u00f3n de Otros acreedores y operaciones varias - No corriente se explica principalmente por la evoluci\u00f3n de los precios del mercado de la energ\u00eda en Espa\u00f1a en relaci\u00f3n con el establecimiento del ajuste de los l\u00edmites superior e inferior del pool como resultado de la publicaci\u00f3n del Real Decreto-Ley 413/2014 y la Orden IET/1045/2014, y las reformas regulatorias establecidas por el Real Decreto-Ley 6/2022 y el Real Decreto-Ley 10/2022. El saldo de dicho concepto a 31 de diciembre de 2022 asciende a un importe acreedor de 87.369 miles de euros (31 de diciembre 2021: 101,859 miles de euros) de los que un importe acreedor de 40.330 miles de euros se refiere al semiper\u00edodo 2022, un importe acreedor de 36.940 miles de euros se refiere al semiperiodo 2020-2021, un importe acreedor de 13.268 miles de euros se refiere al semiper\u00edodo 2017-2019 y un importe deudor de 3.169 miles de euros se refiere al semiperiodo 2014-2016. Los movimientos durante el periodo, los cuales se han registrado bajo el ep\u00edgrafe de Ventas in el cuenta de resultados consolidadase refieren principalmente a: \u2022 Reducci\u00f3n por importe de 11.422 miles de euros como resultado de la actualizaci\u00f3n del coeficiente de apuntamiento para el periodo 2021-2022; \u2022 Incremento por importe de 40.324 miles de euros como resultado del ajuste por desviaciones al precio de mercado del ejercicio 2022. El resto de movimientos en el ep\u00edgrafe est\u00e1n relacionado con la reversi\u00f3n de los ajustes por desviaciones al precio de mercado de acuerdo a las pol\u00edticas contables del Grupo. Debido a los altos precios de la electricidad que se est\u00e1n produciendo en el mercado espa\u00f1ol, considerando los precios de mercado hasta diciembre de 2022, las instalaciones del Grupo EDPR cuya puesta en servicio se produjo en los a\u00f1os 2006- 2007 alcanzar\u00e1n un valor actual neto igual a cero el pr\u00f3ximo semiperiodo regulatorio (2026) en lugar de al final de la vida \u00fatil regulatoria de la instalaci\u00f3n. Por lo tanto, el Grupo EDPR ha dejado de reconocer, para estas instalaciones, los ajustes por desviaciones de los precios de mercado, y ha dado de baja los devengos netos (activos y pasivos). El impacto contable a 31 de diciembre de 2022, por importe de 40.324 miles de euros, se ha registrado como un incremento en el ep\u00edgrafe de ingresos de la cuenta de resultados consolidada. La variaci\u00f3n en Proveedores, adem\u00e1s de por el curso regular del negocio, se ve impactada por la adquisici\u00f3n de los negocios de generaci\u00f3n solar distribuida, Grupo Sunseap y Long Road. Proveedores de inmovilizado material (corriente) se refiere a parques e\u00f3licos y solares en construcci\u00f3n principalmente en Estados Unidos por importe de 1.225.554 miles de euros (873.189 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), Canad\u00e1 por importe de 108.275 miles de euros, Colombia por importe de 356.474 miles de euros, Polonia por importe de 172.308 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 104.864 miles de euros), M\u00e9xico por un importe de 74.769 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 60.338 miles de euros), Italia por un importe de 69.769 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 43.754 miles de euros), Espa\u00f1a por un importe de 73.724 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 32.016 miles de euros) y Portugal por un importe de 97.709 miles de euros. En este ep\u00edgrafe tambi\u00e9n se incluyen los success fees a pagar a corto plazo por la adquisici\u00f3n de determinados proyectos por un importe de 141.838 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 97.390 miles de euros) principalmente en Estados Unidos, Colombia, Reino Unido, Grecia, Italia, Ruman\u00eda y Polonia que por la naturaleza de dichas operaciones, el tipo de activos adquiridos y el estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos, han sido considerados como adquisiciones de activos. El valor razonable y el valor en libros de los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corriente no difieren significativamente. La Compa\u00f1\u00eda ha preparado la informaci\u00f3n siguiente para las sociedades dependientes espa\u00f1olas de acuerdo con el criterio que exige la resoluci\u00f3n del Instituto de Contabilidad y Auditor\u00eda de Cuentas (ICAC), de 29 de enero de 2017, sobre informaci\u00f3n a incorporar en la memoria de los estados financieros en relaci\u00f3n con los aplazamientos de pago a proveedores en operaciones comerciales: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 D\u00cdAS Periodo medio de pago 28 42 Ratio de operaciones pagadas 31 46 Ratio de operaciones pendientes 7 23 Total de pagos realizados 62.402 123.843 Total de pagos pendientes 9.566 23.575 En 2022, n\u00famero total de facturas pagadas durante el periodo legal de pago asciende a 10.212 (97% del total de facturas recibidas) y el total de pagos hechos durante el periodo legal de pago legal supone un importe de 54.931 miles de euros (88% del total a pagar). El periodo medio de pago a proveedores ha sido 28 d\u00edas, inferior al periodo estipulado por ley de 60 d\u00edas. 35. Otros pasivos y otras cuentas a pagar Otros pasivos y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 71.035 21.200 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 82.895 122.964 Instrumentos financieros derivados 1.335.600 437.620 Pasivos por arrendamiento 966.932 648.082 Otros acreedores y operaciones varias 387.882 1.352 2.844.344 1.231.218 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 229.186 62.589 Instrumentos financieros derivados 647.419 788.580 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 17.407 39.762 Pasivos por arrendamiento 72.889 50.445 Otros acreedores y operaciones varias 43.343 26.267 1.010.244 967.643 3.854.588 2.198.861 El ep\u00edgrafe Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes corriente y no corriente incluye principalmente: \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Portugal (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2017 del 49% de las participaciones en EDPR PT - Parques E\u00f3licos S.A y sociedades dependientes por un total de 20.713 miles de euros, incluyendo intereses devengados (25.760 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), a un tipo fijo del 3,75%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Poland (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. y sus filiales por un importe total de 41.026 miles de euros, incluyendo intereses devengados (74.086 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), que devengan intereses a un tipo fijo que oscila entre el 2,95% y el 7,23%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Italia (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Italia, S.r.l. y sus filiales por un importe total de 31.954 miles de euros, incluyendo intereses devengados (43.868 miles de euros al 31 de diciembre de 2021), que devengan un inter\u00e9s fijo del 4,50%; \u2022 Adicionalmente, el ep\u00edgrafe pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes que inclu\u00eda pr\u00e9stamos concedidos por CITIC CWEI Renewables (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2013 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. por un importe total de 13.590 miles de euros incluyendo intereses, ha sido completamente pagada en el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El ep\u00edgrafe de pasivos por arrendamiento - No corrientes y corrientes incluye los pasivos por arrendamiento relacionados con la NIIF 16. La variaci\u00f3n en ambos ep\u00edgrafes es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero 698.527 689.709 Aumentos debido a nuevos contratos de arrendamiento 327.487 137.858 Actualizaci\u00f3n financiera (nota 14) 33.612 28.852 Pago de arrendamientos -54.612 -43.746 Diferencias de cambio 28.590 43.568 Cambios en el per\u00edmetro y otros cambios 6.217 -157.714 Saldo a 31 de diciembre 1.039.821 698.527 Los aumentos debidos a los nuevos contratos de arrendamiento se sit\u00faan principalmente en Estados Unidos, Espa\u00f1a, Canad\u00e1 y Polonia. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe total de 40.581 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 10.072 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa; \u2022 Disminuci\u00f3n por importa total de 24.302 miles de euros por la venta de una sociedad en Norteam\u00e9rica. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2021 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 4.858 miles de euros en relaci\u00f3n con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida en EDPR North America (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 55.545 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con una consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 41.134 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 36.758 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 16.727 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 12.533 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta. A continuaci\u00f3n se indica el valor nominal de las rentas adeudadas por contratos de arrendamiento a 31 de diciembre de 2022: (i) menos de 5 a\u00f1os: 379.408 miles de euros; ii) de 5 a 10 a\u00f1os: 358.453 miles de euros; iii) de 10 a 15 a\u00f1os: 351.681 miles de euros; y (iv) m\u00e1s de 15 a\u00f1os: 653.040 miles de euros. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 71.035 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 20.395 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con el pago del precio variable de la venta de la sociedad Vento XX y subsidiarias; \u2022 Incremento en 41.288 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con la adquisici\u00f3n de Xuan Thien Ninh Thuan JSC y Xuan Thien Thuan Vac JSC (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Incremento por importe de 166.510 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el remanente del coste a pagar, principalmente, por las sociedades Meadow Lake Solar Park LLC, Rosewater y Vento XX; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 39.549 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el pago durante 2022 del remanente del coste por la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC. El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (no corriente) a 31 de diciembre de 2021 est\u00e1 relacionado principalmente con el precio variable por un importe de 20.396 miles de euros en relaci\u00f3n con la venta de la sociedad Vento XX y sus filiales (v\u00e9ase la nota 6). El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (corriente) corresponde principalmente a los costes pendientes de pagar por un importe de 54.326 miles de euros relacionados con el proyecto de Indiana Crossroads Wind Park LLC. El ep\u00edgrafe otros acreedores y operaciones varias \u2013 corriente y no corriente se incrementa a 31 de diciembre de 2022, principalmente, como consecuencia del valor presente provisionado para las opciones de venta asociadas con el Grupo Sunseap (40.991 miles de euros en no corriente y 15.541 miles de euros en corriente) y el Grupo Kronos Solar (341.996 miles de euros en no corriente) (v\u00e9ase nota 6 y 42). Los valores razonables y valores contables de los actuales acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corrientes no difieren significativamente. V\u00e9ase la nota 37 con respecto a derivados no corrientes y corrientes. 36. Administraciones p\u00fablicas acreedoras Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Impuestos sobre sociedades 99.463 39.439 Retenciones fiscales 13.674 3.983 Impuesto sobre el valor a\u00f1adido (IVA) 45.430 91.401 Otros impuestos 76.837 57.133 235.404 191.956 El incremento en el ep\u00edgrafe de Impuestos sobre sociedades se explica, principalmente, por la subida de precios de la elec- tricidad en Europa y la plusval\u00eda por la venta de ciertas sociedades en Brasil (v\u00e9ase nota 6 y 9). 37. Instrumentos financieros derivados A 31 de diciembre de 2022, el valor razonable y el vencimiento de los derivados se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS VALOR RAZONABLE NOCIONAL (MILES DE UNIDADES) ACTIVOS PASIVOS UNIDA DES HASTA 1 A\u00d1O DE 1 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS TOTAL COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA Permutas cruzadas de divisas (swaps) 5.702 -159.114 EUR 91.158 1.430.850 957.776 2.479.78 4 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 22.583 -84.063 EUR 1.819.013 133.660 - 1.952.673 28.285 -243.177 1.910.171 1.564.510 957.776 4.432.45 7 COBERTURA DE VALOR RAZONABLE Permutas cruzadas de divisas (swaps) 18 -2.056 EUR - - 85.897 85.897 18 -2.056 EUR - - 85.897 85.897 COBERTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO PERMUTAS SOBRE PRECIOS DE ENERG\u00cdA 44.117 -1.594.997 MWh 13.261 42.051 72.915 128.227 PERMUTAS DE TIPO DE INTER\u00c9S (SWAPS) 79.753 -1.725 EUR 159.363 204.355 1.725.040 2.088.75 8 CONTRATOS A PLAZO DE TIPO DE CAMBIO (FORWARDS) 13.985 -14.578 EUR 146.760 290 - 147.050 137.855 -1.611.300 NEGOCIACI\u00d3N Permutas sobre precios de energ\u00eda (swaps) 29.338 -94.952 MWh 4.082 5.124 871 10.077 Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) 1.189 -105 EUR 700 3.070 8.753 12.523 Permutas cruzadas de divisas (swaps) 25.539 -1.521 EUR 182.062 32.353 493.896 708.311 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 78.635 -29.654 EUR 2.349.94 0 72.629 - 2.422.56 9 MILES DE EUROS VALOR RAZONABLE NOCIONAL (MILES DE UNIDADES) ACTIVOS PASIVOS UNIDA DES HASTA 1 A\u00d1O DE 1 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS TOTAL 300.859 -1.983.019 El valor razonable de los instrumentos financieros derivados se contabiliza en Otros deudores y otros activos (nota 24) u Otros pasivos y otras cuentas a pagar (nota 35), dependiendo de si el valor razonable es positivo o negativo, respectivamente. Los derivados de cobertura de inversi\u00f3n neta se refieren principalmente a la permuta cruzada de tipos de inter\u00e9s (CIRS, por sus siglas en ingl\u00e9s) en d\u00f3lares estadounidenses y euros con EDP S.A. tal y como se explica en las notas 39 y 40. Los derivados de inversi\u00f3n netos tambi\u00e9n incluyen CIRS en CAD, BRL, COP y SGD con EDP con el fin de cubrir las operaciones del Grupo EDP Renov\u00e1veis en Canad\u00e1, Brasil, Colombia y Singapur. Los swaps de tipo de inter\u00e9s hacen referencia a la financiaci\u00f3n de proyectos (Project Finance) y se han formalizado para convertir los tipos de inter\u00e9s de variable a fijo. Los swaps de precios de energ\u00eda de cobertura de flujo de caja est\u00e1n relacionados con la cobertura del precio de venta. EDPR NA ha contratado swaps de precios de energ\u00eda para cubrir la volatilidad, en algunos de sus proyectos, de los precios del mercado al contado recibidos. Adem\u00e1s, tanto EDPR NA como EDPR EU han contratado coberturas a corto y largo plazo para cubrir la volatilidad a corto y largo plazo de cierta generaci\u00f3n no contratada de sus parques e\u00f3licos y solares. En algunos mercados de energ\u00eda estadounidenses, EDPR NA est\u00e1 expuesta a riesgos de congesti\u00f3n y de p\u00e9rdida de l\u00edneas que suelen afectar de forma negativa al precio recibido por la energ\u00eda generada en esos mercados. Para cubrir dichos riesgos desde el punto de vista econ\u00f3mico, EDPR NA suscribi\u00f3 Financial Transmission Rights (derechos financieros de transmisi\u00f3n o FTR) y una permuta de tres a\u00f1os de tipo fijo por variable con respecto al Locational Marginal Price (LMP). Los instrumentos financieros derivados de negociaci\u00f3n son derivados contra\u00eddos por coberturas econ\u00f3micas que no cumplen los requisitos de la contabilidad de coberturas. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados se basa, principalmente, en las cotizaciones indicadas por entidades externas, las cuales se comparan con los valores razonables disponibles en las plataformas comunes de informaci\u00f3n financiera. Estas entidades utilizan t\u00e9cnicas de descuento de flujos de efectivo normalmente aceptadas y datos de los mercados p\u00fablicos. Las \u00fanicas excepciones son el CIRS en USD/EUR con EDP S.A, cuyos valores razonables son determinados por el Departamento Financiero de EDP, utilizando las mismas t\u00e9cnicas y datos de flujos de efectivo descontados antes mencionados. As\u00ed pues, de conformidad con los requisitos de la NIIF 13, el valor razonable de los instrumentos financieros derivados se clasifica en el nivel 2 (v\u00e9ase la nota 40) y no se han producido cambios de nivel durante este per\u00edodo. A 31 de diciembre de 2021, el valor razonable y el vencimiento de los derivados se analizan de la siguiente manera: THOUSAND EUROS VALOR RAZONABLE NOCIONAL (MILES DE UNIDADES) ACTIVO S PASIVOS UNID ADES HASTA 1 A\u00d1O DE 1 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS TOTAL COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA Permutas cruzadas de divisas (swaps) 13.851 -84.028 EUR 890.293 763.447 - 1.653.740 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 2.289 -29.004 EUR 976.870 - - 976.870 16.140 -113.032 1.867.163 763.447 - 2.630.610 COBERTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO Permutas sobre precios de energ\u00eda 11.852 -1.031.455 MWh 9.184 14.712 12.964 36.860 Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) 17.561 -17.072 EUR 55.934 154.805 232.786 443.525 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 21.917 -727 EUR 483.600 391.643 - 875.243 51.330 -1.049.254 NEGOCIACI\u00d3N Permutas sobre precios de energ\u00eda (swaps) 24.305 -53.131 MWh 3.086 2.430 908 6.424 Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) - -1.085 EUR 675 2.960 9.563 13.198 Permutas cruzadas de divisas (swaps) 8.125 -1.117 EUR 131.707 136.591 - 268.298 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 11.981 -8.581 EUR 1.911.976 7.366 - 1.919.342 44.411 -63.914 111.881 -1.226.200 Los cambios en el valor razonable de los instrumentos de cobertura y los riesgos que est\u00e1n cubiertos son los siguientes: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 CAMBIOS EN VALOR RAZONABLE CAMBIOS EN VALOR RAZONABLE MILES DE EUROS INSTRUMENTO DE COBERTURA RIESGO CUBIERTO INSTRUMENTO RIESGO INSTRUMENTO RIESGO Cobertura de la inversion neta Permutas cruzadas de divisas (swaps) Cuentas dependientes en USD, RON, BRL, GBP, CAD y COP -91.970 77.881 -121.686 121.533 Cobertura de la inversion neta Contratos a plazo (forward) de tipo de cambio Cuentas dependientes en USD -34.765 9.174 -26.715 - Cobertura de valor razonable Contratos a plazo (forward) de tipo de cambio Cuentas dependientes en PLN -2.038 -2.038 -6.499 -6.499 Cobertura de flujo de ejectivo Permuta de tipo de inter\u00e9s Tipo de inter\u00e9s 77.539 - 23.052 - Cobertura de flujo de ejectivo Permutas sobre precios de energ\u00eda (swaps) Precio de energ\u00eda -517.166 - -997.097 - Cobertura de flujo de ejectivo Contratos a plazo (forward) de tipo de cambio Tipo de cambio -21.783 - 7.337 - -590.183 -85.017 -1.121.608 115.034 urante 2022 y 2021 fueron consideradas las siguientes variables de mercado para el c\u00e1lculo del valor razonable: INSTRUMENTO VARIABLE DE MERCADO Permutas cruzadas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas Valor razonable indexado a los siguientes tipos de inter\u00e9s: Euribor 3M, Euribor 6M, Libor 3M, ROBOR 3M, CDI brasile\u00f1o diario, CAD-BA-CDOR 3M, Wibor 3M, Wibor 6M y CO IBR index; y tipos de cambio: EUR/BRL, EUR/PLN, EUR/CAD, EUR/GBP, EUR/RON EUR/COP and EUR/USD. Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) Valor razonable indexado a los siguientes tipos de inter\u00e9s: Euribor 3M, Euribor 6M, Wibor 6M, Libor 3M y CAD-BA- CDOR 3M. Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) Valor razonable indexado a los siguientes tipos de cambio: EUR/USD, EUR/PLN, EUR/GBP, USD/PLN, USD/HUF, EUR/HUF, USD/CAD, EUR/CAD, BRL/CNY, BRL/EUR, BRL/USD, COP/USD, SGD/USD, EUR/SGD, EUR/TWD, JPY/EUR, EUR/KRW and USD/VND. Permutas sobre precios de energ\u00eda (swaps) Valor razonable indexado al precio de la electricidad. Los movimientos de la reserva de cobertura de flujos de efectivo se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero -754.884 -23.251 Cambios del valor razonable -366.010 -740.954 Transferencias a resultados 6.323 3.329 Efecto de los derivados en las sociedades consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n 82.639 -5.375 Efecto de la venta con p\u00e9rdida de control de las filiales de EDPR -20.209 11.369 Saldo a 31 de diciembre -1.052.141 -754.884 Las ganancias y p\u00e9rdidas en la cartera de instrumentos financieros contabilizados en la cuenta de resultados se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Cobertura de inversiones netas - ineficacia -39.680 -153 Cobertura de flujo de efectivo Transferencia a resultados de la cobertura de los pasivos financieros 2.829 2.130 Transferencia a resultados de la cobertura de los precios de la energ\u00eda (commodities) -9.153 -5.459 Derivados no elegibles para contabilidad de coberturas 104.371 59.607 58.367 56.125 El importe de transferencias a resultados de cobertura de precios de energ\u00eda se contabiliza en Ingresos ordinarios mientras que las ganancias y p\u00e9rdidas restantes se contabilizan en ingresos financieros y gastos financieros, respectivamente (v\u00e9ase la nota 14). Los tipos de inter\u00e9s efectivos de los instrumentos financieros derivados asociados a actividades de financiaci\u00f3n durante 2022 se analizan de la siguiente manera: GRUPO EDPR MONEDA PAGA RECIBE CONTRATOS DE TIPO DE INTER\u00c9S Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) EUR [ 1,59% - 3,67% ] [ -2,70% - 2,48% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) PLN [ 2,48% - 4,17% ] [-7,15% - 7,05% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) USD [ 1,08% - 1,86% ] [ -4,73% - 3,75% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) CAD [ 2,10% - 2,75% ] [ -4,88% - 4,20% ] CONTRATOS DE TIPOS DE INTER\u00c9S Y TIPO DE CAMBIO CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/USD [ 1,08% - 5,78% ] [ -0,29% - 4,73% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/CAD [ 4,41% - 5,16% ] [ 1,56% - 2,20% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/COP [ 4,13% ] [ 2,13% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/GBP [ 1,35% - 1,92% ] [ -0,00% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/BRL [ 5,95% ] [ -0,44% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) USD/BRL [1,37% - 2,02% ] [ 1,40% - 2,71% ] Los tipos de inter\u00e9s efectivos de los instrumentos financieros derivados asociados a actividades de financiaci\u00f3n durante 2021 se analizan de la siguiente manera: GRUPO EDPR MONEDA PAGA RECIBE CONTRATOS DE TIPO DE INTER\u00c9S Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) EUR [ 0,26% - 3,67% ] [ 0,55% - 0,58% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) PLN [ 2,48% - 2,78% ] [ -0,25% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) USD [ 1,08% - 4,14% ] [ -3,5% - -0,09% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) CAD [ 2,10% - 2,75% ] [ -0,58% - -0,51% ] CONTRATOS DE TIPOS DE INTER\u00c9S Y TIPO DE CAMBIO CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/USD [ 0,47% - 1,08% ] [ -0,54% - -0,29% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/CAD [ 0,27% - 0,75% ] [ -0,59% - -0,54% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/COP [ 3,20% - 3,83% ] [ -0,58% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/GBP [ 1,25% - 1,36% ] [ 0,00% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/BRL [ 0,03% - 5,95% ] [ -0,58% - -0,44% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/RON [ 3,11% ] [ -0,57% ] 38. Compromisos A 31 de diciembre de 2022 y 2021, los compromisos financieros no incluidos en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidada con respecto a garant\u00edas financieras y operacionales proporcionadas se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 GARANT\u00cdAS DE NATURALEZA OPERATIVA EDP Renov\u00e1veis, S.A. 1.625.852 1.357.766 EDPR NA 1.973.492 919.746 EDPR EU 16.628 6.088 EDPR LATAM 86.373 5.180 EDPR APAC 15.166 - Total 3.717.511 2.288.780 Las garant\u00edas operacionales anteriores, que no se incluyen en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado ni han sido revelados en otras Notas, se refieren principalmente, a 31 de diciembre de 2022 y 2021, a garant\u00edas para Contratos de Compraventa de Energ\u00eda (\u201cPPA\u201d), interconexi\u00f3n y permisos, as\u00ed como a garant\u00edas de participaci\u00f3n en el mercado. La variaci\u00f3n significativa con respecto a 2021 est\u00e1 totalmente en consonancia con la evoluci\u00f3n del negocio y el aumento de la actividad del Grupo EDPR durante 2022. Los conceptos cubiertos por las garant\u00edas de los PPA dependen del estado del proyecto y suelen cubrir el riesgo de desarrollo y construcci\u00f3n, la correcta operaci\u00f3n y mantenimiento de los proyectos y el cumplimiento de las obligaciones de pago. Estas garant\u00edas ascienden a 1.037.351 miles de euros a 31 de diciembre de 2022, de los cuales 341.085 miles de euros corresponden a garant\u00edas concedidas por EDP a empresas de EDPR y 87.826 miles de euros a garant\u00edas concedidas por EDP y EDPR a Joint Ventures (867.280 miles de euros a 31 de diciembre de 2021, de los cuales 324.869 miles de euros corresponden a garant\u00edas concedidas por EDP a empresas de EDPR y 105.987 miles de euros a garant\u00edas concedidas por EDP y EDPR a Joint Ventures). Adicionalmente a las garant\u00edas anteriores, un importe de 30.450 miles de euros corresponde a garant\u00edas de car\u00e1cter operacional relacionadas con las sociedades espa\u00f1olas, polacas, italianas y brasile\u00f1as que fueron vendidas a 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase la nota 6), si bien EDPR asume temporalmente la responsabilidad bajo dichas garant\u00edas hasta que \u00e9stas sean efectivamente sustituidas. Asimismo, un importe de 152.770 miles de euros corresponde a garant\u00edas de car\u00e1cter operacional relacionadas con compa\u00f1\u00edas brasile\u00f1as que fueron vendidas, aunque EDPR solo ha asumido la responsabilidad de dichas garant\u00edas hasta el 30 de enero de 2023, cuando estas han sido efectivamente reemplazadas. V\u00e9ase la nota 39 para las garant\u00edas concedidas por las sociedades del Grupo EDP a las sociedades del Grupo EDPR. V\u00e9ase la nota 20 para las garant\u00edas concedidas por el Grupo EDP y el Grupo EDPR a las joint ventures. Existen garant\u00edas financieras y operacionales adicionales concedidas por el Grupo EDPR que tienen pasivos subyacentes ya reflejados en el Estado de Situaci\u00f3n Financiera Consolidado y/o revelados en las Notas. EDPR no espera ning\u00fan pasivo significativo derivado de los compromisos anteriormente mencionados en relaci\u00f3n con las garant\u00edas financieras y operacionales prestadas. Las salidas de efectivo futuras no reflejadas en los pasivos por arrendamiento y las obligaciones de compra del Grupo EDPR, en funci\u00f3n de la fecha de vencimiento, son las siguientes: 31 DIC 2022 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL HASTA 1 A\u00d1O 1 A 3 A\u00d1OS 3 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Salidas futuras de efectivo no reflejadas en los pasivos por arrendamiento 66.340 9.994 18.429 7.935 29.982 Obligaciones de compra 5.361.294 3.678.743 1.089.012 126.215 467.324 5.427.634 3.688.737 1.107.441 134.150 497.306 31 DIC 2021 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL HASTA 1 A\u00d1O 1 A 3 A\u00d1OS 3 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Salidas futuras de efectivo no reflejadas en los pasivos por arrendamiento 32.159 4.549 8.228 2.934 16.448 Obligaciones de compra 4.948.975 3.081.552 1.358.104 101.874 407.445 4.981.134 3.086.101 1.366.332 104.808 423.893 La variaci\u00f3n significativa de los compromisos con respecto a 2021 est\u00e1 totalmente en consonancia con la evoluci\u00f3n del negocio y el aumento de la actividad del Grupo EDPR. De acuerdo a la NIIF 16, el Grupo EDPR, presenta la informaci\u00f3n relativa a los contratos de arrendamiento en el ep\u00edgrafe Derechos de uso (v\u00e9ase la nota 17). Las obligaciones de compra incluyen deudas relacionadas con acuerdos a largo plazo de inmovilizado material y contratos de operaci\u00f3n y mantenimiento, prestaci\u00f3n de servicios y suministro de productos relacionados con la actividad de explotaci\u00f3n del Grupo. Cuando los precios est\u00e1n definidos en los respectivos contratos a plazo tipo forward, \u00e9stos son los utilizados para estimar los importes de los compromisos contractuales. Algunas de las operaciones de enajenaci\u00f3n de participaciones no dominantes en las que EDPR conserva el control, llevadas a cabo en a\u00f1os anteriores, tienen asociados activos y pasivos contingentes seg\u00fan los t\u00e9rminos de los acuerdos correspondientes. 39. Partes vinculadas A 31 de diciembre de 2022 o 31 de diciembre de 2021, los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n de la Sociedad y de sus Comit\u00e9s delegados no poseen directa o indirectamente acciones de EDPR. Con arreglo al art\u00edculo 229 de la Ley de Sociedades de Capital de Espa\u00f1a, los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n de EDP Renov\u00e1veis no han comunicado, y la sociedad dominante no tiene conocimiento, de que exista ning\u00fan conflicto de inter\u00e9s o incompatibilidad que podr\u00eda afectar al cumplimiento de sus obligaciones. De conformidad con los estatutos de la Sociedad, la retribuci\u00f3n de los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n la propone la Comisi\u00f3n de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo al Consejo de Administraci\u00f3n bas\u00e1ndose en el importe global de la retribuci\u00f3n autorizada por la Junta General de Accionistas. El Consejo de Administraci\u00f3n aprueba la distribuci\u00f3n y el importe exacto que se abona a cada administrador bas\u00e1ndose en esa propuesta. El n\u00famero medio de miembros del Consejo de Administraci\u00f3n durante 2022 y 2021 es de 11 y 11 respectivamente. La retribuci\u00f3n pagada a los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n en 2022 y 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Consejero Delegado (CEO) - - Miembros del consejo 727 729 727 729 La cantidad anterior se refiere a sueldos, dietas y otras remuneraciones como miembros del Consejo de Administraci\u00f3n y su pertenencia/presidencia de las Comisiones Delegadas. Adem\u00e1s, EDPR firm\u00f3 un contrato de servicios de gesti\u00f3n ejecutiva con EDP, en virtud del cual EDP asume el coste de los servicios prestados por sus Consejeros Ejecutivos y no Ejecutivos, que son Miguel Stilwell d'Andrade, Rui Teixeira, Miguel Setas, Vera de Morais Pinto Pereira Carneiro y Ana Paula Marques. Esta pr\u00e1ctica de remuneraci\u00f3n se ajusta al modelo adoptado por el Grupo EDP, en el que los Consejeros ejecutivos de EDP no reciben ninguna remuneraci\u00f3n directamente de las empresas del grupo en cuyos \u00f3rganos de gobierno trabajan, sino a trav\u00e9s de EDP. Con arreglo a este contrato, EDPR debe abonar un importe a EDP, por los servicios prestados por los Consejeros ejecutivos y los Consejeros no ejecutivos. El importe adeudado conforme a dicho contrato por los servicios de gesti\u00f3n prestados por EDP en 2022 es de 1.208 miles de euros (831 miles de euros en 2021), de los cuales 979 miles de euros corresponden a los servicios de gesti\u00f3n prestados por los miembros ejecutivos y 195 miles de euros corresponden a los servicios de gesti\u00f3n prestados por los miembros no ejecutivos. Este importe incluye 34 miles de euros correspondientes a planes de ahorro para la jubilaci\u00f3n. El plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n de los miembros del Management Team que tambi\u00e9n son administradores opera como un complemento de jubilaci\u00f3n efectivo con una horquilla entre el 3% y el 6% de su salario anual. El porcentaje se define de acuerdo con el plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n aplicable en su pa\u00eds de origen. En el caso de los COO/CTO que son miembros del Management Team (Duarte Bello- COO EU&LatAm; Bautista Rodr\u00edguez. - CTO&Business Offshore; Sandhya Ganapathy - COO NA; and Pedro Vasconcelos - COO APAC), la remuneraci\u00f3n es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Salarios y otros beneficios 2.808 2.467 Planes de pensiones 44 37 Primas de seguros de vida 16 5 2.868 2.509 Adicionalmente recibieron los siguientes beneficios no monetarios: plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n (como se ha descrito anteriormente), coche de empresa y seguro de salud por importe de 363 miles de euros (268 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Saldos y transacciones relevantes con dependientes y asociadas del Grupo China Three Gorges En el contexto de las transacciones con CTG relativas a la venta del 49% de las acciones de EDPR Portugal, EDPR PT-PE, EDPR Italia y EDPR Polska al Grupo CTG, CTG ha concedido pr\u00e9stamos al Grupo EDPR por importe de 93.693 miles de euros incluyendo los intereses devengados (17.392 miles de euros a corto plazo y 76.301 miles de euros a largo plazo) a 31 de diciembre de 2022. A 31 de diciembre de 2021, este saldo ascend\u00eda a 157.201 miles de euros, incluyendo intereses devengados (39.734 miles de euros a corto plazo y 117.467 miles de euros a largo plazo) (V\u00e9ase la nota 35). Durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022, EDPR vendi\u00f3 la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedades espa\u00f1olas E\u00f3lica La Janda, S.L. and Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L. a CTG. El importe total por la venta de las participaciones ha ascendido a 207.018 miles de euros (v\u00e9ase nota 6 y 9). Saldos y transacciones con sociedades del Grupo EDP En el curso normal de sus actividades, las sociedades del Grupo EDPR realizan transacciones y operaciones comerciales con otras sociedades del Grupo, cuyos t\u00e9rminos reflejan las condiciones actuales del mercado. A 31 de diciembre de 2022, los activos y pasivos con partes vinculadas se analizan de la siguiente manera: ACTIVO MILES DE EUROS PR\u00c9STAMOS E INTERESES A COBRAR OTROS TOTAL EDP Energias de Portugal. S.A. - 100.978 100.978 EDP - Energias de Portugal. S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) - 140 140 Joint Ventures y empresas asociadas 521.584 148.361 669.945 EDP Servi\u00e7o Universal. S.A. - 26.860 26.860 EDP Finance B.V. - 73.812 73.812 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a. S.A. 326.815 - 326.815 EDP Espa\u00f1a S.A.U. - 41.947 41.947 Otras sociedades del Grupo EDP - 5.322 5.322 848.399 397.420 1.245.819 PASIVO MILES DE EUROS PR\u00c9STAMOS E INTERESES A PAGAR OTROS TOTAL EDP Energias de Portugal. S.A. - 634.935 634.935 EDP - Energias de Portugal. S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) - 13.243 13.243 Joint Ventures y empresas asociadas - 820 820 EDP Finance B.V. 4.213.354 37.693 4.251.047 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a. S.A. 544.832 3.493 548.325 EDP Global Solutions - 1.861 1.861 Otras sociedades del Grupo EDP - 16.951 16.951 4.758.186 708.996 5.467.182 Los activos se refieren principalmente a: \u2022 Saldo deudor de las cuentas corrientes en euros y en d\u00f3lares con EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. (v\u00e9ase la nota 26) por importe de 326.815 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (418.805 miles de euros a 31 de diciembre de 2021); Pr\u00e9stamos concedidos a sociedades consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n y concretamente a Ocean Winds por un importe total 511.374 miles de euros; \u2022 Otros con Joint Ventures y empresas asociadas corresponden, principalmente, con el precio variable relacionado con la venta del negocio Offshore a Ocean Winds por importe de 77.920 miles de euros y derivados contratados con E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o por importe de 17.775 miles de euros (v\u00e9ase nota 24 y 37); \u2022 Deuda comercial relacionada con la venta de energ\u00eda en EDPR Portugal, EDPR Espa\u00f1a a trav\u00e9s de EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. (comercializadora de \u00faltimo recurso debido a la legislaci\u00f3n regulatoria) y EDP Espa\u00f1a S.A.U.; \u2022 Derivados contratados con EDP Energias de Portugal, S.A. y EDP Finance B.V. cuyo valor de mercado a 31 de diciembre de 2022 supone un valor de 84.686 miles de euros y 73.812 miles de euros respectivamente (v\u00e9ase la nota 37); El pasivo se refiere principalmente a: \u2022 Pr\u00e9stamos obtenidos por EDP Renov\u00e1veis S.A. y por EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros S.L. de EDP Finance BV por un importe, incluyendo intereses y una vez deducidos los gastos de formalizaci\u00f3n de deuda, de 4.212.912 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 2.652.219 miles de euros) y de EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. por un importe de 544.832 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 445.499 miles de euros) v\u00e9ase la nota 31, incluyendo el Cash-pooling por importe de 311.807 miles de euros a 31 de diciembre de 2022; \u2022 Derivados contratados con EDP Energias de Portugal, S.A. cuyo valor de mercado a 31 de diciembre de 2022 asciende a 614.415 miles de euros y EDP Finance B.V. por valor de 32.270 miles de euros, principalmente relacionados con derivados de precios de la energ\u00eda y permutas cruzadas de divisa (swaps) (v\u00e9ase la nota 37). Las transacciones con partes vinculadas del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2022 se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS INGRESOS DE EXPLOTACI\u00d3N INGRESOS FINANCIEROS GASTOS DE EXPLOTACI\u00d3N GASTOS FINANCIEROS EDP Energias de Portugal. S.A. 56.488 296.834 -264.171 -233.580 EDP Energias de Portugal. S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) 16 - -36.197 -1.134 Joint Ventures y empresas asociadas 50.497 16.388 -5.247 -2.761 EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. 255.983 - -26 - EDP Finance B.V. 20.234 97.679 - -170.958 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. - - - -31.767 EDP Espa\u00f1a S.A.U. 728.267 - -8.523 -57 EDP Clientes S.A. 1.928 - -359 - EDP Trading Comercializa\u00e7\u00e3o e Servi\u00e7os de Energia 37.601 - -1.002 - Otras sociedades del Grupo EDP 187 - -6.557 - 1.151.201 410.901 -322.082 -440.257 Los ingresos de explotaci\u00f3n incluyen principalmente las ventas de electricidad a EDP Servi\u00e7o Universal, S.A., que es un suministrador de \u00faltimo recurso en Portugal en virtud de la legislaci\u00f3n regulatoria, a EDP Espa\u00f1a S.A.U. como agente comercial en Espa\u00f1a a EDP Trading Comercializa\u00e7\u00e3o e Servi\u00e7os de Energ\u00eda. Las transacciones con EDP Energias de Portugal, S.A. est\u00e1n relacionadas principalmente con instrumentos financieros derivados y deuda recibida. Los gastos financieros con EDP Finance B.V. y EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. son intereses de los pr\u00e9stamos concedidos a EDP Renov\u00e1veis S.A. y EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.A., y a los ingresos/gastos relacionados con los instrumentos derivados. Los ingresos financieros se explican principalmente por los instrumentos derivados de EDP Energias de Portugal, S.A. y EDP Finance B.V. A 31 de diciembre de 2021, los activos y pasivos con partes vinculadas se analizan de la siguiente manera: ACTIVO MILES DE EUROS PR\u00c9STAMOS E INTERESES A COBRAR OTROS TOTAL EDP Energias de Portugal, S.A. - 56.451 56.451 EDP - Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) - 39.044 39.044 Joint Ventures y empresas asociadas 209.488 174.458 383.946 EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. - 32.690 32.690 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. - 418.805 418.805 EDP Espa\u00f1a S.A.U. - 144.975 144.975 Other EDP Group companies - 2.906 2.906 209.488 869.329 1.078.817 PASIVO MILES DE EUROS PR\u00c9STAMOS E INTERESES A PAGAR OTROS TOTAL EDP Energias de Portugal, S.A. - 576.117 576.117 EDP - Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) - 13.294 13.294 Joint Ventures y empresas asociadas - 3.335 3.335 EDP Finance B.V. 2.652.919 27.732 2.680.651 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. 445.499 362 445.861 EDP Global Solutions - 1.429 1.429 Other EDP Group companies - 10.942 10.942 3.098.418 633.211 3.731.629 Los activos se refieren principalmente a: \u2022 Saldo deudor de las cuentas corrientes en euros y en d\u00f3lares con EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. (v\u00e9ase la nota 26) por importe de 418.805 miles de euros a 31 de diciembre de 2021; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos a sociedades consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n y concretamente a Ocean Winds por un importe total 198.213 miles de euros y precios variables relacionadas con la venta del negocio offshore a Ocean Winds por importe de 142.216 miles de euros (v\u00e9ase la nota 24); \u2022 Deuda comercial relacionada con la venta de energ\u00eda en EDPR Portugal y EDPR Espa\u00f1a a trav\u00e9s de EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. (comercializadora de \u00faltimo recurso debido a la legislaci\u00f3n regulatoria) y EDP Espa\u00f1a S.A.U. respectivamente; \u2022 Derivados contratados con EDP Energias de Portugal, S.A. cuyo valor de mercado a 31 de diciembre de 2021 asciende a 42.851 miles de euros (v\u00e9ase la nota 37); \u2022 Estimaci\u00f3n del impuesto de sociedades adeudado por EDP Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a por importe de 38.611 miles de euros (v\u00e9ase la nota 24). Los pasivos se refieren principalmente a: \u2022 Pr\u00e9stamos obtenidos por EDP Renov\u00e1veis S.A. y por EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros S.L. de EDP Finance BV por un importe, incluyendo intereses y una vez deducidos los gastos de formalizaci\u00f3n de deuda, de 2.652.219 miles de euros y de EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. por un importe de 445.499 miles de euros. V\u00e9ase la nota 31; \u2022 Derivados contratados con EDP Energias de Portugal, S.A. cuyo valor de mercado a 31 de diciembre de 2021 asciende a 513.350 miles de euros, principalmente relacionados con derivados de precios de la energ\u00eda (v\u00e9ase la nota 37). Las transacciones con partes vinculadas del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2021 se analizan de la siguiente manera s: MILES DE EUROS INGRESOS DE EXPLOTACI\u00d3N INGRESOS FINANCIEROS GASTOS DE EXPLOTACI\u00d3N GASTOS FINANCIEROS EDP Energias de Portugal, S.A. 550 36.636 -173.987 -55.616 EDP Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Sucursal) - - -29.850 -1.289 Joint ventures y empresas asociadas 37.889 7.599 -24.861 -9 EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. 259.593 - -130 - EDP Comercializadora, S.A.U,. 15 - - - EDP Finance B.V. - - - -95.513 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. 3 - -13.980 EDP Espa\u00f1a S.A.U. 457.638 - -4.603 -256 EDP Clientes S.A. 719 - -540 - Otras sociedades del Grupo EDP 8.175 - -11.788 - 764.579 44.238 -245.759 -166.663 Como parte de sus actividades operativas, el Grupo EDP Renov\u00e1veis debe presentar garant\u00edas en favor de determinados proveedores y en relaci\u00f3n con contratos de energ\u00eda renovable. A 31 de diciembre de 2022, EDP Espa\u00f1a y EDP Energ\u00edas de Portugal Sucursal en Espa\u00f1a otorgaron garant\u00edas operacionales a proveedores en favor de EDP Renov\u00e1veis S.A. y EDPR NA por un importe de 444.520 miles de euros (520.475 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Las garant\u00edas operacionales son emitidas por compromisos asumidos por EDPR EU y EDPR NA en relaci\u00f3n con los Contratos de Compra de Energ\u00eda (PPA), interconexi\u00f3n, permisos y participaci\u00f3n en el mercado. V\u00e9ase la nota 20 para las garant\u00edas concedidas por el Grupo EDP y el Grupo EDPR a las joint ventures. 40. Valor razonable de activos y pasivos financieros El valor razonable de los instrumentos financieros se basa en los precios de cotizaci\u00f3n en el mercado, siempre que est\u00e9n disponibles. De no ser as\u00ed, el valor razonable se determina mediante modelos internos, que se basan en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de efectivo o en modelos de valoraci\u00f3n de opciones generalmente aceptados, o bien, por medio de cotizaciones proporcionadas por terceros. Es posible que los instrumentos no est\u00e1ndares requieran t\u00e9cnicas alternativas, seg\u00fan sus caracter\u00edsticas y las pr\u00e1cticas de mercado generalmente aceptadas aplicables a dichos instrumentos. Estos modelos se desarrollan sobre la base de las variables del mercado que afectan al instrumento subyacente, principalmente las curvas de rentabilidad, los tipos de cambio y la volatilidad. Los datos de mercado se obtienen de proveedores de datos financieros generalmente aceptados (Bloomberg y Reuters). A 31 de diciembre de 2022 y 2021, la tabla siguiente presenta las curvas de tipo de inter\u00e9s de las principales monedas a las que est\u00e1 expuesto el Grupo. Estos tipos de inter\u00e9s se utilizaron como base para los c\u00e1lculos del valor razonable realizados mediante los modelos internos mencionados previamente: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 MONEDAS MONEDAS EUR USD SGD EUR USD 3 meses 2,13% 4,77% 3,57% -0,57% 0,21% 6 meses 2,69% 5,07% 3,86% -0,55% 0,38% 9 meses 3,45% 5,16% 3,88% -0,49% 0,42% 1 a\u00f1os 3,69% 5,07% 3,84% -0,50% 0,58% 2 a\u00f1os 3,39% 4,71% 3,48% -0,29% 0,91% 3 a\u00f1os 3,31% 4,34% 3,30% -0,14% 1,14% 5 a\u00f1os 3,24% 4,02% 3,15% 0,02% 1,33% 7 a\u00f1os 3,20% 3,90% 3,10% 0,13% 1,44% 10 a\u00f1os 3,20% 3,84% 3,04% 0,30% 1,54% Los instrumentos de patrimonio no cotizados, para los que no se haya efectuado una estimaci\u00f3n fiable y coherente de su valor razonable por medio de modelos internos ni a trav\u00e9s de proveedores externos, se reconocen a su coste hist\u00f3rico. Instrumentos de patrimonio a valor razonable y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Los instrumentos financieros cotizados se reconocen a valor razonable sobre la base de los precios de mercado. Los instrumentos financieros para los que no se haya efectuado una estimaci\u00f3n fiable de sus valores razonables se contabilizan en el estado de situaci\u00f3n financiera al coste. Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes, deudores comerciales y proveedores Estos instrumentos financieros incluyen principalmente activos y pasivos financieros a corto plazo. Dada su naturaleza a corto plazo en la fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n, sus valores contables no difieren significativamente de sus valores razonables. Deuda financiera El valor razonable de la deuda financiera se calcula mediante modelos internos, que se basan en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de efectivo generalmente aceptadas. En la fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n, el valor contable de los pr\u00e9stamos a tipo variable es aproximadamente su valor razonable. En el caso de los pr\u00e9stamos a tipo fijo, principalmente los pr\u00e9stamos entre sociedades concedidos por el Grupo EDP, su valor razonable se obtiene mediante modelos internos que se basan en t\u00e9cnicas de descuento generalmente aceptadas. Instrumentos financieros derivados Todos los derivados se contabilizan a su valor razonable. Para los que se cotizan en mercados organizados, se utiliza el precio de mercado correspondiente. Para los derivados extraburs\u00e1tiles, el valor razonable se estima mediante el uso de modelos internos basados en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de caja y modelos de valoraci\u00f3n de opciones generalmente aceptados por el mercado, o mediante cotizaciones de precios de intermediarios. Permuta cruzada de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas (CIRS) con EDP - Energias de Portugal, S.A. (nota 37) Con el fin de cubrir el riesgo de tipo de cambio resultante de la inversi\u00f3n neta en EDPR NA, el Grupo suscribi\u00f3 una permuta cruzada de tipos de inter\u00e9s en d\u00f3lares estadounidenses y euros con EDP - Energias de Portugal, S.A. Este derivado financiero se presenta en el estado de situaci\u00f3n financiera a su valor razonable, que se calcula mediante el descuento de los flujos de efectivo en d\u00f3lares y euros proyectados. Las tasas de descuento y los tipos de inter\u00e9s a plazo se basaron en las curvas de tipos de inter\u00e9s mencionadas previamente y el tipo de cambio d\u00f3lares/euros se detalla en la nota 29. V\u00e9ase tambi\u00e9n la nota 35. Los valores razonables de activos y pasivos a 31 de diciembre de 2022 y 31 de diciembre de 2021 se analizan de la siguiente manera: 31 DICIEMBRE 2022 31 DICIEMBRE 2021 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE VALOR RAZONABL E DIFERENCIA VALOR CONTABL E VALOR RAZONABLE DIFERENCIA ACTIVOS FINANCIEROS Instrumentos de patrimonio a valor razonable 43.321 43.321 - 14.878 14.878 - Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 605.693 605.693 - 498.234 498.234 - Otros deudores y otros activos 1.656.881 1.656.881 - 1.546.725 1.546.725 - Instrumentos financieros derivados 300.859 300.859 - 111.881 111.881 - Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.171.932 1.171.932 - 1.003.784 1.003.784 - 3.778.686 3.778.686 - 3.175,502 3.175.502 - PASIVOS FINANCIEROS Deuda financiera 6.159.954 5.486.817 673.137 4.040.949 4.042.432 1.483 Proveedores 2.838.483 2.838.483 - 1.699.692 1.699.692 - Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.212.162 2.212.162 - 2.259.741 2.259.741 - Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 713.310 713.310 - 623.786 623.786 - Otros pasivos y otras cuentas a pagar 1.871.568 1.871.568 - 972.661 972.661 - Instrumentos financieros derivados 1.983.019 1.983.019 - 1.226.200 1.226.200 - 15.778.496 15.105.359 673.137 12.049.229 12.050.712 1.483 Los niveles de valores razonables utilizados para valorar los activos y pasivos financieros del Grupo EDP Renov\u00e1veis se definen de la siguiente manera: \u2022 Nivel 1 \u2013 Precios cotizados (no ajustados) en mercados activos para activos y pasivos id\u00e9nticos \u2022 Nivel 2 - Variables diferentes de los precios cotizados incluidos en el nivel 1 que son observables para activos o pasivos, directamente (es decir, como precios) o indirectamente (es decir, derivadas de los precios). \u2022 Nivel 3 \u2013 Variables para activos o pasivos que no se basan en variables observables en el mercado (variables no observables). 31 DICIEMBRE 2022 31 DICIEMBRE 2021 MILES DE EUROS NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 ACTIVOS FINANCIEROS Instrumentos de patrimonio a valor razonable 32.876 - 10.445 - - 14.878 Instrumentos financieros derivados - 300.859 - - 111.881 - 32.876 300.859 10.445 - 111.881 14.878 PASIVOS FINANCIEROS Pasivos por opciones otorgadas a participaciones no dominantes - - 883 - - 883 Instrumentos financieros derivados - 1.983.019 - - 1.226.200 - - 1.983.019 883 - 1.226.200 883 Los activos y pasivos restantes se valoran dentro del nivel 1 corresponden a activos y pasivos cuyo valor razonable es igual a su valor contable. En 2022, no ha habido transferencias entre niveles. El movimiento en 2022 y 2021 de los activos y pasivos financieros incluidos en el nivel 3 se analiza de la siguiente manera: ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR Saldo a 1 de enero 883 883 Beneficios / (p\u00e9rdidas) en otro resultado global - - Altas / adquisiciones - - Bajas - - Otros - - Saldo a 31 de diciembre 883 883 La partida Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar incluida en el nivel 3 hace referencia a pasivos con participaciones no dominantes. Los movimientos en 2022 y 2021 de los instrumentos financieros derivados se presentan en la nota 37. 41. Hechos posteriores relevantes EDPR asegura su primer Contrato de Compraventa de Energ\u00eda (\u201cPPA\u201d) en Grecia EDPR ha suscrito un PPA (Power Purchase Price Agreement, siglas en ingl\u00e9s) a largo plazo con MYTILINEOS - Energy & Metals, una de las mayores empresas industriales y energ\u00e9ticas de Grecia, para vender la energ\u00eda verde producida por una cartera e\u00f3lica de 78 MW. Este acuerdo supone el primer PPA de EDPR en Grecia y estar\u00e1 cubierto por una cartera que consta de 3 proyectos e\u00f3licos que se espera que entren en funcionamiento entre finales de 2024 y 2025, m\u00e1s concretamente: \u2022 2 proyectos, con 23 MW y 35 MW respectivamente, ubicados en Voiotia, Grecia; \u2022 1 proyecto de 21 MW situado en Achaia, Grecia. Con esta nueva cartera, EDPR cuenta ya con 11,2 GW asegurados de los 20 GW previstos para 2021-25 anunciados por EDPR En el \u201cCapital Markets Day\" en febrero de 2021. Adem\u00e1s, esta transacci\u00f3n permite a EDPR alcanzar m\u00e1s de 3,6 GW del objetivo de 6,7 GW de adiciones de capacidad renovable en Europa durante 2021-25. El \u00e9xito de EDPR en la consecuci\u00f3n de nuevos PPA refuerza su perfil de bajo riesgo y su estrategia de crecimiento basada en el desarrollo de proyectos competitivos con visibilidad a largo plazo, fomentando la aceleraci\u00f3n de la transici\u00f3n energ\u00e9tica y la descarbonizaci\u00f3n de la econom\u00eda. 42. Combinaciones de negocio Combinaciones de negocios cerradas durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 Sunseap EDPR celebr\u00f3 un contrato en noviembre de 2021 con BPIN Investment Company Limited (propietario del 47% de las participaciones emitidas en el momento del acuerdo), Sr. Frank Phuan y el Sr. Lawrence Wu (como \u201cSocios Funadores\u201d) (propietarios del 14% de las participaciones emitidas en el momento del acuerdo), y los socios vendedores adicionales (propietarios del 36% de las participaciones en el momento del acuerdo) para la adquisici\u00f3n de hasta el 91,4% de las participaciones de Sunseap Group Pte, Ltd quien posee un portfolio que incluye cerca de 10 GW de proyectos renovables en diferentes etapas de desarrollo. El acuerdo de adquisici\u00f3n tambi\u00e9n incluye los derechos de suscripci\u00f3n garantizados a determinados socios y empleados de la compa\u00f1\u00eda por EDPR y la nueva emisi\u00f3n de dichas participaciones que deben ser pagadas por EDPR. El total adquirido del 91,4% incluye dichas participaciones. El cierre de la transacci\u00f3n estaba sujeto al cumplimiento de condiciones suspensivas. Con esta transacci\u00f3n, completada el 24 de febrero de 2022 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR adquiri\u00f3 el 91,4% del citado Grupo por un importe total de 659.658 miles de euros (incluido el valor actual de las opciones de compra). Esta transacci\u00f3n se considera bajo el alcance de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios. EDPR firm\u00f3 el correspondiente acuerdo de socios el cual incluye los acuerdos con los socios minoritarios sobre opciones de compra y venta por el porcentaje restante de las participaciones del Grupo Sunseap. Como consecuencia, EDPR tiene opciones de compra sobre el porcentaje restante del capital del Grupo Sunseap, y los vendedores tienen la opci\u00f3n de venta de sus participaciones. EPDR ha aplicado el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada (ver nota 2.A y 6). El precio de ejercicio para estas opciones ha sido determinado en un importe igual a 56.442 miles de euros (ver nota 35). Tras finalizaci\u00f3n del acuerdo, Sunseap Group Pte. Ltd. realiz\u00f3 una ampliaci\u00f3n de capital que fue suscrita \u00fanicamente del Grupo EDP Renov\u00e1veis, S.A y que llev\u00f3 a EDP Renov\u00e1veis, S.A a poseer el 92,28% de las participaciones, el importe de la ampliaci\u00f3n de capital no se considera dentro de la contraprestaci\u00f3n transferida por la combinaci\u00f3n de negocios. El Grupo ha utilizado los estados financieros a 28 de febrero de 2022 de la sociedad adquirida, para determinar el balance y los resultados anteriores a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, el Grupo se han consolidado a partir de dicha fecha siguiendo el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed, esta adquisici\u00f3n ha aportado a los estados financieros consolidados unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por importe aproximado de 108.763 miles de euros y un beneficio neto por importe aproximado de 224 miles de euros, referidos al periodo de diez meses finalizado a 31 de diciembre de 2022. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con unos ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por importe aproximado de 121.430 miles de euros y con una p\u00e9rdida neta del per\u00edodo por importe aproximado de 7.623 miles de euros, referida al per\u00edodo de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2022. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una empresa especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el m\u00e9todo Multi Exceso (Multi-Excess Earning Method) y el enfoque de flujos de caja descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte de la base de que el tipo de activo a valorar genera normalmente flujos de caja en combinaci\u00f3n con otros activos tangibles e intangibles y, por lo tanto, el coste estimado del uso de otros activos, como inmovilizado material o capital circulante, deduce de los flujos de caja estimados asociados al activo a valorar. Los principales componentes del flujo de caja, principalmente, la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, se estimaron utilizando la metodolog\u00eda propia de EDPR a partir de datos hist\u00f3ricos y de la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones de proyectos solares fotovoltaicos similares en la cartera de EDPR. Estas hip\u00f3tesis internas utilizadas en la preparaci\u00f3n de los flujos de caja de la cartera han sido validadas por la empresa especializada. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital dentro de una horquilla del 6,3%-10,8% (mixto), que ha sido calculada por la empresa, reflejando los riesgos de los pa\u00edses espec\u00edficos y ajustada al perfil de cada proyecto. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 296.173 miles de euros. MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVOS Inmovilizado material 409.589 110.932 520.521 Derechos de uso 39.000 - 39.000 Inmovilizado intangible 422 113.295 113.717 Fondo de comercio 2.159 -2.159 - Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n 9.111 14.842 23.954 Instrumentos de patrimonio neto a valor razonable 24 - 24 Activos por impuestos diferidos 9.908 - 9.908 Otros activos no corrientes 11.136 - 11.136 Total activo no corriente 481.348 236.910 718.259 Existencias 6.945 - 6.945 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 70.534 - 70.534 Otros deudores y otros activos 49.532 - 49.532 Administraciones p\u00fablicas deudoras 6.867 - 6.867 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 127.576 - 127.576 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N Total activo corriente 261.455 - 261.455 Total activo 742.803 236.910 979.713 PASIVO Deuda financiera a medio / largo plazo 233.746 - 233.746 Provisiones 6.162 - 6.162 Pasivos por impuestos diferidos 1.836 38.836 40.673 Otros pasivos y otras cuentas a pagar 115.021 - 115.021 Total pasivo no corriente 356.766 38.836 395.603 Deuda financiera a corto plazo 30.425 - 30.425 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 70.845 - 70.845 Administraciones p\u00fablicas acreedoras 823 - 823 Otros pasivos corrientes 147.858 - 147.858 Total pasivo corriente 249.951 - 249.951 Total pasivo 606.707 38.836 645.554 Total activos netos a valor razonable 334.160 - Participaciones no dominantes -37.986 Total activos netos adquiridos a valor razonable 296.173 - Contraprestaci\u00f3n total para la adquisici\u00f3n de las acciones -659.658 Fondo de comercio 363.485 La citada valoraci\u00f3n del Grupo Sunseap ha determinado un valor razonable para el Inmovilizado material por importe de 520.521 miles de euros, generando un ajuste a valor razonable de 110.932 miles de euros correspondiente a los permisos, licencias y concesiones (PLCs) y un pasivo por impuestos diferidos asociado por importe de 21.472 miles de euros (v\u00e9anse nota 16 y 21). Asimismo, la valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable para el inmovilizado intangible por importe de 113.717 miles de euros, generando un ajuste a valor razonable de 113.295 miles de euros correspondiente a los contratos de compraventa de energ\u00eda y tarifas reguladas (feed-in-tariffs) de toda la cartera y un pasivo por impuesto diferido asociado por importe de 17.378 miles de euros. El ejercicio de alocaci\u00f3n del precio de compra realizado de acuerdo con la NIIF 3 result\u00f3 en el reconocimiento de un fondo de comercio por importe de 363.485 miles de euros por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n por la adquisici\u00f3n de las acciones. El mencionado reconocimiento del fondo de comercio provisional resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra es atribuible principalmente al establecimiento de EDPR en la plataforma APAC en el contexto del plan de negocio 2021-25 de EDPR, permitiendo a EDPR establecer una cartera para la regi\u00f3n APAC de cerca de 10 GW de proyectos solares, de los cuales 563 MW operativos y en construcci\u00f3n, y un experimentado equipo de m\u00e1s de 600 empleados repartidos en 9 mercados, proporcionando una plataforma de crecimiento para el segmento. Xuan Thien EDPR, a trav\u00e9s de su filial vietnamita Sunseap Commercial & Industrial Assets (Vietnam) Co. Ltd., suscribi\u00f3 en 2022 un acuerdo con Xuan Thien Group para la adquisici\u00f3n del 99,99% de las acciones de Xuan Thien Ninh Thuan JSC y Xuan Thien Thuan Vac JSC, cada una de las cuales posee un proyecto fotovoltaico por un total de 200 MWac (255MWdc) (v\u00e9ase la nota 6). El cierre de la transacci\u00f3n estaba sujeta a las condiciones suspensivas habituales. Con esta transacci\u00f3n, completada el 7 de septiembre de 2022 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR ha adquirido el 99,99% de las participaciones de las sociedades mencionadas por una contraprestaci\u00f3n total de 198.832 miles de euros. Del importe total, a 31 de diciembre de 2022 se han pagado 157.544 miles de euros y se ha registrado un importe de 41.288 miles de euros en el ep\u00edgrafe Otros pasivos y otras cuentas a pagar - Corrientes (v\u00e9ase nota 35) que corresponden a las retenciones que, de acuerdo con el contrato de compraventa, se pagar\u00e1n cuando se cumplan determinados hitos relacionados con la financiaci\u00f3n, reparaciones de da\u00f1os en m\u00f3dulos y derechos de uso del suelo. Esta transacci\u00f3n se considera dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios. El Grupo ha utilizado los estados financieros a 7 de septiembre de 2022 de las sociedades adquiridas, para determinar el balance y los resultados previos a la adquisici\u00f3n, y, en consecuencia. las sociedades se han consolidado desde esa fecha siguiendo el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed, esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por importe aproximado de 9.319 miles de euros y con un Beneficio neto por importe aproximado de 1.819 miles de euros, referido al cuatrimestre finalizado a 31 de diciembre de 2022. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con ingresos, principalmente por ventas de energ\u00eda, por importe aproximado de 33.225 miles de euros y con un beneficio neto del periodo por importe aproximado de 8.985 miles de euros, referido al periodo de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2022. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una empresa especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el m\u00e9todo Multi Exceso (Multi-Excess Earning Method) y el enfoque de flujos de caja descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte de la base de que el tipo de activo a valorar genera normalmente flujos de caja en combinaci\u00f3n con otros activos tangibles e intangibles y, por lo tanto, el coste estimado del uso de otros activos, como inmovilizado material o capital circulante, deduce de los flujos de caja estimados asociados al activo a valorar. Los principales componentes del flujo de caja, principalmente, la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, se estimaron utilizando la metodolog\u00eda propia de EDPR a partir de datos hist\u00f3ricos y de la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones de proyectos solares fotovoltaicos similares en la cartera de EDPR. Estas hip\u00f3tesis internas utilizadas en la preparaci\u00f3n de los flujos de caja de la cartera han sido validadas por la empresa especializada. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital del 10,3%, que ha sido calculada por la empresa, reflejando los riesgos de los pa\u00edses espec\u00edficos y ajustada al perfil de cada proyecto. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 296.173 miles de euros. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 181.061 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables a la fecha de adquisici\u00f3n se presenta a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 171.487 26.754 198.241 Inmovilizado intangible - 85.476 85.476 Activos por impuestos diferidos - 238 238 Total activo no corriente 171.487 112.468 283.956 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 14.562 - 14.562 Otros deudores y otros activos 3.500 -16 3.484 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 314 - 314 Total activo corriente 18.376 -16 18.360 Total activo 189.864 112.452 302.316 PASIVO Deuda financiera a medio / largo plazo 102.425 - 102.425 Provisiones 2.303 - 2.303 Pasivos por impuestos diferidos - 8.497 8.497 Otros pasivos y otras cuentas a pagar - 3.155 3.155 Total pasivo no corriente 104.728 965 116.380 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N Deuda financiera a corto plazo 352 - 352 Otros pasivos corrientes 4.521 - 4.521 Total pasivo corriente 4.874 - 4.874 Total pasivo 109.602 11.652 121.254 Total activos netos a valor razonable 181.061 - Contraprestaci\u00f3n total para la adquisici\u00f3n de las acciones -202.298 Fondo de comercio 21.236 La mencionada valoraci\u00f3n de los proyectos de Xuan Thien ha determinado un valor razonable para el Inmovilizado material por importe de 198.241 miles de euros, generando un ajuste a valor razonable de 26.754 miles de euros correspondiente a los permisos, licencias y concesiones (PLCs) y un pasivo por impuesto diferido asociado por importe de 2.026 miles de euros (v\u00e9anse nota 16 y 21). Asimismo, la valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable para el Inmovilizado Intangible por importe de 85.476 miles de euros, que equivale al importe del ajuste del valor razonable correspondiente a los contratos de compraventa de energ\u00eda el\u00e9ctrica que estas sociedades tienen en vigor y un pasivo por impuesto diferido asociado por importe de 6.471 miles de euros. El ejercicio de alocaci\u00f3n del precio de compra realizado de acuerdo con la NIIF 3 ha dado lugar al reconocimiento de un fondo de comercio por importe de 21.236 miles de euros por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n por la adquisici\u00f3n de las acciones. El mencionado reconocimiento del fondo de comercio provisional resultante de la alocaci\u00f3n provisional del precio de compra, que se identifica de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A. es atribuible principalmente a que EDPR ha duplicado su capacidad operativa en Vietnam, reforzando su presencia en el segmento APAC, mercado en el que entr\u00f3 en 2021 y que se ha visto reforzado desde entonces con la integraci\u00f3n de Sunseap en febrero de 2022. Grupo Kronos Solar En el tercer trimestre EDPR lleg\u00f3 a un acuerdo con Summercourt Capital GmbH. (propietaria del 85% de las acciones) y Bohne- Verm\u00f6gensverwaltungs-GmbH. (propietaria del 15% de las acciones) para adquirir una participaci\u00f3n del 66,80% de Kronos Solar Projects GmbH. que posee una cartera de generaci\u00f3n solar de 9,4 GW en desarrollo situada en Alemania, Pa\u00edses Bajos, Francia y Reino Unido (v\u00e9ase nota 6). En ese momento, el cierre de la operaci\u00f3n estaba sujeto a las condiciones suspensivas habituales. Con esta transacci\u00f3n, completada el 5 de octubre de 2022 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR ha adquirido el 66,80% de las sociedades mencionadas por una contraprestaci\u00f3n total de 663.030 miles de euros de los cuales un importe de 341.995 miles de euros corresponde a las opciones de compra y un importe de 71.035 miles de euros corresponde a la estimaci\u00f3n por el success fee a pagar a los vendedores (v\u00e9ase nota 35). Esta operaci\u00f3n se considera dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios. Tras la finalizaci\u00f3n del acuerdo, Kronos Solar Projects GmbH. realiz\u00f3 una ampliaci\u00f3n de capital que fue suscrita \u00fanicamente por EDP Renewables Europe, S.L.U. y dio lugar a que EDP Renewables Europe, S.L.U. posea el 70% de la participaci\u00f3n total de la sociedad adquirida, el importe de la ampliaci\u00f3n de capital no se considera dentro de la contraprestaci\u00f3n transferida por la combinaci\u00f3n de negocios. Por otra parte y en el contexto de esta adquisici\u00f3n, y con el fin de construir y explotar los proyectos, EDP Renewables Europe, S.L.U. y los vendedores han constituido la sociedad Kronos Projektgesellschaft GmbH. con el mismo reparto accionarial (70%-30%). EDPR firm\u00f3 los correspondientes acuerdos de socios que incluyen acuerdos de opciones de compra y venta del porcentaje restante de las acciones del Grupo Kronos con los accionistas minoritarios. En consecuencia, EDPR tiene opciones de compra para adquirir la participaci\u00f3n restante del capital del Grupo Kronos y los vendedores tienen opciones de venta de sus acciones. EDPR ha aplicado el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada (v\u00e9anse nota 2.A. 6 y 35). El Grupo ha utilizado los estados financieros a 30 de septiembre de 2022 de las empresas adquiridas, para determinar el balance y los resultados anteriores a la adquisici\u00f3n, y, en consecuencia, las empresas se han consolidado a partir de esa fecha siguiendo el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global y el m\u00e9todo de puesta en equivalencia cuando proced\u00eda. As\u00ed, esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados sin ingresos ya que ninguno de los proyectos de la cartera est\u00e1 en explotaci\u00f3n y no se han producido ventas de proyectos durante el periodo y con una p\u00e9rdida neta por importe aproximado de 438 miles de euros, referida al cuatrimestre finalizado a 31 de diciembre de 2022. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados sin ingresos ya que ninguno de los proyectos de la cartera est\u00e1 en explotaci\u00f3n y no se han producido ventas de proyectos durante el ejercicio y con una p\u00e9rdida neta por importe aproximado de 1.176 miles de euros, referida al periodo de doce meses terminado a 31 de diciembre de 2022. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado internamente el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos. Dado que la cartera adquirida se encuentra todav\u00eda en una fase temprana de desarrollo, EDPR no ha asignado ning\u00fan valor a activos espec\u00edficos, por lo que la diferencia, que asciende a 651.657 miles de euros, entre la contraprestaci\u00f3n total y los activos netos adquiridos se ha asignado al fondo de comercio provisional. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 11.373 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables a la fecha de adquisici\u00f3n se presenta a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 4.871 - 4.871 Inmovilizado intangible 3.331 - 3.331 Otros activos no corrientes 455 - 455 Total activo no corriente 8.656 - 8.656 Otros deudores y otros activos 1.591 - 1.591 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 13.423 13.423 Total activo corriente 15.014 - 15.014 Total activo 23.670 - 23.670 PASIVO Provisiones 493 - 493 Pasivos por impuestos diferidos 151 - 151 Otros pasivos y otras cuentas a pagar 5 - 5 Total pasivo no corriente 649 - 649 Otros pasivos corrientes 11.560 - 11.560 Total pasivo corriente 11.560 - 11.560 Total pasivo 12.209 - 12.209 Total activos netos a valor razonable 11.461 - Participaciones no dominantes 88 Total activos netos adquiridos a valor razonable 11.373 - Contraprestaci\u00f3n total para la adquisici\u00f3n de las acciones -663.030 Fondo de comercio 651.657 El mencionado reconocimiento del fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra, que se identifica como provisional de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A, es atribuible principalmente a la oportunidad de entrada en nuevas regiones para EDPR (principalmente Pa\u00edses Bajos y Alemania), que se benefician de ambiciosos objetivos en materia de energ\u00edas renovables dada la creciente importancia de la seguridad del suministro y la independencia energ\u00e9tica, junto con iniciativas gubernamentales como el \"Easter Package\" en Alemania, que destaca por sus ambiciosos objetivos de capacidad en materia de energ\u00edas renovables, con 360 GW de capacidad renovable instalada hasta 2030. En este sentido, casi el 50% de la cartera de desarrollo solar adquirida se encuentra en Alemania. Otro elemento a considerar dentro del fondo de comercio es el probado know-how y trayectoria del equipo de Kronos con 1,4 GW desarrollados a trav\u00e9s de 80 proyectos instalados con \u00e9xito en 9 pa\u00edses. Por \u00faltimo, se considera que esta adquisici\u00f3n es altamente complementaria con la actual configuraci\u00f3n geogr\u00e1fica de EDPR, no s\u00f3lo permitiendo la entrada en Alemania y los Pa\u00edses Bajos, sino tambi\u00e9n ampliando la presencia en Francia y el Reino Unido con un negocio totalmente centrado en la energ\u00eda solar. Longroad EDPR, a trav\u00e9s de su filial estadounidense controlada, EDPR NA Distributed Generation, LLC, suscribi\u00f3 en abril de 2022 un acuerdo para adquirir el 100% de las participaciones en el capital de noventa y una (84) sociedades de responsabilidad limitada y sociedades comanditarias distintas propietarias de una capacidad nominal agregada de 99,3 MWdc de generaci\u00f3n distribuida en funcionamiento ubicadas en todo Estados Unidos. La adquisici\u00f3n de estas empresas se ha estructurado en 8 transacciones diferentes (\"tramos\") que son independientes entre s\u00ed. Sin embargo, dado que el vendedor es el mismo, los activos tienen la misma naturaleza y riesgos y est\u00e1n todos ubicados en la misma geograf\u00eda, el Grupo ha optado por presentar todas estas transacciones agregadas en una misma nota, agrupando los activos y pasivos adquiridos en funci\u00f3n de si la transacci\u00f3n ha generado fondo de comercio o diferencia negativa de consolidaci\u00f3n. El cierre de esta transacci\u00f3n estaba sujeta a determinadas condiciones suspensivas. Las condiciones suspensivas, que eran espec\u00edficas para cada empresa adquirida, han sido agrupadas en distintos tramos de activos. Estos tramos sirvieron para organizar las empresas en funci\u00f3n de atributos comunes y/o condiciones suspensivas comunes, como aquellas empresas adquiridas con reembolsos de pr\u00e9stamos, empresas financiadas y empresas con intermediarios comunes. Una vez cumplidas las condiciones suspensivas mencionadas, EDPR adquiri\u00f3 las participaciones del 100% en 84 empresas en cuatro tramos, cada uno de los cuales se considera dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios, por la siguiente contraprestaci\u00f3n en efectivo: MILES DE EUROS FECHA DE CIERRE PROYECTOS ADQUIRIDOS PRECIO DE COMPRA CAPACIDAD (MW DC) EUR MW DC Renewable Venture Solar Fund V GP, LLC 19 de abril de 2022 7 16.659 6,46 Longroad Solar Portfolio IV, LLc 9 de agosto de 2022 3 248 1,82 Longroad Solar WF Portfolio, LLc 9 de agosto de 2022 6 3.522 10,65 SunE Solar VI, LLC 9 de agosto de 2022 2 2.623 1,22 Longroad XII Holdings, LLC 3 de octubre de 2022 7 38.257 24,19 MMA Renewable Venture Solar Fund III, LLC 3 de octubre de 2022 18 22.867 16,93 Longroad DG Portolio I, LLC 9 de diciembre de 2022 11 3.661 5,94 Longroad Fund III Holdings, LLC 9 de diciembre de 2022 30 45.155 32,09 84 132.992 99,3 El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros a cada fecha de cierre respectiva para determinar los resultados anteriores a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades y sus operaciones se han consolidado desde esa fecha. La cuenta de resultados consolidada y el estado de flujos de efectivo reflejan la actividad de estas sociedades proyecto desde la fecha de cierre respectiva presentada en la tabla anterior hasta el 31 de diciembre de 2022. Si estas adquisiciones se hubieran producido a principios de 2022, habr\u00edan aportado a los estados financieros consolidados unos ingresos, principalmente por ventas de cr\u00e9ditos de energ\u00eda renovable (RECs), por importe aproximado de 14.244 miles de euros (15.000 miles de USD) y unos ingresos netos del periodo por importe aproximado de 2.279 miles de euros (2.400 miles de USD), referidos al periodo de doce meses finalizado a 31 de diciembre de 2022. En las fechas de adquisici\u00f3n de cada tramo, el Grupo ha determinado los valores razonables de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, bas\u00e1ndose en valoraciones realizadas por un tercero. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada fue un enfoque de flujos de caja descontados, en el que se preve\u00edan los flujos de caja de cada proyecto para el resto de la vida \u00fatil de los activos. Los principales componentes del flujo de caja, principalmente, la producci\u00f3n, los precios de la electricidad a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, se estimaron utilizando la metodolog\u00eda propia de EDPR a partir de datos hist\u00f3ricos de los activos facilitados por el vendedor. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital del 8,25%, reflejando el riesgo de los componentes de financiaci\u00f3n de deuda y capital ajustados al perfil contratado de cada proyecto. Por \u00faltimo, en el valor agregado de la cartera se efectuaron ajustes por elementos puntuales, otros activos o pasivos del balance y sinergias, para llegar a la valoraci\u00f3n final del capital. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 77.372 miles de euros. Los inputs e hip\u00f3tesis incluidos en los modelos de valoraci\u00f3n se han basado en el uso de estimaciones significativas, incluyendo curvas de precios de mercado de la energ\u00eda, tipos impositivos federales y otros factores de valor actual. Los valores razonables de los activos y pasivos identificables en las fechas de adquisici\u00f3n para los tramos que dan lugar a un fondo de comercio provisional de la transacci\u00f3n se presentan a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 41.506 - 41.506 Inmovilizado intangible - 11.570 11.570 Otros activos no corrientes 489 - 489 Total activo no corriente 41.995 11.570 53.565 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 629 - 629 Otros deudores y otros activos 2.682 - 2.682 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 129 - 129 Total activo corriente 3.440 - 3.440 Total activo 43.435 11.570 57.005 PASIVO Provisiones 4.416 -3.702 714 Pasivos con inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.821 -212 2.609 Total pasivo no corriente 7.237 -3.914 3.323 Otros pasivos corrientes 37 - 37 Total pasivo corriente 37 - 37 Total pasivo 7.274 -3.914 3.360 Total activos netos a valor razonable 53.645 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -61.372 Fondo de comercio 7.727 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 29.273 - 29.273 Inmovilizado intangible - 9.097 9.097 Otros activos no corrientes 2.170 - 2.170 Total activo no corriente 31.443 9.097 40.540 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 596 - 596 Otros deudores y otros activos 750 - 750 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.662 - 1.662 Total activo corriente 3.008 - 3.008 Total activo 34.451 9.097 43.548 PASIVO Provisiones 1.639 -1.280 359 Pasivos por impuestos diferidos - - - Otros pasivos y otras cuentas a pagar 22.070 -2.900 19.170 Total pasivo no corriente 23.709 -4.180 19.529 Otros pasivos corrientes 292 - 292 Total pasivo corriente 292 - 292 Total pasivo 24.001 -4.180 19.821 Total activos netos a valor razonable 23.727 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -22.804 Diferencia negativa de consolidaci\u00f3n 923 El ejercicio de alocaci\u00f3n del precio de compra se ha realizado de acuerdo con la NIIF 3 result\u00f3 en un reconocimiento provisional de Fondo de Comercio por importe de 7.727 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las participaciones de los proyectos Longroad Solar Portfolio IV, LLC., Longroad XII Holdings, LLC., MMA. Renewable Ventures Solar Fund III, LLC., Longroad DG Portfolio I, LLC., y Longroad Fund III Holdings, LLC. (ver nota 19). Otras asignaciones del precio de compra dieron lugar a un reconocimiento provisional de una diferencia negativa de consolidaci\u00f3n. Las adquisiciones de Renewable Ventures Solar Fund V GP, LLC., Longroad Solar WF Portfolio, LLC., y SunE Solar VI, LLC. aportaron una diferencia negativa de consolidaci\u00f3n de 932 miles de euros (v\u00e9ase nota 9): El previamente mencionado fondo de comercio provisional resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra es atribuible principalmente a la adquisici\u00f3n de contratos de compra de energ\u00eda. Dichas valoraciones han determinado un valor razonable para el Inmovilizado Intangible de 20.667 miles de euros. Adem\u00e1s de lo anterior, a 31 de diciembre de 2022, el \u00faltimo tramo de la transacci\u00f3n se ha cerrado recientemente y a\u00fan no se ha finalizado la asignaci\u00f3n del precio de compra para Longroad DG Portfolio I, LLC. (DG1) y Longroad Fund III Holdings, LLC. (Fund III). Los valores contables de los activos netos de estos proyectos en la fecha de adquisici\u00f3n ascend\u00edan a 27.578 miles de euros. El fondo de comercio provisional reconocido por estas operaciones ha sido de 21.238 miles de euros (v\u00e9ase la nota 19). Combinaciones de negocios cerradas durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2021 Distributed Generation (Generaci\u00f3n distribuida) EDPR, a trav\u00e9s de su filial estadounidense plenamente participada EDP Renewables North America LLC, celebr\u00f3 un contrato en enero de 2021 para adquirir el 85% de C2 Omega LLC (C2). C2 es una empresa de generaci\u00f3n solar distribuida con sede en EE.UU., con 89 MW de capacidad operativa y con una capacidad pr\u00f3xima a ser terminada a corto plazo de aproximadamente 120 MW en 16 estados. En ese momento, la conclusi\u00f3n de esta operaci\u00f3n estaba sujeta a las condiciones suspensivas habituales. Una vez cumplidas el 1 de marzo de 2021 dichas condiciones suspensivas habituales, EDPR adquiri\u00f3 la mencionada participaci\u00f3n del 85% en C2 por 46.530 miles de euros (55.032 miles de USD). Esta operaci\u00f3n se considera comprendida en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios. Con esta operaci\u00f3n, EDPR ha adquirido el control de la empresa C2, y los antiguos propietarios, entonces no vinculados, han mantenido el 15% de la propiedad. Los antiguos propietarios son actualmente empleados de EDPR. EDPR dispone de una opci\u00f3n de comprar el 15% restante despu\u00e9s de febrero de 2025 por un importe igual al valor actual de los flujos de efectivo, determinado conforme a un modelo predefinido. Si EDPR no ejercita esta opci\u00f3n de compra, los antiguos propietarios disponen de una opci\u00f3n de venta del 15% a EDPR despu\u00e9s de febrero de 2026 utilizando el valor actual de los flujos de efectivo de dicho modelo predefinido, pero con una tasa de descuento 100 puntos b\u00e1sicos por encima de la que se emple\u00f3 en el valor de la opci\u00f3n de compra de EDPR un a\u00f1o antes. El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros de 28 de febrero de 2021 de las sociedades adquiridas para determinar los resultados previos a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades han sido consolidadas desde esa fecha. La cuenta de p\u00e9rdidas y ganancias y el estado de flujos de efectivo reflejan la actividad de C2 y de sus filiales desde el 1 de marzo de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2021. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido a principios de 2021, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 13.000 miles de euros y con unas p\u00e9rdidas netas del periodo por un importe aproximado de 2.400 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de doce meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, bas\u00e1ndose en una valoraci\u00f3n realizada por un tercero. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada fue un sistema de flujo de caja descontado, en el que se preve\u00edan los flujos de caja de cada proyecto para la vida restante de los activos. Los principales componentes del flujo de caja, y en concreto la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, se estimaron con la metodolog\u00eda propia de EDPR utilizando datos hist\u00f3ricos de los activos facilitados por el vendedor. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital del 7% reflejando el riesgo de la deuda y de los componentes de financiaci\u00f3n ajustados al perfil contratado de cada proyecto. Por \u00faltimo, en el valor agregado de la cartera, se realizaron ajustes por elementos puntuales, en otros activos o pasivos del balance por sinergias, para llegar a la valoraci\u00f3n final del patrimonio. Dicha valoraci\u00f3n ha dado lugar a un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 44.955 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables en la fecha de adquisici\u00f3n se presenta como sigue: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 134.949 447 135.396 Otros activos no corrientes 14.101 - 14.101 Total activo no corriente 149.050 447 149.497 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 4.233 -2.308 1.925 Otros deudores y otros activos 3.208 - 3.208 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.767 - 1.767 Total activo corriente 9.208 -2.308 6.900 Total activo 158.258 -1.861 156.397 PASIVO Deuda financiera a medio / largo plazo 79.509 -3.294 76.215 Pasivos con inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 7.216 4.259 11.475 Otros pasivos no corrientes 8.308 - 8.308 Total pasivo no corriente 95.033 965 95.998 Deuda financiera a corto plazo 175 - 175 Otros pasivos corrientes 11.243 - 11.243 Total pasivo corriente 11.418 - 11.418 Total pasivo 106.451 965 107.416 Total activos netos a valor razonable 48.981 - Participaciones no dominantes 7.253 -3.227 4.026 Total activos netos adquiridos a valor razonable 44.955 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -46.530 Fondo de comercio 1.575 La citada valoraci\u00f3n de C2 ha dado lugar a un valor razonable para el inmovilizado material por importe de 135.396 miles de euros, generando un ajuste de valor razonable de 447 miles de euros (v\u00e9ase la nota 16). De este importe, 106.190 miles de euros son atribuibles a activos operativos y 29.206 miles de euros son atribuibles a activos en desarrollo. El valor de la participaci\u00f3n no dominante de 4.026 miles de euros se determin\u00f3 en dos partes: 1) 4 a\u00f1os de flujos de efectivo atribuibles a los antiguos propietarios hasta la fecha de la opci\u00f3n de compra de EDPR y 2) el valor de la opci\u00f3n de compra de la participaci\u00f3n residual del 15% del antiguo propietario. Los valores razonables de la deuda financiera y de las Inversiones Institucionales en Norteam\u00e9rica se obtuvieron tomando los flujos de pago previstos en virtud de esos instrumentos y utilizando los tipos de inter\u00e9s de mercado y los rendimientos de esos instrumentos en la fecha de adquisici\u00f3n. El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado con arreglo a la NIIF 3 dio lugar a un reconocimiento de un fondo comercio de 1.575 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. Dicho fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra es atribuible principalmente a que EDPR utiliza a C2 como entrada al mercado de generaci\u00f3n distribuida. Vento Ludens EDPR celebr\u00f3 en julio de 2021 un contrato con Vento Ludens Holdings GmbH relativo a la adquisici\u00f3n del 100% de las acciones de la sociedad brit\u00e1nica Vento Ludens Limited, que a su vez posee una participaci\u00f3n del 79% en el capital de la sociedad Muirake Wind Farm Limited y del 100% en el capital de la sociedad Lurg Hill Wind Farm Limited (v\u00e9ase la nota 6). El acuerdo no preve\u00eda condiciones suspensivas, por lo que la firma y el cierre fueron simult\u00e1neos. Con esta operaci\u00f3n, concluida el 20 de julio de 2021, EDPR adquiri\u00f3 una cartera que consiste en el 79% de un parque e\u00f3lico operativo de 5MW que entr\u00f3 en funcionamiento en 2012 con tarifa regulada durante 20 a\u00f1os en Escocia, el 100% de 226MW de proyectos e\u00f3licos ubicados en Escocia y Gales, y el 100% de 44MW de proyectos fotovoltaicos situados en Irlanda por una contraprestaci\u00f3n total de 14.673 miles de euros (12.698 miles de GBP) que incluye una contraprestaci\u00f3n contingente de 1.016 miles de euros y pr\u00e9stamos de accionistas por un importe de 4.256 miles de euros. Esta operaci\u00f3n se considera comprendida en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios. El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros a 31 de julio de 2021 de las sociedades adquiridas para determinar el balance y los resultados previos a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades han sido consolidadas desde esa fecha conforme al m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 558 miles de euros y con unas P\u00e9rdidas netas de aproximadamente 153 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de cinco meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 2.313 miles de euros y con unas P\u00e9rdidas netas del periodo por un importe aproximado de 1.697 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de doce meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una firma especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el M\u00e9todo de Ganancias Multi-Exceso (MEEM) y el sistema de los flujos de efectivo descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte del supuesto de que la clase de activos objeto de valoraci\u00f3n normalmente generan flujos de efectivo junto con otros activos tangibles e intangibles y, por tanto, el coste estimado del uso de esos otros activos, como el inmovilizado material o el capital circulante, se deduce de los flujos de efectivo estimados correspondientes al activo objeto de valoraci\u00f3n. Los principales componentes del flujo de caja, en concreto la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, fueron estimados con la metodolog\u00eda propia de EDPR utilizando datos hist\u00f3ricos y la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones en parques e\u00f3licos y proyectos solares fotovoltaicos similares de la cartera de EDPR. Estos supuestos internos empleados en la preparaci\u00f3n de los flujos de caja del parque e\u00f3lico han sido validados por la firma independiente. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital, calculado por la firma independiente, reflejando el riesgo de los pa\u00edses y ajust\u00e1ndose al perfil de la cartera. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 9.873 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables en la fecha de adquisici\u00f3n se presenta como sigue: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 7.564 13.201 20.765 Otros activos no corrientes 126 - 126 Total activo no corriente 7.690 13.201 20.891 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.130 - 1.130 Otros activos corrientes 304 - 304 Total activo corriente 1.434 - 1.434 Total activo 9.124 13.201 22.325 PASIVO Pasivos por impuestos diferidos - 3.300 3.300 Otros pasivos no corrientes 7.832 - 7.832 Total pasivo no corriente 7.832 3.300 11.132 Otros pasivos corrientes 969 - 969 Total pasivo corriente 969 - 969 Total pasivo 8.801 3.300 12.101 Total activos netos a valor razonable 10.224 - Participaciones no dominantes -73 424 351 Total activos netos adquiridos a valor razonable 9.873 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -10.417 Fondo de comercio 544 La citada valoraci\u00f3n de cartera de Vento Ludens ha determinado un valor razonable para el inmovilizado material por importe de 20.765 miles de euros, generando un ajuste de valor razonable de 13.201 miles de euros y un correspondiente pasivo por impuesto diferido por importe de 3.300 miles de euros (v\u00e9anse las notas 16 y 21). Asimismo, la valoraci\u00f3n de las participaciones no dominantes de la sociedad Muirake Wind Farm Limited a valor razonable ha arrojado un importe total de 351 miles de euros en la fecha de adquisici\u00f3n. El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado con arreglo a la NIIF 3R, que se identifica como provisional de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A, dio lugar a un reconocimiento de un fondo de comercio de 544 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. Este fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra es atribuible principalmente a la utilizaci\u00f3n por EDPR de la cartera de Vento Ludens para establecer su presencia en el mercado onshore brit\u00e1nico con una cartera de proyectos considerable y tecnol\u00f3gicamente diversificada en diferentes etapas de desarrollo. Aria del Vento En diciembre de 2018, EDPR celebr\u00f3 un contrato con Siemens Gamesa Renewable Energy Italy, S.p.A. para la adquisici\u00f3n del proyecto italiano Aria del Vento. En ese momento, la conclusi\u00f3n de esta operaci\u00f3n estaba sujeta a las condiciones suspensivas habituales. El contrato estableci\u00f3, como una de estas condiciones suspensivas del cierre, que Siemens Gamesa Renewable Energy Italy, S.p.A. aportara el proyecto a una empresa que luego ser\u00eda adquirida por EDPR. Con esta operaci\u00f3n, concluida en junio de 2021 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR adquiri\u00f3 el 100% del capital social de la sociedad Parco Eolico Aria del Vento, S.R.L. (v\u00e9ase la nota 6) que posee un proyecto de parque e\u00f3lico con una capacidad instalada de 16 MW en funcionamiento desde 2020, por una contraprestaci\u00f3n total de 26.001 miles de euros. El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros a 30 de junio de 2021 de la sociedad adquirida para determinar el balance y los resultados previos a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades han sido consolidadas desde esa fecha conforme al m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 3.319 miles de euros y con un beneficio neto de aproximadamente 2.822 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de seis meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. Dado que el proyecto de parque e\u00f3lico se transfiri\u00f3 a la empresa adquirida al cierre de la transacci\u00f3n, no existen p\u00e9rdidas y ganancias adicionales anteriores. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una firma especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el M\u00e9todo de Ganancias Multi-Exceso (MEEM) y el sistema de los flujos de efectivo descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte del supuesto de que la clase de activos objeto de valoraci\u00f3n normalmente generan flujos de efectivo junto con otros activos tangibles e intangibles y, por tanto, el coste estimado del uso de esos otros activos, como el inmovilizado material o el capital circulante, se deduce de los flujos de efectivo estimados correspondientes al activo objeto de valoraci\u00f3n. Los principales componentes del flujo de caja, en concreto la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, fueron estimados con la metodolog\u00eda propia de EDPR utilizando datos hist\u00f3ricos y la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones en parques e\u00f3licos similares de la cartera de EDPR. Estos supuestos internos empleados en la preparaci\u00f3n de los flujos de caja del parque e\u00f3lico han sido validados por la firma independiente. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital, calculado por la firma independiente, reflejando el riesgo del pa\u00eds y ajust\u00e1ndose al perfil del proyecto. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 33.832 miles euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables en la fecha de adquisici\u00f3n se presenta como sigue: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 21.651 13.993 35.644 Fondo de comercio 5.216 -5.216 - Otros activos no corrientes 836 - 836 Total activo no corriente 27.703 8.777 36.480 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 586 - 586 Otros pasivos corrientes 1.907 - 1.907 Total activo corriente 2.493 - 2.493 Total activo 30.196 8.777 38.973 PASIVO Pasivos por impuestos diferidos - 3.358 3.358 Total pasivo no corriente - 3.358 3.358 Otros pasivos corrientes 1.783 - 1.783 Total pasivo corriente 1.783 - 1.783 Total pasivo 1.783 3.358 5.141 Total activos netos adquiridos a valor razonable 33.832 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -26.001 Beneficio / (p\u00e9rdida) en adquisici\u00f3n -7.831 La citada valoraci\u00f3n de Aria del Vento ha determinado un valor razonable para el inmovilizado material por importe de 35.644 miles de euros, generando un ajuste del valor razonable de 13.933 miles de euros y un correspondiente pasivo por impuesto diferido por importe de 3.358 miles de euros (v\u00e9anse las notas 16 y 21). El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado con arreglo a la NIIF 3R que se identifica como provisional de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A, dio lugar a un reconocimiento de una ganancia de 7.831 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. La ganancia resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra se ha registrado en el ep\u00edgrafe \"Otros ingresos\" de los estados financieros consolidados (v\u00e9ase la nota 9). El reconocimiento de dicha ganancia es atribuible principalmente al precio de la transacci\u00f3n que se acord\u00f3 en 2018, antes de la construcci\u00f3n del parque e\u00f3lico, habiendo cambiado significativamente el mercado de energ\u00edas renovables desde entonces, a la tarifa adjudicada que es resultado de una pol\u00edtica regulatoria dise\u00f1ada para fomentar el desarrollo de las fuentes de energ\u00eda renovables ofreciendo a los productores un precio garantizado, as\u00ed como a la valoraci\u00f3n realizada por el experto independiente. Trung Son EDPR celebr\u00f3 en abril de 2021 un contrato con Trina Solar Investment Pte, Ltd. para la adquisici\u00f3n del 100% de las acciones de la sociedad holding denominada Trina Solar Investment First Pte. Ltd., que posee el 100% de la sociedad LYS Energy Investment Pte. Ltd., que a su vez posee el 100% de la sociedad titular del proyecto solar fotovoltaico operativo de 28 MWac (35 MWdc) denominado Trung Son Energy Development Joint Stock Company (v\u00e9ase la nota 6). En ese momento, la conclusi\u00f3n de esta operaci\u00f3n estaba sujeta a las condiciones suspensivas habituales. Con esta operaci\u00f3n, concluida el 29 de junio de 2021 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR adquiri\u00f3 el 100% de la mencionada cartera por una contraprestaci\u00f3n total de 29.568 miles de euros (35.179 miles de USD) de los cuales un importe de 16.381 miles de euros (19.174 miles de USD) corresponde a pr\u00e9stamos de los accionistas. Esta operaci\u00f3n se considera comprendida en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios. El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros a 30 de junio de 2021 de la sociedad adquirida para determinar el balance y los resultados previos a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades han sido consolidadas desde esa fecha conforme al m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 1.246 miles de euros y con unas P\u00e9rdidas netas de aproximadamente 283 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de seis meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con unos ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 3.047 miles de euros y con un beneficio neto del periodo de aproximadamente 555 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de doce meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una firma especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el M\u00e9todo de Ganancias Multi-Exceso (MEEM) y el sistema de los flujos de efectivo descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte del supuesto de que la clase de activos objeto de valoraci\u00f3n normalmente generan flujos de efectivo junto con otros activos tangibles e intangibles y, por tanto, el coste estimado del uso de esos otros activos, como el inmovilizado material o el capital circulante, se deduce de los flujos de efectivo estimados correspondientes al activo objeto de valoraci\u00f3n. Los principales componentes del flujo de caja, en concreto la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, fueron estimados con la metodolog\u00eda propia de EDPR utilizando datos hist\u00f3ricos y la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones en proyectos solares fotovoltaicos similares de la cartera de EDPR. Estas hip\u00f3tesis internas empleadas en la estimaci\u00f3n de los flujos de caja del proyecto de energ\u00eda solar fotovoltaica han sido validadas por la firma independiente. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital, calculado por la firma independiente, reflejando el riesgo del pa\u00eds y ajust\u00e1ndose al perfil del proyecto. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 10.844 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables en la fecha de adquisici\u00f3n se presenta como sigue: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 19.724 5.631 25.355 Otros activos no corrientes 2.073 - 2.073 Total activo no corriente 21.797 5.631 27.428 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.459 - 1.459 Otros activos corrientes 15.381 - 15.381 Total activo corriente 16.840 - 16.840 Total activo 38.637 5.631 44.268 PASIVO Pasivos por impuestos diferidos - 1.126 1.126 Otros pasivos no corrientes 31.222 - 31.222 Total pasivo no corriente 31.222 1.126 32.348 Otros pasivos corrientes 1.076 - 1.076 Total pasivo corriente 1.076 - 1.076 Total pasivo 32.298 1.126 33.424 Total activos netos a valor razonable 10.844 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -13.187 Fondo de comercio 2.343 Esta valoraci\u00f3n de la cartera de Trung Son ha determinado un valor razonable para el inmovilizado material de 25.355 miles de euros, generando un ajuste de valor razonable de 5.631 miles de euros y un correspondiente pasivo por impuesto diferido por importe de 1.126 miles de euros (v\u00e9anse las notas 16 y 21). El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado con arreglo a la NIIF 3R dio lugar a un reconocimiento de un fondo de comercio de 2.343 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. Dicho reconocimiento de fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra, que se identifica como provisional de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A, es atribuible principalmente a la utilizaci\u00f3n por EDPR de la cartera de Trung Song para establecer su presencia en Singapur y Vietnam, y representa un primer paso para establecer una presencia de EDPR en la regi\u00f3n de Asia Pac\u00edfico. A la fecha de adquisici\u00f3n, se han identificado determinados pasivos contingentes, por lo que se han reconocido provisiones adicionales por importe de 1.100 miles de euros. El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado de acuerdo con la NIIF 3 ha dado el siguiente resultado: \u2022 Reconocimiento de un Fondo de Comercio por importe de 148.341 miles de euros (ver nota 20) por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. Este importe incluye el anterior Fondo de Comercio reconocido en el valor contable a la fecha de adquisici\u00f3n por importe de 112.279 miles de euros y un importe adicional de 36.062 miles de euros, de los cuales un importe de 4.641 miles de euros corresponde a empresas asociadas consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n, por lo que se presenta en el ep\u00edgrafe Inversiones en negocios conjuntos y empresas asociadas (v\u00e9ase nota 20); y Beneficio en la adquisici\u00f3n escalonada de CEASA por importe de 1.887 miles de euros como consecuencia de la revalorizaci\u00f3n a valor razonable de la inversi\u00f3n anteriormente mantenida, registr\u00e1ndose la correspondiente diferencia entre el valor razonable y el valor contable en el ep\u00edgrafe Otros ingresos de las cuentas anuales consolidadas (v\u00e9ase nota 9). El mencionado fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra, es atribuible principalmente a la alta calidad de la cartera con un fuerte recurso e\u00f3lico (29% de factor de carga medio) y con un perfil de bajo riesgo, de la cual el 87% de la capacidad est\u00e1 regulada, con una edad media de 13 a\u00f1os (~7 a\u00f1os de vida regulada restante) considerando que la cartera tambi\u00e9n cuenta con un atractivo potencial para futuras ampliaciones/repotenciaci\u00f3n dado el perfil mencionado, as\u00ed como a los beneficios y sinergias que se espera que surjan como resultado de su integraci\u00f3n en el Grupo EDPR. Todas las combinaciones de negocios realizadas en 2021, pueden considerarse cifras definitivas en 2022. 43. Cuestiones medioambientales Los gastos medioambientales son aquellos en los que se ha incurrido para evitar, reducir o reparar los da\u00f1os de tipo medioambiental que son el resultado de la actividad habitual del Grupo. Estos gastos se contabilizan en la cuenta de resultados del ejercicio, excepto si cumplen las condiciones para ser reconocidos como un activo, de conformidad con la NIC 16. Durante el ejercicio, los gastos medioambientales reconocidos en la cuenta de resultados por valor de 7.734 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 4.564 miles de euros) se refieren a los costes del plan de gesti\u00f3n medioambiental. Las inversiones de car\u00e1cter medioambiental contabilizadas como Inmovilizado material e inmaterial durante el a\u00f1o 2022 ascienden a 13.968 miles de euros (31 de diciembre de 2020: 19.351 miles de euros). Tal y como se explica en la pol\u00edtica contable 2p), el Grupo ha establecido provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio de Inmovilizado material cuando existe una obligaci\u00f3n legal o contractual para el desmantelamiento o retirada de servicio de esos activos al final de sus vidas \u00fatiles. En consecuencia, el Grupo ha contabilizado provisiones por inmovilizado material con relaci\u00f3n a la generaci\u00f3n e\u00f3lica y solar de electricidad para las responsabilidades del restablecimiento del emplazamiento y el terreno a su condici\u00f3n original, por importe de 264.756 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (31 de diciembre de 2021: 313.594 miles de euros) (v\u00e9ase nota 32). 44. Informaci\u00f3n por segmentos de explotaci\u00f3n El Grupo genera energ\u00eda a partir de recursos renovables y dispone de tres segmentos sobre los que debe informar que son las plataformas de negocio del Grupo: Europa, Norteam\u00e9rica, LATAM y APAC. Las unidades de negocio estrat\u00e9gicas cuentan con actividades en distintas zonas geogr\u00e1ficas y se gestionan por separado dado que sus caracter\u00edsticas son bastante diferentes. El consejero delegado (CEO) del Grupo revisa los informes de gesti\u00f3n interna al menos una vez cada tres meses para cada una de las unidades de negocio estrat\u00e9gicas. Las pol\u00edticas contables de los segmentos sobre los que debe informarse son las mismas que las descritas en la nota 2. La informaci\u00f3n relativa a los resultados de cada segmento sobre el que debe informarse se incluye en el anexo 2. El rendimiento se valora en funci\u00f3n de los beneficios de explotaci\u00f3n de los segmentos, como se indica en los informes de gesti\u00f3n interna que son revisados por la direcci\u00f3n. Los beneficios de explotaci\u00f3n de los segmentos se utilizan para valorar el rendimiento ya que la direcci\u00f3n cree que dicha informaci\u00f3n es la m\u00e1s pertinente para valorar los resultados de determinados segmentos con relaci\u00f3n a otras entidades que operan en esos sectores. Los precios entre segmentos se determinan en condiciones de igualdad y libre competencia. Un segmento de negocio es un componente identificable del Grupo, encargado de suministrar un \u00fanico producto o servicio, o bien un grupo de productos y servicios relacionados, que est\u00e1 sometido a riesgos y rendimientos que pueden diferenciarse de los que corresponden a otros segmentos de negocio. El Grupo genera energ\u00eda a partir de fuentes renovables en varios lugares y la gesti\u00f3n de su actividad se basa en los siguientes segmentos de negocio: \u2022 Europa: hace referencia a las sociedades que operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las sociedades que operan en Estados Unidos, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 LATAM: hace referencia a las sociedades que operan en Brasil, Chile y Colombia. \u2022 APAC: hace referencia a las sociedades que operan en Corea, Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n, Filipinas, Australia y Jap\u00f3n. A 31 de diciembre de 2021, los segmentos de negocio son: \u2022 Europa: hace referencia a las sociedades del Grupo EDPR EU que operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las sociedades de los grupos EDPR North America, EDPR Canada y EDPR M\u00e9xico que operan en Estados Unidos, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 Brasil: hace referencia a las sociedades del Grupo EDPR Brasil que operan en dicho pa\u00eds. Definici\u00f3n de segmento Los importes contabilizados en cada segmento de negocio son el resultado de la suma de las dependientes y las unidades de negocio definidas en el per\u00edmetro de cada segmento, incluidas las eliminaciones intrasegmento, sin ning\u00fan ajuste en la asignaci\u00f3n entre segmentos. La informaci\u00f3n financiera revelada por cada segmento de negocio se basa en los importes contabilizados directamente en las dependientes que componen el segmento, incluidas las eliminaciones intrasegmento, sin ning\u00fan ajuste en la asignaci\u00f3n entre segmentos. 45. Honorarios por servicios de auditor\u00eda y otros PricewaterhouseCoopers (PwC) fue reelegido como auditor externo para el Grupo EDPR para los ejercicios 2021, 2022 y 2023 en la junta de accionistas que tuvo lugar el 12 de abril del 2021. Los honorarios por los servicios prestados por esta compa\u00f1\u00eda y resto de compa\u00f1\u00edas relacionadas de acuerdo con la Ley 22/2015 del 20 de julio, para el ejercicio terminado el 31 de diciembre del 2022 y 2021 es el siguiente: 31 DICIEMBRE 2022 MILES DE EUROS EUROPA NORTE AM\u00c9RICA LATAM APAC TOTAL Servicios de auditor\u00eda de cuentas anuales individuales y consolidadas 1.603 1.795 368 994 4.760 Otros servicios 218 12 38 - 268 Total 1.821 1.807 406 994 5.028 Otros servicios en Europa incluyen, entre otros, servicios prestados para todo el grupo como la revisi\u00f3n del sistema de control interno de informaci\u00f3n financiera y la revisi\u00f3n de la informaci\u00f3n no financiera relativa a sostenibilidad incluida en el informe anual del Grupo EDPR. El importe tambi\u00e9n incluye la revisi\u00f3n limitada de los estados financieros consolidados de EDPR del 30 de junio del 2022 y otras revisiones a efectos consolidados que se consideran servicios distintos a los de auditor\u00eda de acuerdo con la normativa local respectiva. El importe total para Europa incluye 857 miles de euros por los servicios prestados por PricewaterhouseCoopers Auditores S.L. de los cuales 676 miles de euros corresponden a servicios de auditor\u00eda y 181 miles de euros corresponden a servicios distintos de auditor\u00eda. Los honorarios anteriores no incluyen los correspondientes a compa\u00f1\u00edas vendidas durante el ejercicio 2022 que ascienden a 147 miles de euros (v\u00e9ase la nota 6). El detalle de honorarios de PwC para el ejercicio 2021 es el siguiente: 31 DICIEMBRE 2021 MILES DE EUROS EUROPA NORTE AM\u00c9RICA LATAM APAC TOTAL Servicios de auditor\u00eda de cuentas anuales individuales y consolidadas 1.540 1.379 189 84 3.192 Otros servicios 166 11 6 - 183 Total 1.706 1.390 195 84 3.375 El importe total para Europa incluye 768 miles de euros por los servicios prestados por PricewaterhouseCoopers Auditores S.L. de los cuales 624 miles de euros corresponden a servicios de auditor\u00eda y 150 miles de euros corresponden a servicios distintos de auditor\u00eda. ANEXO I Las Sociedades Dependientes consolidadas seg\u00fan el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global, a 31 de diciembre de 2022 y 2021, son las siguientes, donde \u201c% del capital\u201d representa la participaci\u00f3n directa de la matriz/es inmediatas y \u201c% de los derechos de voto\u201d representa la participaci\u00f3n indirecta de la sociedad matriz del Grupo (EDP Renov\u00e1veis S.A.): 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO SOCIEDAD MATRIZ DEL GRUPO Y ACTIVIDADES VINCULADAS EDP RENOV\u00c1VEIS, S.A. (GROUP'S PARENT HOLDING COMPANY) OVIEDO PWC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP RENOV\u00c1VEIS SERVICIOS FINANCIEROS, S.A. OVIEDO PWC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EUROPA GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA ESPA\u00d1A EDP Renewables Europe, S.L.U. (Europe Parent Company) Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renovables Espa\u00f1a, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Acampo Arias, S.L. Zaragoza PwC 95,00% 95,00% 95,00% 95,00% Aplicaciones Industriales de Energ\u00edas Limpias, S.L. Zaragoza n.a. 61,50% 61,50% 61,50% 61,50% Canerde, S.L. Madrid n.a. 80,00% 80,00% 80,00% 80,00% Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Aragonesa, S.A. Zaragoza PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Desarrollos E\u00f3licos de Teruel, S.L. Zaragoza n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Desarrollos Renovables de Allande, S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Desarrollos Renovables de la Frontera, S.L.U. Jerez de la Frontera n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Desarrollos Renovables de Teruel, S.L. Teruel n.a. 51,00% 51,00% 100,00 % 100,00% EDPR M\u00e9xico, S.L.U. Oviedo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Terral S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Yield, S.A.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica Arlanz\u00f3n, S.A. Madrid PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% E\u00f3lica Campollano, S.A. Madrid PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% E\u00f3lica Fontesilva, S.L.U. La Coru\u00f1a PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica La Br\u00fajula, S.A.U. Madrid PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica La Janda, S.L.U. Madrid PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO IAM Caecius, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Iberia Aprovechamientos E\u00f3licos, S.A. Zaragoza PwC 94,00% 94,00% 94,00% 94,00% Northeolic Monte Bu\u00f1o, S.L. Cantabria PwC 0,00% 0,00% 75,00% 75,00% Palma Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L.U. Barcelona PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Altos del Voltoya, S.A. Madrid PwC 92,50% 92,50% 92,50% 92,50% Parque E\u00f3lico de Abrazadilla, S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico La Sotonera, S.L. Zaragoza PwC 69,84% 69,84% 69,84% 69,84% Parque E\u00f3lico Los Cantales, S.L.U. Zaragoza PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Santa Quiteria, S.L. Zaragoza PwC 100,00% 83,96% 100,00 % 83,96% Pedregal Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Renovables Castilla La Mancha, S.A. Madrid PwC 90,00% 90,00% 90,00% 90,00% Rocio Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Site Sunwind Energy, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% T\u00e9bar E\u00f3lica, S.A.U. Madrid PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Europa, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Mantenimiento, S.L.U. Cantabria PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Renovables, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% PORTUGAL EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. Oporto PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables SGPS, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR PT - Parques E\u00f3licos, S.A. Oporto PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR PT - Promo\u00e7\u00e3o e Opera\u00e7\u00e3o, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Cross Solutions, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% E\u00f3lica da Coutada, S.A. Soutelo de Aguiar PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica da Coutada II, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% E\u00f3lica da Serra das Alturas, S.A. Boticas PwC 50,10% 25,55% 50,10% 25,55% E\u00f3lica da Terra do Mato, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica das Serras das Beiras, S.A. Pi\u00f3d\u00e3o - Arganil PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO E\u00f3lica de Alagoa, S.A. Arcos de Valdevez PwC 60,00% 30,60% 60,00% 30,60% E\u00f3lica de Montenegrelo, S.A. Vila Pouca de Aguiar PwC 50,10% 25,55% 50,10% 25,55% E\u00f3lica do Alto da Lagoa, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Alto da Teixosa, S.A. Alh\u00f5es PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Alto do Mourisco, S.A. Cerdedo PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Espig\u00e3o, S.A. Vila Nova CMV PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica dos Altos de Salgueiros-Guilhado, S.A. Vila Pouca de Aguiar PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Eoliser - Servi\u00e7os de Gest\u00e3o para Parques E\u00f3licos, Lda. Lisboa n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Fotovoltaica Flutuante do Grande Lago, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Fotovoltaica Lote A, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% IE2 Portugal, SGPS, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Malhadizes - Energia E\u00f3lica, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Parque E\u00f3lico do Barlavento, S.A. Oporto PwC 89,98% 89,98% 89,98% 89,98% S.E.E. - Sul Energ\u00eda E\u00f3lica, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FRANCIA EDPR France Holding, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eoles Montjean, S.A.S. Par\u00eds n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Le Chemin de la Corv\u00e9e, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monts de la Madeleine Energie, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monts du Forez Energie, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parc \u00c9olien d\u2019Entrains-sur-Nohain, S.A.S. Par\u00eds PwC 90,00% 90,00% 90,00% 90,00% Parc Eolien de Dionay, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Transition Euroise Roman II, S.A.S. Par\u00eds n.a. 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% Vanosc Energie, S.A.S. Par\u00eds n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kronos Solar France, S.A.S. (1) Boulogn- Billancourt n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Fransol 11, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Fransol 12, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 13, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 14, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 15, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 16, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 17, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 18, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 19, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 20, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 21, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 22, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 23, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 24, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 25, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 26, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 27, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 28, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 29, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 30, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 31, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 32, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 33, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 34, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 35, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Fransol 36, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 37, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 38, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 39, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 40, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 41, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 42, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 43, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 44, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 45, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 46, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 47, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 48, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 49, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 50, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 15, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 16, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 18, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 19, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 20, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 22, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 25, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 11, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 12, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 13, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 14, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 15, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% POLONIA EDP Renewables Polska, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. Varsovia PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables Polska Solar, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Budzyn, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Elektrownia Kamienica, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Elektrownia Wiatrowa Kresy I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% EW Dobrzyca, sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Farma Fotowoltaiczna Budzyn, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Dobrzyca, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Koden, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Farma Fotowoltaiczna Radziej\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Tomasz\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Ujazd, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Warta, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Wielkopolska, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Wiatrowa Starozreby, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FW Warta, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Gudziki Wind Farm, sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Karpacka Mala Energetyka, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100%* 100%* 85,00% 85,00% Korsze Wind Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Masovia Wind Farm I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Miramit Investments, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Molen Wind II, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Neo Solar Chotk\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Neo Solar Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Neo Solar Przykona II, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% R.Wind, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Radziej\u00f3w Wind Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Rampton, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Relax Wind Park I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Relax Wind Park III, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Ujazd, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% WF Energy III, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Field Wielkopolska, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Winfan, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% EWP European Wind Power Krasin, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Nowa Energia 1, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Lichnowy Windfarm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Kowalewo Wind, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Farma Wiatrowa Bogoria, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% RUMAN\u00cdA EDPR Rom\u00e2nia, S.R.L. Bucarest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Beta Wind, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Energopark, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Fravezac, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% International Solar Energy, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Solar Phoenix, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% REINO UNIDO Altnabreac Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ben Sca Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Drummarnock Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lurg Hill Wind Farm Ltd Edimburgo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Moorshield Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Muirake Wind Farm Ltd Edimburgo PwC 79,00% 79,00% 79,00% 79,00% Vento Ludens Ltd Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind 2 Project 1 Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% KS SPV 36 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 46 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 65 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 69 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 70 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 71 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 72 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 73 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 74 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 75 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 76 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 77 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 78 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 79 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 80 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% ITALIA EDP Renewables Italia, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables Italia Holding, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% AW 2, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% C & C Tre Energy S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Custolito, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Basilicata, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Centro Italia PV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Puglia Due, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Puglia Uno, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sardegna, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia Due, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia PV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Sicilia Uno, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia Wind, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR Sud Italia, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Villa Galla, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Energia Emissioni Zero 4, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Giglio, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Re Plus, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sarve, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 51,00% 51,00% Solar Italy I, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Italy II, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Italy IV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% T Power, S.p.A. Cesena Baker Tilly Revisa 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tivano, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% VRG Wind 153, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100%** 100%** 80,00% 80,00% Wind Energy San Giorgio, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Aria del Vento Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Breva Wind, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Conza Energia, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Lucus Power, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% San Mauro, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 75,00% 75,00% TACA Wind, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% WinCap, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% GRECIA Aeolos Evias Energiaki, M.A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Aioliki Oitis Energiaki E.P.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Aioliko Parko Fthiotidos Erimia E.P.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Hellas 1 M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Hellas 2 M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Energiaki Arvanikou E.P.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kadmeios Anemos Energiaki A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Voiotikos Anemos Energiaki A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Wind Park Aerorrachi M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Shape E.P.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% B\u00c9LGICA EDP Renewables Belgium, S.A. Bruselas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% PA\u00cdSES BAJOS EDPR International Investments, B.V. Amsterdam PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kronos Solar Projects NL, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL3, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL6, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL8, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL10, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL12, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL13, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL14, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL16, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL17, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL20, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL23, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL24, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL25, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL27, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL28, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL29, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL30, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL31, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL32, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL33, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL34, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL35, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL36, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL37, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL38, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL39, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL40, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL41, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO KS NL42, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL43, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL44, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL45, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL46, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL47, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL48, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL49, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL50, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% HUNGR\u00cdA EDP Renewables Hungary Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Investment Hungary, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Napenergia, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Ny\u00edrs\u00e9g Watt, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sunglare Capture, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunglare Expert, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunlight Solar, Kft. Budapest PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% Szabadsolar, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% ALEMANIA EDP Renewables Germany GmbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Projektgesellschaft mbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Solar Projects GmbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Solar Projects France UG (1) Munich n.a. 85,00% 85,00% 0,00% 0,00% KSD 11 UG (1) B\u00fctow n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 12 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 13 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 14 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 15 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 16 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 17 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 18 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 19 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 21 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 22 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 23 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 24 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO KSD 25 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 26 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 27 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 28 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 29 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 30 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 31 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 32 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 33 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 34 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 35 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 36 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 37 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 38 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 39 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 40 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% NORTEAM\u00c9RICA GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA M\u00c9XICO EDPR Servicios de M\u00e9xico, S. de R.L. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica de Coahuila, S.A. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Parque Solar Los Cuervos, S. de R.L. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Vientos de Coahuila, S.A. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% ESTADOS UNIDOS EDP Renewables North America LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 10 Point Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 17th Star Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2007 Vento I LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2007 Vento II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2008 Vento III LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2009 Vento V LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO 2011 Vento IX LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2011 Vento X LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2014 Sol I LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% 2014 Vento XI LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2014 Vento XII LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2015 Vento XIII LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2015 Vento XIV LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2016 Vento XV LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2016 Vento XVI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2017 Sol II LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2018 Vento XVIII LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2019 Vento XXI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2020 Vento XXII LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2021 DG Agora Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Agora Sol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Agora Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Apollo Sol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Apollo Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Sol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Apollo Sol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Apollo Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 Vento XXIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO 2022 SOL VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 SOL VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Alabama Ledge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Alabama Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Amsterdam 3 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Antelope Ridge Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Arbuckle Mountain Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Arkwright Summit Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Arlington Wind Power Project LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Aroostook Wind Energy LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ashford Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Athena-Weston Wind Power Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Athena-Weston Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Avondale Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% AZ Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Azalea Springs Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bar Harbor Community Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bayou Bend Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% BC2 Maple Ridge Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% BC2 Maple Ridge Wind LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bear Peak Beccaria LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Brady LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak East Carroll LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Glen Hope LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Jennerstown LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Juniata LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Paint II LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Richmond LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Big River Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Big River Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Storage II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackford County Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackford County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blissville Road LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Blue Canyon Windpower II LLC Texas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower III LLC Texas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower IV LLC Texas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower V LLC Texas PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Blue Canyon Windpower VI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Harvest Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Blue Marmot I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot IX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot XI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bluebird Prairie Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bright Stalk Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Broadlands Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Broadlands Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Buffalo Bluff Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% C2 Alpha Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Bristol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Bristol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CA 2016 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CA WMS Redlands #1693 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CB 2017 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Centrica MT LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CI Holdings 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CT Fund 1 Holding LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 Energy Development LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Franklin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Gamma Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 IL WMS Bloomington #3459 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 IL WMS Skokie #1998 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA 2016 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams I Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA DEPCOM 2017 LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA DEPCOM Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Dudley II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA FKW Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Kelly Way Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Managing Member II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA New Salem LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Owner LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Swansea Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Swansea LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MN Hopkins LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Morin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 NC Kitty Hawk LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NJ Andover I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NY Brookhaven LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NY Sentinel Heights Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH New Lebanon LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH Otsego I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH Otsego II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Omega Holding Company LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 RI Hopkinton LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Scripps 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,02022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Arizona 3465 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3799 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3833 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3861 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 4 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 4451 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 5 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 5768 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 6 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 7 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 8 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 9 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 1789 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 1988 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 2039 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 4202 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 4317 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 5884 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 5890 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Chester Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM DSA Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Greenwood Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1404 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1489 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1548 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1553 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1761 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1848 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1933 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 2215 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 2491 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 253 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 5442 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 612 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 891 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Indian Land Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Lake Wylie Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Laurens Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 309 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 539 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 87 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Maryland 1715 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Maryland 2436 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Maryland Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1807 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1844 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1869 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1977 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 2195 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 3795 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 1 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 3 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 3 Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Pickens Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Powdersville Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Regent Dev Holdings 2020 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Simpsonville Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Woodbury Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2-REA Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Gettysburg Solar Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Marinwood Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Olde Thompson Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Syracuse Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Tours Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Camden PV PSEG Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Camden PV Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Cameron Solar LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Casa Grande Carmel Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Castle Valley Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cattlemen Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cattlemen Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Chateaugay River Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cielo Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Citizens Dickenson Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Citizens Westmoreland Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Clinton County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cloud County Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Clover Creek Solar Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Clover Creek Solar Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Coldwater Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Coos Curry Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cortland-Virgil Road Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Creed Road Solar 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Crescent Bar Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crooked Lake Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Crooked Lake Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cropsey Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crossing Trails Wind Power Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crossing Trails Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cypress Knee Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Dairy Hills Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% DC Green Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Barrel Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Flat Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Green Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Parking Deck Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC Michigan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC PD Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Diamond Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Drake Peak Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Dry Creek Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Duff Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Duff Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eagle Creek Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% East Klickitat Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% East River Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Eastmill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR NA DG Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR NA DG MN SLP LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPR NA DG MN YMCA LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPR NA Distributed Generation LLC Delaware PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% EDPR NA Greenfield Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR NA Shelby Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Allen Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Allen Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR RS LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Scarlet I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet II BESS LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Solar Ventures I LLC Delaware n.a. 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% EDPR Solar Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Solar Ventures VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR South Table LLC Nebraska n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Vento I Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Vento II Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Vento III Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Vento IV Holding LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR WF LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures X LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XI LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XII LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR Wind Ventures XIII LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XIV LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XIX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPRNA Bar Harbor Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG California Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG CI Sponsor 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG CT Fund 1 MM LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Distributed Sun Holding LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Energy Holdings Inc. Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Georgia Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Illinois Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Indiana Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Lessee Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG MA Managing Member LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Maryland Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Michigan Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Mississippi Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Missouri Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG New York Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG O&M Services LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Ohio Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPRNA DG Pennsylvania Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG PR Radar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Rho LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Solar Portfolio IV LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Solar WF Portfolio LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Texas Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Virginia Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Wisconsin Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG WM 2020 Parent LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM DSA Sponsor LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM Illinois 1998 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM Illinois 3459 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG XII Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG York County Sun LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Edwardsport Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Esker Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Esker Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Estill Solar I LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Five-Spot LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ford Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Franklin Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FRV CSU Power II LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% FRV SI Transport Solar LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Fairburn LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Las Vegas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Loveland LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Manassas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF McClellan LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF N Las Vegas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Phoenix LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO German Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Gilpatrick Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Goldfinger Ventures III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Green Country Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Green Power Offsets LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Greenbow Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Gulf Coast Windpower Management Company LLC Delaware n.a. 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% Hampton Solar II LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% HB Steel Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Headwaters Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Helena Harbor Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Hickory Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hidalgo Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Hidalgo Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% High Prairie Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% High Trail Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Holly Hill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Chocolate Bayou I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Midwest IX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Horizon Wind Energy Northwest X LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest XI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Panhandle I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Valley I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Freeport Windpower I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind MREC Iowa Partners LLC Delaware n.a. 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% Horizon Wind Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Ventures III LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Horizon Wind Ventures IX LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Horizon Wyoming Transmission LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horse Mountain Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Wind Ventures LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Iron Valley Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jericho Rise Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Juniper Wind Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Leprechaun Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lexington Chenoa Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lexington Chenoa Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lime Hollow Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Little Brook Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loblolly Hill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loki Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loma de la Gloria Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lone Valley Solar Park I LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% Lone Valley Solar Park II LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% Long Hollow Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Longroad ASD1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CDC1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CSU3 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CSU4 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad DG Portfolio I LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad Fund III Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad SD LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad SIT1 Hoboken LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad Solar Fund III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad ST6 Stockton LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WF7 Cheshire LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WGNJ1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WGNJ2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Lost Lakes Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lotus Blocker LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lotus DevCo I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lotus DevCo II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lowland Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loyal Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Machias Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Madison Windpower LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Marathon Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Marble River LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Martinsdale Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% McLean Solar 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% McLean Solar 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME Dover Foxcroft Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME Ellsworth Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME New Vineyard Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME Rocky Hill Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME Sandy Hill Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Meadow Lake Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Wind Farm VIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Mesquite Wind LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% MidCoast C2 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Mineral Springs Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Misenheimer Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% MMA Belmar Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA BWS Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA CCC Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA DAS Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Fresno Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA GDC Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Happy Valley Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA LHIW Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA MDS Power I LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA MDS Power II LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA MDS Power IV LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO MMA Mission Bay Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Renewable Ventures Solar Fund III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Rita Power LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA RMS Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Solar Fund III GP Sub Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA SROSA Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA WBF Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MN CSG 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Mohave Power Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Mohave Power LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Moonshine Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Morgan Road Solar East LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Morgan Road Solar West LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% MT Plentywood Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% MT Plentywood Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NC Loy Farm Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ND Crystal Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% New Road Power LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% New Scotland 5 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% New Trail Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% NH Hinsdale Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Nine Kings Transco LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% North Coast Highway Solar 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% North Coast Highway Solar 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% North Slope Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Norton Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Norton Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Number Nine Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% NV Solar Sparks LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Broadway SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY CSG 2 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY CSG 2 Sponsor LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Gomer SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Hemlock Hills Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Highland SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Mines Press Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Morgan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY OG 1 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Old Trail Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Omega CSG 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% OPQ Property LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Pacific Southwest Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Paulding Wind Farm III LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Pearl River Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Penn Yan Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Peterson Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Pioneer Prairie Wind Farm I LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Piscataquis Valley Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Pleasantville Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Plum Nellie Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Poplar Camp Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Post Oak Wind LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Potsdam Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Prospector Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Quilt Block Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ragsdale Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Ragsdale Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rail Splitter Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rail Splitter Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Randolph Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RE Scarlet LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% REA-C2 2016 Lessee LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Reloj del Sol Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Renewable Ventures Solar Fund V GP LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures Solar Fund V LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures V Equity Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures V GP Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renville County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RevEnergy C2 Franklin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Abrava Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI- Moo Cow Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO RI Quarry Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Sposato Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Stainless LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Rio Blanco Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rising Tree Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Rising Tree Wind Farm III LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Rising Tree Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Riverstart Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rock Dane Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rolling Upland Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rose Run Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rosewater Ventures LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Route 13 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Route 149 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RS Holyoke 3 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RSBF Jeffco II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RTSW Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO RTSW Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rush County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RV CSU Power LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Rye Patch Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Saddleback Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sagebrush Power Partners LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sailor Springs Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Salt Lick Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% San Clemente Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sandrini LandCo LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sardinia Windpower LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sawmill Junction Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% SC Beaufort Jasper Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% SC Heathwood Hall Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% SC Southern Wesleyan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Sedge Meadow Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Shields Drive LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Shullsburg Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Shy Place Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Signal Hill Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Simpson Ridge Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% SLX Project 1080 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Smart Sunscribe LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Solar Ventures Purchasing LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Soteria Solar Services LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Spruce Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Stinson Mills Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Strawberry Solar Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Sugar Plum Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SunE Bristow MS LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CDC2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CSU5 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CTS1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Fairfield SSD LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE H3 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Lakeland Center LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Clarksburg LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS FSK LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Gardens LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Lakelands LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Montgomery LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Parkland LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Quince Orchard LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Shriver LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Multnomah JBY LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Multnomah JJC LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE NC Progress1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE NLB-2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Oak LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Sycamore LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Willow LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PNMC Roof LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar IV LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO SunE Solar VI LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar XII LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 Arvada5 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 NREL LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 Rifle PS LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE U6 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-A LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-B LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-C LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-D LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3 KHL A Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3 KHL B Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-BART Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-Broomfield Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-ST Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-WG Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WMT PR2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE H4 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Sustaining Power Solutions LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sweet Acres Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sweet Stream Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Telocaset Wind Power Partners LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Tillman Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tillman Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% TillmaN Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road III Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Top Crop I Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Top Crop II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Trolley Barn Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tug Hill Windpower LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tumbleweed Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Turtle Creek Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Twin Groves I Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Twin Groves II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Upper Road LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% VA- Green Acres Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% VT Stone Valley LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Waverly Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Waverly Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Western Trail Wind Project I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wheat Field Holding LLC Delaware PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Wheat Field Wind Power Project LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Whiskey Ridge Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Whistling Wind WI Energy Center LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% White Stone Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Whitestone Wind Purchasing LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wildcat Creek Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wilson Creek Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Turbine Prometheus LP Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wolf Run Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wrangler Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO WTP Management Company LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Solar Park LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% ME Punky Meadows Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% NJ GSEB Fal Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% Parkman Solar DG LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% RI- Comolli Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% RSBF E470 I LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% Waterville Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% CANAD\u00c1 EDP Renewables Canada Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Bridge Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Bridge Solar Park Limited Partnership British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bromhead Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bromhead Solar Park Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Edgeware BESS Project GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Edgeware BESS Project LP Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDP Renewables Canada Management Services Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables Sask SE GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables Sask SE Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH II Project GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH II Project Limited Partnership Alberta n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH Project GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH Project Limited Partnership Alberta n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Halbrite Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Halbrite Solar Park Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Kennedy Wind Farm GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kennedy Wind Farm Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Nation Rise Wind Farm GP Inc. British Columbia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Nation Rise Wind Farm Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 49,99% 49,99% 49,99% 49,99% SBWF GP Inc. British Columbia n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Sounding Creek Solar Park GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sounding Creek Solar Park LP Alberta n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% South Branch Wind Farm II GP Inc. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% South Branch Wind Farm II Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% South Dundas Windfarm Limited Partnership Ont\u00e1rio PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% LATAM GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA BRASIL EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Aventura I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Barra I, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra II, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra III, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra IV, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra IX, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra V, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VI, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VII, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VIII, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra X, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra XI, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Boqueir\u00e3o I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Boqueir\u00e3o II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Borborema I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Catanduba I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Catanduba II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Ita\u00fana I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Ita\u00fana II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica JAU, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m VI, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde I, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde II, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde III, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde IV, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde V, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde VI, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar VII, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Nacional de Energia E\u00f3lica, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central Solar Barra I, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra II, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra III, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra IV, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Lagoa I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central Solar Lagoa II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente VI, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto I, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto II, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto III, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto IV, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto V, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Presidente JK I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK IX, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VIII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK X, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK XI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK XII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu IX, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central Solar Zebu VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu VIII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Elebr\u00e1s Projetos, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Jerusal\u00e9m Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monte Verde Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Aventura Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% SRMN Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% COLOMBIA Elipse Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eolos Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kappa Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Omega Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Power Solutions, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Vientos del Norte, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% CHILE EDP Renewables Chile, SpA Santiago PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Los Llanos Solar, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Punta de Talca, SpA Santiago PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico San Andr\u00e9s, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Victoria, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% APAC GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA COREA DEL SUR OMA Haedori Co., Ltd. Goheung- gun n.a. 75,00% 75,00% 60,00% 60,00% EDPR Korea, Ltd. Yeosu n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% VIETNAM EDP Renewables Vietnam Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Trung Son Energy Development LLC Khanh Hoa Province PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bien Dong Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% CMX RE Sunseap Vietnam Solar Power Co., Ltd. (3) Ninh Thuan Province PwC 55,00% 55,00% 0,00% 0,00% DKT Energy Investment Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2A Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HA Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HD Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HO Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HU Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2K Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2ML Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2O Ben Luc Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2S Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2T Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2TR Solar Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO H2VP Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hao Thanh Dat Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Incom International Investment and Development Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kim Cuong Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Long Dai Phat Investment Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Phu An Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Quang Lam Printing Import Export Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SSKT Beta Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP5 Energy Production Trading Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP6 Energy Trading Technical Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP7 Energy Development Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP8 Energy Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 1 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 3 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 4 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 5 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 6 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 7 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial & Industrial Assets (Vietnam) Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap KTG Energy Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Sun Times Solar Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Thiet Thanh Cong Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Uper Renewable Energy Vietnam Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Xuan Thien Ninh Thuan Co., Ltd. Ninh Thuan Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Xuan Thien Thuan Bac Co., Ltd. Ninh Thuan Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SINGAPUR Trung Son SG Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% LYS Energy Investment Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Sunseap Korea Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Data4Eco Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 60,00% 60,00% 0,00% 0,00% Solar PV Exchange Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solarland Alpha Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solarland Alpha Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova 4 Beta Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova 4 Beta Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova Phase 1 Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Australia Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Batam Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap China Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap CMX RE Solar Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial & Industrial Assets (S.E.A.) Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Delta Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Energy Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Energy Ventures Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Engineering Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Gamma Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Gamma Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Group Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Indonesia Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap International Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Japan Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Alpha Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Beta Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Links Daklong Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 95,00% 95,00% 0,00% 0,00% Sunseap Links Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 80,00% 80,00% 0,00% 0,00% Sunseap Philippines Solar Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Sunseap SolarNova Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Solutions Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Taiwan Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Beta Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Gamma Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vpower Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Uper Renewable Energy (Singapore) Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% AUSTRALIA Sunseap (Australia) Investments Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap (Australia) Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Assets (Australia) Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% CAMBOYA Sunseap Solar Cambodia Co., Ltd. (3) Phnom Penh City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% China Changzhou Jingyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Changzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Chongqing Xingzhi New Energy Technology Co., Ltd. Chongqing City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hefei Yiman New Energy Technology Co., Ltd. (3) Hefei City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Dongguan Jiehuang New Energy Technology Co., Ltd. Dongguan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Dongying Daoli New Energy Co., Ltd. (3) Dongying City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Foshan YingYuan New Energy Technology Co., Ltd. (3) Foshan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Heze Dechen New Energy Co., Ltd. Heze City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hubei Jianghui New Energy Co., Ltd. Jingzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jinan Xingsheng Energy Co., Ltd. (3) Jinan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jining Yihang New Energy Technology Co., Ltd. (3) Jining City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Liyang Yushun Power New Energy Co., Ltd. (3) Liyang City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Nantong Eaton Guoyun Photovoltaic New Energy Co., Ltd. (3) Nantong City n.a. 95,00% 95,00% 0,00% 0,00% Ningbo Jiangbei Baoyi LP (3) Ningbo city PwC 60,00% 60,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Qingdao Xingqi Energy Co., Ltd. Qingdao n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Qinghe County Xinou Funeng New Energy Technology Co., Ltd. Xingtai City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rongcheng Xingyi New Energy Technology Co., Ltd. Weihai City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Shanghai Jingwen Equity Investment Center LP (3) Shanghai PwC 90,22% 90,22% 0,00% 0,00% Shanghai Yihuang New Energy Technology Co., Ltd. (3) Shanghai n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Shanghai Yikuang New Technology Co., Ltd. (3) Shanghai n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% State Cloud Sunseap Equity Investment Partnership LP (3) Jinan City PwC 80,33% 80,20% 0,00% 0,00% Sunseap China Energy (Qingdao) Co., Ltd. Qingdao n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap China Energy (Shanghai) Ltd. (3) Shanghai PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Haoruitian Power New Energy Co., Ltd. Kunshan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Liansong New Energy Technology Co., Ltd. Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Xingdao New Energy Technology Co., Ltd. (3) Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Xingyi Energy Engineering Co., Ltd. Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Baoyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Xingrun Energy Development Co., Ltd. Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Xingsheng Energy Development Co., Ltd. Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Yuntong New Energy Technology Co., Ltd. (3) Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Weihai Deao New Energy Technology Co., Ltd. Weihai City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wenzhou Xingyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Wenzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wuhan Panshuo Energy Technology Co., Ltd. Wuhan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wuxi Lingzhong New Energy Technology Co., Ltd. Wuxi City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yancheng Baoyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Yancheng City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yancheng Qingneng Power Technology Co., Ltd. Yancheng City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yuzhou Yixing Energy Technology Co., Ltd. (3) Yuzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Zhenjiang Ruichengda New Energy Co., Ltd. Zhenjiang City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% INDONESIA 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO PT Right People Renewable Energy Jakarta KAP Agus Ubaidillah & Rekan 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% PT Sunseap Batam Energy (3) Kota Batam n.a. 99,00% 99,00% 0,00% 0,00% PT Sunseap Commercial Industrial Indonesia Asset (3) Jakarta n.a. 99,00% 99,00% 0,00% 0,00% JAP\u00d3N RE Capital Co., Ltd. (3) Tokyo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% MALASIA Sunseap Energy (Malaysia) Sdn. Bhd. (3) Kuala Lumpur NHT 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% TAI\u00c1N Hoya Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Pacific Sunseap Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 65,00% 65,00% 0,00% 0,00% Shuangjian Photoelectric Ltd. (3) Taipei City PwC 70,00% 70,00% 0,00% 0,00% Sunseap Advance Green Technology Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Advance International Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Taiwan Solar Holdings Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Top Green Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 65,00% 0,00% 0,00% TAILANDIA Sunseap Energy (Thailand) Co., Ltd. (3) Bangkok Thai Info Ltd 95,50% 95,50% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Asset Co. Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 100,00% 67,00% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Co., Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 67,00% 67,00% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Energy Solutions Co. Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 100,00% 67,00% 0,00% 0,00% (1) Companies acquired in the Kronos Business Combination transaction (see note 42) (2) Companies acquired in the Longroad Business Combination transaction (see note 42) (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) Los principales indicadores financieros de las entidades controladas de forma conjunta incluidas en la consolidaci\u00f3n mediante el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciembre de 2022 son los siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERE- CHOS DE VOTO Desarrollos Energ\u00e9ticos Canarios, S.A. \u20ac 15.025 Las Palmas n.a. 49,90% 49,90% Desarrollos Energ\u00e9ticos del Val, S.L. \u20ac 137.070 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoluci\u00f3n 2000, S.L. \u20ac 117.994 Albacete PwC 49,15% 49,15% OW Offshore, S.L. \u20ac 57.519.614 Madrid PwC 50,00% 50,00% Sistemas E\u00f3licos Tres Cruces, S.L. \u20ac 50.000 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoikos Voreas A.E. \u20ac 126.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Sofrano A.E. \u20ac 830.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Centrale Eolienne D'Occey, S.A.S. \u20ac 284.844 Paris n.a. 51,00% 51,00% Lomartico Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Medsteville Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Ondentille Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Kronos IBV UK GmbH (1) \u20ac 25.000 Berlin n.a. 50,00% 50,00% KSD 20 UG (1) \u20ac 1.000 Munich n.a. 50,00% 50,00% 2017 Vento XVII LLC \u20ac 457.105.962 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2018 Vento XIX LLC \u20ac 436.471.238 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2019 Vento XX LLC \u20ac 540.192.107 Delaware PwC 20,00% 20,00% Flat Rock Windpower LLC \u20ac 514.100.517 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Flat Rock Windpower II LLC \u20ac 202.349.774 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures II LLC \u20ac 158.862.680 Delaware PwC 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures LLC \u20ac 123.728.648 Delaware PwC 50,00% 50,00% Nine Kings Wind Farm LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Riverstart Development LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 20,00% 20,00% Riverstart Ventures LLC \u20ac 175.144.763 Delaware PwC 20,00% 20,00% Solar Ventures Acquisition LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Sunseap Asset (Cambodia) Co., Ltd.(3) \u20ac 2.760.000 Phnom Penh City n.a. 51,00% 51,00% Sunseap Energy (Cambodia) Co., Ltd. (3) \u20ac 365.000 Phnom Penh City n.a. 49,00% 49,00% Cenergi Sunseap Energy Solutions Sdn. Bhd. (3) \u20ac 2.131.119 Kuala Lumpur n.a. 40,00% 40,00% Powersource Sunseap Corp. (3) \u20ac 0 Makati City n.a. 40.00% 40.00% Powersource Sunseap Solar Solution Corp. (3) \u20ac 0 Makati City n.a. 40.00% 40.00% RL Sunseap Energy Sdn. Bhd. \u20ac 532.780 Sarawak n.a. 49,00% 49,00% Sunseap LCS Energy Sdn. Bhd. (3) \u20ac 21.311 Kuala Lumpur n.a. 49,00% 49,00% Sunseap Solutions Taiwan Ltd. (3) \u20ac 924.126 Taipei City n.a. 49,00% 49,00% (1) Companies acquired in the Kronos Business Combination transaction (see note 42) (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) Los principales indicadores financieros de las entidades controladas de forma conjunta incluidas en la consolidaci\u00f3n mediante el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciembre de 2021 son los siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DE DERE- CHOS DE VOTO Desarrollos Energ\u00e9ticos Canarios, S.A. \u20ac 15.025 Las Palmas n.a. 49,90% 49,90% Desarrollos Energ\u00e9ticos del Val, S.L. \u20ac 137.070 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoluci\u00f3n 2000, S.L. \u20ac 117.994 Albacete PwC 49,15% 49,15% OW Offshore, S.L. \u20ac 57.519.614 Madrid PwC 50,00% 50,00% Sistemas E\u00f3licos Tres Cruces, S.L. \u20ac 50.000 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoikos Voreas A.E. \u20ac 66.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Sofrano A.E.E \u20ac 700.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Moray West Holdings Limited \u20ac 1.190 London PwC 33,40% 64,20% 2017 Vento XVII LLC \u20ac 155.759.988 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2018 Vento XIX LLC \u20ac 75.647.503 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2019 Vento XX LLC \u20ac 206.666.495 Delaware PwC 20,00% 20,00% Flat Rock Windpower LLC \u20ac 484.142.337 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Flat Rock Windpower II LLC \u20ac 190.558.245 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures II LLC \u20ac 162.629.437 Delaware PwC 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures LLC \u20ac 124.067.123 Delaware PwC 50,00% 50,00% Nine Kings Wind Farm LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Riverstart Development LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 20,00% 20,00% Riverstart Ventures LLC \u20ac 130.231.676 Delaware PwC 20,00% 20,00% Solar Ventures Acquisition LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Las Compa\u00f1\u00edas Asociadas incluidas en la consolidaci\u00f3n contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciem- bre de 2022 son las siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERECHOS DE VOTO Biomasas del Pirineo, S.A. \u20ac 454.896 Huesca n.a. 30,00% 30,00% Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. \u20ac 1.817.130 Gran Canaria PwC 44,75% 44,75% Eos Pax IIa, S.L. \u20ac 6.010 Coru\u00f1a Deloitte 48,50% 48,50% Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. \u20ac 2.040.000 Zaragoza PwC 36,23% 36,23% Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. \u20ac 120.400 Madrid KPMG 29,90% 29,90% Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. \u20ac 7.193.970 Madrid KPMG 42,00% 42,00% San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. \u20ac 2.000.000 Zaragoza PwC 47,01% 47,01% Solar Siglo XXI, S.A. \u20ac 80.000 Ciudad Real n.a. 25,00% 25,00% Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. \u20ac 23.044 Zaragoza PwC 50,00% 50,00% E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. \u20ac 500.000 Lourinh\u00e3 n.a. 45,00% 45,00% Hytlantic, S.A. \u20ac 50.000 Sines n.a. 28,50% 28,50% Blue Canyon Windpower LLC \u20ac 59.864.082 Texas PWC 25,00% 25,00% Charge+ Pte. Ltd. (3) \u20ac 5.216.668 Singapore n.a. 26,25% 26,25% Todae Solar Pty. Ltd. (3) \u20ac 0 Rosebery, NSW n.a. 49,00% 49,00% (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) Las Compa\u00f1\u00edas Asociadas incluidas en la consolidaci\u00f3n contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciem- bre de 2021 son las siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERECHOS DE VOTO Biomasas del Pirineo, S.A. \u20ac 454.896 Huesca n.a. 30,00% 30,00% Blue Canyon Windpower LLC \u20ac 63.851.000 Texas PwC 25,00% 25,00% Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. \u20ac 1.817.130 Gran Canaria PwC 44,75% 44,75% E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. \u20ac 500.000 Lourinh\u00e3 n.a. 45,00% 45,00% Eos Pax IIa, S.L. \u20ac 6.010 Coru\u00f1a Deloitte 48,50% 48,50% Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. \u20ac 2.040.000 Zaragoza PwC 36,24% 36,24% Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. \u20ac 120.400 Madrid KPMG 29,90% 29,90% Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. \u20ac 7.193.970 Madrid KPMG 42,00% 42,00% San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. \u20ac 5.000.000 Zaragoza PwC 47,01% 47,01% Solar Siglo XXI, S.A. \u20ac 80.000 Ciudad Real n.a. 25,00% 25,00% Solar Works! B.V. \u20ac 5.976.514 Rotterdam RSM Global 20,19% 20,19% Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. \u20ac 23.044 Zaragoza PwC 50,00% 50,00% ANEXO II Actividad del grupo por segmento de explotaci\u00f3n Informaci\u00f3n por segmento de explotaci\u00f3n del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2022 MILES DE EUROS EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC SEGMENTO S TOTAL Ingresos 1.279.292 718.298 52.821 84.516 2.134.928 Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica - 233.505 - - 233.505 1.279.292 951.803 52.821 84.516 2.368.432 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 308.311 89.091 122.054 2.653 522.108 Suministros y servicios -204.833 -202.395 -30.005 -29.900 -467.134 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -54.087 -124.436 -6.710 -21.127 -206.359 Otros gastos de explotaci\u00f3n -129.693 -94.291 -10.061 -1.024 -235.070 -80.303 -332.031 75.278 -49.399 -386.455 Joint ventures y asociadas 49.280 35.308 - -354 84.234 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto 1.248.270 655.080 128.099 34.763 2.066.212 Provisiones 5.527 81 - - 5.608 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -245.835 -399.356 -63.129 -21.723 -730.043 Beneficio de explotaci\u00f3n 1.007.961 255.805 64.970 13.040 1.341.777 Activo 6.901.430 11,836,674 1.397.053 1.514.603 21,649,760 Pasivo 833.365 1,771,275 451.670 85.101 3,141,411 Inversiones de explotaci\u00f3n 736.466 1.850.471 708.436 126.204 3.421.577 Nota: El segmento \"Europa\" incluye: i) ingresos ordinarios por valor de 228.293 miles de euros de sociedades espa\u00f1olas; ii) activos de sociedades espa\u00f1olas por valor de 2.250.225 miles de eurosConciliaci\u00f3n entre la Informaci\u00f3n Segmentada y los Estados Financieros MILES DE EUROS Ingresos ordinarios de los segmentos revelados 2.134.928 Ingresos ordinarios de otros segmentos -7.261 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento 10.315 Ingresos ordinarios del Grupo EDPR 2.137.981 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de los segmentos revelados 2.066.212 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de otros segmentos 319.378 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -228.382 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto del Grupo EDPR 2.157.208 Beneficio de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 1.341.777 Beneficio de explotaci\u00f3n de otros segmentos 310.861 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -241.133 Beneficio de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 1.411.505 Activos de los segmentos revelados 21.649.760 Activos no asignados 5.447.142 Activos financieros 2.742.557 Activos por impuestos 876.689 Deudores y otros activos 1.827.896 Activos de otros segmentos 11.512.060 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -11.115.893 Activos del Grupo EDPR 27.493.069 Inversiones contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 1.157.249 Pasivos de los segmentos revelados 3.141.411 Pasivos no asignados 11.592.798 Pasivos financieros 2.048.861 Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.212.162 Pasivos por impuestos 766.403 Cuentas a pagar y otros pasivos 6.565.372 Pasivos de otros segmentos 3.234.241 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -1.046.047 Pasivos del Grupo EDPR 16.922.404 Inversiones de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 3.421.577 Inversiones de explotaci\u00f3n de otros segmentos 31.967 Inversiones de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 3.453.544 MILES DE EUROS TOTAL SEGMENTOS REVELADOS OTROS SEGMENTOS ELIMINACI\u00d3N DE TRANSACCIONES INTRASEGMENTO TOTAL GRUPO EDPR Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 233.505 - - 233.505 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 522.108 6.554 -2.637 526.026 Suministros y servicios -467.134 -48.880 77.039 -438.974 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -206.359 -43.446 9.195 -240.611 Otros gastos de explotaci\u00f3n -235.070 317.374 -322.292 -239.987 Provisiones 5.608 - - 5.608 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -730.043 -8.517 -12.751 -751.311 Joint Ventures y asociadas 84.121 95.036 -2 179.154 Informaci\u00f3n por segmento de explotaci\u00f3n del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2021 modificado (*) considerando los segmentos aprobados en 2022. V\u00e9ase nota 2.A): MILES DE EUROS EUROPA NORTEAM\u00c9RI CA LATA M APAC SEGMENTOS TOTAL Ingresos 926.237 584.417 67.581 1.246 1.579.480 Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica - 177.205 - - 177.205 926.237 761.622 67.581 1.246 1.756.685 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 350.068 270.218 702 - 620.988 Suministros y servicios -188.897 -156.693 -20.759 -2.239 -368.587 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -45.305 -89.437 -3.878 -248 -138.868 Otros gastos de explotaci\u00f3n -101.150 -54.179 -5.517 - -160.846 14.717 -30.090 -29.452 -2.487 -47.313 Joint ventures y asociadas 8.822 15.151 - - -23.973 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto 949.775 746.683 38.129 -1.241 1.733.345 Provisiones -798 -782 16 - -1.564 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -251.449 -335.108 -11.084 -394 -598.035 Beneficio de explotaci\u00f3n 697.529 410.792 27.061 -1.635 1.133.747 Activo 6.023.039 9.694.220 942.599 36.583 16.696.440 Pasivo 688.155 1.260.641 85.613 4.129 2.038.538 Inversiones de explotaci\u00f3n 744.986 1.370.260 381.195 4.763 2.501.204 Nota: El segmento \"Europa\" incluye: i) ingresos ordinarios por valor de 263.264 miles de euros de sociedades espa\u00f1olas; ii) activos de sociedades espa\u00f1olas por valor de 2.228.498 miles de eurosConciliaci\u00f3n entre la Informaci\u00f3n Segmentada y los Estados MILES DE EUROS Ingresos ordinarios de los segmentos revelados 1.579.480 Ingresos ordinarios de otros segmentos 9.673 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -8.695 Ingresos ordinarios del Grupo EDPR 1.580.458 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de los segmentos revelados 1.733.345 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de otros segmentos 61.290 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -34.594 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto del Grupo EDPR 1.760.041 Beneficio de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 1.133.747 Beneficio de explotaci\u00f3n de otros segmentos 54.529 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -37.088 Beneficio de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 1.151.188 Activos de los segmentos revelados 16.696.440 Activos no asignados 4.557.615 Activos financieros 2.098.337 Activos por impuestos 557.851 Deudores y otros activos 1.901.427 Activos de otros segmentos 8.817.625 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -8.040.104 Activos del Grupo EDPR 22.031.576 Inversiones contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 988.522 Pasivos de los segmentos revelados 2.038.538 Pasivos no asignados 9.479.364 Pasivos financieros 1.505.984 Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.259.741 Pasivos por impuestos 600.705 Cuentas a pagar y otros pasivos 5.112.934 Pasivos de otros segmentos 654.301 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -315.535 Pasivos del Grupo EDPR 11.856.669 Inversiones de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 2.501.204 Inversiones de explotaci\u00f3n de otros segmentos 20.817 Inversiones de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 2.522.021 MILES DE EUROS TOTAL SEGMENTOS REVELADOS OTROS SEGMENTOS ELIMINACI\u00d3N DE TRANSACCIONES INTRASEGMENTO TOTAL GRUPO EDPR Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 177.205 - - 177.205 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 620.988 28.199 -13.456 635.731 Suministros y servicios -368.587 -40.957 73.871 -335.674 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -138.868 -35.390 - -174.259 Otros gastos de explotaci\u00f3n -160.846 82.315 -86.490 -165.021 Provisiones -1.564 - - -1.564 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -598.035 -6.761 -2.494 -607.289 Joint Ventures y asociadas 23.973 17.450 -239 41.184 Informaci\u00f3n por segmento de explotaci\u00f3n del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2021: MILES DE EUROS EUROPA NORTEAM\u00c9RICA BRASIL TOTAL SEGMENTOS Ingresos 926.237 584.417 67.580 1.578.234 Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica - 177.205 - 177.205 926.237 761.622 67.580 1.755.439 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 350.068 270.218 667 620.953 Suministros y servicios -188.896 -156.699 -12.873 -358.468 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -45.305 -89.437 -2.397 -137.139 Otros gastos de explotaci\u00f3n -101.150 -54.179 -4.253 -159.582 14.717 -30.097 -18.856 -34.236 Joint ventures y asociadas 8.822 15.151 - 23.973 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto 949.776 746.676 48.724 1.745.176 Provisiones -798 -782 16 -1.564 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -251.449 -335.108 -11.040 -597.597 Beneficio de explotaci\u00f3n 697.529 410.786 37.700 1.146.015 Activo 6.023.039 9.694.220 755.027 16.472.286 Pasivo 688.155 1.260.641 39.517 1.988.313 Inversiones de explotaci\u00f3n 744.986 1.370.260 329.778 2.445.024 Nota: El segmento \"Europa\" incluye: i) ingresos ordinarios por valor de 263.264 miles de euros de sociedades espa\u00f1olas; ii) activos de sociedades espa\u00f1olas por valor de 2.228.498 miles de euros. Conciliaci\u00f3n entre la Informaci\u00f3n Segmentada y los Estados MILES DE EUROS Ingresos ordinarios de los segmentos revelados 1.578.234 Ingresos ordinarios de otros segmentos 10.918 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -8.694 Ingresos ordinarios del Grupo EDPR 1.580.458 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de los segmentos revelados 1.745.176 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de otros segmentos 49.452 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -34.587 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto del Grupo EDPR 1.760.041 Beneficio de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 1.146.015 Beneficio de explotaci\u00f3n de otros segmentos 42.254 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -37.081 Beneficio de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 1.151.188 Activos de los segmentos revelados 16.472.286 Activos no asignados 4.473.450 Activos financieros 2.090.731 Activos por impuestos 553.893 Deudores y otros activos 1.828.826 Activos de otros segmentos 8.942.671 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -7.856.831 Activos del Grupo EDPR 22.031.576 Inversiones contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 988.522 Pasivos de los segmentos revelados 1.988.313 Pasivos no asignados 9.384.056 Pasivos financieros 1.505.984 Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.259.741 Pasivos por impuestos 593.723 Cuentas a pagar y otros pasivos 5.024.608 Pasivos de otros segmentos 799.990 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -315.690 Pasivos del Grupo EDPR 11.856.669 Inversiones de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 2.445.024 Inversiones de explotaci\u00f3n de otros segmentos 76.997 Inversiones de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 2.522.021 MILES DE EUROS TOTAL SEGMENTOS REVELADOS OTROS SEGMENTOS ELIMINACI\u00d3N DE TRANSACCIONES INTRASEGMENTO TOTAL GRUPO EDPR Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 177.205 - - 177.205 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 620.988 28.199 -13.456 635.731 Suministros y servicios -368.587 -40.957 73.871 -335.674 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -138.868 -35.390 - -174.259 Otros gastos de explotaci\u00f3n -160.846 82.315 -86.490 -165.021 Provisiones -1.564 - - -1.564 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -598.035 -6.761 -2.494 -607.289 Joint Ventures y asociadas 23.973 17.450 -239 41.184 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfNotesAndOtherExplanatoryInformationExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2423": {
"value": "01. Actividades del Grupo EDP Renov\u00e1veis EDP Renov\u00e1veis, Sociedad An\u00f3nima (en adelante \u201cEDP Renov\u00e1veis\u201d o \u201cEDPR\u201d) se constituy\u00f3 el 4 de diciembre de 2007. Su principal objeto social es la realizaci\u00f3n de actividades relacionadas con el sector el\u00e9ctrico, principalmente la planificaci\u00f3n, construcci\u00f3n, explotaci\u00f3n y mantenimiento de centrales de generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica utilizando fuentes de energ\u00eda renovables, principalmente e\u00f3lica y solar. La sede social de la sociedad est\u00e1 ubicada en Oviedo, Plaza de la Gesta 2, Espa\u00f1a. El 18 de marzo de 2008, EDP Renov\u00e1veis cambi\u00f3 su forma jur\u00eddica a Sociedad An\u00f3nima. La Sociedad pertenece al Grupo EDP, cuya sociedad dominante es EDP Energias de Portugal, S.A., que tiene su sede social en Avenida 24 de Julho, 12, Lisboa. A 31 de diciembre de 2022 y 2021, EDP Energias de Portugal, S.A a trav\u00e9s de su sucursal espa\u00f1ola EDP S.A. - Sucursal en Espa\u00f1a (\"EDP Sucursal\") posee una participaci\u00f3n cualificada del 74.98% del capital social y los derechos de voto de EDPR mientras que el 25,02% restante cotiza en el mercado Euronext Lisbon. En diciembre de 2011, China Three Gorges Corporation (CTG) firm\u00f3 un acuerdo para la compra de 780.633.782 acciones ordinarias de EDP a Parp\u00fablica - Participa\u00e7\u00f5es P\u00fablicas SGPS, S.A., las cuales representan el 21,35% del capital social y los derechos de voto de EDP Energias de Portugal S.A., accionista mayoritario de la Sociedad. Esta operaci\u00f3n se llev\u00f3 a cabo en mayo de 2012. Operaciones posteriores han modificado dicha participaci\u00f3n al 19,19% a 31 de diciembre de 2022. Los t\u00e9rminos de los acuerdos en virtud de los cuales CTG se convirti\u00f3 en accionista del Grupo EDP estipulan inversiones minoritarias de CTG por un total de 2.000 millones de euros hasta 2015 en proyectos de generaci\u00f3n de energ\u00edas renovables en operaci\u00f3n y preparados para construir (incluida la cofinanciaci\u00f3n de capex). En el contexto del acuerdo antes mencionado, se han llevado a cabo las siguientes operaciones: \u2022 En junio de 2013, EDPR complet\u00f3 la venta de la participaci\u00f3n del 49% en el patrimonio neto de EDPR Portugal a CTG a trav\u00e9s de CITIC CWEI Renewables S.C.A; \u2022 En mayo de 2015, EDPR cerr\u00f3 la venta del 49% de las siguientes sociedades dependientes de EDPR Brasil a CTG a trav\u00e9s de CWEI Brasil Participa\u00e7oes LTDA: Elebr\u00e1s Projetos S.A, Central Nacional de Energia E\u00f3lica S.A, Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o I S.A, Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o II S.A, Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o III S.A, Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o IV S.A, Central E\u00f3lica Jau S.A. y Central E\u00f3lica Aventura S.A. \u2022 En octubre de 2016, EDPR complet\u00f3 la venta del 49% de las participaciones en el capital de EDP Renewables Polska SP.Zo.o. a CTG a trav\u00e9s de ACE Poland S.\u00c1.R.L. y la venta del 49% de las participaciones en el capital de EDP Renewables Italia S.R.L. a CTG a trav\u00e9s de ACE Italy S.\u00c1.R.L; \u2022 En junio de 2017, el Grupo EDPR complet\u00f3 la venta del 49% de las participaciones en el capital de EDPR PT - Parques E\u00f3licos, S.A. a CTG a trav\u00e9s de ACE Portugal S.\u00c1.R.L.; \u2022 En diciembre de 2018, EDPR complet\u00f3 la venta del 10% de la participaci\u00f3n de la sociedad consolidada por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n Moray East Holdings Limited a CTG a trav\u00e9s de China Three Gorges (UK) Limited. El 10 de diciembre de 2021, tras la firma del acuerdo para la adquisici\u00f3n de Sunseap por EDP Renov\u00e1veis S.A. y la consiguiente entrada en el mercado asi\u00e1tico, EDP y CTG actualizaron el Acuerdo de Asociaci\u00f3n Estrat\u00e9gica (celebrado en diciembre de 2011). Esta actualizaci\u00f3n tiene como objetivo flexibilizar las estrategias de crecimiento de ambas empresas, garantizando la aplicaci\u00f3n de los m\u00e1s exigentes est\u00e1ndares de gobierno corporativo en sus relaciones futuras. A 31 de diciembre de 2022, EDP Renov\u00e1veis S.A. posee una participaci\u00f3n directa del 100% en el capital social de las siguientes sociedades: EDP Renewables Europe, S.L. (EDPR EU), EDP Renewables North America, LLC (EDPR NA), EDP Renewables Canada, Ltd. (EDPR Canada), EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A. (EDPR BR), las empresas colombianas Eolos Energ\u00eda S.A.S. E.S.P., Vientos del Norte S.A.S. E.S.P., Solar Power Solutions S.A.S. E.S.P y Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P, la sociedad vietnamita EDP Renewables Vietnam Ltd., las sociedades singapurenses de Trung Son SG Pte. Ltd., Sunseap Group Pte. Ltd., la sociedad Chilena EDP Renewables Chile SpA. Y la sociedad mexicana Parque Solar Los Cuervos, S. de R.L. de C.V. V\u00e9ase el anexo I que incluye el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n. El Grupo opera fundamentalmente en los sectores energ\u00e9ticos de Europa (Espa\u00f1a, Portugal, Polonia, Ruman\u00eda, Francia, Italia, Grecia, Reino Unido y B\u00e9lgica), Am\u00e9rica (EE.UU., Brasil, Canad\u00e1 y M\u00e9xico) y Asia (Vietnam, Singapur, Taiw\u00e1n y China). El Grupo EDPR est\u00e1 desarrollando actualmente proyectos e\u00f3licos y solares onshore en otros pa\u00edses como Reino Unido, Alemania, Pa\u00edses Bajos, Chile, Colombia, Hungr\u00eda y Corea del Sur.r. Adem\u00e1s, el Grupo EDPR firm\u00f3 un acuerdo con ENGIE en enero de 2020 para establecer una joint venture al 50 %, OW Offshore S.L. (Ocean Winds), en el negocio de la energ\u00eda e\u00f3lica offshore y flotante. Esta entidad ser\u00e1 el veh\u00edculo exclusivo de inversi\u00f3n de EDPR y ENGIE para las oportunidades e\u00f3licas offshore en todo el mundo. EDP Renov\u00e1veis, S.A. ha adquirido durante el ejercicio 2022 el control del Grupo Sunseap Group Pte. Ltd., el mayor operador solar distribuido y uno de los 4 principales operadores solares en el sudeste de Asia. La operaci\u00f3n se ha estructurado mediante un contrato con los accionistas principales de Sunseap. Sunseap es una empresa de energ\u00eda renovable, en concreto energ\u00eda solar, con sede en Singapur, y cuenta con m\u00e1s de 400 empleados repartidos en 9 mercados, en concreto, en Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n, que en el momento del acuerdo ten\u00eda m\u00e1s de 0,5 GW de capacidad en funcionamiento y en construcci\u00f3n y casi 5 GW en diferentes etapas de desarrollo. La operaci\u00f3n fue completada en febrero de 2022 una vez las condiciones precedentes se cumplieron (v\u00e9ase nota 6). EDP Renov\u00e1veis, S.A., a trav\u00e9s de su subsidiaria EDP Renewables Europe, S.L.U. ha adquirido durante el ejercicio 2022 el control del Grupo Kronos Solar Projects GmbH., un negocio de generaci\u00f3n solar, por un total de 9,4 GW bajo desarrollo localizado en Alemania, Pa\u00edses Bajos, Francia y Reino Unido. El Grupo EDP Renov\u00e1veis posee, a trav\u00e9s de sus sociedades dependientes, la siguiente capacidad instalada: CAPACIDAD INSTALADA MW 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Estados Unidos 6.025 5.908 Espa\u00f1a 2.166 2.194 Portugal 1.168 1.142 Brasil 1.114 795 Polonia 733 747 Ruman\u00eda 521 521 M\u00e9xico 496 400 Vietnam 405 28 Italia 295 384 Francia 214 181 Singapur 230 - Canad\u00e1 130 130 Grecia 45 45 China 44 - Taiw\u00e1n 32 - B\u00e9lgica 11 11 Reino Unido 5 5 Tailandia 1 - 13.635 12.490 Asimismo, el Grupo EDP Renov\u00e1veis posee, a trav\u00e9s de sus sociedades consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n, la siguiente capacidad instalada atribuida a EDPR: CAPACIDAD INSTALADA MW 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Estados Unidos 592 592 Espa\u00f1a 156 156 Portugal 31 31 APAC 15 - Resto Europa 311 311 1.105 1.090 Marco regulatorio de las actividades en Norteam\u00e9rica EDP Renewables opera en la mayor\u00eda de los mercados de electricidad de Estados Unidos, Canad\u00e1 y M\u00e9xico. La naturaleza de la normativa y las reglas del mercado var\u00edan de un mercado a otro con diferentes grados de influencia de los reguladores federales y estatales/provinciales en cada mercado. Las oportunidades y limitaciones para los activos y las perspectivas de EDPR se definen de forma significativa por estas regulaciones y normas de mercado. Las Organizaciones Regionales de Transmisi\u00f3n (RTO, por sus siglas en ingl\u00e9s), Operadores de Sistemas Independientes (ISO, por sus siglas en ingl\u00e9s) existen en gran parte de Norteam\u00e9rica para operar la red el\u00e9ctrica de una regi\u00f3n, administrar los mercados mayoristas de electricidad de la regi\u00f3n y proporcionar una planificaci\u00f3n de la fiabilidad del sistema de electricidad al por mayor de la regi\u00f3n. Las RTO tienen una responsabilidad adicional sobre la red de transporte de la regi\u00f3n. Los mercados de EE.UU. con RTOs e ISOs est\u00e1n bajo una mayor influencia federal a trav\u00e9s de la Comisi\u00f3n Federal de Regulaci\u00f3n de la Energ\u00eda (FERC, por sus siglas en ingl\u00e9s), lo que se traduce en unas tarifas y normas de mercado m\u00e1s transparentes. Las normas de regulaci\u00f3n y de mercado de las regiones que no est\u00e1n en las RTO/ISO tienden a estar influenciadas por varias combinaciones de entidades, como los reguladores estatales, las empresas de servicios p\u00fablicos integradas verticalmente, los gobiernos municipales y las agencias federales. En Canad\u00e1, el marco regulador var\u00eda seg\u00fan la provincia o el territorio de que se trate. Los reguladores provinciales tienen competencia sobre la generaci\u00f3n de energ\u00eda, la transmisi\u00f3n interprovincial, la distribuci\u00f3n, los precios minoristas y los mercados mayoristas de su provincia (si existen). En general, EDPR trata de construir activos en los mercados norteamericanos en los que existen contratos a largo plazo para la mayor parte de la producci\u00f3n de sus instalaciones de generaci\u00f3n. Adem\u00e1s de energ\u00eda el\u00e9ctrica, nuestras instalaciones pueden producir capacidad y servicios auxiliares en regiones con demanda de estos productos. Muchos estados han promulgado normas de cartera de energ\u00edas renovables (RPS, por sus siglas en ingl\u00e9s) que exigen a las entidades obligadas a proporcionar un determinado porcentaje de su suministro energ\u00e9tico a partir de fuentes renovables cualificadas, de forma similar a la Directiva sobre energ\u00edas renovables de la UE. En Canad\u00e1, los gobiernos provinciales han exigido a las compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas que adquieran el suministro energ\u00e9tico a instalaciones renovables con programas como los Grandes Programas de Adquisici\u00f3n de Energ\u00edas Renovables de Ontario. En los \u00faltimos a\u00f1os, los estados de EE.UU. han ampliado estos objetivos, de modo que las normas de cartera de renovables en m\u00e1s de quince estados exigen que el 50% o m\u00e1s de su suministro energ\u00e9tico se realice a trav\u00e9s de recursos renovables en los pr\u00f3ximos diez o veinte a\u00f1os. Adem\u00e1s, m\u00e1s de diez estados han establecido requisitos para alcanzar un 100% de suministro de energ\u00eda limpia para 2050. Algunas instalaciones de la cartera e\u00f3lica y solar de EDPR, dada su ubicaci\u00f3n, producen cr\u00e9ditos de energ\u00eda renovable (REC, por sus siglas en ingl\u00e9s), certificados de energ\u00eda limpia (CEL) y otros atributos medioambientales que suelen venderse, junto con la energ\u00eda, la capacidad y los servicios auxiliares, de las plantas en virtud de contratos a largo plazo. Estos REC generados a trav\u00e9s de la producci\u00f3n renovable tambi\u00e9n pueden venderse por separado de la generaci\u00f3n e\u00f3lica y solar, si no est\u00e1n ya incluidos en los contratos a largo plazo. La parte propietaria de los REC es la \u00fanica que tiene derecho a los beneficios de los atributos medioambientales. Los gobiernos federales, estatales y locales de Estados Unidos han establecido diversos incentivos para apoyar el desarrollo de proyectos de energ\u00edas renovables. Entre estos incentivos se encuentran el cr\u00e9dito fiscal a la inversi\u00f3n (ITC, por sus siglas en ingl\u00e9s), el cr\u00e9dito fiscal a la producci\u00f3n (PTC, por sus siglas en ingl\u00e9s), las subvenciones en efectivo y la financiaci\u00f3n con fondos propios. De acuerdo con el Sistema de Recuperaci\u00f3n Acelerada de Costes Modificado de EE.UU., los proyectos e\u00f3licos y solares se amortizan completamente a efectos fiscales en un periodo de cinco a\u00f1os, aunque la vida \u00fatil de dichos proyectos sea generalmente mucho mayor que cinco a\u00f1os. Los propietarios de instalaciones e\u00f3licas a escala de servicios p\u00fablicos pueden solicitar el ITC una vez que hayan alcanzado el funcionamiento comercial o el PTC para la generaci\u00f3n de las instalaciones que cumplan los requisitos. El PTC se concede en funci\u00f3n del volumen de electricidad producido por la instalaci\u00f3n e\u00f3lica durante los primeros diez a\u00f1os de funcionamiento comercial. Este incentivo fue establecido por el Congreso de EE.UU. en la Energy Policy Act (Ley de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica) de 1992 y se ha ampliado en varias ocasiones, la m\u00e1s reciente en el marco del paquete de medidas globales y de asistencia en relaci\u00f3n con la COVID-19. Los niveles de ITC y PTC para una determinada instalaci\u00f3n dependen de la fecha de inicio de la construcci\u00f3n y de la puesta en marcha de dicha instalaci\u00f3n y se mantienen fijos en este nivel durante los primeros diez a\u00f1os de funcionamiento. La crisis de COVID-19 ha seguido generando desaf\u00edos para las empresas de energ\u00eda limpia que pretenden promover el desarrollo de proyectos e\u00f3licos y solares. Los retrasos en la fabricaci\u00f3n de equipos y entregas de env\u00edos, las suspensiones de actividades y las restricciones de la mano de obra, entre otros factores, han propiciado incumplimientos de los plazos de construcci\u00f3n y desarrollo de proyectos, y han generado un cierto riesgo de que los proyectos no cumplan los plazos de puesta en marcha previstos en las normas de\u201cpuerto seguro\u201d. El Departamento del Tesoro de EE.UU. (en adelante, el \u201cTesoro\u201d) determina los requisitos para acogerse a la legislaci\u00f3n federal reguladora de los cr\u00e9ditos fiscales a la producci\u00f3n de energ\u00eda e\u00f3lica (PTC, por sus siglas en ingl\u00e9s) y los cr\u00e9ditos fiscales a la inversi\u00f3n en energ\u00eda solar (ITC, por sus siglas en ingl\u00e9s). El Tesoro ha concedido a los proyectos un \u201cpuerto seguro\u201d con respecto a los requisitos para los cr\u00e9ditos fiscales disponibles en el a\u00f1o en que comenz\u00f3 la construcci\u00f3n, siempre que el proyecto se pusiera posteriormente en funcionamiento dentro de un cierto per\u00edodo de a\u00f1os. Contin\u00faan aplic\u00e1ndose las directrices del Tesoro (publicadas el 20 de junio de 2020); 1. Se ampl\u00eda a seis a\u00f1os el \u201cpuerto seguro\u201d de puesta en funcionamiento para las instalaciones cuya construcci\u00f3n se inici\u00f3 en 2016, 2017, 2018 o 2019; 2. Se ampl\u00eda a cinco a\u00f1os el \u201cpuerto seguro\u201d de puesta en funcionamiento para las instalaciones cuya construcci\u00f3n se inici\u00f3 en 2020; y 3. Establece que los contribuyentes no acogidos al puerto seguro de continuidad pueden demostrar la continuidad utilizando el criterio de los \u201cesfuerzos continuos\u201d en lugar del criterio, m\u00e1s restrictivo, de la \u201cconstrucci\u00f3n continua\u201d, con independencia de si se ha iniciado la construcci\u00f3n del proyecto mediante obras f\u00edsicas. 4. Los equipos eligibles adquiridos en 2016 pueden ahora ser instalados en 2022 y beneficiarse del PTC \u00edntegro (anteriormente, deber\u00edan haberse instalado en 2021); y 5. Los equipos eligibles adquiridos en 2017 pueden ahora ser instalados en 2023 y beneficiarse de un 80% del PTC (anteriormente, deber\u00edan haberse instalado en 2022). En enero de 2022, el primer a\u00f1o de la Administraci\u00f3n Biden lleg\u00f3 a su fin. El componente clave de la agenda nacional de la Ad- ministraci\u00f3n, \"Reconstruir mejor\", que habr\u00eda ampliado los cr\u00e9ditos fiscales existentes para las energ\u00edas renovables y ampliado la elegibilidad de los cr\u00e9dtos, entre otras pol\u00edticas, fue rechazado por el senador Manchin (D-WV) en una declaraci\u00f3n publicada en diciembre de 2021. Sin este voto n\u00famero 50 del Senado, el \u00f3mnibus no fue aprobado. Los cr\u00e9ditos fiscales todav\u00eda se est\u00e1n considerando como parte del proceso de reconciliaci\u00f3n presupuestaria, aunque el alcance de las pol\u00edticas incluidas no est\u00e1 claro -puede ir desde una simple extensi\u00f3n del cr\u00e9dito fiscal a la produci\u00f3n (PTC) y del cr\u00e9dito fiscal a la inversi\u00f3n (ITC) hasta la intro- ducci\u00f3n de una disposici\u00f3n de pago directo y las preocupaciones econ\u00f3micas sobre el aumento de la inflaci\u00f3n y los precios del gas han surgido como principales prioridades pol\u00edticas. A pesar de estos vientos en contra, varias personas designadas est\u00e1n impulsando los objetivos de la transici\u00f3n energ\u00e9tica. El Secretario Haaland del Departamento del Interior anunci\u00f3 el plan \"Offs- hore Wind Path Forward\" para organizar hasta siete subastas de arrendamientos e\u00f3licos marinos para 2025, incluida la venta de arrendamientos de New York Bight en febrero de 2022. En mayo de 2022, el Presidente Biden tambi\u00e9n anunci\u00f3 su intenci\u00f3n de nombrar al Presidente de la FERC, Richard Glick, para un segundo mandato de cinco a\u00f1os. La agenda actual de Glick incluye la revisi\u00f3n de la planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n y las normas de interconexi\u00f3n de la generaci\u00f3n, as\u00ed como una mejor incorporaci\u00f3n de las fuentes de energ\u00eda distribuida en los mercados ma- yoristas. En junio de 2022, el presidente Biden firm\u00f3 una orden ejecutiva que protege las importaciones de paneles solares fotovoltaicos del Sudeste asi\u00e1tico durante los pr\u00f3ximos dos a\u00f1os de cualquier arancel adicional resultante de la investigaci\u00f3n arancelaria so- bre derechos antidumping y compensatorios (AD/CVD) del Departamento de Comercio, adem\u00e1s de autorizar el uso de la Ley de Producci\u00f3n de Defensa (DPA) para aumentar la fabricaci\u00f3n nacional de cinco tecnolog\u00edas de energ\u00eda limpia, incluidos los paneles solares fotovoltaicos. En agosto de 2022, el Presidente Biden promulg\u00f3 la Ley de Reducci\u00f3n de la Inflaci\u00f3n de 2022 (IRA2022). Para el desarrollo de las energ\u00edas renovables, la IRA2022 apoya la expansi\u00f3n del cambio de la oferta nacional para las tecnolog\u00edas de energ\u00eda limpia, especialmente la produci\u00f3n de paneles solares, as\u00ed como proporcionar importantes extensiones y mejoras a la ITC y PTC al tiempo que estos incentivos disponibles para un conjunto m\u00e1s amplio de tecnolog\u00edas. La Ley tambi\u00e9n permite mejorar la trans- feribilidad de los cr\u00e9ditos fiscales. Antes de la IRA2022, el ITC m\u00e1ximo se fijaba en el 30% del capital invertido en proyectos solares cualificados, con una reducci\u00f3n seg\u00fan un calendario definido en funci\u00f3n del a\u00f1o de inicio de la construcci\u00f3n y de la fecha final de explotaci\u00f3n comercial. La IRA2022 modifica la estructura de tipos, haciendo que los proyectos puedan optar a un tipo b\u00e1sico y a bonificaciones adicionales que dependen del cumplimiento de determinados criterios relacionados con la naturaleza de la mano de obra y los materiales utilizados en la construcci\u00f3n del proyecto, as\u00ed como de criterios espec\u00edficos de ubicaci\u00f3n. El tipo b\u00e1sico fija el ITC en el 6% de los costes cualificados. Los requisitos laborales incluyen el pago de los salarios vigentes durante la construcci\u00f3n y las reparaciones, as\u00ed como el empleo de un porcentaje determinado de aprendices cualificados. El cumplimiento de los requisitos laborales a\u00f1ade un 24% de ITC adicional al tipo b\u00e1sico del 6%. La construcci\u00f3n con materiales cualificados a\u00f1ade un 10% a la tasa de ITC del proyecto si se cumplen los requisitos de contenido nacional. La ubicaci\u00f3n del proyecto tambi\u00e9n puede a\u00f1adir bonificaciones a la tasa de ITC, favoreciendo a las comunidades de bajos ingresos y energ\u00e9ticas con bonificaciones adicionales del 10% de ITC, respectivamente. Adem\u00e1s, la IRA2022 modifica la estructura del PTC de forma similar. Antes de la Ley, el PTC m\u00e1ximo se fijaba en 26 d\u00f3lares americanos por MWh para la generaci\u00f3n de proyectos e\u00f3licos durante los diez primeros a\u00f1os de funcionamiento del proyecto. El valor del PTC disminu\u00eda seg\u00fan un calendario definido que tambi\u00e9n depend\u00eda del a\u00f1o de inicio de la construcci\u00f3n y de la fecha de explotaci\u00f3n comercial. La IRA2022 cambia esta estructura de tarifas para fijar el valor de la PTC en una tarifa base fijada en 5 $/MWh m\u00e1s bonificaciones por mano de obra contratada que a\u00f1aden 21 $/MWh. El uso de materiales nacionales a\u00f1ade 3 $/MWh, mientras que la construcci\u00f3n en comunidades energ\u00e9ticas cualificadas a\u00f1ade otros 3 $/MWh. Adem\u00e1s, el PTC pasa a ser tecnol\u00f3gicamente neutro en 2025, de modo que la energ\u00eda solar podr\u00eda recibir el PTC en lugar del ITC. Marco regulatorio de las actividades en Espa\u00f1a La norma principal que regula el sector el\u00e9ctrico espa\u00f1ol es la Ley 24/2013 que reemplaz\u00f3 a la Ley 54/1997. Esta ley forma parte de una reforma integral del sector energ\u00e9tico espa\u00f1ol. Los objetivos principales de esta ley son adaptar la regulaci\u00f3n a la evoluci\u00f3n del sector el\u00e9ctrico y garantizar la sostenibilidad del sistema a largo plazo, eliminando las deficiencias existentes en la operaci\u00f3n del sistema. Espec\u00edficamente, la Ley persigue corregir el d\u00e9ficit tarifario estructural. La ley establece principios y disposiciones que rigen el sector el\u00e9ctrico, con el objetivo de garantizar efectivamente el suministro de electricidad y adaptarlo a las necesidades de los consumidores garantizando la seguridad, calidad, eficiencia, objetividad, transparencia y electricidad al coste m\u00ednimo. Como parte de esta Reforma Energ\u00e9tica, el Real Decreto-ley 9/2013 fue aprobado en julio de 2013. El prop\u00f3sito de este Real Decreto-ley era adoptar una serie de medidas para garantizar la sostenibilidad del sistema el\u00e9ctrico. En particular, el RDL 9/2013 introdujo un nuevo r\u00e9gimen legal y econ\u00f3mico para las instalaciones de energ\u00eda existentes que producen electricidad a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos. El RDL estableci\u00f3 los principios sobre los cuales se articular\u00eda el r\u00e9gimen aplicable a estas instalaciones y estos principios fueron posteriormente confirmados y desarrollados por la Ley 24/2013 y el Real Decreto 413/2014. De acuerdo con este nuevo marco, las instalaciones renovables recibir\u00edan durante su vida \u00fatil operativa, adem\u00e1s de la remuneraci\u00f3n por la venta de la energ\u00eda valorada al precio de mercado, una remuneraci\u00f3n espec\u00edfica compuesta por (i) una \"retribuci\u00f3n a la inversi\u00f3n\" que ser\u00eda incremental a los ingresos obtenidos por la venta de electricidad en el mercado, m\u00e1s, (ii) una prima de remuneraci\u00f3n operativa dise\u00f1ada para cubrir tambi\u00e9n la parte de los costos operativos de una instalaci\u00f3n que no podr\u00eda recuperarse mediante la venta de energ\u00eda. El c\u00e1lculo de la remuneraci\u00f3n antes mencionada se realizar\u00e1 sobre la base de los costes e ingresos est\u00e1ndar (inversi\u00f3n inicial, operaci\u00f3n e ingresos de la venta de energ\u00eda) que corresponder\u00edan a una \"planta de energ\u00eda est\u00e1ndar, durante la vida regulatoria \u00fatil y basada en la actividad comercial que realizar\u00eda una empresa eficiente y bien gestionada\u201d. Seg\u00fan este esquema, los proyectos recibir\u00edan una remuneraci\u00f3n que garantiza una \"rentabilidad razonable\" calculada, para el primer per\u00edodo regulatorio de seis a\u00f1os, a \"300 puntos b\u00e1sicos por encima del rendimiento de los bonos del gobierno a 10 a\u00f1os en los \u00faltimos diez a\u00f1os\". El Gobierno espa\u00f1ol public\u00f3 el 20 de junio de 2014, la Orden IET / 1045/2014, que inclu\u00eda los par\u00e1metros para remunerar los activos de energ\u00eda renovable, en el nuevo marco de remuneraci\u00f3n que fue aprobado por el Decreto-Ley 413/2014. El DL 413/2014 confirm\u00f3 que los parques e\u00f3licos en operaci\u00f3n en 2003 (y antes) no recibir\u00edan ning\u00fan incentivo adicional, mientras que el incentivo para el resto de los parques e\u00f3licos se calcular\u00eda para alcanzar un retorno del 7,398%. Esta orden describe m\u00e1s de 1.300 posibles tipos de instalaci\u00f3n de energ\u00edas renovables, 23 de ellos correspondientes a parques e\u00f3licos de m\u00e1s de 5 MW clasificados por a\u00f1o de primera operaci\u00f3n (de 1994 a 2016). En octubre de 2015 el Gobierno aprob\u00f3 el Real Decreto 947/2015 y una Orden Ministerial cuyo objetivo era permitir la instalaci\u00f3n de nueva capacidad en energ\u00edas renovables mediante un mecanismo de concurrencia competitiva. En enero de 2016 se realiz\u00f3 la primera subasta de capacidad de energ\u00edas renovables. La subasta se dise\u00f1\u00f3 para proporcionar un esquema de remuneraci\u00f3n similar al que se aplica a las instalaciones anteriores (RD 413/2014). Siguiendo este marco, se solicit\u00f3 a los participantes de la licitaci\u00f3n que ofrecieran descuentos en el par\u00e1metro de \"inversi\u00f3n inicial\" (CAPEX) que luego, al ser introducido en la f\u00f3rmula establecida por el RD 413/2014 determinar\u00eda el \"Rinv\" (retribuci\u00f3n a la inversi\u00f3n) que eventualmente ser\u00eda adjudicado. Tras el resultado de la licitaci\u00f3n del 17 de mayo de 2017, el gobierno espa\u00f1ol decidi\u00f3 lanzar una licitaci\u00f3n adicional por un m\u00e1ximo de 3 GW. Esta nueva licitaci\u00f3n se realiz\u00f3 el 26 de julio de 2017 y se abri\u00f3 exclusivamente a energ\u00eda e\u00f3lica y solar fotovoltaica. Adem\u00e1s, el real decreto que rige la licitaci\u00f3n (RD 650/2017) inclu\u00eda la posibilidad de aumentar la capacidad asignada a toda la capacidad que ofrezca el mismo descuento, siempre que no cree un coste excesivo para el sistema. Siguiendo esta cl\u00e1usula, se otorg\u00f3 toda la capacidad que ofrec\u00eda el descuento m\u00e1ximo permitido (no se activ\u00f3 ninguna regla de desempate). En octubre de 2018 el Ministerio espa\u00f1ol para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica introdujo varias medidas destinadas a limitar el coste de la electricidad para los consumidores finales y a servir como un primer paso hacia la transici\u00f3n energ\u00e9tica a largo plazo prevista por el Partido Socialista. Las medidas implantadas incluyen la suspensi\u00f3n del impuesto de generaci\u00f3n del 7% durante un per\u00edodo de 6 meses, la facilitaci\u00f3n del autoconsumo y la ampliaci\u00f3n administrativa hasta marzo de 2020 de los derechos de conexi\u00f3n de las centrales renovables adjudicadas en las subastas de a\u00f1os anteriores. El 22 de noviembre de 2019, se aprob\u00f3 el Real Decreto Ley 17/2019, que introduce una serie de medidas destinadas a garantizar un marco regulador y econ\u00f3mico estable para fomentar el desarrollo de la generaci\u00f3n de energ\u00eda renovable en Espa\u00f1a. El RDL actualiza la \"rentabilidad razonable\" para la generaci\u00f3n renovable para el pr\u00f3ximo per\u00edodo regulatorio que comenzaba el 1 de enero de 2020 a un nivel del 7,39% para los activos antes del RDL 9/2013 y del 7,09% para los nuevos. Otro objetivo del RDL es adoptar una nueva regulaci\u00f3n que rija el acceso a la red en los nodos afectados por el cierre de plantas y concesiones de carb\u00f3n y energ\u00eda nuclear para el uso privado del agua, donde los nuevos proyectos renovables pueden ofrecer una alternativa. El acceso a la red a proyectos renovables en \u00e1reas afectadas por el cierre de instalaciones t\u00e9rmicas se basar\u00e1 en los beneficios t\u00e9cnicos y econ\u00f3micos, as\u00ed como en los beneficios ambientales y sociales, en particular la creaci\u00f3n de empleo. En enero de 2020 se aprob\u00f3 la Circular 3/2020 de la CNMC. La Circular establece la metodolog\u00eda para calcular la tarifa de acceso y elimina los 0,5\u20ac/MWh anteriores que los generadores ten\u00edan que pagar. Se ha introducido una nueva tarifa de 0,13741 \u20ac /MWh para remunerar al operador del sistema. El 28 de febrero 2020 se public\u00f3 la versi\u00f3n definitiva del ajuste del Rinv (retribuci\u00f3n a la inversi\u00f3n), ya que en 2019 finaliz\u00f3 el segundo periodo semi-reglamentario del marco del RD 413/2014. Se introdujeron tres ajustes principales: (i) la estimaci\u00f3n de los precios del pool utilizando precios a plazo, (ii) el ajuste del OPEX para reflejar la eliminaci\u00f3n de la tarifa de acceso de 0,5 \u20ac/MWh y (iii) la inclusi\u00f3n de la retribuci\u00f3n del operador del sistema. El 14 de marzo de 2020, entr\u00f3 en vigor el Real Decreto 463/2020 por el que se declara el estado de alarma para la gesti\u00f3n de la crisis sanitaria provocada por el coronavirus (COVID 19). En situaciones extremas (entre ellas, las crisis sanitarias) el art\u00edculo 116 de la Constituci\u00f3n Espa\u00f1ola permite al Ejecutivo declarar el estado de alarma, medida que le permite prohibir la libre circulaci\u00f3n de personas en todo el territorio nacional y adoptar todas las medidas necesarias para garantizar el abastecimiento de alimentos en los mercados de la naci\u00f3n. Tambi\u00e9n permite al gobierno hacerse cargo de los medios de producci\u00f3n y requisar bienes. Inicialmente, el estado de alarma deb\u00eda durar hasta el 29 de marzo, pero el Congreso lo ampli\u00f3 hasta el 21 de junio. Adem\u00e1s, el gobierno endureci\u00f3 las medidas de bloqueo exigiendo la paralizaci\u00f3n de todas las actividades \"no esenciales\" del 30 de marzo al 9 de abril, incluida la construcci\u00f3n de parques e\u00f3licos. Durante el Estado de Alarma se publicaron varios Reales Decretos posteriores. Estos RD inclu\u00edan medidas econ\u00f3micas y sociales para luchar contra los efectos de la pandemia. A pesar del bloqueo, el Ministerio de Energ\u00eda puso en marcha varias consultas (Estrategia del Hidr\u00f3geno, Almacenamiento de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (EES), estrategia offshore y subastas FEDER). Debido a las perturbaciones causadas por la COVID-19, se aprob\u00f3 una pr\u00f3rroga de 2 meses (a partir del \u00faltimo d\u00eda del estado de alarma) de los derechos de conexi\u00f3n que expiraban el 31 de marzo de 2020. Asimismo, la versi\u00f3n final del PNEC (Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima) espa\u00f1ol para el periodo 2021-2030 fue enviada a la Comisi\u00f3n Europea. El Gobierno aprob\u00f3 el Real Decreto Ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energ\u00eda y otras orientadas a la recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica. El objetivo de este Real Decreto Ley es orientar la pol\u00edtica energ\u00e9tica para la recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica, la movilizaci\u00f3n de recursos financieros y la creaci\u00f3n de empleo sostenible. En concreto, el RD/2020 consta de una bater\u00eda de medidas destinadas a ayudar a la transici\u00f3n energ\u00e9tica, a eliminar los obst\u00e1culos a la implantaci\u00f3n a gran escala de las fuentes de energ\u00eda renovables y a promover la eficiencia energ\u00e9tica. El 17 de julio de 2020 se aprob\u00f3 la Orden Ministerial TED/668/2020 por la que se fijan los valores ajustados del \"Rinv\" (retribuci\u00f3n a la inversi\u00f3n) para 2018 y 2019, contabilizando la suspensi\u00f3n temporal del gravamen del 7% a la generaci\u00f3n durante el cuarto trimestre de 2018 y el primero de 2019. El Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico (MITECO) decidi\u00f3 destinar 316 millones de euros para apoyar proyectos innovadores que favorezcan la integraci\u00f3n de las energ\u00edas renovables en el sistema. Se espera que diferentes l\u00edneas de actuaci\u00f3n, elaboradas en colaboraci\u00f3n con las Comunidades Aut\u00f3nomas, contribuyan a la consecuci\u00f3n de los objetivos que Espa\u00f1a, que en su PNEC, se ha marcado en esta materia: duplicar el consumo de energ\u00edas renovables en 2030 y alcanzar la neutralidad clim\u00e1tica en 2050. En concreto, el Bolet\u00edn Oficial del Estado (BOE) publicado el 3 de agosto fij\u00f3 los criterios reguladores para asignar 246 millones de euros en ayudas a proyectos renovables en r\u00e9gimen de concurrencia competitiva. El 10 de septiembre de 2020 se anunciaron varias licitaciones en las comunidades de Madrid, Andaluc\u00eda, Extremadura, Asturias, Castilla La Mancha, Catalu\u00f1a y Murcia. Los procedimientos competitivos anunciados destinar\u00e1n 80 millones de euros a proyectos renovables. El 4 de noviembre de 2020 se aprob\u00f3 el Real Decreto 960/2020 que regula el r\u00e9gimen econ\u00f3mico de las energ\u00edas renovables para las instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica. El RD establece el marco para un nuevo plan de inversi\u00f3n en fuentes de energ\u00edas renovables (FER) (incluyendo proyectos h\u00edbridos, de almacenamiento de energ\u00eda y de repotenciaci\u00f3n) que se adjudicar\u00e1 en subastas. Define algunas caracter\u00edsticas generales del r\u00e9gimen, aunque la mayor\u00eda de los aspectos siguen siendo flexibles y tendr\u00e1n que definirse en la legislaci\u00f3n de nivel inferior. Adem\u00e1s, establece la obligaci\u00f3n de publicar un calendario de subastas de 5 a\u00f1os. En cuanto al mecanismo de subasta, el RD establece que el producto de la subasta podr\u00e1 ser potencia, energ\u00eda o una combinaci\u00f3n de ambas y que las subastas se estructurar\u00edan como de pago por oferta. Se fijar\u00e1 un precio m\u00e1ximo, aunque podr\u00e1 ser confidencial, y tambi\u00e9n se podr\u00e1 introducir un precio m\u00ednimo. El precio adjudicado se definir\u00e1 en \u20ac/MWh y no estar\u00e1 indexado. El RD incluye la posibilidad de definir los llamados \"incentivos sim\u00e9tricos\" para la participaci\u00f3n en el mercado. En este caso, el precio percibido por la energ\u00eda vendida en cada mercado (diario/intradiario) se ajustar\u00e1 mediante un factor aplicado a la diferencia entre (i) el precio del mercado diario y (ii) el precio adjudicado. La duraci\u00f3n del r\u00e9gimen se fija en lo que ocurra antes, conseguir un m\u00e1ximo de energ\u00eda o entre 10 y 15 a\u00f1os (excepcionalmente hasta 20 a\u00f1os para tecnolog\u00edas con alto CAPEX o alto riesgo tecnol\u00f3gico, lo que deber\u00e1 definirse para cada subasta). Tras la aprobaci\u00f3n del RD 960/2020, el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico (MITECO) aprob\u00f3 la Orden TED/1161/2020 de 4 de diciembre de 2020 en la que se establece el mecanismo de subastas para la primera subasta. La Orden tambi\u00e9n incluye el calendario de subastas para los pr\u00f3ximos 5 a\u00f1os. En los pr\u00f3ximos 5 a\u00f1os, el Gobierno espa\u00f1ol tiene previsto lanzar subastas de 20GW de energ\u00edas renovables (principalmente e\u00f3lica: 8,5GW y solar: 10GW) para alcanzar el objetivo de 60GW establecido en el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima de Espa\u00f1a para 2021-2030. El 29 de diciembre de 2020 se aprob\u00f3 el Real Decreto de acceso y conexi\u00f3n a las redes de transporte y distribuci\u00f3n de energ\u00eda (RD 1183/2020). Este Real Decreto establece los principios y criterios en relaci\u00f3n con la solicitud, tramitaci\u00f3n y concesi\u00f3n de autorizaciones de acceso y conexi\u00f3n a las redes de transporte y distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica. Con la aprobaci\u00f3n de este RD, el Gobierno pretende preparar el marco regulatorio para el despliegue previsto de las energ\u00edas renovables, a la vez que contribuye a eliminar ineficiencias y comportamientos especulativos para garantizar la consecuci\u00f3n de los objetivos de la pol\u00edtica energ\u00e9tica. La primera subasta bajo el nuevo marco de subasta (establecido por el RD 960/2020) tuvo lugar el 26 de enero de 2021. En total se adjudicaron 3.034 MW: 2.036 MW de proyectos solares fotovoltaicos (a un precio medio de 24,47 \u20ac/MWh) y 998 MW de proyectos e\u00f3licos onshore (a un precio medio de 25,31\u20ac/MWh). A las ofertas ganadoras se les adjudicaron contratos de compra de energ\u00eda (PPA) de 12 a\u00f1os. En mayo de 2021, el Parlamento espa\u00f1ol aprob\u00f3 la Ley de cambio clim\u00e1tico y transici\u00f3n energ\u00e9tica (Ley 7/2021), por la que Espa\u00f1a se alinear\u00e1 con el objetivo de la UE de neutralidad en carbono en 2050. Como objetivo intermedio, dicha Ley tiene como objetivo reducir las emisiones en un 23% para 2030, en comparaci\u00f3n con los niveles de 1990. En cuanto al sector de las energ\u00edas renovables, la ley prev\u00e9 una reforma del sector de la electricidad con el fin de fomentar: (i) la participaci\u00f3n de los consumidores en los mercados, incluida la agregaci\u00f3n y la respuesta de demanda, y (ii) las inversiones en energ\u00edas renovables variables y flexibles, generaci\u00f3n distribuida y almacenamiento de energ\u00eda, entre otros. Tambi\u00e9n se prev\u00e9 una reforma fiscal centrada en la fiscalidad ecol\u00f3gica. En junio de 2021, la Comisi\u00f3n Europea adopt\u00f3 una evaluaci\u00f3n positiva del Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia de Espa\u00f1a. La financiaci\u00f3n ascender\u00e1 a 69.500 millones de euros en subvenciones y apoyar\u00e1 la aplicaci\u00f3n de las medidas cruciales de inversi\u00f3n y reforma descritas en el Plan. El Plan presentado dedica el 40% de su dotaci\u00f3n total a medidas que apoyen los objetivos clim\u00e1ticos (movilidad sostenible, eficiencia energ\u00e9tica y despliegue de energ\u00edas renovables, entre otros). En junio de 2021, el gobierno public\u00f3 el Real Decreto-ley 12/2021 por el que se adoptan medidas urgentes en el \u00e1mbito de la fiscalidad energ\u00e9tica y en materia de generaci\u00f3n de energ\u00eda. Este RDL aprob\u00f3 la suspensi\u00f3n del impuesto sobre la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica del 7% y una reducci\u00f3n del impuesto sobre el valor a\u00f1adido en las facturas de electricidad (del 21% al 10%) hasta el final del a\u00f1o. La reducci\u00f3n del IVA se aplicar\u00e1 a los consumidores con una potencia contratada inferior a 10 kW (si los precios mayoristas superan los 45\u20ac/MWh) y a los consumidores vulnerables (con independencia de los precios del mercado). Estas medidas se producen despu\u00e9s de que Espa\u00f1a modificara sus franjas horarias para el c\u00e1lculo de las facturas de electricidad y a ra\u00edz de un aumento vertiginoso de los precios de la energ\u00eda. El 16 de septiembre de 2021 entr\u00f3 en vigor el Real Decreto-ley 17/2021 (RDL 17/2021) de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad. En l\u00ednea con el anterior Real Decreto- ley, la nueva normativa ha introducido diversas medidas para amortiguar la escalada de los precios de la electricidad y limitar el importe de las facturas el\u00e9ctricas de los consumidores. \u2022 Una de las medidas consiste en introducir un mecanismo para reducir la retribuci\u00f3n excesiva que reciben determinadas instalaciones, como consecuencia de la fijaci\u00f3n del precio de coste marginal del mercado de la energ\u00eda \u2022 El RDL tambi\u00e9n ha introducido un nuevo tipo de subastas de compra de energ\u00eda a largo plazo que se celebrar\u00e1n junto con el mercado mayorista. En estas subastas, ciertos operadores deben ofrecer sus productos de generaci\u00f3n de energ\u00eda inframarginal gestionable y libre de CO2 (no incluidos en las subastas renovables), con un per\u00edodo de liquidaci\u00f3n igual o superior a un a\u00f1o. \u2022 Esta regulaci\u00f3n incluye tambi\u00e9n medidas fiscales. Por una parte, el tipo impositivo del impuesto especial sobre la electricidad se ha reducido del 5,1% al 0,5% hasta el 31 de diciembre de 2021. Por otra parte, se ha prorrogado la suspensi\u00f3n temporal del impuesto sobre el valor de la producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica (el tributo del 7%) hasta el cuarto trimestre de 2021. \u2022 Asimismo, el RDL establece un suministro m\u00ednimo vital para consumidores en situaci\u00f3n de vulnerabilidad, por el que el corte del suministro el\u00e9ctrico a los beneficiarios del bono social el\u00e9ctrico queda prohibido durante seis meses, adicionales a los cuatro ya existentes (por tanto, durante diez meses en total). El 26 de octubre de 2021 se aprob\u00f3 el Real Decreto-ley 23/2021 de medidas urgentes en materia de energ\u00eda para la protecci\u00f3n de los consumidores y la introducci\u00f3n de transparencia en los mercados mayorista y minorista de electricidad y gas natural. Por una parte dicho RDL incrementa, hasta el final de marzo de 2022, los descuentos del bono social el\u00e9ctrico del 40% al 70% para los consumidores vulnerables severos y del 25% al 60% para los consumidores vulnerables. La cuant\u00eda m\u00ednima del bono social t\u00e9rmico para el ejercicio 2021 se ha aumentado tambi\u00e9n de 25 a 35 euros. Por otra parte, el RDL limita el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n del mecanismo de minoraci\u00f3n del exceso de retribuci\u00f3n obtenida por ciertas instalaciones de generaci\u00f3n, que se regula en el RDL 17/2021. Por \u00faltimo, contiene algunas medidas destinadas a reforzar la transparencia en los mercados de electricidad y gas. Las sociedades espa\u00f1olas del Grupo quedan, por tanto, excluidas del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de los mecanismos para minorar el exceso de retribuci\u00f3n, ya que, en base al RDL 23/2021, el Grupo dispone de derivados y PPAs para cubrir los precios de venta de energ\u00eda. La segunda subasta de energ\u00edas renovables de 2021 se celebr\u00f3 el 19 de octubre y se adjudic\u00f3 a los ganadores una capacidad de 2.258 MW para proyectos e\u00f3licos onshore (a un precio medio de 36,68 \u20ac/MW) y 866 MW en energ\u00eda solar fotovoltaica (a un precio medio de 31,65 \u20ac/MWh). En enero de 2022, los tribunales resolvieron sobre el mecanismo del bono social 2016-2022 declarando que imponer la obligaci\u00f3n de financiaci\u00f3n exclusivamente a las empresas minoristas era contrario a la legislaci\u00f3n europea. Seg\u00fan la resoluci\u00f3n, el Gobierno debe devolver las cantidades financiadas (excepto las que se hayan repercutido a los consumidores). En marzo de 2022, se public\u00f3 un nuevo Real Decreto Ley (RDL 06/2022) con un amplio conjunto de medidas para paliar los efectos de la guerra de Ucrania, en particular el impacto de la subida de los precios de los carburantes en los precios de la electricidad. El RDL ordena una liquidaci\u00f3n extraordinaria del RECORE (r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico de las energ\u00edas renovables cogeneraci\u00f3n y residuos) con fecha 1 de enero de 2022. El ajuste debe tener en cuenta los precios reales de 2020 y 2021, y una nueva previsi\u00f3n de precios para 2022, lo que se traduce en menores retribuciones. Dentro del RDL 06/2022 se fomenta la contrataci\u00f3n bilateral de energ\u00eda RECORE eliminando las bandas regulatorias a partir de 2023. Sin embargo, las bandas regulatorias se rectificaron posteriormente en el RDL 10/2022: se mantienen las bandas, pero a partir de 2023, en lugar de utilizar s\u00f3lo los precios medios diarios e intradiarios, se tendr\u00e1n en cuenta tambi\u00e9n los precios a plazo. As\u00ed, en 2023, el precio tendr\u00e1 en cuenta una media ponderada de los precios del mercado diario (75%), los precios a plazo anuales (15%) y los precios a plazo trimestrales (2,5% cada uno). En los a\u00f1os siguientes, aumentar\u00e1 la proporci\u00f3n de los contratos a plazo. El RDL tambi\u00e9n ampli\u00f3 el alcance del bono social (la financiaci\u00f3n correr\u00e1 a cargo de los generadores) y redujo en un 80% los peajes de acceso para los consumidores electro-intensivos. En cuanto a los nuevos proyectos de generaci\u00f3n, se agiliza el proceso de autorizaci\u00f3n de determinados proyectos y se introducen algunas disposiciones para facilitar el despliegue de nuevas tecnolog\u00edas (almacenamiento, fotovoltaica flotante, hidr\u00f3geno y proyectos de autoconsumo). Por \u00faltimo, el RDL prorrog\u00f3 la limitaci\u00f3n al precio del gas (aprobada por el RDL 17/2021) hasta el 30 de junio (e incluy\u00f3 la energ\u00eda cubierta por instrumentos financieros despu\u00e9s del 29 de marzo con una vigencia igual o superior a un a\u00f1o y un precio superior a 67 \u20ac/MWh). En junio de 2022, el Gobierno espa\u00f1ol decidi\u00f3 reducir temporalmente el IVA aplicado a la electricidad al 10%. Posteriormente, el Real Decreto-Ley 06/2022, estipul\u00f3 que el IVA reducido se mantendr\u00eda mientras el precio en el mercado mayorista fuera superior a 45 \u20ac/MWh. El Real Decreto tambi\u00e9n establec\u00eda que a los consumidores vulnerables severos o en riesgo de exclusi\u00f3n (por lo tanto, los consumidores con derecho al bono social), se les seguir\u00eda aplicando un IVA reducido, incluso si el precio en el mercado mayorista era inferior a 45 \u20ac/MWh. En junio de 2022, el Consejo de Ministros espa\u00f1ol (RDL 11/2022) acord\u00f3 reducir a\u00fan m\u00e1s el IVA sobre la electricidad, del 10% al 5%, para contrarrestar la escalonada subida de los precios de la energ\u00eda hasta finales del a\u00f1o 2022. Las restantes medidas temporales sobre impuestos energ\u00e9ticos tambi\u00e9n se prorrogar\u00edan hasta finales de 2022: el tipo del Impuesto Especial sobre la Electricidad (que se hab\u00eda reducido del 5,1% al 0,5%) y la suspensi\u00f3n temporal del impuesto sobre el Valor de la Producci\u00f3n de la Electricidad (el gravamen del 7%). Adem\u00e1s, se prorrog\u00f3 el mecanismo de limitaci\u00f3n del precio del gas (aprobado por el RDL 17/2021) hasta diciembre de 2022. Este RDL establec\u00eda una tasa para las tecnolog\u00edas de carbono no emisoras basada en el precio del gas natural. En junio, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3 una limitaci\u00f3n de un a\u00f1o del precio del gas utilizado para la generaci\u00f3n de electricidad. La medida, que se aplica tanto al mercado espa\u00f1ol como al portugu\u00e9s, estar\u00e1 vigente hasta el 31 de mayo de 2023. Durante los seis primeros meses de aplicaci\u00f3n de la medida, el precio m\u00e1ximo real se fijar\u00e1 en 40 \u20ac/MWh. A partir del s\u00e9ptimo mes, el precio m\u00e1ximo aumentar\u00e1 en 5 \u20ac/MWh al mes, hasta alcanzar un precio m\u00e1ximo de 70 \u20ac/MWh en el duod\u00e9cimo mes. La medida se financiar\u00e1 mediante los \"ingresos de congesti\u00f3n\" obtenidos por el operador de la red como resultado del comercio transfronterizo de electricidad entre Francia y Espa\u00f1a y una tasa impuesta por Espa\u00f1a y Portugal a los compradores que se beneficien de la medida. En octubre de 2022 se public\u00f3 una estrategia de seguridad del suministro (el llamado \"Plan + Seguridad Energ\u00e9tica\"). En cuanto a las energ\u00edas renovables, el plan incluye disposiciones relativas a las garant\u00edas de origen de los gases renovables, un nuevo plan de la red de transporte 2024-2029, un nuevo marco regulador para promover la energ\u00eda e\u00f3lica offshore e incentivos fiscales para el cambio de combustible a energ\u00edas renovables. El 18 de octubre de 2022, se aprob\u00f3 el Real Decreto Ley 18/2022, por el que se aprueba un nuevo conjunto de medidas aplicables al sector energ\u00e9tico, incluida la pr\u00f3rroga del r\u00e9gimen de devoluci\u00f3n del gas hasta el 31 de diciembre de 2023. En diciembre de 2022, se aprob\u00f3 un nuevo impuesto para los operadores energ\u00e9ticos. Este impuesto se aplicar\u00e1 en 2023 y 2024 (sobre la base del volumen de negocios de 2022 y 2023) a los operadores energ\u00e9ticos con un volumen de negocios superior a 1.000 millones de euros en 2019. El impuesto se aplicar\u00eda a un tipo del 1,2% sobre el importe neto de la cifra de negocios del \u00faltimo Ejercicio Fiscal (incluir\u00e1 las rentas de los grupos fiscales derivadas de sus actividades desarrolladas en Espa\u00f1a, excluyendo las rentas derivadas de actividades reguladas). El impuesto extraordinario se aplicar\u00eda a partir del 1 de enero de 2023 y 2024, y el pago ser\u00eda exigible dentro de los 20 primeros d\u00edas de septiembre, con una liquidaci\u00f3n a cuenta del 50% de la cuota dentro de los 20 primeros d\u00edas de febrero. El 27 de diciembre de 2022, se aprob\u00f3 el Real Decreto-Ley 20/2022 relativo a medidas para responder a las consecuencias econ\u00f3micas y sociales de la guerra en Ucrania y tambi\u00e9n se aprobaron ciertas medidas fiscales. Por un lado, se prorrog\u00f3 la apli- caci\u00f3n del tipo impositivo del 0,5% del Impuesto Especial sobre la Electricidad hasta finales del a\u00f1o 2023. Por otro lado, se prorrog\u00f3 la suspensi\u00f3n temporal del Impuesto sobre el Valor de la Producci\u00f3n El\u00e9ctrica hasta finales de 2023. En materia de au- torizaciones, se establece para los pr\u00f3ximos 18 meses la suspensi\u00f3n de los procedimientos administrativos para los proyectos que hubieran solicitado acceso a la red en nudos que hayan sido posteriormente incluidos en las listas de los concursos de capa- cidad de red, salvo para las solicitudes relacionadas con la hibridaci\u00f3n de centrales renovables existentes. El citado RDL establece un nuevo procedimiento simplificado para la evaluaci\u00f3n ambiental de proyectos renovables (\"Determi- naci\u00f3n de Afecci\u00f3n Ambiental\") en el que se reducen los plazos respecto al procedimiento existente (\"Declaraci\u00f3n de Impacto Ambiental\") aplicable a los proyectos que soliciten autorizaci\u00f3n administrativa desde el 28 de diciembre de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2024. Adem\u00e1s, se desarrolla un procedimiento simplificado para la autorizaci\u00f3n administrativa de proyectos con evaluaci\u00f3n ambiental aprobada. Marco regulatorio de las actividades en Portugal Las principales normas legales que regulan el sector el\u00e9ctrico portugu\u00e9s son el Decreto-Ley 29/2006 de 15 de febrero de 2006 (modificado por el Decreto-Ley 215-A/2012) y el Decreto-Ley 172/2006 de 23 de agosto de 2006 (modificado por el Decreto- Ley 215-B/2012). El marco jur\u00eddico de las energ\u00edas renovables est\u00e1 incluido principalmente en el Marco El\u00e9ctrico y en la Orden Ministerial 243/2013, de 2 de agosto de 2013, que establece los t\u00e9rminos, condiciones y criterios para la concesi\u00f3n de licencias de generaci\u00f3n de electricidad con arreglo al r\u00e9gimen especial con remuneraci\u00f3n garantizada. Las disposiciones jur\u00eddicas portuguesas aplicables a la generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a trav\u00e9s de recursos renovables figuran actualmente en el Decreto-Ley 189/88, de 27 de mayo, enmendado por el Decreto-Ley 168/99, de 18 de mayo, el Decreto-Ley 312/2001, de 10 de diciembre, y el Decreto-Ley 339-C/2001, de 29 de diciembre. Tambi\u00e9n es aplicable el Decreto-Ley 33- A/2005, de 16 de febrero (\u201cDL 33-A/2005\u201d), que establece la f\u00f3rmula de retribuci\u00f3n aplicable a la energ\u00eda producida a trav\u00e9s de fuentes de energ\u00eda renovable (esto es, la f\u00f3rmula para calcular la tarifa regulada). En septiembre de 2012 y tras meses de negociaciones, la industria e\u00f3lica portuguesa lleg\u00f3 a un acuerdo con el gobierno portugu\u00e9s para ampliar el r\u00e9gimen de tarifas de alimentaci\u00f3n existente a cambio de un pago inicial. Tras el acuerdo, el Gobierno portugu\u00e9s public\u00f3 un decreto que articulaba sus condiciones, el Decreto Ley 35/2013. El Gobierno propuso cuatro esquemas tarifarios alternativos a elegir por los promotores e\u00f3licos. EDPR y ENEOP eligieron una pr\u00f3rroga de 7 a\u00f1os de la tarifa definida como el precio medio del mercado de los doce meses anteriores, con un m\u00ednimo de 74\u20ac/MWh y un m\u00e1ximo de 98\u20ac/MWh que se actualizar\u00eda anualmente con la inflaci\u00f3n a partir de 2021, a cambio de un pago de 5.800\u20ac/MW de 2013 a 2020. El Ministerio de Energ\u00eda y Medio Ambiente public\u00f3, en julio de 2014, el Decreto-ley 94/2014 que permite el aumento de la capacidad instalada de los parques e\u00f3licos hasta el 20%. La producci\u00f3n adicional generada a partir del aumento de la capacidad tendr\u00e1 una retribuci\u00f3n fija de 60 euros/MWh, mientras que la producci\u00f3n restante se retribuye con arreglo a la tarifa regulada anterior. El Gobierno portugu\u00e9s, en sus Presupuestos de 2019, incluy\u00f3 una ampliaci\u00f3n del impuesto especial sobre la energ\u00eda (el llamado CESE) a las renovables. Sin embargo, las instalaciones renovables con licencias concedidas a trav\u00e9s de concursos p\u00fablicos est\u00e1n exentas. En l\u00ednea con los Presupuestos de 2019, los Presupuestos Generales del Estado de 2020 contemplan que los peque\u00f1os productores (hasta 20 MW) queden exentos del pago del CESE. Asimismo, los sujetos pasivos con m\u00e1s de 60 MW acogidos a reg\u00edmenes tarifarios tambi\u00e9n estar\u00edan exentos de pagar el impuesto. El 31 de enero de 2019 se public\u00f3 la Orden (Portaria) 43/2019 de sobrequipamientos (\"SE\"). La nueva Portaria establece un nuevo r\u00e9gimen retributivo para los SE de 45\u20ac/MWh (valores no indexados) durante 15 a\u00f1os, periodo a partir del cual los SE quedar\u00e1n acogidos al r\u00e9gimen ordinario no teniendo derecho a acogerse al r\u00e9gimen de pr\u00f3rroga tarifaria establecido por el D-L 35/2013. El nuevo r\u00e9gimen exime a los promotores de solicitar autorizaci\u00f3n de ERSE a la SE. El 3 de junio de 2019 se public\u00f3 el DL 76/2019. Este DL es una revisi\u00f3n exhaustiva de la base legal del sector el\u00e9ctrico portugu\u00e9s. Con respecto a la nueva capacidad renovable, el Decreto cambia el orden en que se obtiene la reserva de capacidad de la red y la licencia de producci\u00f3n. Los nuevos proyectos deber\u00e1n obtener el t\u00edtulo de reserva de capacidad de red antes de solicitar la licencia de producci\u00f3n. El Decreto tambi\u00e9n introduce tres formas de obtener reservas de capacidad de red, siendo una de ellas licitaciones competitivas. Portugal lanz\u00f3 su primera subasta de energ\u00eda renovable a escala de servicios p\u00fablicos en julio de 2019, para 1,4 GW de capacidad solar fotovoltaica. Los promotores pod\u00edan presentar dos tipos de ofertas: una con un precio fijo inferior a 45 \u20ac/MWh y otra con una tarifa variable que inclu\u00eda la obligaci\u00f3n de pagar una compensaci\u00f3n al sistema el\u00e9ctrico, en funci\u00f3n de los precios de la energ\u00eda en el mercado spot. Ambos sistemas tendr\u00edan una duraci\u00f3n de 15 a\u00f1os. En diciembre de 2019, la DGEG (Dire\u00e7\u00e3o-Geral de Energia e Geologia) public\u00f3 la regulaci\u00f3n del Comit\u00e9 de Acompa\u00f1amiento de los Procesos de Licenciamiento de las plantas solares fotovoltaicas resultantes de la Subasta de 2019. Este Comit\u00e9 se cre\u00f3 con el objetivo de contribuir al cumplimiento de las obligaciones derivadas del procedimiento de licitaci\u00f3n, en particular en lo que respecta al plazo de obtenci\u00f3n de la licencia. En Portugal, se ha puesto en marcha un sistema de GO (Garant\u00edas de Origen) a partir de marzo de 2020. El registro ser\u00e1 obligatorio para los productores de renovables de m\u00e1s de 5 MW y la cogeneraci\u00f3n de alta eficiencia. Hasta finales de 2021, las plantas renovables <1 MW y las de autoconsumo estar\u00e1n exentas. Con el fin de evitar una mayor propagaci\u00f3n de la COVID-19, se declar\u00f3 el estado de emergencia mediante el Decreto Presidencial n\u00ba. 14-A/2020, de 18 de marzo, autorizado por la Resoluci\u00f3n del Parlamento n\u00ba 15 A/2020, de 18 de marzo de 2020. La DGEG suspendi\u00f3 todos los plazos relacionados con los procedimientos de concesi\u00f3n de licencias para todos los proyectos el\u00e9ctricos despu\u00e9s del 16 de marzo de 2020. En particular, esta suspensi\u00f3n comprende los plazos para cualquier procedimiento administrativo que deban realizar los promotores solares con proyectos adjudicados en la primera subasta solar (junio de 2019). El Estado de Emergencia fue levantado el 2 de mayo de 2020 y sustituido por el Estado de Calamidad. El 27 de marzo de 2020, la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda anunci\u00f3 una nueva subasta solar. Los promotores ten\u00edan que elegir uno de los tres siguientes esquemas de remuneraci\u00f3n: \u2022 Una estructura de tarifa fija garantizada, en la que las ofertas expresaban un descuento sobre un precio de referencia, en \u20ac/MWh. Los proyectos adjudicados suscribir\u00edan un contrato por diferencias (CfD) horario con OMIP durante 15 a\u00f1os. El CfD se liquidar\u00eda en funci\u00f3n del precio real captado por la planta concreta. \u2022 Un esquema de mercado en el que los promotores pujaran por una contribuci\u00f3n al Sistema El\u00e9ctrico Nacional (\"SEN\") y en el que los promotores que ofertaran las mayores contribuciones ser\u00edan adjudicados con el t\u00edtulo de capacidad. Los participantes se comprometer\u00edan a pagar esta cantidad durante 15 a\u00f1os y sus proyectos obtendr\u00edan sus ingresos por participar en el mercado el\u00e9ctrico en r\u00e9gimen de comercializaci\u00f3n. \u2022 Un nuevo sistema consistente en un esquema de mercado para las centrales el\u00e9ctricas que incorporen un sistema de almacenamiento, en el que los participantes oferten el valor del pago por capacidad que desear\u00edan recibir en \u20ac/MW (MW de capacidad de conexi\u00f3n). A cambio, firmar\u00e1n un contrato de CfD con REN para proteger el sistema contra eventos de picos de precios. El 31 de marzo de 2020 se public\u00f3 la Ley 3/2020 de acompa\u00f1amiento de los Presupuestos Generales del Estado que establece las principales pol\u00edticas e inversiones para el periodo 2020-23. En materia de energ\u00eda, se establece el camino hacia la neutralidad del carbono en 2050, confirmando el objetivo de reducci\u00f3n del 55% de las emisiones en 2030, promoviendo directrices regionales para la neutralidad del carbono y previendo la elaboraci\u00f3n de presupuestos quinquenales de carbono. Asimismo, la Ley confirma los principales objetivos del Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima de Portugal (trabajos de preparaci\u00f3n para la eliminaci\u00f3n del carb\u00f3n, instalaci\u00f3n de 2 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica en los pr\u00f3ximos 2 a\u00f1os, refuerzo de la energ\u00eda onshore existente, promoci\u00f3n de la energ\u00eda h\u00edbrida y del almacenamiento de energ\u00eda, de la energ\u00eda e\u00f3lica offshore, del hidr\u00f3geno, etc.). La eficiencia energ\u00e9tica, la movilidad el\u00e9ctrica y los incentivos econ\u00f3micos para la descarbonizaci\u00f3n tambi\u00e9n figuran entre las prioridades del Gobierno. El 10 de julio de 2020, el Consejo de Ministros aprob\u00f3 oficialmente el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (PNEC), que establece los objetivos en materia de energ\u00edas renovables para 2030. El Plan se compromete a que la contribuci\u00f3n de las fuentes de energ\u00edas renovables (FER) alcance un 47%, lo que se traduce en un 80% de electricidad generada a partir de fuentes de energ\u00eda renovables (electricidad FER). Seg\u00fan el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (PNEC), Portugal espera alcanzar 9,3 GW de energ\u00eda e\u00f3lica y 9 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica en 2030. Asimismo, el 9 de junio de 2020 el Consejo de Ministros aprob\u00f3 el Presupuesto Suplementario para 2020. La propuesta de ley modifica la Ley de Presupuestos del Estado de 2020, permitiendo la materializaci\u00f3n del Programa de Estabilizaci\u00f3n Econ\u00f3mica y Social. El 10 de julio de 2020, el Consejo de Ministros aprob\u00f3 oficialmente el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima de Portugal (PNEC), que establece los objetivos en materia de energ\u00edas renovables para 2030. El Plan se compromete a que la contribuci\u00f3n de las FER (fuentes de energ\u00edas renovables) alcance el 47%, lo que se traduce en un 80% de electricidad generada a partir de fuentes de energ\u00eda renovables (electricidad FER). Seg\u00fan el Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (PNEC), Portugal espera alcanzar 9,3 GW de energ\u00eda e\u00f3lica y 9 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica en 2030. El DL 35/2013 introdujo el r\u00e9gimen de extensi\u00f3n de tarifas para productores e\u00f3licos: a cambio del pago de 5,8 k\u20ac/MW de 2013 a 2020, los productores ten\u00edan derecho a acogerse a un r\u00e9gimen de l\u00edmites m\u00e1ximos y m\u00ednimos de 74 y 90 \u20ac/MWh durante siete a\u00f1os, una vez que se agote la tarifa inicial. Ambos pagos y los valores m\u00e1ximos y m\u00ednimos est\u00e1n sujetos a indexaci\u00f3n: \u2022 De 2013 a junio de 2020 sobre la base del factor Kn, que prev\u00e9 un ajuste anual en funci\u00f3n de la diferencia entre el IPC y el 2% \u2022 Despu\u00e9s de junio de 2021 con el IPC, aplicado sobre el valor de referencia Hasta el momento, ERSE ha aplicado de forma literal las f\u00f3rmulas de indexaci\u00f3n, es decir, individualmente en cada a\u00f1o, sin acumulaci\u00f3n. El Despacho n.\u00ba 6304/2021, publicado en junio de 2021, establece que el Kn se aplicar\u00e1n de manera acumulativa, lo que significa que en 2020 el valor m\u00ednimo inicial de 74 \u20ac/MWh cambiar\u00eda a 66 \u20ac/MWh. El Despacho orden\u00f3 a ERSE regularizar los pagos y aplicar la nueva metodolog\u00eda en la siguiente actualizaci\u00f3n que se aplic\u00f3 en julio de 2021. En junio de 2021, la Comisi\u00f3n Europea adopt\u00f3 una evaluaci\u00f3n positiva del Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia de Portugal. El Plan prev\u00e9 en total 13.900 millones de euros en subvenciones y 2.700 millones de euros en pr\u00e9stamos, y dedica el 38% de su asignaci\u00f3n total a medidas de apoyo a los objetivos clim\u00e1ticos. Ello incluye inversiones para financiar un programa de renovaci\u00f3n a gran escala para aumentar la eficiencia energ\u00e9tica de los edificios o la promoci\u00f3n de la eficiencia energ\u00e9tica y el uso de fuentes de energ\u00edas alternativas en los procesos industriales. En enero de 2022 se aprob\u00f3 un nuevo Decreto Ley que regula el funcionamiento del SEN (Sistema Energ\u00e9tico Nacional). La legislaci\u00f3n ha sido objeto de consulta p\u00fablica. El nuevo Decreto Ley se ha articulado en torno a cinco ejes fundamentales, y en concreto, el control administrativo de las actividades del SEN, la planificaci\u00f3n de redes, la introducci\u00f3n de mecanismos competitivos para el ejercicio de las actividades del SEN, la participaci\u00f3n activa de los consumidores en las actividades de generaci\u00f3n y en los mercados, y el marco legislativo relativo al desarrollo de nuevas realidades (como la repotenciaci\u00f3n, la hibridaci\u00f3n y el almacenamiento). Asimismo el Decreto Ley transpone a la legislaci\u00f3n nacional la Directiva de la UE 2019/244 sobre las normas del mercado interior de la electricidad y la Directiva de energ\u00edas renovables. En lo que respecta a las energ\u00edas renovables, el Decreto Ley mantiene las tres opciones para conseguir conexi\u00f3n a la red (general, acuerdo y subasta) e incluye un pago de 1,5k\u20ac/MW en el caso general y la obligaci\u00f3n de los municipios de instalar dispositivos de autoconsumo equivalentes al 0,3% de la capacidad de conexi\u00f3n (o una compensaci\u00f3n de 1,5k\u20ac/MW). Adem\u00e1s, el Decreto Ley prev\u00e9 plazos para obtener las licencias de producci\u00f3n y exige a los generadores la presentaci\u00f3n de un \u201c plan de desmantelamiento\" de la instalaci\u00f3n. Se permite la repotenciaci\u00f3n de centrales el\u00e9ctricas hasta un 20% o m\u00e1s, hasta que se alcancen los objetivos del Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (y los activos repotenciados pueden mantener el sistema de remuneraci\u00f3n original). En abril se celebr\u00f3 en Portugal la primera subasta fotovoltaica flotante. La subasta pretend\u00eda conceder 263 MVA de capacidad de conexi\u00f3n en 7 lotes diferentes con tama\u00f1os comprendidos entre 8 y 100 MVA. La subasta preve\u00eda dos modalidades: contrato por diferencia o contribuci\u00f3n al SEN. EDP se adjudic\u00f3 el lote de Alqueva (70 MVA). En abril se public\u00f3 el Decreto-Ley 30-A/2022, que prev\u00e9 medidas excepcionales para garantizar la instalaci\u00f3n de capacidad renovable y de almacenamiento, instalaciones de hidr\u00f3geno e infraestructuras de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n de electricidad. En l\u00ednea con las medidas recomendadas por la Comisi\u00f3n Europea (concretamente el Plan REPowerEU), el DL establece que la Evaluaci\u00f3n de Impacto Ambiental (EIA) de los proyectos de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica, hasta entonces siempre obligatoria, s\u00f3lo se producir\u00e1 a petici\u00f3n de la autoridad otorgante cuando haya indicios de que el proyecto pueda causar impactos significativos en el medio ambiente. El DL tambi\u00e9n pretende agilizar los procedimientos administrativos para la emisi\u00f3n de dict\u00e1menes y autorizaciones en el productor de AIE o en el an\u00e1lisis de impactos ambientales. En cuanto a los proyectos e\u00f3licos, el DL permite a los proyectos existentes inyectar toda su producci\u00f3n (sin el l\u00edmite de la capacidad de inyecci\u00f3n asignada administrativamente) para garantizar la m\u00e1xima producci\u00f3n posible en funci\u00f3n de la potencia instalada de cada unidad de generaci\u00f3n. En junio, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3 un l\u00edmite m\u00e1ximo de un a\u00f1o para el precio del gas utilizado en la generaci\u00f3n de electricidad. La medida, que se aplica tanto al mercado espa\u00f1ol como al portugu\u00e9s, estar\u00e1 vigente hasta el 31 de mayo de 2023. Durante los seis primeros meses de aplicaci\u00f3n de la medida, el precio m\u00e1ximo real se fijar\u00e1 en 40 \u20ac/MWh. A partir del s\u00e9ptimo mes, el precio m\u00e1ximo se incrementar\u00e1 en 5 \u20ac/MWh al mes, hasta alcanzar un precio m\u00e1ximo de 70 \u20ac/MWh en el duod\u00e9cimo mes. La medida se financiar\u00e1 con los ingresos obtenidos por el operador de la red como resultado del comercio transfronterizo de electricidad entre Francia y Espa\u00f1a y una tasa impuesta por Espa\u00f1a y Portugal a los compradores que se beneficien de la medida. El 19 de octubre de 2022 se public\u00f3 un nuevo Decreto Ley (DL 72/2022) que contiene medidas excepcionales para el desarrollo de las energ\u00edas renovables y el almacenamiento de energ\u00eda. El Decreto Ley (DL) modifica el DL 30-A/2022 (aprobado en abril de 2022), incluyendo medidas adicionales. En t\u00e9rminos de permisos, el DL se centra en la concesi\u00f3n de licencias para operaciones urban\u00edsticas (proceso de construcci\u00f3n). Los proyectos inferiores a 1 MW (o iguales a 1 MW) no necesitar\u00e1n autorizaciones (solo se exigir\u00e1 una declaraci\u00f3n responsable). Los proyectos de m\u00e1s de 1 MW tendr\u00e1n que ser comunicados y toda la documentaci\u00f3n tendr\u00e1 que ser compartida con los municipios. Los municipios dispondr\u00e1n de 8 d\u00edas para rechazar el proyecto (s\u00f3lo podr\u00e1 aplicarse una lista predefinida de motivos) o solicitar m\u00e1s informaci\u00f3n. En cualquier caso, se aplica la norma de aprobaci\u00f3n t\u00e1cita. Adem\u00e1s, este DL introduce una nueva compensaci\u00f3n para los municipios (se conceder\u00e1 una compensaci\u00f3n de 13,5k \u20ac /MVA de capacidad de conexi\u00f3n y los fondos correr\u00e1n a cargo del Fondo de Medio Ambiente). Seg\u00fan el DL, los acuerdos entre el GRT y los promotores para el refuerzo de las infraestructuras dar\u00e1n prioridad a los proyectos que ya cuenten con una EIA positiva o condicionalmente positiva. Asimismo, el periodo de prueba para los proyectos de las subastas de energ\u00eda solar fotovoltaica de 2019, 2020 y 2021 se incrementar\u00e1 en 12 meses (de 12 a 24 meses) para permitir a los productores beneficiarse de un periodo de exposici\u00f3n comercial m\u00e1s largo (siempre que los productores respeten su plazo de inicio de operaci\u00f3n). Por \u00faltimo, el reglamento permite que los precios de ejecuci\u00f3n de los FIT y los CfD adjudicados en las subastas se indexen excepcionalmente al IPC desde el a\u00f1o de adjudicaci\u00f3n hasta la fecha de inicio de operaci\u00f3n. El 7 de diciembre de 2022, el Consejo de Ministros aprob\u00f3 el Decreto-Ley que inicia la reforma y simplificaci\u00f3n de la concesi\u00f3n de licencias en materia de medio ambiente, mediante la eliminaci\u00f3n de licencias, permisos y procedimientos redundantes. Mediante la reducci\u00f3n de las cargas administrativas, el DL pretende simplificar el procedimiento de concesi\u00f3n de permisos e impulsar las inversiones, sin perjuicio del cumplimiento de las normas de protecci\u00f3n del medio ambiente. Por ejemplo, Portugal dejar\u00e1 de exigir evaluaciones de impacto ambiental (EIA) para algunas instalaciones e\u00f3licas, solares y de hidr\u00f3geno verde a partir de marzo de 2023. Las instalaciones de hidr\u00f3geno y fotovoltaicas que ocupen superficies inferiores a 100 hect\u00e1reas, as\u00ed como los aerogeneradores que est\u00e9n separados por m\u00e1s de 2 kil\u00f3metros, no necesitar\u00e1n aprobaci\u00f3n ambiental. Esta normativa forma parte del primer paquete de las denominadas licencias \"Simples\", que es un paquete de medidas para modificar las normas medioambientales para el desarrollo de proyectos de hidr\u00f3geno y energ\u00edas renovables. Marco regulatorio de las actividades en Francia El sector el\u00e9ctrico en Francia se rige principalmente por la Ley 2000-108, aprobada el 10 de febrero de 2000, que constituye el marco legislativo general para la explotaci\u00f3n de las instalaciones de generaci\u00f3n. La Ley 2000 estipulaba que los operadores de instalaciones e\u00f3licas pod\u00edan suscribir acuerdos a largo plazo para la compraventa de energ\u00eda con Electricit\u00e9 de France (EDF), la empresa de generaci\u00f3n y distribuci\u00f3n nacional. Las tarifas se fijaron inicialmente en 2006 y, posteriormente se actualizaron conforme a la orden del 17 de noviembre de 2008 (\"Arr\u00eat\u00e9 du 17 novembre 2008\u201d), y son las siguientes: i) durante los diez primeros a\u00f1os del acuerdo suscrito con EDF, EDF paga una tarifa anual fija, que asciende a 82 euros por MWh para los parques e\u00f3licos que presentaron la solicitud en 2008 (despu\u00e9s de 2008, esta tarifa se modifica anualmente seg\u00fan, en parte, un \u00edndice vinculado a la inflaci\u00f3n); ii) durante los a\u00f1os und\u00e9cimo a decimoquinto del acuerdo con EDF la tarifa inicial se revisar\u00eda teniendo en cuenta los factores de carga alcanzados por la instalaci\u00f3n; iii) a partir del a\u00f1o decimosexto, no hay una ayuda espec\u00edfica y los generadores de energ\u00eda e\u00f3lica tendr\u00e1n que vender su electricidad en el mercado y, por tanto, recibir\u00e1n el precio de mercado. En julio de 2015 se aprob\u00f3 el \"Proyecto de Ley de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica\", cuyo objetivo era construir una estrategia energ\u00e9tica integral y a largo plazo. En 66 art\u00edculos, el proyecto de ley inclu\u00eda ambiciosos objetivos de reducci\u00f3n de emisiones, al tiempo que se propon\u00eda reducir el uso de combustibles f\u00f3siles (incluida la energ\u00eda nuclear). En cuanto a las energ\u00edas renovables, la Ley de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica aument\u00f3 el objetivo de renovables hasta el 32% para 2030. En diciembre de 2016 se public\u00f3 un nuevo Contrato por Diferencia (CfD) en l\u00ednea con las \"Directrices europeas sobre ayudas estatales para la protecci\u00f3n del medio ambiente y la energ\u00eda 2014-2020\". De acuerdo con este nuevo esquema, los parques e\u00f3licos que hayan solicitado un PPA en 2016 recibir\u00e1n un CfD de 15 a\u00f1os, siendo el precio de ejercicio (y los t\u00e9rminos de la tarifa) muy similares al anterior esquema de tarifa regulada. A partir de 2017, los parques e\u00f3licos de m\u00e1s de 6 aerogeneradores (y de m\u00e1s de 3 MW por aerogenerador) deben participar en mecanismos de concurrencia competitiva para obtener una CfD a 20 a\u00f1os. La primera licitaci\u00f3n de este tipo se celebr\u00f3 en noviembre de 2017. Sin embargo, los parques e\u00f3licos m\u00e1s peque\u00f1os (con 6 turbinas o menos, y 3 MW por turbina o menos) estar\u00edan exentos de participar en las licitaciones. El 27 de noviembre de 2017 se public\u00f3 la \"Planificaci\u00f3n Energ\u00e9tica Plurianual\" (PPE). Seg\u00fan la PPE, el 40% de la energ\u00eda se producir\u00eda a partir de fuentes renovables para 2030. La PPE inclu\u00eda diferentes objetivos para las renovables: 35,6-44,5 GW de capacidad de energ\u00eda solar, 34-35,6 GW de energ\u00eda e\u00f3lica onshore y 4,7-5 GW de energ\u00eda e\u00f3lica offshore para 2028. El 29 de noviembre de 2017, el Gobierno aprob\u00f3 el Decreto 2018-1054 destinado a acelerar los procedimientos judiciales tras las reclamaciones contra la autorizaci\u00f3n administrativa de los parques e\u00f3licos. En particular, el Decreto elimina el sistema judicial de dos niveles en caso de litigio. La tercera ronda offshore tuvo lugar en marzo de 2019 con la participaci\u00f3n de los principales actores (agrupados en 10 consorcios). El Parlamento franc\u00e9s aprob\u00f3 el 26 de septiembre de 2019 la llamada \"Ley de Energ\u00eda y Clima\", comprometiendo al pa\u00eds a la neutralidad de carbono para 2050. La adopci\u00f3n de la Ley de Energ\u00eda-Clima constituye un paso importante hacia el logro de la ambici\u00f3n del gobierno para abordar el cambio clim\u00e1tico al convertirse en neutral al carbono en 2050. Este objetivo representa una reducci\u00f3n de las emisiones de gases de efecto invernadero de Francia en un factor de m\u00e1s de seis en comparaci\u00f3n con los niveles de emisiones de 1990. Para lograr la neutralidad de carbono en 2050, la Ley de Energ\u00eda-Clima prev\u00e9 la reducci\u00f3n del consumo de combustibles f\u00f3siles en un 40% en 2030 (en lugar del objetivo anterior del 30%) y el final de la generaci\u00f3n de electricidad a base de carb\u00f3n en 2022. La ley establece que la participaci\u00f3n de la energ\u00eda nuclear en la combinaci\u00f3n de electricidad deber\u00eda reducirse al 50% en 2035. Con respecto a la energ\u00eda e\u00f3lica, la ley redefine la autoridad responsable de permitir los proyectos de energ\u00eda e\u00f3lica onshore. Con respecto a la energ\u00eda e\u00f3lica offshore, la ley tambi\u00e9n incluye un objetivo m\u00e1s ambicioso (ya anunciado por el Ministro de Energ\u00eda) de subastar 1 GW de capacidad hasta 2024 (duplicando los vol\u00famenes definidos por el plan de energ\u00eda inicial de Francia publicado en enero de 2019). En 2020 se aprob\u00f3 una nueva versi\u00f3n del PPE (Programmation Plurianuelle de l'\u00c9nergie), en l\u00ednea con la versi\u00f3n final del NECP (Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima) de Francia. Aument\u00f3 los objetivos de la e\u00f3lica offshore respecto a la versi\u00f3n anterior, mientras que redujo los de la energ\u00eda solar fotovoltaica. En total, el PPE establece que Francia deber\u00e1 alcanzar entre 33,2 y 34,7 GW de energ\u00eda e\u00f3lica onshore en 2028, entre 5,2 y 6,2 GW de energ\u00eda e\u00f3lica offshore y entre 35,1 y 44 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica. El PPE tambi\u00e9n incluye un calendario de licitaciones que se celebrar\u00e1n entre 2020 y 2034. La Asamblea Nacional francesa aprob\u00f3 el 21 de marzo de 2020 una ley que introduce el \"Estado de emergencia sanitaria\" durante la pandemia de coronavirus. La ley incluye medidas que limitan las libertades privadas (como cierres y requisas) y contiene disposiciones relativas al aplazamiento de la segunda vuelta de las elecciones municipales francesas, medidas econ\u00f3micas de apoyo a la econom\u00eda y otras medidas que afectan a la justicia y al derecho laboral franceses. Las medidas de flexibilizaci\u00f3n de las restricciones en todo el pa\u00eds se aplicaron a partir del 11 de mayo. Los paquetes de rescate econ\u00f3mico podr\u00edan ascender a 110.000 millones de euros, e incluir\u00e1n garant\u00edas, pr\u00e9stamos y moratoria en el pago de la deuda, entre otros. En el sector de las renovables se han previsto ampliaciones de varios plazos para hacer frente a los retrasos y el propio sector ha sido declarado \"estrat\u00e9gico\". Los plazos de prueba de los proyectos CR16 y CR17 se han ampliado 3 meses. Adem\u00e1s, se ha anunciado una pr\u00f3rroga de 7 meses de los plazos de entrada en operaci\u00f3n (COD), pero se limitar\u00e1 a los proyectos e\u00f3licos y solares con (i) COD programado inicialmente despu\u00e9s del 12 de marzo, (ii) r\u00e9gimen de remuneraci\u00f3n concedido antes o durante el periodo del 12 de marzo al 23 de junio y (iii) capacidad nominal inferior a 200 MW. El 8 de septiembre de 2020 Francia public\u00f3 un compromiso sobre el hidr\u00f3geno, que supera las anteriores estrategias nacionales europeas, al prometer 6,5 GW de capacidad de electrolizadores para 2030. El plan lleg\u00f3 despu\u00e9s de que el Gobierno franc\u00e9s anunciara un plan de recuperaci\u00f3n econ\u00f3mica debido al brote de coronavirus por valor de 100.000 millones de euros, de los cuales 30.000 millones se dedicar\u00edan \u00edntegramente a la transici\u00f3n ecol\u00f3gica. La nueva estrategia del hidr\u00f3geno inclu\u00eda un compromiso de 7.000 millones de euros de presupuesto para el hidr\u00f3geno bajo en carbono entre 2020 y 2030. En junio de 2021, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3 el Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia de Francia. Conforme a dicho Plan, la Uni\u00f3n Europea desembolsar\u00e1 39.400 millones de euros en subvenciones. El Plan destina el 46% de la asignaci\u00f3n total a medidas de apoyo a los objetivos clim\u00e1ticos. Prev\u00e9 importantes inversiones en I + D e innovaci\u00f3n, en particular en el \u00e1mbito de las tecnolog\u00edas ecol\u00f3gicas, que deber\u00edan promover el despliegue del hidr\u00f3geno renovable. En abril de 2021, el Regulador de la Energ\u00eda (CRE) public\u00f3 el nuevo conjunto de reglas (\"Cahier des Charges\") que regular\u00e1 las subastas (tanto las espec\u00edficas de tecnolog\u00eda como las neutrales) desde el segundo semestre de 2021 hasta 2026. Seg\u00fan el documento, habr\u00e1 siete tipos de licitaciones para un total de 34 GW de nueva capacidad renovable (incluyendo: (i) energ\u00eda solar fotovoltaica sobre suelo, ii) energ\u00eda solar fotovoltaica en edificios, (iii) energ\u00eda e\u00f3lica onshore, (iv) energ\u00eda hidroel\u00e9ctrica, (v) energ\u00eda solar innovadora, (vi) autoconsumo y (vii) licitaciones neutrales tecnol\u00f3gicamente). Los proyectos ganadores se beneficiar\u00e1n de un CfD a 20 a\u00f1os. La Comisi\u00f3n Europea dio luz verde al Cahier des Charges en agosto de 2021, con arreglo a las normas de la UE sobre ayudas estatales. La Ley n.\u00ba 2021-1104 sobre la lucha contra el cambio clim\u00e1tico y el fortalecimiento de la resiliencia (la \"Ley de Clima y Resiliencia\") fue promulgada el 24 de agosto de 2021. Dicha Ley se considera un texto destinado a apoyar la transici\u00f3n ecol\u00f3gica ayudando a Francia a alcanzar sus objetivos de reducci\u00f3n de emisiones en un 40% para 2030. En particular, la Ley persigue mejorar la calidad del aire de las grandes ciudades, apoyar la renovaci\u00f3n de edificios y promover la movilidad el\u00e9ctrica, entre otros objetivos. En cuanto a la energ\u00eda solar fotovoltaica, se prev\u00e9 una reducci\u00f3n de costes para la conexi\u00f3n a la red de peque\u00f1os sistemas fotovoltaicos y la instalaci\u00f3n de energ\u00eda solar en nuevos edificios. Con respecto a la energ\u00eda e\u00f3lica onshore, la Ley finalmente no incluy\u00f3 el derecho de los alcaldes a vetar los proyectos de energ\u00eda e\u00f3lica (ser\u00e1n consultados obligatoriamente antes de cualesquiera obras, pero no tendr\u00e1n derecho de veto). Por \u00faltimo, la Ley contiene varias disposiciones encaminadas a acelerar/racionalizar el desarrollo de las energ\u00edas renovables. Por ejemplo, para garantizar una mejor ejecuci\u00f3n de los objetivos en materia de energ\u00edas renovables, se fijar\u00e1n objetivos espec\u00edficos a nivel regional, y las autoridades locales tendr\u00e1n que ejecutar objetivos territoriales espec\u00edficos. En febrero de 2022 se aprob\u00f3 la llamada \"Ley 3DS\". Permite a los municipios definir zonas espec\u00edficas para la implantaci\u00f3n de la energ\u00eda e\u00f3lica onshore modificando los planes urban\u00edsticos. No obstante, tales modificaciones se basar\u00e1n en una consulta p\u00fablica y los detalles se detallar\u00e1n en un pr\u00f3ximo decreto. En el primer semestre de 2022 se celebraron dos subastas en el marco 2021-2026. El 15 de abril se celebr\u00f3 la segunda subasta de energ\u00eda e\u00f3lica onshore, en la que se ofrecieron 925 MW, con un precio m\u00e1ximo de 70\u20ac/MWh. El 20 de mayo se celebr\u00f3 la segunda solar fotovoltaica terrestre, en la que se ofertaron 700 MW, con un precio techo de 90\u20ac/MWh. En abril de 2022, se public\u00f3 un decreto que revisaba las condiciones de elegibilidad para beneficiarse del llamado \"complemento de remuneraci\u00f3n\" (r\u00e9gimen CR17). Seg\u00fan el decreto, se introducir\u00e1 un l\u00edmite de altura de punta de 137 metros a partir del 1 de julio de 2022 (excepto para proyectos de cooperativas o propiedad mayoritaria de municipios). Los parques e\u00f3licos que deseen acogerse al r\u00e9gimen deber\u00e1n demostrar que tambi\u00e9n cumplen las restricciones aeron\u00e1uticas civiles/militares. Los nuevos criterios de subvencionabilidad se extienden tambi\u00e9n a los activos repotenciados y a los almacenados. En mayo de 2022 se public\u00f3 un decreto que define las condiciones del procedimiento de licitaci\u00f3n para el desarrollo de capacidades de almacenamiento de electricidad. El decreto estipula que, una vez que el TSO haya recibido las directrices del Ministerio de Energ\u00eda, elaborar\u00e1 un borrador de especificaciones para la convocatoria de licitaciones en cumplimiento de las condiciones especificadas y organizar\u00e1 entonces una consulta sobre el proyecto. Durante el verano de 2022 se publicaron medidas de emergencia destinadas a mejorar la rentabilidad de las energ\u00edas renovables. Estas medidas se han dise\u00f1ado tanto para los marcos de licitaci\u00f3n como para el CR17: - En cuanto a las licitaciones: el 30 de agosto, se public\u00f3 una enmienda a las especificaciones de las licitaciones anteriores para permitir que los proyectos garantizados (de rondas anteriores) vendan la energ\u00eda en el mercado y ampliar en 18 meses adicionales la ventana para iniciar el contrato de mercado. Por lo tanto, los proyectos con inicio de operaci\u00f3n hasta el 31 de enero de 2024 y antes del final de su ventana pueden acceder al mercado. - En cuanto a la CR17: el 31 de diciembre se public\u00f3 el decreto de revisi\u00f3n y se aplicaron las mismas medidas a los proyectos solicitados antes del 1 de julio de 2022 y a los proyectos con inicio de operaci\u00f3n entre el 1 de septiembre de 2022 y el 31 de diciembre de 2024. El 16 de noviembre de 2022, el Cahier des Charges se actualiz\u00f3 una vez m\u00e1s, incluyendo nuevas normas para las pr\u00f3ximas lici- taciones. Como primera medida, los precios m\u00e1ximos aplicables a las pr\u00f3ximas rondas no se divulgar\u00e1n para evitar estrategias manipuladoras. Adem\u00e1s, se incluir\u00e1 la nueva indexaci\u00f3n \"K\", que se aplicar\u00e1 entre la fecha de solicitud y la de entrega contra reembolso, mientras que tambi\u00e9n se revisa la f\u00f3rmula de indexaci\u00f3n \"L\" (que se aplicar\u00e1 anualmente desde el inicio de las ope- raciones). En el caso de la energ\u00eda e\u00f3lica, se revisa la f\u00f3rmula de puntuaci\u00f3n del precio para que sea la misma que la de los proyectos fotovoltaicos (para reducir el peso de las caracter\u00edsticas de colaboraci\u00f3n). Para los proyectos solares fotovoltaicos: (i) se homogeneizan todas las capacidades en MWp, (ii) se aumentan los vol\u00famenes reservados a los proyectos agr\u00edcolas a 250 MWp y se detallan los requisitos, (iii) se formula mejor la cl\u00e1usula de competencia para cubrir todos los casos y (iv) se introduce un desmantelamiento garantizado para los proyectos de m\u00e1s de 10 MWc (10k \u20ac/MWc). El 31 de diciembre se public\u00f3 oficialmente la Ley de Finanzas para 2023. En particular, el art\u00edculo 54 transpone los reglamentos de la UE que abordan los altos precios de la energ\u00eda a trav\u00e9s de precios m\u00e1ximos. Estos precios m\u00e1ximos se aplicar\u00e1n del 1 de junio de 2022 al 30 de junio de 2023 con una reducci\u00f3n del 10%, y del 1 de julio al 31 de diciembre de 2023 con una reducci\u00f3n que se definir\u00e1 posteriormente por decreto. Los niveles de limitaci\u00f3n se definen por tecnolog\u00eda, estando la solar, la e\u00f3lica y la nu- clear sujetas a un precio m\u00e1ximo de 100 \u20ac/MWh. El texto legislativo tambi\u00e9n establece las exenciones, en particular los FIT y los CfD, incluidos los periodos de pr\u00f3rroga concedidos en virtud de medidas de emergencia. En cuanto a los PPA, estar\u00e1n sujetos al l\u00edmite y la normativa incluye una cl\u00e1usula antiabuso para evitar que los agentes del sector eviten el l\u00edmite bajando los precios durante estos periodos. La medida anterior no tiene impacto en la cartera de EDPR en Francia. Marco regulatorio de las actividades en Polonia La legislaci\u00f3n aplicable a las energ\u00edas renovables en Polonia estaba inicialmente contenida en la \"Ley de Energ\u00eda\", aprobada el 10 de abril de 1997, que fue modificada posteriormente en 2002 y 2004. La Ley de energ\u00eda introdujo un r\u00e9gimen de certificados verdes con cupos obligatorios. Seg\u00fan este r\u00e9gimen, los proveedores de energ\u00eda est\u00e1n obligados a: a) obtener certificados verdes y presentarlos al regulador de la energ\u00eda, o b) pagar una cuota sustitu- toria calculada de acuerdo con la Ley de energ\u00eda. Si los proveedores no cumplen su obligaci\u00f3n (ya sea la presentaci\u00f3n de los certificados verdes o el pago de la cuota sustitutoria), deben pagar una sanci\u00f3n, igual al 130% de la cuota sustitutoria correspon- diente a ese a\u00f1o. El sistema de Certificado Verde fue sustituido en 2015 por un nuevo r\u00e9gimen, consistente en Contratos por Diferencia (CfD) con- cedidos mediante concursos. Sin embargo, la ley garantizaba que el sistema de GC se mantendr\u00eda (con algunos ajustes) para las plantas en funcionamiento. La ley tambi\u00e9n introdujo la posibilidad de que las plantas en funcionamiento se pasen voluntaria- mente al sistema de CfD, mediante licitaciones espec\u00edficas para los activos en funcionamiento. En junio de 2016, tras un largo proceso de aprobaci\u00f3n, se aprob\u00f3 la llamada \"Ley de Inversi\u00f3n en Aerogeneradores\", que incluye (i) una nueva distancia m\u00ednima para los nuevos parques e\u00f3licos y (ii) una mayor carga fiscal sobre los inmuebles. En julio de 2017 se aprob\u00f3 una nueva metodolog\u00eda para calcular la tasa de sustituci\u00f3n. De acuerdo con la nueva f\u00f3rmula, la tasa de sustituci\u00f3n se calcular\u00eda cada a\u00f1o como el 125% del precio medio del mercado CG del a\u00f1o anterior con un tope de 300 PLN. En octubre de 2018, la Oficina Reguladora de la Energ\u00eda public\u00f3 una convocatoria para la primera subasta en Polonia en la que pod\u00edan participar la e\u00f3lica onshore y la solar fotovoltaica con una capacidad superior a 1MW para obtener un CfD a 15 a\u00f1os. La primera subasta se celebr\u00f3 en noviembre de 2018. El Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima de Polonia (NECP) se envi\u00f3 a la Comisi\u00f3n Europea en diciembre de 2019. El Plan tiene como objetivo una cuota de energ\u00eda renovable del 23% en 2030. Adem\u00e1s, la cuota de renovables en la generaci\u00f3n de electricidad aumentar\u00e1 al 32% en 2030. La capacidad instalada de la energ\u00eda e\u00f3lica onshore podr\u00eda aumentar hasta 9,6 GW en 2030, mien- tras que la e\u00f3lica offshore hasta 3,8 GW en 2030 y 8 GW en 2040. El 13 de marzo de 2020, el Ministro de Sanidad anunci\u00f3 el estado de amenaza epidemiol\u00f3gica en Polonia, que es una situaci\u00f3n legal destinada a introducir medidas para reducir la propagaci\u00f3n de la COVID-19. Tras el anuncio, se aprobaron algunas restric- ciones, como la prohibici\u00f3n de entrada al territorio de Polonia para los extranjeros, la obligaci\u00f3n de una cuarentena domiciliaria de 14 d\u00edas o la suspensi\u00f3n de todas las conexiones a\u00e9reas y ferroviarias internacionales, entre otras. Las medidas restrictivas comenzaron a levantarse el 20 de abril. Desde el inicio del estado de amenaza epidemiol\u00f3gica se aprobaron varias medidas de ayuda econ\u00f3mica, los llamados escudos gubernamentales anticrisis. En particular, las siguientes se aplican a los productores de renovables: \u2022 Los proyectos de energ\u00edas renovables adjudicados en las subastas de 2018 y 2019 se beneficiar\u00edan de pr\u00f3rrogas del inicio de operaciones (COD) (hasta 12 meses), si se acreditan algunos retrasos (por ejemplo, (i) en la entrega de equipos que forman parte de la instalaci\u00f3n, (ii) en la construcci\u00f3n o (iii) en la conexi\u00f3n a la red, entre otros). \u2022 Asimismo, las compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas estar\u00e1n obligadas a ajustar en los acuerdos de conexi\u00f3n a la red la fecha de la primera entrega, teniendo en cuenta las pr\u00f3rrogas de los plazos. En febrero de 2021, el Gobierno polaco anunci\u00f3 la aprobaci\u00f3n de la \"Pol\u00edtica energ\u00e9tica de Polonia hasta 2040\", que se basa en tres pilares: una transici\u00f3n equitativa, un sistema energ\u00e9tico con cero emisiones y una buena calidad del aire. Seg\u00fan este documento, en 2040 las fuentes con cero emisiones deber\u00e1n constituir m\u00e1s de la mitad de la capacidad instalada, con especial atenci\u00f3n a las plantas de energ\u00eda e\u00f3lica offshore y nuclear. A la luz de las hip\u00f3tesis adoptadas, se espera que el uso de carb\u00f3n para la producci\u00f3n de electricidad descienda al 37% en 2030 (el nivel actual es del 70%) y al 28% en 2040. Despu\u00e9s de meses de consultas, la ley de energ\u00eda e\u00f3lica offshore fue publicada finalmente en febrero de 2021. La ley establece el marco regulatorio para el desarrollo de la energ\u00eda e\u00f3lica offshore en el Mar B\u00e1ltico. En la regulaci\u00f3n se ha aprobado un nuevo sistema de remuneraci\u00f3n para la energ\u00eda e\u00f3lica offshore, que se introducir\u00e1 en dos fases. En la primera fase, el apoyo se conceder\u00e1 mediante decisi\u00f3n administrativa (por un total de 5,9 GW). A continuaci\u00f3n, en la segunda fase, el apoyo se conceder\u00e1 a trav\u00e9s de subastas competitivas y la primera subasta tendr\u00e1 lugar en 2025. En mayo de 2021, Polonia present\u00f3 a la Comisi\u00f3n Europea su Plan Nacional de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia. Polonia ha solicitado un total de 23.900 millones de euros en subvenciones y 12.100 millones de euros en pr\u00e9stamos. El Plan polaco se articula en torno a cinco pilares de resiliencia econ\u00f3mica, incluida la energ\u00eda verde. En particular, prev\u00e9 medidas para la mejora de la calidad del aire y el desarrollo de las fuentes de energ\u00eda renovables. La Comisi\u00f3n Europea evaluar\u00e1 ahora el plan polaco en los pr\u00f3ximos meses y plasmar\u00e1 su contenido en actos jur\u00eddicamente vinculantes si se cumplen todos los criterios. En junio de 2021 se celebr\u00f3 una nueva subasta de energ\u00edas renovables y se concedieron CfD a 1,2 GW de energ\u00eda solar fotovoltaica y 0,3 GW de energ\u00eda e\u00f3lica onshore. En agosto de 2021, se anunciaron nuevas cuotas de certificados verdes (GC) para el a\u00f1o 2022: un 18,5% para los certificados verdes (por debajo del 19,5% en 2021) y un 0,5% para los denominados \u201ccertificados azules\u201d (que confirman que la energ\u00eda se produce a partir de biog\u00e1s agr\u00edcola). El 17 de septiembre de 2021, el Presidente de la Rep\u00fablica sancion\u00f3 una Ley de modificaci\u00f3n de la Ley de Energ\u00edas Renovables. Las modificaciones fundamentales consisten en ampliar el per\u00edodo de las subastas para la venta de energ\u00edas renovables hasta el final de 2027 (prorrogando as\u00ed la fecha de entrega m\u00e1xima de CfD hasta junio de 2047) y fijar vol\u00famenes de subasta para el per\u00edodo 2022-2027 en un solo reglamento del Consejo de Ministros. La ley tambi\u00e9n modifica el per\u00edodo de liquidaci\u00f3n de los saldos negativos y positivos (el per\u00edodo se ampl\u00eda de 10 a 15 d\u00edas) y establece normas modificadas para la liquidaci\u00f3n de los saldos positivos. La modificaci\u00f3n simplifica tambi\u00e9n la forma en que la Ley de planificaci\u00f3n del territorio y desarrollo del suelo se aplica a los inversores. En particular, esta modificaci\u00f3n cambia el l\u00edmite de capacidad para las FER y permite instalar dispositivos fotovoltaicos independientes, con una capacidad de hasta 1 MW, en tierras agr\u00edcolas de mala calidad o en tejados (sin umbral de capacidad), independientemente de si el estudio del municipio designa tales \u00e1reas como ubicaciones potenciales de inversiones en FER. La Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3, con arreglo a las normas sobre ayudas estatales de la UE, estas modificaciones de la Ley de energ\u00edas renovables. El 30 de marzo de 2022, tras la invasi\u00f3n rusa de Ucrania, el Gobierno polaco anunci\u00f3 un plan para abandonar la importaci\u00f3n de recursos energ\u00e9ticos de Rusia. Seg\u00fan este plan, se espera que las energ\u00edas renovables y la nuclear se conviertan en el pilar para lograr la independencia energ\u00e9tica de Rusia. Como primer paso, Polonia dej\u00f3 de importar carb\u00f3n de Rusia en abril de 2022. M\u00e1s tarde, en junio de 2022, el Primer Ministro polaco confirm\u00f3 que Polonia subvencionar\u00eda el carb\u00f3n para uso dom\u00e9stico, principalmente calefacci\u00f3n, para controlar la inflaci\u00f3n derivada de los altos precios de la energ\u00eda. Las importaciones de petr\u00f3leo cesar\u00edan a finales de 2022 (aunque a finales de 2022 Polonia segu\u00eda importando petr\u00f3leo de Rusia, lo que sugiere que la prohibici\u00f3n del petr\u00f3leo podr\u00eda retrasarse). Se public\u00f3 el reglamento final para reducir la cuota de certificados verdes del 18,5% al 12% en 2023 (DO 2022 pos. 1566). Se public\u00f3 un nuevo conjunto de enmiendas a la ley sobre FER. Inclu\u00eda: (i) la flexibilizaci\u00f3n del uso de la tasa de sustituci\u00f3n por parte de los proveedores: la nueva redacci\u00f3n permite pagar la tasa de sustituci\u00f3n si la media de los 3 meses anteriores es superior a la media del a\u00f1o anterior (anteriormente, si los precios medios de los certificados verdes de los 3 meses anteriores y del a\u00f1o anterior eran inferiores a la tasa de sustituci\u00f3n, los certificados verdes deb\u00edan cancelarse); (ii) la ampliaci\u00f3n de los plazos de entrega de las plantas solares fotovoltaicas adjudicadas en subastas (33 meses frente a los 24 anteriores) y (iii) la introducci\u00f3n de una nueva definici\u00f3n de planta h\u00edbrida. El 13 de octubre de 2022, el Consejo de Ministros adopt\u00f3 la Ordenanza sobre las cantidades y valores m\u00e1ximos procedentes de Fuentes de Energ\u00eda Renovables que podr\u00e1n venderse mediante subastas en los a\u00f1os posteriores 2022-2027 El 27 de octubre de 2022, se public\u00f3 una Ley sobre medidas de emergencia. Establece un l\u00edmite a los costes de la electricidad para determinados consumidores que se financiar\u00e1 mediante un mecanismo de limitaci\u00f3n de precios de las tecnolog\u00edas inframarginales. Este l\u00edmite se calcula como la suma del volumen de electricidad vendida multiplicada por la diferencia positiva entre el precio medio de mercado ponderado por volumen de electricidad vendida y el precio medio ponderado por volumen de electricidad vendida - para un d\u00eda determinado. El l\u00edmite se fij\u00f3 originalmente en 295 PLN/MWh para los activos e\u00f3licos no-CfD y 355 PLN/MWh para solares, aplic\u00e1ndose hasta diciembre de 2023. Estos l\u00edmites se incrementaron en 50 PLN/MWh en diciembre de 2022, fijando los nuevos l\u00edmites en 345 PLN/MWh y 405 PLN/MWh respectivamente. Para los activos con un CfD en vigor, el l\u00edmite se fija en el precio de ejercicio. El r\u00e9gimen prev\u00e9 que todos los ingresos superiores al l\u00edmite m\u00e1ximo se reembolsen a un Fondo. Sin embargo, s\u00f3lo los acuerdos de venta de energ\u00eda con entrega f\u00edsica o los CCE financieros con un consumidor final y vinculados a la entrega f\u00edsica, se consideraron finalmente a tal efecto. Marco regulatorio de las actividades en Ruman\u00eda En 2005 se introdujo en Ruman\u00eda un mecanismo de certificados verdes para promover las energ\u00edas renovables y cumplir los objetivos europeos en la materia. Seg\u00fan este sistema, los proveedores de electricidad y los consumidores industriales est\u00e1n obligados a obtener una determinada cantidad de CG cada a\u00f1o (se aplica una multa si no se cumple esta cuota anual). Por otro lado, los generadores de energ\u00edas renovables reciben CG por cada MWh producido. La Ley 220/2008, de noviembre, introdujo algunos cambios en el sistema inicial de GC, mejorando el marco para los generadores renovables. En particular, aument\u00f3 la cantidad de GC que deb\u00edan recibir los generadores e\u00f3licos (de 1 CG/MWh a 2 CG/MWh hasta 2015 y 1 CG/MWh a partir de 2016). La ley tambi\u00e9n garantizaba que el valor comercial del CG tendr\u00eda un m\u00ednimo de 27 euros y un m\u00e1ximo de 55 euros. La Ley 123/2012, de 19 de julio, de Electricidad y Gas Natural, elimin\u00f3 la previsi\u00f3n de contratos bilaterales no negociados p\u00fablicamente como medio de venta de electricidad. De este modo, la comercializaci\u00f3n de la electricidad solo pod\u00eda llevarse a cabo en un mercado centralizado. El Parlamento rumano aprob\u00f3 la Ley de 17 de diciembre de 2013, que introduce varios cambios en el r\u00e9gimen de GC y, en particular: Para las plantas renovables en funcionamiento: decisi\u00f3n de aplazar (o \"congelar\") parte del CG concedido: \u2022 Los generadores e\u00f3licos tendr\u00edan 1 GC (de 2 GC) aplazado de la comercializaci\u00f3n desde el 1 de julio de 2013 hasta el 31 de marzo de 2017; \u2022 Los generadores solares tendr\u00edan 2 GC (de 6 GC) pospuestos desde el 1 de julio de 2013 hasta el 31 de marzo de 2017; El GC aplazado se recuperar\u00eda gradualmente hasta el 31 de diciembre de 2020 (a partir del 1 de abril de 2017 para la energ\u00eda solar fotovoltaica y del 1 de enero de 2018 para la e\u00f3lica). Para las nuevas instalaciones renovables: decisi\u00f3n de reducir la cantidad de GC concedida: \u2022 Las instalaciones e\u00f3licas recibir\u00edan 1,5 GC/MWh hasta 2017 y 0,75 GC/MWh a partir de 2018; \u2022 Las instalaciones solares s\u00f3lo recibir\u00edan 3 GC a partir del 1 de enero de 2014; \u2022 Estos GC podr\u00edan comercializarse inmediatamente. El 24 de marzo de 2014, el Presidente de Ruman\u00eda aprob\u00f3 el EGO 57/2013 con las siguientes modificaciones: (i) Reducci\u00f3n de la validez de la GC de 16 a 12 meses; y (ii) la obligaci\u00f3n de la ANRE (Regulador de la Energ\u00eda) de comunicar en cada a\u00f1o la cuota de GC para el a\u00f1o siguiente. Otras modificaciones fueron introducidas en 2015 por la Ley 122/2015. Entre otros cambios, la ley estableci\u00f3: (i) la obligaci\u00f3n del suministrador de comprar GC trimestralmente (ii) la inclusi\u00f3n de la electricidad importada en el r\u00e9gimen de GC, y (iii) la eliminaci\u00f3n del derecho a recibir GC por la electricidad vendida a precios negativos. En marzo de 2017, el gobierno aprob\u00f3 una nueva ordenanza de urgencia (EGO 24/2017) para modificar de nuevo la ley de renovables 220/2008. Como se esperaba, el r\u00e9gimen de la GC se ampli\u00f3 hasta 2031 (la GC seguir\u00e1 siendo v\u00e1lida hasta marzo de 2032). La Ordenanza tambi\u00e9n confirm\u00f3 la eliminaci\u00f3n de la indexaci\u00f3n de los par\u00e1metros de la GC (el suelo de la GC se mantendr\u00e1 fijo en 29,4\u20ac y el tope de la GC se fijar\u00e1 en 35\u20ac). En cuanto a la energ\u00eda e\u00f3lica, la ordenanza aprob\u00f3 la ampliaci\u00f3n del periodo de recuperaci\u00f3n de la GC de 2018 a 2025, mientras que el aplazamiento de la GC de la energ\u00eda solar fotovoltaica se ampli\u00f3 hasta finales de 2024 (la recuperaci\u00f3n tendr\u00e1 lugar de 2025 a 2030). El estado de emergencia se declar\u00f3 el 16 de marzo de 2020, mediante el Decreto presidencial 195/2020. El Decreto ten\u00eda como objetivo controlar la propagaci\u00f3n de la COVID-19. Entre otras cosas, el Decreto inclu\u00eda restricciones de ciertos derechos (introduciendo, por ejemplo, cuarentenas obligatorias). Tambi\u00e9n inclu\u00eda la posibilidad de controlar los precios de ciertos bienes y/o servicios (por ejemplo, de los precios de la electricidad). El Estado de emergencia se prorrog\u00f3 posteriormente hasta el 16 de mayo. Durante el periodo de Estado de emergencia, el gobierno dio a conocer varias medidas de alivio econ\u00f3mico, como la ampliaci\u00f3n de los plazos de pago de los impuestos locales, un programa de reestructuraci\u00f3n de la deuda fiscal, una reducci\u00f3n del tipo de inter\u00e9s monetario, entre otras. ANRE public\u00f3 la Orden 61/2020, de 31 de marzo de 2020, en la que se establece que se permitir\u00e1n los precios negativos a partir de septiembre de 2020, en l\u00ednea con la Orden 236/2019. El 14 de mayo de 2020 se aprob\u00f3 la Ordenanza de Urgencia 74/2020, que modifica la Ley 123 de Energ\u00eda, permitiendo la firma de PPAs fuera de los mercados centralizados para nuevos proyectos renovables que operen a partir de junio de 2020. En junio de 2020, el Ministerio de Energ\u00eda rumano propuso un memor\u00e1ndum con las caracter\u00edsticas b\u00e1sicas de un posible r\u00e9gimen de CfD, dirigido a las tecnolog\u00edas de baja emisi\u00f3n de carbono (renovables, CCS y ESS). El 9 de diciembre de 2020, la Orden n\u00ba 213/2020, por la que se aprueba el precio \u00fanico de desv\u00edo fue publicada finalmente en el Diario Oficial. La metodolog\u00eda introduce un precio \u00fanico de desv\u00edo, excepto en los casos en que el sistema est\u00e9 casi equilibrado cuando se calcula un precio doble. La adopci\u00f3n del nuevo precio de desv\u00edo fue simult\u00e1nea a la introducci\u00f3n de la liquidaci\u00f3n de 15 minutos, en l\u00ednea con el Reglamento de la UE. Ruman\u00eda present\u00f3 su Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia en mayo de 2021. En septiembre de 2021, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3 el Plan y desembolsar\u00e1 14.200 millones de euros en subvenciones y 14.900 millones de euros en pr\u00e9stamos en el marco del Mecanismo de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia (RRF, por sus siglas en ingl\u00e9s). Seg\u00fan la evaluaci\u00f3n de la CE, el plan dedica el 41% de la asignaci\u00f3n total a medidas de apoyo a la transici\u00f3n ecol\u00f3gica. Prev\u00e9 medidas para eliminar gradualmente la producci\u00f3n de energ\u00eda con carb\u00f3n y lignito para 2032. El 29 de octubre de 2021, el Parlamento rumano refrend\u00f3 la Ley 259/2021, que aprob\u00f3 y puso en pr\u00e1ctica la Orden de Emergencia del Gobierno 118/2021. La Orden entr\u00f3 inmediatamente en vigor el 1 de noviembre. Contiene medidas para mitigar la carga del actual aumento del precio de la energ\u00eda, tales como el apoyo financiero directo y la reducci\u00f3n de los impuestos pagados por los consumidores finales. Por ejemplo, la Ley a\u00f1adi\u00f3 un mecanismo de precios m\u00e1ximos hasta el 31 de marzo de 2022 que se aplica a los hogares y a otros clientes determinados (hospitales, ONG, etc.) a fin de limitar el precio final de la electricidad a 1 RON/kWh y del gas natural a 0,37 RON/kWh. Las diferencias entre los precios medios y los precios m\u00e1ximos se reembolsar\u00e1n con cargo al presupuesto del Estado, mediante un gasto presupuestario separado. Adem\u00e1s, la Ley establece un impuesto sobre las ganancias inesperadas de los productores de electricidad: hasta el 31 de marzo de 2022, se gravar\u00e1n al 80% los ingresos adicionales obtenidos por los productores de electricidad que resulten de la diferencia entre el precio medio de venta mensual de la electricidad y un precio igual a 450 RON/MWh. Sin embargo, este impuesto solo se aplica a las instalaciones de generaci\u00f3n libres de CO2 y no se aplicar\u00e1 a los productores de electricidad procedente de combustibles f\u00f3siles, incluida la cogeneraci\u00f3n. En octubre de 2021, el Parlamento rumano refrend\u00f3 la Ley 259/2021, que aprobaba y pon\u00eda en marcha la Ordenanza de Emergencia 118/2021. La Ordenanza entr\u00f3 inmediatamente en vigor el 1 de noviembre. Conten\u00eda medidas para aliviar la carga de la actual subida del precio de la energ\u00eda, proporcionando apoyo financiero directo y una reducci\u00f3n del importe de los impuestos pagados por los consumidores finales. Por ejemplo, el reglamento estableci\u00f3 un mecanismo de limitaci\u00f3n de precios hasta el 31 de marzo de 2022 aplicable a los clientes dom\u00e9sticos y otros clientes seleccionados (hospitales, ONG, etc.) para limitar el precio final de la electricidad a 1 RON/kWh y el del gas natural a 0,37 RON/kWh. Las diferencias entre los precios medios y los precios m\u00e1ximos se reembolsar\u00edan con cargo a los presupuestos del Estado, mediante un gasto presupuestario aparte. La metodolog\u00eda de c\u00e1lculo de este impuesto se aclar\u00f3 en marzo de 2022, con la publicaci\u00f3n de la Ordenanza de Emergencia 27 (OE 27), que a\u00f1adi\u00f3 detalles y aclaraciones a los m\u00e9todos de c\u00e1lculo del impuesto, incluyendo espec\u00edficamente los costes de compensaci\u00f3n y algunos costes financieros. La Ordenanza de Emergencia tambi\u00e9n prorrog\u00f3 las medidas hasta marzo de 2023 En noviembre de 2021, la Orden 117-2021 estableci\u00f3 un nuevo algoritmo para el c\u00e1lculo del impacto medio estimado sobre los consumidores de los certificados verdes para el a\u00f1o siguiente. La norma establece que el impacto m\u00e1ximo que asumir\u00edan los consumidores para soportar el esquema de certificados verdes ser\u00eda de 14,5 \u20ac/MWh, pero el algoritmo utiliza la cuota de exceso de los a\u00f1os anteriores para reducir lentamente el impacto sobre los consumidores y hacer que la reducci\u00f3n sea m\u00e1s progresiva, con el objetivo final de permitir la finalizaci\u00f3n del r\u00e9gimen en 2031. El 31 de marzo de 2022, el Ministerio de Energ\u00eda rumano lanz\u00f3 una convocatoria de proyectos en el marco de un nuevo r\u00e9gimen de apoyo al desarrollo de nuevas centrales e\u00f3licas y solares fotovoltaicas. El plan de apoyo se puso en marcha en el marco del fondo de recuperaci\u00f3n y resiliencia de Ruman\u00eda. El presupuesto total asciende a 457 M\u20ac, de los cuales 382 M\u20ac se dedicar\u00e1n a la energ\u00eda e\u00f3lica y solar fotovoltaica con m\u00e1s de 1 MW de capacidad instalada y 75 M\u20ac para proyectos e\u00f3licos y solares con una capacidad instalada de entre 0,2-1 MW. Unos 950 MW de capacidad renovable podr\u00edan beneficiarse de este r\u00e9gimen de ayudas. Las solicitudes para participar en el r\u00e9gimen se presentaron entre el 31 de marzo de 2022 y el 31 de mayo de 2022. El 31 de marzo de 2022, el Ministerio de Energ\u00eda rumano lanz\u00f3 una convocatoria de proyectos en el marco de un nuevo plan de apoyo al desarrollo de la energ\u00eda nuclear. El 20 de julio de 2022 se aprob\u00f3 la ley 248. Establece que los productores de electricidad est\u00e1n obligados a comercializar, al menos, el 40% de la producci\u00f3n anual de electricidad a trav\u00e9s de contratos en los mercados de electricidad, en mercados distintos de PZU (DAM), PI (Intradiario) y PE (Mercado de Equilibrio). La ley exime a las instalaciones de generaci\u00f3n puestas en funcionamiento despu\u00e9s del 1 de junio de 2020. El 1 de septiembre de 2022, la OE 27/2022 fue modificada por la OE 119/2022, convirtiendo el impuesto en una Contribuci\u00f3n al fondo de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica y prorrogando su aplicaci\u00f3n hasta agosto de 2023. El impuesto tambi\u00e9n se increment\u00f3 al 100% y la nueva OE especificaba que los costes financieros y las coberturas ya no se tendr\u00edan en cuenta en el c\u00e1lculo del impuesto. El 23 de noviembre, el Parlamento aprob\u00f3 una nueva ley para introducir algunas modificaciones en la OE 119/2022. La ley prorrogaba la aplicaci\u00f3n de la OE hasta el 31 de marzo de 2025. Tambi\u00e9n modifica el m\u00e9todo de c\u00e1lculo, incluyendo las coberturas financieras en el c\u00f3mputo y limitando los costes de compensaci\u00f3n al 5% del precio realizado. Tambi\u00e9n establece que las contrapartes de coberturas financieras (contrapartes extranjeras de coberturas financieras incluidas) est\u00e1n sujetos a la contribuci\u00f3n al Fondo de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica, que deben retener los productores de electricidad, calculada mensualmente como la diferencia entre el precio variable del PPA (por sus siglas en ingl\u00e9s Power Purchase Agreement) y el tope de 450 RON/MWh. Sin embargo, no est\u00e1 claro si el precio variable del PPA es el precio de mercado subyacente o el precio de ejercicio del PPA. El 8 de noviembre de 2022, el Senado adopt\u00f3 la Ley por la que se aprueba la Ordenanza de Emergencia 108/2022 sobre la descarbonizaci\u00f3n del sector energ\u00e9tico, que establece la eliminaci\u00f3n progresiva del carb\u00f3n con el cierre de minas y centrales el\u00e9ctricas para 2032. La Ley establece un calendario para el cierre de minas y centrales de generaci\u00f3n de carb\u00f3n y lignito. Tambi\u00e9n prev\u00e9 una reserva t\u00e9cnica para el periodo 2023-2030, con la posibilidad de aplazar el cierre de cierta capacidad bajo petici\u00f3n y justificaci\u00f3n del GRT. En caso de crisis energ\u00e9tica, tambi\u00e9n se permite al Gobierno aplazar los cierres o volver a poner en marcha las centrales cerradas. Por \u00faltimo, la ley tambi\u00e9n incluye medidas para el desarrollo social y econ\u00f3mico de la econom\u00eda local y las regiones afectadas. El 11 de noviembre de 2022, tambi\u00e9n se public\u00f3 una nueva Ordenanza de Emergencia que establec\u00eda un mecanismo centralizado de compra de electricidad desde el 1 de enero de 2022 hasta el 31 de marzo de 2025. Seg\u00fan este mecanismo, la OPCOM se har\u00eda con la energ\u00eda a 450 RON/MWh, para venderla al mismo precio a los proveedores. Este mecanismo se aplica a las tecnolog\u00edas no certificadas ecol\u00f3gicamente (es decir, t\u00e9rmica, nuclear e hidr\u00e1ulica). ANRE public\u00f3 la lista de empresas afectadas por esta obligaci\u00f3n, pero el volumen de producci\u00f3n y demanda y comprado a trav\u00e9s de este mecanismo a\u00fan no est\u00e1 claro. Estas modificaciones se aplicar\u00e1n a partir del 1 de septiembre de 2022. Marco regulatorio de las actividades en Italia El 6 de julio de 2012, el Gobierno aprob\u00f3 una nueva regulaci\u00f3n sobre energ\u00edas renovables mediante el Decreto sobre Energ\u00edas Renovables (DM FER) que introduc\u00eda un r\u00e9gimen de tarifas reguladas. Los aspectos clave de esta regulaci\u00f3n que establece el DM FER eran los siguientes: (i) los parques e\u00f3licos de m\u00e1s de 5 MW recibir\u00edan una retribuci\u00f3n basada en un r\u00e9gimen de tarifas reguladas definido por los licitadores; (ii) la capacidad objeto de la licitaci\u00f3n se establecer\u00eda por trayectorias de capacidad de diferentes tecnolog\u00edas; (iii) la tarifa de referencia para 2013 era de 127 Euro/MWh para la energ\u00eda e\u00f3lica onshore y los licitadores ofrecer\u00edan descuentos sobre esta tarifa de referencia (en %); (iv) la tarifa de referencia disminuir\u00eda un 2% al a\u00f1o, y (v) se otorgar\u00edan tarifas para un periodo de 20 a\u00f1os. El nuevo sistema sustituye al anterior, basado en certificados verdes (GC). Seg\u00fan el sistema anterior. los productores obten\u00edan sus ingresos de la venta de electricidad en el mercado de electricidad y de la venta de GC. Los parques e\u00f3licos construidos hasta diciembre de 2012 (con algunas excepciones) han seguido funcionando conforme al sistema previo hasta 2015 (a partir de 2015, el sistema GC se transform\u00f3 en una prima de alimentaci\u00f3n en la que, durante el resto del periodo de incentivo original, el valor se fij\u00f3 en el 78% de la diferencia entre 180 euros y el precio de la electricidad). El Decreto Spalma Incentivi, publicado en noviembre de 2014, estipulaba que los parques e\u00f3licos acogidos al r\u00e9gimen de GCs pod\u00edan adherirse voluntariamente a una pr\u00f3rroga del periodo de apoyo de 7 a\u00f1os a cambio de una reducci\u00f3n permanente de la prima/GCs recibida, siendo el coeficiente de reducci\u00f3n calculado individualmente para cada parque e\u00f3lico en funci\u00f3n de su vida regulatoria restante. Como la opci\u00f3n era voluntaria, los parques e\u00f3licos que se negaron a aceptar este cambio siguieron acogi\u00e9ndose al anterior r\u00e9gimen de GCs. El 10 de noviembre de 2017, la Estrategia Energ\u00e9tica Nacional (Strategia Energetica Nazionale), conocida por las siglas SEN, fue presentada tras varios meses de consulta p\u00fablica. Una de las principales caracter\u00edsticas de la SEN es que anuncia la eliminaci\u00f3n completa de la generaci\u00f3n de electricidad a partir del carb\u00f3n para 2025, cinco a\u00f1os antes de lo anunciado anteriormente. La SEN tambi\u00e9n destaca el papel de las energ\u00edas renovables e insta a que la energ\u00eda renovable alcance el 28% del consumo energ\u00e9tico en 2030. Seg\u00fan la SEN, las RES-E (energ\u00edas renovables en la producci\u00f3n de electricidad) aumentar\u00edan hasta el 55% en 2030. El Ministerio de Desarrollo Econ\u00f3mico italiano firm\u00f3 en julio de 2019 un decreto que implementa un nuevo conjunto de subastas que se realizar\u00e1n entre 2019 y 2021 y busca asignar alrededor de 5,5 GW de energ\u00eda e\u00f3lica y solar fotovoltaica. El 9 de marzo de 2020 se aprob\u00f3 una cuarentena nacional que restring\u00eda los movimientos de la poblaci\u00f3n, en respuesta a la creciente pandemia COVID-19. El 4 de mayo se inici\u00f3 una relajaci\u00f3n gradual de las restricciones. En cuanto al sector el\u00e9ctrico, se introdujeron varias medidas, entre ellas la suspensi\u00f3n de todos los plazos burocr\u00e1ticos para las renovables desde el 13 de marzo, el alivio de varias obligaciones de informaci\u00f3n, la aplicaci\u00f3n de medidas transitorias entre el 10 de marzo y el 30 de junio de 2020 para limitar la carga de los costes de desequilibrio y la pr\u00f3rroga de todos los permisos caducados durante el estado de emergencia de 90 d\u00edas, entre otras. El 27 de abril de 2020, Italia present\u00f3 su Plan Nacional de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia (NRRP) que promover\u00e1 la ejecuci\u00f3n de las medidas cruciales de inversi\u00f3n y reforma despu\u00e9s de la pandemia de COVID-19. La Comisi\u00f3n Europea adopt\u00f3 una evaluaci\u00f3n positiva del Plan en junio de 2021. El Plan proporcionar\u00e1 68.900 millones de euros en subvenciones y 122.600 millones de euros en pr\u00e9stamos. La proporci\u00f3n de proyectos clim\u00e1ticos es del 37% del total y, para lograr una descarbonizaci\u00f3n progresiva, se planifican intervenciones destinadas a aumentar significativamente el uso de energ\u00edas renovables. El Gobierno italiano public\u00f3 el llamado \"Decreto Semplificazione\" (Decreto de simplificaci\u00f3n) en mayo de 2021, que fue transformado oficialmente en ley en julio de ese a\u00f1o. El Decreto pretende simplificar los procedimientos administrativos (en particular, en materia de contrataci\u00f3n p\u00fablica y concesiones). Establece un marco regulatorio destinado a simplificar y facilitar la ejecuci\u00f3n de las metas y objetivos establecidos en el \u201cPlan Nacional de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia\u201d y en el \u201cPlan Nacional de Energ\u00eda y Clima\u201d. Asimismo racionaliza la funci\u00f3n del Ministro de Cultura, cuya opini\u00f3n no ser\u00e1 vinculante en lugares fuera de las \u00e1reas protegidas, y prev\u00e9 una serie de medidas destinadas a racionalizar la obtenci\u00f3n de la VIA (autorizaci\u00f3n ambiental). En diciembre de 2021, el GSE anunci\u00f3 la 8\u00aa subasta en el marco del DM FER 19. La subasta se celebr\u00f3 en febrero de 2022. De los 2.346 MW disponibles para proyectos del \"Bloque A\" (e\u00f3lica terrestre y solar fotovoltaica, a escala de servicio p\u00fablico), solo 306,5 MW (de los cuales 40 MW de e\u00f3lica terrestre) fueron seleccionados en la subasta, que estuvo muy infradotada. El precio medio fue de 65,05 \u20ac/MWh, pr\u00f3ximo al precio m\u00e1ximo de 65,15 \u20ac/MWh. Los 2 GW restantes (capacidad no adjudicada en rondas anteriores) se subastaron en junio de 2022. Se public\u00f3 un nuevo decreto en la Gaceta Oficial italiana n \u00ba 21 de 27 de enero de 2022, en el que se establec\u00edan \"medidas urgentes para apoyar a las empresas y a los operadores econ\u00f3micos, as\u00ed como para limitar los efectos del aumento de los precios en el sector el\u00e9ctrico\". Fue derogado y sustituido el 25 de febrero por el DL n\u00ba 23, modificando ligeramente el art\u00edculo 16, en el que se definen las medidas de limitaci\u00f3n de precios. Con la nueva redacci\u00f3n, el l\u00edmite afecta a determinados acuerdos de venta de energ\u00eda sin entrega f\u00edsica con una fecha de inicio de operaci\u00f3n anterior al 1 de enero de 2010: \u2022 Plantas solares (>20kW) con reg\u00edmenes de prima fija y plantas no incentivadas (>20kW) \u2022 La medida excluye los PPA cuando el contrato no supere en m\u00e1s de un 10% el precio de referencia \u2022 La medida de clawback, que se aplica del 1 de febrero al 31 de diciembre, introduce un r\u00e9gimen de CfD de 2 v\u00edas a lo que se considera el precio razonable para el mecanismo. \u2022 precio razonable para el mecanismo (unos 60 \u20ac/MWh). Los ingresos superiores a este valor se reembolsan. En marzo, el Gobierno aprob\u00f3 el \"DL Tagliaprezi\", una posible devoluci\u00f3n mediante una tasa \u00fanica del 10% a los productores y vendedores de electricidad, gas natural y productos petrol\u00edferos. La medida debe aprobarse en 60 d\u00edas. La medida se aplica a los m\u00e1rgenes de beneficio que aumenten en m\u00e1s de 5 millones de euros durante el periodo comprendido entre octubre de 2021 y marzo de 2022 en comparaci\u00f3n con el a\u00f1o anterior, excluyendo los casos en que el margen de beneficio aumente menos del 10%. En marzo de 2022, la Ministra de Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica anunci\u00f3 un plan para sustituir las importaciones de gas ruso en los pr\u00f3ximos 3 a\u00f1os. En mayo de 2022 se aprob\u00f3 el llamado \"DL Aiuti\" (Decreto-Ley n\u00ba 50 de 17 de mayo de 2022), destinado a contrarrestar los efectos de los elevados precios de la energ\u00eda sobre los consumidores. El Decreto aument\u00f3 el gravamen \u00fanico sobre productores y vendedores de electricidad, gas natural y productos petrol\u00edferos del 10% inicial (aprobado previamente en marzo de 2022) al 25% y ampli\u00f3 el periodo un mes m\u00e1s (hasta abril de 2022). El Decreto tambi\u00e9n introdujo importantes simplificaciones en la concesi\u00f3n de permisos, destinadas a facilitar el desarrollo de nuevas plantas renovables. El 21 de septiembre de 2022 se aprob\u00f3 el denominado \"DL Aiuti Bis\". Ampl\u00eda el impuesto de recuperaci\u00f3n introducido por Sostegni TER de 11 a 17 meses (del 1 de febrero de 2022 al 30 de junio de 2023). Esta tasa introduce un sistema de CfD bidireccional a lo que se considera un \"precio razonable\" (alrededor de 60 \u20ac /MWh). Los ingresos superiores a este valor se reembolsar\u00e1n. El r\u00e9gimen s\u00f3lo se aplica a algunos proyectos renovables con una fecha de entrega anterior al 1 de enero de 2010 (no se aplica a ning\u00fan proyecto EDPR). El 21 de noviembre de 2022, el Consejo de Ministros aprob\u00f3 una nueva Ley de Presupuestos, que fue ratificada por el Parlamento el 29 de diciembre. El nuevo presupuesto se financiar\u00e1, entre otras cosas, mediante un aumento retroactivo del impuesto sobre beneficios extraordinarios al 50% (anteriormente fijado en tasa \u00fanica de 25%) que se aplicar\u00e1 en 2022 a los productores y vendedores de electricidad, gas natural y productos petrol\u00edferos. Este modelo sustituye al anterior, basado en la declaraci\u00f3n del IVA, que se aplic\u00f3 hasta mediados de 2022. La base imponible se define como la parte de la renta total determinada a efectos del Impuesto sobre Sociedades que exceda en, al menos, un 10% de la renta total media determinada a efectos del Impuesto sobre Sociedades obtenida en el periodo 2018-2021. El importe de la aportaci\u00f3n extraordinaria no superar\u00e1 el 25% del valor patrimonial de los activos a finales de 2021. La aportaci\u00f3n deber\u00e1 abonarse antes de junio de 2023. Asimismo, en l\u00ednea con la regulaci\u00f3n de la UE, desde el 1 de diciembre de 2022, hasta el 30 de junio de 2023, se aplicar\u00e1 un precio m\u00e1ximo (de 180 \u20ac /MWh para e\u00f3lica y solar) a los ingresos de mercado de las tecnolog\u00edas inframarginales a trav\u00e9s de un mecanismo de compensaci\u00f3n unidireccional. La liquidaci\u00f3n se realizar\u00e1 mensualmente, con el precio medio capturado. En el caso de las centrales acogidas a sistemas de incentivos unidireccionales, el precio de referencia ser\u00e1 igual al valor m\u00e1ximo entre 180 \u20ac/MWh y la tarifa. Marco regulatorio de las actividades en Grecia Los proyectos renovables en Grecia est\u00e1n retribuidos bajo sistema de primas reguladas (contratos por diferencias) a 20 a\u00f1os, otorgados mediante subastas. La primera subasta de energ\u00edas renovables a gran escala tuvo lugar el 2 de julio de 2018, con 277 MW de capacidad adjudicada. El 15 de abril de 2019 se celebr\u00f3 la primera subasta de energ\u00eda renovable neutral tecnol\u00f3gicamente (para energ\u00eda e\u00f3lica onshore y energ\u00eda solar fotovoltaica). En diciembre de 2019, se aprob\u00f3 la Ley 4643/2019 relativa a liberalizaci\u00f3n del mercado energ\u00e9tico griego, la modernizaci\u00f3n de la Corporaci\u00f3n P\u00fablica de Energ\u00eda (PPC), la privatizaci\u00f3n de la Compa\u00f1\u00eda P\u00fablica de Gas Natural (DEPA) y apoyo al sector de las energ\u00edas renovables. La Ley introdujo cambios significativos en el mercado el\u00e9ctrico. En lo que respecta a las energ\u00edas renovables, la Ley establece la posibilidad de que las plantas renovables con una capacidad superior a 250 MW (o una capacidad agregada en el mismo punto de conexi\u00f3n superior a 250 MW) acuerden un precio de venta directamente con el Ministerio de Medio Ambiente y Energ\u00eda (siempre que la Comisi\u00f3n Europea d\u00e9 luz verde). La Ley dispone asimismo que los generadores de energ\u00edas renovables sujetos al r\u00e9gimen de tarifa fija han de ser responsables del balance (aunque solo es aplicable a los proyectos de energ\u00edas renovables que han entrado en funcionamiento despu\u00e9s de julio de 2019). Grecia, como todos los Estados miembros de la UE, present\u00f3 su Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima (NECP) en diciembre de 2019. Prev\u00e9 objetivos ambiciosos en materia de energ\u00edas renovables (objetivo del 35% de energ\u00edas renovables para 2030) y eliminaci\u00f3n completa de las instalaciones de carb\u00f3n para 2028. El gobierno anunci\u00f3 un confinamiento total en el pa\u00eds a partir del 23 de marzo de 2020, en un intento por reducir los nuevos casos de coronavirus. Sin embargo, las medidas comenzaron a levantarse progresivamente el 4 de mayo. El Gobierno griego aprob\u00f3 prorrogar los plazos para las instalaciones el\u00e9ctricas, como consecuencia de la crisis de COVID- 19 (Ley OG A\u201975/30.3.2030). La Ley dispuso que las licencias de instalaci\u00f3n y las ofertas vinculantes de conexi\u00f3n a la red que estuvieran a punto de expirar se prorrogar\u00edan por 4 o 6 meses (dependiendo de la fecha de expiraci\u00f3n). Asimismo, los plazos para conectar los proyectos que hubieran sido seleccionados mediante subastas tambi\u00e9n se prorrogar\u00edan por 4 o 6 meses (dependiendo tambi\u00e9n del plazo final). La Comisi\u00f3n Europea evalu\u00f3 favorablemente el mercado el\u00e9ctrico de Grecia en el s\u00e9ptimo informe tras el rescate sobre la econom\u00eda del pa\u00eds. Sin embargo, advirti\u00f3 acerca del d\u00e9ficit de la cuenta especial de FER, aunque atribuy\u00f3 el d\u00e9ficit a la pandemia. En noviembre de 2020, Grecia puso en marcha el \u00abModelo de objetivos de electricidad de la UE\u00bb, que es la base para el desarrollo del mercado \u00fanico en Europa. Incluye un mercado diario e intradiario y un mercado de balance (el mercado de futuro ya estaba operativo). De este modo, la armonizaci\u00f3n del mercado griego de la electricidad con la UE es ahora efectiva. Adem\u00e1s, el mercado diario griego se uni\u00f3 al italiano en diciembre de 2020 y al b\u00falgaro en mayo de 2021. El 9 de diciembre de 2020, la Ley 4759/2020 introdujo varias medidas para reducir el D\u00e9ficit de la Cuenta de FER (fuentes de energ\u00edas renovables), que es el Fondo que apoya los proyectos renovables. Estas medidas fueron (i) una \"contribuci\u00f3n extraordinaria \u00fanica\" del 6% de la facturaci\u00f3n de 2020 para los antiguos proyectos de energ\u00eda renovable (los proyectos cuyas actividades se iniciaron antes del 31 de diciembre de 2015) (ii) un \u201ccargo \u00fanico de emergencia\u201d a los suministradores igual a 2 \u20ac/MWh durante 2021, (iii) un incremento del porcentaje de ventas de derechos de emisi\u00f3n hasta el 78% (frente al 65% anterior), (iv) un impuesto ecol\u00f3gico sobre el consumo de di\u00e9sel de 0,03 \u20ac/litro y (v) reorientaci\u00f3n de los ingresos de la tarifa especial por la emisi\u00f3n del certificado de productor de electricidad con FER que actualmente se abona al regulador. El 23 de agosto de 2021, el gobierno anunci\u00f3 que la cuenta especial de FER se dividir\u00eda en dos, para proteger los ingresos de los productores. En consecuencia, se crear\u00e1 una nueva cuenta especial de FER para los proyectos que operen a partir de enero de 2021. Esta nueva cuenta recibir\u00e1 el \u201cCargo Renovable Din\u00e1mico\u201d, que ser\u00e1 abonado por los suministradores de electricidad y repercutido acto seguido a sus clientes. La Comisi\u00f3n Europea adopt\u00f3 una evaluaci\u00f3n positiva del Plan de Recuperaci\u00f3n y Resiliencia de Grecia en junio de 2021. Grecia hab\u00eda solicitado 17.800 millones de euros en subvenciones y 12.700 millones de euros en pr\u00e9stamos al amparo del Plan. El Plan dedica el 38% de la asignaci\u00f3n total de Grecia a medidas de apoyo a los objetivos clim\u00e1ticos, incluida la mejora de la red el\u00e9ctrica y el fortalecimiento del plan de apoyo a los productores de energ\u00edas renovables, entre otras. En noviembre de 2021, la Comisi\u00f3n Europea aprob\u00f3, con arreglo a las normas sobre ayudas estatales de la UE, un plan de Grecia por importe de 2.270 millones de euros para la generaci\u00f3n de electricidad con fuentes renovables y la producci\u00f3n combinada de calor y electricidad de alta eficiencia (CHP). Esta aprobaci\u00f3n se produjo despu\u00e9s de que Grecia notificara a la Comisi\u00f3n su intenci\u00f3n de aprobar un nuevo r\u00e9gimen de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables. Tanto para las instalaciones e\u00f3licas onshore como para las solares, se conceder\u00e1 ayuda mediante un procedimiento de licitaci\u00f3n conjunta (aunque tambi\u00e9n se prev\u00e9n subastas separadas en caso de que no se alcancen los objetivos). Los proyectos ganadores recibir\u00e1n contratos por diferencias bidireccionales. Se espera que este plan se inicie en marzo de 2022 y estar\u00e1 disponible hasta 2025. En diciembre de 2021, el Ministro de Energ\u00eda public\u00f3 en el Bolet\u00edn Oficial B 6250 la decisi\u00f3n 123726/5096, por la que se definen las tecnolog\u00edas y categor\u00edas de unidades de generaci\u00f3n de electricidad a partir de energ\u00edas renovables y centrales de cogeneraci\u00f3n (CHP) que pueden solicitar ayudas a la explotaci\u00f3n. Las categor\u00edas enumeradas y los plazos estimados son los siguientes: \u2022 Procedimientos de licitaci\u00f3n competitiva por tecnolog\u00eda para la energ\u00eda fotovoltaica superior a 0,5 MW e inferior a 1 MW hasta diciembre de 2022, y para la energ\u00eda solar fotovoltaica inferior a 1 MW, la energ\u00eda e\u00f3lica superior a 0,06 MW e inferior a 6 MW, de enero de 2023 a diciembre de 2025. \u2022 Procedimientos de licitaci\u00f3n competitiva por regiones, para cubrir el margen de potencia de la interconexi\u00f3n Nea Makri - Polypotamos con Eubea, las C\u00edcladas y la segunda fase del \u00c1tica con Creta. \u2022 Procesos competitivos conjuntos hasta diciembre de 2025 para energ\u00eda e\u00f3lica superior a 0,06 MW y energ\u00eda solar fotovoltaica superior a 1 MW (las unidades del proceso espec\u00edfico de tecnolog\u00eda tambi\u00e9n son elegibles a partir de enero de 2023). \u2022 Adem\u00e1s, se incluyen procesos competitivos conjuntos espec\u00edficos para energ\u00edas renovables con almacenamiento hasta diciembre de 2025, para centrales e\u00f3licas y solares de m\u00e1s de 10 MW con almacenamiento el\u00e9ctrico integrado de una capacidad de almacenamiento (\u00fatil) garantizada de al menos el 20% de la energ\u00eda horaria m\u00e1xima producida. En el marco de este plan, se prev\u00e9 subastar un total de 3 GW de energ\u00edas renovables durante el periodo 2022-2025, aunque no hay visibilidad sobre los vol\u00famenes previstos y los plazos para cada a\u00f1o. En julio de 2022, Grecia implant\u00f3 su propio tope tecnol\u00f3gico espec\u00edfico de 85 \u20ac/MWh para las FER, que difiere del propuesto a escala europea. El l\u00edmite se aplica a los precios horarios del mercado diario durante un a\u00f1o, pero podr\u00eda prorrogarse. Tambi\u00e9n es aplicable a los PPA, tanto f\u00edsicos como financieros. No obstante, podr\u00eda anunciarse una excepci\u00f3n para los PPA f\u00edsicos. En agosto de 2022 se public\u00f3 la Ley 4951/2022 sobre permisos y EES. La Ley define varias medidas clave destinadas a acelerar el proceso de concesi\u00f3n de licencias de RES (pretende acortar el proceso general de concesi\u00f3n de licencias de RES de 5 a\u00f1os a 14 meses). Tambi\u00e9n pretende aumentar las conexiones a la red sin restricciones operativas, aunque abre la puerta al recorte de la producci\u00f3n (hasta el 5% de la generaci\u00f3n anual). Tambi\u00e9n incluye un marco integrado para el desarrollo de proyectos de almacenamiento. En septiembre de 2022, los ministros de Hacienda y Medio Ambiente y Energ\u00eda publicaron un Decreto Ministerial conjunto por el que se impondr\u00eda un impuesto extraordinario del 90% a las empresas energ\u00e9ticas integradas verticalmente. Seg\u00fan el mismo, los m\u00e1rgenes de beneficio bruto positivos mensuales desde octubre de 2021 hasta junio de 2022, se gravar\u00edan al tipo anunciado Marco regulatorio de las actividades en Reino Unido El Proyecto de Ley de la Energ\u00eda fue aprobado como ley y recibi\u00f3 sanci\u00f3n real el 18 de diciembre de 2013, estableciendo como r\u00e9gimen oficial en el Reino Unido el contrato por diferencias (CfD). El 19 de diciembre de 2013, el Gobierno del Reino Unido public\u00f3 tambi\u00e9n el Plan de Ejecuci\u00f3n de la Reforma del Mercado El\u00e9ctrico (EMR). En el nuevo sistema, los CFD tienen una duraci\u00f3n de 15 a\u00f1os para las energ\u00edas renovables (excepto para las conversiones de biomasa) y se conceden a trav\u00e9s de licitaciones. Las \"tecnolog\u00edas establecidas\", que incluyen la energ\u00eda e\u00f3lica onshore y energ\u00eda solar fotovoltaica, compiten por los presupuestos en diferentes rondas de asignaci\u00f3n. Las tecnolog\u00edas menos maduras, como la energ\u00eda e\u00f3lica offshore, compiten en un \"grupo\" separado. Los CfD se basan en un precio de ejercicio para cada tecnolog\u00eda. Cuando el precio del pool desciende por debajo del precio de ejercicio, los generadores reciben un pago adicional. Sin embargo, si aumenta por encima del precio de ejercicio, los generadores tienen que pagar esta diferencia. En junio de 2019, se aprob\u00f3 una ley que estableci\u00f3 un nuevo objetivo de emisiones netas cero legalmente vinculante para 2050 y que modific\u00f3 la Ley de Cambio Clim\u00e1tico de 2008 vigente en Gran Breta\u00f1a. Dicho objetivo exigir\u00e1 a Reino Unido reducir a cero, para 2050, todas las emisiones netas de gases de efecto invernadero, mientras que el objetivo anterior preve\u00eda una reducci\u00f3n de \u201cal menos\u201d el 80% con respecto a los niveles de 1990. Para alcanzar el objetivo, se proponen varias medidas, incluido el apoyo a nuevas instalaciones de energ\u00edas renovables a trav\u00e9s del CfD adjudicado mediante licitaciones. El Reino Unido sali\u00f3 oficialmente la UE el 31 de enero de 2020, tras la firma del \u00abAcuerdo de Retirada\u00bb con la UE. El 31 de diciembre de 2020, el Reino Unido finaliz\u00f3 oficialmente su separaci\u00f3n econ\u00f3mica de la Uni\u00f3n Europea, despu\u00e9s del final del per\u00edodo transitorio en el que el Reino Unido mantuvo las mismas normas que los 27 pa\u00edses restantes mientras negociaba con la UE un acuerdo comercial posterior al Brexit. Tras meses de intensas negociaciones, el Reino Unido y la UE anunciaron un acuerdo de libre comercio el 24 de diciembre. El acuerdo establece cero aranceles y cero contingentes para todas las mercanc\u00edas que cumplan las normas de origen apropiadas. En materia de energ\u00eda, el acuerdo prev\u00e9 un nuevo modelo de negociaci\u00f3n e interconectividad, aunque las normas finales de acoplamiento del mercado el\u00e9ctrico diario entre la UE y el Reino Unido no se espera que entren en vigor hasta principios de 2022. Mientras tanto, se aplicar\u00e1n disposiciones provisionales. La Comisi\u00f3n de la UE tambi\u00e9n ha anunciado que existir\u00e1 una cooperaci\u00f3n \"ambiciosa\" en materia de energ\u00eda renovable y acci\u00f3n clim\u00e1tica. El Gobierno anunci\u00f3 el 30 de junio de 2021 que la eliminaci\u00f3n gradual del carb\u00f3n se adelantar\u00eda un a\u00f1o, de modo que a partir del 1 de octubre de 2024, ninguna instalaci\u00f3n de carb\u00f3n podr\u00eda producir electricidad en el pa\u00eds. En diciembre de 2021, el regulador energ\u00e9tico (Ofgem) elev\u00f3 el precio m\u00e1ximo de la energ\u00eda (el precio m\u00e1ximo de la energ\u00eda limita las tarifas que un proveedor puede cobrar por defecto) y anunci\u00f3 que las actualizaciones ser\u00edan m\u00e1s frecuentes (hasta ahora, el precio m\u00e1ximo se actualizaba cada seis meses). En consecuencia, se fij\u00f3 un nuevo precio m\u00e1ximo de 1.971\u00a3 (frente a los 1.277\u00a3 anteriores) a partir del 1 de abril y hasta el 20 de septiembre de 2022. La Cuarta Ronda de Asignaci\u00f3n (\"AR4\") se abri\u00f3 del 24 de mayo al 15 de junio, y los resultados se esperan para julio. Se espera que m\u00e1s de 12 GW de energ\u00edas renovables obtengan un contrato por diferencia de 15 a\u00f1os. Las tecnolog\u00edas participantes se dividieron en 3 \"pots\", lo que significa que los proyectos s\u00f3lo compiten con otros proyectos de su mismo \"pot\". No obstante, todos los \"pots\" est\u00e1n sujetos a un l\u00edmite presupuestario. El pot 2 (que incluye la energ\u00eda e\u00f3lica terrestre y la solar fotovoltaica, entre otras tecnolog\u00edas) era el \u00fanico que tambi\u00e9n estaba limitado a una capacidad m\u00e1xima de 5 GW, y tanto la energ\u00eda e\u00f3lica onshore como la solar fotovoltaica ten\u00edan cada una un tope de capacidad de 3,5 GW. En febrero de 2022, el Gobierno anunci\u00f3 que las pr\u00f3ximas rondas de asignaci\u00f3n de CfD se celebrar\u00e1n anualmente. En marzo de 2023, se abrir\u00e1n las solicitudes del AR5. En abril de 2022 se public\u00f3 la Estrategia de Seguridad Energ\u00e9tica. El objetivo clave de la estrategia es que el Reino Unido logre la independencia a largo plazo de fuentes de energ\u00eda extranjeras y descarbonice el suministro el\u00e9ctrico de la naci\u00f3n. El documento anunciaba nuevos objetivos en los distintos sectores, entre ellos: \u2022 Petr\u00f3leo y gas: nueva ronda de concesi\u00f3n de licencias para nuevos proyectos de petr\u00f3leo y gas en el Mar del Norte, prevista para 2022, con el objetivo final de reducir las importaciones de gas. \u2022 E\u00f3lica: nueva ambici\u00f3n de producir hasta 50 GW de energ\u00eda e\u00f3lica offshore, una d\u00e9cima parte de la cual proceder\u00eda de instalaciones flotantes. \u2022 Energ\u00eda solar fotovoltaica: 70 GW para 2035. \u2022 Nuclear: se prev\u00e9 triplicar la capacidad total hasta 24 GW en 2050, con lo que se cubrir\u00eda en torno al 25% de la demanda total de electricidad. \u2022 Hidr\u00f3geno: el Gobierno ha duplicado su ambici\u00f3n de aumentar la producci\u00f3n de hidr\u00f3geno, con un nuevo objetivo de 10 GW para 2030, de los cuales al menos la mitad ser\u00e1n de hidr\u00f3geno electrol\u00edtico. En abril de 2022, Ofgem anunci\u00f3 la supresi\u00f3n de las tarifas BSUoS (Balancing Services Use of System) a la generaci\u00f3n. Los cargos BSUoS son el medio por el cual el Operador del Sistema El\u00e9ctrico recupera los costes asociados con el equilibrio del sistema de transmisi\u00f3n de electricidad. A partir de abril de 2023, estos cargos s\u00f3lo se cobrar\u00e1n a la demanda final (consumidores de electricidad, excluidos los generadores y las exportaciones de electricidad). El 19 de julio de 2022, National Grid public\u00f3 el Plan Operativo del Mercado de Capacidad para 2022/2023. El Gobierno ha fijado un objetivo de 5,8 GW para las subastas de capacidad a un a\u00f1o vista (T-1) de 2023-2024 y de 42,4 GW para las subastas de capacidad a cuatro a\u00f1os vista (T-4) de 2026-27, que se celebrar\u00e1n en febrero de 2023. El 27 de septiembre de 2022, el Gobierno brit\u00e1nico lanz\u00f3 el \"Plan de Crecimiento 2022\", destinado a reducir la inflaci\u00f3n y apoyar el crecimiento a corto plazo. Para ello, incluye una amplia gama de medidas, algunas de ellas destinadas a acelerar el despliegue de las energ\u00edas renovables (aumento de la capacidad de las energ\u00edas renovables en un 15% en 2023). El Plan se centra principalmente en proyectos de energ\u00eda e\u00f3lica onshore y offshore, hidr\u00f3geno y captura de carbono. Tambi\u00e9n contiene medidas para acelerar el suministro de infraestructuras, en particular para acelerar el despliegue de la energ\u00eda e\u00f3lica onshore. Tambi\u00e9n se crea un \"Grupo de Trabajo para el Suministro de Nuevas Energ\u00edas\", destinado a remodelar el mercado de la electricidad para reducir la dependencia del gas y, en \u00faltima instancia, reducir los precios de la electricidad. El Plan anuncia tambi\u00e9n la creaci\u00f3n del \"Plan de Financiaci\u00f3n del Mercado de la Energ\u00eda\", que ayudar\u00e1 a las empresas energ\u00e9ticas que se enfrentan a precios de la energ\u00eda elevados y vol\u00e1tiles a hacer frente a los problemas de liquidez. El 17 de noviembre, el Gobierno brit\u00e1nico anunci\u00f3 un impuesto extraordinario sobre las empresas energ\u00e9ticas que obtuvieran beneficios extraordinarios debido al alza de los precios de las materias primas energ\u00e9ticas. La llamada \"Electricity Generator Levy\" sustituye al \"Cost Plus Revenue Limit\" anunciado durante el interludio Truss. El gravamen se aplicar\u00e1 a los generadores nucleares y renovables, excluidos los que tengan contratos CfD. El impuesto se calcular\u00e1 sobre una base anual y ser\u00e1 recaudado por HM Revenue & Customs (HMRC) del mismo modo que un impuesto de sociedades y de forma similar al l\u00edmite de ingresos de la UE. S\u00f3lo se aplicar\u00e1 al \"exceso\" de beneficios por encima de 75 GBP/MWh. El gravamen se aplicar\u00e1 desde el 1 de enero de 2023 hasta el 31 de marzo de 2028, pero si los precios de mercado vuelven a niveles \"normales\", el impuesto sobre los beneficios extraordinarios disminuir\u00e1 en consecuencia. Esta medida no afecta a la cartera de EDPR en el Reino Unido. Marco regulatorio de las actividades en Brasil El sector el\u00e9ctrico en Brasil est\u00e1 regulado por la Ley federal n.\u00ba 8.987, de 13 de febrero de 1995, que rige en t\u00e9rminos generales el r\u00e9gimen de concesiones y permisos de servicios p\u00fablicos; la Ley n. \u00ba 9.074, de 7 de julio de 1995, que rige la concesi\u00f3n y la ampliaci\u00f3n de permisos y concesiones de servicios p\u00fablicos; la Ley Federal n. \u00ba 10.438, de 26 de abril de 2002, que rige el aumento del suministro el\u00e9ctrico de emergencia y crea el Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas de Energ\u00eda (PROINFA) de 3.300 MW; la Ley federal n.\u00ba 10.762, de 11 de noviembre de 2003, y la ley 10.848, de 15 de marzo de 2004, sobre las normas comerciales para el comercio de energ\u00eda el\u00e9ctrica, y posteriores modificaciones de la legislaci\u00f3n. Las instituciones que velan por el buen desarrollo y funcionamiento del Sector El\u00e9ctrico en Brasil son a) la Empresa de Investigaci\u00f3n Energ\u00e9tica (\"EPE\"), responsable de la planificaci\u00f3n a largo plazo del sector el\u00e9ctrico b) el Comit\u00e9 de Monitoreo del Sector El\u00e9ctrico (\"CMSE\"), responsable de evaluar continuamente la seguridad del suministro el\u00e9ctrico; c) la C\u00e1mara de Comercializaci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (\"CCEE\"), instituci\u00f3n que se ocupa de la comercializaci\u00f3n de la electricidad en el Sistema Interconectado; d) la Agencia Nacional de Regulaci\u00f3n de la Electricidad (\"ANEEL\"), responsable de regular e inspeccionar el sector el\u00e9ctrico, as\u00ed como de establecer las tarifas para el p\u00fablico consumidor y promover las subastas de energ\u00eda junto con el MME, la EPE y la CCEE; f) el Ministerio de Minas y Energ\u00eda (MME), responsable de la creaci\u00f3n e implementaci\u00f3n de pol\u00edticas, actuando como Autoridad Concedente; g) el Operador Nacional del Sistema El\u00e9ctrico (ONS), que es responsable de la coordinaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en tiempo real y de la supervisi\u00f3n de la red de generaci\u00f3n y transmisi\u00f3n de energ\u00eda. La Ley Federal n\u00ba 9.427 del 26 de diciembre de 1996 establece la posibilidad de que los productores de Energ\u00edas Renovables vendan directamente al consumidor final (demanda agregada > 500kW), en cualquier nivel de tensi\u00f3n. Como parte del marco regulatorio de incentivos, a los productores de Energ\u00edas Renovables (peque\u00f1as centrales hidroel\u00e9ctricas, biomasa, e\u00f3lica y solar) se les concede una reducci\u00f3n de, al menos, el 50% en la Tarifa de Uso del Sistema de Distribuci\u00f3n y Transmisi\u00f3n (TUSD y TUST), siempre que se cumplan las normas preestablecidas. La Ley n\u00ba 13.203 del 8 de diciembre de 2015 ampli\u00f3 la subvenci\u00f3n para las plantas solares, e\u00f3licas y de biomasa de mayor tama\u00f1o. La producci\u00f3n de energ\u00eda renovable de las plantas que reciben la subvenci\u00f3n mencionada se define como \"energ\u00eda incentivada\", mientras que la producci\u00f3n de electricidad de fuentes no incentivadas se define como \"energ\u00eda convencional\". Los consumidores especiales, cuya demanda de consumo es superior a 500 kW e inferior a 3 MW, est\u00e1n autorizados a adquirir electricidad \u00fanicamente de fuentes incentivadas. Desde julio de 2019, la demanda m\u00ednima se est\u00e1 reduciendo gradualmente, de modo que, a partir de enero de 2023, los consumidores especiales podr\u00e1n comprar energ\u00eda incentivada o convencional por su propia elecci\u00f3n. El Decreto n\u00ba 5.025 de 30 de marzo de 2004, regula la Ley Federal n\u00ba 10.438 y establece el marco econ\u00f3mico y legal de las \"Fuentes de Energ\u00eda Alternativas\". Los participantes de PROINFA tienen un PPA con ELECTROBR\u00c1S, y est\u00e1n sujetos a la autoridad del regulador (ANEEL). El Decreto n \u00ba 5.163, de 30 de julio de 2004, regula la Ley Federal n \u00ba 10.848, estableciendo dos entornos comerciales de compraventa de energ\u00eda: el Entorno de Contrataci\u00f3n Regulada (\"ACR\"), en el que participan productores, comercializadores y agentes de distribuci\u00f3n de energ\u00eda, y el Entorno de Contrataci\u00f3n Libre (\"ACL\"), en el que participan productores, comercializadores, importadores y exportadores y consumidores libres. En la ACR se permite a las empresas distribuidoras comprar \"energ\u00eda distribuida\" (generaci\u00f3n local), respetando un l\u00edmite del 10% de la demanda total de cada agente distribuidor. En cuanto a la moderaci\u00f3n tarifaria para los Consumidores Cautivos (demanda de consumo < 500 kW), el Sector Energ\u00e9tico Brasile\u00f1o prev\u00e9 la compra de electricidad por parte de las distribuidoras a trav\u00e9s de subastas reguladas, sujetas a los criterios de menor coste, con el objetivo de reducir el coste de adquisici\u00f3n de la energ\u00eda el\u00e9ctrica que se repercute en las tarifas de los clientes cautivos. Estas subastas buscan proporcionar el menor precio posible de la electricidad que se transfiere al p\u00fablico consumidor. Durante el cuarto trimestre de 2019, el Ministerio de Minas y Energ\u00eda fij\u00f3 las l\u00edneas estrat\u00e9gicas de las actividades a desarrollar para la modernizaci\u00f3n del sector el\u00e9ctrico brasile\u00f1o. Una de las primeras medidas adoptadas se refiere a la PLD (precio de corto plazo), que actualmente se calcula semanalmente. La PLD horaria se calcula a modo de prueba (\"operaci\u00f3n en la sombra\") desde 2018, con el objetivo de que sea econ\u00f3micamente efectiva a partir del 1 de enero de 2021. Su objetivo es mejorar la eficiencia entre la producci\u00f3n y el consumo de electricidad sobre la base de una gesti\u00f3n eficiente de la formaci\u00f3n de precios y el funcionamiento en tiempo real. El gobierno ha tomado medidas en respuesta a los impactos de la COVID-19 en \u00e1reas principales como el sector energ\u00e9tico, mediante Decretos, Medidas Provisionales y cambios en la regulaci\u00f3n existente. A finales de marzo, para garantizar el suministro ininterrumpido de energ\u00eda a los consumidores, el Decreto n\u00ba 10.282/2020 reforz\u00f3 la generaci\u00f3n, transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n de electricidad como actividades esenciales. Esto inclu\u00eda el suministro de equipos necesarios para la operaci\u00f3n y el mantenimiento. A finales de abril de 2020, se ampli\u00f3 la gama para incluir las obras de construcci\u00f3n. A trav\u00e9s de la Resoluci\u00f3n Normativa n\u00ba 878/2020, la Agencia Nacional Reguladora de la Electricidad (ANEEL) suspendi\u00f3 los cortes de suministro de energ\u00eda independientemente de la capacidad de pago de los consumidores durante 90 d\u00edas a partir del 23 de marzo de 2020. Adem\u00e1s, la poblaci\u00f3n de bajos ingresos inscrita en las tarifas m\u00e1s bajas (el programa de Tarifa Social) no pasar\u00e1 por controles peri\u00f3dicos en los pr\u00f3ximos tres meses y, por lo tanto, no estar\u00e1 sujeta a la p\u00e9rdida del beneficio. Tambi\u00e9n se han tomado medidas para evitar las p\u00e9rdidas financieras de las distribuidoras (DSO) debido a una posible alta tasa de impago, y por consiguiente, afectar a sus accionistas. Para a\u00f1adir liquidez, la ANEEL autoriz\u00f3 la transferencia de recursos de los fondos del sector a las distribuidoras y a los consumidores, totalizando hasta ahora 2.430 millones de reales. La Medida Provisional n\u00ba 950/2020 propone el uso temporal de recursos del Tesoro Nacional, de otros fondos del sector y de pr\u00e9stamos bancarios para que el DSO sea pagado por todos los consumidores, as\u00ed como nuevas medidas para subvencionar a los consumidores de bajos ingresos, proporcionando una exenci\u00f3n de 90 d\u00edas del pago de las facturas de electricidad. ANEEL tambi\u00e9n public\u00f3 una primera evaluaci\u00f3n de los impactos de la COVID-19 en el sector energ\u00e9tico, a trav\u00e9s de la cual reforz\u00f3 la necesidad de mantener el equilibrio econ\u00f3mico y financiero de los contratos, la preservaci\u00f3n de los mismos y la participaci\u00f3n de todos los segmentos (generadores, TSO, DSO, consumidores) hacia las mejores soluciones. El 23 de junio de 2020, la ANEEL promulg\u00f3 la Resoluci\u00f3n Normativa n\u00ba 885/2020 que establece las condiciones de pr\u00e9stamo para apoyar a la DSO en la reducci\u00f3n de los impactos de la COVID-19, sin recursos del tesoro nacional. Un total de 19 bancos liderados por el BNDES inyectar\u00e1n hasta R$ 16,25 mil millones a \"Conta Covid\" y ser\u00e1n pagados por los consumidores en 60 meses. Para beneficiarse de los recursos, los DSOs podr\u00e1n declarar que tienen el derecho a cuestionar cualquiera de las condiciones en los tribunales, preservar los PPAs y limitar la distribuci\u00f3n de dividendos en caso de incumplimiento. En marzo de 2020, la C\u00e1mara de Comercializaci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (CCEE) y el Operador Nacional del Sistema El\u00e9ctrico (ONS) estimaron una disminuci\u00f3n del 0,9% en el consumo total para 2020 en comparaci\u00f3n con el a\u00f1o pasado, bas\u00e1ndose en una variaci\u00f3n \"cercana a cero\" del PIB debido a los impactos de la COVID-19 en la actividad econ\u00f3mica. El 1 de mayo, el Ministerio de Econom\u00eda hizo una importante revisi\u00f3n a la baja de la previsi\u00f3n del PIB, de 0 a 5% de ca\u00edda para el peor escenario de la econom\u00eda brasile\u00f1a. A finales de junio, el Banco Central de Brasil actualiz\u00f3 la proyecci\u00f3n del PIB para 2020 reduci\u00e9ndola del -5% al -6,5%. En estas circunstancias, se espera que la demanda de electricidad siga disminuyendo. Debido a las incertidumbres sobre la futura demanda de electricidad, se posponen las subastas reguladas previstas para 2020. Seg\u00fan la CCEE y la ONS, tambi\u00e9n es una oportunidad para revisar las directrices para introducir centrales m\u00e1s baratas y eficientes. Una de las estrategias propuestas es restringir la participaci\u00f3n en las subastas reguladas a las centrales t\u00e9rmicas cuyo coste variable unitario (CVU) sea inferior a 300 reales/MWh, lo que permitir\u00eda precios m\u00e1s bajos en el mercado spot (PLD). El Banco Nacional de Desarrollo (BNDES), principal instituci\u00f3n de financiaci\u00f3n, anunci\u00f3 varias medidas de apoyo a los sectores del petr\u00f3leo y el gas, los aeropuertos, los puertos, la energ\u00eda, el transporte, la movilidad urbana, la salud, la industria y el comercio y los servicios. En respuesta a la COVID-19 se anunciaron otras medidas relativas a la salud p\u00fablica, la fiscalidad y las normas de empleo. El 1 de septiembre de 2020, el gobierno brasile\u00f1o public\u00f3 la Medida Provisional (\"MP\") n\u00ba 988/2020 con el objetivo principal de reducir las facturas de electricidad para los consumidores. El Congreso brasile\u00f1o tiene un plazo de 120 d\u00edas para aprobar la MP y convertirla en Ley, de lo contrario quedar\u00e1 sin efecto. Para los generadores renovables, el principal impacto se debe al recorte de los subsidios en las tarifas del sistema de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n en un plazo de 12 meses a partir de la promulgaci\u00f3n de la MP. Las centrales el\u00e9ctricas autorizadas durante este per\u00edodo y que requieran un aumento de la capacidad energ\u00e9tica seguir\u00e1n recibiendo el beneficio y deber\u00e1n comenzar a operar comercialmente en un plazo de 48 meses a partir de la autorizaci\u00f3n publicada. Todas aquellas centrales el\u00e9ctricas a las que ya se les haya concedido el beneficio antes de la MP no se ver\u00e1n afectadas. El fin de los subsidios debe ser compensado por el desarrollo de mecanismos basados en los beneficios ambientales debidos a las fuentes de energ\u00eda renovables relacionadas con la baja emisi\u00f3n de carbono. El 8 de septiembre de 2020, se promulg\u00f3 finalmente la Ley 14.052/2020, que establece las condiciones para que los generadores hidroel\u00e9ctricos renegocien las deudas debido a los riesgos hidrol\u00f3gicos, que provocaron un bajo Factor de Escalamiento de la Generaci\u00f3n (\"GSF\") durante una prolongada sequ\u00eda, intensificada por las medidas adoptadas por el gobierno para asegurar la operaci\u00f3n de la red nacional. La deuda ha estado afectando a la liquidaci\u00f3n del mercado a corto plazo, que actualmente supone m\u00e1s de 9.000 millones de reales. La ANEEL tiene un plazo de 90 d\u00edas para proponer una regulaci\u00f3n, que debe ser, en primer lugar, sometida a una audiencia p\u00fablica. El 8 de diciembre de 2020, el MME anunci\u00f3 un calendario de subastas reguladas para los pr\u00f3ximos tres a\u00f1os (2021- 2023). Se prev\u00e9n tres tipos de subastas destinadas a la contrataci\u00f3n de energ\u00eda de centrales el\u00e9ctricas nuevas y existentes y a la ampliaci\u00f3n del sistema de transporte. Las subastas de nueva energ\u00eda A-3/A-4 y A-5/A-6 para 2021 est\u00e1n previstas para junio y septiembre, respectivamente. A partir del 1 de enero de 2021, el precio de corto plazo (PLD) entra en vigor en base horaria, despu\u00e9s de dos a\u00f1os de funcionamiento en la sombra. Aunque, desde el a\u00f1o pasado, el ONS viene operando en base a los resultados del nuevo modelo de despacho, recientemente la PLD horaria entr\u00f3 en vigencia a los efectos de su comercializaci\u00f3n. El 23 de marzo de 2021, la ANEEL public\u00f3 las normas para compensar la falta de generaci\u00f3n e\u00f3lica como consecuencia de las restricciones de la red causadas por las limitaciones el\u00e9ctricas sist\u00e9micas. La regulaci\u00f3n de las plantas solares est\u00e1 prevista para 2022. El 6 de diciembre de 2021, la ANEEL public\u00f3 la resoluci\u00f3n normativa para la implementaci\u00f3n de centrales el\u00e9ctricas h\u00edbridas, lo que permite potenciales sinergias en t\u00e9rminos de costes de red y producci\u00f3n de energ\u00eda. En ese mismo mes, el MME anunci\u00f3 las subastas reguladas previstas para los tres pr\u00f3ximos a\u00f1os mediante la Orden MME n\u00ba 32/2021. El 27 de mayo de 2022 tendr\u00e1 lugar una nueva subasta de energ\u00eda A-4 y el suministro comenzar\u00e1 el 1 de enero de 2026. El 7 de enero de 2022, se promulg\u00f3 la Ley 14.300/2022 que establece un marco regulatorio para la generaci\u00f3n de energ\u00eda por los consumidores mediante generaci\u00f3n distribuida micro (hasta 75 kW y entre 75 kW y 5 MW). Marco regulatorio de las actividades en Vietnam El Ministerio de Industria y Comercio (MOIT) de Vietnam introdujo una tarifa regulada (FIT) para la energ\u00eda e\u00f3lica en 2011 a fin de fomentar la inversi\u00f3n en el sector. Los proyectos obtuvieron un contrato de compra de electricidad (PPA) de 20 a\u00f1os con EVN, la compa\u00f1\u00eda el\u00e9ctrica estatal. Sin embargo, este primer marco de remuneraci\u00f3n no estimul\u00f3 el despliegue de la energ\u00eda e\u00f3lica, ya que los inversores consideraron que los ingresos en virtud de este sistema no proporcionaban rendimientos adecuados. En septiembre de 2019, el Gobierno public\u00f3 un nuevo r\u00e9gimen FIT (tarifa regulada) de aproximadamente 85 \u20ac/MWh para proyectos e\u00f3licos onshore y 98 \u20ac/MWh para proyectos e\u00f3licos offshore, siempre que se pusieran en marcha antes del 1 de noviembre de 2021. La Administraci\u00f3n P\u00fabica est\u00e1 estudiando ahora la introducci\u00f3n de subastas competitivas, pero a\u00fan no se ha aprobado ninguna regulaci\u00f3n al respecto. En cuanto a la energ\u00eda solar fotovoltaica, en abril de 2017 se estableci\u00f3 un primer r\u00e9gimen FIT para la energ\u00eda solar, pero este r\u00e9gimen expir\u00f3 el 30 de junio de 2019. En abril de 2020 se anunci\u00f3 un segundo r\u00e9gimen FIT (que se denomin\u00f3 FIT2) para la energ\u00eda solar. Con arreglo al r\u00e9gimen FIT2, los proyectos de energ\u00eda solar fotovoltaica pod\u00edan optar a un PPA de 20 a\u00f1os con EVN y se establecieron precios diferentes en funci\u00f3n del tama\u00f1o/tipo de la instalaci\u00f3n solar. Para poder acogerse al r\u00e9gimen FIT2, los proyectos solares deb\u00edan obtener la aprobaci\u00f3n de la inversi\u00f3n antes del 23 de noviembre de 2019 e iniciar sus actividades antes del 31 de diciembre de 2020. Ahora el Gobierno est\u00e1 planeando adoptar un programa de subasta piloto para la energ\u00eda solar y en febrero de 2021 se public\u00f3 un proyecto de decisi\u00f3n del Primer Ministro que estructura el futuro sistema de subastas. Sin embargo, el r\u00e9gimen todav\u00eda no ha sido aprobado oficialmente. La Ley de Electricidad de Vietnam (Ley n\u00ba. 28/2004/QH11 sobre la electricidad, modificada por la Ley n.\u00ba 24/2012/QH13) exige que se establezcan \u201cplanes marco nacionales de desarrollo de la energ\u00eda\u201d por un per\u00edodo de diez a\u00f1os. El plan marco sirve de base para el desarrollo futuro de la energ\u00eda en el pa\u00eds, aplicable a todas las inversiones en el sector. En 2011, el Gobierno estableci\u00f3 el plan correspondiente al per\u00edodo 2011-2020 en la \"Planta de Desarrollo de Energ\u00eda VII\". Sin embargo, en 2016, el Plan fue revisado para aumentar los objetivos de energ\u00edas renovables y prever un horizonte hasta 2030. Ahora se espera un nuevo plan marco y el MOIT ha publicado un primer borrador de un nuevo plan para el per\u00edodo 2021-2030, con un horizonte hasta 2045. En octubre de 2022 se public\u00f3 la Circular 15/2022. En ella se establec\u00eda que los proyectos que deb\u00edan haber firmado un PPA con EVN (la empresa estatal vietnamita), pero que no hab\u00edan cumplido las condiciones para aplicar los precios FIT, recibir\u00edan los precios fijados en este reglamento. En concreto, estableci\u00f3 una metodolog\u00eda de formulaci\u00f3n de tramos de precios para centrales el\u00e9ctricas est\u00e1ndar, basada en distintos par\u00e1metros. Estos par\u00e1metros son la vida econ\u00f3mica de la instalaci\u00f3n, el CAPEX, los ratios de capital (deuda y capital propio) y la tasa de descuento financiero. A la hora de negociar el precio de un proyecto concreto, los c\u00e1lculos deben realizarse con datos espec\u00edficos del proyecto y presentarse a EVN. Adem\u00e1s, la Decisi\u00f3n 21/QD-BCT, publicada el 7 de enero de 2023, establece un precio m\u00e1ximo para cada tecnolog\u00eda. Si el precio resultante de la metodolog\u00eda establecida en la Circular 15/2022 es superior al precio l\u00edmite (Decisi\u00f3n 21/QD-BCT), entonces debe prevalecer el precio l\u00edmite. Marco regulatorio de las actividades en Singapur Singapur aspira a reducir a la mitad sus emisiones de CO2 para 2050, seg\u00fan sus compromisos recogidos en el \u00faltimo Plan Nacional de Energ\u00eda y Clima. El pa\u00eds tambi\u00e9n aspira a alcanzar las emisiones netas cero tan pronto como sea viable en la segunda mitad del siglo, pero a\u00fan no se ha comprometido con un objetivo firme de emisiones netas cero. Con este fin, el pa\u00eds lanz\u00f3 el \"Plan Verde Singapur 2030\", que es una hoja de ruta para avanzar en su programa de sostenibilidad hacia su aspiraci\u00f3n a largo plazo de cero emisiones netas. Singapur tambi\u00e9n pretende descarbonizar su sector energ\u00e9tico a trav\u00e9s de cuatro palancas, siendo la energ\u00eda solar fotovoltaica una de ellas. Debido a la falta de recursos naturales y a la alta densidad de poblaci\u00f3n, la energ\u00eda solar fotovoltaica se considera la opci\u00f3n de energ\u00eda renovable m\u00e1s viable. En concreto, el pa\u00eds tiene como objetivo alcanzar 2 GW de capacidad solar fotovoltaica para 2030 (y 1,5 GWp para 2025). Se espera que la mayor parte de esta capacidad se limite a tejados (y energ\u00eda solar flotante), ya que los recursos terrestres son escasos. Desde el punto de vista normativo, no se presta ning\u00fan apoyo a las energ\u00edas renovables a gran escala, ya que el Gobierno trata de facilitar el acceso de las energ\u00edas renovables al mercado el\u00e9ctrico. El \u00fanico sistema de apoyo espec\u00edfico es el de medici\u00f3n neta, que permite a los consumidores de electricidad vender a la red el excedente de electricidad de sus sistemas fotovoltaicos en tejados. El pago var\u00eda seg\u00fan el tipo de consumidor y la capacidad del sistema fotovoltaico. Tanto los consumidores residenciales como los comerciales pueden vender a la red el excedente de energ\u00eda fotovoltaica de sus tejados. Por un lado, a los clientes que no son consumidores (normalmente consumidores residenciales) se les paga la tarifa regulada menos los cargos de red (siendo las tarifas reguladas revisadas cada trimestre por Singapore Power, la empresa estatal de servicios p\u00fablicos). Por otro lado, a los consumidores no residenciales (con un consumo mensual igual o superior a 2.000 kWh y sistemas con un tama\u00f1o igual o superior a 1 MW, independientemente de su consumo mensual) se les paga el precio nodal. Adem\u00e1s, el desarrollo de la energ\u00eda solar fotovoltaica tambi\u00e9n se ha acelerado gracias al programa SolarNova, puesto en marcha en 2014, que agrega la demanda de energ\u00eda solar fotovoltaica en todos los organismos p\u00fablicos para lograr econom\u00edas de escala. Desde 2014 se han convocado seis concursos SolarNova, que han concedido 366 MW. Las empresas adjudicatarias reciben un PPA flotante o fijo de 20 a\u00f1os del Housing & Development Board (HDB), la autoridad p\u00fablica de la vivienda de Singapur. Se han puesto en marcha otras iniciativas gubernamentales para utilizar nuevos espacios para desplegar capacidad solar, en particular solar fotovoltaica flotante. Por ejemplo, la Junta de Servicios P\u00fablicos convoc\u00f3 una licitaci\u00f3n de 60 MW de energ\u00eda solar fotovoltaica flotante en el embalse de Tengeh. La licitaci\u00f3n ten\u00eda dos componentes: el primero era la energ\u00eda solar que se vender\u00eda en el mercado mayorista y un contrato minorista de 25 a\u00f1os para el propietario del embalse. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGeneralInformationAboutFinancialStatementsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2426": {
"value": "EDP Renov\u00e1veis, Sociedad An\u00f3nima (en adelante \u201cEDP Renov\u00e1veis\u201d o \u201cEDPR\u201d",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NameOfReportingEntityOrOtherMeansOfIdentification",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2437": {
"value": "la realizaci\u00f3n de actividades relacionadas con el sector el\u00e9ctrico, principalmente la planificaci\u00f3n, construcci\u00f3n, explotaci\u00f3n y mantenimiento de centrales de generaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica utilizando fuentes de energ\u00eda renovables",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfNatureOfEntitysOperationsAndPrincipalActivities",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2442": {
"value": "Oviedo, Plaza de la Gesta 2",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:AddressOfRegisteredOfficeOfEntity",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2443": {
"value": "Oviedo, Plaza de la Gesta 2",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DomicileOfEntity",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2444": {
"value": "Espa\u00f1a",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:CountryOfIncorporation",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2446": {
"value": "Sociedad An\u00f3nima",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:LegalFormOfEntity",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2448": {
"value": "EDP Energias de Portugal, S.A",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NameOfUltimateParentOfGroup",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2451": {
"value": "EDP S.A. - Sucursal en Espa\u00f1a (\"EDP Sucursal\"",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:NameOfParentEntity",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f2490": {
"value": "El Grupo opera fundamentalmente en los sectores energ\u00e9ticos de Europa (Espa\u00f1a, Portugal, Polonia, Ruman\u00eda, Francia, Italia, Grecia, Reino Unido y B\u00e9lgica), Am\u00e9rica (EE.UU., Brasil, Canad\u00e1 y M\u00e9xico) y Asia (Vietnam, Singapur, Taiw\u00e1n y China). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:PrincipalPlaceOfBusiness",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4483": {
"value": "02. Pol\u00edticas contables A) Base de preparaci\u00f3n Las cuentas anuales consolidadas adjuntas (estados financieros en adelante) reflejan los resultados de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sus filiales (Grupo EDPR o Grupo) y la participaci\u00f3n del Grupo en sus joint ventures y empresas asociadas. Las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2022 se han preparado con el objeto de expresar la imagen fiel del patrimonio consolidado y de la situaci\u00f3n financiera consolidada de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sociedades dependientes al 31 de diciembre de 2022 y de los resultados consolidados de sus operaciones, del estado consolidado del resultado global, de sus flujos de efectivo consolidados y de los cambios en el patrimonio neto consolidado correspondientes a los ejercicios anuales terminados en dichas fechas. De conformidad con el Reglamento (CE) n.\u00ba 1606/2002 de 19 de julio del Parlamento y el Consejo Europeo, las cuentas anuales consolidadas del Grupo est\u00e1n preparadas conforme a las Normas Internacionales de Informaci\u00f3n Financiera (NIIF) adoptadas por la Uni\u00f3n Europea (UE). Las NIIF son normas de contabilidad publicadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) y por su predecesor, as\u00ed como las interpretaciones publicadas por el Comit\u00e9 de Interpretaci\u00f3n de las Normas Internacionales de Informaci\u00f3n Financiera (CINIIF) y sus predecesores. El Consejo de Administraci\u00f3n aprob\u00f3 las presentes cuentas anuales consolidadas el 27 de febrero de 2023. Estas cuentas anuales figuran en miles de euros, redondeados a la cifra de millar m\u00e1s cercana. Las cuentas anuales han sido elaboradas conforme a la convenci\u00f3n del coste hist\u00f3rico, modificado por la aplicaci\u00f3n de la base del valor razonable para instrumentos financieros derivados, activos y pasivos financieros mantenidos para negociar y disponibles para la venta, excepto para aquellos sobre los que no se disponga de una valoraci\u00f3n fiable del valor razonable. Los activos y pasivos que est\u00e1n cubiertos bajo la contabilidad de cobertura se presentan a su valor razonable con respecto al riesgo cubierto. Los activos no corrientes y los mantenidos para la venta se expresan al menor valor en libros y valor razonable menos los costes de venta. Los pasivos por planes de beneficios definidos se reconocen al valor presente de la obligaci\u00f3n neta del valor razonable de los activos del plan. De acuerdo con la NIIF 3 - Combinaciones de negocios, si la asignaci\u00f3n inicial del precio de compra de los activos, pasivos y pasivos contingentes adquiridos se identifica como provisional, en los 12 meses posteriores a la transacci\u00f3n de combinaci\u00f3n de negocios, el adquirente legal debe realizar la asignaci\u00f3n final del precio de compra relacionada con el valor razonable de los activos, pasivos y pasivos contingentes adquiridos. Estos ajustes con impacto en el importe del fondo de comercio determinado y contabilizado en periodos anteriores, originan una reexpresi\u00f3n de la informaci\u00f3n comparativa, que se refleja en el Estado de situaci\u00f3n financiera, con efecto desde la fecha de la transacci\u00f3n de combinaci\u00f3n de negocios. La preparaci\u00f3n de los estados financieros de acuerdo con las NIIF UE requiere que el Consejo de Administraci\u00f3n emita juicios, estimaciones y suposiciones que afecten la aplicaci\u00f3n de las pol\u00edticas contables y a los importes reportados de activos, pasivos, ingresos y gastos. Las estimaciones y los supuestos relacionados se basan en la experiencia hist\u00f3rica y otros factores considerados razonables de acuerdo con las circunstancias, cuyo resultado forma la base para emitir juicios con respecto a los valores de los activos y pasivos cuya valoraci\u00f3n no parece poder obtenerse de otras fuentes. Los resultados reales pueden diferir de estas estimaciones. Las \u00e1reas que involucran el mayor grado de juicio o complejidad, o para las cuales los supuestos y las estimaciones se consideran significativas, se detallan en la nota 4 - Estimaciones y juicios contables cr\u00edticos al aplicar pol\u00edticas contables. Las pol\u00edticas contables se han aplicado de forma coherente en todas las sociedades del Grupo y en todos los periodos presentados en los estados financieros consolidados. Las nuevas normas e interpretaciones emitidas recientemente pero que a\u00fan no han entrado en vigor y que el Grupo a\u00fan no ha aplicado en sus estados financieros consolidados, se detallan en la nota 3. Cambio en la presentaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs \u2013 Existencias Durante 2022, el Grupo EDPR ha procedido a revisar la pol\u00edtica contable de los Certificados Verdes y los RECs. Para llevar a cabo el an\u00e1lisis, se han considerado las decisiones de aplicaci\u00f3n de la Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA) relativas a transacciones de naturaleza similar. El resultado del an\u00e1lisis concluye que estos Certificados se consideran ayudas p\u00fablicas de acuerdo con la NIC 20 a registrar en el ep\u00edgrafe \"Otros ingresos\" o alternativamente minorando el gasto correspondiente, reconociendo los certificados no vendidos como existencias de acuerdo con la NIC 2, que se dan de baja en el momento de la venta, registrando el ingreso correspondiente. Teniendo esto en cuenta, EDPR ha reclasificado de activos intangibles a existencias el stock de certificados no vendidos contabilizados en el balance. Este cambio contable afecta \u00fanicamente a la presentaci\u00f3n y desglose de los certificados verdes y RECs en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado, y sin ning\u00fan impacto en el reconocimiento inicial, valoraci\u00f3n posterior y baja en cuentas, donde se mantendr\u00e1n los criterios descritos en la nota 3, al estar alineados con las conclusiones del an\u00e1lisis. Este cambio en la pol\u00edtica contable se ha contabilizado de forma retroactiva y se han modificado los estados comparativos de 2021. El efecto del cambio en 2021 es el siguiente: MILES DE EUROS CAMBIO EN CERTIFICADOS VERDES Y RECS 31 DIC 2021 RECLASIFICACI\u00d3N 31 DIC 2021 (MODIFICADO) Inmovilizado intangible 316.408 -157.533 158.875 Existencias 62.274 157.533 219.807 378.682 - 378.682 Cambio en los segmentos Un segmento de actividad es un componente identificable del Grupo, destinado a suministrar un \u00fanico producto o servicio, o un grupo de productos o servicios relacionados, y est\u00e1 sujeto a riesgos y rendimientos que pueden distinguirse de los de otros segmentos de actividad. La presencia de EDPR en nuevas geograf\u00edas ha ido creciendo cada vez m\u00e1s en los \u00faltimos a\u00f1os, dando lugar a un r\u00e1pido desarrollo de proyectos en nuevos pa\u00edses. Se espera que esta tendencia se consolide en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, tal y como se define en el Plan de Negocio del Grupo 2021 - 2025, alcanzando una s\u00f3lida base de activos en torno a cuatro regiones: Europa, Latinoam\u00e9rica (LATAM), Norteam\u00e9rica (NA) y Asia-Pac\u00edfico (APAC). Como consecuencia de lo anterior, EDPR implement\u00f3 un nuevo modelo operativo y se organiza ahora en dichas regiones, por lo que los nuevos segmentos de negocio definidos por el Grupo son los siguientes: \u2022 Europa: se refiere a las empresas operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Alemania, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las empresas que operan en Estados Unidos de Am\u00e9rica, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 LATAM: hace referencia a las empresas operan en Brasil, Chile y Colombia, respectivamente; \u2022 APAC: se refiere a las empresas que operan en Corea, Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n. Los segmentos de explotaci\u00f3n se presentan de forma coherente con la informaci\u00f3n interna facilitada a la direcci\u00f3n, tienen caracter\u00edsticas econ\u00f3micas similares y son similares en varios aspectos prescritos. A efectos de comparabilidad y en relaci\u00f3n con los cambios producidos en la composici\u00f3n de los segmentos, se ha efectuado la correspondiente modificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n del ejercicio anterior (v\u00e9ase el Anexo II). B) Base de consolidaci\u00f3n Los estados financieros consolidados adjuntos reflejan los activos, pasivos y resultados de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sus filiales, as\u00ed como el patrimonio neto y los resultados atribuibles al Grupo, a trav\u00e9s de las inversiones en asociadas y entidades controladas conjuntamente. El Grupo EDPR aplica de forma prospectiva, a partir del 1 de enero de 2010, la NIIF 3 (revisada) para la contabilizaci\u00f3n de las combinaciones de negocios. Entidades controladas Las inversiones en filiales en las que el Grupo tiene el control se consolidan por integraci\u00f3n global desde la fecha en que el Grupo asume el control de sus actividades financieras y operativas hasta el momento en que deja de tenerlo. Un inversor controla una participada cuando est\u00e1 expuesto, o tiene derechos, a rendimientos variables derivados de su implicaci\u00f3n en la participada y tiene la capacidad de influir en esos rendimientos a trav\u00e9s de su poder sobre la participada, independientemente del porcentaje de derechos de voto que posea. Las p\u00e9rdidas acumuladas se atribuyen a las participaciones no dominantes en las proporciones correspondientes, lo que implica que el Grupo puede reconocer participaciones no dominantes negativas. En un proceso de adquisici\u00f3n por etapas que d\u00e9 lugar a la adquisici\u00f3n del control, la revalorizaci\u00f3n de cualquier participaci\u00f3n previamente pose\u00edda se contabiliza en la cuenta de resultados. En una enajenaci\u00f3n parcial que d\u00e9 lugar a la p\u00e9rdida de control sobre una filial, cualquier participaci\u00f3n conservada se revaloriza a su valor de mercado en la fecha de venta y la ganancia o p\u00e9rdida resultante de esta revalorizaci\u00f3n se contabiliza en la cuenta de resultados, al igual que cualquier ganancia o p\u00e9rdida resultante de la enajenaci\u00f3n. Acuerdos conjuntos El Grupo clasifica un acuerdo como un acuerdo conjunto cuando el control conjunto se establece contractualmente. El control conjunto existe solo cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento un\u00e1nime de las partes que controlan colectivamente el acuerdo. Despu\u00e9s de determinar la existencia de control conjunto, el Grupo clasifica los acuerdos conjuntos en dos tipos: operaciones conjuntas o joint ventures. Una operaci\u00f3n conjunta es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, son operadores conjuntos) y tienen derechos sobre los activos y obligaciones por los pasivos, relacionados con el acuerdo, por lo que los activos y pasivos (e ingresos y gastos relacionados), en relaci\u00f3n con su inter\u00e9s en el acuerdo, se reconocen y miden de acuerdo con las NIIF pertinentes aplicables. Una joint venture es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, joint venture) tienen derechos sobre los activos netos del acuerdo, por lo que esta inversi\u00f3n se incluir\u00e1 en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de joint ventures, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la cuota del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una entidad controlada de forma conjunta, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales, salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la entidad. Entidades en las que el grupo tiene influencia significativa Las inversiones en asociadas se incluyen en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n desde la fecha en que el Grupo adquiere influencia significativa hasta la fecha en que deja de existir. Las asociadas son entidades en las que el Grupo posee influencia significativa, pero no control, sobre sus pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n. La existencia de influencia significativa por parte del Grupo suele quedar demostrado normalmente por una o varias de las siguientes circunstancias: \u2022 Representaci\u00f3n en el Consejo Ejecutivo de Administraci\u00f3n u \u00f3rgano de gobierno equivalente de la sociedad participada; \u2022 Participaci\u00f3n en procesos de elaboraci\u00f3n de pol\u00edticas, incluida la participaci\u00f3n en decisiones sobre dividendos y otras distribuciones; \u2022 Existencia de transacciones materiales o de importancia relativa entre el Grupo y la sociedad participada; \u2022 Intercambio de personal directivo; \u2022 Suministro de informaci\u00f3n t\u00e9cnica esencial. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de asociadas, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la participaci\u00f3n del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una asociada, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la asociada. Contabilizaci\u00f3n de inversiones en filiales y asociadas en los estados financieros de la sociedad Las inversiones en filiales y asociadas no clasificadas como mantenidas para la venta o no incluidas en un grupo de disposici\u00f3n que se clasifica como mantenidas para la venta se contabilizan al coste en los estados financieros de la compa\u00f1\u00eda y est\u00e1n sujetas a pruebas peri\u00f3dicas de deterioro, siempre que exista indicios de que ciertas inversiones financieras puedan verse afectadas. Combinaciones de negocio A partir del 1 de enero de 2010, el Grupo ha aplicado la NIIF 3 Combinaciones de negocios (2008) en la contabilizaci\u00f3n de combinaciones de negocios. Las combinaciones de negocios se contabilizan aplicando el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n, que es la fecha en la que se transfiere el control al Grupo. Control es el poder para dirigir las pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n de una entidad con el fin de obtener beneficios de sus actividades. En la valoraci\u00f3n del control, el Grupo tiene en cuenta los posibles derechos de voto que son ejercitables actualmente. Adquisiciones a partir del 1 de enero de 2010 En el caso de adquisiciones realizadas a partir del 1 de enero de 2010, el Grupo valora el fondo de comercio en la fecha de adquisici\u00f3n de la siguiente manera: \u2022 El valor razonable de la contraprestaci\u00f3n transferida; m\u00e1s \u2022 El importe reconocido de cualquier participaci\u00f3n no dominante en la adquirida; m\u00e1s \u2022 Si la combinaci\u00f3n de negocios se realiza por etapas, el valor razonable de la participaci\u00f3n existente en el patrimonio neto de la adquirida; menos \u2022 El importe neto reconocido (generalmente el valor razonable) de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. La contraprestaci\u00f3n transferida no incluye importes relacionados con la liquidaci\u00f3n de relaciones preexistentes. Dichos importes se reconocen, por lo general, en la cuenta de resultados. Los costes relacionados con la adquisici\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que incurre el Grupo con relaci\u00f3n a una combinaci\u00f3n de negocios se contabilizan como gastos en el momento en que se incurre en ellos. Cualquier contraprestaci\u00f3n contingente a pagar se reconoce a valor razonable en la fecha de adquisici\u00f3n. Si la contraprestaci\u00f3n contingente se clasifica como patrimonio neto, no se vuelve a valorar y la liquidaci\u00f3n se contabiliza en el patrimonio neto. De lo contrario, los cambios posteriores en el valor razonable de la contraprestaci\u00f3n contingente se reconocen en la cuenta de resultados. Tras ese periodo, los ajustes a la valoraci\u00f3n inicial solo se realizan para corregir un error. Adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010 En las adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010, el fondo de comercio representa el exceso del coste de la adquisici\u00f3n con respecto a la participaci\u00f3n del Grupo en el importe reconocido (generalmente, valor razonable) de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables de la sociedad adquirida. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. Los costes de transacci\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que el Grupo ha incurrido con relaci\u00f3n a combinaciones de negocios se capitalizan como parte del coste de adquisici\u00f3n. Compras de participaciones no dominantes y diluci\u00f3n En las adquisiciones (diluciones que no dan lugar a una p\u00e9rdida de control de las participaciones no dominantes), la diferencia entre el valor razonable de las participaciones no dominantes adquiridas y la contraprestaci\u00f3n pagada se contabiliza en reservas. Las adquisiciones de participaciones no dominantes mediante opciones de venta emitidas relacionadas con inversiones en filiales mantenidas por participaciones no dominantes se registran como un pasivo por el valor razonable del importe a pagar contra las participaciones no dominantes. El valor razonable del pasivo se determina en funci\u00f3n del precio contractual que puede ser fijo o variable. En el caso de precio variable, los cambios en el pasivo se reconocen en la cuenta de resultados, as\u00ed como el efecto del descuento financiero del pasivo (actualizaci\u00f3n financiera). Combinaciones de negocios realizadas en etapas En una combinaci\u00f3n de negocios realizada por etapas, en la fecha de obtenci\u00f3n del control, el exceso de la suma de (i) la contraprestaci\u00f3n transferida, (ii) el importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y (iii) el valor razonable de la participaci\u00f3n en el capital del negocio adquirido que se pose\u00eda anteriormente; sobre los importes netos de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce como fondo de comercio. En su caso, la diferencia negativa, despu\u00e9s de evaluar la contraprestaci\u00f3n transferida, del importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido que se ten\u00eda anteriormente; sobre el valor neto de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. El Grupo reconoce la diferencia entre el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido y el valor contable en los resultados consolidados en la partida de Otros ingresos. Adem\u00e1s, el Grupo reclasifica los importes diferidos en otro resultado global relativos a la participaci\u00f3n en el capital anteriormente mantenida, a la cuenta de resultados o a las reservas consolidadas, seg\u00fan su naturaleza. Adquisici\u00f3n de activos fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 Con el fin de evaluar si una adquisici\u00f3n de un activo o de un grupo de activos es un negocio, EDPR identifica los elementos de la entidad adquirida (insumos, procesos y productos), eval\u00faa la capacidad de crear productos (para que se considere un negocio, debe tener como m\u00ednimo un insumo y un proceso sustancial) y, finalmente, valora la capacidad de los participantes en el mercado para continuar creando productos (realizando actividades como un negocio). En el caso de un conjunto integrado de actividades que se encuentre en una fase inicial de desarrollo y no haya comenzado a generar productos, EDPR considera otros factores para determinar si constituye un negocio, tales como si: (i) las actividades principales planificadas han comenzado; (ii) existen empleados, propiedad intelectual y otros insumos y procesos; (iii) se est\u00e1 ejecutando un plan para producir productos; y/o (iv) se puede tener acceso a los clientes que comprar\u00e1n los productos. En general, una entidad en etapa inicial que tenga empleados capaces de desarrollar un producto se considerar\u00e1 un negocio. Por lo tanto, en aplicaci\u00f3n de lo anterior, EDPR concluye que la NIIF 3 no es aplicable cuando no hay productos en la fecha de adquisici\u00f3n debido a que el desarrollo se encuentra en una etapa inicial, y los procesos adquiridos no pueden considerarse sustantivos. Por lo tanto, la adquisici\u00f3n de un activo o grupo de activos que no cumpla las condiciones para ser considerado un negocio se clasifica como una adquisici\u00f3n de una empresa fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3. Inversiones en negocios en el extranjero Los estados financieros de las filiales y asociadas extranjeras del Grupo se preparan utilizando su moneda funcional, definida como la moneda del entorno econ\u00f3mico primario en el que operan. En el proceso de consolidaci\u00f3n, los activos y pasivos de las filiales extranjeras se convierten a euros al tipo de cambio oficial en la fecha del balance. Con respecto a las inversiones en operaciones en el extranjero que se consolidan utilizando el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global y el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n, las diferencias de cambio entre el importe del patrimonio expresado en euros al comienzo del per\u00edodo y el importe traducido a los tipos de cambio oficiales al final del per\u00edodo, en forma consolidada, se registran contra reservas. El fondo de comercio en moneda extranjera que surge de la adquisici\u00f3n de estas inversiones se mide nuevamente al tipo de cambio oficial en la fecha del balance directamente contra las reservas. Los ingresos y gastos de las filiales extranjeras se convierten a euros a los tipos de cambio aproximados en las fechas de las transacciones. Las diferencias de cambio de la conversi\u00f3n a euros del beneficio neto del per\u00edodo, derivadas de las diferencias entre las tasas utilizadas en la cuenta de resultados y las vigentes en la fecha del balance, se reconocen en las reservas. Cuando se enajena una sociedad dependiente en el extranjero, las diferencias de conversi\u00f3n relacionadas reconocidas previamente en reservas, se contabilizan en la cuenta de resultados como parte de los resultados surgidos de la enajenaci\u00f3n. Saldos y transacciones eliminados en la consolidaci\u00f3n Los saldos y transacciones entre sociedades del Grupo, incluidas cualquier ganancia o p\u00e9rdida no realizada en transacciones efectuadas entre empresas del Grupo, se eliminan al preparar los estados financieros consolidados. Las p\u00e9rdidas y ganancias no realizadas surgidas de transacciones con asociadas y entidades controladas de forma conjunta se eliminan en funci\u00f3n de la participaci\u00f3n del Grupo en dichas entidades. Transacciones entre entidades bajo control com\u00fan La contabilidad de las transacciones entre entidades bajo control com\u00fan no est\u00e1 recogida en la NIIF 3. Por tanto, a falta de directrices espec\u00edficas en las NIIF, el Grupo EDP Renov\u00e1veis ha desarrollado una pol\u00edtica contable para estas transacciones, seg\u00fan se ha considerado oportuno. Seg\u00fan la pol\u00edtica del Grupo, las combinaciones de negocios entre entidades bajo control com\u00fan se contabilizan en los estados financieros consolidados usando los valores contables consolidados de EDP de la sociedad adquirida (subgrupo). La diferencia entre el valor contable de los activos netos recibidos y la contraprestaci\u00f3n pagada se reconoce en el patrimonio neto. Opciones de venta relacionadas con participaciones no dominantes Desde enero de 2010, el Grupo aplica el IAS 32 para opciones de venta relacionada con participaciones no dominantes El Grupo EDP Renov\u00e1veis contabiliza las opciones de venta que tienen los minoritarios en la fecha de adquisici\u00f3n de una combinaci\u00f3n de negocios o en fechas posteriores como una adquisici\u00f3n anticipada de dichas participaciones, contabilizando un pasivo financiero por el valor actual de la mejor estimaci\u00f3n del importe a pagar, independientemente de la probabilidad de que se ejerciten las opciones. La diferencia entre este importe y el importe correspondiente al porcentaje de las participaciones mantenidas en los activos netos identificables adquiridos se contabiliza como fondo de comercio. Los cambios posteriores en el valor contable del pasivo de opci\u00f3n de venta se reconocen en la cuenta de resultados. Enajenaci\u00f3n de sociedades dependientes Cuando el Grupo deja de tener el control, cualquier participaci\u00f3n mantenida en la entidad se vuelve a valorar a su valor razonable en la fecha en que se pierde el control, reconociendo el cambio en el importe en libros de la inversi\u00f3n en el resultado del ejercicio. El valor razonable es el importe en libros inicial a efectos del posterior registro de la participaci\u00f3n mantenida en la asociada, negocio conjunto o activo financiero. Adem\u00e1s, cualquier importe previamente registrado en otro resultado global en relaci\u00f3n con esa entidad se registra como si el Grupo hubiera vendido directamente todos los activos y pasivos relacionados. Esto puede significar que los importes previamente reconocidos en otro resultado global se reclasifiquen a resultados. Si se reduce la propiedad de una participaci\u00f3n en una asociada, pero se mantiene una influencia significativa, s\u00f3lo se reclasificar\u00e1 a la cuenta de resultados la parte proporcional de los importes previamente reconocidos en el otro resultado global. C) Transacciones en moneda extranjera Las transacciones en moneda extranjera se convierten al tipo de cambio vigente en las fechas de las transacciones. Los activos y pasivos monetarios denominados en monedas extranjeras se convierten a euros a los tipos de cambio vigentes en la fecha de balance. Estas diferencias de conversi\u00f3n que surgen se reconocen en la cuenta de resultados. Los activos y pasivos no monetarios en moneda extranjera se contabilizan al coste hist\u00f3rico y se convierten con los tipos de cambio vigentes en las fechas de las transacciones. Los activos y pasivos no monetarios en moneda extranjera expresados a valor razonable se convierten a euros a los tipos de cambio vigentes en las fechas en las que se determin\u00f3 el valor razonable. D) Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturas Los instrumentos financieros derivados se reconocen en la fecha de negociaci\u00f3n a valor razonable. Posteriormente, el valor razonable de los instrumentos financieros derivados se vuelve a valorar peri\u00f3dicamente y las p\u00e9rdidas y ganancias resultantes de la nueva valoraci\u00f3n se reconocen directamente en la cuenta de resultados, salvo aquellos derivados designados como instrumentos de cobertura. El reconocimiento de las ganancias y p\u00e9rdidas resultantes de la nueva valoraci\u00f3n de los derivados designados como instrumentos de cobertura depende de la naturaleza del riesgo cubierto y del modelo de cobertura utilizado. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados corresponde a su valor de mercado, si est\u00e1 disponible, o a las cotizaciones indicadas por entidades externas mediante el uso de t\u00e9cnicas de valoraci\u00f3n, que se comparan en cada fecha de informaci\u00f3n con los valores razonables disponibles en las plataformas habituales de informaci\u00f3n financiera. Contabilidad de coberturas El Grupo utiliza instrumentos financieros para cubrir riesgos de tipos de inter\u00e9s, de tipo de cambio y de precios derivados de sus actividades de financiaci\u00f3n y explotaci\u00f3n. Los derivados no cualificados para la contabilidad de coberturas seg\u00fan la NIIF 9 se contabilizan como instrumentos de negociaci\u00f3n. Los derivados de cobertura se contabilizan a valor razonable, reconociendo las ganancias y las p\u00e9rdidas conforme al modelo de contabilidad de coberturas adoptado por el Grupo. La relaci\u00f3n de cobertura existe cuando: \u2022 La relaci\u00f3n de cobertura consiste solo en instrumentos de cobertura y partidas cubiertas que son elegibles seg\u00fan lo determinado en la NIIF 9; \u2022 Al inicio de la cobertura, existe documentaci\u00f3n formal de la relaci\u00f3n de cobertura y del objetivo y la estrategia de gesti\u00f3n de riesgos del Grupo para la cobertura; \u2022 Existe una relaci\u00f3n econ\u00f3mica entre el elemento cubierto y el instrumento de cobertura; \u2022 El efecto del riesgo de cr\u00e9dito no domina los cambios de valor que resultan de esa relaci\u00f3n econ\u00f3mica; \u2022 El ratio de cobertura de la relaci\u00f3n de cobertura es el mismo que resulta de la cantidad del elemento cubierto que la entidad realmente cubre y la cantidad del instrumento de cobertura que la entidad realmente usa para cubrir esa cantidad del elemento cubierto. Cobertura de valor razonable Los cambios en el valor razonable de los derivados que se designan y cumplen los requisitos para ser designados como coberturas de valor razonable se registran en la cuenta de resultados, junto con cualquier cambio en el valor razonable de los activos y pasivos cubiertos o del grupo de activos y pasivos cubiertos que sea atribuible al riesgo cubierto. Cuando la relaci\u00f3n de cobertura deja de cumplir los requisitos de la contabilidad de coberturas, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas relativas al valor razonable del riesgo cubierto se amortizan a lo largo del per\u00edodo residual hasta el vencimiento de la partida cubierta. Cobertura de flujos de efectivo Los cambios en el valor razonable de los derivados calificados como coberturas de flujos de efectivo se reconocen en reservas. Las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se reclasifican a la cuenta de resultados cuando la partida cubierta afecta a la cuenta de resultados. Cuando se interrumpe una relaci\u00f3n de cobertura de una transacci\u00f3n futura, los cambios en el valor razonable de un derivado reconocido en reservas permanecen reconocidos en reservas hasta que se produzca la transacci\u00f3n cubierta futura. Cuando ya no se espera que ocurra la transacci\u00f3n futura, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se registran inmediatamente en la cuenta de resultados. Cobertura de inversion neta El modelo de cobertura de inversi\u00f3n neta se aplica de forma consolidada a las inversiones en filiales en moneda extranjera. Este modelo permite que las diferencias de cambio reconocidas en la reserva de conversi\u00f3n de divisas se compensen con las diferencias de cambio en pr\u00e9stamos en moneda extranjera o derivados de divisas contratados, reconocidos en la reserva de conversi\u00f3n de divisas - Cobertura de inversi\u00f3n neta. Para los swaps de tipos de inter\u00e9s cruzados, el diferencial base y los puntos a plazo cruzados no se designan en la relaci\u00f3n de cobertura, sino que se difieren como un coste de cobertura en otro resultado global, en Reserva de conversi\u00f3n de moneda - Cobertura de inversi\u00f3n neta - Coste de cobertura y se reconocen en resultados durante el per\u00edodo de cobertura. La parte no efectiva de la relaci\u00f3n de cobertura se reconoce en la cuenta de resultados. Las p\u00e9rdidas y ganancias acumuladas por tipo de cambio en relaci\u00f3n con la inversi\u00f3n neta y el instrumento de cobertura correspondiente reconocido en el patrimonio neto se transfieren a la cuenta de resultados en el momento de la venta de la entidad extranjera, como parte de la p\u00e9rdida o ganancia resultante de la enajenaci\u00f3n. Eficacia Para que una relaci\u00f3n de cobertura pueda clasificarse como tal, de acuerdo con la NIIF 9, debe demostrarse su eficacia. Por ello, el Grupo realiza pruebas prospectivas a la fecha de inicio de la cobertura y pruebas prospectivas y retrospectivas en cada fecha de balance, para demostrar su eficacia, demostrando que cualquier ajuste al valor razonable de la partida cubierta atribuible al riesgo cubierto se compensa con ajustes al valor razonable del instrumento de cobertura. Cualquier ineficacia se reconoce en la cuenta de resultados en el momento en que se produce. E) Otros activos financieros Los activos financieros se clasifican atendiendo al modelo de negocio de gesti\u00f3n de los activos financieros (\"prueba del modelo de negocio\") y sus caracter\u00edsticas de flujos de efectivo contractuales (\"prueba SPPI\"). El Grupo EDPR clasifica sus activos financieros, en el momento de su reconocimiento inicial, de acuerdo con los requisitos anteriormente mencionados introducidos por la NIIF 9, en las siguientes categor\u00edas: Activos financieros a coste amortizado Un activo financiero se valora a coste amortizado si: (i) se mantiene dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo es mantener activos para cobrar sus flujos de efectivo contractuales; y (ii) los flujos de efectivo contractuales representan \u00fanicamente pagos de principal e intereses. Los activos financieros incluidos en esta categor\u00eda se reconocen inicialmente por su valor razonable y posteriormente por su coste amortizado. Cualquier ganancia o p\u00e9rdida que surja de la baja en cuentas se reconocer\u00e1 directamente en el resultado del ejercicio y se presentar\u00e1 en otras ganancias/(p\u00e9rdidas) junto con las ganancias y p\u00e9rdidas por diferencias de cambio. Las p\u00e9rdidas por deterioro se presentan como una partida individual en la cuenta de resultados. Los pr\u00e9stamos y partidas a cobrar generalmente se mantienen para cobrar los flujos de efectivo contractuales y se espera que den lugar a flujos de efectivo que representen \u00fanicamente pagos de principal e intereses, por lo que cumplen los criterios para la valoraci\u00f3n del coste amortizado de acuerdo con la NIIF 9. Activos financieros valorados a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global Un activo financiero se valora a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global si (i) el objetivo del modelo de negocio se logra mediante la recolecci\u00f3n de flujos de efectivo contractuales y la venta de activos financieros; y (ii) los flujos de efectivo contractuales del activo representan \u00fanicamente pagos de capital e intereses. Los activos financieros incluidos en esta categor\u00eda se reconocen inicialmente y posteriormente se miden a su valor razonable, con los cambios en el importe en libros contabilizados en otro resultado integral, excepto por el reconocimiento de las ganancias o p\u00e9rdidas por deterioro, los ingresos por intereses y las ganancias y p\u00e9rdidas cambiarias, que son reconocidos en p\u00e9rdidas y ganancias. Cuando el activo financiero se da de baja, la ganancia o p\u00e9rdida acumulada previamente reconocida en otro resultado integral se reclasifica a resultados. Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Los activos financieros que no cumplen los criterios para ser clasificados como activos financieros a valor razonable con cambios en resultados o a coste amortizado, se clasifican a valor razonable con cambios en resultados, que se considera una categor\u00eda residual seg\u00fan la NIIF 9. Independientemente de la evaluaci\u00f3n del modelo de negocio, el Grupo EDPR puede optar por clasificar un activo financiero a valor razonable con cambios en resultados si al hacerlo reduce o elimina una incoherencia en la medici\u00f3n o reconocimiento (\"desajuste contable\"). Cambios en la evaluaci\u00f3n del modelo de negocio a lo largo del tiempo Los activos financieros no se reclasifican despu\u00e9s de su reconocimiento inicial. Sin embargo, si la Sociedad cambia su modelo de negocio para la gesti\u00f3n de activos financieros, clasificar\u00e1 los activos financieros reci\u00e9n originados o adquiridos bajo el nuevo modelo de negocio, pero mantendr\u00e1 la clasificaci\u00f3n de los activos existentes bajo el modelo de negocio anterior. Reconocimiento y baja de activos financieros Las compras y ventas de activos financieros se reconocen en la fecha de contrataci\u00f3n, que es la fecha en la que la Sociedad se compromete a comprar o vender estos activos financieros. Los activos financieros se dan de baja cuando: (i) han vencido los derechos contractuales a recibir sus flujos de efectivo futuros, (ii) la Sociedad ha transferido sustancialmente los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad o (iii) a pesar de que conserva parte de los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad, aunque no sustancialmente todos, la Sociedad ha transferido el control sobre los activos. Deterioro de valor El Grupo EDPR reconoce una p\u00e9rdida por deterioro basada en el modelo de P\u00e9rdida de cr\u00e9dito esperada (ECL), antes de la evidencia objetiva de una p\u00e9rdida procedente de actos pasados. Este modelo es la base para el reconocimiento de p\u00e9rdidas por deterioro de activos financieros mantenidos que se miden al coste amortizado o a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global (que incluye efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas comerciales a cobrar, pr\u00e9stamos y valores de deuda). La metodolog\u00eda de deterioro aplicada depende de si se ha producido un aumento significativo del riesgo de cr\u00e9dito. Si el riesgo de cr\u00e9dito de un activo financiero no aumenta significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo EDPR valora la provisi\u00f3n para p\u00e9rdidas de dicho activo financiero por un importe igual a las p\u00e9rdidas esperadas a 12 meses. Si el riesgo de cr\u00e9dito aumenta significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo EDPR valora la provisi\u00f3n para p\u00e9rdidas de ese activo financiero por un importe igual a las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. Independientemente de lo anterior, se presume un aumento significativo del riesgo de cr\u00e9dito si existe evidencia objetiva de que el activo financiero est\u00e1 deteriorado, incluyendo, si existen, datos observables que llegan a la atenci\u00f3n del titular del activo sobre los siguientes eventos de p\u00e9rdida, entre otros: dificultad financiera significativa del emisor o del deudor; reestructuraci\u00f3n de un importe adeudado a la Sociedad en t\u00e9rminos que no considerar\u00eda de otra manera; incumplimiento de contrato, como pueda ser un incumplimiento o morosidad en los pagos de intereses o del principal; o si se vuelve probable que el prestatario entre en quiebra o en otra reorganizaci\u00f3n financiera. Tan pronto como se produzca la p\u00e9rdida (lo que anteriormente se defin\u00eda en la NIC 39 como \"evidencia objetiva de deterioro\"), la provisi\u00f3n por deterioro se asignar\u00eda directamente al activo financiero afectado, que a partir de ese momento tiene el mismo tratamiento contable que el contemplado en la NIC 39, incluido el tratamiento de los ingresos por intereses. El importe en libros del activo se reduce y el importe de la p\u00e9rdida se reconoce en el resultado del ejercicio. Si, en un per\u00edodo posterior, el importe de la p\u00e9rdida por deterioro de valor disminuye, la p\u00e9rdida por deterioro previamente reconocida se revierte en el resultado del ejercicio, siempre que la disminuci\u00f3n pueda relacionarse objetivamente con un hecho que se produzca despu\u00e9s de que se haya reconocido la p\u00e9rdida por deterioro. Pr\u00e9stamos y cuentas comerciales a cobrar El Grupo EDPR aplica el enfoque simplificado y registra las p\u00e9rdidas esperadas a lo largo de la vida \u00fatil de todos los deudores comerciales, incluidos aquellos con un componente financiero significativo. Las p\u00e9rdidas crediticias esperadas estimadas se calculan en base a la experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales durante un per\u00edodo que, por negocio y tipo de clientes, se considera estad\u00edsticamente relevante y representativo de las caracter\u00edsticas espec\u00edficas del riesgo de cr\u00e9dito subyacente. Teniendo en cuenta las particularidades de cada negocio, las exposiciones se segmentan en funci\u00f3n de caracter\u00edsticas comunes del riesgo de cr\u00e9dito, tales como el grado de riesgo de cr\u00e9dito, la regi\u00f3n geogr\u00e1fica y/o el sector. La experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales se ajusta para reflejar los factores escalares a fin de reflejar las diferencias entre las condiciones econ\u00f3micas durante el per\u00edodo en el que se recogieron los datos hist\u00f3ricos, las condiciones actuales y la visi\u00f3n del Grupo EDPR sobre las condiciones econ\u00f3micas durante la vida \u00fatil esperada de las cuentas a cobrar. En el caso de los pr\u00e9stamos a coste amortizado, y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, el Grupo EDPR realiza un an\u00e1lisis basado en el enfoque general. Al hacer su evaluaci\u00f3n, la Sociedad tiene que adoptar hip\u00f3tesis sobre el riesgo de incumplimiento y las tasas de p\u00e9rdida esperadas, lo cual requiere la adopci\u00f3n de juicios de valor. Los elementos utilizados para la evaluaci\u00f3n de riesgos y para el c\u00e1lculo de las provisiones por p\u00e9rdidas para activos financieros incluyen: (i) calificaciones crediticias (en la medida en que est\u00e9n disponibles) de empresas externas de calificaci\u00f3n crediticia como Standard and Poor, Moody's y Fitch; (ii) cambios significativos en el rendimiento y comportamiento esperados del prestatario, incluidos cambios en el estado de pagos de los prestatarios del Grupo y cambios en los resultados de explotaci\u00f3n del prestatario; (iii) datos de mercados p\u00fablicos, en particular sobre las probabilidades de incumplimiento y las expectativas p\u00e9rdidas por incumplimiento; e (iv) informaci\u00f3n macroecon\u00f3mica (como los tipos de inter\u00e9s de mercado o las tasas de crecimiento). F) Acreedores comerciales y otros pasivos Un instrumento se clasifica como pasivo financiero si incluye una obligaci\u00f3n contractual de transferir efectivo u otro activo financiero, independientemente de su forma jur\u00eddica. Los pasivos financieros se reconocen en la fecha de emisi\u00f3n (fecha de la operaci\u00f3n): (i) inicialmente a valor razonable menos los costes de transacci\u00f3n y (ii) posteriormente al coste amortizado, aplicando el m\u00e9todo del tipo de inter\u00e9s efectivo. Todos los pasivos financieros se contabilizan por su coste amortizado, a excepci\u00f3n de los pasivos financieros cubiertos por coberturas de valor razonable, que se contabilizan por su valor razonable en el componente de riesgo que se est\u00e1 cubriendo. Medici\u00f3n inicial de los pasivos con respecto a los alquileres adeudados por contratos de arrendamiento Seg\u00fan lo dispuesto por la NIIF 16, a partir del 1 de enero de 2019, el Grupo EDPR mide el pasivo con respecto a los alquileres adeudados de los contratos de arrendamiento en la fecha de inicio en funci\u00f3n del valor presente de los pagos futuros de dichos contratos de arrendamiento, descontados utilizando la tasa de endeudamiento incremental del Grupo EDPR para cada cartera de arrendamientos identificados. El Grupo EDPR determina el plazo de arrendamiento como el periodo no cancelable de un arrendamiento, junto con: (i) los periodos cubiertos por una opci\u00f3n de pr\u00f3rroga del arrendamiento, si el arrendatario tiene la certeza razonable de ejercer dicha opci\u00f3n; y (ii) los periodos cubiertos por una opci\u00f3n de rescisi\u00f3n del arrendamiento, si el arrendatario tiene la certeza razonable de no ejercer dicha opci\u00f3n. El Grupo EDPR aplica la exenci\u00f3n de reconocimiento proporcionada por la NIIF 16 para los arrendamientos cuyo plazo de arrendamiento es de 12 meses o inferior, o que son para un activo de bajo valor. Despu\u00e9s de la fecha de inicio, el pasivo con respecto a los alquileres adeudados por los contratos de arrendamiento se incrementa para reflejar los intereses sobre el pasivo y se reduce para reflejar los pagos de arrendamiento realizados. Nueva valoraci\u00f3n de los pasivos relacionados con los alquileres adeudados por contratos de arrendamiento El Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas adeudadas de los contratos de arrendamiento (y ajusta los activos de derecho de uso correspondientes) descontando los pagos de arrendamiento revisados, utilizando la misma tasa de descuento, si: \u2022 Hay un cambio en los pagos de arrendamiento futuros como resultado de un cambio en un \u00edndice o una tasa utilizada para determinar esos pagos; o \u2022 Hay un cambio en las cantidades que se espera pagar en virtud de una garant\u00eda de valor residual. Si hay una modificaci\u00f3n de arrendamiento que no califica para contabilizarse como un arrendamiento separado, el Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas debidas de los contratos de arrendamiento (y ajusta los activos de derecho de uso correspondientes) descontando los pagos de arrendamiento revisados, utilizando una tasa de descuento revisada en la fecha de vigencia de la modificaci\u00f3n. Los pagos de arrendamiento variables que no dependen de un \u00edndice o una tasa no se incluyen en la medici\u00f3n del pasivo con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento, ni el activo por derecho de uso. Esos pagos se reconocen como coste en el per\u00edodo en que ocurre el evento o condici\u00f3n que da lugar a los pagos. Baja de pasivos financieros El Grupo EDPR da de baja un pasivo financiero (o una parte de un pasivo financiero) de su estado de situaci\u00f3n financiera cuando, y solo cuando, la obligaci\u00f3n especificada en el contrato se cumple o cancela o expira. Un intercambio entre un prestatario existente y un prestamista de instrumentos de deuda con t\u00e9rminos sustancialmente diferentes se contabiliza como una extinci\u00f3n del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero. Del mismo modo, una modificaci\u00f3n sustancial de los t\u00e9rminos de un pasivo financiero existente, o una parte del mismo, se contabiliza como una extinci\u00f3n del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero. La diferencia entre el importe en libros de un pasivo financiero (o parte de un pasivo financiero) extinguido o transferido a otra parte y la contraprestaci\u00f3n pagada, incluidos los activos no monetarios transferidos o pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. G) Instrumentos de patrimonio Un instrumento financiero se clasifica como instrumento de patrimonio cuando no existe una obligaci\u00f3n contractual en el momento de la liquidaci\u00f3n de entregar efectivo u otro activo financiero a otra entidad, independientemente de su forma jur\u00eddica, y existe una participaci\u00f3n residual en los activos de una entidad tras deducir todos sus pasivos. Los costes directamente atribuibles a la emisi\u00f3n de instrumentos de patrimonio se reconocen en el patrimonio neto, como una deducci\u00f3n del importe emitido. Los importes pagados o recibidos en relaci\u00f3n con las ventas o adquisiciones de instrumentos de patrimonio se reconocen en el patrimonio neto, netos de los costes de la transacci\u00f3n. Las distribuciones relacionadas con los instrumentos de patrimonio se deducen de los fondos propios, en forma de dividendos, cuando se declaran. Instrumentos de patrimonio a valor razonable El Grupo EDPR clasifica los instrumentos de patrimonio que se mantienen para negociar a valor razonable en resultados. Para todos los dem\u00e1s instrumentos de patrimonio, la direcci\u00f3n tiene la posibilidad de elegir irrevocablemente en el momento del reconocimiento inicial, instrumento por instrumento, la presentaci\u00f3n de las variaciones del valor razonable en otro resultado global. Si se hace esta elecci\u00f3n, todos los cambios en el valor razonable, excluyendo los dividendos que son un rendimiento de la inversi\u00f3n, se incluir\u00e1n en otro resultado global. No se reciclan los importes de otro resultado global a p\u00e9rdidas y ganancias (por ejemplo, en la venta de una inversi\u00f3n de capital) siendo, en ese momento, transferidos a reservas. H) Capitalizaci\u00f3n de los costes por intereses Los costes por intereses que son atribuibles directamente a la adquisici\u00f3n o construcci\u00f3n de activos se capitalizan como parte del coste de los activos. Un activo que cumple los requisitos es aquel que necesita un periodo sustancial de tiempo para estar disponible para su venta o para el uso al que est\u00e1 destinado. En la medida en la que los fondos por lo general se obtienen a trav\u00e9s de pr\u00e9stamos, el importe de los costes por intereses susceptibles de capitalizaci\u00f3n deber\u00e1 determinarse aplicando una tasa de capitalizaci\u00f3n a los gastos de dichos activos. La tasa de capitalizaci\u00f3n equivale a la media ponderada de los costes por intereses aplicables a los pr\u00e9stamos pendientes durante el ejercicio. Todos los costes de mantenimiento y reparaciones se contabilizan en la cuenta de resultados durante el ejercicio financiero en el que se incurren. La capitalizaci\u00f3n de los costes por intereses comienza cuando se ha incurrido en gastos derivados del activo, cuando se ha incurrido en costes por intereses y est\u00e1n llev\u00e1ndose a cabo las actividades necesarias para preparar la totalidad o parte de los activos para su venta o para el uso al que est\u00e1n destinados. La capitalizaci\u00f3n se interrumpe cuando sustancialmente se hayan llevado a cabo todas las actividades necesarias para preparar los activos que cumplen los requisitos para su venta o para el uso al que est\u00e1n destinados. I) Inmovilizado material El inmovilizado material se contabiliza al coste de adquisici\u00f3n menos la amortizaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro del valor. El coste incluye el gasto que es directamente atribuible a la adquisici\u00f3n del activo. En el caso de proyectos en fase de desarrollo, los costes solo se capitalizan cuando es probable que el proyecto se construya finalmente. Si, debido a cambios en la regulaci\u00f3n u otra circunstancia, los costes capitalizados se dan de baja del inmovilizado material, se reconocen en la partida \u201cOtros gastos \u201d en la cuenta de resultados. Las sustituciones o renovaciones de elementos completos se reconocen como incrementos del valor de inmovilizado material y los elementos sustituidos o renovados se dan de baja y se reconocen en la partida \u201cOtros gastos \u201d. El coste de los trabajos desarrollados internamente incluye el coste de los materiales y la mano de obra directa; cualquier coste directamente relacionado con la puesta en servicio del activo para el uso al que est\u00e1 destinado y los costes de desmantelar y retirar los equipos y rehabilitar el emplazamiento en el que est\u00e1n ubicados. El coste puede incluir tambi\u00e9n las transferencias de patrimonio neto de cualquier ganancia o p\u00e9rdida de coberturas del flujo de efectivo que cumplan los requisitos por compras en moneda extranjera de inmovilizado material. El software adquirido que forme parte integrante de la funcionalidad del equipamiento correspondiente se capitaliza como parte de dicho equipamiento. El coste de adquisici\u00f3n incluye los intereses por financiaci\u00f3n externa y los gastos por retribuciones a empleados, as\u00ed como otros gastos internos relacionados directa o indirectamente con trabajos en curso, devengados \u00fanicamente durante el periodo de construcci\u00f3n. El coste de producci\u00f3n se capitaliza contabilizando los costes atribuibles al activo como trabajo propio capitalizado bajo gastos financieros y los gastos por retribuciones a los empleados y gastos por prestaciones a los empleados en la cuenta de resultados consolidada. Los costes posteriores se reconocen como activos separados solo cuando es probable que el Grupo reciba los beneficios econ\u00f3micos futuros asociados con el elemento. Todos los costes de mantenimiento y reparaciones se contabilizan en la cuenta de resultados durante el ejercicio financiero en el que se incurren. El Grupo comprueba el deterioro del valor de los activos, siempre que los hechos o las circunstancias indiquen que es posible que el valor contable del activo sea superior a su importe recuperable y dicho deterioro del valor se reconoce en la cuenta de resultados. Los terrenos no se amortizan. La amortizaci\u00f3n de otros activos se calcula aplicando el m\u00e9todo lineal, deducido el valor residual, conforme a sus vidas \u00fatiles estimadas, de la siguiente manera: N\u00daMERO DE A\u00d1OS Edificios y otras construcciones 8 a 40 Planta y maquinaria - Activos de energ\u00edas renovables 20 a 35 - Otras plantas y maquinaria 4 a 12 Equipos de transporte 3 a 5 Herramientas y equipos de oficina 2 a 10 Otros activos fijos tangibles 3 a 10 El valor residual es el importe determinado por el Grupo relativo a la chatarra que se obtendr\u00eda del desmantelamiento de parques e\u00f3licos y plantas solares y se calcula en funci\u00f3n de la tecnolog\u00eda de cada proyecto y de los precios estimados del acero, cobre y aluminio (este \u00faltimo solo en caso de paneles solares y generaci\u00f3n distribuida). J) Activos intangibles Los activos intangibles del Grupo se contabilizan al coste de adquisici\u00f3n menos la amortizaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro del valor. El Grupo no posee activos intangibles con vidas indefinidas. El Grupo comprueba el deterioro del valor de los activos, siempre que los hechos o las circunstancias indiquen que es posible que el valor contable del activo sea superior a su importe recuperable, y dicho deterioro del valor se reconoce en la cuenta de resultados. Adquisici\u00f3n y desarrollo de software Las licencias de software inform\u00e1tico adquiridas se capitalizan seg\u00fan los costes incurridos para adquirir y poner en marcha el software espec\u00edfico. Estos costes se amortizan seg\u00fan sus vidas \u00fatiles esperadas, generalmente en 5 a\u00f1os. Los costes directamente asociados al desarrollo de aplicaciones de software espec\u00edficas identificables por parte del Grupo y que probablemente generar\u00e1n beneficios econ\u00f3micos durante m\u00e1s de un a\u00f1o, se reconocen como activos intangibles. Dichos costes incluyen los gastos por retribuciones a los empleados directamente asociados al desarrollo de dicho software y se amortizan aplicando el m\u00e9todo lineal durante sus vidas \u00fatiles esperadas. Los costes por mantenimiento del software se contabilizan en la cuenta de resultados en el momento en que se incurre en ellos. Propiedad industrial y otros derechos La propiedad industrial y otros derechos se amortizan de forma lineal a lo largo de la vida \u00fatil estimada de los activos, de una duraci\u00f3n no superior a los 6 a\u00f1os. K) Arrendamientos / derechos de uso El Grupo EDPR presenta la informaci\u00f3n relacionada con los contratos de arrendamiento en el ep\u00edgrafe Derecho de uso, creando una l\u00ednea separada en el Estado de situaci\u00f3n financiera consolidado. Estos activos se contabilizan al coste menos la depreciaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro. El coste de estos activos comprende los costes iniciales y la valoraci\u00f3n inicial de los pasivos relativos a las rentas debidas por los contratos de arrendamiento, deducidos los importes prepagados y los incentivos recibidos. La amortizaci\u00f3n de los activos en derecho de uso se calcula de forma lineal a lo largo de su vida \u00fatil estimada, teniendo en cuenta las condiciones del contrato de arrendamiento. Nueva medici\u00f3n de los derechos de uso Si el Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento (ver 2f), los derechos de uso correspondientes se ajustar\u00e1n en consecuencia. L) Activos no corrientes mantenidos par ala venta y actividades discontinuadas Los activos no corrientes o grupos de activos no corrientes mantenidos para la venta (grupos de activos y pasivos relacionados que incluyen al menos un activo no corriente) se clasifican como mantenidos para la venta cuando sus valores contables van a ser recuperados principalmente a trav\u00e9s de la venta, los activos o grupos de activos est\u00e1n disponibles para la venta inmediata y la venta es altamente probable. El Grupo tambi\u00e9n clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta los activos no corrientes o grupos de activos adquiridos exclusivamente para su reventa posterior, que est\u00e1n disponibles para la venta inmediata y la venta es altamente probable. La valoraci\u00f3n de todos los activos no corrientes y todos los activos y pasivos incluidos en un grupo enajenable de elementos se ajusta de conformidad con las NIIF aplicables, inmediatamente antes de su clasificaci\u00f3n como mantenidos para la venta. Posteriormente, estos activos o grupos enajenables de elementos se valoran al coste menor entre su valor contable y su valor razonable menos los costes de venta. M) Deterioro de activos no financieros Los valores contables de los activos no financieros del Grupo, salvo las existencias y los activos por impuestos diferidos, se revisan para determinar si existen indicios de deterioro del valor. En caso de que existan dichos indicios, se estima el importe recuperable del activo. El coste de existencias incluye el coste de compra, conversi\u00f3n u otros costes en los que se ha incurrido hasta conseguir la condici\u00f3n y ubicaci\u00f3n actual de las existencias. Al calcular el valor de uso, se descuentan los futuros flujos de efectivo estimados al valor actual utilizando una tasa de descuento que refleje las valoraciones actuales del mercado del valor temporal del dinero y los riesgos espec\u00edficos del activo. A efectos de las comprobaciones del deterioro del valor, los activos se agrupan en el menor grupo de activos que generen entradas de efectivo a trav\u00e9s de un uso continuado y que sean en gran medida independientes de las entradas de efectivo de otros activos o grupos de activos (la unidad generadora de efectivo). El fondo de comercio adquirido en una combinaci\u00f3n de negocios, a efectos de la comprobaci\u00f3n del deterioro del valor, se asigna a las unidades generadoras de efectivo que previsiblemente se beneficiar\u00e1n de las sinergias de la combinaci\u00f3n. Se reconoce una p\u00e9rdida por deterioro del valor si el valor contable de un activo o su unidad generadora de efectivo superan su importe recuperable estimado. Las p\u00e9rdidas por deterioro del valor se reconocen en la cuenta de resultados. Las p\u00e9rdidas por deterioro del valor reconocidas con relaci\u00f3n a las unidades generadoras de efectivo se asignan primero para reducir el valor contable de cualquier fondo de comercio asignado a las unidades y despu\u00e9s para reducir el valor contable de los otros activos de la unidad (o grupo de unidades) proporcionalmente. No se revierte una p\u00e9rdida por deterioro del valor relacionada con un fondo de comercio. En cuanto a otros activos, las p\u00e9rdidas por deterioro del valor reconocidas en ejercicios anteriores se valoran en cada fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n ante cualquier indicio de que la p\u00e9rdida haya disminuido o haya dejado de existir. Una p\u00e9rdida por deterioro del valor se revierte si se ha producido un cambio en las circunstancias que causaron el deterioro. Una p\u00e9rdida por deterioro del valor se revierte \u00fanicamente en la medida en que el valor contable del activo no supere el valor contable que se habr\u00eda determinado, neto de amortizaciones, si no se hubiese reconocido una p\u00e9rdida por deterioro del valor. N) Existencias Las existencias se contabilizan al menor del coste de adquisici\u00f3n y el valor neto de realizaci\u00f3n. El coste de existencias incluye el coste de compra, conversi\u00f3n u otros costes en los que se ha incurrido hasta conseguir la condici\u00f3n y ubicaci\u00f3n actual de las existencias. El valor neto de realizaci\u00f3n es el precio de venta estimado durante el curso ordinario de las actividades menos los costes de venta estimados. El coste de las existencias se determina aplicando el m\u00e9todo del precio medio ponderado. Certificados verdes y cr\u00e9ditos de energ\u00eda renovable (RECs) En algunas jurisdicciones, adem\u00e1s del precio de mercado, las entidades de generaci\u00f3n reciben certificados por su rendimiento, que son vendidos a compradores externos que est\u00e1n obligados a cumplir una determinada cuota (una parte de la energ\u00eda debe obtenerse de fuentes renovables). Dado que estos certificados se consideran subvenciones seg\u00fan la NIC 20, se reconocen cuando se generan como existencias a su valor razonable de mercado, principalmente determinado por mercados activos u operadores de mercado p\u00fablicos. Los certificados verdes y RECs registrados como existencias se liquidar\u00e1n en el momento de su venta efectiva y la diferencia entre el precio de venta y el valor razonable de los certificados se registra en la cuenta de resultados. O) Classification of assets and liabilities as current and non-current El Grupo clasifica los activos y pasivos en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado como corrientes y no corrientes. Los activos y pasivos corrientes se determinan de la siguiente manera: Los activos se clasifican como corrientes cuando se espera que se realicen o se prev\u00e9 su venta o consumo en el ciclo operativo normal del Grupo, se mantienen principalmente para negociar, se prev\u00e9 que se realicen en los doce meses siguientes a la fecha del balance o son efectivo y otros medios l\u00edquidos equivalentes, a menos que los activos no puedan intercambiarse ni utilizarse para liquidar un pasivo durante al menos los doce meses siguientes a la fecha del balance. Los pasivos se clasifican como corrientes cuando: se espera que se liquiden en el ciclo operativo normal del Grupo, se mantienen principalmente para negociar, su liquidaci\u00f3n vence en los doce meses siguientes a la fecha del balance o cuando el Grupo no tiene un derecho incondicional para diferir la liquidaci\u00f3n del pasivo durante al menos los doce meses siguientes al ejercicio sobre el que se informa. Los pasivos financieros se clasifican como corrientes cuando su liquidaci\u00f3n vence en los doce meses siguientes al ejercicio sobre el que se informa, incluso si el plazo original era un periodo superior a doce meses y se completa un acuerdo de refinanciaci\u00f3n, o se acuerdan nuevos plazos de pago, a largo plazo despu\u00e9s del ejercicio sobre el que se informa y antes de que se autorice la publicaci\u00f3n de los estados financieros consolidados. P) Provisiones Se reconocen provisiones cuando: (i) el Grupo tiene una obligaci\u00f3n impl\u00edcita o legal actual, (ii) es probable que se exija una liquidaci\u00f3n en el futuro y (iii) puede hacerse una estimaci\u00f3n fiable de la obligaci\u00f3n. Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio El Grupo reconoce el desmantelamiento y retirada de servicio de los activos al final de su vida \u00fatil cuando existe una obligaci\u00f3n legal o contractual. Por tanto, el Grupo ha dotado provisiones para inmovilizado material relacionado con activos de energ\u00edas renovables, para cubrir el coste esperado de restablecimiento del emplazamiento y el terreno a su condici\u00f3n original. Las provisiones corresponden al valor actual del gasto esperado necesario para liquidar la obligaci\u00f3n y se reconocen como parte del coste inicial o como un ajuste del coste del activo relacionado y se amortizan linealmente durante la vida \u00fatil de los activos. Las tasas de descuento e inflaci\u00f3n utilizadas para 2022 son: EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC Tasa de descuento [2,24% - 8,75%] [4,02% - 4,42%] [12,40% - 12,50%] [3,50% - 7,67%] Tasa de inflaci\u00f3n [1,90% - 3,88%] [2,07% - 3,51%] [3,45% - 3,59%] [1,40% - 3,90%] Las tasas de descuento e inflaci\u00f3n utilizadas para 2021 son: EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC Tasa de descuento [0,00% - 5,40%] [0,26% - 1,92%] [11,23% - 11,83%] [2,10% - 2,37%] Tasa de inflaci\u00f3n [0,00% - 3,95%] [2,00% - 2,50%] [3,33% - 17,18%] [0,54% - 2,36%] Las provisiones para desmantelamiento y retirada de servicio se vuelven a medir anualmente sobre la base de la mejor estimaci\u00f3n del importe de liquidaci\u00f3n y el departamento t\u00e9cnico de EDPR realiz\u00f3 un an\u00e1lisis en profundidad teniendo en cuenta la realidad del parque de EDPR. Este an\u00e1lisis llev\u00f3 a la conclusi\u00f3n de que el coste medio por megavatio y el valor de salvamento de los activos renovables deb\u00edan actualizarse con efecto en diciembre de 2022 (v\u00e9ase la nota 32). La actualizaci\u00f3n financiera del descuento en cada fecha del balance se contabiliza en la cuenta de resultados Pasivos por impuestos Los pasivos por el pago de impuestos o grav\u00e1menes relacionados con una actividad del Grupo se reconocen a medida que se desarrolla la actividad que desencadena el pago, seg\u00fan la legislaci\u00f3n que regula esos impuestos o grav\u00e1menes. Sin embargo, en los casos de impuestos o grav\u00e1menes con derecho a reembolso del importe ya pagado proporcionalmente con el periodo de tiempo en el que no se desarrolla ninguna actividad o ya no se posee el activo que desencadena el pago, los pasivos se reconocen de forma proporcional. Q) Reconocimiento de ingresos ordinarios por contratos con clientes El Grupo EDPR reconoce los ingresos ordinarios conforme al principio b\u00e1sico introducido por la NIIF 15. As\u00ed pues, el Grupo reconoce ingresos ordinarios en la transferencia de los bienes o servicios prometidos a clientes por un importe que refleje la contraprestaci\u00f3n a la que la entidad espera tener derecho a cambio de dichos bienes o servicios, como se establece en la metodolog\u00eda en 5 pasos, y en concreto: (i) identificar el contrato con un cliente; (ii) identificar las obligaciones contractuales; (iii) determinar el precio de la transacci\u00f3n; (iv) asignar el precio de la transacci\u00f3n a las obligaciones contractuales; y (v) reconocer los ingresos cuando (o a medida que) la entidad satisface una obligaci\u00f3n contractual. Los gastos e ingresos ordinarios se contabilizan en el ejercicio al que hacen referencia, independientemente de cu\u00e1ndo han sido pagados o cobrados, conforme al criterio del devengo. Las diferencias entre los importes cobrados y pagados y los ingresos ordinarios y gastos correspondientes se contabilizan en Otros activos u Otros pasivos. Los ingresos del Grupo EDPR proceden esencialmente de la generaci\u00f3n de electricidad y de la venta de certificados verdes. En la generaci\u00f3n de electricidad, la transferencia de control se produce cuando la energ\u00eda se genera e inyecta en las redes de transporte/distribuci\u00f3n. La electricidad generada se vende en condiciones de libre mercado o mediante el establecimiento de acuerdos de compra de energ\u00eda a medio/largo plazo. En la venta de certificados verdes, la obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n se hace efectiva cuando se ponen a disposici\u00f3n del cliente, es decir, cuando se transfiere el control del certificado al cliente. En los contratos que tienen por objeto la venta de electricidad y de certificados verdes, s\u00f3lo hay una obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n que se hace efectiva cuando la electricidad se pone a disposici\u00f3n del cliente. En ese momento, la energ\u00eda se pone a disposici\u00f3n del cliente en el punto de entrega y, al mismo tiempo, el control del certificado verde se transfiere al cliente. Estos contratos tienen un precio \u00fanico que incluye ambos conceptos bajo la misma obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n, y en concreto, la entrega de electricidad y certificados verdes al mismo tiempo. En lo que se refiere a los precios variables de las transacciones, el Grupo EDPR s\u00f3lo reconoce los ingresos ordinarios cuando es altamente probable que no se produzca una reversi\u00f3n significativa de los ingresos ordinarios reconocidos, es decir, cuando \u00e9stos son seguros. La NIIF 15 exige que esta estimaci\u00f3n de los precios variables de las transacciones se determine utilizando (i) el m\u00e9todo del valor esperado, basado en importes ponderados por probabilidad, o (ii) el m\u00e9todo del resultado m\u00e1s probable. El Grupo EDPR tiene en cuenta los hechos y circunstancias a la hora de analizar los t\u00e9rminos de cada contrato con clientes, aplicando de forma armonizada los requisitos que determinan el reconocimiento y valoraci\u00f3n de los ingresos ordinarios, as\u00ed como a la hora de considerar contratos con las mismas caracter\u00edsticas y en circunstancias similares. Valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado de acuerdo con el art\u00edculo 22 del Real Decreto 413/2014 Con fecha 22 de octubre de 2021, la CNMV emiti\u00f3 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 art\u00edculo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n 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 energ\u00eda al precio estimado por el regulador al inicio de cada semiper\u00edodo regulatorio y el precio medio real de mercado en dicho ejercicio. EDPR ya ven\u00eda aplicando el criterio establecido por la CNMV, de modo que se reconoce, con car\u00e1cter general, como activo y pasivo en el Balance de situaci\u00f3n 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 la mejor estimaci\u00f3n de EDPR sobre la evoluci\u00f3n futura de los precios de mercado de la energ\u00eda, ser\u00eda altamente probable que se obtendr\u00e1n rentabilidades del mercado superiores a las establecidas en el RD 413/2014 y que, por lo tanto, abandonar el r\u00e9gimen retributivo no tendr\u00eda consecuencias econ\u00f3micas significativamente m\u00e1s adversas que permanecer en dicho r\u00e9gimen, se considera que en esa situaci\u00f3n se reconoce solo el activo. A 31 de diciembre de 2022 no se ha abandonado el r\u00e9gimen retributivo de ninguna de las instalaciones renovables. R) Resultados financieros Los resultados financieros incluyen costes por intereses sobre pr\u00e9stamos, ingresos por intereses sobre fondos invertidos, ingresos por dividendos, ganancias y p\u00e9rdidas cambiarias, ganancias y p\u00e9rdidas realizadas, cambios en el valor razonable de instrumentos financieros derivados relacionados con la actividad de financiaci\u00f3n clasificados por el Grupo, dentro de la NIIF 9, como mantenidos para negociar y, en consecuencia, medidos a valor razonable a trav\u00e9s de resultados y cambios en el valor razonable de los riesgos cubiertos, cuando corresponda. Los intereses se reconocen en la cuenta de resultados conforme al principio de devengo. Los ingresos por dividendos se reconocen en la fecha en que se establece el derecho a recibir el pago. Teniendo en cuenta el modelo contable previsto en la NIIF 16, los resultados financieros incluyen los gastos por intereses (cancelaci\u00f3n) calculados sobre los pasivos con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento. S) Impuesto sobre sociedades El impuesto sobre sociedades incluye los impuestos corrientes y diferidos. Los impuestos corrientes y los impuestos diferidos se reconocen en la cuenta de resultados excepto en la medida en la que hagan referencia a partidas reconocidas directamente en patrimonio neto, en cuyo caso tambi\u00e9n se reconocen en patrimonio neto. Los impuestos diferidos que surgen de la revaluaci\u00f3n de activos medidos a valor razonable a trav\u00e9s del resultado global y derivados de cobertura de flujo de efectivo reconocidos en el patrimonio neto se reconocen en la cuenta de resultados en el per\u00edodo en que se reconocen los resultados que originaron los impuestos diferidos. Los impuestos corrientes son los impuestos a pagar o a cobrar esperados sobre las ganancias o p\u00e9rdidas fiscales del ejercicio, utilizando los tipos impositivos promulgados en la fecha del estado de la situaci\u00f3n financiera y cualquier ajuste de los impuestos a pagar de ejercicios anteriores. Los impuestos diferidos se calculan de acuerdo con el m\u00e9todo de pasivo del balance, considerando las diferencias temporales entre los valores en libros de los activos y pasivos para fines de informaci\u00f3n financiera y sus respectivas bases impositivas, utilizando las tasas impositivas promulgadas o sustantivamente promulgadas en la fecha del balance para cada jurisdicci\u00f3n y que se espera que se apliquen cuando se invierten las diferencias temporales. Los pasivos por impuestos diferidos se reconocen para todas las diferencias temporales imponibles, excepto para el fondo de comercio no deducible a efectos fiscales, las diferencias que surgen en el reconocimiento inicial de activos y pasivos que no afectan ni a las ganancias contables ni imponibles y las diferencias relacionadas con las inversiones en subsidiarias, en la medida en que probablemente no se revierta en el futuro. Los activos por impuestos diferidos se reconocen en la medida en que sea probable que las ganancias imponibles futuras est\u00e9n disponibles para absorber las diferencias temporales deducibles a efectos fiscales. El Grupo compensa, seg\u00fan lo establecido en la NIC 12, los activos y pasivos por impuestos diferidos si, y solo si: \u2022 La entidad tiene el derecho legalmente exigible de compensar los activos por impuestos corrientes contra los pasivos por impuestos corrientes; y \u2022 Los activos por impuestos diferidos y los pasivos por impuestos diferidos se relacionan con los impuestos de sociedades recaudados por la misma autoridad tributaria sobre la misma entidad imponible o diferentes entidades imponibles que tienen la intenci\u00f3n de liquidar pasivos y activos impositivos corrientes sobre una base neta, o realizar los activos y liquidar los pasivos simult\u00e1neamente, en per\u00edodos futuros en los que se espera liquidar o recuperar los pasivos o activos por impuestos diferidos. Al contabilizar los intereses y multas relacionadas con el impuesto de sociedades, el Grupo EDPR considera si una cantidad en particular por pagar o por cobrar es, en su naturaleza, un ingreso imponible y, de ser as\u00ed, aplica la NIC 12 a este montante. De lo contrario, se aplica la NIC 37. T) Ganancias por acci\u00f3n Las ganancias b\u00e1sicas por acci\u00f3n se calculan dividiendo el beneficio neto atribuible a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante entre el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n durante el ejercicio, excluyendo el promedio de acciones ordinarias adquiridas por el Grupo y mantenidas como acciones propias. Para el c\u00e1lculo de las ganancias diluidas por acci\u00f3n, el n\u00famero medio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n se ajusta para considerar la conversi\u00f3n de todas las acciones ordinarias potenciales dilusivas, como la deuda convertible y las opciones sobre acciones concedidas a los empleados. El efecto de diluci\u00f3n corresponde a una disminuci\u00f3n de las ganancias por acci\u00f3n resultante de la suposici\u00f3n de que los instrumentos convertibles se convierten o las opciones concedidas se ejercen. U) Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes incluye saldos con un vencimiento inferior a tres meses desde la fecha de adquisici\u00f3n, incluyendo efectivo y dep\u00f3sitos bancarios. Esta partida incluye asimismo otras inversiones muy l\u00edquidas a corto plazo que son convertibles de inmediato en importes determinados de efectivo y dep\u00f3sitos a la vista espec\u00edficos relacionados con inversores institucionales, que son fondos que han de mantenerse con garant\u00edas suficientes para pagar los costes de construcci\u00f3n restantes de proyectos en asociaciones con inversores institucionales en Estados Unidos los pr\u00f3ximos doce meses. El Grupo clasifica como efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes el saldo deudor de las cuentas corrientes con sociedades del Grupo EDP formalizadas en virtud de acuerdos de centralizaci\u00f3n de tesorer\u00eda. V) Subvenciones oficiales Las subvenciones oficiales se reconocen inicialmente como ingresos diferidos en pasivos no corrientes cuando existe una seguridad razonable de que se recibir\u00e1n y de que el Grupo cumplir\u00e1 las condiciones asociadas a la subvenci\u00f3n. Las subvenciones que compensan al Grupo por gastos incurridos se reconocen en la cuenta de resultados de forma sistem\u00e1tica en los mismos ejercicios en que se reconocen los gastos. W) Cuestiones medioambientales El Grupo adopta medidas para evitar, reducir o reparar los da\u00f1os causados al medio ambiente como resultado de sus actividades. Los gastos derivados de actividades medioambientales se reconocen como otros gastos de explotaci\u00f3n en el ejercicio en el que se incurre en los mismos. X) Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica El Grupo ha establecido varias asociaciones con inversores institucionales en los Estados Unidos, mediante acuerdos de explotaci\u00f3n de la Sociedad de responsabilidad limitada que reparten los flujos de efectivo generados por los parques e\u00f3licos entre los inversores y la Sociedad y asignan los beneficios fiscales, que incluyen cr\u00e9ditos fiscales para la producci\u00f3n, cr\u00e9ditos fiscales para la inversi\u00f3n y depreciaci\u00f3n acelerada, en gran parte al inversor. Los inversores institucionales compran sus participaciones minoritarias en la sociedad por un pago en efectivo por adelantado con una tasa interna de rentabilidad acordada durante el per\u00edodo en que se generan los cr\u00e9ditos fiscales. Este rendimiento previsto se calcula sobre la base del beneficio total previsto que recibir\u00e1n los inversores institucionales e incluye el valor de los PTC/ITC, los ingresos o p\u00e9rdidas imponibles asignados y las distribuciones de efectivo recibidas. El control y la gesti\u00f3n de estos parques e\u00f3licos son responsabilidad del Grupo EDPR y est\u00e1n consolidados por integraci\u00f3n global en estos estados financieros. Los instrumentos financieros mantenidos por los inversores institucionales emitidos por las asociaciones representan instrumentos financieros compuestos, ya que contienen caracter\u00edsticas tanto de los pasivos financieros como del patrimonio neto. El Grupo ha determinado que, a la fecha en la que los fondos son recibidos, el valor razonable de dichos fondos es igual al valor razonable de los pasivos en ese momento, por tanto, no se ha asignado valor al componente de patrimonio neto. Posteriormente, estos pasivos, se valoran al coste amortizado. Este pasivo se reduce por el valor de los beneficios fiscales proporcionados y las distribuciones de efectivo realizadas a los inversores institucionales durante el ejercicio contratado. El valor de los beneficios fiscales entregados, principalmente amortizaci\u00f3n acelerada e ITC, se reconoce como ingresos de inversores institucionales en los 30-35 a\u00f1os de vida \u00fatil de los activos y los 5 a\u00f1os del per\u00edodo de reversi\u00f3n respectivamente (v\u00e9ase la nota 8). El valor de los PTC entregados se contabiliza cuando se generan. Este pasivo aumenta por un devengo de intereses que se basa en el saldo del pasivo pendiente y la tasa interna de rendimiento definida acordada. Despu\u00e9s de la fecha de flip (fecha en la que el inversor institucional alcanza el rendimiento determinado en los correspondientes acuerdos), el inversor institucional mantiene una participaci\u00f3n no significativa mientras dure la estructura. Esta participaci\u00f3n no dominante tiene derecho a distribuciones que van desde el 2,5% al 10% y a asignaciones de ingresos imponibles desde el 5% hasta el 10%. EDPR NA tiene una opci\u00f3n de comprar la participaci\u00f3n residual del inversor institucional a valor razonable de mercado durante un periodo definido despu\u00e9s de la fecha de flip. Este valor razonable se calcula de acuerdo a los flujos futuros de los parques e\u00f3licos o solares, o por un tercero independiente. Este importe se reclasifica desde el total de patrimonio neto atribuible a los propietarios de la dominante al ep\u00edgrafe de participaciones no dominantes del ejercicio en que se produce el cambio de la fecha de flip (v\u00e9ase nota 30). Se registran pasivos por impuestos diferidos debido a que los activos de los proyectos relacionados se consolidan y por tanto se registra la depreciaci\u00f3n contable correspondiente, mientras que el inversor institucional absorbe una gran parte de la depreciaci\u00f3n fiscal. Y) Estado de flujo de efectivo El Estado de flujos de efectivo se presenta con arreglo al m\u00e9todo directo, por el cual se revelan los flujos de efectivo brutos de las actividades de operaci\u00f3n, financiaci\u00f3n e inversi\u00f3n. El Grupo clasifica los flujos de efectivo relacionados con los intereses y dividendos pagados como actividades de financiaci\u00f3n y los intereses y dividendos recibidos como actividades de inversi\u00f3n. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfSummaryOfSignificantAccountingPoliciesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4485": {
"value": "A) Base de preparaci\u00f3n Las cuentas anuales consolidadas adjuntas (estados financieros en adelante) reflejan los resultados de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sus filiales (Grupo EDPR o Grupo) y la participaci\u00f3n del Grupo en sus joint ventures y empresas asociadas. Las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2022 se han preparado con el objeto de expresar la imagen fiel del patrimonio consolidado y de la situaci\u00f3n financiera consolidada de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sociedades dependientes al 31 de diciembre de 2022 y de los resultados consolidados de sus operaciones, del estado consolidado del resultado global, de sus flujos de efectivo consolidados y de los cambios en el patrimonio neto consolidado correspondientes a los ejercicios anuales terminados en dichas fechas. De conformidad con el Reglamento (CE) n.\u00ba 1606/2002 de 19 de julio del Parlamento y el Consejo Europeo, las cuentas anuales consolidadas del Grupo est\u00e1n preparadas conforme a las Normas Internacionales de Informaci\u00f3n Financiera (NIIF) adoptadas por la Uni\u00f3n Europea (UE). Las NIIF son normas de contabilidad publicadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) y por su predecesor, as\u00ed como las interpretaciones publicadas por el Comit\u00e9 de Interpretaci\u00f3n de las Normas Internacionales de Informaci\u00f3n Financiera (CINIIF) y sus predecesores. El Consejo de Administraci\u00f3n aprob\u00f3 las presentes cuentas anuales consolidadas el 27 de febrero de 2023. Estas cuentas anuales figuran en miles de euros, redondeados a la cifra de millar m\u00e1s cercana. Las cuentas anuales han sido elaboradas conforme a la convenci\u00f3n del coste hist\u00f3rico, modificado por la aplicaci\u00f3n de la base del valor razonable para instrumentos financieros derivados, activos y pasivos financieros mantenidos para negociar y disponibles para la venta, excepto para aquellos sobre los que no se disponga de una valoraci\u00f3n fiable del valor razonable. Los activos y pasivos que est\u00e1n cubiertos bajo la contabilidad de cobertura se presentan a su valor razonable con respecto al riesgo cubierto. Los activos no corrientes y los mantenidos para la venta se expresan al menor valor en libros y valor razonable menos los costes de venta. Los pasivos por planes de beneficios definidos se reconocen al valor presente de la obligaci\u00f3n neta del valor razonable de los activos del plan. De acuerdo con la NIIF 3 - Combinaciones de negocios, si la asignaci\u00f3n inicial del precio de compra de los activos, pasivos y pasivos contingentes adquiridos se identifica como provisional, en los 12 meses posteriores a la transacci\u00f3n de combinaci\u00f3n de negocios, el adquirente legal debe realizar la asignaci\u00f3n final del precio de compra relacionada con el valor razonable de los activos, pasivos y pasivos contingentes adquiridos. Estos ajustes con impacto en el importe del fondo de comercio determinado y contabilizado en periodos anteriores, originan una reexpresi\u00f3n de la informaci\u00f3n comparativa, que se refleja en el Estado de situaci\u00f3n financiera, con efecto desde la fecha de la transacci\u00f3n de combinaci\u00f3n de negocios. La preparaci\u00f3n de los estados financieros de acuerdo con las NIIF UE requiere que el Consejo de Administraci\u00f3n emita juicios, estimaciones y suposiciones que afecten la aplicaci\u00f3n de las pol\u00edticas contables y a los importes reportados de activos, pasivos, ingresos y gastos. Las estimaciones y los supuestos relacionados se basan en la experiencia hist\u00f3rica y otros factores considerados razonables de acuerdo con las circunstancias, cuyo resultado forma la base para emitir juicios con respecto a los valores de los activos y pasivos cuya valoraci\u00f3n no parece poder obtenerse de otras fuentes. Los resultados reales pueden diferir de estas estimaciones. Las \u00e1reas que involucran el mayor grado de juicio o complejidad, o para las cuales los supuestos y las estimaciones se consideran significativas, se detallan en la nota 4 - Estimaciones y juicios contables cr\u00edticos al aplicar pol\u00edticas contables. Las pol\u00edticas contables se han aplicado de forma coherente en todas las sociedades del Grupo y en todos los periodos presentados en los estados financieros consolidados. Las nuevas normas e interpretaciones emitidas recientemente pero que a\u00fan no han entrado en vigor y que el Grupo a\u00fan no ha aplicado en sus estados financieros consolidados, se detallan en la nota 3. Cambio en la presentaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs \u2013 Existencias Durante 2022, el Grupo EDPR ha procedido a revisar la pol\u00edtica contable de los Certificados Verdes y los RECs. Para llevar a cabo el an\u00e1lisis, se han considerado las decisiones de aplicaci\u00f3n de la Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA) relativas a transacciones de naturaleza similar. El resultado del an\u00e1lisis concluye que estos Certificados se consideran ayudas p\u00fablicas de acuerdo con la NIC 20 a registrar en el ep\u00edgrafe \"Otros ingresos\" o alternativamente minorando el gasto correspondiente, reconociendo los certificados no vendidos como existencias de acuerdo con la NIC 2, que se dan de baja en el momento de la venta, registrando el ingreso correspondiente. Teniendo esto en cuenta, EDPR ha reclasificado de activos intangibles a existencias el stock de certificados no vendidos contabilizados en el balance. Este cambio contable afecta \u00fanicamente a la presentaci\u00f3n y desglose de los certificados verdes y RECs en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado, y sin ning\u00fan impacto en el reconocimiento inicial, valoraci\u00f3n posterior y baja en cuentas, donde se mantendr\u00e1n los criterios descritos en la nota 3, al estar alineados con las conclusiones del an\u00e1lisis. Este cambio en la pol\u00edtica contable se ha contabilizado de forma retroactiva y se han modificado los estados comparativos de 2021. El efecto del cambio en 2021 es el siguiente: MILES DE EUROS CAMBIO EN CERTIFICADOS VERDES Y RECS 31 DIC 2021 RECLASIFICACI\u00d3N 31 DIC 2021 (MODIFICADO) Inmovilizado intangible 316.408 -157.533 158.875 Existencias 62.274 157.533 219.807 378.682 - 378.682 Cambio en los segmentos Un segmento de actividad es un componente identificable del Grupo, destinado a suministrar un \u00fanico producto o servicio, o un grupo de productos o servicios relacionados, y est\u00e1 sujeto a riesgos y rendimientos que pueden distinguirse de los de otros segmentos de actividad. La presencia de EDPR en nuevas geograf\u00edas ha ido creciendo cada vez m\u00e1s en los \u00faltimos a\u00f1os, dando lugar a un r\u00e1pido desarrollo de proyectos en nuevos pa\u00edses. Se espera que esta tendencia se consolide en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, tal y como se define en el Plan de Negocio del Grupo 2021 - 2025, alcanzando una s\u00f3lida base de activos en torno a cuatro regiones: Europa, Latinoam\u00e9rica (LATAM), Norteam\u00e9rica (NA) y Asia-Pac\u00edfico (APAC). Como consecuencia de lo anterior, EDPR implement\u00f3 un nuevo modelo operativo y se organiza ahora en dichas regiones, por lo que los nuevos segmentos de negocio definidos por el Grupo son los siguientes: \u2022 Europa: se refiere a las empresas operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Alemania, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las empresas que operan en Estados Unidos de Am\u00e9rica, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 LATAM: hace referencia a las empresas operan en Brasil, Chile y Colombia, respectivamente; \u2022 APAC: se refiere a las empresas que operan en Corea, Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n. Los segmentos de explotaci\u00f3n se presentan de forma coherente con la informaci\u00f3n interna facilitada a la direcci\u00f3n, tienen caracter\u00edsticas econ\u00f3micas similares y son similares en varios aspectos prescritos. A efectos de comparabilidad y en relaci\u00f3n con los cambios producidos en la composici\u00f3n de los segmentos, se ha efectuado la correspondiente modificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n del ejercicio anterior (v\u00e9ase el Anexo II). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfBasisOfPreparationOfFinancialStatementsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4505": {
"value": "De conformidad con el Reglamento (CE) n.\u00ba 1606/2002 de 19 de julio del Parlamento y el Consejo Europeo, las cuentas anuales consolidadas del Grupo est\u00e1n preparadas conforme a las Normas Internacionales de Informaci\u00f3n Financiera (NIIF) adoptadas por la Uni\u00f3n Europea (UE). Las NIIF son normas de contabilidad publicadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) y por su predecesor, as\u00ed como las interpretaciones publicadas por el Comit\u00e9 de Interpretaci\u00f3n de las Normas Internacionales de Informaci\u00f3n Financiera (CINIIF) y sus predecesores. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:StatementOfIFRSCompliance",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4513": {
"value": "El Consejo de Administraci\u00f3n aprob\u00f3 las presentes cuentas anuales consolidadas el 27 de febrero de 2023. Estas cuentas anuales figuran en miles de euros, redondeados a la cifra de millar m\u00e1s cercana. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuthorisationOfFinancialStatementsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4540": {
"value": "Cambio en la presentaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs \u2013 Existencias Durante 2022, el Grupo EDPR ha procedido a revisar la pol\u00edtica contable de los Certificados Verdes y los RECs. Para llevar a cabo el an\u00e1lisis, se han considerado las decisiones de aplicaci\u00f3n de la Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA) relativas a transacciones de naturaleza similar. El resultado del an\u00e1lisis concluye que estos Certificados se consideran ayudas p\u00fablicas de acuerdo con la NIC 20 a registrar en el ep\u00edgrafe \"Otros ingresos\" o alternativamente minorando el gasto correspondiente, reconociendo los certificados no vendidos como existencias de acuerdo con la NIC 2, que se dan de baja en el momento de la venta, registrando el ingreso correspondiente. Teniendo esto en cuenta, EDPR ha reclasificado de activos intangibles a existencias el stock de certificados no vendidos contabilizados en el balance. Este cambio contable afecta \u00fanicamente a la presentaci\u00f3n y desglose de los certificados verdes y RECs en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado, y sin ning\u00fan impacto en el reconocimiento inicial, valoraci\u00f3n posterior y baja en cuentas, donde se mantendr\u00e1n los criterios descritos en la nota 3, al estar alineados con las conclusiones del an\u00e1lisis. Este cambio en la pol\u00edtica contable se ha contabilizado de forma retroactiva y se han modificado los estados comparativos de 2021. El efecto del cambio en 2021 es el siguiente: MILES DE EUROS CAMBIO EN CERTIFICADOS VERDES Y RECS 31 DIC 2021 RECLASIFICACI\u00d3N 31 DIC 2021 (MODIFICADO) Inmovilizado intangible 316.408 -157.533 158.875 Existencias 62.274 157.533 219.807 378.682 - 378.682 Cambio en los segmentos Un segmento de actividad es un componente identificable del Grupo, destinado a suministrar un \u00fanico producto o servicio, o un grupo de productos o servicios relacionados, y est\u00e1 sujeto a riesgos y rendimientos que pueden distinguirse de los de otros segmentos de actividad. La presencia de EDPR en nuevas geograf\u00edas ha ido creciendo cada vez m\u00e1s en los \u00faltimos a\u00f1os, dando lugar a un r\u00e1pido desarrollo de proyectos en nuevos pa\u00edses. Se espera que esta tendencia se consolide en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, tal y como se define en el Plan de Negocio del Grupo 2021 - 2025, alcanzando una s\u00f3lida base de activos en torno a cuatro regiones: Europa, Latinoam\u00e9rica (LATAM), Norteam\u00e9rica (NA) y Asia-Pac\u00edfico (APAC). Como consecuencia de lo anterior, EDPR implement\u00f3 un nuevo modelo operativo y se organiza ahora en dichas regiones, por lo que los nuevos segmentos de negocio definidos por el Grupo son los siguientes: \u2022 Europa: se refiere a las empresas operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Alemania, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las empresas que operan en Estados Unidos de Am\u00e9rica, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 LATAM: hace referencia a las empresas operan en Brasil, Chile y Colombia, respectivamente; \u2022 APAC: se refiere a las empresas que operan en Corea, Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n. Los segmentos de explotaci\u00f3n se presentan de forma coherente con la informaci\u00f3n interna facilitada a la direcci\u00f3n, tienen caracter\u00edsticas econ\u00f3micas similares y son similares en varios aspectos prescritos. A efectos de comparabilidad y en relaci\u00f3n con los cambios producidos en la composici\u00f3n de los segmentos, se ha efectuado la correspondiente modificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n del ejercicio anterior (v\u00e9ase el Anexo II). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfChangesInAccountingPoliciesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4541": {
"value": "Cambio en la presentaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs \u2013 Existencias Durante 2022, el Grupo EDPR ha procedido a revisar la pol\u00edtica contable de los Certificados Verdes y los RECs. Para llevar a cabo el an\u00e1lisis, se han considerado las decisiones de aplicaci\u00f3n de la Autoridad Europea de Valores y Mercados (ESMA) relativas a transacciones de naturaleza similar. El resultado del an\u00e1lisis concluye que estos Certificados se consideran ayudas p\u00fablicas de acuerdo con la NIC 20 a registrar en el ep\u00edgrafe \"Otros ingresos\" o alternativamente minorando el gasto correspondiente, reconociendo los certificados no vendidos como existencias de acuerdo con la NIC 2, que se dan de baja en el momento de la venta, registrando el ingreso correspondiente. Teniendo esto en cuenta, EDPR ha reclasificado de activos intangibles a existencias el stock de certificados no vendidos contabilizados en el balance. Este cambio contable afecta \u00fanicamente a la presentaci\u00f3n y desglose de los certificados verdes y RECs en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado, y sin ning\u00fan impacto en el reconocimiento inicial, valoraci\u00f3n posterior y baja en cuentas, donde se mantendr\u00e1n los criterios descritos en la nota 3, al estar alineados con las conclusiones del an\u00e1lisis. Este cambio en la pol\u00edtica contable se ha contabilizado de forma retroactiva y se han modificado los estados comparativos de 2021. El efecto del cambio en 2021 es el siguiente: MILES DE EUROS CAMBIO EN CERTIFICADOS VERDES Y RECS 31 DIC 2021 RECLASIFICACI\u00d3N 31 DIC 2021 (MODIFICADO) Inmovilizado intangible 316.408 -157.533 158.875 Existencias 62.274 157.533 219.807 378.682 - 378.682 N) Existencias Las existencias se contabilizan al menor del coste de adquisici\u00f3n y el valor neto de realizaci\u00f3n. El coste de existencias incluye el coste de compra, conversi\u00f3n u otros costes en los que se ha incurrido hasta conseguir la condici\u00f3n y ubicaci\u00f3n actual de las existencias. El valor neto de realizaci\u00f3n es el precio de venta estimado durante el curso ordinario de las actividades menos los costes de venta estimados. El coste de las existencias se determina aplicando el m\u00e9todo del precio medio ponderado. Certificados verdes y cr\u00e9ditos de energ\u00eda renovable (RECs) En algunas jurisdicciones, adem\u00e1s del precio de mercado, las entidades de generaci\u00f3n reciben certificados por su rendimiento, que son vendidos a compradores externos que est\u00e1n obligados a cumplir una determinada cuota (una parte de la energ\u00eda debe obtenerse de fuentes renovables). Dado que estos certificados se consideran subvenciones seg\u00fan la NIC 20, se reconocen cuando se generan como existencias a su valor razonable de mercado, principalmente determinado por mercados activos u operadores de mercado p\u00fablicos. Los certificados verdes y RECs registrados como existencias se liquidar\u00e1n en el momento de su venta efectiva y la diferencia entre el precio de venta y el valor razonable de los certificados se registra en la cuenta de resultados. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForMeasuringInventories",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4585": {
"value": "Cambio en los segmentos Un segmento de actividad es un componente identificable del Grupo, destinado a suministrar un \u00fanico producto o servicio, o un grupo de productos o servicios relacionados, y est\u00e1 sujeto a riesgos y rendimientos que pueden distinguirse de los de otros segmentos de actividad. La presencia de EDPR en nuevas geograf\u00edas ha ido creciendo cada vez m\u00e1s en los \u00faltimos a\u00f1os, dando lugar a un r\u00e1pido desarrollo de proyectos en nuevos pa\u00edses. Se espera que esta tendencia se consolide en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, tal y como se define en el Plan de Negocio del Grupo 2021 - 2025, alcanzando una s\u00f3lida base de activos en torno a cuatro regiones: Europa, Latinoam\u00e9rica (LATAM), Norteam\u00e9rica (NA) y Asia-Pac\u00edfico (APAC). Como consecuencia de lo anterior, EDPR implement\u00f3 un nuevo modelo operativo y se organiza ahora en dichas regiones, por lo que los nuevos segmentos de negocio definidos por el Grupo son los siguientes: \u2022 Europa: se refiere a las empresas operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Alemania, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las empresas que operan en Estados Unidos de Am\u00e9rica, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 LATAM: hace referencia a las empresas operan en Brasil, Chile y Colombia, respectivamente; \u2022 APAC: se refiere a las empresas que operan en Corea, Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n. Los segmentos de explotaci\u00f3n se presentan de forma coherente con la informaci\u00f3n interna facilitada a la direcci\u00f3n, tienen caracter\u00edsticas econ\u00f3micas similares y son similares en varios aspectos prescritos. A efectos de comparabilidad y en relaci\u00f3n con los cambios producidos en la composici\u00f3n de los segmentos, se ha efectuado la correspondiente modificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n del ejercicio anterior (v\u00e9ase el Anexo II). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSegmentReportingExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4611": {
"value": "B) Base de consolidaci\u00f3n Los estados financieros consolidados adjuntos reflejan los activos, pasivos y resultados de EDP Renov\u00e1veis, S.A. y sus filiales, as\u00ed como el patrimonio neto y los resultados atribuibles al Grupo, a trav\u00e9s de las inversiones en asociadas y entidades controladas conjuntamente. El Grupo EDPR aplica de forma prospectiva, a partir del 1 de enero de 2010, la NIIF 3 (revisada) para la contabilizaci\u00f3n de las combinaciones de negocios. Entidades controladas Las inversiones en filiales en las que el Grupo tiene el control se consolidan por integraci\u00f3n global desde la fecha en que el Grupo asume el control de sus actividades financieras y operativas hasta el momento en que deja de tenerlo. Un inversor controla una participada cuando est\u00e1 expuesto, o tiene derechos, a rendimientos variables derivados de su implicaci\u00f3n en la participada y tiene la capacidad de influir en esos rendimientos a trav\u00e9s de su poder sobre la participada, independientemente del porcentaje de derechos de voto que posea. Las p\u00e9rdidas acumuladas se atribuyen a las participaciones no dominantes en las proporciones correspondientes, lo que implica que el Grupo puede reconocer participaciones no dominantes negativas. En un proceso de adquisici\u00f3n por etapas que d\u00e9 lugar a la adquisici\u00f3n del control, la revalorizaci\u00f3n de cualquier participaci\u00f3n previamente pose\u00edda se contabiliza en la cuenta de resultados. En una enajenaci\u00f3n parcial que d\u00e9 lugar a la p\u00e9rdida de control sobre una filial, cualquier participaci\u00f3n conservada se revaloriza a su valor de mercado en la fecha de venta y la ganancia o p\u00e9rdida resultante de esta revalorizaci\u00f3n se contabiliza en la cuenta de resultados, al igual que cualquier ganancia o p\u00e9rdida resultante de la enajenaci\u00f3n. Acuerdos conjuntos El Grupo clasifica un acuerdo como un acuerdo conjunto cuando el control conjunto se establece contractualmente. El control conjunto existe solo cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento un\u00e1nime de las partes que controlan colectivamente el acuerdo. Despu\u00e9s de determinar la existencia de control conjunto, el Grupo clasifica los acuerdos conjuntos en dos tipos: operaciones conjuntas o joint ventures. Una operaci\u00f3n conjunta es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, son operadores conjuntos) y tienen derechos sobre los activos y obligaciones por los pasivos, relacionados con el acuerdo, por lo que los activos y pasivos (e ingresos y gastos relacionados), en relaci\u00f3n con su inter\u00e9s en el acuerdo, se reconocen y miden de acuerdo con las NIIF pertinentes aplicables. Una joint venture es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, joint venture) tienen derechos sobre los activos netos del acuerdo, por lo que esta inversi\u00f3n se incluir\u00e1 en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de joint ventures, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la cuota del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una entidad controlada de forma conjunta, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales, salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la entidad. Entidades en las que el grupo tiene influencia significativa Las inversiones en asociadas se incluyen en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n desde la fecha en que el Grupo adquiere influencia significativa hasta la fecha en que deja de existir. Las asociadas son entidades en las que el Grupo posee influencia significativa, pero no control, sobre sus pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n. La existencia de influencia significativa por parte del Grupo suele quedar demostrado normalmente por una o varias de las siguientes circunstancias: \u2022 Representaci\u00f3n en el Consejo Ejecutivo de Administraci\u00f3n u \u00f3rgano de gobierno equivalente de la sociedad participada; \u2022 Participaci\u00f3n en procesos de elaboraci\u00f3n de pol\u00edticas, incluida la participaci\u00f3n en decisiones sobre dividendos y otras distribuciones; \u2022 Existencia de transacciones materiales o de importancia relativa entre el Grupo y la sociedad participada; \u2022 Intercambio de personal directivo; \u2022 Suministro de informaci\u00f3n t\u00e9cnica esencial. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de asociadas, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la participaci\u00f3n del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una asociada, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la asociada. Contabilizaci\u00f3n de inversiones en filiales y asociadas en los estados financieros de la sociedad Las inversiones en filiales y asociadas no clasificadas como mantenidas para la venta o no incluidas en un grupo de disposici\u00f3n que se clasifica como mantenidas para la venta se contabilizan al coste en los estados financieros de la compa\u00f1\u00eda y est\u00e1n sujetas a pruebas peri\u00f3dicas de deterioro, siempre que exista indicios de que ciertas inversiones financieras puedan verse afectadas. Combinaciones de negocio A partir del 1 de enero de 2010, el Grupo ha aplicado la NIIF 3 Combinaciones de negocios (2008) en la contabilizaci\u00f3n de combinaciones de negocios. Las combinaciones de negocios se contabilizan aplicando el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n, que es la fecha en la que se transfiere el control al Grupo. Control es el poder para dirigir las pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n de una entidad con el fin de obtener beneficios de sus actividades. En la valoraci\u00f3n del control, el Grupo tiene en cuenta los posibles derechos de voto que son ejercitables actualmente. Adquisiciones a partir del 1 de enero de 2010 En el caso de adquisiciones realizadas a partir del 1 de enero de 2010, el Grupo valora el fondo de comercio en la fecha de adquisici\u00f3n de la siguiente manera: \u2022 El valor razonable de la contraprestaci\u00f3n transferida; m\u00e1s \u2022 El importe reconocido de cualquier participaci\u00f3n no dominante en la adquirida; m\u00e1s \u2022 Si la combinaci\u00f3n de negocios se realiza por etapas, el valor razonable de la participaci\u00f3n existente en el patrimonio neto de la adquirida; menos \u2022 El importe neto reconocido (generalmente el valor razonable) de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. La contraprestaci\u00f3n transferida no incluye importes relacionados con la liquidaci\u00f3n de relaciones preexistentes. Dichos importes se reconocen, por lo general, en la cuenta de resultados. Los costes relacionados con la adquisici\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que incurre el Grupo con relaci\u00f3n a una combinaci\u00f3n de negocios se contabilizan como gastos en el momento en que se incurre en ellos. Cualquier contraprestaci\u00f3n contingente a pagar se reconoce a valor razonable en la fecha de adquisici\u00f3n. Si la contraprestaci\u00f3n contingente se clasifica como patrimonio neto, no se vuelve a valorar y la liquidaci\u00f3n se contabiliza en el patrimonio neto. De lo contrario, los cambios posteriores en el valor razonable de la contraprestaci\u00f3n contingente se reconocen en la cuenta de resultados. Tras ese periodo, los ajustes a la valoraci\u00f3n inicial solo se realizan para corregir un error. Adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010 En las adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010, el fondo de comercio representa el exceso del coste de la adquisici\u00f3n con respecto a la participaci\u00f3n del Grupo en el importe reconocido (generalmente, valor razonable) de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables de la sociedad adquirida. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. Los costes de transacci\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que el Grupo ha incurrido con relaci\u00f3n a combinaciones de negocios se capitalizan como parte del coste de adquisici\u00f3n. Compras de participaciones no dominantes y diluci\u00f3n En las adquisiciones (diluciones que no dan lugar a una p\u00e9rdida de control de las participaciones no dominantes), la diferencia entre el valor razonable de las participaciones no dominantes adquiridas y la contraprestaci\u00f3n pagada se contabiliza en reservas. Las adquisiciones de participaciones no dominantes mediante opciones de venta emitidas relacionadas con inversiones en filiales mantenidas por participaciones no dominantes se registran como un pasivo por el valor razonable del importe a pagar contra las participaciones no dominantes. El valor razonable del pasivo se determina en funci\u00f3n del precio contractual que puede ser fijo o variable. En el caso de precio variable, los cambios en el pasivo se reconocen en la cuenta de resultados, as\u00ed como el efecto del descuento financiero del pasivo (actualizaci\u00f3n financiera). Combinaciones de negocios realizadas en etapas En una combinaci\u00f3n de negocios realizada por etapas, en la fecha de obtenci\u00f3n del control, el exceso de la suma de (i) la contraprestaci\u00f3n transferida, (ii) el importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y (iii) el valor razonable de la participaci\u00f3n en el capital del negocio adquirido que se pose\u00eda anteriormente; sobre los importes netos de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce como fondo de comercio. En su caso, la diferencia negativa, despu\u00e9s de evaluar la contraprestaci\u00f3n transferida, del importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido que se ten\u00eda anteriormente; sobre el valor neto de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. El Grupo reconoce la diferencia entre el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido y el valor contable en los resultados consolidados en la partida de Otros ingresos. Adem\u00e1s, el Grupo reclasifica los importes diferidos en otro resultado global relativos a la participaci\u00f3n en el capital anteriormente mantenida, a la cuenta de resultados o a las reservas consolidadas, seg\u00fan su naturaleza. Adquisici\u00f3n de activos fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 Con el fin de evaluar si una adquisici\u00f3n de un activo o de un grupo de activos es un negocio, EDPR identifica los elementos de la entidad adquirida (insumos, procesos y productos), eval\u00faa la capacidad de crear productos (para que se considere un negocio, debe tener como m\u00ednimo un insumo y un proceso sustancial) y, finalmente, valora la capacidad de los participantes en el mercado para continuar creando productos (realizando actividades como un negocio). En el caso de un conjunto integrado de actividades que se encuentre en una fase inicial de desarrollo y no haya comenzado a generar productos, EDPR considera otros factores para determinar si constituye un negocio, tales como si: (i) las actividades principales planificadas han comenzado; (ii) existen empleados, propiedad intelectual y otros insumos y procesos; (iii) se est\u00e1 ejecutando un plan para producir productos; y/o (iv) se puede tener acceso a los clientes que comprar\u00e1n los productos. En general, una entidad en etapa inicial que tenga empleados capaces de desarrollar un producto se considerar\u00e1 un negocio. Por lo tanto, en aplicaci\u00f3n de lo anterior, EDPR concluye que la NIIF 3 no es aplicable cuando no hay productos en la fecha de adquisici\u00f3n debido a que el desarrollo se encuentra en una etapa inicial, y los procesos adquiridos no pueden considerarse sustantivos. Por lo tanto, la adquisici\u00f3n de un activo o grupo de activos que no cumpla las condiciones para ser considerado un negocio se clasifica como una adquisici\u00f3n de una empresa fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3. Inversiones en negocios en el extranjero Los estados financieros de las filiales y asociadas extranjeras del Grupo se preparan utilizando su moneda funcional, definida como la moneda del entorno econ\u00f3mico primario en el que operan. En el proceso de consolidaci\u00f3n, los activos y pasivos de las filiales extranjeras se convierten a euros al tipo de cambio oficial en la fecha del balance. Con respecto a las inversiones en operaciones en el extranjero que se consolidan utilizando el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global y el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n, las diferencias de cambio entre el importe del patrimonio expresado en euros al comienzo del per\u00edodo y el importe traducido a los tipos de cambio oficiales al final del per\u00edodo, en forma consolidada, se registran contra reservas. El fondo de comercio en moneda extranjera que surge de la adquisici\u00f3n de estas inversiones se mide nuevamente al tipo de cambio oficial en la fecha del balance directamente contra las reservas. Los ingresos y gastos de las filiales extranjeras se convierten a euros a los tipos de cambio aproximados en las fechas de las transacciones. Las diferencias de cambio de la conversi\u00f3n a euros del beneficio neto del per\u00edodo, derivadas de las diferencias entre las tasas utilizadas en la cuenta de resultados y las vigentes en la fecha del balance, se reconocen en las reservas. Cuando se enajena una sociedad dependiente en el extranjero, las diferencias de conversi\u00f3n relacionadas reconocidas previamente en reservas, se contabilizan en la cuenta de resultados como parte de los resultados surgidos de la enajenaci\u00f3n. Saldos y transacciones eliminados en la consolidaci\u00f3n Los saldos y transacciones entre sociedades del Grupo, incluidas cualquier ganancia o p\u00e9rdida no realizada en transacciones efectuadas entre empresas del Grupo, se eliminan al preparar los estados financieros consolidados. Las p\u00e9rdidas y ganancias no realizadas surgidas de transacciones con asociadas y entidades controladas de forma conjunta se eliminan en funci\u00f3n de la participaci\u00f3n del Grupo en dichas entidades. Transacciones entre entidades bajo control com\u00fan La contabilidad de las transacciones entre entidades bajo control com\u00fan no est\u00e1 recogida en la NIIF 3. Por tanto, a falta de directrices espec\u00edficas en las NIIF, el Grupo EDP Renov\u00e1veis ha desarrollado una pol\u00edtica contable para estas transacciones, seg\u00fan se ha considerado oportuno. Seg\u00fan la pol\u00edtica del Grupo, las combinaciones de negocios entre entidades bajo control com\u00fan se contabilizan en los estados financieros consolidados usando los valores contables consolidados de EDP de la sociedad adquirida (subgrupo). La diferencia entre el valor contable de los activos netos recibidos y la contraprestaci\u00f3n pagada se reconoce en el patrimonio neto. Opciones de venta relacionadas con participaciones no dominantes Desde enero de 2010, el Grupo aplica el IAS 32 para opciones de venta relacionada con participaciones no dominantes El Grupo EDP Renov\u00e1veis contabiliza las opciones de venta que tienen los minoritarios en la fecha de adquisici\u00f3n de una combinaci\u00f3n de negocios o en fechas posteriores como una adquisici\u00f3n anticipada de dichas participaciones, contabilizando un pasivo financiero por el valor actual de la mejor estimaci\u00f3n del importe a pagar, independientemente de la probabilidad de que se ejerciten las opciones. La diferencia entre este importe y el importe correspondiente al porcentaje de las participaciones mantenidas en los activos netos identificables adquiridos se contabiliza como fondo de comercio. Los cambios posteriores en el valor contable del pasivo de opci\u00f3n de venta se reconocen en la cuenta de resultados. Enajenaci\u00f3n de sociedades dependientes Cuando el Grupo deja de tener el control, cualquier participaci\u00f3n mantenida en la entidad se vuelve a valorar a su valor razonable en la fecha en que se pierde el control, reconociendo el cambio en el importe en libros de la inversi\u00f3n en el resultado del ejercicio. El valor razonable es el importe en libros inicial a efectos del posterior registro de la participaci\u00f3n mantenida en la asociada, negocio conjunto o activo financiero. Adem\u00e1s, cualquier importe previamente registrado en otro resultado global en relaci\u00f3n con esa entidad se registra como si el Grupo hubiera vendido directamente todos los activos y pasivos relacionados. Esto puede significar que los importes previamente reconocidos en otro resultado global se reclasifiquen a resultados. Si se reduce la propiedad de una participaci\u00f3n en una asociada, pero se mantiene una influencia significativa, s\u00f3lo se reclasificar\u00e1 a la cuenta de resultados la parte proporcional de los importes previamente reconocidos en el otro resultado global. 06. Per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n Durante el ejercicio terminado en 31 de diciembre de 2022, los cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n del Grupo EDP Renov\u00e1veis fueron los siguientes: Sociedades adquiridas: Las siguientes adquisiciones se clasificaron como compras de activos, fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios, debido a la naturaleza de estas transacciones, al tipo de activos adquiridos y a la fase muy inicial de desarrollo de los proyectos: \u2022 EDP Renov\u00e1veis, S.A. adquiri\u00f3 el 100% de la sociedad colombiana Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P.; \u2022 EDP Renewables Europe, S.L.U. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades h\u00fangaras Szabadsolar, Kft., Sunglare Capture, Kft., Sunglare Expert, Kft. y Napenergia, Kft.; el 100 % de la sociedad alemana EDP Renewables Germany GmbH; el 100% de la sociedad griega Aeolos Evias Energiaki, M.A.E. y el 100% de la sociedad rumana Fravezac, S.R.L.; \u2022 EDP Renovables Espa\u00f1a, S.L.U. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Rocio Hive, S.L., Palma Hive, S.L. y Pedregal Hive, S.L.; \u2022 EDP Renewables Italia Holding, S.r.l. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Solar Italy I, S.r.l., Solar Italy II, S.r.l. y Solar Italy IV, S.r.l.; \u2022 EDP Renewables Polska, Sp. Z o.o. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Farma Fotowoltaiczna Radziej\u00f3w, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Ujazd, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Warta, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Wielkopolska, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Budzyn, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Dobrzyca, Sp. Z.o.o. y Farma Fotowoltaiczna Tomasz\u00f3w, Sp. Z.o.o.; \u2022 EDPR NA Distributed Generation LLC adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Bar Harbor Community Solar LLC, Mohave Power Holdings, LLC, Ragsdale Solar LLC, HB Steel Community Solar LLC, Citizens Dickenson Solar LLC, Citizens Westmoreland Solar LLC, Bear Peak Beccaria LLC, Bear Peak Brady LLC, Bear Peak East Carroll LLC, Bear Peak Glen Hope LLC, Bear Peak Jennerstown LLC, Bear Peak Juniata LLC, Bear Peak Paint II LLC, Bear Peak Richmond LLC, Generate USF McClellan, LLC, Generate USF Manassas, LLC, Generate USF Las Vegas, LLC, Generate USF N Las Vegas, LLC, Generate USF Loveland, LLC, Generate USF Fairburn, LLC y Generate USF Phoenix, LLC; \u2022 EDP Renewables North America LLC adquiri\u00f3 el 100% de la Sociedad Hickory Solar LLC y New Road Power, LLC; \u2022 EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A. adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades Central Geradora Fotovoltaica Zebu, Ltda., Solar Barra I, S.A., Solar Barra II, S.A., Solar Barra III, S.A., Solar Barra IV, S.A., E\u00f3lica Barra I, S.A. a E\u00f3lica Barra XI, S.A. and Central Solar Presidente JK I, S.A.; \u2022 EDPR Sunseap Pte. Ltd. a trav\u00e9s de sus subsidiarias adquiri\u00f3 el 100% de las sociedades chinas Wuhan Panshuo Energy Technology Co., Ltd., Qinghe Xinoufuneng New Energy Technology Co., Ltd., Yancheng Qingneng Power Technology Co., Ltd., Suzhou Liansong New Energy Technology Co., Ltd., Chongqing Xingzhi New Energy Technology Co., Ltd., Tianjin Xingsheng Energy Development Co., Ltd., Zhenjiang Ruichengda New Energy Co., Ltd., Dongguan Jiehuang New Energy Technology Co., Ltd., Hubei Jianghui New Energy Co., Ltd., Weihai Deao New Energy Co., Ltd., Heze Dechen new energy Co., Ltd., Wuxi Lingzhong New Energy Technology Co., Ltd., Suzhou Xingyi Energy Engineering Co., Ltd., Tianjin Xingrun Energy Development Co., Ltd., el 100% de la sociedad indonesa PT Right People Renewable Energy, el 100% de las sociedades vietnamitas Long Dai Phat Investment Co., Ltd. y DKT Energy Investment Co., Ltd. Adicionalmente, las siguientes sociedades fueron adquiridas: \u2022 En el primer trimestre de 2022, EDP Renov\u00e1veis, S.A adquiri\u00f3 el 91,4% de las participaciones en un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida, Sunseap Group Pte. Ltd., localizada en el Sudeste asi\u00e1tico, el cual incluye un portfolio que permite a EDPR poner en funcionamiento hasta 10 GW de proyectos solares por un importe de 659.658 miles de euros. Esta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros consolidados de 363.485 miles de euros (v\u00e9ase nota 19 y 42). Adicionalmente, durante el Segundo trimestre de 2022, EDP Renov\u00e1veis, S.A adiquiri\u00f3 una participaci\u00f3n de 0,88% en Sunseap Group Pte. En 2022, EDPR firm\u00f3 acuerdos de opciones de compra y venta para el porcentaje restante de las acciones del Grupo Sunseap con los accionistas minoritarios. En consecuencia, EDPR tiene opciones de compra para adquirir la participaci\u00f3n restante del capital del Grupo Sunseap y los vendedores tienen opciones de venta para vender sus participaciones. Teniendo en cuenta las premisas de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios y con el fin de seguir de forma coherente la pol\u00edtica del Grupo en situaciones similares, EDPR ha reconocido en los estados financieros consolidados la opci\u00f3n de venta como un pasivo, valorado a valor presente (NIC 32), y siguiendo las premisas establecidas para el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada, ha reconocido el 100% de la inversi\u00f3n en los estados financieros consolidados. Esta transacci\u00f3n no ha dado lugar a ninguna participaci\u00f3n no dominante, ya que EDPR ha adquirido el 92,28% del Grupo Sunseap y ha asumido una adquisici\u00f3n anticipada del 7,71% restante debido a la opci\u00f3n de venta sobre la participaci\u00f3n no dominante. \u2022 Durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022, EDPR NA Distributed Generation LLC. adquiri\u00f3, a trav\u00e9s de varias transacciones individuales, el 100% de las participaciones de varios negocios de generaci\u00f3n solar distribuida, Longroad, localizado en Norteam\u00e9rica por un total de 99,3 MW en proyectos solares. El importe total pagado por esta transacci\u00f3n ha sido 132.992 miles de euros. Esta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 28.965 miles de euros y 923 miles de euros por un diferencia negativa de consolidaci\u00f3n provisional (v\u00e9ase nota 19 y 42). \u2022 En el tercer trimestre de 2022, EDP Renewables Europe, S.L.U. adquiri\u00f3 una participaci\u00f3n del 66,80% de un negocio de energ\u00eda solar, Grupo Kronos Solar Projects GmbH. Por un total de 9,4 GW en desarrollo en Alemania, Pa\u00edses Bajos, Francia y Reino Unido, por un importe total de 663.030 miles de euros (el cual incluye un importe de 341.996 miles de euros que corresponde a las opciones de venta y 71.035 miles de euros relacionados con la estimaci\u00f3n de los success fees pendientes de pago a los vendedores, basado en la capacidad instalada de los proyectos). Esta transacci\u00f3n se se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 651.657 miles de euros (v\u00e9ase nota 19, 35 y 42). Tras la finalizaci\u00f3n del acuerdo, Kronos Solar Projects GmbH. llev\u00f3 a cabo una ampliaci\u00f3n de capital que fue suscrita por EDP Renewables Europe, S.L.U. lo cual la llevo a ostentar el 70% de las participaciones de la sociedad adquirida. El importe de la ampliaci\u00f3n de capital no se ha considerado como precio de la combinaci\u00f3n de negocios. Como parte de la combinaci\u00f3n de negocios, EDPR firm\u00f3 acuerdos de opciones de compra y venta para el porcentaje restante de las acciones del Grupo Kronos con los accionistas minoritarios. En consecuencia, EDPR tiene opciones de compra para adquirir la participaci\u00f3n restante del capital del Grupo Kronos y los vendedores tienen opciones de venta de sus acciones. Teniendo en cuenta las premisas de la NIIF 3 - Combinacion de negocios, y con el fin de seguir de forma coherente la pol\u00edtica del Grupo en situaciones similares, EDPR ha reconocido en los estados financieros consolidados la opci\u00f3n de venta como un pasivo, valorado al valor actual de la mejor estimaci\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n (NIC 32), y siguiendo las premisas establecidas para el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada, ha reconocido el 100% de la inversi\u00f3n en los estados financieros consolidados. Esta transacci\u00f3n no ha dado lugar a ninguna participaci\u00f3n no dominante, ya que EDPR ha adquirido el 70% del Grupo Kronos y ha asumido una adquisici\u00f3n anticipada del 30% restante debido a la opci\u00f3n de venta sobre la participaci\u00f3n no dominante. \u2022 En el tercer trimestre de 2022, Sunseap Commercial & Industrial Assets (Vietnam) Co. adquiri\u00f3 el 99,9% de las participaciones en un negocio de energ\u00eda solar, Xuan Thien Ninh Thuan Co., Ltd. y Xuan Thien Thuan Bac Co., Ltd., las cuales cuentan con 200 MWac (255 MWdc) operacionales en Vietnam por un importe total de 202.298 miles de euros (el cual incluye 41.288 miles de euros relacionados con retenciones que ser\u00e1n pagadas cuando se cumplan ciertos hitos). Esta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 21.236 miles de euros (v\u00e9ase nota 19, 35 y 42). Sociedades vendidas y liquidadas: \u2022 En el Segundo trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renewables Polska, Sp. Z o.o., vendi\u00f3 a Mirova Anemoska la totalidad de las participaciones en las sociedades Winfan, Sp. z o.o., Lichnowy Windfarm, Sp. z o.o., Kowalewo Wind, Sp. z o.o., EWP European Wind Power Krasin, Sp. z o.o., Nowa Energia 1, Sp. z o.o. y Farma Wiatrowa Bogoria, Sp. z o.o.. El importe total de la venta de las participacions asciende a 88.466 miles de euros. Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 51.795 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 En el segundo trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renovables Espa\u00f1a, S.L., vendi\u00f3 a China three Gorges (\u201cCTG\u201d) la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedades espa\u00f1olas E\u00f3lica La Janda, S.L. y Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L. El importe total de la venta de las participaciones asciende a 207.018 miles de euros. Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 42.596 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 En el tercer trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renewables Italia Holding, S.r.l., vendi\u00f3 a ERG S.p.A. (\u201cERG\u201d) la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedades italianas WinCap, S.r.l. TACA Wind, S.r.l., San Mauro, S.r.l., Conza Energia, S.r.l., Lucus Power, S.r.l, Breva Wind, S.r.l. y Aria del Vento. El importe total de la venta de las transacciones asciende a 293.027 miles de euros. Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 168.568 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 En el cuarto trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A., vendi\u00f3 a Copel Gera\u00e7\u00e3o e Transmiss\u00e3o S.A. la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedades brasile\u00f1as Aventura Holding, S.A. y subsidiarias (Central E\u00f3lica Aventura II, S.A., Central E\u00f3lica Aventura III, S.A., Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A. y Central E\u00f3lica Aventura V, S.A.) y SRMN Holding, S.A. y sus subsidiarias (Central E\u00f3lica SRMN I, S.A., Central E\u00f3lica SRMN II, S.A, Central E\u00f3lica SRMN III, S.A., Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A. y Central E\u00f3lica SRMN V, S.A.). El importe total de la transacci\u00f3n asciende a 184.778 miles de euros. Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 119.085 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 En el cuarto trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renewables Europe, S.L.U., vendi\u00f3 al Grupo Ocean Winds la totalidad de la participaci\u00f3n de la sociedad Moray West Holdings Limited. El importe total de la transacci\u00f3n asciende a 33.825 miles de euros (30.000 miles de libras esterlinas). Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 16.981 miles de euros, la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cJoint ventures y asociadas\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 20). \u2022 En el cuarto trimestre de 2022, el Grupo EDPR, a trav\u00e9s de su subsidiaria controlada al 100% EDP Renewables North America LLC., vendi\u00f3 a Northern Indiana Public Service Company LLC (\u201cNIPSCO\u201d) la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedad norteamericana Meadow Lake Solar Park LLC. El importe total de la transacci\u00f3n asciende a 281.563 miles de euros (296.500 miles de d\u00f3lares americanos). Esta transacci\u00f3n ha generado una ganancia, neta de costes de transacci\u00f3n, por importe de 15.791 miles de euros (19.312 miles de d\u00f3lares americanos), la cual se ha registrado en el ep\u00edgrafe \u201cOtros ingresos\u201d en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 9). \u2022 EDP Renov\u00e1veis, S.A. vendi\u00f3 la sociedad Solar Works! B.V. al Grupo EDP (see note 20). \u2022 EDP Renewables North America LLC vendi\u00f3 las sociedades RSBF E470 I LLC, NJ GSEB Fal Solar LLC, ME Punky Meadows, Parkman Solar DG LLC y Waterville Solar LLC, RI- Comolli sin ning\u00fan impacto significativo en la cuenta de resultados consolidada. \u2022 EDP Renovables Espa\u00f1a S.L. vendi\u00f3 el 49% de las participaciones de la sociedad Desarrollos Renovables de Teruel, S.L. \u2022 Viesgo Renovables, S.L.U. liquid\u00f3 su sociedad Northeolic Monte Bu\u00f1o, S.L. Sociedades constitu\u00eddas: \u2022 EDPR Vento II Holding LLC (*) \u2022 EDPR Vento III Holding LLC (*) \u2022 EDPR Scarlet II LLC \u2022 Clover Creek Solar Project II LLC (*) \u2022 EDPR Cross Solutions, S.A. \u2022 EDPR Korea Ltd. \u2022 EDPR Sicilia Uno, S.r.l. \u2022 EDPR Sicilia Due, S.r.l. \u2022 EDPR Scarlet I LLC (*) \u2022 EDPR Scarlet III LLC (*) \u2022 Fotovoltaica Flutuante do Grande Lago, S.A. \u2022 Crooked Lake Solar II LLC (*) \u2022 Cypress Knee Solar Park LLC (*) \u2022 Eagle Creek Solar Park LLC (*) \u2022 Rose Run Solar Park LLC (*) \u2022 Salt Lick Solar Park LLC (*) \u2022 Lotus Blocker LLC (*) \u2022 Lotus DevCo I LLC (*) \u2022 Lotus DevCo II LLC (*) \u2022 EDPR Solar Ventures VI LLC (*) \u2022 2022 SOL VI LLC (*) \u2022 EDPR Solar Ventures VII LLC (*) 2022 SOL VII LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Ohio Development LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Illinois Development CO LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Wisconsin Development CO LLC (*) \u2022 EDPRNA DG New York Development CO LLC (*) \u2022 Big River Solar Park LLC (*) \u2022 Shy Place Solar Park LLC (*) \u2022 Eoles Montjean, S.A.S. \u2022 EDPR Sardegna, S.r.l. \u2022 EDPR Sud Italia, S.r.l. \u2022 EDPR Puglia Uno, S.r.l. \u2022 EDPR Puglia Due, S.r.l. \u2022 EDPR Basilicata, S.r.l. \u2022 EDPRNA DG Mississippi Development LLC (*) \u2022 EDPR NA DG Missouri Development LLC (*) \u2022 Rongcheng Xingyi Energy Technology Co., Ltd. \u2022 Qingdao Xingqi Energy Co., Ltd. \u2022 E\u00f3lica da Coutada II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea I, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea III, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea IV, S.A. \u2022 Central Solar Zebu II, S.A. \u2022 Central Solar Zebu III, S.A. \u2022 Central Solar Zebu IV, S.A. \u2022 Central Solar Zebu V, S.A. \u2022 Central Solar Zebu VI, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea V, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VI, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VII, S.A. \u2022 Central Solar Zebu VII, S.A. \u2022 Central Solar Zebu VIII, S.A. \u2022 Central Solar Zebu IX, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK II, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK III, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK IV, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK V, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK VI, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK VII, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK VIII, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK IX, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK X, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK XI, S.A. \u2022 Central Solar Presidente JK XII, S.A. \u2022 Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar I, S.A. \u2022 Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar VI, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Borborema I, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Borborema II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Borborema III, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Borborema IV, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Ita\u00fana I, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica Ita\u00fana II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos I, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos II, S.A. \u2022 Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos III, S.A. \u2022 Desarrollos Renovables de la Frontera, S.L. \u2022 Desarrollos Renovables de Allande, S.L.U. \u2022 ICE Tudela S.L. EDPRNA DG Georgia Development, LLC \u2022 EDPRNA DG Texas Development, LLC \u2022 RE Sandrini LLC (*) \u2022 Sugar Plum Solar Park LLC (*) \u2022 EDPR Scarlet II Bess LLC (*) \u2022 Ragsdale Solar II LLC (*) \u2022 Sweet Acres Solar Park LLC (*) \u2022 EDPRNA DG California Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Indiana Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Pennsylvania Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Michigan Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Maryland Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Virginia Development, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG PR Radar, LLC (*) \u2022 EDPRNA DG Distributed Sun Holding, LLC \u2022 EDPRNA DG York County Sun, LLC (*) \u2022 Sounding Creek Solar Park GP Ltd \u2022 Sounding Creek Solar Park LP \u2022 Iron Valley Solar Park LLC (*) \u2022 Trolley Barn Storage LLC (*) \u2022 EDPR Northeast Solar Park LLC (*) \u2022 Edgeware BESS Project GP Ltd \u2022 Edgeware BESS Project GP Limited Partnership \u2022 Sunseap China Energy (Qingdao) Co., Ltd. \u2022 RL Sunseap Energy Sdn. Bhd. * El Grupo EDPR posee, a trav\u00e9s de su filial EDPR NA, un conjunto de filiales legalmente establecidas en Estados Unidos sin capital social y que, a 31 de diciembre de 2022, no tienen ning\u00fan activo, pasivo o actividad operativa. Otros cambios: \u2022 EDP Renov\u00e1veis, S.A. adquiri\u00f3 el 50% de las sociedades polacas Lomartico Investments, Sp. Z o.o., Medsteville Investments, Sp. Z o.o. and Ondentille Investments, Sp. Z o.o., (adquisici\u00f3n sin control). \u2022 EDPR France Holding, S.A.S. adquiri\u00f3 el 51% de la sociedad Centrale Eolienne D'Occey, S.A.S. conforme a los acuerdos de socios, los asuntos clave de funcionamiento y financieros se incluyen como \"Asuntos Reservados\" y deben ser aprobados y resueltos por unanimidad del Consejo de Administraci\u00f3n, por lo que se considera control conjunto. \u2022 EDP Renewables Italia Holding adquiri\u00f3 el restante 49% capital de la Sociedad italiana Sarve, S.r.l. como consecuencia de las opciones de venta ejercitada por los anteriores accionistas. Esta transacci\u00f3n no ha supuesto ning\u00fan impacto significativo en los estados financieros consolidados ya que esta sociedad consolida globalmente. EDPR Sunseap Group adquiri\u00f3 un 15% del capital en la sociedad surcoreana OMA Haedori Co., Ltd. Esta transacci\u00f3n no ha supuesto ning\u00fan impacto significativo en los estados financieros consolidados. \u2022 EDPR Sunseap Group adquiri\u00f3 un 18% adicional del capital en la Sociedad tailandesa Thai Sunseap Co. Ltd. y obtuvo el control de la compa\u00f1\u00eda. Esta transacci\u00f3n no ha supuesto ning\u00fan impacto significativo en los estados financieros consolidados ANEXO I Las Sociedades Dependientes consolidadas seg\u00fan el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global, a 31 de diciembre de 2022 y 2021, son las siguientes, donde \u201c% del capital\u201d representa la participaci\u00f3n directa de la matriz/es inmediatas y \u201c% de los derechos de voto\u201d representa la participaci\u00f3n indirecta de la sociedad matriz del Grupo (EDP Renov\u00e1veis S.A.): 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO SOCIEDAD MATRIZ DEL GRUPO Y ACTIVIDADES VINCULADAS EDP RENOV\u00c1VEIS, S.A. (GROUP'S PARENT HOLDING COMPANY) OVIEDO PWC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP RENOV\u00c1VEIS SERVICIOS FINANCIEROS, S.A. OVIEDO PWC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EUROPA GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA ESPA\u00d1A EDP Renewables Europe, S.L.U. (Europe Parent Company) Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renovables Espa\u00f1a, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Acampo Arias, S.L. Zaragoza PwC 95,00% 95,00% 95,00% 95,00% Aplicaciones Industriales de Energ\u00edas Limpias, S.L. Zaragoza n.a. 61,50% 61,50% 61,50% 61,50% Canerde, S.L. Madrid n.a. 80,00% 80,00% 80,00% 80,00% Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Aragonesa, S.A. Zaragoza PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Desarrollos E\u00f3licos de Teruel, S.L. Zaragoza n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Desarrollos Renovables de Allande, S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Desarrollos Renovables de la Frontera, S.L.U. Jerez de la Frontera n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Desarrollos Renovables de Teruel, S.L. Teruel n.a. 51,00% 51,00% 100,00 % 100,00% EDPR M\u00e9xico, S.L.U. Oviedo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Terral S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Yield, S.A.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica Arlanz\u00f3n, S.A. Madrid PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% E\u00f3lica Campollano, S.A. Madrid PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% E\u00f3lica Fontesilva, S.L.U. La Coru\u00f1a PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica La Br\u00fajula, S.A.U. Madrid PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica La Janda, S.L.U. Madrid PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO IAM Caecius, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Iberia Aprovechamientos E\u00f3licos, S.A. Zaragoza PwC 94,00% 94,00% 94,00% 94,00% Northeolic Monte Bu\u00f1o, S.L. Cantabria PwC 0,00% 0,00% 75,00% 75,00% Palma Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L.U. Barcelona PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Altos del Voltoya, S.A. Madrid PwC 92,50% 92,50% 92,50% 92,50% Parque E\u00f3lico de Abrazadilla, S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico La Sotonera, S.L. Zaragoza PwC 69,84% 69,84% 69,84% 69,84% Parque E\u00f3lico Los Cantales, S.L.U. Zaragoza PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Santa Quiteria, S.L. Zaragoza PwC 100,00% 83,96% 100,00 % 83,96% Pedregal Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Renovables Castilla La Mancha, S.A. Madrid PwC 90,00% 90,00% 90,00% 90,00% Rocio Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Site Sunwind Energy, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% T\u00e9bar E\u00f3lica, S.A.U. Madrid PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Europa, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Mantenimiento, S.L.U. Cantabria PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Renovables, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% PORTUGAL EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. Oporto PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables SGPS, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR PT - Parques E\u00f3licos, S.A. Oporto PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR PT - Promo\u00e7\u00e3o e Opera\u00e7\u00e3o, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Cross Solutions, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% E\u00f3lica da Coutada, S.A. Soutelo de Aguiar PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica da Coutada II, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% E\u00f3lica da Serra das Alturas, S.A. Boticas PwC 50,10% 25,55% 50,10% 25,55% E\u00f3lica da Terra do Mato, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica das Serras das Beiras, S.A. Pi\u00f3d\u00e3o - Arganil PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO E\u00f3lica de Alagoa, S.A. Arcos de Valdevez PwC 60,00% 30,60% 60,00% 30,60% E\u00f3lica de Montenegrelo, S.A. Vila Pouca de Aguiar PwC 50,10% 25,55% 50,10% 25,55% E\u00f3lica do Alto da Lagoa, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Alto da Teixosa, S.A. Alh\u00f5es PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Alto do Mourisco, S.A. Cerdedo PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Espig\u00e3o, S.A. Vila Nova CMV PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica dos Altos de Salgueiros-Guilhado, S.A. Vila Pouca de Aguiar PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Eoliser - Servi\u00e7os de Gest\u00e3o para Parques E\u00f3licos, Lda. Lisboa n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Fotovoltaica Flutuante do Grande Lago, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Fotovoltaica Lote A, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% IE2 Portugal, SGPS, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Malhadizes - Energia E\u00f3lica, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Parque E\u00f3lico do Barlavento, S.A. Oporto PwC 89,98% 89,98% 89,98% 89,98% S.E.E. - Sul Energ\u00eda E\u00f3lica, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FRANCIA EDPR France Holding, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eoles Montjean, S.A.S. Par\u00eds n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Le Chemin de la Corv\u00e9e, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monts de la Madeleine Energie, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monts du Forez Energie, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parc \u00c9olien d\u2019Entrains-sur-Nohain, S.A.S. Par\u00eds PwC 90,00% 90,00% 90,00% 90,00% Parc Eolien de Dionay, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Transition Euroise Roman II, S.A.S. Par\u00eds n.a. 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% Vanosc Energie, S.A.S. Par\u00eds n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kronos Solar France, S.A.S. (1) Boulogn- Billancourt n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Fransol 11, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Fransol 12, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 13, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 14, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 15, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 16, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 17, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 18, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 19, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 20, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 21, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 22, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 23, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 24, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 25, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 26, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 27, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 28, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 29, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 30, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 31, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 32, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 33, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 34, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 35, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Fransol 36, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 37, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 38, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 39, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 40, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 41, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 42, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 43, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 44, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 45, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 46, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 47, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 48, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 49, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 50, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 15, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 16, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 18, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 19, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 20, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 22, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 25, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 11, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 12, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 13, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 14, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 15, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% POLONIA EDP Renewables Polska, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. Varsovia PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables Polska Solar, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Budzyn, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Elektrownia Kamienica, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Elektrownia Wiatrowa Kresy I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% EW Dobrzyca, sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Farma Fotowoltaiczna Budzyn, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Dobrzyca, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Koden, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Farma Fotowoltaiczna Radziej\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Tomasz\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Ujazd, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Warta, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Wielkopolska, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Wiatrowa Starozreby, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FW Warta, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Gudziki Wind Farm, sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Karpacka Mala Energetyka, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100%* 100%* 85,00% 85,00% Korsze Wind Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Masovia Wind Farm I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Miramit Investments, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Molen Wind II, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Neo Solar Chotk\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Neo Solar Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Neo Solar Przykona II, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% R.Wind, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Radziej\u00f3w Wind Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Rampton, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Relax Wind Park I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Relax Wind Park III, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Ujazd, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% WF Energy III, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Field Wielkopolska, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Winfan, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% EWP European Wind Power Krasin, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Nowa Energia 1, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Lichnowy Windfarm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Kowalewo Wind, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Farma Wiatrowa Bogoria, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% RUMAN\u00cdA EDPR Rom\u00e2nia, S.R.L. Bucarest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Beta Wind, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Energopark, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Fravezac, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% International Solar Energy, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Solar Phoenix, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% REINO UNIDO Altnabreac Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ben Sca Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Drummarnock Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lurg Hill Wind Farm Ltd Edimburgo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Moorshield Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Muirake Wind Farm Ltd Edimburgo PwC 79,00% 79,00% 79,00% 79,00% Vento Ludens Ltd Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind 2 Project 1 Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% KS SPV 36 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 46 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 65 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 69 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 70 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 71 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 72 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 73 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 74 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 75 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 76 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 77 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 78 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 79 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 80 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% ITALIA EDP Renewables Italia, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables Italia Holding, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% AW 2, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% C & C Tre Energy S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Custolito, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Basilicata, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Centro Italia PV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Puglia Due, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Puglia Uno, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sardegna, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia Due, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia PV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Sicilia Uno, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia Wind, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR Sud Italia, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Villa Galla, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Energia Emissioni Zero 4, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Giglio, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Re Plus, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sarve, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 51,00% 51,00% Solar Italy I, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Italy II, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Italy IV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% T Power, S.p.A. Cesena Baker Tilly Revisa 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tivano, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% VRG Wind 153, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100%** 100%** 80,00% 80,00% Wind Energy San Giorgio, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Aria del Vento Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Breva Wind, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Conza Energia, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Lucus Power, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% San Mauro, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 75,00% 75,00% TACA Wind, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% WinCap, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% GRECIA Aeolos Evias Energiaki, M.A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Aioliki Oitis Energiaki E.P.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Aioliko Parko Fthiotidos Erimia E.P.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Hellas 1 M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Hellas 2 M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Energiaki Arvanikou E.P.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kadmeios Anemos Energiaki A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Voiotikos Anemos Energiaki A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Wind Park Aerorrachi M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Shape E.P.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% B\u00c9LGICA EDP Renewables Belgium, S.A. Bruselas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% PA\u00cdSES BAJOS EDPR International Investments, B.V. Amsterdam PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kronos Solar Projects NL, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL3, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL6, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL8, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL10, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL12, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL13, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL14, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL16, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL17, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL20, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL23, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL24, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL25, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL27, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL28, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL29, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL30, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL31, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL32, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL33, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL34, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL35, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL36, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL37, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL38, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL39, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL40, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL41, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO KS NL42, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL43, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL44, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL45, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL46, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL47, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL48, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL49, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL50, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% HUNGR\u00cdA EDP Renewables Hungary Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Investment Hungary, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Napenergia, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Ny\u00edrs\u00e9g Watt, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sunglare Capture, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunglare Expert, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunlight Solar, Kft. Budapest PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% Szabadsolar, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% ALEMANIA EDP Renewables Germany GmbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Projektgesellschaft mbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Solar Projects GmbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Solar Projects France UG (1) Munich n.a. 85,00% 85,00% 0,00% 0,00% KSD 11 UG (1) B\u00fctow n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 12 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 13 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 14 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 15 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 16 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 17 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 18 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 19 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 21 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 22 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 23 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 24 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO KSD 25 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 26 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 27 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 28 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 29 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 30 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 31 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 32 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 33 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 34 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 35 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 36 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 37 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 38 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 39 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 40 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% NORTEAM\u00c9RICA GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA M\u00c9XICO EDPR Servicios de M\u00e9xico, S. de R.L. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica de Coahuila, S.A. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Parque Solar Los Cuervos, S. de R.L. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Vientos de Coahuila, S.A. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% ESTADOS UNIDOS EDP Renewables North America LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 10 Point Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 17th Star Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2007 Vento I LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2007 Vento II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2008 Vento III LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2009 Vento V LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO 2011 Vento IX LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2011 Vento X LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2014 Sol I LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% 2014 Vento XI LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2014 Vento XII LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2015 Vento XIII LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2015 Vento XIV LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2016 Vento XV LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2016 Vento XVI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2017 Sol II LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2018 Vento XVIII LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2019 Vento XXI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2020 Vento XXII LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2021 DG Agora Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Agora Sol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Agora Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Apollo Sol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Apollo Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Sol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Apollo Sol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Apollo Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 Vento XXIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO 2022 SOL VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 SOL VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Alabama Ledge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Alabama Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Amsterdam 3 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Antelope Ridge Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Arbuckle Mountain Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Arkwright Summit Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Arlington Wind Power Project LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Aroostook Wind Energy LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ashford Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Athena-Weston Wind Power Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Athena-Weston Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Avondale Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% AZ Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Azalea Springs Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bar Harbor Community Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bayou Bend Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% BC2 Maple Ridge Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% BC2 Maple Ridge Wind LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bear Peak Beccaria LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Brady LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak East Carroll LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Glen Hope LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Jennerstown LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Juniata LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Paint II LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Richmond LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Big River Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Big River Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Storage II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackford County Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackford County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blissville Road LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Blue Canyon Windpower II LLC Texas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower III LLC Texas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower IV LLC Texas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower V LLC Texas PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Blue Canyon Windpower VI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Harvest Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Blue Marmot I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot IX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot XI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bluebird Prairie Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bright Stalk Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Broadlands Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Broadlands Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Buffalo Bluff Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% C2 Alpha Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Bristol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Bristol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CA 2016 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CA WMS Redlands #1693 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CB 2017 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Centrica MT LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CI Holdings 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CT Fund 1 Holding LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 Energy Development LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Franklin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Gamma Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 IL WMS Bloomington #3459 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 IL WMS Skokie #1998 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA 2016 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams I Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA DEPCOM 2017 LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA DEPCOM Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Dudley II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA FKW Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Kelly Way Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Managing Member II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA New Salem LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Owner LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Swansea Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Swansea LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MN Hopkins LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Morin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 NC Kitty Hawk LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NJ Andover I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NY Brookhaven LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NY Sentinel Heights Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH New Lebanon LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH Otsego I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH Otsego II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Omega Holding Company LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 RI Hopkinton LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Scripps 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Scripps 3 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Scripps 4 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 SH 2019 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Starratt Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Starratt Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM 2020 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 10 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 1512 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 1549 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 2112 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3360 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Arizona 3465 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3799 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3833 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3861 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 4 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 4451 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 5 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 5768 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 6 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 7 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 8 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 9 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 1789 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 1988 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 2039 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 4202 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 4317 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 5884 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 5890 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Chester Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM DSA Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Greenwood Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1404 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1489 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1548 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1553 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1761 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1848 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1933 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 2215 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 2491 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 253 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 5442 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 612 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 891 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Indian Land Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Lake Wylie Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Laurens Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 309 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 539 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 87 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Maryland 1715 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Maryland 2436 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Maryland Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1807 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1844 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1869 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1977 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 2195 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 3795 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 1 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 3 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 3 Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Pickens Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Powdersville Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Regent Dev Holdings 2020 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Simpsonville Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Woodbury Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2-REA Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Gettysburg Solar Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Marinwood Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Olde Thompson Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Syracuse Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Tours Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Camden PV PSEG Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Camden PV Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Cameron Solar LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Casa Grande Carmel Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Castle Valley Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cattlemen Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cattlemen Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Chateaugay River Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cielo Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Citizens Dickenson Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Citizens Westmoreland Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Clinton County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cloud County Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Clover Creek Solar Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Clover Creek Solar Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Coldwater Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Coos Curry Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cortland-Virgil Road Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Creed Road Solar 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Crescent Bar Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crooked Lake Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Crooked Lake Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cropsey Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crossing Trails Wind Power Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crossing Trails Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cypress Knee Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Dairy Hills Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% DC Green Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Barrel Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Flat Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Green Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Parking Deck Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC Michigan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC PD Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Diamond Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Drake Peak Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Dry Creek Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Duff Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Duff Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eagle Creek Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% East Klickitat Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% East River Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Eastmill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR NA DG Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR NA DG MN SLP LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPR NA DG MN YMCA LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPR NA Distributed Generation LLC Delaware PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% EDPR NA Greenfield Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR NA Shelby Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Allen Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Allen Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR RS LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Scarlet I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet II BESS LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Solar Ventures I LLC Delaware n.a. 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% EDPR Solar Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Solar Ventures VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR South Table LLC Nebraska n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Vento I Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Vento II Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Vento III Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Vento IV Holding LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR WF LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures X LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XI LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XII LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR Wind Ventures XIII LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XIV LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XIX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPRNA Bar Harbor Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG California Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG CI Sponsor 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG CT Fund 1 MM LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Distributed Sun Holding LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Energy Holdings Inc. Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Georgia Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Illinois Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Indiana Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Lessee Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG MA Managing Member LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Maryland Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Michigan Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Mississippi Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Missouri Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG New York Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG O&M Services LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Ohio Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPRNA DG Pennsylvania Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG PR Radar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Rho LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Solar Portfolio IV LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Solar WF Portfolio LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Texas Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Virginia Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Wisconsin Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG WM 2020 Parent LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM DSA Sponsor LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM Illinois 1998 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM Illinois 3459 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG XII Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG York County Sun LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Edwardsport Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Esker Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Esker Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Estill Solar I LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Five-Spot LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ford Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Franklin Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FRV CSU Power II LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% FRV SI Transport Solar LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Fairburn LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Las Vegas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Loveland LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Manassas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF McClellan LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF N Las Vegas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Phoenix LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO German Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Gilpatrick Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Goldfinger Ventures III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Green Country Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Green Power Offsets LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Greenbow Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Gulf Coast Windpower Management Company LLC Delaware n.a. 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% Hampton Solar II LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% HB Steel Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Headwaters Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Helena Harbor Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Hickory Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hidalgo Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Hidalgo Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% High Prairie Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% High Trail Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Holly Hill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Chocolate Bayou I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Midwest IX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Horizon Wind Energy Northwest X LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest XI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Panhandle I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Valley I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Freeport Windpower I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind MREC Iowa Partners LLC Delaware n.a. 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% Horizon Wind Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Ventures III LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Horizon Wind Ventures IX LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Horizon Wyoming Transmission LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horse Mountain Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Wind Ventures LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Iron Valley Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jericho Rise Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Juniper Wind Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Leprechaun Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lexington Chenoa Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lexington Chenoa Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lime Hollow Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Little Brook Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loblolly Hill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loki Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loma de la Gloria Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lone Valley Solar Park I LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% Lone Valley Solar Park II LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% Long Hollow Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Longroad ASD1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CDC1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CSU3 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CSU4 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad DG Portfolio I LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad Fund III Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad SD LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad SIT1 Hoboken LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad Solar Fund III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad ST6 Stockton LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WF7 Cheshire LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WGNJ1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WGNJ2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Lost Lakes Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lotus Blocker LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lotus DevCo I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lotus DevCo II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lowland Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loyal Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Machias Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Madison Windpower LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Marathon Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Marble River LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Martinsdale Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% McLean Solar 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% McLean Solar 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME Dover Foxcroft Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME Ellsworth Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME New Vineyard Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME Rocky Hill Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ME Sandy Hill Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Meadow Lake Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Wind Farm VIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Mesquite Wind LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% MidCoast C2 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Mineral Springs Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Misenheimer Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% MMA Belmar Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA BWS Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA CCC Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA DAS Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Fresno Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA GDC Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Happy Valley Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA LHIW Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA MDS Power I LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA MDS Power II LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA MDS Power IV LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO MMA Mission Bay Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Renewable Ventures Solar Fund III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Rita Power LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA RMS Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Solar Fund III GP Sub Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA SROSA Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA WBF Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MN CSG 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Mohave Power Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Mohave Power LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Moonshine Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Morgan Road Solar East LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Morgan Road Solar West LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% MT Plentywood Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% MT Plentywood Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NC Loy Farm Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ND Crystal Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% New Road Power LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% New Scotland 5 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% New Trail Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% NH Hinsdale Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Nine Kings Transco LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% North Coast Highway Solar 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% North Coast Highway Solar 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% North Slope Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Norton Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Norton Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Number Nine Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% NV Solar Sparks LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Broadway SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY CSG 2 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY CSG 2 Sponsor LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Gomer SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Hemlock Hills Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Highland SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Mines Press Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Morgan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY OG 1 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Old Trail Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Omega CSG 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% OPQ Property LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Pacific Southwest Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Paulding Wind Farm III LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Pearl River Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Penn Yan Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Peterson Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Pioneer Prairie Wind Farm I LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Piscataquis Valley Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Pleasantville Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Plum Nellie Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Poplar Camp Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Post Oak Wind LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Potsdam Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Prospector Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Quilt Block Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ragsdale Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Ragsdale Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rail Splitter Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rail Splitter Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Randolph Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RE Scarlet LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% REA-C2 2016 Lessee LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Reloj del Sol Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Renewable Ventures Solar Fund V GP LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures Solar Fund V LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures V Equity Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures V GP Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renville County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RevEnergy C2 Franklin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Abrava Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI- Moo Cow Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO RI Quarry Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Sposato Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Stainless LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Rio Blanco Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rising Tree Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Rising Tree Wind Farm III LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Rising Tree Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Riverstart Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rock Dane Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rolling Upland Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rose Run Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rosewater Ventures LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Route 13 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Route 149 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RS Holyoke 3 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RSBF Jeffco II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RTSW Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO RTSW Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rush County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RV CSU Power LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Rye Patch Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Saddleback Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sagebrush Power Partners LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sailor Springs Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Salt Lick Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% San Clemente Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sandrini LandCo LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sardinia Windpower LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sawmill Junction Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% SC Beaufort Jasper Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% SC Heathwood Hall Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% SC Southern Wesleyan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Sedge Meadow Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Shields Drive LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Shullsburg Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Shy Place Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Signal Hill Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Simpson Ridge Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% SLX Project 1080 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Smart Sunscribe LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Solar Ventures Purchasing LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Soteria Solar Services LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Spruce Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Stinson Mills Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Strawberry Solar Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Sugar Plum Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SunE Bristow MS LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CDC2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CSU5 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CTS1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Fairfield SSD LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE H3 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Lakeland Center LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Clarksburg LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS FSK LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Gardens LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Lakelands LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Montgomery LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Parkland LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Quince Orchard LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Shriver LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Multnomah JBY LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Multnomah JJC LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE NC Progress1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE NLB-2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Oak LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Sycamore LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Willow LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PNMC Roof LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar IV LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO SunE Solar VI LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar XII LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 Arvada5 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 NREL LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 Rifle PS LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE U6 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-A LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-B LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-C LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-D LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3 KHL A Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3 KHL B Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-BART Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-Broomfield Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-ST Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-WG Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WMT PR2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE H4 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Sustaining Power Solutions LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sweet Acres Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sweet Stream Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Telocaset Wind Power Partners LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Tillman Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tillman Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% TillmaN Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road III Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Top Crop I Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Top Crop II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Trolley Barn Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tug Hill Windpower LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tumbleweed Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Turtle Creek Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Twin Groves I Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Twin Groves II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Upper Road LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% VA- Green Acres Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% VT Stone Valley LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Waverly Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Waverly Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Western Trail Wind Project I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wheat Field Holding LLC Delaware PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Wheat Field Wind Power Project LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Whiskey Ridge Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Whistling Wind WI Energy Center LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% White Stone Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Whitestone Wind Purchasing LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wildcat Creek Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wilson Creek Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Turbine Prometheus LP Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wolf Run Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wrangler Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO WTP Management Company LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Solar Park LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% ME Punky Meadows Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% NJ GSEB Fal Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% Parkman Solar DG LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% RI- Comolli Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% RSBF E470 I LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% Waterville Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% CANAD\u00c1 EDP Renewables Canada Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Bridge Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Bridge Solar Park Limited Partnership British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bromhead Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bromhead Solar Park Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Edgeware BESS Project GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Edgeware BESS Project LP Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDP Renewables Canada Management Services Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables Sask SE GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables Sask SE Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH II Project GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH II Project Limited Partnership Alberta n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH Project GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH Project Limited Partnership Alberta n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Halbrite Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Halbrite Solar Park Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Kennedy Wind Farm GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kennedy Wind Farm Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Nation Rise Wind Farm GP Inc. British Columbia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Nation Rise Wind Farm Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 49,99% 49,99% 49,99% 49,99% SBWF GP Inc. British Columbia n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Sounding Creek Solar Park GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sounding Creek Solar Park LP Alberta n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% South Branch Wind Farm II GP Inc. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% South Branch Wind Farm II Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% South Dundas Windfarm Limited Partnership Ont\u00e1rio PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% LATAM GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA BRASIL EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Aventura I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Barra I, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra II, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra III, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra IV, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra IX, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra V, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VI, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VII, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VIII, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra X, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra XI, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Boqueir\u00e3o I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Boqueir\u00e3o II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Borborema I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Catanduba I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Catanduba II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Ita\u00fana I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Ita\u00fana II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica JAU, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m VI, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde I, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde II, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde III, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde IV, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde V, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde VI, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar VII, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Nacional de Energia E\u00f3lica, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central Solar Barra I, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra II, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra III, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra IV, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Lagoa I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central Solar Lagoa II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente VI, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto I, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto II, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto III, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto IV, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto V, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Presidente JK I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK IX, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VIII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK X, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK XI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK XII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu IX, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central Solar Zebu VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu VIII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Elebr\u00e1s Projetos, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Jerusal\u00e9m Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monte Verde Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Aventura Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% SRMN Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% COLOMBIA Elipse Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eolos Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kappa Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Omega Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Power Solutions, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Vientos del Norte, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% CHILE EDP Renewables Chile, SpA Santiago PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Los Llanos Solar, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Punta de Talca, SpA Santiago PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico San Andr\u00e9s, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Victoria, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% APAC GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA COREA DEL SUR OMA Haedori Co., Ltd. Goheung- gun n.a. 75,00% 75,00% 60,00% 60,00% EDPR Korea, Ltd. Yeosu n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% VIETNAM EDP Renewables Vietnam Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Trung Son Energy Development LLC Khanh Hoa Province PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bien Dong Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% CMX RE Sunseap Vietnam Solar Power Co., Ltd. (3) Ninh Thuan Province PwC 55,00% 55,00% 0,00% 0,00% DKT Energy Investment Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2A Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HA Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HD Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HO Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HU Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2K Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2ML Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2O Ben Luc Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2S Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2T Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2TR Solar Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO H2VP Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hao Thanh Dat Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Incom International Investment and Development Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kim Cuong Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Long Dai Phat Investment Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Phu An Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Quang Lam Printing Import Export Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SSKT Beta Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP5 Energy Production Trading Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP6 Energy Trading Technical Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP7 Energy Development Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP8 Energy Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 1 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 3 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 4 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 5 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 6 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 7 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial & Industrial Assets (Vietnam) Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap KTG Energy Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Sun Times Solar Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Thiet Thanh Cong Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Uper Renewable Energy Vietnam Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Xuan Thien Ninh Thuan Co., Ltd. Ninh Thuan Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Xuan Thien Thuan Bac Co., Ltd. Ninh Thuan Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SINGAPUR Trung Son SG Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% LYS Energy Investment Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Sunseap Korea Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Data4Eco Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 60,00% 60,00% 0,00% 0,00% Solar PV Exchange Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solarland Alpha Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solarland Alpha Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova 4 Beta Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova 4 Beta Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova Phase 1 Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Australia Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Batam Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap China Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap CMX RE Solar Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial & Industrial Assets (S.E.A.) Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Delta Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Energy Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Energy Ventures Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Engineering Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Gamma Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Gamma Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Group Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Indonesia Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap International Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Japan Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Alpha Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Beta Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Links Daklong Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 95,00% 95,00% 0,00% 0,00% Sunseap Links Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 80,00% 80,00% 0,00% 0,00% Sunseap Philippines Solar Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Sunseap SolarNova Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Solutions Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Taiwan Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Beta Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Gamma Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vpower Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Uper Renewable Energy (Singapore) Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% AUSTRALIA Sunseap (Australia) Investments Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap (Australia) Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Assets (Australia) Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% CAMBOYA Sunseap Solar Cambodia Co., Ltd. (3) Phnom Penh City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% China Changzhou Jingyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Changzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Chongqing Xingzhi New Energy Technology Co., Ltd. Chongqing City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hefei Yiman New Energy Technology Co., Ltd. (3) Hefei City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Dongguan Jiehuang New Energy Technology Co., Ltd. Dongguan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Dongying Daoli New Energy Co., Ltd. (3) Dongying City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Foshan YingYuan New Energy Technology Co., Ltd. (3) Foshan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Heze Dechen New Energy Co., Ltd. Heze City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hubei Jianghui New Energy Co., Ltd. Jingzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jinan Xingsheng Energy Co., Ltd. (3) Jinan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jining Yihang New Energy Technology Co., Ltd. (3) Jining City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Liyang Yushun Power New Energy Co., Ltd. (3) Liyang City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Nantong Eaton Guoyun Photovoltaic New Energy Co., Ltd. (3) Nantong City n.a. 95,00% 95,00% 0,00% 0,00% Ningbo Jiangbei Baoyi LP (3) Ningbo city PwC 60,00% 60,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Qingdao Xingqi Energy Co., Ltd. Qingdao n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Qinghe County Xinou Funeng New Energy Technology Co., Ltd. Xingtai City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rongcheng Xingyi New Energy Technology Co., Ltd. Weihai City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Shanghai Jingwen Equity Investment Center LP (3) Shanghai PwC 90,22% 90,22% 0,00% 0,00% Shanghai Yihuang New Energy Technology Co., Ltd. (3) Shanghai n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Shanghai Yikuang New Technology Co., Ltd. (3) Shanghai n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% State Cloud Sunseap Equity Investment Partnership LP (3) Jinan City PwC 80,33% 80,20% 0,00% 0,00% Sunseap China Energy (Qingdao) Co., Ltd. Qingdao n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap China Energy (Shanghai) Ltd. (3) Shanghai PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Haoruitian Power New Energy Co., Ltd. Kunshan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Liansong New Energy Technology Co., Ltd. Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Xingdao New Energy Technology Co., Ltd. (3) Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Xingyi Energy Engineering Co., Ltd. Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Baoyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Xingrun Energy Development Co., Ltd. Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Xingsheng Energy Development Co., Ltd. Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Yuntong New Energy Technology Co., Ltd. (3) Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Weihai Deao New Energy Technology Co., Ltd. Weihai City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wenzhou Xingyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Wenzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wuhan Panshuo Energy Technology Co., Ltd. Wuhan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wuxi Lingzhong New Energy Technology Co., Ltd. Wuxi City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yancheng Baoyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Yancheng City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yancheng Qingneng Power Technology Co., Ltd. Yancheng City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yuzhou Yixing Energy Technology Co., Ltd. (3) Yuzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Zhenjiang Ruichengda New Energy Co., Ltd. Zhenjiang City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% INDONESIA 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO PT Right People Renewable Energy Jakarta KAP Agus Ubaidillah & Rekan 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% PT Sunseap Batam Energy (3) Kota Batam n.a. 99,00% 99,00% 0,00% 0,00% PT Sunseap Commercial Industrial Indonesia Asset (3) Jakarta n.a. 99,00% 99,00% 0,00% 0,00% JAP\u00d3N RE Capital Co., Ltd. (3) Tokyo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% MALASIA Sunseap Energy (Malaysia) Sdn. Bhd. (3) Kuala Lumpur NHT 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% TAI\u00c1N Hoya Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Pacific Sunseap Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 65,00% 65,00% 0,00% 0,00% Shuangjian Photoelectric Ltd. (3) Taipei City PwC 70,00% 70,00% 0,00% 0,00% Sunseap Advance Green Technology Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Advance International Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Taiwan Solar Holdings Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Top Green Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 65,00% 0,00% 0,00% TAILANDIA Sunseap Energy (Thailand) Co., Ltd. (3) Bangkok Thai Info Ltd 95,50% 95,50% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Asset Co. Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 100,00% 67,00% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Co., Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 67,00% 67,00% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Energy Solutions Co. Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 100,00% 67,00% 0,00% 0,00% (1) Companies acquired in the Kronos Business Combination transaction (see note 42) (2) Companies acquired in the Longroad Business Combination transaction (see note 42) (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) Los principales indicadores financieros de las entidades controladas de forma conjunta incluidas en la consolidaci\u00f3n mediante el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciembre de 2022 son los siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERE- CHOS DE VOTO Desarrollos Energ\u00e9ticos Canarios, S.A. \u20ac 15.025 Las Palmas n.a. 49,90% 49,90% Desarrollos Energ\u00e9ticos del Val, S.L. \u20ac 137.070 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoluci\u00f3n 2000, S.L. \u20ac 117.994 Albacete PwC 49,15% 49,15% OW Offshore, S.L. \u20ac 57.519.614 Madrid PwC 50,00% 50,00% Sistemas E\u00f3licos Tres Cruces, S.L. \u20ac 50.000 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoikos Voreas A.E. \u20ac 126.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Sofrano A.E. \u20ac 830.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Centrale Eolienne D'Occey, S.A.S. \u20ac 284.844 Paris n.a. 51,00% 51,00% Lomartico Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Medsteville Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Ondentille Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Kronos IBV UK GmbH (1) \u20ac 25.000 Berlin n.a. 50,00% 50,00% KSD 20 UG (1) \u20ac 1.000 Munich n.a. 50,00% 50,00% 2017 Vento XVII LLC \u20ac 457.105.962 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2018 Vento XIX LLC \u20ac 436.471.238 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2019 Vento XX LLC \u20ac 540.192.107 Delaware PwC 20,00% 20,00% Flat Rock Windpower LLC \u20ac 514.100.517 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Flat Rock Windpower II LLC \u20ac 202.349.774 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures II LLC \u20ac 158.862.680 Delaware PwC 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures LLC \u20ac 123.728.648 Delaware PwC 50,00% 50,00% Nine Kings Wind Farm LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Riverstart Development LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 20,00% 20,00% Riverstart Ventures LLC \u20ac 175.144.763 Delaware PwC 20,00% 20,00% Solar Ventures Acquisition LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Sunseap Asset (Cambodia) Co., Ltd.(3) \u20ac 2.760.000 Phnom Penh City n.a. 51,00% 51,00% Sunseap Energy (Cambodia) Co., Ltd. (3) \u20ac 365.000 Phnom Penh City n.a. 49,00% 49,00% Cenergi Sunseap Energy Solutions Sdn. Bhd. (3) \u20ac 2.131.119 Kuala Lumpur n.a. 40,00% 40,00% Powersource Sunseap Corp. (3) \u20ac 0 Makati City n.a. 40.00% 40.00% Powersource Sunseap Solar Solution Corp. (3) \u20ac 0 Makati City n.a. 40.00% 40.00% RL Sunseap Energy Sdn. Bhd. \u20ac 532.780 Sarawak n.a. 49,00% 49,00% Sunseap LCS Energy Sdn. Bhd. (3) \u20ac 21.311 Kuala Lumpur n.a. 49,00% 49,00% Sunseap Solutions Taiwan Ltd. (3) \u20ac 924.126 Taipei City n.a. 49,00% 49,00% (1) Companies acquired in the Kronos Business Combination transaction (see note 42) (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) Los principales indicadores financieros de las entidades controladas de forma conjunta incluidas en la consolidaci\u00f3n mediante el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciembre de 2021 son los siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DE DERE- CHOS DE VOTO Desarrollos Energ\u00e9ticos Canarios, S.A. \u20ac 15.025 Las Palmas n.a. 49,90% 49,90% Desarrollos Energ\u00e9ticos del Val, S.L. \u20ac 137.070 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoluci\u00f3n 2000, S.L. \u20ac 117.994 Albacete PwC 49,15% 49,15% OW Offshore, S.L. \u20ac 57.519.614 Madrid PwC 50,00% 50,00% Sistemas E\u00f3licos Tres Cruces, S.L. \u20ac 50.000 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoikos Voreas A.E. \u20ac 66.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Sofrano A.E.E \u20ac 700.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Moray West Holdings Limited \u20ac 1.190 London PwC 33,40% 64,20% 2017 Vento XVII LLC \u20ac 155.759.988 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2018 Vento XIX LLC \u20ac 75.647.503 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2019 Vento XX LLC \u20ac 206.666.495 Delaware PwC 20,00% 20,00% Flat Rock Windpower LLC \u20ac 484.142.337 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Flat Rock Windpower II LLC \u20ac 190.558.245 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures II LLC \u20ac 162.629.437 Delaware PwC 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures LLC \u20ac 124.067.123 Delaware PwC 50,00% 50,00% Nine Kings Wind Farm LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Riverstart Development LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 20,00% 20,00% Riverstart Ventures LLC \u20ac 130.231.676 Delaware PwC 20,00% 20,00% Solar Ventures Acquisition LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Las Compa\u00f1\u00edas Asociadas incluidas en la consolidaci\u00f3n contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciem- bre de 2022 son las siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERECHOS DE VOTO Biomasas del Pirineo, S.A. \u20ac 454.896 Huesca n.a. 30,00% 30,00% Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. \u20ac 1.817.130 Gran Canaria PwC 44,75% 44,75% Eos Pax IIa, S.L. \u20ac 6.010 Coru\u00f1a Deloitte 48,50% 48,50% Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. \u20ac 2.040.000 Zaragoza PwC 36,23% 36,23% Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. \u20ac 120.400 Madrid KPMG 29,90% 29,90% Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. \u20ac 7.193.970 Madrid KPMG 42,00% 42,00% San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. \u20ac 2.000.000 Zaragoza PwC 47,01% 47,01% Solar Siglo XXI, S.A. \u20ac 80.000 Ciudad Real n.a. 25,00% 25,00% Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. \u20ac 23.044 Zaragoza PwC 50,00% 50,00% E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. \u20ac 500.000 Lourinh\u00e3 n.a. 45,00% 45,00% Hytlantic, S.A. \u20ac 50.000 Sines n.a. 28,50% 28,50% Blue Canyon Windpower LLC \u20ac 59.864.082 Texas PWC 25,00% 25,00% Charge+ Pte. Ltd. (3) \u20ac 5.216.668 Singapore n.a. 26,25% 26,25% Todae Solar Pty. Ltd. (3) \u20ac 0 Rosebery, NSW n.a. 49,00% 49,00% (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) Las Compa\u00f1\u00edas Asociadas incluidas en la consolidaci\u00f3n contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciem- bre de 2021 son las siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERECHOS DE VOTO Biomasas del Pirineo, S.A. \u20ac 454.896 Huesca n.a. 30,00% 30,00% Blue Canyon Windpower LLC \u20ac 63.851.000 Texas PwC 25,00% 25,00% Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. \u20ac 1.817.130 Gran Canaria PwC 44,75% 44,75% E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. \u20ac 500.000 Lourinh\u00e3 n.a. 45,00% 45,00% Eos Pax IIa, S.L. \u20ac 6.010 Coru\u00f1a Deloitte 48,50% 48,50% Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. \u20ac 2.040.000 Zaragoza PwC 36,24% 36,24% Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. \u20ac 120.400 Madrid KPMG 29,90% 29,90% Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. \u20ac 7.193.970 Madrid KPMG 42,00% 42,00% San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. \u20ac 5.000.000 Zaragoza PwC 47,01% 47,01% Solar Siglo XXI, S.A. \u20ac 80.000 Ciudad Real n.a. 25,00% 25,00% Solar Works! B.V. \u20ac 5.976.514 Rotterdam RSM Global 20,19% 20,19% Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. \u20ac 23.044 Zaragoza PwC 50,00% 50,00% ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfBasisOfConsolidationExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4619": {
"value": "Entidades controladas Las inversiones en filiales en las que el Grupo tiene el control se consolidan por integraci\u00f3n global desde la fecha en que el Grupo asume el control de sus actividades financieras y operativas hasta el momento en que deja de tenerlo. Un inversor controla una participada cuando est\u00e1 expuesto, o tiene derechos, a rendimientos variables derivados de su implicaci\u00f3n en la participada y tiene la capacidad de influir en esos rendimientos a trav\u00e9s de su poder sobre la participada, independientemente del porcentaje de derechos de voto que posea. Las p\u00e9rdidas acumuladas se atribuyen a las participaciones no dominantes en las proporciones correspondientes, lo que implica que el Grupo puede reconocer participaciones no dominantes negativas. En un proceso de adquisici\u00f3n por etapas que d\u00e9 lugar a la adquisici\u00f3n del control, la revalorizaci\u00f3n de cualquier participaci\u00f3n previamente pose\u00edda se contabiliza en la cuenta de resultados. En una enajenaci\u00f3n parcial que d\u00e9 lugar a la p\u00e9rdida de control sobre una filial, cualquier participaci\u00f3n conservada se revaloriza a su valor de mercado en la fecha de venta y la ganancia o p\u00e9rdida resultante de esta revalorizaci\u00f3n se contabiliza en la cuenta de resultados, al igual que cualquier ganancia o p\u00e9rdida resultante de la enajenaci\u00f3n. Enajenaci\u00f3n de sociedades dependientes Cuando el Grupo deja de tener el control, cualquier participaci\u00f3n mantenida en la entidad se vuelve a valorar a su valor razonable en la fecha en que se pierde el control, reconociendo el cambio en el importe en libros de la inversi\u00f3n en el resultado del ejercicio. El valor razonable es el importe en libros inicial a efectos del posterior registro de la participaci\u00f3n mantenida en la asociada, negocio conjunto o activo financiero. Adem\u00e1s, cualquier importe previamente registrado en otro resultado global en relaci\u00f3n con esa entidad se registra como si el Grupo hubiera vendido directamente todos los activos y pasivos relacionados. Esto puede significar que los importes previamente reconocidos en otro resultado global se reclasifiquen a resultados. Si se reduce la propiedad de una participaci\u00f3n en una asociada, pero se mantiene una influencia significativa, s\u00f3lo se reclasificar\u00e1 a la cuenta de resultados la parte proporcional de los importes previamente reconocidos en el otro resultado global. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForSubsidiariesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4645": {
"value": "Acuerdos conjuntos El Grupo clasifica un acuerdo como un acuerdo conjunto cuando el control conjunto se establece contractualmente. El control conjunto existe solo cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento un\u00e1nime de las partes que controlan colectivamente el acuerdo. Despu\u00e9s de determinar la existencia de control conjunto, el Grupo clasifica los acuerdos conjuntos en dos tipos: operaciones conjuntas o joint ventures. Una operaci\u00f3n conjunta es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, son operadores conjuntos) y tienen derechos sobre los activos y obligaciones por los pasivos, relacionados con el acuerdo, por lo que los activos y pasivos (e ingresos y gastos relacionados), en relaci\u00f3n con su inter\u00e9s en el acuerdo, se reconocen y miden de acuerdo con las NIIF pertinentes aplicables. Una joint venture es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, joint venture) tienen derechos sobre los activos netos del acuerdo, por lo que esta inversi\u00f3n se incluir\u00e1 en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de joint ventures, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la cuota del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una entidad controlada de forma conjunta, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales, salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la entidad. Entidades en las que el grupo tiene influencia significativa Las inversiones en asociadas se incluyen en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n desde la fecha en que el Grupo adquiere influencia significativa hasta la fecha en que deja de existir. Las asociadas son entidades en las que el Grupo posee influencia significativa, pero no control, sobre sus pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n. La existencia de influencia significativa por parte del Grupo suele quedar demostrado normalmente por una o varias de las siguientes circunstancias: \u2022 Representaci\u00f3n en el Consejo Ejecutivo de Administraci\u00f3n u \u00f3rgano de gobierno equivalente de la sociedad participada; \u2022 Participaci\u00f3n en procesos de elaboraci\u00f3n de pol\u00edticas, incluida la participaci\u00f3n en decisiones sobre dividendos y otras distribuciones; \u2022 Existencia de transacciones materiales o de importancia relativa entre el Grupo y la sociedad participada; \u2022 Intercambio de personal directivo; \u2022 Suministro de informaci\u00f3n t\u00e9cnica esencial. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de asociadas, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la participaci\u00f3n del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una asociada, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la asociada. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociatesAndJointVenturesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4646": {
"value": "Acuerdos conjuntos El Grupo clasifica un acuerdo como un acuerdo conjunto cuando el control conjunto se establece contractualmente. El control conjunto existe solo cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento un\u00e1nime de las partes que controlan colectivamente el acuerdo. Despu\u00e9s de determinar la existencia de control conjunto, el Grupo clasifica los acuerdos conjuntos en dos tipos: operaciones conjuntas o joint ventures. Una operaci\u00f3n conjunta es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, son operadores conjuntos) y tienen derechos sobre los activos y obligaciones por los pasivos, relacionados con el acuerdo, por lo que los activos y pasivos (e ingresos y gastos relacionados), en relaci\u00f3n con su inter\u00e9s en el acuerdo, se reconocen y miden de acuerdo con las NIIF pertinentes aplicables. Una joint venture es un acuerdo conjunto por el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo (es decir, joint venture) tienen derechos sobre los activos netos del acuerdo, por lo que esta inversi\u00f3n se incluir\u00e1 en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de joint ventures, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la cuota del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una entidad controlada de forma conjunta, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales, salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la entidad. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsInJointVentures",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4672": {
"value": "Entidades en las que el grupo tiene influencia significativa Las inversiones en asociadas se incluyen en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n desde la fecha en que el Grupo adquiere influencia significativa hasta la fecha en que deja de existir. Las asociadas son entidades en las que el Grupo posee influencia significativa, pero no control, sobre sus pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n. La existencia de influencia significativa por parte del Grupo suele quedar demostrado normalmente por una o varias de las siguientes circunstancias: \u2022 Representaci\u00f3n en el Consejo Ejecutivo de Administraci\u00f3n u \u00f3rgano de gobierno equivalente de la sociedad participada; \u2022 Participaci\u00f3n en procesos de elaboraci\u00f3n de pol\u00edticas, incluida la participaci\u00f3n en decisiones sobre dividendos y otras distribuciones; \u2022 Existencia de transacciones materiales o de importancia relativa entre el Grupo y la sociedad participada; \u2022 Intercambio de personal directivo; \u2022 Suministro de informaci\u00f3n t\u00e9cnica esencial. Los estados financieros consolidados incluyen la parte atribuible del Grupo de reservas totales y ganancias o p\u00e9rdidas de asociadas, incluidas en los estados financieros consolidados seg\u00fan el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n. Cuando la participaci\u00f3n del Grupo en las p\u00e9rdidas supera su participaci\u00f3n en una asociada, el valor contable del Grupo se reduce a cero y se interrumpe el reconocimiento de p\u00e9rdidas adicionales salvo en la medida en que el Grupo tenga la obligaci\u00f3n legal o impl\u00edcita de cubrir dichas p\u00e9rdidas en nombre de la asociada. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentInAssociates",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4709": {
"value": "Combinaciones de negocio A partir del 1 de enero de 2010, el Grupo ha aplicado la NIIF 3 Combinaciones de negocios (2008) en la contabilizaci\u00f3n de combinaciones de negocios. Las combinaciones de negocios se contabilizan aplicando el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n, que es la fecha en la que se transfiere el control al Grupo. Control es el poder para dirigir las pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n de una entidad con el fin de obtener beneficios de sus actividades. En la valoraci\u00f3n del control, el Grupo tiene en cuenta los posibles derechos de voto que son ejercitables actualmente. Adquisiciones a partir del 1 de enero de 2010 En el caso de adquisiciones realizadas a partir del 1 de enero de 2010, el Grupo valora el fondo de comercio en la fecha de adquisici\u00f3n de la siguiente manera: \u2022 El valor razonable de la contraprestaci\u00f3n transferida; m\u00e1s \u2022 El importe reconocido de cualquier participaci\u00f3n no dominante en la adquirida; m\u00e1s \u2022 Si la combinaci\u00f3n de negocios se realiza por etapas, el valor razonable de la participaci\u00f3n existente en el patrimonio neto de la adquirida; menos \u2022 El importe neto reconocido (generalmente el valor razonable) de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. La contraprestaci\u00f3n transferida no incluye importes relacionados con la liquidaci\u00f3n de relaciones preexistentes. Dichos importes se reconocen, por lo general, en la cuenta de resultados. Los costes relacionados con la adquisici\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que incurre el Grupo con relaci\u00f3n a una combinaci\u00f3n de negocios se contabilizan como gastos en el momento en que se incurre en ellos. Cualquier contraprestaci\u00f3n contingente a pagar se reconoce a valor razonable en la fecha de adquisici\u00f3n. Si la contraprestaci\u00f3n contingente se clasifica como patrimonio neto, no se vuelve a valorar y la liquidaci\u00f3n se contabiliza en el patrimonio neto. De lo contrario, los cambios posteriores en el valor razonable de la contraprestaci\u00f3n contingente se reconocen en la cuenta de resultados. Tras ese periodo, los ajustes a la valoraci\u00f3n inicial solo se realizan para corregir un error. Adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010 En las adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010, el fondo de comercio representa el exceso del coste de la adquisici\u00f3n con respecto a la participaci\u00f3n del Grupo en el importe reconocido (generalmente, valor razonable) de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables de la sociedad adquirida. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. Los costes de transacci\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que el Grupo ha incurrido con relaci\u00f3n a combinaciones de negocios se capitalizan como parte del coste de adquisici\u00f3n. Compras de participaciones no dominantes y diluci\u00f3n En las adquisiciones (diluciones que no dan lugar a una p\u00e9rdida de control de las participaciones no dominantes), la diferencia entre el valor razonable de las participaciones no dominantes adquiridas y la contraprestaci\u00f3n pagada se contabiliza en reservas. Las adquisiciones de participaciones no dominantes mediante opciones de venta emitidas relacionadas con inversiones en filiales mantenidas por participaciones no dominantes se registran como un pasivo por el valor razonable del importe a pagar contra las participaciones no dominantes. El valor razonable del pasivo se determina en funci\u00f3n del precio contractual que puede ser fijo o variable. En el caso de precio variable, los cambios en el pasivo se reconocen en la cuenta de resultados, as\u00ed como el efecto del descuento financiero del pasivo (actualizaci\u00f3n financiera). Combinaciones de negocios realizadas en etapas En una combinaci\u00f3n de negocios realizada por etapas, en la fecha de obtenci\u00f3n del control, el exceso de la suma de (i) la contraprestaci\u00f3n transferida, (ii) el importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y (iii) el valor razonable de la participaci\u00f3n en el capital del negocio adquirido que se pose\u00eda anteriormente; sobre los importes netos de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce como fondo de comercio. En su caso, la diferencia negativa, despu\u00e9s de evaluar la contraprestaci\u00f3n transferida, del importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido que se ten\u00eda anteriormente; sobre el valor neto de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. El Grupo reconoce la diferencia entre el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido y el valor contable en los resultados consolidados en la partida de Otros ingresos. Adem\u00e1s, el Grupo reclasifica los importes diferidos en otro resultado global relativos a la participaci\u00f3n en el capital anteriormente mantenida, a la cuenta de resultados o a las reservas consolidadas, seg\u00fan su naturaleza",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4710": {
"value": "Combinaciones de negocio A partir del 1 de enero de 2010, el Grupo ha aplicado la NIIF 3 Combinaciones de negocios (2008) en la contabilizaci\u00f3n de combinaciones de negocios. Las combinaciones de negocios se contabilizan aplicando el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n, que es la fecha en la que se transfiere el control al Grupo. Control es el poder para dirigir las pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n de una entidad con el fin de obtener beneficios de sus actividades. En la valoraci\u00f3n del control, el Grupo tiene en cuenta los posibles derechos de voto que son ejercitables actualmente. Adquisiciones a partir del 1 de enero de 2010 En el caso de adquisiciones realizadas a partir del 1 de enero de 2010, el Grupo valora el fondo de comercio en la fecha de adquisici\u00f3n de la siguiente manera: \u2022 El valor razonable de la contraprestaci\u00f3n transferida; m\u00e1s \u2022 El importe reconocido de cualquier participaci\u00f3n no dominante en la adquirida; m\u00e1s \u2022 Si la combinaci\u00f3n de negocios se realiza por etapas, el valor razonable de la participaci\u00f3n existente en el patrimonio neto de la adquirida; menos \u2022 El importe neto reconocido (generalmente el valor razonable) de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. La contraprestaci\u00f3n transferida no incluye importes relacionados con la liquidaci\u00f3n de relaciones preexistentes. Dichos importes se reconocen, por lo general, en la cuenta de resultados. Los costes relacionados con la adquisici\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que incurre el Grupo con relaci\u00f3n a una combinaci\u00f3n de negocios se contabilizan como gastos en el momento en que se incurre en ellos. Cualquier contraprestaci\u00f3n contingente a pagar se reconoce a valor razonable en la fecha de adquisici\u00f3n. Si la contraprestaci\u00f3n contingente se clasifica como patrimonio neto, no se vuelve a valorar y la liquidaci\u00f3n se contabiliza en el patrimonio neto. De lo contrario, los cambios posteriores en el valor razonable de la contraprestaci\u00f3n contingente se reconocen en la cuenta de resultados. Tras ese periodo, los ajustes a la valoraci\u00f3n inicial solo se realizan para corregir un error. Adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010 En las adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010, el fondo de comercio representa el exceso del coste de la adquisici\u00f3n con respecto a la participaci\u00f3n del Grupo en el importe reconocido (generalmente, valor razonable) de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables de la sociedad adquirida. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. Los costes de transacci\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que el Grupo ha incurrido con relaci\u00f3n a combinaciones de negocios se capitalizan como parte del coste de adquisici\u00f3n. Compras de participaciones no dominantes y diluci\u00f3n En las adquisiciones (diluciones que no dan lugar a una p\u00e9rdida de control de las participaciones no dominantes), la diferencia entre el valor razonable de las participaciones no dominantes adquiridas y la contraprestaci\u00f3n pagada se contabiliza en reservas. Las adquisiciones de participaciones no dominantes mediante opciones de venta emitidas relacionadas con inversiones en filiales mantenidas por participaciones no dominantes se registran como un pasivo por el valor razonable del importe a pagar contra las participaciones no dominantes. El valor razonable del pasivo se determina en funci\u00f3n del precio contractual que puede ser fijo o variable. En el caso de precio variable, los cambios en el pasivo se reconocen en la cuenta de resultados, as\u00ed como el efecto del descuento financiero del pasivo (actualizaci\u00f3n financiera). Combinaciones de negocios realizadas en etapas En una combinaci\u00f3n de negocios realizada por etapas, en la fecha de obtenci\u00f3n del control, el exceso de la suma de (i) la contraprestaci\u00f3n transferida, (ii) el importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y (iii) el valor razonable de la participaci\u00f3n en el capital del negocio adquirido que se pose\u00eda anteriormente; sobre los importes netos de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce como fondo de comercio. En su caso, la diferencia negativa, despu\u00e9s de evaluar la contraprestaci\u00f3n transferida, del importe de cualquier participaci\u00f3n no dominante reconocida en la adquirida y el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido que se ten\u00eda anteriormente; sobre el valor neto de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. El Grupo reconoce la diferencia entre el valor razonable de la participaci\u00f3n en el negocio adquirido y el valor contable en los resultados consolidados en la partida de Otros ingresos. Adem\u00e1s, el Grupo reclasifica los importes diferidos en otro resultado global relativos a la participaci\u00f3n en el capital anteriormente mantenida, a la cuenta de resultados o a las reservas consolidadas, seg\u00fan su naturaleza. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBusinessCombinationsAndGoodwillExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4713": {
"value": "Combinaciones de negocio A partir del 1 de enero de 2010, el Grupo ha aplicado la NIIF 3 Combinaciones de negocios (2008) en la contabilizaci\u00f3n de combinaciones de negocios. Las combinaciones de negocios se contabilizan aplicando el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n, que es la fecha en la que se transfiere el control al Grupo. Control es el poder para dirigir las pol\u00edticas financieras y de explotaci\u00f3n de una entidad con el fin de obtener beneficios de sus actividades. En la valoraci\u00f3n del control, el Grupo tiene en cuenta los posibles derechos de voto que son ejercitables actualmente. Adquisiciones a partir del 1 de enero de 2010 En el caso de adquisiciones realizadas a partir del 1 de enero de 2010, el Grupo valora el fondo de comercio en la fecha de adquisici\u00f3n de la siguiente manera: \u2022 El valor razonable de la contraprestaci\u00f3n transferida; m\u00e1s \u2022 El importe reconocido de cualquier participaci\u00f3n no dominante en la adquirida; m\u00e1s \u2022 Si la combinaci\u00f3n de negocios se realiza por etapas, el valor razonable de la participaci\u00f3n existente en el patrimonio neto de la adquirida; menos \u2022 El importe neto reconocido (generalmente el valor razonable) de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. La contraprestaci\u00f3n transferida no incluye importes relacionados con la liquidaci\u00f3n de relaciones preexistentes. Dichos importes se reconocen, por lo general, en la cuenta de resultados. Los costes relacionados con la adquisici\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que incurre el Grupo con relaci\u00f3n a una combinaci\u00f3n de negocios se contabilizan como gastos en el momento en que se incurre en ellos. Cualquier contraprestaci\u00f3n contingente a pagar se reconoce a valor razonable en la fecha de adquisici\u00f3n. Si la contraprestaci\u00f3n contingente se clasifica como patrimonio neto, no se vuelve a valorar y la liquidaci\u00f3n se contabiliza en el patrimonio neto. De lo contrario, los cambios posteriores en el valor razonable de la contraprestaci\u00f3n contingente se reconocen en la cuenta de resultados. Tras ese periodo, los ajustes a la valoraci\u00f3n inicial solo se realizan para corregir un error. Adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010 En las adquisiciones realizadas entre el 1 de enero de 2004 y el 1 de enero de 2010, el fondo de comercio representa el exceso del coste de la adquisici\u00f3n con respecto a la participaci\u00f3n del Grupo en el importe reconocido (generalmente, valor razonable) de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables de la sociedad adquirida. Cuando el exceso es negativo, se reconoce inmediatamente en resultados una ganancia por una compra en condiciones muy ventajosas. Los costes de transacci\u00f3n, distintos a los asociados con la emisi\u00f3n de t\u00edtulos de patrimonio neto o deuda, en los que el Grupo ha incurrido con relaci\u00f3n a combinaciones de negocios se capitalizan como parte del coste de adquisici\u00f3n. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGoodwillExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4753": {
"value": "Compras de participaciones no dominantes y diluci\u00f3n En las adquisiciones (diluciones que no dan lugar a una p\u00e9rdida de control de las participaciones no dominantes), la diferencia entre el valor razonable de las participaciones no dominantes adquiridas y la contraprestaci\u00f3n pagada se contabiliza en reservas. Las adquisiciones de participaciones no dominantes mediante opciones de venta emitidas relacionadas con inversiones en filiales mantenidas por participaciones no dominantes se registran como un pasivo por el valor razonable del importe a pagar contra las participaciones no dominantes. El valor razonable del pasivo se determina en funci\u00f3n del precio contractual que puede ser fijo o variable. En el caso de precio variable, los cambios en el pasivo se reconocen en la cuenta de resultados, as\u00ed como el efecto del descuento financiero del pasivo (actualizaci\u00f3n financiera). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithNoncontrollingInterestsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4788": {
"value": "Adquisici\u00f3n de activos fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 Con el fin de evaluar si una adquisici\u00f3n de un activo o de un grupo de activos es un negocio, EDPR identifica los elementos de la entidad adquirida (insumos, procesos y productos), eval\u00faa la capacidad de crear productos (para que se considere un negocio, debe tener como m\u00ednimo un insumo y un proceso sustancial) y, finalmente, valora la capacidad de los participantes en el mercado para continuar creando productos (realizando actividades como un negocio). En el caso de un conjunto integrado de actividades que se encuentre en una fase inicial de desarrollo y no haya comenzado a generar productos, EDPR considera otros factores para determinar si constituye un negocio, tales como si: (i) las actividades principales planificadas han comenzado; (ii) existen empleados, propiedad intelectual y otros insumos y procesos; (iii) se est\u00e1 ejecutando un plan para producir productos; y/o (iv) se puede tener acceso a los clientes que comprar\u00e1n los productos. En general, una entidad en etapa inicial que tenga empleados capaces de desarrollar un producto se considerar\u00e1 un negocio. Por lo tanto, en aplicaci\u00f3n de lo anterior, EDPR concluye que la NIIF 3 no es aplicable cuando no hay productos en la fecha de adquisici\u00f3n debido a que el desarrollo se encuentra en una etapa inicial, y los procesos adquiridos no pueden considerarse sustantivos. Por lo tanto, la adquisici\u00f3n de un activo o grupo de activos que no cumpla las condiciones para ser considerado un negocio se clasifica como una adquisici\u00f3n de una empresa fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3. H) Capitalizaci\u00f3n de los costes por intereses Los costes por intereses que son atribuibles directamente a la adquisici\u00f3n o construcci\u00f3n de activos se capitalizan como parte del coste de los activos. Un activo que cumple los requisitos es aquel que necesita un periodo sustancial de tiempo para estar disponible para su venta o para el uso al que est\u00e1 destinado. En la medida en la que los fondos por lo general se obtienen a trav\u00e9s de pr\u00e9stamos, el importe de los costes por intereses susceptibles de capitalizaci\u00f3n deber\u00e1 determinarse aplicando una tasa de capitalizaci\u00f3n a los gastos de dichos activos. La tasa de capitalizaci\u00f3n equivale a la media ponderada de los costes por intereses aplicables a los pr\u00e9stamos pendientes durante el ejercicio. Todos los costes de mantenimiento y reparaciones se contabilizan en la cuenta de resultados durante el ejercicio financiero en el que se incurren. La capitalizaci\u00f3n de los costes por intereses comienza cuando se ha incurrido en gastos derivados del activo, cuando se ha incurrido en costes por intereses y est\u00e1n llev\u00e1ndose a cabo las actividades necesarias para preparar la totalidad o parte de los activos para su venta o para el uso al que est\u00e1n destinados. La capitalizaci\u00f3n se interrumpe cuando sustancialmente se hayan llevado a cabo todas las actividades necesarias para preparar los activos que cumplen los requisitos para su venta o para el uso al que est\u00e1n destinados. I) Inmovilizado material El inmovilizado material se contabiliza al coste de adquisici\u00f3n menos la amortizaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro del valor. El coste incluye el gasto que es directamente atribuible a la adquisici\u00f3n del activo. En el caso de proyectos en fase de desarrollo, los costes solo se capitalizan cuando es probable que el proyecto se construya finalmente. Si, debido a cambios en la regulaci\u00f3n u otra circunstancia, los costes capitalizados se dan de baja del inmovilizado material, se reconocen en la partida \u201cOtros gastos \u201d en la cuenta de resultados. Las sustituciones o renovaciones de elementos completos se reconocen como incrementos del valor de inmovilizado material y los elementos sustituidos o renovados se dan de baja y se reconocen en la partida \u201cOtros gastos \u201d. El coste de los trabajos desarrollados internamente incluye el coste de los materiales y la mano de obra directa; cualquier coste directamente relacionado con la puesta en servicio del activo para el uso al que est\u00e1 destinado y los costes de desmantelar y retirar los equipos y rehabilitar el emplazamiento en el que est\u00e1n ubicados. El coste puede incluir tambi\u00e9n las transferencias de patrimonio neto de cualquier ganancia o p\u00e9rdida de coberturas del flujo de efectivo que cumplan los requisitos por compras en moneda extranjera de inmovilizado material. El software adquirido que forme parte integrante de la funcionalidad del equipamiento correspondiente se capitaliza como parte de dicho equipamiento. El coste de adquisici\u00f3n incluye los intereses por financiaci\u00f3n externa y los gastos por retribuciones a empleados, as\u00ed como otros gastos internos relacionados directa o indirectamente con trabajos en curso, devengados \u00fanicamente durante el periodo de construcci\u00f3n. El coste de producci\u00f3n se capitaliza contabilizando los costes atribuibles al activo como trabajo propio capitalizado bajo gastos financieros y los gastos por retribuciones a los empleados y gastos por prestaciones a los empleados en la cuenta de resultados consolidada. Los costes posteriores se reconocen como activos separados solo cuando es probable que el Grupo reciba los beneficios econ\u00f3micos futuros asociados con el elemento. Todos los costes de mantenimiento y reparaciones se contabilizan en la cuenta de resultados durante el ejercicio financiero en el que se incurren. El Grupo comprueba el deterioro del valor de los activos, siempre que los hechos o las circunstancias indiquen que es posible que el valor contable del activo sea superior a su importe recuperable y dicho deterioro del valor se reconoce en la cuenta de resultados. Los terrenos no se amortizan. La amortizaci\u00f3n de otros activos se calcula aplicando el m\u00e9todo lineal, deducido el valor residual, conforme a sus vidas \u00fatiles estimadas, de la siguiente manera: N\u00daMERO DE A\u00d1OS Edificios y otras construcciones 8 a 40 Planta y maquinaria - Activos de energ\u00edas renovables 20 a 35 - Otras plantas y maquinaria 4 a 12 Equipos de transporte 3 a 5 Herramientas y equipos de oficina 2 a 10 Otros activos fijos tangibles 3 a 10 El valor residual es el importe determinado por el Grupo relativo a la chatarra que se obtendr\u00eda del desmantelamiento de parques e\u00f3licos y plantas solares y se calcula en funci\u00f3n de la tecnolog\u00eda de cada proyecto y de los precios estimados del acero, cobre y aluminio (este \u00faltimo solo en caso de paneles solares y generaci\u00f3n distribuida). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForPropertyPlantAndEquipmentExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4804": {
"value": "Los estados financieros de las filiales y asociadas extranjeras del Grupo se preparan utilizando su moneda funcional, definida como la moneda del entorno econ\u00f3mico primario en el que operan. En el proceso de consolidaci\u00f3n, los activos y pasivos de las filiales extranjeras se convierten a euros al tipo de cambio oficial en la fecha del balance. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFunctionalCurrencyExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4805": {
"value": "Los estados financieros de las filiales y asociadas extranjeras del Grupo se preparan utilizando su moneda funcional, definida como la moneda del entorno econ\u00f3mico primario en el que operan. En el proceso de consolidaci\u00f3n, los activos y pasivos de las filiales extranjeras se convierten a euros al tipo de cambio oficial en la fecha del balance. C) Transacciones en moneda extranjera Las transacciones en moneda extranjera se convierten al tipo de cambio vigente en las fechas de las transacciones. Los activos y pasivos monetarios denominados en monedas extranjeras se convierten a euros a los tipos de cambio vigentes en la fecha de balance. Estas diferencias de conversi\u00f3n que surgen se reconocen en la cuenta de resultados. Los activos y pasivos no monetarios en moneda extranjera se contabilizan al coste hist\u00f3rico y se convierten con los tipos de cambio vigentes en las fechas de las transacciones. Los activos y pasivos no monetarios en moneda extranjera expresados a valor razonable se convierten a euros a los tipos de cambio vigentes en las fechas en las que se determin\u00f3 el valor razonable. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForForeignCurrencyTranslationExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4819": {
"value": "Saldos y transacciones eliminados en la consolidaci\u00f3n Los saldos y transacciones entre sociedades del Grupo, incluidas cualquier ganancia o p\u00e9rdida no realizada en transacciones efectuadas entre empresas del Grupo, se eliminan al preparar los estados financieros consolidados. Las p\u00e9rdidas y ganancias no realizadas surgidas de transacciones con asociadas y entidades controladas de forma conjunta se eliminan en funci\u00f3n de la participaci\u00f3n del Grupo en dichas entidades. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTransactionsWithRelatedPartiesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4870": {
"value": "D) Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturas Los instrumentos financieros derivados se reconocen en la fecha de negociaci\u00f3n a valor razonable. Posteriormente, el valor razonable de los instrumentos financieros derivados se vuelve a valorar peri\u00f3dicamente y las p\u00e9rdidas y ganancias resultantes de la nueva valoraci\u00f3n se reconocen directamente en la cuenta de resultados, salvo aquellos derivados designados como instrumentos de cobertura. El reconocimiento de las ganancias y p\u00e9rdidas resultantes de la nueva valoraci\u00f3n de los derivados designados como instrumentos de cobertura depende de la naturaleza del riesgo cubierto y del modelo de cobertura utilizado. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados corresponde a su valor de mercado, si est\u00e1 disponible, o a las cotizaciones indicadas por entidades externas mediante el uso de t\u00e9cnicas de valoraci\u00f3n, que se comparan en cada fecha de informaci\u00f3n con los valores razonables disponibles en las plataformas habituales de informaci\u00f3n financiera. Contabilidad de coberturas El Grupo utiliza instrumentos financieros para cubrir riesgos de tipos de inter\u00e9s, de tipo de cambio y de precios derivados de sus actividades de financiaci\u00f3n y explotaci\u00f3n. Los derivados no cualificados para la contabilidad de coberturas seg\u00fan la NIIF 9 se contabilizan como instrumentos de negociaci\u00f3n. Los derivados de cobertura se contabilizan a valor razonable, reconociendo las ganancias y las p\u00e9rdidas conforme al modelo de contabilidad de coberturas adoptado por el Grupo. La relaci\u00f3n de cobertura existe cuando: \u2022 La relaci\u00f3n de cobertura consiste solo en instrumentos de cobertura y partidas cubiertas que son elegibles seg\u00fan lo determinado en la NIIF 9; \u2022 Al inicio de la cobertura, existe documentaci\u00f3n formal de la relaci\u00f3n de cobertura y del objetivo y la estrategia de gesti\u00f3n de riesgos del Grupo para la cobertura; \u2022 Existe una relaci\u00f3n econ\u00f3mica entre el elemento cubierto y el instrumento de cobertura; \u2022 El efecto del riesgo de cr\u00e9dito no domina los cambios de valor que resultan de esa relaci\u00f3n econ\u00f3mica; \u2022 El ratio de cobertura de la relaci\u00f3n de cobertura es el mismo que resulta de la cantidad del elemento cubierto que la entidad realmente cubre y la cantidad del instrumento de cobertura que la entidad realmente usa para cubrir esa cantidad del elemento cubierto. Cobertura de valor razonable Los cambios en el valor razonable de los derivados que se designan y cumplen los requisitos para ser designados como coberturas de valor razonable se registran en la cuenta de resultados, junto con cualquier cambio en el valor razonable de los activos y pasivos cubiertos o del grupo de activos y pasivos cubiertos que sea atribuible al riesgo cubierto. Cuando la relaci\u00f3n de cobertura deja de cumplir los requisitos de la contabilidad de coberturas, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas relativas al valor razonable del riesgo cubierto se amortizan a lo largo del per\u00edodo residual hasta el vencimiento de la partida cubierta. Cobertura de flujos de efectivo Los cambios en el valor razonable de los derivados calificados como coberturas de flujos de efectivo se reconocen en reservas. Las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se reclasifican a la cuenta de resultados cuando la partida cubierta afecta a la cuenta de resultados. Cuando se interrumpe una relaci\u00f3n de cobertura de una transacci\u00f3n futura, los cambios en el valor razonable de un derivado reconocido en reservas permanecen reconocidos en reservas hasta que se produzca la transacci\u00f3n cubierta futura. Cuando ya no se espera que ocurra la transacci\u00f3n futura, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se registran inmediatamente en la cuenta de resultados. Cobertura de inversion neta El modelo de cobertura de inversi\u00f3n neta se aplica de forma consolidada a las inversiones en filiales en moneda extranjera. Este modelo permite que las diferencias de cambio reconocidas en la reserva de conversi\u00f3n de divisas se compensen con las diferencias de cambio en pr\u00e9stamos en moneda extranjera o derivados de divisas contratados, reconocidos en la reserva de conversi\u00f3n de divisas - Cobertura de inversi\u00f3n neta. Para los swaps de tipos de inter\u00e9s cruzados, el diferencial base y los puntos a plazo cruzados no se designan en la relaci\u00f3n de cobertura, sino que se difieren como un coste de cobertura en otro resultado global, en Reserva de conversi\u00f3n de moneda - Cobertura de inversi\u00f3n neta - Coste de cobertura y se reconocen en resultados durante el per\u00edodo de cobertura. La parte no efectiva de la relaci\u00f3n de cobertura se reconoce en la cuenta de resultados. Las p\u00e9rdidas y ganancias acumuladas por tipo de cambio en relaci\u00f3n con la inversi\u00f3n neta y el instrumento de cobertura correspondiente reconocido en el patrimonio neto se transfieren a la cuenta de resultados en el momento de la venta de la entidad extranjera, como parte de la p\u00e9rdida o ganancia resultante de la enajenaci\u00f3n. Eficacia Para que una relaci\u00f3n de cobertura pueda clasificarse como tal, de acuerdo con la NIIF 9, debe demostrarse su eficacia. Por ello, el Grupo realiza pruebas prospectivas a la fecha de inicio de la cobertura y pruebas prospectivas y retrospectivas en cada fecha de balance, para demostrar su eficacia, demostrando que cualquier ajuste al valor razonable de la partida cubierta atribuible al riesgo cubierto se compensa con ajustes al valor razonable del instrumento de cobertura. Cualquier ineficacia se reconoce en la cuenta de resultados en el momento en que se produce. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForHedgingExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4871": {
"value": "D) Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturas Los instrumentos financieros derivados se reconocen en la fecha de negociaci\u00f3n a valor razonable. Posteriormente, el valor razonable de los instrumentos financieros derivados se vuelve a valorar peri\u00f3dicamente y las p\u00e9rdidas y ganancias resultantes de la nueva valoraci\u00f3n se reconocen directamente en la cuenta de resultados, salvo aquellos derivados designados como instrumentos de cobertura. El reconocimiento de las ganancias y p\u00e9rdidas resultantes de la nueva valoraci\u00f3n de los derivados designados como instrumentos de cobertura depende de la naturaleza del riesgo cubierto y del modelo de cobertura utilizado. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados corresponde a su valor de mercado, si est\u00e1 disponible, o a las cotizaciones indicadas por entidades externas mediante el uso de t\u00e9cnicas de valoraci\u00f3n, que se comparan en cada fecha de informaci\u00f3n con los valores razonables disponibles en las plataformas habituales de informaci\u00f3n financiera. Contabilidad de coberturas El Grupo utiliza instrumentos financieros para cubrir riesgos de tipos de inter\u00e9s, de tipo de cambio y de precios derivados de sus actividades de financiaci\u00f3n y explotaci\u00f3n. Los derivados no cualificados para la contabilidad de coberturas seg\u00fan la NIIF 9 se contabilizan como instrumentos de negociaci\u00f3n. Los derivados de cobertura se contabilizan a valor razonable, reconociendo las ganancias y las p\u00e9rdidas conforme al modelo de contabilidad de coberturas adoptado por el Grupo. La relaci\u00f3n de cobertura existe cuando: \u2022 La relaci\u00f3n de cobertura consiste solo en instrumentos de cobertura y partidas cubiertas que son elegibles seg\u00fan lo determinado en la NIIF 9; \u2022 Al inicio de la cobertura, existe documentaci\u00f3n formal de la relaci\u00f3n de cobertura y del objetivo y la estrategia de gesti\u00f3n de riesgos del Grupo para la cobertura; \u2022 Existe una relaci\u00f3n econ\u00f3mica entre el elemento cubierto y el instrumento de cobertura; \u2022 El efecto del riesgo de cr\u00e9dito no domina los cambios de valor que resultan de esa relaci\u00f3n econ\u00f3mica; \u2022 El ratio de cobertura de la relaci\u00f3n de cobertura es el mismo que resulta de la cantidad del elemento cubierto que la entidad realmente cubre y la cantidad del instrumento de cobertura que la entidad realmente usa para cubrir esa cantidad del elemento cubierto. Cobertura de valor razonable Los cambios en el valor razonable de los derivados que se designan y cumplen los requisitos para ser designados como coberturas de valor razonable se registran en la cuenta de resultados, junto con cualquier cambio en el valor razonable de los activos y pasivos cubiertos o del grupo de activos y pasivos cubiertos que sea atribuible al riesgo cubierto. Cuando la relaci\u00f3n de cobertura deja de cumplir los requisitos de la contabilidad de coberturas, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas relativas al valor razonable del riesgo cubierto se amortizan a lo largo del per\u00edodo residual hasta el vencimiento de la partida cubierta. Cobertura de flujos de efectivo Los cambios en el valor razonable de los derivados calificados como coberturas de flujos de efectivo se reconocen en reservas. Las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se reclasifican a la cuenta de resultados cuando la partida cubierta afecta a la cuenta de resultados. Cuando se interrumpe una relaci\u00f3n de cobertura de una transacci\u00f3n futura, los cambios en el valor razonable de un derivado reconocido en reservas permanecen reconocidos en reservas hasta que se produzca la transacci\u00f3n cubierta futura. Cuando ya no se espera que ocurra la transacci\u00f3n futura, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se registran inmediatamente en la cuenta de resultados. Cobertura de inversion neta El modelo de cobertura de inversi\u00f3n neta se aplica de forma consolidada a las inversiones en filiales en moneda extranjera. Este modelo permite que las diferencias de cambio reconocidas en la reserva de conversi\u00f3n de divisas se compensen con las diferencias de cambio en pr\u00e9stamos en moneda extranjera o derivados de divisas contratados, reconocidos en la reserva de conversi\u00f3n de divisas - Cobertura de inversi\u00f3n neta. Para los swaps de tipos de inter\u00e9s cruzados, el diferencial base y los puntos a plazo cruzados no se designan en la relaci\u00f3n de cobertura, sino que se difieren como un coste de cobertura en otro resultado global, en Reserva de conversi\u00f3n de moneda - Cobertura de inversi\u00f3n neta - Coste de cobertura y se reconocen en resultados durante el per\u00edodo de cobertura. La parte no efectiva de la relaci\u00f3n de cobertura se reconoce en la cuenta de resultados. Las p\u00e9rdidas y ganancias acumuladas por tipo de cambio en relaci\u00f3n con la inversi\u00f3n neta y el instrumento de cobertura correspondiente reconocido en el patrimonio neto se transfieren a la cuenta de resultados en el momento de la venta de la entidad extranjera, como parte de la p\u00e9rdida o ganancia resultante de la enajenaci\u00f3n. Eficacia Para que una relaci\u00f3n de cobertura pueda clasificarse como tal, de acuerdo con la NIIF 9, debe demostrarse su eficacia. Por ello, el Grupo realiza pruebas prospectivas a la fecha de inicio de la cobertura y pruebas prospectivas y retrospectivas en cada fecha de balance, para demostrar su eficacia, demostrando que cualquier ajuste al valor razonable de la partida cubierta atribuible al riesgo cubierto se compensa con ajustes al valor razonable del instrumento de cobertura. Cualquier ineficacia se reconoce en la cuenta de resultados en el momento en que se produce. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4872": {
"value": "D) Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturas Los instrumentos financieros derivados se reconocen en la fecha de negociaci\u00f3n a valor razonable. Posteriormente, el valor razonable de los instrumentos financieros derivados se vuelve a valorar peri\u00f3dicamente y las p\u00e9rdidas y ganancias resultantes de la nueva valoraci\u00f3n se reconocen directamente en la cuenta de resultados, salvo aquellos derivados designados como instrumentos de cobertura. El reconocimiento de las ganancias y p\u00e9rdidas resultantes de la nueva valoraci\u00f3n de los derivados designados como instrumentos de cobertura depende de la naturaleza del riesgo cubierto y del modelo de cobertura utilizado. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados corresponde a su valor de mercado, si est\u00e1 disponible, o a las cotizaciones indicadas por entidades externas mediante el uso de t\u00e9cnicas de valoraci\u00f3n, que se comparan en cada fecha de informaci\u00f3n con los valores razonables disponibles en las plataformas habituales de informaci\u00f3n financiera. Contabilidad de coberturas El Grupo utiliza instrumentos financieros para cubrir riesgos de tipos de inter\u00e9s, de tipo de cambio y de precios derivados de sus actividades de financiaci\u00f3n y explotaci\u00f3n. Los derivados no cualificados para la contabilidad de coberturas seg\u00fan la NIIF 9 se contabilizan como instrumentos de negociaci\u00f3n. Los derivados de cobertura se contabilizan a valor razonable, reconociendo las ganancias y las p\u00e9rdidas conforme al modelo de contabilidad de coberturas adoptado por el Grupo. La relaci\u00f3n de cobertura existe cuando: \u2022 La relaci\u00f3n de cobertura consiste solo en instrumentos de cobertura y partidas cubiertas que son elegibles seg\u00fan lo determinado en la NIIF 9; \u2022 Al inicio de la cobertura, existe documentaci\u00f3n formal de la relaci\u00f3n de cobertura y del objetivo y la estrategia de gesti\u00f3n de riesgos del Grupo para la cobertura; \u2022 Existe una relaci\u00f3n econ\u00f3mica entre el elemento cubierto y el instrumento de cobertura; \u2022 El efecto del riesgo de cr\u00e9dito no domina los cambios de valor que resultan de esa relaci\u00f3n econ\u00f3mica; \u2022 El ratio de cobertura de la relaci\u00f3n de cobertura es el mismo que resulta de la cantidad del elemento cubierto que la entidad realmente cubre y la cantidad del instrumento de cobertura que la entidad realmente usa para cubrir esa cantidad del elemento cubierto. Cobertura de valor razonable Los cambios en el valor razonable de los derivados que se designan y cumplen los requisitos para ser designados como coberturas de valor razonable se registran en la cuenta de resultados, junto con cualquier cambio en el valor razonable de los activos y pasivos cubiertos o del grupo de activos y pasivos cubiertos que sea atribuible al riesgo cubierto. Cuando la relaci\u00f3n de cobertura deja de cumplir los requisitos de la contabilidad de coberturas, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas relativas al valor razonable del riesgo cubierto se amortizan a lo largo del per\u00edodo residual hasta el vencimiento de la partida cubierta. Cobertura de flujos de efectivo Los cambios en el valor razonable de los derivados calificados como coberturas de flujos de efectivo se reconocen en reservas. Las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se reclasifican a la cuenta de resultados cuando la partida cubierta afecta a la cuenta de resultados. Cuando se interrumpe una relaci\u00f3n de cobertura de una transacci\u00f3n futura, los cambios en el valor razonable de un derivado reconocido en reservas permanecen reconocidos en reservas hasta que se produzca la transacci\u00f3n cubierta futura. Cuando ya no se espera que ocurra la transacci\u00f3n futura, las ganancias o p\u00e9rdidas acumuladas reconocidas en reservas se registran inmediatamente en la cuenta de resultados. Cobertura de inversion neta El modelo de cobertura de inversi\u00f3n neta se aplica de forma consolidada a las inversiones en filiales en moneda extranjera. Este modelo permite que las diferencias de cambio reconocidas en la reserva de conversi\u00f3n de divisas se compensen con las diferencias de cambio en pr\u00e9stamos en moneda extranjera o derivados de divisas contratados, reconocidos en la reserva de conversi\u00f3n de divisas - Cobertura de inversi\u00f3n neta. Para los swaps de tipos de inter\u00e9s cruzados, el diferencial base y los puntos a plazo cruzados no se designan en la relaci\u00f3n de cobertura, sino que se difieren como un coste de cobertura en otro resultado global, en Reserva de conversi\u00f3n de moneda - Cobertura de inversi\u00f3n neta - Coste de cobertura y se reconocen en resultados durante el per\u00edodo de cobertura. La parte no efectiva de la relaci\u00f3n de cobertura se reconoce en la cuenta de resultados. Las p\u00e9rdidas y ganancias acumuladas por tipo de cambio en relaci\u00f3n con la inversi\u00f3n neta y el instrumento de cobertura correspondiente reconocido en el patrimonio neto se transfieren a la cuenta de resultados en el momento de la venta de la entidad extranjera, como parte de la p\u00e9rdida o ganancia resultante de la enajenaci\u00f3n. Eficacia Para que una relaci\u00f3n de cobertura pueda clasificarse como tal, de acuerdo con la NIIF 9, debe demostrarse su eficacia. Por ello, el Grupo realiza pruebas prospectivas a la fecha de inicio de la cobertura y pruebas prospectivas y retrospectivas en cada fecha de balance, para demostrar su eficacia, demostrando que cualquier ajuste al valor razonable de la partida cubierta atribuible al riesgo cubierto se compensa con ajustes al valor razonable del instrumento de cobertura. Cualquier ineficacia se reconoce en la cuenta de resultados en el momento en que se produce. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDerivativeFinancialInstrumentsAndHedgingExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4947": {
"value": "E) Otros activos financieros Los activos financieros se clasifican atendiendo al modelo de negocio de gesti\u00f3n de los activos financieros (\"prueba del modelo de negocio\") y sus caracter\u00edsticas de flujos de efectivo contractuales (\"prueba SPPI\"). El Grupo EDPR clasifica sus activos financieros, en el momento de su reconocimiento inicial, de acuerdo con los requisitos anteriormente mencionados introducidos por la NIIF 9, en las siguientes categor\u00edas: Activos financieros a coste amortizado Un activo financiero se valora a coste amortizado si: (i) se mantiene dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo es mantener activos para cobrar sus flujos de efectivo contractuales; y (ii) los flujos de efectivo contractuales representan \u00fanicamente pagos de principal e intereses. Los activos financieros incluidos en esta categor\u00eda se reconocen inicialmente por su valor razonable y posteriormente por su coste amortizado. Cualquier ganancia o p\u00e9rdida que surja de la baja en cuentas se reconocer\u00e1 directamente en el resultado del ejercicio y se presentar\u00e1 en otras ganancias/(p\u00e9rdidas) junto con las ganancias y p\u00e9rdidas por diferencias de cambio. Las p\u00e9rdidas por deterioro se presentan como una partida individual en la cuenta de resultados. Los pr\u00e9stamos y partidas a cobrar generalmente se mantienen para cobrar los flujos de efectivo contractuales y se espera que den lugar a flujos de efectivo que representen \u00fanicamente pagos de principal e intereses, por lo que cumplen los criterios para la valoraci\u00f3n del coste amortizado de acuerdo con la NIIF 9. Activos financieros valorados a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global Un activo financiero se valora a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global si (i) el objetivo del modelo de negocio se logra mediante la recolecci\u00f3n de flujos de efectivo contractuales y la venta de activos financieros; y (ii) los flujos de efectivo contractuales del activo representan \u00fanicamente pagos de capital e intereses. Los activos financieros incluidos en esta categor\u00eda se reconocen inicialmente y posteriormente se miden a su valor razonable, con los cambios en el importe en libros contabilizados en otro resultado integral, excepto por el reconocimiento de las ganancias o p\u00e9rdidas por deterioro, los ingresos por intereses y las ganancias y p\u00e9rdidas cambiarias, que son reconocidos en p\u00e9rdidas y ganancias. Cuando el activo financiero se da de baja, la ganancia o p\u00e9rdida acumulada previamente reconocida en otro resultado integral se reclasifica a resultados. Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Los activos financieros que no cumplen los criterios para ser clasificados como activos financieros a valor razonable con cambios en resultados o a coste amortizado, se clasifican a valor razonable con cambios en resultados, que se considera una categor\u00eda residual seg\u00fan la NIIF 9. Independientemente de la evaluaci\u00f3n del modelo de negocio, el Grupo EDPR puede optar por clasificar un activo financiero a valor razonable con cambios en resultados si al hacerlo reduce o elimina una incoherencia en la medici\u00f3n o reconocimiento (\"desajuste contable\"). Cambios en la evaluaci\u00f3n del modelo de negocio a lo largo del tiempo Los activos financieros no se reclasifican despu\u00e9s de su reconocimiento inicial. Sin embargo, si la Sociedad cambia su modelo de negocio para la gesti\u00f3n de activos financieros, clasificar\u00e1 los activos financieros reci\u00e9n originados o adquiridos bajo el nuevo modelo de negocio, pero mantendr\u00e1 la clasificaci\u00f3n de los activos existentes bajo el modelo de negocio anterior. Reconocimiento y baja de activos financieros Las compras y ventas de activos financieros se reconocen en la fecha de contrataci\u00f3n, que es la fecha en la que la Sociedad se compromete a comprar o vender estos activos financieros. Los activos financieros se dan de baja cuando: (i) han vencido los derechos contractuales a recibir sus flujos de efectivo futuros, (ii) la Sociedad ha transferido sustancialmente los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad o (iii) a pesar de que conserva parte de los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad, aunque no sustancialmente todos, la Sociedad ha transferido el control sobre los activos. Deterioro de valor El Grupo EDPR reconoce una p\u00e9rdida por deterioro basada en el modelo de P\u00e9rdida de cr\u00e9dito esperada (ECL), antes de la evidencia objetiva de una p\u00e9rdida procedente de actos pasados. Este modelo es la base para el reconocimiento de p\u00e9rdidas por deterioro de activos financieros mantenidos que se miden al coste amortizado o a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global (que incluye efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas comerciales a cobrar, pr\u00e9stamos y valores de deuda). La metodolog\u00eda de deterioro aplicada depende de si se ha producido un aumento significativo del riesgo de cr\u00e9dito. Si el riesgo de cr\u00e9dito de un activo financiero no aumenta significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo EDPR valora la provisi\u00f3n para p\u00e9rdidas de dicho activo financiero por un importe igual a las p\u00e9rdidas esperadas a 12 meses. Si el riesgo de cr\u00e9dito aumenta significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo EDPR valora la provisi\u00f3n para p\u00e9rdidas de ese activo financiero por un importe igual a las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. Independientemente de lo anterior, se presume un aumento significativo del riesgo de cr\u00e9dito si existe evidencia objetiva de que el activo financiero est\u00e1 deteriorado, incluyendo, si existen, datos observables que llegan a la atenci\u00f3n del titular del activo sobre los siguientes eventos de p\u00e9rdida, entre otros: dificultad financiera significativa del emisor o del deudor; reestructuraci\u00f3n de un importe adeudado a la Sociedad en t\u00e9rminos que no considerar\u00eda de otra manera; incumplimiento de contrato, como pueda ser un incumplimiento o morosidad en los pagos de intereses o del principal; o si se vuelve probable que el prestatario entre en quiebra o en otra reorganizaci\u00f3n financiera. Tan pronto como se produzca la p\u00e9rdida (lo que anteriormente se defin\u00eda en la NIC 39 como \"evidencia objetiva de deterioro\"), la provisi\u00f3n por deterioro se asignar\u00eda directamente al activo financiero afectado, que a partir de ese momento tiene el mismo tratamiento contable que el contemplado en la NIC 39, incluido el tratamiento de los ingresos por intereses. El importe en libros del activo se reduce y el importe de la p\u00e9rdida se reconoce en el resultado del ejercicio. Si, en un per\u00edodo posterior, el importe de la p\u00e9rdida por deterioro de valor disminuye, la p\u00e9rdida por deterioro previamente reconocida se revierte en el resultado del ejercicio, siempre que la disminuci\u00f3n pueda relacionarse objetivamente con un hecho que se produzca despu\u00e9s de que se haya reconocido la p\u00e9rdida por deterioro. Pr\u00e9stamos y cuentas comerciales a cobrar El Grupo EDPR aplica el enfoque simplificado y registra las p\u00e9rdidas esperadas a lo largo de la vida \u00fatil de todos los deudores comerciales, incluidos aquellos con un componente financiero significativo. Las p\u00e9rdidas crediticias esperadas estimadas se calculan en base a la experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales durante un per\u00edodo que, por negocio y tipo de clientes, se considera estad\u00edsticamente relevante y representativo de las caracter\u00edsticas espec\u00edficas del riesgo de cr\u00e9dito subyacente. Teniendo en cuenta las particularidades de cada negocio, las exposiciones se segmentan en funci\u00f3n de caracter\u00edsticas comunes del riesgo de cr\u00e9dito, tales como el grado de riesgo de cr\u00e9dito, la regi\u00f3n geogr\u00e1fica y/o el sector. La experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales se ajusta para reflejar los factores escalares a fin de reflejar las diferencias entre las condiciones econ\u00f3micas durante el per\u00edodo en el que se recogieron los datos hist\u00f3ricos, las condiciones actuales y la visi\u00f3n del Grupo EDPR sobre las condiciones econ\u00f3micas durante la vida \u00fatil esperada de las cuentas a cobrar. En el caso de los pr\u00e9stamos a coste amortizado, y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, el Grupo EDPR realiza un an\u00e1lisis basado en el enfoque general. Al hacer su evaluaci\u00f3n, la Sociedad tiene que adoptar hip\u00f3tesis sobre el riesgo de incumplimiento y las tasas de p\u00e9rdida esperadas, lo cual requiere la adopci\u00f3n de juicios de valor. Los elementos utilizados para la evaluaci\u00f3n de riesgos y para el c\u00e1lculo de las provisiones por p\u00e9rdidas para activos financieros incluyen: (i) calificaciones crediticias (en la medida en que est\u00e9n disponibles) de empresas externas de calificaci\u00f3n crediticia como Standard and Poor, Moody's y Fitch; (ii) cambios significativos en el rendimiento y comportamiento esperados del prestatario, incluidos cambios en el estado de pagos de los prestatarios del Grupo y cambios en los resultados de explotaci\u00f3n del prestatario; (iii) datos de mercados p\u00fablicos, en particular sobre las probabilidades de incumplimiento y las expectativas p\u00e9rdidas por incumplimiento; e (iv) informaci\u00f3n macroecon\u00f3mica (como los tipos de inter\u00e9s de mercado o las tasas de crecimiento). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f4983": {
"value": "Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Los activos financieros que no cumplen los criterios para ser clasificados como activos financieros a valor razonable con cambios en resultados o a coste amortizado, se clasifican a valor razonable con cambios en resultados, que se considera una categor\u00eda residual seg\u00fan la NIIF 9. Independientemente de la evaluaci\u00f3n del modelo de negocio, el Grupo EDPR puede optar por clasificar un activo financiero a valor razonable con cambios en resultados si al hacerlo reduce o elimina una incoherencia en la medici\u00f3n o reconocimiento (\"desajuste contable\"). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialInstrumentsAtFairValueThroughProfitOrLossExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5002": {
"value": "Deterioro de valor El Grupo EDPR reconoce una p\u00e9rdida por deterioro basada en el modelo de P\u00e9rdida de cr\u00e9dito esperada (ECL), antes de la evidencia objetiva de una p\u00e9rdida procedente de actos pasados. Este modelo es la base para el reconocimiento de p\u00e9rdidas por deterioro de activos financieros mantenidos que se miden al coste amortizado o a valor razonable a trav\u00e9s de otro resultado global (que incluye efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas comerciales a cobrar, pr\u00e9stamos y valores de deuda). La metodolog\u00eda de deterioro aplicada depende de si se ha producido un aumento significativo del riesgo de cr\u00e9dito. Si el riesgo de cr\u00e9dito de un activo financiero no aumenta significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo EDPR valora la provisi\u00f3n para p\u00e9rdidas de dicho activo financiero por un importe igual a las p\u00e9rdidas esperadas a 12 meses. Si el riesgo de cr\u00e9dito aumenta significativamente desde su reconocimiento inicial, el Grupo EDPR valora la provisi\u00f3n para p\u00e9rdidas de ese activo financiero por un importe igual a las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. Independientemente de lo anterior, se presume un aumento significativo del riesgo de cr\u00e9dito si existe evidencia objetiva de que el activo financiero est\u00e1 deteriorado, incluyendo, si existen, datos observables que llegan a la atenci\u00f3n del titular del activo sobre los siguientes eventos de p\u00e9rdida, entre otros: dificultad financiera significativa del emisor o del deudor; reestructuraci\u00f3n de un importe adeudado a la Sociedad en t\u00e9rminos que no considerar\u00eda de otra manera; incumplimiento de contrato, como pueda ser un incumplimiento o morosidad en los pagos de intereses o del principal; o si se vuelve probable que el prestatario entre en quiebra o en otra reorganizaci\u00f3n financiera. Tan pronto como se produzca la p\u00e9rdida (lo que anteriormente se defin\u00eda en la NIC 39 como \"evidencia objetiva de deterioro\"), la provisi\u00f3n por deterioro se asignar\u00eda directamente al activo financiero afectado, que a partir de ese momento tiene el mismo tratamiento contable que el contemplado en la NIC 39, incluido el tratamiento de los ingresos por intereses. El importe en libros del activo se reduce y el importe de la p\u00e9rdida se reconoce en el resultado del ejercicio. Si, en un per\u00edodo posterior, el importe de la p\u00e9rdida por deterioro de valor disminuye, la p\u00e9rdida por deterioro previamente reconocida se revierte en el resultado del ejercicio, siempre que la disminuci\u00f3n pueda relacionarse objetivamente con un hecho que se produzca despu\u00e9s de que se haya reconocido la p\u00e9rdida por deterioro. Pr\u00e9stamos y cuentas comerciales a cobrar El Grupo EDPR aplica el enfoque simplificado y registra las p\u00e9rdidas esperadas a lo largo de la vida \u00fatil de todos los deudores comerciales, incluidos aquellos con un componente financiero significativo. Las p\u00e9rdidas crediticias esperadas estimadas se calculan en base a la experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales durante un per\u00edodo que, por negocio y tipo de clientes, se considera estad\u00edsticamente relevante y representativo de las caracter\u00edsticas espec\u00edficas del riesgo de cr\u00e9dito subyacente. Teniendo en cuenta las particularidades de cada negocio, las exposiciones se segmentan en funci\u00f3n de caracter\u00edsticas comunes del riesgo de cr\u00e9dito, tales como el grado de riesgo de cr\u00e9dito, la regi\u00f3n geogr\u00e1fica y/o el sector. La experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales se ajusta para reflejar los factores escalares a fin de reflejar las diferencias entre las condiciones econ\u00f3micas durante el per\u00edodo en el que se recogieron los datos hist\u00f3ricos, las condiciones actuales y la visi\u00f3n del Grupo EDPR sobre las condiciones econ\u00f3micas durante la vida \u00fatil esperada de las cuentas a cobrar. En el caso de los pr\u00e9stamos a coste amortizado, y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, el Grupo EDPR realiza un an\u00e1lisis basado en el enfoque general. Al hacer su evaluaci\u00f3n, la Sociedad tiene que adoptar hip\u00f3tesis sobre el riesgo de incumplimiento y las tasas de p\u00e9rdida esperadas, lo cual requiere la adopci\u00f3n de juicios de valor. Los elementos utilizados para la evaluaci\u00f3n de riesgos y para el c\u00e1lculo de las provisiones por p\u00e9rdidas para activos financieros incluyen: (i) calificaciones crediticias (en la medida en que est\u00e9n disponibles) de empresas externas de calificaci\u00f3n crediticia como Standard and Poor, Moody's y Fitch; (ii) cambios significativos en el rendimiento y comportamiento esperados del prestatario, incluidos cambios en el estado de pagos de los prestatarios del Grupo y cambios en los resultados de explotaci\u00f3n del prestatario; (iii) datos de mercados p\u00fablicos, en particular sobre las probabilidades de incumplimiento y las expectativas p\u00e9rdidas por incumplimiento; e (iv) informaci\u00f3n macroecon\u00f3mica (como los tipos de inter\u00e9s de mercado o las tasas de crecimiento). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfFinancialAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5038": {
"value": "Pr\u00e9stamos y cuentas comerciales a cobrar El Grupo EDPR aplica el enfoque simplificado y registra las p\u00e9rdidas esperadas a lo largo de la vida \u00fatil de todos los deudores comerciales, incluidos aquellos con un componente financiero significativo. Las p\u00e9rdidas crediticias esperadas estimadas se calculan en base a la experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales durante un per\u00edodo que, por negocio y tipo de clientes, se considera estad\u00edsticamente relevante y representativo de las caracter\u00edsticas espec\u00edficas del riesgo de cr\u00e9dito subyacente. Teniendo en cuenta las particularidades de cada negocio, las exposiciones se segmentan en funci\u00f3n de caracter\u00edsticas comunes del riesgo de cr\u00e9dito, tales como el grado de riesgo de cr\u00e9dito, la regi\u00f3n geogr\u00e1fica y/o el sector. La experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales se ajusta para reflejar los factores escalares a fin de reflejar las diferencias entre las condiciones econ\u00f3micas durante el per\u00edodo en el que se recogieron los datos hist\u00f3ricos, las condiciones actuales y la visi\u00f3n del Grupo EDPR sobre las condiciones econ\u00f3micas durante la vida \u00fatil esperada de las cuentas a cobrar. En el caso de los pr\u00e9stamos a coste amortizado, y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, el Grupo EDPR realiza un an\u00e1lisis basado en el enfoque general. Al hacer su evaluaci\u00f3n, la Sociedad tiene que adoptar hip\u00f3tesis sobre el riesgo de incumplimiento y las tasas de p\u00e9rdida esperadas, lo cual requiere la adopci\u00f3n de juicios de valor. Los elementos utilizados para la evaluaci\u00f3n de riesgos y para el c\u00e1lculo de las provisiones por p\u00e9rdidas para activos financieros incluyen: (i) calificaciones crediticias (en la medida en que est\u00e9n disponibles) de empresas externas de calificaci\u00f3n crediticia como Standard and Poor, Moody's y Fitch; (ii) cambios significativos en el rendimiento y comportamiento esperados del prestatario, incluidos cambios en el estado de pagos de los prestatarios del Grupo y cambios en los resultados de explotaci\u00f3n del prestatario; (iii) datos de mercados p\u00fablicos, en particular sobre las probabilidades de incumplimiento y las expectativas p\u00e9rdidas por incumplimiento; e (iv) informaci\u00f3n macroecon\u00f3mica (como los tipos de inter\u00e9s de mercado o las tasas de crecimiento). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForLoansAndReceivablesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5039": {
"value": "Pr\u00e9stamos y cuentas comerciales a cobrar El Grupo EDPR aplica el enfoque simplificado y registra las p\u00e9rdidas esperadas a lo largo de la vida \u00fatil de todos los deudores comerciales, incluidos aquellos con un componente financiero significativo. Las p\u00e9rdidas crediticias esperadas estimadas se calculan en base a la experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales durante un per\u00edodo que, por negocio y tipo de clientes, se considera estad\u00edsticamente relevante y representativo de las caracter\u00edsticas espec\u00edficas del riesgo de cr\u00e9dito subyacente. Teniendo en cuenta las particularidades de cada negocio, las exposiciones se segmentan en funci\u00f3n de caracter\u00edsticas comunes del riesgo de cr\u00e9dito, tales como el grado de riesgo de cr\u00e9dito, la regi\u00f3n geogr\u00e1fica y/o el sector. La experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales se ajusta para reflejar los factores escalares a fin de reflejar las diferencias entre las condiciones econ\u00f3micas durante el per\u00edodo en el que se recogieron los datos hist\u00f3ricos, las condiciones actuales y la visi\u00f3n del Grupo EDPR sobre las condiciones econ\u00f3micas durante la vida \u00fatil esperada de las cuentas a cobrar. En el caso de los pr\u00e9stamos a coste amortizado, y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, el Grupo EDPR realiza un an\u00e1lisis basado en el enfoque general. Al hacer su evaluaci\u00f3n, la Sociedad tiene que adoptar hip\u00f3tesis sobre el riesgo de incumplimiento y las tasas de p\u00e9rdida esperadas, lo cual requiere la adopci\u00f3n de juicios de valor. Los elementos utilizados para la evaluaci\u00f3n de riesgos y para el c\u00e1lculo de las provisiones por p\u00e9rdidas para activos financieros incluyen: (i) calificaciones crediticias (en la medida en que est\u00e9n disponibles) de empresas externas de calificaci\u00f3n crediticia como Standard and Poor, Moody's y Fitch; (ii) cambios significativos en el rendimiento y comportamiento esperados del prestatario, incluidos cambios en el estado de pagos de los prestatarios del Grupo y cambios en los resultados de explotaci\u00f3n del prestatario; (iii) datos de mercados p\u00fablicos, en particular sobre las probabilidades de incumplimiento y las expectativas p\u00e9rdidas por incumplimiento; e (iv) informaci\u00f3n macroecon\u00f3mica (como los tipos de inter\u00e9s de mercado o las tasas de crecimiento). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBorrowingsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5040": {
"value": "Pr\u00e9stamos y cuentas comerciales a cobrar El Grupo EDPR aplica el enfoque simplificado y registra las p\u00e9rdidas esperadas a lo largo de la vida \u00fatil de todos los deudores comerciales, incluidos aquellos con un componente financiero significativo. Las p\u00e9rdidas crediticias esperadas estimadas se calculan en base a la experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales durante un per\u00edodo que, por negocio y tipo de clientes, se considera estad\u00edsticamente relevante y representativo de las caracter\u00edsticas espec\u00edficas del riesgo de cr\u00e9dito subyacente. Teniendo en cuenta las particularidades de cada negocio, las exposiciones se segmentan en funci\u00f3n de caracter\u00edsticas comunes del riesgo de cr\u00e9dito, tales como el grado de riesgo de cr\u00e9dito, la regi\u00f3n geogr\u00e1fica y/o el sector. La experiencia de p\u00e9rdidas crediticias reales se ajusta para reflejar los factores escalares a fin de reflejar las diferencias entre las condiciones econ\u00f3micas durante el per\u00edodo en el que se recogieron los datos hist\u00f3ricos, las condiciones actuales y la visi\u00f3n del Grupo EDPR sobre las condiciones econ\u00f3micas durante la vida \u00fatil esperada de las cuentas a cobrar. En el caso de los pr\u00e9stamos a coste amortizado, y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados, el Grupo EDPR realiza un an\u00e1lisis basado en el enfoque general. Al hacer su evaluaci\u00f3n, la Sociedad tiene que adoptar hip\u00f3tesis sobre el riesgo de incumplimiento y las tasas de p\u00e9rdida esperadas, lo cual requiere la adopci\u00f3n de juicios de valor. Los elementos utilizados para la evaluaci\u00f3n de riesgos y para el c\u00e1lculo de las provisiones por p\u00e9rdidas para activos financieros incluyen: (i) calificaciones crediticias (en la medida en que est\u00e9n disponibles) de empresas externas de calificaci\u00f3n crediticia como Standard and Poor, Moody's y Fitch; (ii) cambios significativos en el rendimiento y comportamiento esperados del prestatario, incluidos cambios en el estado de pagos de los prestatarios del Grupo y cambios en los resultados de explotaci\u00f3n del prestatario; (iii) datos de mercados p\u00fablicos, en particular sobre las probabilidades de incumplimiento y las expectativas p\u00e9rdidas por incumplimiento; e (iv) informaci\u00f3n macroecon\u00f3mica (como los tipos de inter\u00e9s de mercado o las tasas de crecimiento). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradeAndOtherReceivablesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5060": {
"value": "F) Acreedores comerciales y otros pasivos Un instrumento se clasifica como pasivo financiero si incluye una obligaci\u00f3n contractual de transferir efectivo u otro activo financiero, independientemente de su forma jur\u00eddica. Los pasivos financieros se reconocen en la fecha de emisi\u00f3n (fecha de la operaci\u00f3n): (i) inicialmente a valor razonable menos los costes de transacci\u00f3n y (ii) posteriormente al coste amortizado, aplicando el m\u00e9todo del tipo de inter\u00e9s efectivo. Todos los pasivos financieros se contabilizan por su coste amortizado, a excepci\u00f3n de los pasivos financieros cubiertos por coberturas de valor razonable, que se contabilizan por su valor razonable en el componente de riesgo que se est\u00e1 cubriendo. Medici\u00f3n inicial de los pasivos con respecto a los alquileres adeudados por contratos de arrendamiento Seg\u00fan lo dispuesto por la NIIF 16, a partir del 1 de enero de 2019, el Grupo EDPR mide el pasivo con respecto a los alquileres adeudados de los contratos de arrendamiento en la fecha de inicio en funci\u00f3n del valor presente de los pagos futuros de dichos contratos de arrendamiento, descontados utilizando la tasa de endeudamiento incremental del Grupo EDPR para cada cartera de arrendamientos identificados. El Grupo EDPR determina el plazo de arrendamiento como el periodo no cancelable de un arrendamiento, junto con: (i) los periodos cubiertos por una opci\u00f3n de pr\u00f3rroga del arrendamiento, si el arrendatario tiene la certeza razonable de ejercer dicha opci\u00f3n; y (ii) los periodos cubiertos por una opci\u00f3n de rescisi\u00f3n del arrendamiento, si el arrendatario tiene la certeza razonable de no ejercer dicha opci\u00f3n. El Grupo EDPR aplica la exenci\u00f3n de reconocimiento proporcionada por la NIIF 16 para los arrendamientos cuyo plazo de arrendamiento es de 12 meses o inferior, o que son para un activo de bajo valor. Despu\u00e9s de la fecha de inicio, el pasivo con respecto a los alquileres adeudados por los contratos de arrendamiento se incrementa para reflejar los intereses sobre el pasivo y se reduce para reflejar los pagos de arrendamiento realizados. Nueva valoraci\u00f3n de los pasivos relacionados con los alquileres adeudados por contratos de arrendamiento El Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas adeudadas de los contratos de arrendamiento (y ajusta los activos de derecho de uso correspondientes) descontando los pagos de arrendamiento revisados, utilizando la misma tasa de descuento, si: \u2022 Hay un cambio en los pagos de arrendamiento futuros como resultado de un cambio en un \u00edndice o una tasa utilizada para determinar esos pagos; o \u2022 Hay un cambio en las cantidades que se espera pagar en virtud de una garant\u00eda de valor residual. Si hay una modificaci\u00f3n de arrendamiento que no califica para contabilizarse como un arrendamiento separado, el Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas debidas de los contratos de arrendamiento (y ajusta los activos de derecho de uso correspondientes) descontando los pagos de arrendamiento revisados, utilizando una tasa de descuento revisada en la fecha de vigencia de la modificaci\u00f3n. Los pagos de arrendamiento variables que no dependen de un \u00edndice o una tasa no se incluyen en la medici\u00f3n del pasivo con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento, ni el activo por derecho de uso. Esos pagos se reconocen como coste en el per\u00edodo en que ocurre el evento o condici\u00f3n que da lugar a los pagos. Baja de pasivos financieros El Grupo EDPR da de baja un pasivo financiero (o una parte de un pasivo financiero) de su estado de situaci\u00f3n financiera cuando, y solo cuando, la obligaci\u00f3n especificada en el contrato se cumple o cancela o expira. Un intercambio entre un prestatario existente y un prestamista de instrumentos de deuda con t\u00e9rminos sustancialmente diferentes se contabiliza como una extinci\u00f3n del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero. Del mismo modo, una modificaci\u00f3n sustancial de los t\u00e9rminos de un pasivo financiero existente, o una parte del mismo, se contabiliza como una extinci\u00f3n del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero. La diferencia entre el importe en libros de un pasivo financiero (o parte de un pasivo financiero) extinguido o transferido a otra parte y la contraprestaci\u00f3n pagada, incluidos los activos no monetarios transferidos o pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForTradeAndOtherPayablesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5061": {
"value": "F) Acreedores comerciales y otros pasivos Un instrumento se clasifica como pasivo financiero si incluye una obligaci\u00f3n contractual de transferir efectivo u otro activo financiero, independientemente de su forma jur\u00eddica. Los pasivos financieros se reconocen en la fecha de emisi\u00f3n (fecha de la operaci\u00f3n): (i) inicialmente a valor razonable menos los costes de transacci\u00f3n y (ii) posteriormente al coste amortizado, aplicando el m\u00e9todo del tipo de inter\u00e9s efectivo. Todos los pasivos financieros se contabilizan por su coste amortizado, a excepci\u00f3n de los pasivos financieros cubiertos por coberturas de valor razonable, que se contabilizan por su valor razonable en el componente de riesgo que se est\u00e1 cubriendo. Baja de pasivos financieros El Grupo EDPR da de baja un pasivo financiero (o una parte de un pasivo financiero) de su estado de situaci\u00f3n financiera cuando, y solo cuando, la obligaci\u00f3n especificada en el contrato se cumple o cancela o expira. Un intercambio entre un prestatario existente y un prestamista de instrumentos de deuda con t\u00e9rminos sustancialmente diferentes se contabiliza como una extinci\u00f3n del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero. Del mismo modo, una modificaci\u00f3n sustancial de los t\u00e9rminos de un pasivo financiero existente, o una parte del mismo, se contabiliza como una extinci\u00f3n del pasivo financiero original y el reconocimiento de un nuevo pasivo financiero. La diferencia entre el importe en libros de un pasivo financiero (o parte de un pasivo financiero) extinguido o transferido a otra parte y la contraprestaci\u00f3n pagada, incluidos los activos no monetarios transferidos o pasivos asumidos, se reconoce en la cuenta de resultados. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinancialLiabilitiesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5070": {
"value": "Medici\u00f3n inicial de los pasivos con respecto a los alquileres adeudados por contratos de arrendamiento Seg\u00fan lo dispuesto por la NIIF 16, a partir del 1 de enero de 2019, el Grupo EDPR mide el pasivo con respecto a los alquileres adeudados de los contratos de arrendamiento en la fecha de inicio en funci\u00f3n del valor presente de los pagos futuros de dichos contratos de arrendamiento, descontados utilizando la tasa de endeudamiento incremental del Grupo EDPR para cada cartera de arrendamientos identificados. El Grupo EDPR determina el plazo de arrendamiento como el periodo no cancelable de un arrendamiento, junto con: (i) los periodos cubiertos por una opci\u00f3n de pr\u00f3rroga del arrendamiento, si el arrendatario tiene la certeza razonable de ejercer dicha opci\u00f3n; y (ii) los periodos cubiertos por una opci\u00f3n de rescisi\u00f3n del arrendamiento, si el arrendatario tiene la certeza razonable de no ejercer dicha opci\u00f3n. El Grupo EDPR aplica la exenci\u00f3n de reconocimiento proporcionada por la NIIF 16 para los arrendamientos cuyo plazo de arrendamiento es de 12 meses o inferior, o que son para un activo de bajo valor. Despu\u00e9s de la fecha de inicio, el pasivo con respecto a los alquileres adeudados por los contratos de arrendamiento se incrementa para reflejar los intereses sobre el pasivo y se reduce para reflejar los pagos de arrendamiento realizados. Nueva valoraci\u00f3n de los pasivos relacionados con los alquileres adeudados por contratos de arrendamiento El Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas adeudadas de los contratos de arrendamiento (y ajusta los activos de derecho de uso correspondientes) descontando los pagos de arrendamiento revisados, utilizando la misma tasa de descuento, si: \u2022 Hay un cambio en los pagos de arrendamiento futuros como resultado de un cambio en un \u00edndice o una tasa utilizada para determinar esos pagos; o \u2022 Hay un cambio en las cantidades que se espera pagar en virtud de una garant\u00eda de valor residual. Si hay una modificaci\u00f3n de arrendamiento que no califica para contabilizarse como un arrendamiento separado, el Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas debidas de los contratos de arrendamiento (y ajusta los activos de derecho de uso correspondientes) descontando los pagos de arrendamiento revisados, utilizando una tasa de descuento revisada en la fecha de vigencia de la modificaci\u00f3n. Los pagos de arrendamiento variables que no dependen de un \u00edndice o una tasa no se incluyen en la medici\u00f3n del pasivo con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento, ni el activo por derecho de uso. Esos pagos se reconocen como coste en el per\u00edodo en que ocurre el evento o condici\u00f3n que da lugar a los pagos. K) Arrendamientos / derechos de uso El Grupo EDPR presenta la informaci\u00f3n relacionada con los contratos de arrendamiento en el ep\u00edgrafe Derecho de uso, creando una l\u00ednea separada en el Estado de situaci\u00f3n financiera consolidado. Estos activos se contabilizan al coste menos la depreciaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro. El coste de estos activos comprende los costes iniciales y la valoraci\u00f3n inicial de los pasivos relativos a las rentas debidas por los contratos de arrendamiento, deducidos los importes prepagados y los incentivos recibidos. La amortizaci\u00f3n de los activos en derecho de uso se calcula de forma lineal a lo largo de su vida \u00fatil estimada, teniendo en cuenta las condiciones del contrato de arrendamiento. Nueva medici\u00f3n de los derechos de uso Si el Grupo EDPR vuelve a medir la responsabilidad con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento (ver 2f), los derechos de uso correspondientes se ajustar\u00e1n en consecuencia. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForLeasesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5123": {
"value": "G) Instrumentos de patrimonio Un instrumento financiero se clasifica como instrumento de patrimonio cuando no existe una obligaci\u00f3n contractual en el momento de la liquidaci\u00f3n de entregar efectivo u otro activo financiero a otra entidad, independientemente de su forma jur\u00eddica, y existe una participaci\u00f3n residual en los activos de una entidad tras deducir todos sus pasivos. Los costes directamente atribuibles a la emisi\u00f3n de instrumentos de patrimonio se reconocen en el patrimonio neto, como una deducci\u00f3n del importe emitido. Los importes pagados o recibidos en relaci\u00f3n con las ventas o adquisiciones de instrumentos de patrimonio se reconocen en el patrimonio neto, netos de los costes de la transacci\u00f3n. Las distribuciones relacionadas con los instrumentos de patrimonio se deducen de los fondos propios, en forma de dividendos, cuando se declaran. Instrumentos de patrimonio a valor razonable El Grupo EDPR clasifica los instrumentos de patrimonio que se mantienen para negociar a valor razonable en resultados. Para todos los dem\u00e1s instrumentos de patrimonio, la direcci\u00f3n tiene la posibilidad de elegir irrevocablemente en el momento del reconocimiento inicial, instrumento por instrumento, la presentaci\u00f3n de las variaciones del valor razonable en otro resultado global. Si se hace esta elecci\u00f3n, todos los cambios en el valor razonable, excluyendo los dividendos que son un rendimiento de la inversi\u00f3n, se incluir\u00e1n en otro resultado global. No se reciclan los importes de otro resultado global a p\u00e9rdidas y ganancias (por ejemplo, en la venta de una inversi\u00f3n de capital) siendo, en ese momento, transferidos a reservas. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForInvestmentsOtherThanInvestmentsAccountedForUsingEquityMethodExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5156": {
"value": "H) Capitalizaci\u00f3n de los costes por intereses Los costes por intereses que son atribuibles directamente a la adquisici\u00f3n o construcci\u00f3n de activos se capitalizan como parte del coste de los activos. Un activo que cumple los requisitos es aquel que necesita un periodo sustancial de tiempo para estar disponible para su venta o para el uso al que est\u00e1 destinado. En la medida en la que los fondos por lo general se obtienen a trav\u00e9s de pr\u00e9stamos, el importe de los costes por intereses susceptibles de capitalizaci\u00f3n deber\u00e1 determinarse aplicando una tasa de capitalizaci\u00f3n a los gastos de dichos activos. La tasa de capitalizaci\u00f3n equivale a la media ponderada de los costes por intereses aplicables a los pr\u00e9stamos pendientes durante el ejercicio. Todos los costes de mantenimiento y reparaciones se contabilizan en la cuenta de resultados durante el ejercicio financiero en el que se incurren. La capitalizaci\u00f3n de los costes por intereses comienza cuando se ha incurrido en gastos derivados del activo, cuando se ha incurrido en costes por intereses y est\u00e1n llev\u00e1ndose a cabo las actividades necesarias para preparar la totalidad o parte de los activos para su venta o para el uso al que est\u00e1n destinados. La capitalizaci\u00f3n se interrumpe cuando sustancialmente se hayan llevado a cabo todas las actividades necesarias para preparar los activos que cumplen los requisitos para su venta o para el uso al que est\u00e1n destinados. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForBorrowingCostsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5216": {
"value": "Los terrenos no se amortizan. La amortizaci\u00f3n de otros activos se calcula aplicando el m\u00e9todo lineal, deducido el valor residual, conforme a sus vidas \u00fatiles estimadas, de la siguiente manera: N\u00daMERO DE A\u00d1OS Edificios y otras construcciones 8 a 40 Planta y maquinaria - Activos de energ\u00edas renovables 20 a 35 - Otras plantas y maquinaria 4 a 12 Equipos de transporte 3 a 5 Herramientas y equipos de oficina 2 a 10 Otros activos fijos tangibles 3 a 10 El valor residual es el importe determinado por el Grupo relativo a la chatarra que se obtendr\u00eda del desmantelamiento de parques e\u00f3licos y plantas solares y se calcula en funci\u00f3n de la tecnolog\u00eda de cada proyecto y de los precios estimados del acero, cobre y aluminio (este \u00faltimo solo en caso de paneles solares y generaci\u00f3n distribuida). Estos costes se amortizan seg\u00fan sus vidas \u00fatiles esperadas, generalmente en 5 a\u00f1os.La propiedad industrial y otros derechos se amortizan de forma lineal a lo largo de la vida \u00fatil estimada de los activos, de una duraci\u00f3n no superior a los 6 a\u00f1os. La amortizaci\u00f3n de los activos en derecho de uso se calcula de forma lineal a lo largo de su vida \u00fatil estimada, teniendo en cuenta las condiciones del contrato de arrendamiento. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDepreciationExpenseExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5236": {
"value": "J) Activos intangibles Los activos intangibles del Grupo se contabilizan al coste de adquisici\u00f3n menos la amortizaci\u00f3n acumulada y las p\u00e9rdidas por deterioro del valor. El Grupo no posee activos intangibles con vidas indefinidas. El Grupo comprueba el deterioro del valor de los activos, siempre que los hechos o las circunstancias indiquen que es posible que el valor contable del activo sea superior a su importe recuperable, y dicho deterioro del valor se reconoce en la cuenta de resultados. Adquisici\u00f3n y desarrollo de software Las licencias de software inform\u00e1tico adquiridas se capitalizan seg\u00fan los costes incurridos para adquirir y poner en marcha el software espec\u00edfico. Estos costes se amortizan seg\u00fan sus vidas \u00fatiles esperadas, generalmente en 5 a\u00f1os. Los costes directamente asociados al desarrollo de aplicaciones de software espec\u00edficas identificables por parte del Grupo y que probablemente generar\u00e1n beneficios econ\u00f3micos durante m\u00e1s de un a\u00f1o, se reconocen como activos intangibles. Dichos costes incluyen los gastos por retribuciones a los empleados directamente asociados al desarrollo de dicho software y se amortizan aplicando el m\u00e9todo lineal durante sus vidas \u00fatiles esperadas. Los costes por mantenimiento del software se contabilizan en la cuenta de resultados en el momento en que se incurre en ellos. Propiedad industrial y otros derechos La propiedad industrial y otros derechos se amortizan de forma lineal a lo largo de la vida \u00fatil estimada de los activos, de una duraci\u00f3n no superior a los 6 a\u00f1os. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIntangibleAssetsOtherThanGoodwillExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5282": {
"value": "L) Activos no corrientes mantenidos par ala venta y actividades discontinuadas Los activos no corrientes o grupos de activos no corrientes mantenidos para la venta (grupos de activos y pasivos relacionados que incluyen al menos un activo no corriente) se clasifican como mantenidos para la venta cuando sus valores contables van a ser recuperados principalmente a trav\u00e9s de la venta, los activos o grupos de activos est\u00e1n disponibles para la venta inmediata y la venta es altamente probable. El Grupo tambi\u00e9n clasifica como activos no corrientes mantenidos para la venta los activos no corrientes o grupos de activos adquiridos exclusivamente para su reventa posterior, que est\u00e1n disponibles para la venta inmediata y la venta es altamente probable. La valoraci\u00f3n de todos los activos no corrientes y todos los activos y pasivos incluidos en un grupo enajenable de elementos se ajusta de conformidad con las NIIF aplicables, inmediatamente antes de su clasificaci\u00f3n como mantenidos para la venta. Posteriormente, estos activos o grupos enajenables de elementos se valoran al coste menor entre su valor contable y su valor razonable menos los costes de venta. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5296": {
"value": "M) Deterioro de activos no financieros Los valores contables de los activos no financieros del Grupo, salvo las existencias y los activos por impuestos diferidos, se revisan para determinar si existen indicios de deterioro del valor. En caso de que existan dichos indicios, se estima el importe recuperable del activo. El coste de existencias incluye el coste de compra, conversi\u00f3n u otros costes en los que se ha incurrido hasta conseguir la condici\u00f3n y ubicaci\u00f3n actual de las existencias. Al calcular el valor de uso, se descuentan los futuros flujos de efectivo estimados al valor actual utilizando una tasa de descuento que refleje las valoraciones actuales del mercado del valor temporal del dinero y los riesgos espec\u00edficos del activo. A efectos de las comprobaciones del deterioro del valor, los activos se agrupan en el menor grupo de activos que generen entradas de efectivo a trav\u00e9s de un uso continuado y que sean en gran medida independientes de las entradas de efectivo de otros activos o grupos de activos (la unidad generadora de efectivo). El fondo de comercio adquirido en una combinaci\u00f3n de negocios, a efectos de la comprobaci\u00f3n del deterioro del valor, se asigna a las unidades generadoras de efectivo que previsiblemente se beneficiar\u00e1n de las sinergias de la combinaci\u00f3n. Se reconoce una p\u00e9rdida por deterioro del valor si el valor contable de un activo o su unidad generadora de efectivo superan su importe recuperable estimado. Las p\u00e9rdidas por deterioro del valor se reconocen en la cuenta de resultados. Las p\u00e9rdidas por deterioro del valor reconocidas con relaci\u00f3n a las unidades generadoras de efectivo se asignan primero para reducir el valor contable de cualquier fondo de comercio asignado a las unidades y despu\u00e9s para reducir el valor contable de los otros activos de la unidad (o grupo de unidades) proporcionalmente. No se revierte una p\u00e9rdida por deterioro del valor relacionada con un fondo de comercio. En cuanto a otros activos, las p\u00e9rdidas por deterioro del valor reconocidas en ejercicios anteriores se valoran en cada fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n ante cualquier indicio de que la p\u00e9rdida haya disminuido o haya dejado de existir. Una p\u00e9rdida por deterioro del valor se revierte si se ha producido un cambio en las circunstancias que causaron el deterioro. Una p\u00e9rdida por deterioro del valor se revierte \u00fanicamente en la medida en que el valor contable del activo no supere el valor contable que se habr\u00eda determinado, neto de amortizaciones, si no se hubiese reconocido una p\u00e9rdida por deterioro del valor. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForImpairmentOfNonfinancialAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5364": {
"value": "P) Provisiones Se reconocen provisiones cuando: (i) el Grupo tiene una obligaci\u00f3n impl\u00edcita o legal actual, (ii) es probable que se exija una liquidaci\u00f3n en el futuro y (iii) puede hacerse una estimaci\u00f3n fiable de la obligaci\u00f3n. Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio El Grupo reconoce el desmantelamiento y retirada de servicio de los activos al final de su vida \u00fatil cuando existe una obligaci\u00f3n legal o contractual. Por tanto, el Grupo ha dotado provisiones para inmovilizado material relacionado con activos de energ\u00edas renovables, para cubrir el coste esperado de restablecimiento del emplazamiento y el terreno a su condici\u00f3n original. Las provisiones corresponden al valor actual del gasto esperado necesario para liquidar la obligaci\u00f3n y se reconocen como parte del coste inicial o como un ajuste del coste del activo relacionado y se amortizan linealmente durante la vida \u00fatil de los activos. Las tasas de descuento e inflaci\u00f3n utilizadas para 2022 son: EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC Tasa de descuento [2,24% - 8,75%] [4,02% - 4,42%] [12,40% - 12,50%] [3,50% - 7,67%] Tasa de inflaci\u00f3n [1,90% - 3,88%] [2,07% - 3,51%] [3,45% - 3,59%] [1,40% - 3,90%] Las tasas de descuento e inflaci\u00f3n utilizadas para 2021 son: EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC Tasa de descuento [0,00% - 5,40%] [0,26% - 1,92%] [11,23% - 11,83%] [2,10% - 2,37%] Tasa de inflaci\u00f3n [0,00% - 3,95%] [2,00% - 2,50%] [3,33% - 17,18%] [0,54% - 2,36%] Las provisiones para desmantelamiento y retirada de servicio se vuelven a medir anualmente sobre la base de la mejor estimaci\u00f3n del importe de liquidaci\u00f3n y el departamento t\u00e9cnico de EDPR realiz\u00f3 un an\u00e1lisis en profundidad teniendo en cuenta la realidad del parque de EDPR. Este an\u00e1lisis llev\u00f3 a la conclusi\u00f3n de que el coste medio por megavatio y el valor de salvamento de los activos renovables deb\u00edan actualizarse con efecto en diciembre de 2022 (v\u00e9ase la nota 32). La actualizaci\u00f3n financiera del descuento en cada fecha del balance se contabiliza en la cuenta de resultados Pasivos por impuestos Los pasivos por el pago de impuestos o grav\u00e1menes relacionados con una actividad del Grupo se reconocen a medida que se desarrolla la actividad que desencadena el pago, seg\u00fan la legislaci\u00f3n que regula esos impuestos o grav\u00e1menes. Sin embargo, en los casos de impuestos o grav\u00e1menes con derecho a reembolso del importe ya pagado proporcionalmente con el periodo de tiempo en el que no se desarrolla ninguna actividad o ya no se posee el activo que desencadena el pago, los pasivos se reconocen de forma proporcional. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForProvisionsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5369": {
"value": "Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio El Grupo reconoce el desmantelamiento y retirada de servicio de los activos al final de su vida \u00fatil cuando existe una obligaci\u00f3n legal o contractual. Por tanto, el Grupo ha dotado provisiones para inmovilizado material relacionado con activos de energ\u00edas renovables, para cubrir el coste esperado de restablecimiento del emplazamiento y el terreno a su condici\u00f3n original. Las provisiones corresponden al valor actual del gasto esperado necesario para liquidar la obligaci\u00f3n y se reconocen como parte del coste inicial o como un ajuste del coste del activo relacionado y se amortizan linealmente durante la vida \u00fatil de los activos. Las tasas de descuento e inflaci\u00f3n utilizadas para 2022 son: EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC Tasa de descuento [2,24% - 8,75%] [4,02% - 4,42%] [12,40% - 12,50%] [3,50% - 7,67%] Tasa de inflaci\u00f3n [1,90% - 3,88%] [2,07% - 3,51%] [3,45% - 3,59%] [1,40% - 3,90%] Las tasas de descuento e inflaci\u00f3n utilizadas para 2021 son: EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC Tasa de descuento [0,00% - 5,40%] [0,26% - 1,92%] [11,23% - 11,83%] [2,10% - 2,37%] Tasa de inflaci\u00f3n [0,00% - 3,95%] [2,00% - 2,50%] [3,33% - 17,18%] [0,54% - 2,36%] Las provisiones para desmantelamiento y retirada de servicio se vuelven a medir anualmente sobre la base de la mejor estimaci\u00f3n del importe de liquidaci\u00f3n y el departamento t\u00e9cnico de EDPR realiz\u00f3 un an\u00e1lisis en profundidad teniendo en cuenta la realidad del parque de EDPR. Este an\u00e1lisis llev\u00f3 a la conclusi\u00f3n de que el coste medio por megavatio y el valor de salvamento de los activos renovables deb\u00edan actualizarse con efecto en diciembre de 2022 (v\u00e9ase la nota 32). La actualizaci\u00f3n financiera del descuento en cada fecha del balance se contabiliza en la cuenta de resultados ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDecommissioningRestorationAndRehabilitationProvisionsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5431": {
"value": "Q) Reconocimiento de ingresos ordinarios por contratos con clientes El Grupo EDPR reconoce los ingresos ordinarios conforme al principio b\u00e1sico introducido por la NIIF 15. As\u00ed pues, el Grupo reconoce ingresos ordinarios en la transferencia de los bienes o servicios prometidos a clientes por un importe que refleje la contraprestaci\u00f3n a la que la entidad espera tener derecho a cambio de dichos bienes o servicios, como se establece en la metodolog\u00eda en 5 pasos, y en concreto: (i) identificar el contrato con un cliente; (ii) identificar las obligaciones contractuales; (iii) determinar el precio de la transacci\u00f3n; (iv) asignar el precio de la transacci\u00f3n a las obligaciones contractuales; y (v) reconocer los ingresos cuando (o a medida que) la entidad satisface una obligaci\u00f3n contractual. Los gastos e ingresos ordinarios se contabilizan en el ejercicio al que hacen referencia, independientemente de cu\u00e1ndo han sido pagados o cobrados, conforme al criterio del devengo. Las diferencias entre los importes cobrados y pagados y los ingresos ordinarios y gastos correspondientes se contabilizan en Otros activos u Otros pasivos. Los ingresos del Grupo EDPR proceden esencialmente de la generaci\u00f3n de electricidad y de la venta de certificados verdes. En la generaci\u00f3n de electricidad, la transferencia de control se produce cuando la energ\u00eda se genera e inyecta en las redes de transporte/distribuci\u00f3n. La electricidad generada se vende en condiciones de libre mercado o mediante el establecimiento de acuerdos de compra de energ\u00eda a medio/largo plazo. En la venta de certificados verdes, la obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n se hace efectiva cuando se ponen a disposici\u00f3n del cliente, es decir, cuando se transfiere el control del certificado al cliente. En los contratos que tienen por objeto la venta de electricidad y de certificados verdes, s\u00f3lo hay una obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n que se hace efectiva cuando la electricidad se pone a disposici\u00f3n del cliente. En ese momento, la energ\u00eda se pone a disposici\u00f3n del cliente en el punto de entrega y, al mismo tiempo, el control del certificado verde se transfiere al cliente. Estos contratos tienen un precio \u00fanico que incluye ambos conceptos bajo la misma obligaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n, y en concreto, la entrega de electricidad y certificados verdes al mismo tiempo. En lo que se refiere a los precios variables de las transacciones, el Grupo EDPR s\u00f3lo reconoce los ingresos ordinarios cuando es altamente probable que no se produzca una reversi\u00f3n significativa de los ingresos ordinarios reconocidos, es decir, cuando \u00e9stos son seguros. La NIIF 15 exige que esta estimaci\u00f3n de los precios variables de las transacciones se determine utilizando (i) el m\u00e9todo del valor esperado, basado en importes ponderados por probabilidad, o (ii) el m\u00e9todo del resultado m\u00e1s probable. El Grupo EDPR tiene en cuenta los hechos y circunstancias a la hora de analizar los t\u00e9rminos de cada contrato con clientes, aplicando de forma armonizada los requisitos que determinan el reconocimiento y valoraci\u00f3n de los ingresos ordinarios, as\u00ed como a la hora de considerar contratos con las mismas caracter\u00edsticas y en circunstancias similares. Valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado de acuerdo con el art\u00edculo 22 del Real Decreto 413/2014 Con fecha 22 de octubre de 2021, la CNMV emiti\u00f3 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 art\u00edculo 22 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, que regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n 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 energ\u00eda al precio estimado por el regulador al inicio de cada semiper\u00edodo regulatorio y el precio medio real de mercado en dicho ejercicio. EDPR ya ven\u00eda aplicando el criterio establecido por la CNMV, de modo que se reconoce, con car\u00e1cter general, como activo y pasivo en el Balance de situaci\u00f3n 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 la mejor estimaci\u00f3n de EDPR sobre la evoluci\u00f3n futura de los precios de mercado de la energ\u00eda, ser\u00eda altamente probable que se obtendr\u00e1n rentabilidades del mercado superiores a las establecidas en el RD 413/2014 y que, por lo tanto, abandonar el r\u00e9gimen retributivo no tendr\u00eda consecuencias econ\u00f3micas significativamente m\u00e1s adversas que permanecer en dicho r\u00e9gimen, se considera que en esa situaci\u00f3n se reconoce solo el activo. A 31 de diciembre de 2022 no se ha abandonado el r\u00e9gimen retributivo de ninguna de las instalaciones renovables. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRecognitionOfRevenue",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5487": {
"value": "R) Resultados financieros Los resultados financieros incluyen costes por intereses sobre pr\u00e9stamos, ingresos por intereses sobre fondos invertidos, ingresos por dividendos, ganancias y p\u00e9rdidas cambiarias, ganancias y p\u00e9rdidas realizadas, cambios en el valor razonable de instrumentos financieros derivados relacionados con la actividad de financiaci\u00f3n clasificados por el Grupo, dentro de la NIIF 9, como mantenidos para negociar y, en consecuencia, medidos a valor razonable a trav\u00e9s de resultados y cambios en el valor razonable de los riesgos cubiertos, cuando corresponda. Los intereses se reconocen en la cuenta de resultados conforme al principio de devengo. Los ingresos por dividendos se reconocen en la fecha en que se establece el derecho a recibir el pago. Teniendo en cuenta el modelo contable previsto en la NIIF 16, los resultados financieros incluyen los gastos por intereses (cancelaci\u00f3n) calculados sobre los pasivos con respecto a las rentas vencidas de los contratos de arrendamiento. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForFinanceIncomeAndCostsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5499": {
"value": "S) Impuesto sobre sociedades El impuesto sobre sociedades incluye los impuestos corrientes y diferidos. Los impuestos corrientes y los impuestos diferidos se reconocen en la cuenta de resultados excepto en la medida en la que hagan referencia a partidas reconocidas directamente en patrimonio neto, en cuyo caso tambi\u00e9n se reconocen en patrimonio neto. Los impuestos diferidos que surgen de la revaluaci\u00f3n de activos medidos a valor razonable a trav\u00e9s del resultado global y derivados de cobertura de flujo de efectivo reconocidos en el patrimonio neto se reconocen en la cuenta de resultados en el per\u00edodo en que se reconocen los resultados que originaron los impuestos diferidos. Los impuestos corrientes son los impuestos a pagar o a cobrar esperados sobre las ganancias o p\u00e9rdidas fiscales del ejercicio, utilizando los tipos impositivos promulgados en la fecha del estado de la situaci\u00f3n financiera y cualquier ajuste de los impuestos a pagar de ejercicios anteriores. Los impuestos diferidos se calculan de acuerdo con el m\u00e9todo de pasivo del balance, considerando las diferencias temporales entre los valores en libros de los activos y pasivos para fines de informaci\u00f3n financiera y sus respectivas bases impositivas, utilizando las tasas impositivas promulgadas o sustantivamente promulgadas en la fecha del balance para cada jurisdicci\u00f3n y que se espera que se apliquen cuando se invierten las diferencias temporales. Los pasivos por impuestos diferidos se reconocen para todas las diferencias temporales imponibles, excepto para el fondo de comercio no deducible a efectos fiscales, las diferencias que surgen en el reconocimiento inicial de activos y pasivos que no afectan ni a las ganancias contables ni imponibles y las diferencias relacionadas con las inversiones en subsidiarias, en la medida en que probablemente no se revierta en el futuro. Los activos por impuestos diferidos se reconocen en la medida en que sea probable que las ganancias imponibles futuras est\u00e9n disponibles para absorber las diferencias temporales deducibles a efectos fiscales. El Grupo compensa, seg\u00fan lo establecido en la NIC 12, los activos y pasivos por impuestos diferidos si, y solo si: \u2022 La entidad tiene el derecho legalmente exigible de compensar los activos por impuestos corrientes contra los pasivos por impuestos corrientes; y \u2022 Los activos por impuestos diferidos y los pasivos por impuestos diferidos se relacionan con los impuestos de sociedades recaudados por la misma autoridad tributaria sobre la misma entidad imponible o diferentes entidades imponibles que tienen la intenci\u00f3n de liquidar pasivos y activos impositivos corrientes sobre una base neta, o realizar los activos y liquidar los pasivos simult\u00e1neamente, en per\u00edodos futuros en los que se espera liquidar o recuperar los pasivos o activos por impuestos diferidos. Al contabilizar los intereses y multas relacionadas con el impuesto de sociedades, el Grupo EDPR considera si una cantidad en particular por pagar o por cobrar es, en su naturaleza, un ingreso imponible y, de ser as\u00ed, aplica la NIC 12 a este montante. De lo contrario, se aplica la NIC 37. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForIncomeTaxExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5511": {
"value": "Los impuestos diferidos se calculan de acuerdo con el m\u00e9todo de pasivo del balance, considerando las diferencias temporales entre los valores en libros de los activos y pasivos para fines de informaci\u00f3n financiera y sus respectivas bases impositivas, utilizando las tasas impositivas promulgadas o sustantivamente promulgadas en la fecha del balance para cada jurisdicci\u00f3n y que se espera que se apliquen cuando se invierten las diferencias temporales. Los pasivos por impuestos diferidos se reconocen para todas las diferencias temporales imponibles, excepto para el fondo de comercio no deducible a efectos fiscales, las diferencias que surgen en el reconocimiento inicial de activos y pasivos que no afectan ni a las ganancias contables ni imponibles y las diferencias relacionadas con las inversiones en subsidiarias, en la medida en que probablemente no se revierta en el futuro. Los activos por impuestos diferidos se reconocen en la medida en que sea probable que las ganancias imponibles futuras est\u00e9n disponibles para absorber las diferencias temporales deducibles a efectos fiscalesEl Grupo compensa, seg\u00fan lo establecido en la NIC 12, los activos y pasivos por impuestos diferidos si, y solo si: \u2022 La entidad tiene el derecho legalmente exigible de compensar los activos por impuestos corrientes contra los pasivos por impuestos corrientes; y \u2022 Los activos por impuestos diferidos y los pasivos por impuestos diferidos se relacionan con los impuestos de sociedades recaudados por la misma autoridad tributaria sobre la misma entidad imponible o diferentes entidades imponibles que tienen la intenci\u00f3n de liquidar pasivos y activos impositivos corrientes sobre una base neta, o realizar los activos y liquidar los pasivos simult\u00e1neamente, en per\u00edodos futuros en los que se espera liquidar o recuperar los pasivos o activos por impuestos diferidos. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForDeferredIncomeTaxExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5548": {
"value": "T) Ganancias por acci\u00f3n Las ganancias b\u00e1sicas por acci\u00f3n se calculan dividiendo el beneficio neto atribuible a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante entre el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n durante el ejercicio, excluyendo el promedio de acciones ordinarias adquiridas por el Grupo y mantenidas como acciones propias. Para el c\u00e1lculo de las ganancias diluidas por acci\u00f3n, el n\u00famero medio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n se ajusta para considerar la conversi\u00f3n de todas las acciones ordinarias potenciales dilusivas, como la deuda convertible y las opciones sobre acciones concedidas a los empleados. El efecto de diluci\u00f3n corresponde a una disminuci\u00f3n de las ganancias por acci\u00f3n resultante de la suposici\u00f3n de que los instrumentos convertibles se convierten o las opciones concedidas se ejercen. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEarningsPerShareExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5558": {
"value": "U) Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes incluye saldos con un vencimiento inferior a tres meses desde la fecha de adquisici\u00f3n, incluyendo efectivo y dep\u00f3sitos bancarios. Esta partida incluye asimismo otras inversiones muy l\u00edquidas a corto plazo que son convertibles de inmediato en importes determinados de efectivo y dep\u00f3sitos a la vista espec\u00edficos relacionados con inversores institucionales, que son fondos que han de mantenerse con garant\u00edas suficientes para pagar los costes de construcci\u00f3n restantes de proyectos en asociaciones con inversores institucionales en Estados Unidos los pr\u00f3ximos doce meses. El Grupo clasifica como efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes el saldo deudor de las cuentas corrientes con sociedades del Grupo EDP formalizadas en virtud de acuerdos de centralizaci\u00f3n de tesorer\u00eda. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyToDetermineComponentsOfCashAndCashEquivalents",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5559": {
"value": "U) Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes incluye saldos con un vencimiento inferior a tres meses desde la fecha de adquisici\u00f3n, incluyendo efectivo y dep\u00f3sitos bancarios. Esta partida incluye asimismo otras inversiones muy l\u00edquidas a corto plazo que son convertibles de inmediato en importes determinados de efectivo y dep\u00f3sitos a la vista espec\u00edficos relacionados con inversores institucionales, que son fondos que han de mantenerse con garant\u00edas suficientes para pagar los costes de construcci\u00f3n restantes de proyectos en asociaciones con inversores institucionales en Estados Unidos los pr\u00f3ximos doce meses. El Grupo clasifica como efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes el saldo deudor de las cuentas corrientes con sociedades del Grupo EDP formalizadas en virtud de acuerdos de centralizaci\u00f3n de tesorer\u00eda. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForRestrictedCashAndCashEquivalentsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5569": {
"value": "V) Subvenciones oficiales Las subvenciones oficiales se reconocen inicialmente como ingresos diferidos en pasivos no corrientes cuando existe una seguridad razonable de que se recibir\u00e1n y de que el Grupo cumplir\u00e1 las condiciones asociadas a la subvenci\u00f3n. Las subvenciones que compensan al Grupo por gastos incurridos se reconocen en la cuenta de resultados de forma sistem\u00e1tica en los mismos ejercicios en que se reconocen los gastos. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForGovernmentGrants",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5576": {
"value": "W) Cuestiones medioambientales El Grupo adopta medidas para evitar, reducir o reparar los da\u00f1os causados al medio ambiente como resultado de sus actividades. Los gastos derivados de actividades medioambientales se reconocen como otros gastos de explotaci\u00f3n en el ejercicio en el que se incurre en los mismos. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForEnvironmentRelatedExpenseExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5633": {
"value": "Y) Estado de flujo de efectivo El Estado de flujos de efectivo se presenta con arreglo al m\u00e9todo directo, por el cual se revelan los flujos de efectivo brutos de las actividades de operaci\u00f3n, financiaci\u00f3n e inversi\u00f3n. El Grupo clasifica los flujos de efectivo relacionados con los intereses y dividendos pagados como actividades de financiaci\u00f3n y los intereses y dividendos recibidos como actividades de inversi\u00f3n. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfAccountingPolicyForCashFlowsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5648": {
"value": "03. Normas de contabilidad e interpretaciones recientemente publicadas Normas, modificaciones e interpretaciones publicadas en vigor para el Grupo Las modificaciones publicadas que ya son efectivas y que el Grupo ha aplicado en sus estados financieros, sin impactos significativos, son las siguientes: \u2022 NIIF 3 (Modificada) \u2013 En referencia al marco conceptual; \u2022 NIC 16 (Modificada) \u2013 Ingresos antes del uso previsto; \u2022 NIC 37 (Modificada) \u2013 Contratos onerosos \u2013 Coste de cumplimiento de un contrato; \u2022 Proyecto anual de mejora de las normas NIIF (2018-2020). Normas, modificaciones e interpretaciones emitidas, pero a\u00fan no efectivas para el Grupo Las normas emitidas, pero a\u00fan no efectivas para el grupo, cuyo impacto est\u00e1 siendo evaluado, son las siguientes: \u2022 NIC 12 (Modificada) \u2013 Impuestos diferidos relacionados con activos y pasivos El Consejo Internacional de Normas Contables (IASB por sus siglas en ingl\u00e9s) modific\u00f3 la NIC 12, \"Impuesto sobre beneficios\", para que las empresas reconozcan los impuestos diferidos sobre transacciones concretas que, en el momento del reconocimiento inicial, den lugar a importes iguales de diferencias temporarias imponibles y deducibles. Las modificaciones se centran en el reconocimiento del impuesto diferido con respecto a: \u2022 Activos por derecho de uso y pasivos por arrendamiento; y \u2022 Las obligaciones de desmantelamiento, restauraci\u00f3n y similares, y los importes correspondientes reconocidos como parte del coste del activo correspondiente. Estas modificaciones deber\u00e1n aplicarse a los ejercicios anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2023. El Grupo EDP adoptar\u00e1 la nueva norma en la fecha de entrada en vigor requerida de conformidad con el enfoque de transici\u00f3n retrospectiva modificada, sin ajustes en el balance de apertura ni reexpresi\u00f3n de la informaci\u00f3n comparativa. A 31 de diciembre de 2022 y 2021, el Grupo EDPR ha reconocido en el estado consolidado de situaci\u00f3n financiera el importe neto relativo a los activos y pasivos por impuestos diferidos reconocidos en relaci\u00f3n a los activos y pasivos por desmantelamiento, y los activos por derecho de uso y pasivos por arrendamiento para aquellas jurisdicciones en las que dichos importes no son deducibles hasta la fecha de pago. En la aplicaci\u00f3n inicial de la modificaci\u00f3n de la NIC 12, el Grupo EDP desglosar\u00e1 estos importes netos en los correspondientes activos por impuestos diferidos y pasivos por impuestos diferidos. Por lo tanto, el 1 de enero de 2023, el Grupo EDP desglosar\u00e1 estos activos y pasivos por impuestos diferidos netos en relaci\u00f3n con los pasivos por desmantelamiento y arrendamiento, cuando proceda, estim\u00e1ndose un incremento de entre 223 y 243 millones de euros en el ep\u00edgrafe activos y pasivos por impuestos diferidos. Normas, modificaciones e interpretaciones emitidas, pero a\u00fan no efectivas para el Grupo Las normas, modificaciones e interpretaciones emitidas, pero a\u00fan no efectivas para el Grupo (cuya fecha efectiva de aplicaci\u00f3n a\u00fan no se ha producido o, a pesar de sus fechas efectivas de aplicaci\u00f3n, a\u00fan no han sido aprobadas por la UE) para las que no se espera un impacto significativo, son las siguientes: \u2022 NIIF 17 \u2013 Contratos de seguros (y modificaciones relacionadas con la aplicaci\u00f3n inicial e informaci\u00f3n comparativa); \u2022 NIC 1 (Modificada) \u2013 Clasificaci\u00f3n de pasivos como corrientes o no corrientes; \u2022 NIC 1 (Modificada) \u2013 Presentaci\u00f3n de pol\u00edticas contables; \u2022 NIC 8 (Modificada) \u2013 Presentaci\u00f3n de estimaciones contables; ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfExpectedImpactOfInitialApplicationOfNewStandardsOrInterpretations",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5708": {
"value": "04. Principales juicios de valor y estimaciones contables adoptados para la aplicaci\u00f3n de las pol\u00edticas contables Las NIIF establecen una serie de tratamientos contables y exigen al Consejo de Administraci\u00f3n la aplicaci\u00f3n de juicios de valor y la realizaci\u00f3n de estimaciones para decidir qu\u00e9 tratamiento resulta m\u00e1s adecuado. Los principales juicios de valor y estimaciones contables adoptados para la aplicaci\u00f3n de las pol\u00edticas contables se analizan en esta nota con el fin de mejorar el entendimiento de c\u00f3mo su aplicaci\u00f3n afecta a los resultados registrados por el Grupo y a la informaci\u00f3n a revelar relacionada. En la nota 2 de los estados financieros consolidados se ofrece una descripci\u00f3n m\u00e1s amplia de las pol\u00edticas contables empleadas por el Grupo. Aunque las estimaciones son calculadas por el Consejo de Administraci\u00f3n bas\u00e1ndose en la mejor informaci\u00f3n disponible a 31 de diciembre de 2021 y 2020, es posible que los hechos futuros den lugar a cambios en estas estimaciones en ejercicios posteriores. Cualquier efecto en los estados financieros de los ajustes que se hagan en ejercicios posteriores se contabilizar\u00eda de forma pros- pectiva. Dado que en multitud de casos existen otras alternativas al tratamiento contable adoptado por EDP Renov\u00e1veis, si se seleccio- nara un tratamiento distinto, los resultados registrados por el Grupo podr\u00edan variar. EDP Renov\u00e1veis cree que las decisiones tomadas resultan adecuadas y que los estados financieros presentan la imagen fiel de los resultados y la situaci\u00f3n financiera consolidada del Grupo en todos los aspectos materiales. Los resultados alternativos incluidos a continuaci\u00f3n se presentan \u00fani- camente para ayudar al usuario a entender los estados financieros y no van dirigidos a sugerir otras alternativas o estimaciones que pudieran resultar m\u00e1s adecuadas. Valoraci\u00f3n del valor razonable de los instrumentos financieros Los valores razonables se basan en precios de mercado cotizados, si est\u00e1n disponibles. En caso contrario, el valor razonable se determina, bien por el precio de transacciones recientes similares en condiciones de mercado, o determinadas por entidades externas, o bien en base a metodolog\u00edas de valoraci\u00f3n, apoyadas en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de caja futuros, conside- rando las condiciones de mercado, el valor temporal, las curvas de rentabilidad y los factores de volatilidad. Estas metodolog\u00edas pueden requerir el uso de hip\u00f3tesis o juicios para determinar los valores razonables. Por tanto, la utilizaci\u00f3n de un modelo diferente o de hip\u00f3tesis o juicios de valor distintos al aplicar un modelo concreto puede ge- nerar resultados financieros diferentes a los reportados. Adem\u00e1s, la clasificaci\u00f3n de los instrumentos financieros como deuda o capital requiere un juicio en la interpretaci\u00f3n de las cl\u00e1u- sulas contractuales y en la evaluaci\u00f3n de la existencia de una obligaci\u00f3n contractual de entregar efectivo u otros activos financieros. Revisi\u00f3n de la vida \u00fatil de los activos El Grupo revisa peri\u00f3dicamente la razonabilidad de las vidas \u00fatiles de los activos que se utilizan para determinar las tasas de depreciaci\u00f3n de los activos asignados a la actividad, y modifica prospectivamente el gasto de depreciaci\u00f3n del a\u00f1o en funci\u00f3n de dicha revisi\u00f3n. Pasivos por arrendamiento (Rentas debidas por contratos de arrendamiento) Con la adopci\u00f3n de la NIIF 16, el Grupo reconoce los activos por derecho de uso (activos ROU) y los pasivos por arrendamiento (rentas debidas por contratos de arrendamiento), si el contrato transmite el derecho a controlar el uso de un activo identificado durante un periodo de tiempo a cambio de una contraprestaci\u00f3n. Para evaluar si un contrato transmite el derecho a controlar el uso de un activo identificado, el Grupo eval\u00faa si: i) el contrato implica el uso de un activo identificado; ii) tiene el derecho a obtener sustancialmente todos los beneficios econ\u00f3micos del uso del activo durante todo el periodo de uso; y iii) tiene el derecho a dirigir el uso del activo. El Grupo EDPR utiliza su juicio en su evaluaci\u00f3n, concretamente en lo que respecta a las opciones de terminaci\u00f3n y pr\u00f3rroga del contrato y a la determinaci\u00f3n del tipo de inter\u00e9s incremental que debe aplicarse a cada cartera de arrendamientos identificada. Deterioro de valor Deterioro de los activos a largo plazo y del fondo de comercio Se realizan comprobaciones del deterioro del valor siempre que existan indicios de que el importe recuperable del inmovilizado material y activos intangibles es inferior al valor neto contable correspondiente de los activos. Con periodicidad anual, el Grupo revisa las hip\u00f3tesis empleadas para evaluar la existencia de deterioro del valor en el fondo de comercio resultante de adquisiciones de acciones en sociedades dependientes. Las hip\u00f3tesis empleadas son sensibles a cam- bios en indicadores macroecon\u00f3micos e hip\u00f3tesis de negocio utilizados por la direcci\u00f3n. La participaci\u00f3n neta en asociadas se revisa cuando las circunstancias indican la existencia de deterioro del valor. Teniendo en cuenta que los importes recuperables estimados relativos a inmovilizado material, derechos de uso, activos intan- gibles y fondo de comercio se basan en la mejor informaci\u00f3n disponible, cualquier variaci\u00f3n en las estimaciones y juicios de valor podr\u00eda provocar variaciones en los resultados de la comprobaci\u00f3n del deterioro del valor, lo que podr\u00eda afectar a los resultados registrados del Grupo. Impuesto sobre sociedades El Grupo est\u00e1 sujeto a impuestos sobre sociedades en numerosas jurisdicciones. Son necesarias interpretaciones y estimaciones significativas para poder determinar el importe global de los impuestos sobre sociedades. Existen muchas transacciones y c\u00e1lculos para los que la determinaci\u00f3n fiscal en \u00faltima instancia puede resultar incierta durante el curso ordinario de las actividades. La utilizaci\u00f3n de distintas interpretaciones y estimaciones conllevar\u00eda un distinto nivel de impuestos sobre las ganancias, corrientes y diferidos, reconocidos en el ejercicio. Las autoridades tributarias tienen derecho a revisar la determinaci\u00f3n realizada por EDP Renov\u00e1veis y sus dependientes sobre sus ingresos gravables anuales, durante un periodo determinado que podr\u00eda ampliarse en el caso de compensaciones de p\u00e9rdi- das fiscales de ejercicios anteriores. Por lo tanto, es posible que se levanten actas fiscales adicionales, principalmente debido a diferencias en la interpretaci\u00f3n de la legislaci\u00f3n tributaria. Sin embargo, EDP Renov\u00e1veis y sus dependientes no prev\u00e9n ning\u00fan cambio significativo en el impuesto sobre sociedades contabilizado en los estados financieros. EDPR eval\u00faa la recuperabilidad de los activos por impuestos diferidos en funci\u00f3n de las estimaciones de la futura base imponible esperada en el per\u00edodo en el que dichos impuestos diferidos sean deducibles. Los activos por impuestos diferidos se eval\u00faan anualmente para asegurar que no haya indicios de deterioro. En estos an\u00e1lisis, que se basan en hip\u00f3tesis consideradas en el test de deterioro indicado en la nota 19, el Grupo verifica que dichos activos por impuestos diferidos siguen siendo recuperables en el futuro. Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio El Consejo de Administraci\u00f3n considera que el Grupo tiene obligaciones contractuales de desmantelar y retirar del servicio in- movilizado material relacionado con la generaci\u00f3n de electricidad e\u00f3lica y solar. Para estas obligaciones, el Grupo ha dotado provisiones para cubrir el coste estimado de restablecimiento del emplazamiento y el terreno a su situaci\u00f3n original. El c\u00e1lculo de las provisiones est\u00e1 basado en el valor actual del gasto previsto necesario para liquidar la obligaci\u00f3n. El departamento t\u00e9cnico de EDPR ha realizado un an\u00e1lisis en profundidad teniendo en cuenta la realidad de la flota de EDPR. Este an\u00e1lisis ha llevado a la conclusi\u00f3n de que el coste medio por megavatio y el valor residual de los activos renovables deb\u00edan actualizarse, con efecto en diciembre de 2022 (v\u00e9anse las nota 2.P y 32). La utilizaci\u00f3n de hip\u00f3tesis distintas en las estimaciones y juicios de valor podr\u00eda haber producido resultados distintos a los que se han considerado. Entidades incluidas en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n A fin de determinar qu\u00e9 entidades deben incluirse en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n, el Grupo eval\u00faa si est\u00e1 expuesto a, o tiene derecho a, los retornos variables surgidos de su participaci\u00f3n en la participada y tiene la capacidad para influir dado el poder que ejerce sobre la participada. Esta evaluaci\u00f3n exige juicios de valor, hip\u00f3tesis y estimaciones a fin de concluir si el Grupo est\u00e1 expuesto, de hecho, a retornos variables y si tiene la capacidad para influir en ellos dado el poder que ejerce sobre la participada. Otras hip\u00f3tesis y estimaciones podr\u00edan generar un per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n diferente del Grupo, con impacto directo en los estados financieros consolidados. Combinaciones de negocios Con arreglo a la NIIF 3 (Combinaci\u00f3n de negocios), en una combinaci\u00f3n de negocios, la adquirente debe reconocer y valorar en los estados financieros consolidados los activos adquiridos y los pasivos asumidos por su valor razonable en la fecha de adqui- sici\u00f3n. La diferencia entre el precio de compra y el valor razonable de los activos y pasivos adquiridos da lugar al reconocimiento de un fondo de comercio o de una ganancia por una compra a un bajo precio (compra en condiciones ventajosas). La determinaci\u00f3n del valor razonable de los activos adquiridos y de los pasivos asumidos se lleva a cabo internamente o por ex- pertos externos independientes, utilizando el m\u00e9todo de los flujos de caja descontados, utilizando el coste de reposici\u00f3n u otras t\u00e9cnicas de determinaci\u00f3n del valor razonable, que se basan en el uso de hip\u00f3tesis que incluyen indicadores macroecon\u00f3micos como las tasas de inflaci\u00f3n, los tipos de inter\u00e9s, los tipos de cambio, los tipos de descuento, los precios de venta y compra de energ\u00eda, el coste de las materias primas, las estimaciones de producci\u00f3n, vida \u00fatil y las proyecciones de negocio. Por consiguiente, la determinaci\u00f3n del valor razonable y del fondo de comercio o de la ganancia de una compra a bajo precio est\u00e1 sujeta a numerosas suposiciones y juicios y, por lo tanto, ciertos cambios podr\u00edan dar lugar a diferentes impactos en los re- sultados. Valoraci\u00f3n a valor razonable de la contraprestaci\u00f3n contingente y precios variables La contraprestaci\u00f3n contingente procedente de una combinaci\u00f3n de negocios o precios variables de una operaci\u00f3n de venta de activos o negocios se valora a valor razonable en la fecha de adquisici\u00f3n como parte de la combinaci\u00f3n de negocios, o en la fecha de la venta en el caso de una venta de activos o negocios. La contraprestaci\u00f3n contingente o precio variable se vuelve a valorar posteriormente a valor razonable en cada fecha de reporte. El valor razonable se basa en flujos de efectivo descontados. Las principales hip\u00f3tesis consideran la probabilidad de lograr cada objetivo y el factor de descuento, que se corresponde con las mejores estimaciones de la direcci\u00f3n en cada fecha de balance. Los cambios en las hip\u00f3tesis podr\u00edan tener un impacto en los valores de los precios variables para los activos y para los pasivos contingentes reconocidos en los estados financieros. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfAccountingJudgementsAndEstimatesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5840": {
"value": "05. Pol\u00edticas de gesti\u00f3n de riesgos financieros Las actividades del Grupo EDP Renov\u00e1veis est\u00e1n expuestas a una serie de riesgos financieros, entre los que se incluyen los efec- tos de cambios en los precios de mercado de la electricidad, tipos de inter\u00e9s y tipos de cambio. Los principales riesgos financieros proceden del riesgo de tipos de inter\u00e9s y tipos de cambio. La volatilidad de los mercados financieros se analiza de forma continua de acuerdo con las pol\u00edticas de gesti\u00f3n de riesgos de EDPR. Los instrumentos financieros se utilizan para mitigar los potenciales efectos adversos resultantes de los riesgos de tipos de inter\u00e9s y de cambio en relaci\u00f3n con el rendimiento financiero de EDP Re- nov\u00e1veis. El Consejo de Administraci\u00f3n de EDP Renov\u00e1veis es responsable de definir las pol\u00edticas generales de gesti\u00f3n de riesgos y de establecer los l\u00edmites de exposici\u00f3n a dichos riesgos. Los Departamentos Financiero y de Riesgo Global de EDPR proponen reco- mendaciones para gestionar los riesgos financieros del Grupo EDP Renov\u00e1veis, y dichas recomendaciones se debaten en el Comit\u00e9 de Riesgo Financiero de EDP Renov\u00e1veis, que se re\u00fane trimestralmente. La estrategia acordada previamente se com- parte con el Departamento Financiero de EDP Energias de Portugal, S.A., para verificar la conformidad con las pol\u00edticas aprobadas por el Consejo de Administraci\u00f3n de EDP. La evaluaci\u00f3n de los mecanismos de cobertura adecuados y la ejecuci\u00f3n es efectuada por EDPR, pero tambi\u00e9n puede encargarse al Departamento Financiero de EDP. Todas las transacciones realizadas utilizando instrumentos financieros derivados necesitan la autorizaci\u00f3n previa del Consejo de Administraci\u00f3n, que define los par\u00e1metros de cada una de las transacciones y aprueba los documentos formales que descri- ben sus objetivos. Gesti\u00f3n del riesgo de tipo de cambio Los Departamentos Financieros del Grupo EDPR y EDP son los responsables de gestionar la exposici\u00f3n al riesgo cambial del Grupo y de intentar reducir el impacto de las fluctuaciones del tipo de cambio en los activos netos y los beneficios netos del Grupo. Los instrumentos utilizados con fines de cobertura son los derivados de tipo de cambio, de deuda en moneda extranjera u otras estructuras de cobertura con caracter\u00edsticas de exposici\u00f3n sim\u00e9tricas a las de la partida cubierta. La eficacia de dichas cober- turas se vuelve a valorar y es objeto de seguimiento mientras duren. EDPR opera a escala internacional y est\u00e1 expuesta al riesgo de conversi\u00f3n derivado de las inversiones en dependientes extran- jeras. Con el objetivo de minimizar el impacto de las fluctuaciones del tipo de cambio, la pol\u00edtica general de EDP Renov\u00e1veis consiste en financiar cada proyecto en la moneda de los flujos de efectivo de explotaci\u00f3n generados por el proyecto. Actualmente, el principal riesgo de tipo de cambio al que est\u00e1 expuesta la Sociedad corresponde al d\u00f3lar estadounidense, como resultado de la participaci\u00f3n en EDPR NA. EDPR tambi\u00e9n est\u00e1 expuesta al tipo de cambio del esloti polaco, leu rumano, real bra- sile\u00f1o, libra esterlina, d\u00f3lar canadiense, peso colombiano y flor\u00edn h\u00fangaro as\u00ed como una exposici\u00f3n fiscal residual al peso mejicano por los activos de dicho pa\u00eds. Con la adquisici\u00f3n de Sunseap, EDPR tambi\u00e9n est\u00e1 expuesta al d\u00f3lar de Singapur y otras monedas del sudeste asi\u00e1tico. Para cubrir el riesgo originado por la inversi\u00f3n neta en EDPR NA, EDP Renov\u00e1veis utiliza deuda financiera expresada en USD y tambi\u00e9n ha suscrito permutas cruzadas de tipos de inter\u00e9s (CIRS) en USD/EUR con EDP - Energias de Portugal, S.A. Siguiendo la misma estrategia adoptada para cubrir las inversiones netas en EE.UU., EDP Renov\u00e1veis tambi\u00e9n ha suscrito CIRS en BRL/EUR, GBP/EUR, CAD/EUR y COP/EUR para cubrir las inversiones en Brasil, Reino Unido, Canad\u00e1 y Colombia respectivamente, cuando las exposiciones sean susceptibles de cobertura (v\u00e9ase la nota 37). An\u00e1lisis de la sensibilidad - Tipo de cambio Una depreciaci\u00f3n/apreciaci\u00f3n del 10% en el tipo de cambio de las monedas m\u00e1s representativas, con referencia al 31 de diciembre de 2022 y 2021, originar\u00eda un aumento/(disminuci\u00f3n) en la cuenta de resultados y en el patrimonio neto antes de impuestos del Grupo EDP Renov\u00e1veis de la siguiente manera: 31 DIC 2022 MILES DE EUROS RESULTADOS PATRIMONIO NETO +10% -10% +10% -10% USD/EUR 14.500 -17.722 -119.873 146.511 BRL/EUR 35 -43 -20.069 24.528 SGD/EUR 302 -369 -65.001 79.446 14.837 -18.314 -204.943 250.485 31 DIC 2021 MILES DE EUROS RESULTADOS PATRIMONIO NETO +10% -10% +10% -10% USD/EUR 8.315 -10.162 -31.591 38.611 RON/EUR 23 -28 - - BRL/EUR 107 -131 -18 22 8.445 -10.321 -31.609 38.633 Para la divisa PLN/EUR, dado que se ha vendido de la mayor parte de la cartera de empresas en Polonia (v\u00e9ase la nota 27), la exposici\u00f3n global ha disminuido y no producir\u00e1 impactos significativos. En este an\u00e1lisis se supone que todas las dem\u00e1s variables, concretamente los tipos de inter\u00e9s, permanecen constantes. Gesti\u00f3n de riesgos de tipos de inter\u00e9s Los flujos de efectivo de explotaci\u00f3n del Grupo son sustancialmente independientes de las fluctuaciones en los mercados de ti- pos de inter\u00e9s. La finalidad de la estrategia de gesti\u00f3n de riesgos de tipos de inter\u00e9s es reducir la exposici\u00f3n de los flujos de efectivo de deuda a las fluctuaciones del mercado. Por tanto, cuando se considere necesario y con arreglo a la pol\u00edtica del Grupo, se contratan instru- mentos financieros de tipos de inter\u00e9s para cubrir los riesgos de tipo de inter\u00e9s. Estos instrumentos financieros cubren los flujos de efectivo asociados a los pagos de intereses futuros, convirtiendo los pr\u00e9stamos a tipo variable en pr\u00e9stamos a tipo fijo. Todas estas coberturas se han realizado sobre los pasivos de la cartera de deuda del Grupo y son principalmente coberturas perfectas con una alta correlaci\u00f3n entre las variaciones en el valor razonable del instrumento de cobertura y las variaciones en el valor razonable del riesgo de tipo de inter\u00e9s o de los flujos de efectivo futuros. El Grupo EDP Renov\u00e1veis tiene una cartera de derivados sobre tipos de inter\u00e9s con vencimientos de hasta 18 a\u00f1os. El Departa- mento Financiero del Grupo lleva a cabo an\u00e1lisis de sensibilidad del valor razonable de los instrumentos financieros con respecto a las fluctuaciones del tipo de inter\u00e9s o flujos de efectivo futuros. Aproximadamente el 83% de la deuda financiera del Grupo EDP Renov\u00e1veis devenga intereses a tipos de inter\u00e9s fijo, teniendo en cuenta las operaciones de contabilidad de coberturas con instrumentos financieros. Adicionalmente, durante el ejercicio fiscal de 2022, EDPR ha realizado pre-coberturas de tipos de inter\u00e9s de sus futuras necesidades de refinanciaci\u00f3n de pr\u00e9stamos intercompa\u00f1\u00eda con EDP, tanto en euros como en d\u00f3lares americanos, con el objetivo de asegurar niveles futuros de tipos de inter\u00e9s dado el escenario actual de alta volatilidad e incertidumbre. An\u00e1lisis de la sensibilidad \u2013 Tipos de inter\u00e9s El Departamento Financiero de EDPR y Grupo EDP es el responsable de gestionar el riesgo de tipo de inter\u00e9s asociado a las acti- vidades desarrolladas por el Grupo, y se contratan instrumentos financieros derivados para mitigar ese riesgo. Sobre la base de la cartera de deuda del Grupo EDPR y los instrumentos financieros derivados relacionados que se han utilizado para cubrir el riesgo de tipo de inter\u00e9s asociado, as\u00ed como los pr\u00e9stamos de accionistas recibidos por EDP Renov\u00e1veis, un cambio de 100 puntos b\u00e1sicos en los tipos de inter\u00e9s a 31 de diciembre de 2022 y 2021 aumentar\u00eda/(disminuir\u00eda) la cuenta de resultados y el patrimonio antes de impuestos del Grupo EDP Renov\u00e1veis de la siguiente forma: 31 DIC 2022 P\u00c9RDIDAS Y GANANCIAS PATRIMONIO NETO MILES DE EUROS +100 BPS -100 BPS +100 BPS -100 BPS Derivados De cobertura de flujo de efectivo - - 35.830 7.560 Deuda no cubierta (tipos de inter\u00e9s variables) -9.580 9.580 - - -9.580 9.580 35.830 7.560 31 DIC 2021 P\u00c9RDIDAS Y GANANCIAS PATRIMONIO NETO MILES DE EUROS +100 BPS -100 BPS +100 BPS -100 BPS Derivados De cobertura de flujo de efectivo - - 722 -9.259 Deuda no cubierta (tipos de inter\u00e9s variables) -12.297 12.297 - - -12.297 12.297 722 -9.259 Gesti\u00f3n del riesgo de cr\u00e9dito de contraparte en transacciones financieras El riesgo de contraparte del Grupo EDP Renov\u00e1veis en transacciones financieras y no financieras se gestiona a trav\u00e9s de un an\u00e1- lisis de la capacidad t\u00e9cnica, la competitividad y la probabilidad de impago de la contraparte. EDP Renov\u00e1veis ha definido una pol\u00edtica sobre el riesgo de contraparte inspirada en Basilea III, que se implanta en todos los departamentos y en todas las zonas geogr\u00e1ficas de EDP Renov\u00e1veis. El Grupo EDP Renov\u00e1veis est\u00e1 expuesto al riesgo de contraparte en las operaciones de deriva- dos financieros y en las ventas de energ\u00eda (electricidad, certificados verdes y certificados de energ\u00eda renovable) y en contratos de suministro. Las contrapartes en las transacciones financieras y con derivados se limitan a entidades de cr\u00e9dito de alta calidad o al Grupo EDP. La contraparte m\u00e1s relevante en derivados y transacciones financieras son sociedades que pertenecen al Grupo EDP. Los ins- trumentos financieros contratados fuera del Grupo EDP se contratan generalmente bajo los Contratos Marco de ISDA y se analiza la calidad crediticia de las contrapartes externas y se solicitan garant\u00edas cuando es necesario. En el proceso de venta de la energ\u00eda (electricidad, certificados verdes y certificados de energ\u00eda renovable producidos), la expo- sici\u00f3n surge de las cuentas comerciales a cobrar, pero tambi\u00e9n de la valoraci\u00f3n a precio de mercado de los contratos a largo plazo: \u2022 En el caso concreto de las ventas de energ\u00eda del segmento EDPR EU y LATAM, los principales clientes del Grupo son compa- \u00f1\u00edas el\u00e9ctricas y entidades reguladas en diferentes pa\u00edses (EDP y CNMC en el caso del mercado espa\u00f1ol). El riesgo de cr\u00e9dito derivado de las partidas a cobrar no es significativo debido al limitado periodo medio de cobro de los saldos de clientes y a la calidad de sus deudores. Los riesgos de contraparte adicionales proceden de los pa\u00edses que establecen incentivos a las re- novables, que normalmente, se consideran como riesgo regulatorio; \u2022 En el caso concreto de la plataforma EDPR NA, los principales clientes del Grupo son compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas reguladas y agen- tes de mercado regionales de Estados Unidos. Como ocurre en Europa, el riesgo de cr\u00e9dito derivado de las partidas a cobrar no es significativo debido al limitado periodo medio de cobro de los saldos de clientes y a la calidad de los deudores. Sin em- bargo, la exposici\u00f3n debido a la valoraci\u00f3n a precios de mercado de los contratos a largo plazo puede ser significativa. Con la adquisici\u00f3n de Sunseap, en el caso espec\u00edfico de APAC, los principales clientes del Grupo son compradores de generaci\u00f3n distribuida (entidades reguladas en los diferentes mercados, concretamente en Singapur y Vietnam). Al igual que ocurre en el resto de plataformas, el riesgo de cr\u00e9dito de deudores comerciales no es significativo por las mismas razones. Sin embargo, el riesgo de contraparte proviene de pa\u00edses con incentivos a las renovables a trav\u00e9s de tarifas reguladas, por lo que suele tratarse como riesgo regulatorio. Esta exposici\u00f3n se gestiona mediante una evaluaci\u00f3n detallada de la contraparte antes de firmar un acuerdo a largo plazo y mediante solicitud de garant\u00edas cuando se deteriora la solidez financiera de la contraparte. Con respecto a las cuentas comerciales por cobrar y otros deudores, se reconocen netas de p\u00e9rdidas por deterioro. El Grupo cree que la calidad crediticia de estas cuentas por cobrar es adecuada y que no existen cr\u00e9ditos deteriorados significativos que no hayan sido reconocidos como tales. La exposici\u00f3n a los proveedores surge principalmente de contratos prepagados con fabricantes de equipos y contratistas de in- genier\u00eda civil. Se realizan an\u00e1lisis de contraparte para cada nuevo contrato. Se requieren garant\u00edas de la empresa matriz o garant\u00edas bancarias si es necesario para cumplir con los l\u00edmites de exposici\u00f3n establecidos por la pol\u00edtica de riesgo de contra- parte de EDP Renov\u00e1veis. La exposici\u00f3n m\u00e1xima al riesgo de cr\u00e9dito de clientes por tipo de contraparte se detalla a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS DIC 2022 DIC 2021 SECTORES CORPORATIVOS Y PARTICULARESW Empresas de suministro 73.275 158.432 Business to business 31.387 6.110 Otros 18.306 1.039 Total sectores corporativos y particulares 122.968 165.581 Sector p\u00fablico 452 1.748 Total sector p\u00fablico y sectores corporativos/particulares 123.420 167.329 El desglose de las cuentas comerciales a cobrar por mercados geogr\u00e1ficos del Grupo EDPR es el siguiente: MILES DE EUROS DIC 2022 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 55.033 28.542 14.223 25.074 96 122.968 Sector p\u00fablico - 452 - - - 452 Total 55.033 28.994 14.223 25.074 96 123.420 MILES DE EUROS DIC 2021 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 138.604 24.281 97 2.199 400 165.581 Sector p\u00fablico 1.441 307 - - - 1.748 Total 140.045 24.588 97 2.199 400 167.329 De acuerdo con las pol\u00edticas contables, las p\u00e9rdidas por deterioro se determinan utilizando el enfoque simplificado incluido en la NIIF 9, basado en las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez es la posibilidad de que el Grupo no pueda cumplir sus obligaciones financieras cuando vencen. La estrate- gia del Grupo hacia la gesti\u00f3n de la liquidez es garantizar, en la medida de lo posible, que siempre dispondr\u00e1 de liquidez suficiente para pagar sus deudas antes de su vencimiento, tanto en condiciones normales como en un entorno de dificultades financieras, sin incurrir en p\u00e9rdidas inaceptables ni poner en peligro la reputaci\u00f3n del Grupo. La pol\u00edtica de liquidez seguida asegura el cumplimiento de las obligaciones de pago adquiridas, mediante el mantenimiento de l\u00edneas de cr\u00e9dito suficientes y el acceso a la financiaci\u00f3n del Grupo EDP que gestiona el riesgo de liquidez del Grupo mediante la contrataci\u00f3n y mantenimiento de l\u00edneas de cr\u00e9dito y facilidades de financiaci\u00f3n con compromiso firme de suscripci\u00f3n con insti- tuciones financieras internacionales de confianza, as\u00ed como dep\u00f3sitos a plazo, que permiten el acceso inmediato a los fondos. Estas l\u00edneas de cr\u00e9dito se utilizan para complementar y respaldar los programas de papel comercial nacionales e internacionales, lo que permite diversificar las fuentes de financiaci\u00f3n a corto plazo del Grupo EDP. Los Consejeros han estimado flujos de efectivo que muestran que el Grupo cumplir\u00e1 los compromisos existentes a 31 de diciem- bre de 2022. El an\u00e1lisis de vencimientos de la deuda financiera (ver nota 31), incluidos los intereses futuros esperados, es el siguiente: MILES DE EUROS DIC 2023 DIC 2024 DIC 2025 DIC 2026 DIC 2027 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL Pr\u00e9stamos bancarios 456.494 109.290 88.048 64.396 96.134 643.820 1.458.182 Pr\u00e9stamos recibidos del grupo EDP 992.627 488.641 233.350 507.24 2 468.779 2.219.978 4.910.617 Otros pr\u00e9stamos 3.405 1.011 12.365 1.304 1.073 10.955 30.112 Intereses futuros esperados 150.041 181.235 153.476 139.769 134.573 345.274 1.104.368 1.602.567 780.177 487.240 712.710 700.559 3.220.026 7.552.080 EDPR ha desarrollado y presentado a los mercados un Plan Plurianual de Crecimiento muy ambicioso, orientado a la creaci\u00f3n de valor para sus accionistas, el cual conlleva un volumen de inversi\u00f3n anual importante. EDPR se define como una empresa coti- zada con bajo perfil de riesgo y como tal ha definido un plan de financiaci\u00f3n que permite asegurar una estructura equilibrada de balance, preservando su calidad crediticia y garantizando a la vez la flexibilidad necesaria de cara a acomodar cualquier des- viaci\u00f3n temporal que pueda ocurrir al largo del periodo de implementaci\u00f3n de su plan de crecimiento. La financiaci\u00f3n del volumen de inversi\u00f3n se asegura en base a 5 grandes fuentes de financiaci\u00f3n: \u2022 Los flujos de efectivo generados por los activos en operaci\u00f3n y retenido en el Grupo; \u2022 El programa de ventas de activos en operaci\u00f3n (sell down/Asset Rotation), como forma de anticipar y cristalizar valor/flujo de caja; \u2022 El Tax Equity Investment, es decir, la entrada de los inversores institucionales en los proyectos desarrollados en EEUU que se materializa justo antes de la entrada en operaci\u00f3n de los activos; \u2022 El incremento de capital en EDPR SA; \u2022 Recursos de financiaci\u00f3n externa de medio y largo plazo, y en particular - V\u00eda Financiaci\u00f3n Corporativa, como soluci\u00f3n m\u00e1s relevante; y - V\u00eda Financiaci\u00f3n de Proyectos (Project Finance), y en particular en mercados en los cuales la moneda funcional es diferente del EUR/USD. La flexibilidad, de cara a gestionar diferencias temporales o ajustes en las proporciones de las componentes arriba identificadas, viene dada por las siguientes variables: \u2022 EDPR dispone de Cuentas Corrientes en EUR y USD con su empresa matriz (Grupo EDP) que utiliza como forma de gesti\u00f3n diaria/semanal/mensual de sus necesidades netas de liquidez; \u2022 EDPR dispone de un acuerdo formal con su empresa matriz (Grupo EDP) por el cual EDP se ha comprometido a aportar la financiaci\u00f3n necesaria a la ejecuci\u00f3n del Plan de crecimiento de EDPR; \u2022 Cuentas Corrientes y Descubiertos bancarios negociados con la banca comercial (como respaldo). Riesgo del precio del mercado de la electricidad A 31 de diciembre de 2022, el riesgo de precios de mercado que afecta al Grupo EDP Renov\u00e1veis no es significativo. En el caso de EDPR NA, la gran mayor\u00eda de los parques tienen contratos de adquisici\u00f3n de energ\u00eda o contratos financieros a largo plazo, con precios fijos o progresivos. En el caso de EDPR EU, la electricidad se vende en Espa\u00f1a, Francia, Italia, Portugal y Polonia mediante tarifas reguladas o PPAs financieros. En Ruman\u00eda los certificados verdes tienen un l\u00edmite m\u00ednimo. En lo que respecta a la m\u00e1s peque\u00f1a proporci\u00f3n de energ\u00eda con exposici\u00f3n a los precios de mercado tras los reg\u00edmenes tarifarios, los PPA o los contratos financieros a largo plazo (electricidad, certificados verdes y REC (certificados de energ\u00eda renovable)), el riesgo de mercado se gestiona a trav\u00e9s de la ejecuci\u00f3n de contratos a plazo (forwards) de electricidad, certificados verdes y REC. Por esta exposici\u00f3n EDPR EU y EDPR NA tienen permutas por ventas de electricidad, certificados verdes y permutas de REC fi- nancieras que cumplen los requisitos de la contabilidad de coberturas (cobertura del flujo de efectivo) que est\u00e1n relacionadas con las ventas del ejercicio 2022 a 2025 (v\u00e9ase la nota 37). El objetivo del Grupo EDP Renov\u00e1veis es cubrir por adelantado un volumen significativo de la exposici\u00f3n a los precios de mercado para reducir la volatilidad de los precios de la energ\u00eda en cada ejercicio. Para 2022, la generaci\u00f3n total del Grupo ascendi\u00f3 a 33,4 TWh, estando el 67% sujeto tanto a retribuci\u00f3n regulada como a con- tratos a largo plazo (PPA) y el 33% restante retribuido a precio de mercado. En cualquier caso, como se ha comentado anteriormente, esta parte de la generaci\u00f3n retribuida a precio de mercado est\u00e1 pr\u00e1cticamente cubierta en su totalidad por deri- vados de cobertura, con un aumento de la posici\u00f3n del a\u00f1o al 95%. Durante 2022, los precios del mercado de la energ\u00eda han sufrido una volatilidad significativa como consecuencia de la crisis de Ucrania, aumentado considerablemente los precios del gas natural. Tal aumento en los precios ha sido especialmente importante en Europa, en donde se alcanzaron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en los precios de la electricidad en agosto de 2022. Para EDPR EU y EDPR NA, la ganancia potencial derivada del aumento de los precios de la electricidad es muy limitada, ya que, como se ha indicado anteriormente, la exposici\u00f3n de EDPR a los precios de mercado para el a\u00f1o 2022 ya estaba cubierta antes del inicio de esta ten- dencia. Teniendo en cuenta el reciente incremento de los precios de mercado y la volatilidad, EDPR est\u00e1 gestionando y siguiendo de cerca su exposici\u00f3n a las variaciones de los precios de mercado, pese a que est\u00e1n limitadas por las coberturas actuales. En 2023, la exposici\u00f3n de EDPR a una potencial disminuci\u00f3n del 30% en los precios de mercado ser\u00eda de aproximadamente 36 millones de euros. Gesti\u00f3n del capital El objetivo del Grupo al gestionar el patrimonio neto, conforme a las pol\u00edticas establecidas por su principal accionista, es salva- guardar la capacidad del Grupo para continuar operando como empresa en funcionamiento, tener un crecimiento constante para poder cumplir los objetivos de crecimiento establecidos y mantener una estructura \u00f3ptima de patrimonio neto para reducir el coste del mismo. Al igual que otros grupos del sector, el Grupo gestiona su estructura de financiaci\u00f3n bas\u00e1ndose en la ratio de apalancamiento. Esta ratio se calcula dividiendo los pr\u00e9stamos financieros netos entre el total de patrimonio neto y pr\u00e9stamos netos. Los pr\u00e9sta- mos financieros netos corresponden a la suma de la deuda financiera, el pasivo por inversores institucionales corregido para tener en cuenta el efecto de los ingresos diferidos no corrientes, menos el efectivo y otros medios l\u00edquidos equivalentes. Riesgos clim\u00e1ticos El clima de la Tierra ha cambiado a lo largo de la historia. Los cient\u00edficos atribuyen la actual tendencia al calentamiento global observado desde mediados del siglo XX a la expansi\u00f3n humana del \"efecto invernadero\", el calentamiento que se produce cuando la atm\u00f3sfera atrapa el calor que irradia la Tierra hacia el espacio. En el \u00faltimo siglo, la quema de combustibles f\u00f3siles como el carb\u00f3n y el petr\u00f3leo ha aumentado la concentraci\u00f3n de di\u00f3xido de carbono (CO2) en la atm\u00f3sfera. EDPR es un claro ejemplo de c\u00f3mo la lucha contra el cambio clim\u00e1tico crea oportunidades de negocio. La actividad principal de la empresa, suministrar energ\u00eda limpia mediante el desarrollo, la construcci\u00f3n y la explotaci\u00f3n de parques e\u00f3licos y plantas sola- res de m\u00e1xima calidad, implica intr\u00ednsecamente la reducci\u00f3n de las emisiones de gases de efecto invernadero, contribuyendo a la lucha mundial contra el cambio clim\u00e1tico y sus impactos. Desde su fundaci\u00f3n, EDPR ha adoptado una estrategia centrada en el crecimiento selectivo, mediante la cual ha invertido en proyectos de calidad con flujos de efectivo futuros predecibles y una ejecuci\u00f3n fluida, avalada por competencias estrat\u00e9gicas que arrojan una rentabilidad superior; todo ello en el marco de un modelo de autofinanciaci\u00f3n propio que ha sido dise\u00f1ado para fomentar la creaci\u00f3n de valor. Gracias a la implantaci\u00f3n de esta estrategia, que es lo suficientemente flexible como para adap- tarse a los cambios en el plano econ\u00f3mico y empresarial, EDPR sigue siendo, a d\u00eda de hoy, una de las principales empresas del sector de las energ\u00edas renovables. Tal como se indica en el Plan de Negocios 2021-25, EDPR tiene previsto a\u00f1adir 20 GW en 2021-2025, de los cuales el 11,39 GW ya est\u00e1n asegurados. EDPR diversificar\u00e1 a\u00fan m\u00e1s su cartera geogr\u00e1fica y tecnol\u00f3gica- mente, promoviendo en mayor medida la tecnolog\u00eda e\u00f3lica onshore, solar, e\u00f3lica offshore, hidr\u00f3geno verde as\u00ed como plantas h\u00edbridas y de almacenamiento junto con la entrada en nuevos mercados. En 2022, el Grupo a\u00f1adido 2,1 GW y finaliz\u00f3 el a\u00f1o administrando una cartera global de 14,7 GW. Benefici\u00e1ndose de una cartera diversificada, la Compa\u00f1\u00eda gener\u00f3 33,4 TWh de energ\u00eda renovable, lo que impidi\u00f3 unas emisiones de 20 millones de toneladas de CO2. Los desembolsos de capital e inversiones financieras en aumentos de capacidad, las obras en construcci\u00f3n y los traba- jos de desarrollo en curso durante el ejercicio ascendieron a 5.147 millones de euros. No obstante, EDPR se enfrenta al cambio clim\u00e1tico no solo como una oportunidad de negocio, sino tambi\u00e9n como una oportuni- dad para innovar. El compromiso de EDPR con la innovaci\u00f3n y las nuevas tecnolog\u00edas ha hecho de ella un l\u00edder en el sector de la energ\u00eda renovable. En la actualidad, la compa\u00f1\u00eda sigue benefici\u00e1ndose de toda la experiencia obtenida desde sus inicios para garantizar soluciones m\u00e1s eficientes, una rentabilidad m\u00e1s atractiva y un futuro m\u00e1s sostenible. En consecuencia, EDPR parti- cipa en proyectos que engloban energ\u00eda e\u00f3lica, energ\u00eda solar, plantas de almacenamiento de energ\u00eda, parques e\u00f3licos offshore flotantes, hidr\u00f3geno verde y centrales el\u00e9ctricas h\u00edbridas. No obstante, en cuanto al riesgo, los cambios meteorol\u00f3gicos pueden suponer un riesgo para las actividades y los resultados de EDPR, ya que se llevan a cabo en zonas del planeta que est\u00e1n siendo afectadas por el cambio clim\u00e1tico. Adem\u00e1s, las estimacio- nes futuras de la producci\u00f3n e\u00f3lica y solar se basan en el an\u00e1lisis de mediciones hist\u00f3ricas durante m\u00e1s de 20 a\u00f1os y se consideran representativas del futuro. Sin embargo, los cambios meteorol\u00f3gicos relevantes e inesperados podr\u00edan dar lugar a una producci\u00f3n inferior a la esperada a partir de los datos hist\u00f3ricos. As\u00ed, al evaluar una nueva inversi\u00f3n, EDPR tiene en cuenta los posibles cambios en la producci\u00f3n prevista pero, aun as\u00ed, la magnitud de la desviaci\u00f3n potencial en caso de cambios meteorol\u00f3- gicos relevantes es incierta. Adem\u00e1s, los parques de energ\u00edas renovables en construcci\u00f3n y en operaci\u00f3n est\u00e1n expuestos a las inclemencias del tiempo, desastres naturales, etc. Estos riesgos dependen de su localizaci\u00f3n hist\u00f3ricos de los activos. En EDPR, todas las plantas est\u00e1n aseguradas contra los da\u00f1os f\u00edsicos durante la construcci\u00f3n y el funcionamiento. Durante el funcionamiento, cualquier cat\u00e1strofe natural, peligro meteorol\u00f3gico o accidente tambi\u00e9n estar\u00e1 parcialmente asegurado en relaci\u00f3n a las p\u00e9rdidas de ingresos debi- das al suceso. Por lo tanto, no se identifican impactos materiales en los estados financieros consolidados de EDPR como consecuencia del cambio clim\u00e1tico. Como l\u00edder del sector, EDPR es consciente de la necesidad de combatir el cambio clim\u00e1tico y, a pesar de que sus actividades implican un efecto positivo en el medioambiente, la Compa\u00f1\u00eda contin\u00faa trabajando a diario para mantener un est\u00e1ndar m\u00e1s alto e incorporar la innovaci\u00f3n en su cadena de valor para contribuir a\u00fan m\u00e1s a la protecci\u00f3n del clima",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinancialRiskManagementExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5868": {
"value": "Gesti\u00f3n del riesgo de tipo de cambio Los Departamentos Financieros del Grupo EDPR y EDP son los responsables de gestionar la exposici\u00f3n al riesgo cambial del Grupo y de intentar reducir el impacto de las fluctuaciones del tipo de cambio en los activos netos y los beneficios netos del Grupo. Los instrumentos utilizados con fines de cobertura son los derivados de tipo de cambio, de deuda en moneda extranjera u otras estructuras de cobertura con caracter\u00edsticas de exposici\u00f3n sim\u00e9tricas a las de la partida cubierta. La eficacia de dichas cober- turas se vuelve a valorar y es objeto de seguimiento mientras duren. EDPR opera a escala internacional y est\u00e1 expuesta al riesgo de conversi\u00f3n derivado de las inversiones en dependientes extran- jeras. Con el objetivo de minimizar el impacto de las fluctuaciones del tipo de cambio, la pol\u00edtica general de EDP Renov\u00e1veis consiste en financiar cada proyecto en la moneda de los flujos de efectivo de explotaci\u00f3n generados por el proyecto. Actualmente, el principal riesgo de tipo de cambio al que est\u00e1 expuesta la Sociedad corresponde al d\u00f3lar estadounidense, como resultado de la participaci\u00f3n en EDPR NA. EDPR tambi\u00e9n est\u00e1 expuesta al tipo de cambio del esloti polaco, leu rumano, real bra- sile\u00f1o, libra esterlina, d\u00f3lar canadiense, peso colombiano y flor\u00edn h\u00fangaro as\u00ed como una exposici\u00f3n fiscal residual al peso mejicano por los activos de dicho pa\u00eds. Con la adquisici\u00f3n de Sunseap, EDPR tambi\u00e9n est\u00e1 expuesta al d\u00f3lar de Singapur y otras monedas del sudeste asi\u00e1tico. Para cubrir el riesgo originado por la inversi\u00f3n neta en EDPR NA, EDP Renov\u00e1veis utiliza deuda financiera expresada en USD y tambi\u00e9n ha suscrito permutas cruzadas de tipos de inter\u00e9s (CIRS) en USD/EUR con EDP - Energias de Portugal, S.A. Siguiendo la misma estrategia adoptada para cubrir las inversiones netas en EE.UU., EDP Renov\u00e1veis tambi\u00e9n ha suscrito CIRS en BRL/EUR, GBP/EUR, CAD/EUR y COP/EUR para cubrir las inversiones en Brasil, Reino Unido, Canad\u00e1 y Colombia respectivamente, cuando las exposiciones sean susceptibles de cobertura (v\u00e9ase la nota 37). An\u00e1lisis de la sensibilidad - Tipo de cambio Una depreciaci\u00f3n/apreciaci\u00f3n del 10% en el tipo de cambio de las monedas m\u00e1s representativas, con referencia al 31 de diciembre de 2022 y 2021, originar\u00eda un aumento/(disminuci\u00f3n) en la cuenta de resultados y en el patrimonio neto antes de impuestos del Grupo EDP Renov\u00e1veis de la siguiente manera: 31 DIC 2022 MILES DE EUROS RESULTADOS PATRIMONIO NETO +10% -10% +10% -10% USD/EUR 14.500 -17.722 -119.873 146.511 BRL/EUR 35 -43 -20.069 24.528 SGD/EUR 302 -369 -65.001 79.446 14.837 -18.314 -204.943 250.485 31 DIC 2021 MILES DE EUROS RESULTADOS PATRIMONIO NETO +10% -10% +10% -10% USD/EUR 8.315 -10.162 -31.591 38.611 RON/EUR 23 -28 - - BRL/EUR 107 -131 -18 22 8.445 -10.321 -31.609 38.633 Para la divisa PLN/EUR, dado que se ha vendido de la mayor parte de la cartera de empresas en Polonia (v\u00e9ase la nota 27), la exposici\u00f3n global ha disminuido y no producir\u00e1 impactos significativos. En este an\u00e1lisis se supone que todas las dem\u00e1s variables, concretamente los tipos de inter\u00e9s, permanecen constantes. Gesti\u00f3n de riesgos de tipos de inter\u00e9s Los flujos de efectivo de explotaci\u00f3n del Grupo son sustancialmente independientes de las fluctuaciones en los mercados de ti- pos de inter\u00e9s. La finalidad de la estrategia de gesti\u00f3n de riesgos de tipos de inter\u00e9s es reducir la exposici\u00f3n de los flujos de efectivo de deuda a las fluctuaciones del mercado. Por tanto, cuando se considere necesario y con arreglo a la pol\u00edtica del Grupo, se contratan instru- mentos financieros de tipos de inter\u00e9s para cubrir los riesgos de tipo de inter\u00e9s. Estos instrumentos financieros cubren los flujos de efectivo asociados a los pagos de intereses futuros, convirtiendo los pr\u00e9stamos a tipo variable en pr\u00e9stamos a tipo fijo. Todas estas coberturas se han realizado sobre los pasivos de la cartera de deuda del Grupo y son principalmente coberturas perfectas con una alta correlaci\u00f3n entre las variaciones en el valor razonable del instrumento de cobertura y las variaciones en el valor razonable del riesgo de tipo de inter\u00e9s o de los flujos de efectivo futuros. El Grupo EDP Renov\u00e1veis tiene una cartera de derivados sobre tipos de inter\u00e9s con vencimientos de hasta 18 a\u00f1os. El Departa- mento Financiero del Grupo lleva a cabo an\u00e1lisis de sensibilidad del valor razonable de los instrumentos financieros con respecto a las fluctuaciones del tipo de inter\u00e9s o flujos de efectivo futuros. Aproximadamente el 83% de la deuda financiera del Grupo EDP Renov\u00e1veis devenga intereses a tipos de inter\u00e9s fijo, teniendo en cuenta las operaciones de contabilidad de coberturas con instrumentos financieros. Adicionalmente, durante el ejercicio fiscal de 2022, EDPR ha realizado pre-coberturas de tipos de inter\u00e9s de sus futuras necesidades de refinanciaci\u00f3n de pr\u00e9stamos intercompa\u00f1\u00eda con EDP, tanto en euros como en d\u00f3lares americanos, con el objetivo de asegurar niveles futuros de tipos de inter\u00e9s dado el escenario actual de alta volatilidad e incertidumbre. An\u00e1lisis de la sensibilidad \u2013 Tipos de inter\u00e9s El Departamento Financiero de EDPR y Grupo EDP es el responsable de gestionar el riesgo de tipo de inter\u00e9s asociado a las acti- vidades desarrolladas por el Grupo, y se contratan instrumentos financieros derivados para mitigar ese riesgo. Sobre la base de la cartera de deuda del Grupo EDPR y los instrumentos financieros derivados relacionados que se han utilizado para cubrir el riesgo de tipo de inter\u00e9s asociado, as\u00ed como los pr\u00e9stamos de accionistas recibidos por EDP Renov\u00e1veis, un cambio de 100 puntos b\u00e1sicos en los tipos de inter\u00e9s a 31 de diciembre de 2022 y 2021 aumentar\u00eda/(disminuir\u00eda) la cuenta de resultados y el patrimonio antes de impuestos del Grupo EDP Renov\u00e1veis de la siguiente forma: 31 DIC 2022 P\u00c9RDIDAS Y GANANCIAS PATRIMONIO NETO MILES DE EUROS +100 BPS -100 BPS +100 BPS -100 BPS Derivados De cobertura de flujo de efectivo - - 35.830 7.560 Deuda no cubierta (tipos de inter\u00e9s variables) -9.580 9.580 - - -9.580 9.580 35.830 7.560 31 DIC 2021 P\u00c9RDIDAS Y GANANCIAS PATRIMONIO NETO MILES DE EUROS +100 BPS -100 BPS +100 BPS -100 BPS Derivados De cobertura de flujo de efectivo - - 722 -9.259 Deuda no cubierta (tipos de inter\u00e9s variables) -12.297 12.297 - - -12.297 12.297 722 -9.259 En este an\u00e1lisis se supone que todas las dem\u00e1s variables, concretamente los tipos de cambio, permanecen constantes. Riesgo del precio del mercado de la electricidad A 31 de diciembre de 2022, el riesgo de precios de mercado que afecta al Grupo EDP Renov\u00e1veis no es significativo. En el caso de EDPR NA, la gran mayor\u00eda de los parques tienen contratos de adquisici\u00f3n de energ\u00eda o contratos financieros a largo plazo, con precios fijos o progresivos. En el caso de EDPR EU, la electricidad se vende en Espa\u00f1a, Francia, Italia, Portugal y Polonia mediante tarifas reguladas o PPAs financieros. En Ruman\u00eda los certificados verdes tienen un l\u00edmite m\u00ednimo. En lo que respecta a la m\u00e1s peque\u00f1a proporci\u00f3n de energ\u00eda con exposici\u00f3n a los precios de mercado tras los reg\u00edmenes tarifarios, los PPA o los contratos financieros a largo plazo (electricidad, certificados verdes y REC (certificados de energ\u00eda renovable)), el riesgo de mercado se gestiona a trav\u00e9s de la ejecuci\u00f3n de contratos a plazo (forwards) de electricidad, certificados verdes y REC. Por esta exposici\u00f3n EDPR EU y EDPR NA tienen permutas por ventas de electricidad, certificados verdes y permutas de REC fi- nancieras que cumplen los requisitos de la contabilidad de coberturas (cobertura del flujo de efectivo) que est\u00e1n relacionadas con las ventas del ejercicio 2022 a 2025 (v\u00e9ase la nota 37). El objetivo del Grupo EDP Renov\u00e1veis es cubrir por adelantado un volumen significativo de la exposici\u00f3n a los precios de mercado para reducir la volatilidad de los precios de la energ\u00eda en cada ejercicio. Para 2022, la generaci\u00f3n total del Grupo ascendi\u00f3 a 33,4 TWh, estando el 67% sujeto tanto a retribuci\u00f3n regulada como a con- tratos a largo plazo (PPA) y el 33% restante retribuido a precio de mercado. En cualquier caso, como se ha comentado anteriormente, esta parte de la generaci\u00f3n retribuida a precio de mercado est\u00e1 pr\u00e1cticamente cubierta en su totalidad por deri- vados de cobertura, con un aumento de la posici\u00f3n del a\u00f1o al 95%. Durante 2022, los precios del mercado de la energ\u00eda han sufrido una volatilidad significativa como consecuencia de la crisis de Ucrania, aumentado considerablemente los precios del gas natural. Tal aumento en los precios ha sido especialmente importante en Europa, en donde se alcanzaron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en los precios de la electricidad en agosto de 2022. Para EDPR EU y EDPR NA, la ganancia potencial derivada del aumento de los precios de la electricidad es muy limitada, ya que, como se ha indicado anteriormente, la exposici\u00f3n de EDPR a los precios de mercado para el a\u00f1o 2022 ya estaba cubierta antes del inicio de esta ten- dencia. Teniendo en cuenta el reciente incremento de los precios de mercado y la volatilidad, EDPR est\u00e1 gestionando y siguiendo de cerca su exposici\u00f3n a las variaciones de los precios de mercado, pese a que est\u00e1n limitadas por las coberturas actuales. En 2023, la exposici\u00f3n de EDPR a una potencial disminuci\u00f3n del 30% en los precios de mercado ser\u00eda de aproximadamente 36 millones de euros. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfRiskManagementStrategyRelatedToHedgeAccountingExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f5888": {
"value": "An\u00e1lisis de la sensibilidad - Tipo de cambio Una depreciaci\u00f3n/apreciaci\u00f3n del 10% en el tipo de cambio de las monedas m\u00e1s representativas, con referencia al 31 de diciembre de 2022 y 2021, originar\u00eda un aumento/(disminuci\u00f3n) en la cuenta de resultados y en el patrimonio neto antes de impuestos del Grupo EDP Renov\u00e1veis de la siguiente manera: 31 DIC 2022 MILES DE EUROS RESULTADOS PATRIMONIO NETO +10% -10% +10% -10% USD/EUR 14.500 -17.722 -119.873 146.511 BRL/EUR 35 -43 -20.069 24.528 SGD/EUR 302 -369 -65.001 79.446 14.837 -18.314 -204.943 250.485 31 DIC 2021 MILES DE EUROS RESULTADOS PATRIMONIO NETO +10% -10% +10% -10% USD/EUR 8.315 -10.162 -31.591 38.611 RON/EUR 23 -28 - - BRL/EUR 107 -131 -18 22 8.445 -10.321 -31.609 38.633 Para la divisa PLN/EUR, dado que se ha vendido de la mayor parte de la cartera de empresas en Polonia (v\u00e9ase la nota 27), la exposici\u00f3n global ha disminuido y no producir\u00e1 impactos significativos. 14. Ingresos financieros y gastos financieros Ingresos financieros y gastos financieros se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 Instrumentos financieros derivados incluye liquidaciones de intereses de los instrumentos financieros derivados suscritos por EDPR y EDP - Energias de Portugal, S.A. (v\u00e9anse las notas 24, 35 y 37). El incremento del ep\u00edgrafe valor razonable se debe a la situaci\u00f3n ec\u00f3nomica actual descrita en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. El incremento en las diferencias positivas y negativas de cambio est\u00e1 relacionado con la financiaci\u00f3n en moneda extranjera, principalmente el d\u00f3lar estadounidense. De acuerdo con la correspondiente pol\u00edtica contable, la capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses) que han sido activados como inmovilizado material en curso a 31 diciembre de 2022 ascend\u00eda a 41.342 miles de euros (a 31 diciembre de 2021 ascend\u00eda a 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 16), los cuales est\u00e1n incluidos en la partida Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses financieros). Los tipos de inter\u00e9s utilizados para esta capitalizaci\u00f3n var\u00edan en funci\u00f3n de los pr\u00e9stamos relacionados. Los gastos por intereses hacen referencia a los intereses en pr\u00e9stamos que devengan intereses a tipos de mercado. Los gastos por actualizaci\u00f3n financiera hacen referencia b\u00e1sicamente a: (ii) el retorno impl\u00edcito en las asociaciones con inversores institucionales en los Norteam\u00e9rica por valor de 96.955 miles de euros (31 diciembre de 2021: 79.023 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 33); (ii) actualizaci\u00f3n financiera de los pasivos por arrendamiento financiero relacionados con la NIIF 16 por un importe de 33.612 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 28.852 miles de euros) (v\u00e9ase nota 35); y (iii) actualizaci\u00f3n financiera de provisiones para desmantelamiento y retirada de parques e\u00f3licos y solares por importe de 5.729 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 3.106 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 32). SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONE S PER\u00cdMETRO/ OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 31.491 18.295 -113 - 942 -134 50.481 Edificios y otras construcciones 20.646 328 -135 3.814 1.007 5.265 30.925 Planta y maquinaria 18.276.306 63.589 -25.517 760.334 719.984 185.225 19.979.921 Otros 76.909 6.425 -1.464 2.514 2.378 655 87.417 Activos en construcci\u00f3n 2.420.599 3.340.158 -14.245 -765.880 -10.081 -100.336 4.870.215 20.825.951 3.428.795 -41.474 782 714.230 90.675 25.018.959 SALDO A 01 ENE DOTACI\u00d3N EJERCICIO P\u00c9RDIDAS/ REVERSI\u00d3N DETERIORO DE VALOR VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO/ OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Edificios y otras construcciones 13.056 496 - -23 1.109 - 14.638 Planta y maquinaria 6.126.449 641.235 344 -24.900 209.311 -19.925 6.932.51 4 Activos en construcci\u00f3n 73.131 - 54.088 - -7.851 3.619 122.987 Otros 51.015 6.614 - -1.121 1.731 -273 57.966 6.263.651 648.345 54.432 -26.044 204.303 -16.579 7.128.105 Las diferencias de cambio proceden principalmente de la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense, peso mexicano, d\u00f3lar canadiense, peso colombiano, d\u00f3lar singapurense, el esloti polaco y el real brasile\u00f1o. MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCI AS DE CAMBIO VARIACIONE S PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 29.585 2.354 -57 - 1.065 -1.456 31.491 Edificios y otras construcciones 19.276 260 - - 1.077 33 20.646 Planta y maquinaria 16.457.307 307.489 -35.006 2.091.321 849.849 -1.394.654 18.276.306 Otros 67.562 5.499 -1.350 2.925 2.788 -515 76.909 Activos en construcci\u00f3n 2.571.806 2.243.963 -19.403 -2.090.120 115.633 -401.280 2.420.599 19.145.536 2.559.565 -55.816 4.126 970.412 -1.797.872 20.825.951 SALDO A 01 ENE DOTACI\u00d3N EJERCICIO P\u00c9RDIDAS / REVERSI\u00d3N DETERIORO DE VALOR VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACION ES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Edificios y otras construcciones 11.736 382 - - 938 - 13.056 Planta y maquinaria 5.523.972 564.527 - -24.879 253.583 -190.754 6.126.449 Activos en construcci\u00f3n 72.981 - - - 150 - 73.131 Otros 45.129 5.202 - -1.322 2.135 -129 51.015 5.653.818 570.111 - -26.201 256.806 -190.883 6.263.651 Las diferencias de cambio son generadas principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense, peso mexicano y d\u00f3lar canadiense. MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 721.642 316.735 -1.613 3.221 28.222 -1.971 1.070.178 Edificios y otras construcciones 35.720 15.015 - -3.193 1.108 2.840 51.490 Planta y maquinaria 119 - - -119 - - - Otros 5.568 1.508 -288 -74 32 -3 6.743 763.049 333.258 -1.901 -165 29.362 4.808 1.128.411 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Terrenos y recursos naturales 75.789 35.523 -795 325 2.554 -125 113.271 Edificios y otras construcciones 15.168 7.451 - 407 391 -13 22.590 Planta y maquinaria 10 4 - -14 - - - Otros 3.294 1.089 -116 -24 8 -3 4.248 94.261 44.067 -911 -120 2.953 -141 140.109 Las diferencias de cambio se generan principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense. MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 699.214 136.690 -210 43.557 -157.609 721.642 Edificios y otras construcciones 30.246 4.285 -46 1.275 -40 35.720 Planta y maquinaria 118 - - 1 - 119 Otros 4.152 1.439 -20 4 -7 5.568 733.730 142.414 -276 44.837 -157.656 763.049 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Terrenos y recursos naturales -48.143 -28.225 2 -3.058 3.635 -75.789 Edificios y otras construcciones -9.348 -5.453 3 -389 19 -15.168 Planta y maquinaria -7 -3 - - - -10 Otros -2.187 -1.126 20 -1 - -3.294 -59.685 -34.807 25 -3.448 3.654 -94.261 Las diferencias de cambio se generan principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense. MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIO NES PER\u00cdMETR O / OTROS SALDO A 31 DIC COST Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 232.351 1.574 - 6.038 4.990 181.938 426.891 Derechos de concesi\u00f3n 31.493 420 -853 5.933 41 18.879 55.913 Activos intangibles en desarrollo 44.461 15.515 -1.315 -12.753 514 24.089 70.511 308.305 17.509 -2.168 -782 5.545 224.906 553.315 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 140.246 20.093 - 3.568 -16.364 147.543 Derechos de concesi\u00f3n 9.183 3.807 -177 15 12.098 24.926 149.429 23.900 -177 3.583 -4.266 172.469 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJA S TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACION ES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 220.581 877 - 4.956 8.687 -2.750 232.351 Derechos de concesi\u00f3n 27.786 60 - 6.561 3 -2.917 31.493 Activos intangibles en desarrollo 44.199 13.346 -392 -15.643 203 2.748 44.461 292.566 14.283 -392 -4.126 8.893 -2.919 308.305 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 120.304 15.684 - 4.257 - 140.245 Derechos de concesi\u00f3n 6.702 2.718 - 1 -236 9.185 127.006 18.402 - 4.258 -236 149.430 Los movimientos de la partida Fondo de comercio durante 2022, en funci\u00f3n del subgrupo, se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 JAN AUMENTO REDUCCI\u00d3N DETERIORO DIFERENCIAS DE CAMBIO CAMBIO DE PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC EDPR EU: - EDPR Espa\u00f1a 470.784 - - - - -51.761 419.023 - EDPR Francia 25.904 - - - - - 25.904 - EDPR Portugal 43.712 - - - - - 43.712 - Grupo Kronos Solar - - - - - 651.657 651.657 - Otros 37.720 - - - -125 -685 36.910 EDPR NA 686.842 - - - 42.929 28.965 758.736 EDPR LATAM 627 - - - 75 -33 668 EDPR APAC 2.446 - - - 6.186 384.721 393.354 1.268.035 - - - 49.065 1.012.864 2.329.964 MILES DE EUROS SALDO A 01 JAN AUMENTO REDUCCI\u00d3N DETERIORO DIFERENCIAS DE CAMBIO CAMBIO DE PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC EDPR EU: - EDPR Espa\u00f1a 470.784 - - - - - 470.784 - EDPR Francia 25.904 - - - - - 25.904 - EDPR Portugal 43.712 - - - - - 43.712 - Otros 37.147 - - - 29 544 37.720 EDPR NA 644.499 - - - 52.274 -9.931 686.842 EDPR LATAM 620 - - - 7 - 627 EDPR APAC - - - - 103 2.343 2.446 1.222.666 - - - 52.413 -7.044 1.268.035 MILES DE EUROS 2022 2021 Saldo a 1 de enero 988.522 474.884 Cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n 25.002 - Cambios en el m\u00e9todo de consolidaci\u00f3n - 96.204 Adquisiciones / Altas -839 371.143 Enajenaciones - -3.960 Participaci\u00f3n en el beneficio en entidades contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 161.534 41.184 Dividendos -45.445 -29.599 Diferencias de cambio 23.142 35.713 Reserva de cobertura en entidades contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 85.782 -5.376 Otros -80.449 8.329 Saldo a 31 de diciembre 1.157.249 988.522 ACTIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2021 MOV. RESULTAD OS MOV. RESERVA S CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2022 P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales 762.913 58.118 3.244 32.658 856.933 Provisiones 23.320 708 -30 -3.991 20.006 Instrumentos financieros 133.261 131.506 185.624 -96.555 353.836 Inmovilizado material 68.105 -16.823 - -12.029 39.254 Gastos financieros no deducibles 15.858 -14.403 - -2.838 -1.383 Otras diferencias temporarias 36.808 19.362 -3.159 42.340 95.352 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -708.461 -32.463 3,159 -875 -738.641 331.803 146.005 188,838 -41.289 625.357 PASIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2021 MOV. RESULTAD OS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2022 Instrumentos financieros 2.119 47.295 53.420 -68.472 34.361 Inmovilizado material 302.384 12.550 39.411 27.694 382.039 Asignaci\u00f3n de los valores razonables a los activos y pasivos adquiridos 461.374 2.215 - -4.481 459.109 Ingresos de inversores institucionales (Norteam\u00e9rica) 383.232 32.733 -91 23.714 439.588 Otras diferencias temporarias 24.715 23.700 -1 13.404 61.819 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -719.260 -32.463 3.159 9.940 -738.624 454.564 86.030 95.898 1.799 638.290 ACTIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2020 MOV. RESULTADOS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2021 P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales 618.024 91.431 294 53.164 762.913 Provisiones 10.640 6.805 -4 5.879 23.320 Instrumentos financieros 12.195 -123.565 244.193 437 133.260 Inmovilizado material 64.795 4.954 -839 -803 68.107 Gastos financieros no deducibles 34.530 -3.683 - -14.989 15.858 Otras diferencias temporarias 40.397 -6.428 -40 2.879 36.808 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -658.413 15.289 -178 -65.161 -708.463 122.168 -15.197 243.426 -18.594 331.803 PASIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2020 MOV. RESULTADOS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2021 Instrumentos financieros 10.943 -3.587 -5.371 134 2.119 Inmovilizado material 284.601 -6.128 -2.232 26.143 302.384 Asignaci\u00f3n de los valores razonables a los activos y pasivos adquiridos 433.443 7.568 2.406 17.957 461.374 Ingresos de inversores institucionales (Norteam\u00e9rica) 343.468 11.048 58 28.658 383.232 Otras diferencias temporarias 22.104 2.492 520 -401 24.715 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -667.457 13.044 1.636 -66.483 -719.260 427.102 24.437 -2.983 6.008 454.564 MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTRO RESULTADO GLOBAL Reserva de valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) -1.052.141 -754.882 Reserva de valor razonable (instrumentos de patrimonio a valor razonable) 19.737 4.146 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n 672.254 383.406 Diferencias de conversi\u00f3n \u2013 cobertura de inversi\u00f3n neta -790.770 -544.039 Diferencias de conversi\u00f3n \u2013 cobertura de inversi\u00f3n neta \u2013 Coste de cobertura -20.925 711 -1.171.745 -910.658 OTRAS RESERVAS Y GANANCIAS ACUMULADAS Ganancias acumuladas y otras reservas 2.903.746 2.344.797 Capital adicional desembolsado 60.666 60.666 Reserva legal 214.829 214.829 3.179.241 2.620.292 2.007.496 1.709.634 MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Saldo a 31 de diciembre de 2021 -544.039 711 Cambios en el valor razonable -320.792 -28.849 Efecto fiscal de cambios de valor razonable 77.383 7.213 Tipo de cambio - - Traspaso a la cuenta de resultados resultante de la venta de una filial extranjera -3.222 - Otros - - Saldo a 31 de diciembre de 2022 -790.670 -20.925 MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Saldo a 31 de diciembre de 2020 -569.648 -166 Cambios en el valor razonable -148.401 877 Efecto fiscal de cambios de valor razonable 30.422 - MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Tipo de cambio 155.207 - Traspaso a la cuenta de resultados resultante de la venta de una filial extranjera -15.751 - Otros 4.132 - Saldo a 31 de diciembre de 2021 -544.039 711 MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo al inicio del ejercicio 2.259.741 1.933.542 Cobros recibidos de inversores institucionales 57.095 779.825 Costes diferidos de transacciones -2.172 -4.431 Pagos a inversores institucionales -134.480 -83.230 Ingresos (v\u00e9ase la nota 7) -233.505 -177.205 Actualizaci\u00f3n financiera (v\u00e9ase la nota 14) 96.955 79.023 P\u00e9rdida de control de sociedades con inversores institucionales - -420.522 Diferencias de cambio 142.242 168.318 Otros 26.286 -15.579 Salgo al final del ejercicio 2.212.162 2.259.741 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfEffectOfChangesInForeignExchangeRatesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6043": {
"value": "Gesti\u00f3n del riesgo de cr\u00e9dito de contraparte en transacciones financieras El riesgo de contraparte del Grupo EDP Renov\u00e1veis en transacciones financieras y no financieras se gestiona a trav\u00e9s de un an\u00e1- lisis de la capacidad t\u00e9cnica, la competitividad y la probabilidad de impago de la contraparte. EDP Renov\u00e1veis ha definido una pol\u00edtica sobre el riesgo de contraparte inspirada en Basilea III, que se implanta en todos los departamentos y en todas las zonas geogr\u00e1ficas de EDP Renov\u00e1veis. El Grupo EDP Renov\u00e1veis est\u00e1 expuesto al riesgo de contraparte en las operaciones de deriva- dos financieros y en las ventas de energ\u00eda (electricidad, certificados verdes y certificados de energ\u00eda renovable) y en contratos de suministro. Las contrapartes en las transacciones financieras y con derivados se limitan a entidades de cr\u00e9dito de alta calidad o al Grupo EDP. La contraparte m\u00e1s relevante en derivados y transacciones financieras son sociedades que pertenecen al Grupo EDP. Los ins- trumentos financieros contratados fuera del Grupo EDP se contratan generalmente bajo los Contratos Marco de ISDA y se analiza la calidad crediticia de las contrapartes externas y se solicitan garant\u00edas cuando es necesario. En el proceso de venta de la energ\u00eda (electricidad, certificados verdes y certificados de energ\u00eda renovable producidos), la expo- sici\u00f3n surge de las cuentas comerciales a cobrar, pero tambi\u00e9n de la valoraci\u00f3n a precio de mercado de los contratos a largo plazo: \u2022 En el caso concreto de las ventas de energ\u00eda del segmento EDPR EU y LATAM, los principales clientes del Grupo son compa- \u00f1\u00edas el\u00e9ctricas y entidades reguladas en diferentes pa\u00edses (EDP y CNMC en el caso del mercado espa\u00f1ol). El riesgo de cr\u00e9dito derivado de las partidas a cobrar no es significativo debido al limitado periodo medio de cobro de los saldos de clientes y a la calidad de sus deudores. Los riesgos de contraparte adicionales proceden de los pa\u00edses que establecen incentivos a las re- novables, que normalmente, se consideran como riesgo regulatorio; \u2022 En el caso concreto de la plataforma EDPR NA, los principales clientes del Grupo son compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas reguladas y agen- tes de mercado regionales de Estados Unidos. Como ocurre en Europa, el riesgo de cr\u00e9dito derivado de las partidas a cobrar no es significativo debido al limitado periodo medio de cobro de los saldos de clientes y a la calidad de los deudores. Sin em- bargo, la exposici\u00f3n debido a la valoraci\u00f3n a precios de mercado de los contratos a largo plazo puede ser significativa. Con la adquisici\u00f3n de Sunseap, en el caso espec\u00edfico de APAC, los principales clientes del Grupo son compradores de generaci\u00f3n distribuida (entidades reguladas en los diferentes mercados, concretamente en Singapur y Vietnam). Al igual que ocurre en el resto de plataformas, el riesgo de cr\u00e9dito de deudores comerciales no es significativo por las mismas razones. Sin embargo, el riesgo de contraparte proviene de pa\u00edses con incentivos a las renovables a trav\u00e9s de tarifas reguladas, por lo que suele tratarse como riesgo regulatorio. Esta exposici\u00f3n se gestiona mediante una evaluaci\u00f3n detallada de la contraparte antes de firmar un acuerdo a largo plazo y mediante solicitud de garant\u00edas cuando se deteriora la solidez financiera de la contraparte. Con respecto a las cuentas comerciales por cobrar y otros deudores, se reconocen netas de p\u00e9rdidas por deterioro. El Grupo cree que la calidad crediticia de estas cuentas por cobrar es adecuada y que no existen cr\u00e9ditos deteriorados significativos que no hayan sido reconocidos como tales. La exposici\u00f3n a los proveedores surge principalmente de contratos prepagados con fabricantes de equipos y contratistas de in- genier\u00eda civil. Se realizan an\u00e1lisis de contraparte para cada nuevo contrato. Se requieren garant\u00edas de la empresa matriz o garant\u00edas bancarias si es necesario para cumplir con los l\u00edmites de exposici\u00f3n establecidos por la pol\u00edtica de riesgo de contra- parte de EDP Renov\u00e1veis. La exposici\u00f3n m\u00e1xima al riesgo de cr\u00e9dito de clientes por tipo de contraparte se detalla a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS DIC 2022 DIC 2021 SECTORES CORPORATIVOS Y PARTICULARESW Empresas de suministro 73.275 158.432 Business to business 31.387 6.110 Otros 18.306 1.039 Total sectores corporativos y particulares 122.968 165.581 Sector p\u00fablico 452 1.748 Total sector p\u00fablico y sectores corporativos/particulares 123.420 167.329 El desglose de las cuentas comerciales a cobrar por mercados geogr\u00e1ficos del Grupo EDPR es el siguiente: MILES DE EUROS DIC 2022 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 55.033 28.542 14.223 25.074 96 122.968 Sector p\u00fablico - 452 - - - 452 Total 55.033 28.994 14.223 25.074 96 123.420 MILES DE EUROS DIC 2021 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 138.604 24.281 97 2.199 400 165.581 Sector p\u00fablico 1.441 307 - - - 1.748 Total 140.045 24.588 97 2.199 400 167.329 De acuerdo con las pol\u00edticas contables, las p\u00e9rdidas por deterioro se determinan utilizando el enfoque simplificado incluido en la NIIF 9, basado en las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfCreditRiskExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6045": {
"value": "Gesti\u00f3n del riesgo de cr\u00e9dito de contraparte en transacciones financieras El riesgo de contraparte del Grupo EDP Renov\u00e1veis en transacciones financieras y no financieras se gestiona a trav\u00e9s de un an\u00e1- lisis de la capacidad t\u00e9cnica, la competitividad y la probabilidad de impago de la contraparte. EDP Renov\u00e1veis ha definido una pol\u00edtica sobre el riesgo de contraparte inspirada en Basilea III, que se implanta en todos los departamentos y en todas las zonas geogr\u00e1ficas de EDP Renov\u00e1veis. El Grupo EDP Renov\u00e1veis est\u00e1 expuesto al riesgo de contraparte en las operaciones de deriva- dos financieros y en las ventas de energ\u00eda (electricidad, certificados verdes y certificados de energ\u00eda renovable) y en contratos de suministro. Las contrapartes en las transacciones financieras y con derivados se limitan a entidades de cr\u00e9dito de alta calidad o al Grupo EDP. La contraparte m\u00e1s relevante en derivados y transacciones financieras son sociedades que pertenecen al Grupo EDP. Los ins- trumentos financieros contratados fuera del Grupo EDP se contratan generalmente bajo los Contratos Marco de ISDA y se analiza la calidad crediticia de las contrapartes externas y se solicitan garant\u00edas cuando es necesario. En el proceso de venta de la energ\u00eda (electricidad, certificados verdes y certificados de energ\u00eda renovable producidos), la expo- sici\u00f3n surge de las cuentas comerciales a cobrar, pero tambi\u00e9n de la valoraci\u00f3n a precio de mercado de los contratos a largo plazo: \u2022 En el caso concreto de las ventas de energ\u00eda del segmento EDPR EU y LATAM, los principales clientes del Grupo son compa- \u00f1\u00edas el\u00e9ctricas y entidades reguladas en diferentes pa\u00edses (EDP y CNMC en el caso del mercado espa\u00f1ol). El riesgo de cr\u00e9dito derivado de las partidas a cobrar no es significativo debido al limitado periodo medio de cobro de los saldos de clientes y a la calidad de sus deudores. Los riesgos de contraparte adicionales proceden de los pa\u00edses que establecen incentivos a las re- novables, que normalmente, se consideran como riesgo regulatorio; \u2022 En el caso concreto de la plataforma EDPR NA, los principales clientes del Grupo son compa\u00f1\u00edas el\u00e9ctricas reguladas y agen- tes de mercado regionales de Estados Unidos. Como ocurre en Europa, el riesgo de cr\u00e9dito derivado de las partidas a cobrar no es significativo debido al limitado periodo medio de cobro de los saldos de clientes y a la calidad de los deudores. Sin em- bargo, la exposici\u00f3n debido a la valoraci\u00f3n a precios de mercado de los contratos a largo plazo puede ser significativa. Con la adquisici\u00f3n de Sunseap, en el caso espec\u00edfico de APAC, los principales clientes del Grupo son compradores de generaci\u00f3n distribuida (entidades reguladas en los diferentes mercados, concretamente en Singapur y Vietnam). Al igual que ocurre en el resto de plataformas, el riesgo de cr\u00e9dito de deudores comerciales no es significativo por las mismas razones. Sin embargo, el riesgo de contraparte proviene de pa\u00edses con incentivos a las renovables a trav\u00e9s de tarifas reguladas, por lo que suele tratarse como riesgo regulatorio. Esta exposici\u00f3n se gestiona mediante una evaluaci\u00f3n detallada de la contraparte antes de firmar un acuerdo a largo plazo y mediante solicitud de garant\u00edas cuando se deteriora la solidez financiera de la contraparte. Con respecto a las cuentas comerciales por cobrar y otros deudores, se reconocen netas de p\u00e9rdidas por deterioro. El Grupo cree que la calidad crediticia de estas cuentas por cobrar es adecuada y que no existen cr\u00e9ditos deteriorados significativos que no hayan sido reconocidos como tales. La exposici\u00f3n a los proveedores surge principalmente de contratos prepagados con fabricantes de equipos y contratistas de in- genier\u00eda civil. Se realizan an\u00e1lisis de contraparte para cada nuevo contrato. Se requieren garant\u00edas de la empresa matriz o garant\u00edas bancarias si es necesario para cumplir con los l\u00edmites de exposici\u00f3n establecidos por la pol\u00edtica de riesgo de contra- parte de EDP Renov\u00e1veis. La exposici\u00f3n m\u00e1xima al riesgo de cr\u00e9dito de clientes por tipo de contraparte se detalla a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS DIC 2022 DIC 2021 SECTORES CORPORATIVOS Y PARTICULARESW Empresas de suministro 73.275 158.432 Business to business 31.387 6.110 Otros 18.306 1.039 Total sectores corporativos y particulares 122.968 165.581 Sector p\u00fablico 452 1.748 Total sector p\u00fablico y sectores corporativos/particulares 123.420 167.329 El desglose de las cuentas comerciales a cobrar por mercados geogr\u00e1ficos del Grupo EDPR es el siguiente: MILES DE EUROS DIC 2022 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 55.033 28.542 14.223 25.074 96 122.968 Sector p\u00fablico - 452 - - - 452 Total 55.033 28.994 14.223 25.074 96 123.420 MILES DE EUROS DIC 2021 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 138.604 24.281 97 2.199 400 165.581 Sector p\u00fablico 1.441 307 - - - 1.748 Total 140.045 24.588 97 2.199 400 167.329 De acuerdo con las pol\u00edticas contables, las p\u00e9rdidas por deterioro se determinan utilizando el enfoque simplificado incluido en la NIIF 9, basado en las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfCreditRiskExposureExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6085": {
"value": "La exposici\u00f3n m\u00e1xima al riesgo de cr\u00e9dito de clientes por tipo de contraparte se detalla a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS DIC 2022 DIC 2021 SECTORES CORPORATIVOS Y PARTICULARESW Empresas de suministro 73.275 158.432 Business to business 31.387 6.110 Otros 18.306 1.039 Total sectores corporativos y particulares 122.968 165.581 Sector p\u00fablico 452 1.748 Total sector p\u00fablico y sectores corporativos/particulares 123.420 167.329 El desglose de las cuentas comerciales a cobrar por mercados geogr\u00e1ficos del Grupo EDPR es el siguiente: MILES DE EUROS DIC 2022 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 55.033 28.542 14.223 25.074 96 122.968 Sector p\u00fablico - 452 - - - 452 Total 55.033 28.994 14.223 25.074 96 123.420 MILES DE EUROS DIC 2021 EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC OTROS TOTAL Sectores corporativos y particulares 138.604 24.281 97 2.199 400 165.581 Sector p\u00fablico 1.441 307 - - - 1.748 Total 140.045 24.588 97 2.199 400 167.329 De acuerdo con las pol\u00edticas contables, las p\u00e9rdidas por deterioro se determinan utilizando el enfoque simplificado incluido en la NIIF 9, basado en las p\u00e9rdidas esperadas de por vida. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ExplanationOfCreditRiskManagementPracticesAndHowTheyRelateToRecognitionAndMeasurementOfExpectedCreditLossesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6183": {
"value": "Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez es la posibilidad de que el Grupo no pueda cumplir sus obligaciones financieras cuando vencen. La estrate- gia del Grupo hacia la gesti\u00f3n de la liquidez es garantizar, en la medida de lo posible, que siempre dispondr\u00e1 de liquidez suficiente para pagar sus deudas antes de su vencimiento, tanto en condiciones normales como en un entorno de dificultades financieras, sin incurrir en p\u00e9rdidas inaceptables ni poner en peligro la reputaci\u00f3n del Grupo. La pol\u00edtica de liquidez seguida asegura el cumplimiento de las obligaciones de pago adquiridas, mediante el mantenimiento de l\u00edneas de cr\u00e9dito suficientes y el acceso a la financiaci\u00f3n del Grupo EDP que gestiona el riesgo de liquidez del Grupo mediante la contrataci\u00f3n y mantenimiento de l\u00edneas de cr\u00e9dito y facilidades de financiaci\u00f3n con compromiso firme de suscripci\u00f3n con insti- tuciones financieras internacionales de confianza, as\u00ed como dep\u00f3sitos a plazo, que permiten el acceso inmediato a los fondos. Estas l\u00edneas de cr\u00e9dito se utilizan para complementar y respaldar los programas de papel comercial nacionales e internacionales, lo que permite diversificar las fuentes de financiaci\u00f3n a corto plazo del Grupo EDP. Los Consejeros han estimado flujos de efectivo que muestran que el Grupo cumplir\u00e1 los compromisos existentes a 31 de diciem- bre de 2022. El an\u00e1lisis de vencimientos de la deuda financiera (ver nota 31), incluidos los intereses futuros esperados, es el siguiente: MILES DE EUROS DIC 2023 DIC 2024 DIC 2025 DIC 2026 DIC 2027 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL Pr\u00e9stamos bancarios 456.494 109.290 88.048 64.396 96.134 643.820 1.458.182 Pr\u00e9stamos recibidos del grupo EDP 992.627 488.641 233.350 507.24 2 468.779 2.219.978 4.910.617 Otros pr\u00e9stamos 3.405 1.011 12.365 1.304 1.073 10.955 30.112 Intereses futuros esperados 150.041 181.235 153.476 139.769 134.573 345.274 1.104.368 1.602.567 780.177 487.240 712.710 700.559 3.220.026 7.552.080 EDPR ha desarrollado y presentado a los mercados un Plan Plurianual de Crecimiento muy ambicioso, orientado a la creaci\u00f3n de valor para sus accionistas, el cual conlleva un volumen de inversi\u00f3n anual importante. EDPR se define como una empresa coti- zada con bajo perfil de riesgo y como tal ha definido un plan de financiaci\u00f3n que permite asegurar una estructura equilibrada de balance, preservando su calidad crediticia y garantizando a la vez la flexibilidad necesaria de cara a acomodar cualquier des- viaci\u00f3n temporal que pueda ocurrir al largo del periodo de implementaci\u00f3n de su plan de crecimiento. La financiaci\u00f3n del volumen de inversi\u00f3n se asegura en base a 5 grandes fuentes de financiaci\u00f3n: \u2022 Los flujos de efectivo generados por los activos en operaci\u00f3n y retenido en el Grupo; \u2022 El programa de ventas de activos en operaci\u00f3n (sell down/Asset Rotation), como forma de anticipar y cristalizar valor/flujo de caja; \u2022 El Tax Equity Investment, es decir, la entrada de los inversores institucionales en los proyectos desarrollados en EEUU que se materializa justo antes de la entrada en operaci\u00f3n de los activos; \u2022 El incremento de capital en EDPR SA; \u2022 Recursos de financiaci\u00f3n externa de medio y largo plazo, y en particular - V\u00eda Financiaci\u00f3n Corporativa, como soluci\u00f3n m\u00e1s relevante; y - V\u00eda Financiaci\u00f3n de Proyectos (Project Finance), y en particular en mercados en los cuales la moneda funcional es diferente del EUR/USD. La flexibilidad, de cara a gestionar diferencias temporales o ajustes en las proporciones de las componentes arriba identificadas, viene dada por las siguientes variables: \u2022 EDPR dispone de Cuentas Corrientes en EUR y USD con su empresa matriz (Grupo EDP) que utiliza como forma de gesti\u00f3n diaria/semanal/mensual de sus necesidades netas de liquidez; \u2022 EDPR dispone de un acuerdo formal con su empresa matriz (Grupo EDP) por el cual EDP se ha comprometido a aportar la financiaci\u00f3n necesaria a la ejecuci\u00f3n del Plan de crecimiento de EDPR; \u2022 Cuentas Corrientes y Descubiertos bancarios negociados con la banca comercial (como respaldo). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfLiquidityRiskExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6185": {
"value": "El riesgo de liquidez es la posibilidad de que el Grupo no pueda cumplir sus obligaciones financieras cuando vencen. La estrate- gia del Grupo hacia la gesti\u00f3n de la liquidez es garantizar, en la medida de lo posible, que siempre dispondr\u00e1 de liquidez suficiente para pagar sus deudas antes de su vencimiento, tanto en condiciones normales como en un entorno de dificultades financieras, sin incurrir en p\u00e9rdidas inaceptables ni poner en peligro la reputaci\u00f3n del Grupo. La pol\u00edtica de liquidez seguida asegura el cumplimiento de las obligaciones de pago adquiridas, mediante el mantenimiento de l\u00edneas de cr\u00e9dito suficientes y el acceso a la financiaci\u00f3n del Grupo EDP que gestiona el riesgo de liquidez del Grupo mediante la contrataci\u00f3n y mantenimiento de l\u00edneas de cr\u00e9dito y facilidades de financiaci\u00f3n con compromiso firme de suscripci\u00f3n con insti- tuciones financieras internacionales de confianza, as\u00ed como dep\u00f3sitos a plazo, que permiten el acceso inmediato a los fondos. Estas l\u00edneas de cr\u00e9dito se utilizan para complementar y respaldar los programas de papel comercial nacionales e internacionales, lo que permite diversificar las fuentes de financiaci\u00f3n a corto plazo del Grupo EDP. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DescriptionOfManagingLiquidityRisk",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6301": {
"value": "Riesgo del precio del mercado de la electricidad A 31 de diciembre de 2022, el riesgo de precios de mercado que afecta al Grupo EDP Renov\u00e1veis no es significativo. En el caso de EDPR NA, la gran mayor\u00eda de los parques tienen contratos de adquisici\u00f3n de energ\u00eda o contratos financieros a largo plazo, con precios fijos o progresivos. En el caso de EDPR EU, la electricidad se vende en Espa\u00f1a, Francia, Italia, Portugal y Polonia mediante tarifas reguladas o PPAs financieros. En Ruman\u00eda los certificados verdes tienen un l\u00edmite m\u00ednimo. En lo que respecta a la m\u00e1s peque\u00f1a proporci\u00f3n de energ\u00eda con exposici\u00f3n a los precios de mercado tras los reg\u00edmenes tarifarios, los PPA o los contratos financieros a largo plazo (electricidad, certificados verdes y REC (certificados de energ\u00eda renovable)), el riesgo de mercado se gestiona a trav\u00e9s de la ejecuci\u00f3n de contratos a plazo (forwards) de electricidad, certificados verdes y REC. Por esta exposici\u00f3n EDPR EU y EDPR NA tienen permutas por ventas de electricidad, certificados verdes y permutas de REC fi- nancieras que cumplen los requisitos de la contabilidad de coberturas (cobertura del flujo de efectivo) que est\u00e1n relacionadas con las ventas del ejercicio 2022 a 2025 (v\u00e9ase la nota 37). El objetivo del Grupo EDP Renov\u00e1veis es cubrir por adelantado un volumen significativo de la exposici\u00f3n a los precios de mercado para reducir la volatilidad de los precios de la energ\u00eda en cada ejercicio. Para 2022, la generaci\u00f3n total del Grupo ascendi\u00f3 a 33,4 TWh, estando el 67% sujeto tanto a retribuci\u00f3n regulada como a con- tratos a largo plazo (PPA) y el 33% restante retribuido a precio de mercado. En cualquier caso, como se ha comentado anteriormente, esta parte de la generaci\u00f3n retribuida a precio de mercado est\u00e1 pr\u00e1cticamente cubierta en su totalidad por deri- vados de cobertura, con un aumento de la posici\u00f3n del a\u00f1o al 95%. Durante 2022, los precios del mercado de la energ\u00eda han sufrido una volatilidad significativa como consecuencia de la crisis de Ucrania, aumentado considerablemente los precios del gas natural. Tal aumento en los precios ha sido especialmente importante en Europa, en donde se alcanzaron m\u00e1ximos hist\u00f3ricos en los precios de la electricidad en agosto de 2022. Para EDPR EU y EDPR NA, la ganancia potencial derivada del aumento de los precios de la electricidad es muy limitada, ya que, como se ha indicado anteriormente, la exposici\u00f3n de EDPR a los precios de mercado para el a\u00f1o 2022 ya estaba cubierta antes del inicio de esta ten- dencia. Teniendo en cuenta el reciente incremento de los precios de mercado y la volatilidad, EDPR est\u00e1 gestionando y siguiendo de cerca su exposici\u00f3n a las variaciones de los precios de mercado, pese a que est\u00e1n limitadas por las coberturas actuales. En 2023, la exposici\u00f3n de EDPR a una potencial disminuci\u00f3n del 30% en los precios de mercado ser\u00eda de aproximadamente 36 millones de euros. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfMarketRiskExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6340": {
"value": "Gesti\u00f3n del capital El objetivo del Grupo al gestionar el patrimonio neto, conforme a las pol\u00edticas establecidas por su principal accionista, es salva- guardar la capacidad del Grupo para continuar operando como empresa en funcionamiento, tener un crecimiento constante para poder cumplir los objetivos de crecimiento establecidos y mantener una estructura \u00f3ptima de patrimonio neto para reducir el coste del mismo. Al igual que otros grupos del sector, el Grupo gestiona su estructura de financiaci\u00f3n bas\u00e1ndose en la ratio de apalancamiento. Esta ratio se calcula dividiendo los pr\u00e9stamos financieros netos entre el total de patrimonio neto y pr\u00e9stamos netos. Los pr\u00e9sta- mos financieros netos corresponden a la suma de la deuda financiera, el pasivo por inversores institucionales corregido para tener en cuenta el efecto de los ingresos diferidos no corrientes, menos el efectivo y otros medios l\u00edquidos equivalentes. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoingConcernExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6470": {
"value": "Adicionalmente, las siguientes sociedades fueron adquiridas: \u2022 En el primer trimestre de 2022, EDP Renov\u00e1veis, S.A adquiri\u00f3 el 91,4% de las participaciones en un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida, Sunseap Group Pte. Ltd., localizada en el Sudeste asi\u00e1tico, el cual incluye un portfolio que permite a EDPR poner en funcionamiento hasta 10 GW de proyectos solares por un importe de 659.658 miles de euros. Esta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros consolidados de 363.485 miles de euros (v\u00e9ase nota 19 y 42). Adicionalmente, durante el Segundo trimestre de 2022, EDP Renov\u00e1veis, S.A adiquiri\u00f3 una participaci\u00f3n de 0,88% en Sunseap Group Pte. En 2022, EDPR firm\u00f3 acuerdos de opciones de compra y venta para el porcentaje restante de las acciones del Grupo Sunseap con los accionistas minoritarios. En consecuencia, EDPR tiene opciones de compra para adquirir la participaci\u00f3n restante del capital del Grupo Sunseap y los vendedores tienen opciones de venta para vender sus participaciones. Teniendo en cuenta las premisas de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios y con el fin de seguir de forma coherente la pol\u00edtica del Grupo en situaciones similares, EDPR ha reconocido en los estados financieros consolidados la opci\u00f3n de venta como un pasivo, valorado a valor presente (NIC 32), y siguiendo las premisas establecidas para el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada, ha reconocido el 100% de la inversi\u00f3n en los estados financieros consolidados. Esta transacci\u00f3n no ha dado lugar a ninguna participaci\u00f3n no dominante, ya que EDPR ha adquirido el 92,28% del Grupo Sunseap y ha asumido una adquisici\u00f3n anticipada del 7,71% restante debido a la opci\u00f3n de venta sobre la participaci\u00f3n no dominante. \u2022 Durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022, EDPR NA Distributed Generation LLC. adquiri\u00f3, a trav\u00e9s de varias transacciones individuales, el 100% de las participaciones de varios negocios de generaci\u00f3n solar distribuida, Longroad, localizado en Norteam\u00e9rica por un total de 99,3 MW en proyectos solares. El importe total pagado por esta transacci\u00f3n ha sido 132.992 miles de euros. Esta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 28.965 miles de euros y 923 miles de euros por un diferencia negativa de consolidaci\u00f3n provisional (v\u00e9ase nota 19 y 42). \u2022 En el tercer trimestre de 2022, EDP Renewables Europe, S.L.U. adquiri\u00f3 una participaci\u00f3n del 66,80% de un negocio de energ\u00eda solar, Grupo Kronos Solar Projects GmbH. Por un total de 9,4 GW en desarrollo en Alemania, Pa\u00edses Bajos, Francia y Reino Unido, por un importe total de 663.030 miles de euros (el cual incluye un importe de 341.996 miles de euros que corresponde a las opciones de venta y 71.035 miles de euros relacionados con la estimaci\u00f3n de los success fees pendientes de pago a los vendedores, basado en la capacidad instalada de los proyectos). Esta transacci\u00f3n se se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 651.657 miles de euros (v\u00e9ase nota 19, 35 y 42). Tras la finalizaci\u00f3n del acuerdo, Kronos Solar Projects GmbH. llev\u00f3 a cabo una ampliaci\u00f3n de capital que fue suscrita por EDP Renewables Europe, S.L.U. lo cual la llevo a ostentar el 70% de las participaciones de la sociedad adquirida. El importe de la ampliaci\u00f3n de capital no se ha considerado como precio de la combinaci\u00f3n de negocios. Como parte de la combinaci\u00f3n de negocios, EDPR firm\u00f3 acuerdos de opciones de compra y venta para el porcentaje restante de las acciones del Grupo Kronos con los accionistas minoritarios. En consecuencia, EDPR tiene opciones de compra para adquirir la participaci\u00f3n restante del capital del Grupo Kronos y los vendedores tienen opciones de venta de sus acciones. Teniendo en cuenta las premisas de la NIIF 3 - Combinacion de negocios, y con el fin de seguir de forma coherente la pol\u00edtica del Grupo en situaciones similares, EDPR ha reconocido en los estados financieros consolidados la opci\u00f3n de venta como un pasivo, valorado al valor actual de la mejor estimaci\u00f3n en la fecha de adquisici\u00f3n (NIC 32), y siguiendo las premisas establecidas para el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada, ha reconocido el 100% de la inversi\u00f3n en los estados financieros consolidados. Esta transacci\u00f3n no ha dado lugar a ninguna participaci\u00f3n no dominante, ya que EDPR ha adquirido el 70% del Grupo Kronos y ha asumido una adquisici\u00f3n anticipada del 30% restante debido a la opci\u00f3n de venta sobre la participaci\u00f3n no dominante. \u2022 En el tercer trimestre de 2022, Sunseap Commercial & Industrial Assets (Vietnam) Co. adquiri\u00f3 el 99,9% de las participaciones en un negocio de energ\u00eda solar, Xuan Thien Ninh Thuan Co., Ltd. y Xuan Thien Thuan Bac Co., Ltd., las cuales cuentan con 200 MWac (255 MWdc) operacionales en Vietnam por un importe total de 202.298 miles de euros (el cual incluye 41.288 miles de euros relacionados con retenciones que ser\u00e1n pagadas cuando se cumplan ciertos hitos). Esta transacci\u00f3n se enmarca en el \u00e1mbito de la aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios, lo que ha supuesto reconocer un fondo de comercio provisional en los estados financieros por un importe de 21.236 miles de euros (v\u00e9ase nota 19, 35 y 42). El importe de 7.831 miles de euros en el ep\u00edgrafe Beneficios de combinaciones de negocios en 2021 se refiere a la adquisici\u00f3n de la sociedad operativa SPV Parco E\u00f3lico Aria del Vento S.R.L. (v\u00e9anse las notas 6 y 42). 19. Fondo de comercio Para el Grupo, el desglose de Fondo de comercio resultante de la diferencia entre el coste de las inversiones y la parte correspondiente del valor razonable de los activos netos adquiridos se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Fondo de comercio en el Grupo EDPR EU : 1.177.206 578.120 - EDPR Espa\u00f1a 419.023 470.784 - EDPR Francia 25.904 25.904 - EDPR Portugal 43.712 43.712 - Grupo Kronos Solar 651.657 - - Otros 36.910 37.720 Fondo de comercio en el Grupo EDPR NA 758.736 686.842 Fondo de comercio en el Grupo EDPR LATAM 668 627 Fondo de comercio en el Grupo EDPR APAC 393.354 2.446 2.329.964 1.268.035 Los movimientos de la partida Fondo de comercio durante 2022, en funci\u00f3n del subgrupo, se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 JAN AUMENTO REDUCCI\u00d3N DETERIORO DIFERENCIAS DE CAMBIO CAMBIO DE PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC EDPR EU: - EDPR Espa\u00f1a 470.784 - - - - -51.761 419.023 - EDPR Francia 25.904 - - - - - 25.904 - EDPR Portugal 43.712 - - - - - 43.712 - Grupo Kronos Solar - - - - - 651.657 651.657 - Otros 37.720 - - - -125 -685 36.910 EDPR NA 686.842 - - - 42.929 28.965 758.736 EDPR LATAM 627 - - - 75 -33 668 EDPR APAC 2.446 - - - 6.186 384.721 393.354 1.268.035 - - - 49.065 1.012.864 2.329.964 Los cambios en el per\u00edmetro/ otros se refieren a: \u2022 Incremento por importe total de 651.657 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 363.485 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 28.965 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n de cierto negocio en Estado Unidos (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 21.236 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n de cierto negocio en Vietnam (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 51.761 miles de euros por la venta de sociedades espa\u00f1olas durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 685 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase nota 6 y 42); Los cambios en el per\u00edmetro / otros se refieren a: \u2022 Aumento por importe de 2.343 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n de la sociedad operativa vietnamita Trung Son Energy Development LLC y las empresas de Singapur Trina Solar Investment First Pte. Ltd. y LYS Energy Investment Pte. Ltd.; \u2022 Aumento por importe de 1.575 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n del negocio de generaci\u00f3n distribuida de EDPR NA; \u2022 Aumento por importe de 544 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n de las sociedades brit\u00e1nicas Vento Ludens Ltd y la sociedad operativa Muirake Wind Farm Ltd.; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 11.506 miles de euros por la venta de sociedades de EDPR NA (v\u00e9ase la nota 6). 42. Combinaciones de negocio Combinaciones de negocios cerradas durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 Sunseap EDPR celebr\u00f3 un contrato en noviembre de 2021 con BPIN Investment Company Limited (propietario del 47% de las participaciones emitidas en el momento del acuerdo), Sr. Frank Phuan y el Sr. Lawrence Wu (como \u201cSocios Funadores\u201d) (propietarios del 14% de las participaciones emitidas en el momento del acuerdo), y los socios vendedores adicionales (propietarios del 36% de las participaciones en el momento del acuerdo) para la adquisici\u00f3n de hasta el 91,4% de las participaciones de Sunseap Group Pte, Ltd quien posee un portfolio que incluye cerca de 10 GW de proyectos renovables en diferentes etapas de desarrollo. El acuerdo de adquisici\u00f3n tambi\u00e9n incluye los derechos de suscripci\u00f3n garantizados a determinados socios y empleados de la compa\u00f1\u00eda por EDPR y la nueva emisi\u00f3n de dichas participaciones que deben ser pagadas por EDPR. El total adquirido del 91,4% incluye dichas participaciones. El cierre de la transacci\u00f3n estaba sujeto al cumplimiento de condiciones suspensivas. Con esta transacci\u00f3n, completada el 24 de febrero de 2022 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR adquiri\u00f3 el 91,4% del citado Grupo por un importe total de 659.658 miles de euros (incluido el valor actual de las opciones de compra). Esta transacci\u00f3n se considera bajo el alcance de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios. EDPR firm\u00f3 el correspondiente acuerdo de socios el cual incluye los acuerdos con los socios minoritarios sobre opciones de compra y venta por el porcentaje restante de las participaciones del Grupo Sunseap. Como consecuencia, EDPR tiene opciones de compra sobre el porcentaje restante del capital del Grupo Sunseap, y los vendedores tienen la opci\u00f3n de venta de sus participaciones. EPDR ha aplicado el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada (ver nota 2.A y 6). El precio de ejercicio para estas opciones ha sido determinado en un importe igual a 56.442 miles de euros (ver nota 35). Tras finalizaci\u00f3n del acuerdo, Sunseap Group Pte. Ltd. realiz\u00f3 una ampliaci\u00f3n de capital que fue suscrita \u00fanicamente del Grupo EDP Renov\u00e1veis, S.A y que llev\u00f3 a EDP Renov\u00e1veis, S.A a poseer el 92,28% de las participaciones, el importe de la ampliaci\u00f3n de capital no se considera dentro de la contraprestaci\u00f3n transferida por la combinaci\u00f3n de negocios. El Grupo ha utilizado los estados financieros a 28 de febrero de 2022 de la sociedad adquirida, para determinar el balance y los resultados anteriores a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, el Grupo se han consolidado a partir de dicha fecha siguiendo el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed, esta adquisici\u00f3n ha aportado a los estados financieros consolidados unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por importe aproximado de 108.763 miles de euros y un beneficio neto por importe aproximado de 224 miles de euros, referidos al periodo de diez meses finalizado a 31 de diciembre de 2022. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con unos ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por importe aproximado de 121.430 miles de euros y con una p\u00e9rdida neta del per\u00edodo por importe aproximado de 7.623 miles de euros, referida al per\u00edodo de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2022. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una empresa especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el m\u00e9todo Multi Exceso (Multi-Excess Earning Method) y el enfoque de flujos de caja descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte de la base de que el tipo de activo a valorar genera normalmente flujos de caja en combinaci\u00f3n con otros activos tangibles e intangibles y, por lo tanto, el coste estimado del uso de otros activos, como inmovilizado material o capital circulante, deduce de los flujos de caja estimados asociados al activo a valorar. Los principales componentes del flujo de caja, principalmente, la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, se estimaron utilizando la metodolog\u00eda propia de EDPR a partir de datos hist\u00f3ricos y de la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones de proyectos solares fotovoltaicos similares en la cartera de EDPR. Estas hip\u00f3tesis internas utilizadas en la preparaci\u00f3n de los flujos de caja de la cartera han sido validadas por la empresa especializada. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital dentro de una horquilla del 6,3%-10,8% (mixto), que ha sido calculada por la empresa, reflejando los riesgos de los pa\u00edses espec\u00edficos y ajustada al perfil de cada proyecto. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 296.173 miles de euros. MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVOS Inmovilizado material 409.589 110.932 520.521 Derechos de uso 39.000 - 39.000 Inmovilizado intangible 422 113.295 113.717 Fondo de comercio 2.159 -2.159 - Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n 9.111 14.842 23.954 Instrumentos de patrimonio neto a valor razonable 24 - 24 Activos por impuestos diferidos 9.908 - 9.908 Otros activos no corrientes 11.136 - 11.136 Total activo no corriente 481.348 236.910 718.259 Existencias 6.945 - 6.945 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 70.534 - 70.534 Otros deudores y otros activos 49.532 - 49.532 Administraciones p\u00fablicas deudoras 6.867 - 6.867 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 127.576 - 127.576 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N Total activo corriente 261.455 - 261.455 Total activo 742.803 236.910 979.713 PASIVO Deuda financiera a medio / largo plazo 233.746 - 233.746 Provisiones 6.162 - 6.162 Pasivos por impuestos diferidos 1.836 38.836 40.673 Otros pasivos y otras cuentas a pagar 115.021 - 115.021 Total pasivo no corriente 356.766 38.836 395.603 Deuda financiera a corto plazo 30.425 - 30.425 Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 70.845 - 70.845 Administraciones p\u00fablicas acreedoras 823 - 823 Otros pasivos corrientes 147.858 - 147.858 Total pasivo corriente 249.951 - 249.951 Total pasivo 606.707 38.836 645.554 Total activos netos a valor razonable 334.160 - Participaciones no dominantes -37.986 Total activos netos adquiridos a valor razonable 296.173 - Contraprestaci\u00f3n total para la adquisici\u00f3n de las acciones -659.658 Fondo de comercio 363.485 La citada valoraci\u00f3n del Grupo Sunseap ha determinado un valor razonable para el Inmovilizado material por importe de 520.521 miles de euros, generando un ajuste a valor razonable de 110.932 miles de euros correspondiente a los permisos, licencias y concesiones (PLCs) y un pasivo por impuestos diferidos asociado por importe de 21.472 miles de euros (v\u00e9anse nota 16 y 21). Asimismo, la valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable para el inmovilizado intangible por importe de 113.717 miles de euros, generando un ajuste a valor razonable de 113.295 miles de euros correspondiente a los contratos de compraventa de energ\u00eda y tarifas reguladas (feed-in-tariffs) de toda la cartera y un pasivo por impuesto diferido asociado por importe de 17.378 miles de euros. El ejercicio de alocaci\u00f3n del precio de compra realizado de acuerdo con la NIIF 3 result\u00f3 en el reconocimiento de un fondo de comercio por importe de 363.485 miles de euros por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n por la adquisici\u00f3n de las acciones. El mencionado reconocimiento del fondo de comercio provisional resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra es atribuible principalmente al establecimiento de EDPR en la plataforma APAC en el contexto del plan de negocio 2021-25 de EDPR, permitiendo a EDPR establecer una cartera para la regi\u00f3n APAC de cerca de 10 GW de proyectos solares, de los cuales 563 MW operativos y en construcci\u00f3n, y un experimentado equipo de m\u00e1s de 600 empleados repartidos en 9 mercados, proporcionando una plataforma de crecimiento para el segmento. Xuan Thien EDPR, a trav\u00e9s de su filial vietnamita Sunseap Commercial & Industrial Assets (Vietnam) Co. Ltd., suscribi\u00f3 en 2022 un acuerdo con Xuan Thien Group para la adquisici\u00f3n del 99,99% de las acciones de Xuan Thien Ninh Thuan JSC y Xuan Thien Thuan Vac JSC, cada una de las cuales posee un proyecto fotovoltaico por un total de 200 MWac (255MWdc) (v\u00e9ase la nota 6). El cierre de la transacci\u00f3n estaba sujeta a las condiciones suspensivas habituales. Con esta transacci\u00f3n, completada el 7 de septiembre de 2022 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR ha adquirido el 99,99% de las participaciones de las sociedades mencionadas por una contraprestaci\u00f3n total de 198.832 miles de euros. Del importe total, a 31 de diciembre de 2022 se han pagado 157.544 miles de euros y se ha registrado un importe de 41.288 miles de euros en el ep\u00edgrafe Otros pasivos y otras cuentas a pagar - Corrientes (v\u00e9ase nota 35) que corresponden a las retenciones que, de acuerdo con el contrato de compraventa, se pagar\u00e1n cuando se cumplan determinados hitos relacionados con la financiaci\u00f3n, reparaciones de da\u00f1os en m\u00f3dulos y derechos de uso del suelo. Esta transacci\u00f3n se considera dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios. El Grupo ha utilizado los estados financieros a 7 de septiembre de 2022 de las sociedades adquiridas, para determinar el balance y los resultados previos a la adquisici\u00f3n, y, en consecuencia. las sociedades se han consolidado desde esa fecha siguiendo el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed, esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por importe aproximado de 9.319 miles de euros y con un Beneficio neto por importe aproximado de 1.819 miles de euros, referido al cuatrimestre finalizado a 31 de diciembre de 2022. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con ingresos, principalmente por ventas de energ\u00eda, por importe aproximado de 33.225 miles de euros y con un beneficio neto del periodo por importe aproximado de 8.985 miles de euros, referido al periodo de doce meses finalizado el 31 de diciembre de 2022. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una empresa especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el m\u00e9todo Multi Exceso (Multi-Excess Earning Method) y el enfoque de flujos de caja descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte de la base de que el tipo de activo a valorar genera normalmente flujos de caja en combinaci\u00f3n con otros activos tangibles e intangibles y, por lo tanto, el coste estimado del uso de otros activos, como inmovilizado material o capital circulante, deduce de los flujos de caja estimados asociados al activo a valorar. Los principales componentes del flujo de caja, principalmente, la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, se estimaron utilizando la metodolog\u00eda propia de EDPR a partir de datos hist\u00f3ricos y de la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones de proyectos solares fotovoltaicos similares en la cartera de EDPR. Estas hip\u00f3tesis internas utilizadas en la preparaci\u00f3n de los flujos de caja de la cartera han sido validadas por la empresa especializada. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital del 10,3%, que ha sido calculada por la empresa, reflejando los riesgos de los pa\u00edses espec\u00edficos y ajustada al perfil de cada proyecto. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 296.173 miles de euros. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 181.061 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables a la fecha de adquisici\u00f3n se presenta a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 171.487 26.754 198.241 Inmovilizado intangible - 85.476 85.476 Activos por impuestos diferidos - 238 238 Total activo no corriente 171.487 112.468 283.956 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 14.562 - 14.562 Otros deudores y otros activos 3.500 -16 3.484 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 314 - 314 Total activo corriente 18.376 -16 18.360 Total activo 189.864 112.452 302.316 PASIVO Deuda financiera a medio / largo plazo 102.425 - 102.425 Provisiones 2.303 - 2.303 Pasivos por impuestos diferidos - 8.497 8.497 Otros pasivos y otras cuentas a pagar - 3.155 3.155 Total pasivo no corriente 104.728 965 116.380 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N Deuda financiera a corto plazo 352 - 352 Otros pasivos corrientes 4.521 - 4.521 Total pasivo corriente 4.874 - 4.874 Total pasivo 109.602 11.652 121.254 Total activos netos a valor razonable 181.061 - Contraprestaci\u00f3n total para la adquisici\u00f3n de las acciones -202.298 Fondo de comercio 21.236 La mencionada valoraci\u00f3n de los proyectos de Xuan Thien ha determinado un valor razonable para el Inmovilizado material por importe de 198.241 miles de euros, generando un ajuste a valor razonable de 26.754 miles de euros correspondiente a los permisos, licencias y concesiones (PLCs) y un pasivo por impuesto diferido asociado por importe de 2.026 miles de euros (v\u00e9anse nota 16 y 21). Asimismo, la valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable para el Inmovilizado Intangible por importe de 85.476 miles de euros, que equivale al importe del ajuste del valor razonable correspondiente a los contratos de compraventa de energ\u00eda el\u00e9ctrica que estas sociedades tienen en vigor y un pasivo por impuesto diferido asociado por importe de 6.471 miles de euros. El ejercicio de alocaci\u00f3n del precio de compra realizado de acuerdo con la NIIF 3 ha dado lugar al reconocimiento de un fondo de comercio por importe de 21.236 miles de euros por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n por la adquisici\u00f3n de las acciones. El mencionado reconocimiento del fondo de comercio provisional resultante de la alocaci\u00f3n provisional del precio de compra, que se identifica de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A. es atribuible principalmente a que EDPR ha duplicado su capacidad operativa en Vietnam, reforzando su presencia en el segmento APAC, mercado en el que entr\u00f3 en 2021 y que se ha visto reforzado desde entonces con la integraci\u00f3n de Sunseap en febrero de 2022. Grupo Kronos Solar En el tercer trimestre EDPR lleg\u00f3 a un acuerdo con Summercourt Capital GmbH. (propietaria del 85% de las acciones) y Bohne- Verm\u00f6gensverwaltungs-GmbH. (propietaria del 15% de las acciones) para adquirir una participaci\u00f3n del 66,80% de Kronos Solar Projects GmbH. que posee una cartera de generaci\u00f3n solar de 9,4 GW en desarrollo situada en Alemania, Pa\u00edses Bajos, Francia y Reino Unido (v\u00e9ase nota 6). En ese momento, el cierre de la operaci\u00f3n estaba sujeto a las condiciones suspensivas habituales. Con esta transacci\u00f3n, completada el 5 de octubre de 2022 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR ha adquirido el 66,80% de las sociedades mencionadas por una contraprestaci\u00f3n total de 663.030 miles de euros de los cuales un importe de 341.995 miles de euros corresponde a las opciones de compra y un importe de 71.035 miles de euros corresponde a la estimaci\u00f3n por el success fee a pagar a los vendedores (v\u00e9ase nota 35). Esta operaci\u00f3n se considera dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios. Tras la finalizaci\u00f3n del acuerdo, Kronos Solar Projects GmbH. realiz\u00f3 una ampliaci\u00f3n de capital que fue suscrita \u00fanicamente por EDP Renewables Europe, S.L.U. y dio lugar a que EDP Renewables Europe, S.L.U. posea el 70% de la participaci\u00f3n total de la sociedad adquirida, el importe de la ampliaci\u00f3n de capital no se considera dentro de la contraprestaci\u00f3n transferida por la combinaci\u00f3n de negocios. Por otra parte y en el contexto de esta adquisici\u00f3n, y con el fin de construir y explotar los proyectos, EDP Renewables Europe, S.L.U. y los vendedores han constituido la sociedad Kronos Projektgesellschaft GmbH. con el mismo reparto accionarial (70%-30%). EDPR firm\u00f3 los correspondientes acuerdos de socios que incluyen acuerdos de opciones de compra y venta del porcentaje restante de las acciones del Grupo Kronos con los accionistas minoritarios. En consecuencia, EDPR tiene opciones de compra para adquirir la participaci\u00f3n restante del capital del Grupo Kronos y los vendedores tienen opciones de venta de sus acciones. EDPR ha aplicado el m\u00e9todo de adquisici\u00f3n anticipada (v\u00e9anse nota 2.A. 6 y 35). El Grupo ha utilizado los estados financieros a 30 de septiembre de 2022 de las empresas adquiridas, para determinar el balance y los resultados anteriores a la adquisici\u00f3n, y, en consecuencia, las empresas se han consolidado a partir de esa fecha siguiendo el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global y el m\u00e9todo de puesta en equivalencia cuando proced\u00eda. As\u00ed, esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados sin ingresos ya que ninguno de los proyectos de la cartera est\u00e1 en explotaci\u00f3n y no se han producido ventas de proyectos durante el periodo y con una p\u00e9rdida neta por importe aproximado de 438 miles de euros, referida al cuatrimestre finalizado a 31 de diciembre de 2022. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados sin ingresos ya que ninguno de los proyectos de la cartera est\u00e1 en explotaci\u00f3n y no se han producido ventas de proyectos durante el ejercicio y con una p\u00e9rdida neta por importe aproximado de 1.176 miles de euros, referida al periodo de doce meses terminado a 31 de diciembre de 2022. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado internamente el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos. Dado que la cartera adquirida se encuentra todav\u00eda en una fase temprana de desarrollo, EDPR no ha asignado ning\u00fan valor a activos espec\u00edficos, por lo que la diferencia, que asciende a 651.657 miles de euros, entre la contraprestaci\u00f3n total y los activos netos adquiridos se ha asignado al fondo de comercio provisional. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 11.373 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables a la fecha de adquisici\u00f3n se presenta a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 4.871 - 4.871 Inmovilizado intangible 3.331 - 3.331 Otros activos no corrientes 455 - 455 Total activo no corriente 8.656 - 8.656 Otros deudores y otros activos 1.591 - 1.591 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 13.423 13.423 Total activo corriente 15.014 - 15.014 Total activo 23.670 - 23.670 PASIVO Provisiones 493 - 493 Pasivos por impuestos diferidos 151 - 151 Otros pasivos y otras cuentas a pagar 5 - 5 Total pasivo no corriente 649 - 649 Otros pasivos corrientes 11.560 - 11.560 Total pasivo corriente 11.560 - 11.560 Total pasivo 12.209 - 12.209 Total activos netos a valor razonable 11.461 - Participaciones no dominantes 88 Total activos netos adquiridos a valor razonable 11.373 - Contraprestaci\u00f3n total para la adquisici\u00f3n de las acciones -663.030 Fondo de comercio 651.657 El mencionado reconocimiento del fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra, que se identifica como provisional de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A, es atribuible principalmente a la oportunidad de entrada en nuevas regiones para EDPR (principalmente Pa\u00edses Bajos y Alemania), que se benefician de ambiciosos objetivos en materia de energ\u00edas renovables dada la creciente importancia de la seguridad del suministro y la independencia energ\u00e9tica, junto con iniciativas gubernamentales como el \"Easter Package\" en Alemania, que destaca por sus ambiciosos objetivos de capacidad en materia de energ\u00edas renovables, con 360 GW de capacidad renovable instalada hasta 2030. En este sentido, casi el 50% de la cartera de desarrollo solar adquirida se encuentra en Alemania. Otro elemento a considerar dentro del fondo de comercio es el probado know-how y trayectoria del equipo de Kronos con 1,4 GW desarrollados a trav\u00e9s de 80 proyectos instalados con \u00e9xito en 9 pa\u00edses. Por \u00faltimo, se considera que esta adquisici\u00f3n es altamente complementaria con la actual configuraci\u00f3n geogr\u00e1fica de EDPR, no s\u00f3lo permitiendo la entrada en Alemania y los Pa\u00edses Bajos, sino tambi\u00e9n ampliando la presencia en Francia y el Reino Unido con un negocio totalmente centrado en la energ\u00eda solar. Longroad EDPR, a trav\u00e9s de su filial estadounidense controlada, EDPR NA Distributed Generation, LLC, suscribi\u00f3 en abril de 2022 un acuerdo para adquirir el 100% de las participaciones en el capital de noventa y una (84) sociedades de responsabilidad limitada y sociedades comanditarias distintas propietarias de una capacidad nominal agregada de 99,3 MWdc de generaci\u00f3n distribuida en funcionamiento ubicadas en todo Estados Unidos. La adquisici\u00f3n de estas empresas se ha estructurado en 8 transacciones diferentes (\"tramos\") que son independientes entre s\u00ed. Sin embargo, dado que el vendedor es el mismo, los activos tienen la misma naturaleza y riesgos y est\u00e1n todos ubicados en la misma geograf\u00eda, el Grupo ha optado por presentar todas estas transacciones agregadas en una misma nota, agrupando los activos y pasivos adquiridos en funci\u00f3n de si la transacci\u00f3n ha generado fondo de comercio o diferencia negativa de consolidaci\u00f3n. El cierre de esta transacci\u00f3n estaba sujeta a determinadas condiciones suspensivas. Las condiciones suspensivas, que eran espec\u00edficas para cada empresa adquirida, han sido agrupadas en distintos tramos de activos. Estos tramos sirvieron para organizar las empresas en funci\u00f3n de atributos comunes y/o condiciones suspensivas comunes, como aquellas empresas adquiridas con reembolsos de pr\u00e9stamos, empresas financiadas y empresas con intermediarios comunes. Una vez cumplidas las condiciones suspensivas mencionadas, EDPR adquiri\u00f3 las participaciones del 100% en 84 empresas en cuatro tramos, cada uno de los cuales se considera dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 - Combinaciones de negocios, por la siguiente contraprestaci\u00f3n en efectivo: MILES DE EUROS FECHA DE CIERRE PROYECTOS ADQUIRIDOS PRECIO DE COMPRA CAPACIDAD (MW DC) EUR MW DC Renewable Venture Solar Fund V GP, LLC 19 de abril de 2022 7 16.659 6,46 Longroad Solar Portfolio IV, LLc 9 de agosto de 2022 3 248 1,82 Longroad Solar WF Portfolio, LLc 9 de agosto de 2022 6 3.522 10,65 SunE Solar VI, LLC 9 de agosto de 2022 2 2.623 1,22 Longroad XII Holdings, LLC 3 de octubre de 2022 7 38.257 24,19 MMA Renewable Venture Solar Fund III, LLC 3 de octubre de 2022 18 22.867 16,93 Longroad DG Portolio I, LLC 9 de diciembre de 2022 11 3.661 5,94 Longroad Fund III Holdings, LLC 9 de diciembre de 2022 30 45.155 32,09 84 132.992 99,3 El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros a cada fecha de cierre respectiva para determinar los resultados anteriores a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades y sus operaciones se han consolidado desde esa fecha. La cuenta de resultados consolidada y el estado de flujos de efectivo reflejan la actividad de estas sociedades proyecto desde la fecha de cierre respectiva presentada en la tabla anterior hasta el 31 de diciembre de 2022. Si estas adquisiciones se hubieran producido a principios de 2022, habr\u00edan aportado a los estados financieros consolidados unos ingresos, principalmente por ventas de cr\u00e9ditos de energ\u00eda renovable (RECs), por importe aproximado de 14.244 miles de euros (15.000 miles de USD) y unos ingresos netos del periodo por importe aproximado de 2.279 miles de euros (2.400 miles de USD), referidos al periodo de doce meses finalizado a 31 de diciembre de 2022. En las fechas de adquisici\u00f3n de cada tramo, el Grupo ha determinado los valores razonables de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, bas\u00e1ndose en valoraciones realizadas por un tercero. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada fue un enfoque de flujos de caja descontados, en el que se preve\u00edan los flujos de caja de cada proyecto para el resto de la vida \u00fatil de los activos. Los principales componentes del flujo de caja, principalmente, la producci\u00f3n, los precios de la electricidad a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, se estimaron utilizando la metodolog\u00eda propia de EDPR a partir de datos hist\u00f3ricos de los activos facilitados por el vendedor. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital del 8,25%, reflejando el riesgo de los componentes de financiaci\u00f3n de deuda y capital ajustados al perfil contratado de cada proyecto. Por \u00faltimo, en el valor agregado de la cartera se efectuaron ajustes por elementos puntuales, otros activos o pasivos del balance y sinergias, para llegar a la valoraci\u00f3n final del capital. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 77.372 miles de euros. Los inputs e hip\u00f3tesis incluidos en los modelos de valoraci\u00f3n se han basado en el uso de estimaciones significativas, incluyendo curvas de precios de mercado de la energ\u00eda, tipos impositivos federales y otros factores de valor actual. Los valores razonables de los activos y pasivos identificables en las fechas de adquisici\u00f3n para los tramos que dan lugar a un fondo de comercio provisional de la transacci\u00f3n se presentan a continuaci\u00f3n: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 41.506 - 41.506 Inmovilizado intangible - 11.570 11.570 Otros activos no corrientes 489 - 489 Total activo no corriente 41.995 11.570 53.565 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 629 - 629 Otros deudores y otros activos 2.682 - 2.682 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 129 - 129 Total activo corriente 3.440 - 3.440 Total activo 43.435 11.570 57.005 PASIVO Provisiones 4.416 -3.702 714 Pasivos con inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.821 -212 2.609 Total pasivo no corriente 7.237 -3.914 3.323 Otros pasivos corrientes 37 - 37 Total pasivo corriente 37 - 37 Total pasivo 7.274 -3.914 3.360 Total activos netos a valor razonable 53.645 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -61.372 Fondo de comercio 7.727 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 29.273 - 29.273 Inmovilizado intangible - 9.097 9.097 Otros activos no corrientes 2.170 - 2.170 Total activo no corriente 31.443 9.097 40.540 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 596 - 596 Otros deudores y otros activos 750 - 750 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.662 - 1.662 Total activo corriente 3.008 - 3.008 Total activo 34.451 9.097 43.548 PASIVO Provisiones 1.639 -1.280 359 Pasivos por impuestos diferidos - - - Otros pasivos y otras cuentas a pagar 22.070 -2.900 19.170 Total pasivo no corriente 23.709 -4.180 19.529 Otros pasivos corrientes 292 - 292 Total pasivo corriente 292 - 292 Total pasivo 24.001 -4.180 19.821 Total activos netos a valor razonable 23.727 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -22.804 Diferencia negativa de consolidaci\u00f3n 923 El ejercicio de alocaci\u00f3n del precio de compra se ha realizado de acuerdo con la NIIF 3 result\u00f3 en un reconocimiento provisional de Fondo de Comercio por importe de 7.727 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las participaciones de los proyectos Longroad Solar Portfolio IV, LLC., Longroad XII Holdings, LLC., MMA. Renewable Ventures Solar Fund III, LLC., Longroad DG Portfolio I, LLC., y Longroad Fund III Holdings, LLC. (ver nota 19). Otras asignaciones del precio de compra dieron lugar a un reconocimiento provisional de una diferencia negativa de consolidaci\u00f3n. Las adquisiciones de Renewable Ventures Solar Fund V GP, LLC., Longroad Solar WF Portfolio, LLC., y SunE Solar VI, LLC. aportaron una diferencia negativa de consolidaci\u00f3n de 932 miles de euros (v\u00e9ase nota 9): El previamente mencionado fondo de comercio provisional resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra es atribuible principalmente a la adquisici\u00f3n de contratos de compra de energ\u00eda. Dichas valoraciones han determinado un valor razonable para el Inmovilizado Intangible de 20.667 miles de euros. Adem\u00e1s de lo anterior, a 31 de diciembre de 2022, el \u00faltimo tramo de la transacci\u00f3n se ha cerrado recientemente y a\u00fan no se ha finalizado la asignaci\u00f3n del precio de compra para Longroad DG Portfolio I, LLC. (DG1) y Longroad Fund III Holdings, LLC. (Fund III). Los valores contables de los activos netos de estos proyectos en la fecha de adquisici\u00f3n ascend\u00edan a 27.578 miles de euros. El fondo de comercio provisional reconocido por estas operaciones ha sido de 21.238 miles de euros (v\u00e9ase la nota 19). Combinaciones de negocios cerradas durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2021 Distributed Generation (Generaci\u00f3n distribuida) EDPR, a trav\u00e9s de su filial estadounidense plenamente participada EDP Renewables North America LLC, celebr\u00f3 un contrato en enero de 2021 para adquirir el 85% de C2 Omega LLC (C2). C2 es una empresa de generaci\u00f3n solar distribuida con sede en EE.UU., con 89 MW de capacidad operativa y con una capacidad pr\u00f3xima a ser terminada a corto plazo de aproximadamente 120 MW en 16 estados. En ese momento, la conclusi\u00f3n de esta operaci\u00f3n estaba sujeta a las condiciones suspensivas habituales. Una vez cumplidas el 1 de marzo de 2021 dichas condiciones suspensivas habituales, EDPR adquiri\u00f3 la mencionada participaci\u00f3n del 85% en C2 por 46.530 miles de euros (55.032 miles de USD). Esta operaci\u00f3n se considera comprendida en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios. Con esta operaci\u00f3n, EDPR ha adquirido el control de la empresa C2, y los antiguos propietarios, entonces no vinculados, han mantenido el 15% de la propiedad. Los antiguos propietarios son actualmente empleados de EDPR. EDPR dispone de una opci\u00f3n de comprar el 15% restante despu\u00e9s de febrero de 2025 por un importe igual al valor actual de los flujos de efectivo, determinado conforme a un modelo predefinido. Si EDPR no ejercita esta opci\u00f3n de compra, los antiguos propietarios disponen de una opci\u00f3n de venta del 15% a EDPR despu\u00e9s de febrero de 2026 utilizando el valor actual de los flujos de efectivo de dicho modelo predefinido, pero con una tasa de descuento 100 puntos b\u00e1sicos por encima de la que se emple\u00f3 en el valor de la opci\u00f3n de compra de EDPR un a\u00f1o antes. El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros de 28 de febrero de 2021 de las sociedades adquiridas para determinar los resultados previos a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades han sido consolidadas desde esa fecha. La cuenta de p\u00e9rdidas y ganancias y el estado de flujos de efectivo reflejan la actividad de C2 y de sus filiales desde el 1 de marzo de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2021. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido a principios de 2021, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 13.000 miles de euros y con unas p\u00e9rdidas netas del periodo por un importe aproximado de 2.400 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de doce meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, bas\u00e1ndose en una valoraci\u00f3n realizada por un tercero. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada fue un sistema de flujo de caja descontado, en el que se preve\u00edan los flujos de caja de cada proyecto para la vida restante de los activos. Los principales componentes del flujo de caja, y en concreto la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, se estimaron con la metodolog\u00eda propia de EDPR utilizando datos hist\u00f3ricos de los activos facilitados por el vendedor. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital del 7% reflejando el riesgo de la deuda y de los componentes de financiaci\u00f3n ajustados al perfil contratado de cada proyecto. Por \u00faltimo, en el valor agregado de la cartera, se realizaron ajustes por elementos puntuales, en otros activos o pasivos del balance por sinergias, para llegar a la valoraci\u00f3n final del patrimonio. Dicha valoraci\u00f3n ha dado lugar a un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 44.955 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables en la fecha de adquisici\u00f3n se presenta como sigue: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 134.949 447 135.396 Otros activos no corrientes 14.101 - 14.101 Total activo no corriente 149.050 447 149.497 Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 4.233 -2.308 1.925 Otros deudores y otros activos 3.208 - 3.208 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.767 - 1.767 Total activo corriente 9.208 -2.308 6.900 Total activo 158.258 -1.861 156.397 PASIVO Deuda financiera a medio / largo plazo 79.509 -3.294 76.215 Pasivos con inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 7.216 4.259 11.475 Otros pasivos no corrientes 8.308 - 8.308 Total pasivo no corriente 95.033 965 95.998 Deuda financiera a corto plazo 175 - 175 Otros pasivos corrientes 11.243 - 11.243 Total pasivo corriente 11.418 - 11.418 Total pasivo 106.451 965 107.416 Total activos netos a valor razonable 48.981 - Participaciones no dominantes 7.253 -3.227 4.026 Total activos netos adquiridos a valor razonable 44.955 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -46.530 Fondo de comercio 1.575 La citada valoraci\u00f3n de C2 ha dado lugar a un valor razonable para el inmovilizado material por importe de 135.396 miles de euros, generando un ajuste de valor razonable de 447 miles de euros (v\u00e9ase la nota 16). De este importe, 106.190 miles de euros son atribuibles a activos operativos y 29.206 miles de euros son atribuibles a activos en desarrollo. El valor de la participaci\u00f3n no dominante de 4.026 miles de euros se determin\u00f3 en dos partes: 1) 4 a\u00f1os de flujos de efectivo atribuibles a los antiguos propietarios hasta la fecha de la opci\u00f3n de compra de EDPR y 2) el valor de la opci\u00f3n de compra de la participaci\u00f3n residual del 15% del antiguo propietario. Los valores razonables de la deuda financiera y de las Inversiones Institucionales en Norteam\u00e9rica se obtuvieron tomando los flujos de pago previstos en virtud de esos instrumentos y utilizando los tipos de inter\u00e9s de mercado y los rendimientos de esos instrumentos en la fecha de adquisici\u00f3n. El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado con arreglo a la NIIF 3 dio lugar a un reconocimiento de un fondo comercio de 1.575 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. Dicho fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra es atribuible principalmente a que EDPR utiliza a C2 como entrada al mercado de generaci\u00f3n distribuida. Vento Ludens EDPR celebr\u00f3 en julio de 2021 un contrato con Vento Ludens Holdings GmbH relativo a la adquisici\u00f3n del 100% de las acciones de la sociedad brit\u00e1nica Vento Ludens Limited, que a su vez posee una participaci\u00f3n del 79% en el capital de la sociedad Muirake Wind Farm Limited y del 100% en el capital de la sociedad Lurg Hill Wind Farm Limited (v\u00e9ase la nota 6). El acuerdo no preve\u00eda condiciones suspensivas, por lo que la firma y el cierre fueron simult\u00e1neos. Con esta operaci\u00f3n, concluida el 20 de julio de 2021, EDPR adquiri\u00f3 una cartera que consiste en el 79% de un parque e\u00f3lico operativo de 5MW que entr\u00f3 en funcionamiento en 2012 con tarifa regulada durante 20 a\u00f1os en Escocia, el 100% de 226MW de proyectos e\u00f3licos ubicados en Escocia y Gales, y el 100% de 44MW de proyectos fotovoltaicos situados en Irlanda por una contraprestaci\u00f3n total de 14.673 miles de euros (12.698 miles de GBP) que incluye una contraprestaci\u00f3n contingente de 1.016 miles de euros y pr\u00e9stamos de accionistas por un importe de 4.256 miles de euros. Esta operaci\u00f3n se considera comprendida en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios. El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros a 31 de julio de 2021 de las sociedades adquiridas para determinar el balance y los resultados previos a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades han sido consolidadas desde esa fecha conforme al m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 558 miles de euros y con unas P\u00e9rdidas netas de aproximadamente 153 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de cinco meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 2.313 miles de euros y con unas P\u00e9rdidas netas del periodo por un importe aproximado de 1.697 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de doce meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una firma especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el M\u00e9todo de Ganancias Multi-Exceso (MEEM) y el sistema de los flujos de efectivo descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte del supuesto de que la clase de activos objeto de valoraci\u00f3n normalmente generan flujos de efectivo junto con otros activos tangibles e intangibles y, por tanto, el coste estimado del uso de esos otros activos, como el inmovilizado material o el capital circulante, se deduce de los flujos de efectivo estimados correspondientes al activo objeto de valoraci\u00f3n. Los principales componentes del flujo de caja, en concreto la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, fueron estimados con la metodolog\u00eda propia de EDPR utilizando datos hist\u00f3ricos y la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones en parques e\u00f3licos y proyectos solares fotovoltaicos similares de la cartera de EDPR. Estos supuestos internos empleados en la preparaci\u00f3n de los flujos de caja del parque e\u00f3lico han sido validados por la firma independiente. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital, calculado por la firma independiente, reflejando el riesgo de los pa\u00edses y ajust\u00e1ndose al perfil de la cartera. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 9.873 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables en la fecha de adquisici\u00f3n se presenta como sigue: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 7.564 13.201 20.765 Otros activos no corrientes 126 - 126 Total activo no corriente 7.690 13.201 20.891 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.130 - 1.130 Otros activos corrientes 304 - 304 Total activo corriente 1.434 - 1.434 Total activo 9.124 13.201 22.325 PASIVO Pasivos por impuestos diferidos - 3.300 3.300 Otros pasivos no corrientes 7.832 - 7.832 Total pasivo no corriente 7.832 3.300 11.132 Otros pasivos corrientes 969 - 969 Total pasivo corriente 969 - 969 Total pasivo 8.801 3.300 12.101 Total activos netos a valor razonable 10.224 - Participaciones no dominantes -73 424 351 Total activos netos adquiridos a valor razonable 9.873 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -10.417 Fondo de comercio 544 La citada valoraci\u00f3n de cartera de Vento Ludens ha determinado un valor razonable para el inmovilizado material por importe de 20.765 miles de euros, generando un ajuste de valor razonable de 13.201 miles de euros y un correspondiente pasivo por impuesto diferido por importe de 3.300 miles de euros (v\u00e9anse las notas 16 y 21). Asimismo, la valoraci\u00f3n de las participaciones no dominantes de la sociedad Muirake Wind Farm Limited a valor razonable ha arrojado un importe total de 351 miles de euros en la fecha de adquisici\u00f3n. El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado con arreglo a la NIIF 3R, que se identifica como provisional de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A, dio lugar a un reconocimiento de un fondo de comercio de 544 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. Este fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra es atribuible principalmente a la utilizaci\u00f3n por EDPR de la cartera de Vento Ludens para establecer su presencia en el mercado onshore brit\u00e1nico con una cartera de proyectos considerable y tecnol\u00f3gicamente diversificada en diferentes etapas de desarrollo. Aria del Vento En diciembre de 2018, EDPR celebr\u00f3 un contrato con Siemens Gamesa Renewable Energy Italy, S.p.A. para la adquisici\u00f3n del proyecto italiano Aria del Vento. En ese momento, la conclusi\u00f3n de esta operaci\u00f3n estaba sujeta a las condiciones suspensivas habituales. El contrato estableci\u00f3, como una de estas condiciones suspensivas del cierre, que Siemens Gamesa Renewable Energy Italy, S.p.A. aportara el proyecto a una empresa que luego ser\u00eda adquirida por EDPR. Con esta operaci\u00f3n, concluida en junio de 2021 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR adquiri\u00f3 el 100% del capital social de la sociedad Parco Eolico Aria del Vento, S.R.L. (v\u00e9ase la nota 6) que posee un proyecto de parque e\u00f3lico con una capacidad instalada de 16 MW en funcionamiento desde 2020, por una contraprestaci\u00f3n total de 26.001 miles de euros. El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros a 30 de junio de 2021 de la sociedad adquirida para determinar el balance y los resultados previos a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades han sido consolidadas desde esa fecha conforme al m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 3.319 miles de euros y con un beneficio neto de aproximadamente 2.822 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de seis meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. Dado que el proyecto de parque e\u00f3lico se transfiri\u00f3 a la empresa adquirida al cierre de la transacci\u00f3n, no existen p\u00e9rdidas y ganancias adicionales anteriores. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una firma especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el M\u00e9todo de Ganancias Multi-Exceso (MEEM) y el sistema de los flujos de efectivo descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte del supuesto de que la clase de activos objeto de valoraci\u00f3n normalmente generan flujos de efectivo junto con otros activos tangibles e intangibles y, por tanto, el coste estimado del uso de esos otros activos, como el inmovilizado material o el capital circulante, se deduce de los flujos de efectivo estimados correspondientes al activo objeto de valoraci\u00f3n. Los principales componentes del flujo de caja, en concreto la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, fueron estimados con la metodolog\u00eda propia de EDPR utilizando datos hist\u00f3ricos y la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones en parques e\u00f3licos similares de la cartera de EDPR. Estos supuestos internos empleados en la preparaci\u00f3n de los flujos de caja del parque e\u00f3lico han sido validados por la firma independiente. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital, calculado por la firma independiente, reflejando el riesgo del pa\u00eds y ajust\u00e1ndose al perfil del proyecto. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 33.832 miles euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables en la fecha de adquisici\u00f3n se presenta como sigue: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 21.651 13.993 35.644 Fondo de comercio 5.216 -5.216 - Otros activos no corrientes 836 - 836 Total activo no corriente 27.703 8.777 36.480 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 586 - 586 Otros pasivos corrientes 1.907 - 1.907 Total activo corriente 2.493 - 2.493 Total activo 30.196 8.777 38.973 PASIVO Pasivos por impuestos diferidos - 3.358 3.358 Total pasivo no corriente - 3.358 3.358 Otros pasivos corrientes 1.783 - 1.783 Total pasivo corriente 1.783 - 1.783 Total pasivo 1.783 3.358 5.141 Total activos netos adquiridos a valor razonable 33.832 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -26.001 Beneficio / (p\u00e9rdida) en adquisici\u00f3n -7.831 La citada valoraci\u00f3n de Aria del Vento ha determinado un valor razonable para el inmovilizado material por importe de 35.644 miles de euros, generando un ajuste del valor razonable de 13.933 miles de euros y un correspondiente pasivo por impuesto diferido por importe de 3.358 miles de euros (v\u00e9anse las notas 16 y 21). El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado con arreglo a la NIIF 3R que se identifica como provisional de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A, dio lugar a un reconocimiento de una ganancia de 7.831 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. La ganancia resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra se ha registrado en el ep\u00edgrafe \"Otros ingresos\" de los estados financieros consolidados (v\u00e9ase la nota 9). El reconocimiento de dicha ganancia es atribuible principalmente al precio de la transacci\u00f3n que se acord\u00f3 en 2018, antes de la construcci\u00f3n del parque e\u00f3lico, habiendo cambiado significativamente el mercado de energ\u00edas renovables desde entonces, a la tarifa adjudicada que es resultado de una pol\u00edtica regulatoria dise\u00f1ada para fomentar el desarrollo de las fuentes de energ\u00eda renovables ofreciendo a los productores un precio garantizado, as\u00ed como a la valoraci\u00f3n realizada por el experto independiente. Trung Son EDPR celebr\u00f3 en abril de 2021 un contrato con Trina Solar Investment Pte, Ltd. para la adquisici\u00f3n del 100% de las acciones de la sociedad holding denominada Trina Solar Investment First Pte. Ltd., que posee el 100% de la sociedad LYS Energy Investment Pte. Ltd., que a su vez posee el 100% de la sociedad titular del proyecto solar fotovoltaico operativo de 28 MWac (35 MWdc) denominado Trung Son Energy Development Joint Stock Company (v\u00e9ase la nota 6). En ese momento, la conclusi\u00f3n de esta operaci\u00f3n estaba sujeta a las condiciones suspensivas habituales. Con esta operaci\u00f3n, concluida el 29 de junio de 2021 una vez cumplidas las condiciones suspensivas habituales antes mencionadas, EDPR adquiri\u00f3 el 100% de la mencionada cartera por una contraprestaci\u00f3n total de 29.568 miles de euros (35.179 miles de USD) de los cuales un importe de 16.381 miles de euros (19.174 miles de USD) corresponde a pr\u00e9stamos de los accionistas. Esta operaci\u00f3n se considera comprendida en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 \u2013 Combinaciones de negocios. El Grupo utiliz\u00f3 los estados financieros a 30 de junio de 2021 de la sociedad adquirida para determinar el balance y los resultados previos a la adquisici\u00f3n y, en consecuencia, las sociedades han sido consolidadas desde esa fecha conforme al m\u00e9todo de integraci\u00f3n global. As\u00ed esta adquisici\u00f3n ha contribuido a los estados financieros consolidados con unos Ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 1.246 miles de euros y con unas P\u00e9rdidas netas de aproximadamente 283 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de seis meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. Si esta adquisici\u00f3n se hubiera producido al inicio del ejercicio, habr\u00eda contribuido a los estados financieros consolidados con unos ingresos, principalmente por venta de energ\u00eda, por un importe aproximado de 3.047 miles de euros y con un beneficio neto del periodo de aproximadamente 555 miles de euros, en relaci\u00f3n con el periodo de doce meses finalizado a 31 de diciembre de 2021. En la fecha de adquisici\u00f3n, el Grupo EDPR ha determinado el valor razonable de los activos adquiridos y los pasivos asumidos, con la asistencia de una firma especializada e independiente. La metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n utilizada ha sido el M\u00e9todo de Ganancias Multi-Exceso (MEEM) y el sistema de los flujos de efectivo descontados. Esta metodolog\u00eda de valoraci\u00f3n parte del supuesto de que la clase de activos objeto de valoraci\u00f3n normalmente generan flujos de efectivo junto con otros activos tangibles e intangibles y, por tanto, el coste estimado del uso de esos otros activos, como el inmovilizado material o el capital circulante, se deduce de los flujos de efectivo estimados correspondientes al activo objeto de valoraci\u00f3n. Los principales componentes del flujo de caja, en concreto la producci\u00f3n, los precios de la energ\u00eda a largo plazo y los costes de explotaci\u00f3n, fueron estimados con la metodolog\u00eda propia de EDPR utilizando datos hist\u00f3ricos y la experiencia en la valoraci\u00f3n de inversiones en proyectos solares fotovoltaicos similares de la cartera de EDPR. Estas hip\u00f3tesis internas empleadas en la estimaci\u00f3n de los flujos de caja del proyecto de energ\u00eda solar fotovoltaica han sido validadas por la firma independiente. A continuaci\u00f3n, los flujos de caja despu\u00e9s de impuestos se descontaron al coste medio ponderado del capital, calculado por la firma independiente, reflejando el riesgo del pa\u00eds y ajust\u00e1ndose al perfil del proyecto. Dicha valoraci\u00f3n ha determinado un valor razonable de los activos netos adquiridos por importe de 10.844 miles de euros. El valor razonable de los activos y pasivos identificables en la fecha de adquisici\u00f3n se presenta como sigue: MILES DE EUROS VALOR CONTABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE VALOR RAZONABLE EN LA FECHA DE ADQUISICI\u00d3N ACTIVO Inmovilizado material 19.724 5.631 25.355 Otros activos no corrientes 2.073 - 2.073 Total activo no corriente 21.797 5.631 27.428 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.459 - 1.459 Otros activos corrientes 15.381 - 15.381 Total activo corriente 16.840 - 16.840 Total activo 38.637 5.631 44.268 PASIVO Pasivos por impuestos diferidos - 1.126 1.126 Otros pasivos no corrientes 31.222 - 31.222 Total pasivo no corriente 31.222 1.126 32.348 Otros pasivos corrientes 1.076 - 1.076 Total pasivo corriente 1.076 - 1.076 Total pasivo 32.298 1.126 33.424 Total activos netos a valor razonable 10.844 - Contraprestaci\u00f3n total transferida para la adquisici\u00f3n de las acciones -13.187 Fondo de comercio 2.343 Esta valoraci\u00f3n de la cartera de Trung Son ha determinado un valor razonable para el inmovilizado material de 25.355 miles de euros, generando un ajuste de valor razonable de 5.631 miles de euros y un correspondiente pasivo por impuesto diferido por importe de 1.126 miles de euros (v\u00e9anse las notas 16 y 21). El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado con arreglo a la NIIF 3R dio lugar a un reconocimiento de un fondo de comercio de 2.343 miles de euros, por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. Dicho reconocimiento de fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra, que se identifica como provisional de acuerdo con lo indicado en la nota 2.A, es atribuible principalmente a la utilizaci\u00f3n por EDPR de la cartera de Trung Song para establecer su presencia en Singapur y Vietnam, y representa un primer paso para establecer una presencia de EDPR en la regi\u00f3n de Asia Pac\u00edfico. A la fecha de adquisici\u00f3n, se han identificado determinados pasivos contingentes, por lo que se han reconocido provisiones adicionales por importe de 1.100 miles de euros. El ejercicio de asignaci\u00f3n del precio de compra realizado de acuerdo con la NIIF 3 ha dado el siguiente resultado: \u2022 Reconocimiento de un Fondo de Comercio por importe de 148.341 miles de euros (ver nota 20) por la diferencia de los activos netos adquiridos a valor razonable y la contraprestaci\u00f3n transferida por la adquisici\u00f3n de las acciones. Este importe incluye el anterior Fondo de Comercio reconocido en el valor contable a la fecha de adquisici\u00f3n por importe de 112.279 miles de euros y un importe adicional de 36.062 miles de euros, de los cuales un importe de 4.641 miles de euros corresponde a empresas asociadas consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n, por lo que se presenta en el ep\u00edgrafe Inversiones en negocios conjuntos y empresas asociadas (v\u00e9ase nota 20); y Beneficio en la adquisici\u00f3n escalonada de CEASA por importe de 1.887 miles de euros como consecuencia de la revalorizaci\u00f3n a valor razonable de la inversi\u00f3n anteriormente mantenida, registr\u00e1ndose la correspondiente diferencia entre el valor razonable y el valor contable en el ep\u00edgrafe Otros ingresos de las cuentas anuales consolidadas (v\u00e9ase nota 9). El mencionado fondo de comercio resultante de la asignaci\u00f3n del precio de compra, es atribuible principalmente a la alta calidad de la cartera con un fuerte recurso e\u00f3lico (29% de factor de carga medio) y con un perfil de bajo riesgo, de la cual el 87% de la capacidad est\u00e1 regulada, con una edad media de 13 a\u00f1os (~7 a\u00f1os de vida regulada restante) considerando que la cartera tambi\u00e9n cuenta con un atractivo potencial para futuras ampliaciones/repotenciaci\u00f3n dado el perfil mencionado, as\u00ed como a los beneficios y sinergias que se espera que surjan como resultado de su integraci\u00f3n en el Grupo EDPR. Todas las combinaciones de negocios realizadas en 2021, pueden considerarse cifras definitivas en 2022",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfBusinessCombinationsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6862": {
"value": "07. Ventas La partida de Ventas se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 VENTAS POR NEGOCIO Y REGI\u00d3N GEOGR\u00c1FICA Electricidad en Europa 1.269.806 902.605 Electricicidad en Nortearmerica 685.211 567.316 Electricidad en LATAM 52.793 66.089 Electricidad en APAC 79.424 - 2.087.235 1.536.010 Otros ingresos ordinarios 2.425 3.959 2.089.660 1.539.969 Servicios prestados 55.227 43.359 Variaci\u00f3n de existencias y coste de materias primas y consumibles utilizados Coste de consumibles utilizados y variaci\u00f3n de existencias -6.906 -2.870 Total Ventas 2.137.981 1.580.458 El desglose de ventas por segmento se presenta en la informaci\u00f3n por segmentos (v\u00e9ase anexo I). El incremento de las ventas se explica principalmente, por el ingreso de los proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el ejercicio 2022 y los impactos de la situaci\u00f3n econ\u00f3mica mundial descritos en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. Otros ingresos incluye la liquidaci\u00f3n de los derivados especulativos de energ\u00eda. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfRevenueExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6863": {
"value": "07. Ventas La partida de Ventas se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 VENTAS POR NEGOCIO Y REGI\u00d3N GEOGR\u00c1FICA Electricidad en Europa 1.269.806 902.605 Electricicidad en Nortearmerica 685.211 567.316 Electricidad en LATAM 52.793 66.089 Electricidad en APAC 79.424 - 2.087.235 1.536.010 Otros ingresos ordinarios 2.425 3.959 2.089.660 1.539.969 Servicios prestados 55.227 43.359 Variaci\u00f3n de existencias y coste de materias primas y consumibles utilizados Coste de consumibles utilizados y variaci\u00f3n de existencias -6.906 -2.870 Total Ventas 2.137.981 1.580.458 El desglose de ventas por segmento se presenta en la informaci\u00f3n por segmentos (v\u00e9ase anexo I). El incremento de las ventas se explica principalmente, por el ingreso de los proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el ejercicio 2022 y los impactos de la situaci\u00f3n econ\u00f3mica mundial descritos en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. Otros ingresos incluye la liquidaci\u00f3n de los derivados especulativos de energ\u00eda. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfCostOfSalesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6864": {
"value": "07. Ventas La partida de Ventas se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 VENTAS POR NEGOCIO Y REGI\u00d3N GEOGR\u00c1FICA Electricidad en Europa 1.269.806 902.605 Electricicidad en Nortearmerica 685.211 567.316 Electricidad en LATAM 52.793 66.089 Electricidad en APAC 79.424 - 2.087.235 1.536.010 Otros ingresos ordinarios 2.425 3.959 2.089.660 1.539.969 Servicios prestados 55.227 43.359 Variaci\u00f3n de existencias y coste de materias primas y consumibles utilizados Coste de consumibles utilizados y variaci\u00f3n de existencias -6.906 -2.870 Total Ventas 2.137.981 1.580.458 El desglose de ventas por segmento se presenta en la informaci\u00f3n por segmentos (v\u00e9ase anexo I). El incremento de las ventas se explica principalmente, por el ingreso de los proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el ejercicio 2022 y los impactos de la situaci\u00f3n econ\u00f3mica mundial descritos en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. Otros ingresos incluye la liquidaci\u00f3n de los derivados especulativos de energ\u00eda. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfRevenueFromContractsWithCustomersExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6906": {
"value": "08. Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica por importe de 233.505 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 177.205 miles de euros), incluye el reconocimiento de ingresos relacionados con cr\u00e9ditos fiscales a la producci\u00f3n (PTC), cr\u00e9ditos fiscales a las inversiones (ITC) y otros beneficios fiscales, en su mayor\u00eda por amortizaciones fiscales aceleradas relacionadas con los proyectos Sol I, II y V, Blue Canyon I, Vento I a V, Vento IX a XVI, Vento XVIII y Vento XX a XXII (v\u00e9ase la nota 33). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDeferredIncomeExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f6912": {
"value": "09. Otros ingresos Otros ingresos se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Amortizaci\u00f3n de ingresos diferidos relacionados con contratos de adquisici\u00f3n de energ\u00eda 1.041 1.773 Compensaciones contractuales y de seguros 60.789 27.957 Beneficios por combinaciones de negocios y otros 578 7.831 Beneficios por enajenaciones 411.372 500.664 Otros ingresos 52.246 97.506 526.026 635.731 El importe de 7.831 miles de euros en el ep\u00edgrafe Beneficios de combinaciones de negocios en 2021 se refiere a la adquisici\u00f3n de la sociedad operativa SPV Parco E\u00f3lico Aria del Vento S.R.L. (v\u00e9anse las notas 6 y 42). A 31 de diciembre de 2022, el ep\u00edgrafe Beneficios por enajenaci\u00f3n incluye esencialmente: \u2022 Beneficio por importe de 51.795 miles de euros derivado de la venta de la totalidad de las participaci\u00f3nes en las sociedades polacas Winfan, Sp. z o.o., Lichnowy Windfarm, Sp. z o.o., Kowalewo Wind, Sp. z o.o., EWP European Wind Power Krasin, Sp. z o.o., Nowa Energia 1, Sp. z o.o. and Farma Wiatrowa Bogoria, Sp. z o.o. (v\u00e9ase la nota 6). \u2022 Beneficio por importe de 42.596 miles de euros derivado de la venta de la totalidad de las participaci\u00f3nes en las sociedades espa\u00f1olas E\u00f3lica La Janda, S.L. y Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L. (v\u00e9ase la nota 6). \u2022 Beneficio por importe de 168.568 miles de euros derivado de la venta de la totalidad de las participaci\u00f3nes en las sociedades italizanas WinCap, S.r.l. TACA Wind, S.r.l., San Mauro, S.r.l., Conza Energia, S.r.l., Lucus Power, S.r.l, Breva Wind, S.r.l. and Aria del Vento S.R.L. (v\u00e9ase la nota 6). \u2022 Beneficio por importe de 119.085 miles de euros derivados de la venta de la totalidad de las participaci\u00f3nes en las compa\u00f1\u00edas brasile\u00f1as Aventura Holding, S.A.. y sus subsidiarias (Central E\u00f3lica Aventura II, S.A., Central E\u00f3lica Aventura III, S.A., Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A., Central E\u00f3lica Aventura V, S.A.) y SRMN Holding, S.A. y sus subsidiarias ( Central E\u00f3lica SRMN I, S.A., Central E\u00f3lica SRMN II, S.A, Central E\u00f3lica SRMN III, S.A., Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A., Central E\u00f3lica SRMN V, S.A. (ve\u00e1se nota 6). \u2022 Beneficio por importe de 15.791 miles de euros derivados de la venta de la totalidad de la participaci\u00f3n en la compa\u00f1\u00eda norteamericana Meadow Lake Solar Park LLC (v\u00e9ase nota 6). \u2022 Ingreso por importe de 12.492 miles euros derivados del menor precio a pagar por el proyecto Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase nota 35). A 31 de diciembre de 2021, el ep\u00edgrafe Beneficios por enajenaci\u00f3n incluye esencialmente: \u2022 Beneficio por importe de 307.699 miles de euros derivado de la venta de la totalidad de la participaci\u00f3n en las sociedades portuguesas E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Beneficio por importe de 95.119 miles de euros resultante de la p\u00e9rdida de control en la sociedad 2019 Vento XX LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6). Este importe incluye 37.758 miles de euros relacionados con la ganancia atribuible a la valoraci\u00f3n a valor razonable de la inversi\u00f3n que se conserva en la sociedad por parte de EDPR. Adicionalmente debe considerarse un resultado por importe de 811 miles de euros relacionado con la venta posterior de una participaci\u00f3n adicional del 12% en la sociedad; \u2022 Beneficio de 62.995 miles de euros por la venta de la totalidad de la participaci\u00f3n en la sociedad norteamericana Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Beneficio de 34.825 miles de euros resultante de la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC y Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6). Este importe incluye 8.167 miles de euros relacionados con la ganancia atribuible a la valoraci\u00f3n a valor razonable de la inversi\u00f3n que se conserva en la sociedad por parte de EDPR. A 31 de diciembre de 2022, el ep\u00edgrafe otros ingresos incluye: \u2022 Beneficio por importe de 739 miles de euros derivados de cambios en el valor razonable del precio variable reconocido por la venta en 2018 a Sumitomo Corporaci\u00f3n y en 2020 a OW Offshore SL de las compa\u00f1\u00edas \u00c9oliennes en Mer Dieppe - Le Tr\u00e9port, SAS y \u00c9oliennes en Mer \u00celes d'Yeu et de Noirmoutier, SAS (v\u00e9ase la nota 24); \u2022 Beneficio por importe de 748 miles de euros derviados de cambios en el valor razonable del precio variable reconocido por la venta en 2020 de OW Offshore S.L. de Mayflower Wind Energy LLC. \u2022 Beneficio por importe de 8.678 miles de euros que se corresponde con el \u201csucess fee\u201d recibido por la venta de Moray West Holding en 2019 al Grupo OW. \u2022 Ajuste en el precio por importe de 12.428 miles de euros derivados de los acuerdos referidos a la transacci\u00f3n de venta del 49% de parte de la cartera de EDPR Portugal de compa\u00f1\u00edas de CTG en 2013. \u2022 Ajuste en el precio por importe de 5.633 miles de euros derivados de los acuerdos referidos a la transacci\u00f3n de venta del 49% de parte de la cartera de EDP Renewables Polska SP.Zo.o de compa\u00f1\u00edas de CTG en 2016. \u2022 Gesti\u00f3n y gastos refacturados a proyectos contabilizados bajo puesta en equivalencia por importe de 5.403 miles de euros. A 31 de diciembre de 2021, el ep\u00edgrafe de otros ingresos incluye: una ganancia de 9.705 miles de euros por variaci\u00f3n del valor razonable de los precios variables relacionados con la vent, a Sumitomo Corporation en 2018 y a OW Offshore SL en 2020, de las participaciones en las sociedades \u00c9oliennes en Mer Dieppe - Le Tr\u00e9port, SAS y \u00c9oliennes en Mer \u00celes d'Yeu et de Noirmoutier, SAS (v\u00e9ase la nota 22); y iii) una ganancia por importe de 29.950 miles de euros por variaci\u00f3n del valor razonable del precio va- riable relacionado con la venta de Mayflower Wind Energy LLC a OW Offshore S.L. en 2020. A 31 de diciembre de 2022 el ep\u00edgrafe compensaciones contractuales y de seguros aumentaron como consecuencia de retrasos en determinados proyectos en construcci\u00f3n en Norte Am\u00e9rica. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingIncomeExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7026": {
"value": "10. Suministros y servicios Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DEC 2022 31 DEC 2021 Arrendamientos y alquileres 38.472 28.823 Mantenimiento y reparaciones 225.819 186.278 TRABAJO ESPECIALIZADO: - Servicios de TI. honorarios legales y de asesoramiento 18.225 24.758 - Servicios compartidos 22.854 19.661 - Otros servicios 71.302 44.480 Otros suministros y servicios 62.302 31.674 438.974 335.674 La partida Arrendamientos y alquileres incluye principalmente los costes de los pagos de arrendamientos variables y los costes de alquiler de los arrendamientos a corto plazo. El ep\u00edgrafe Otros suministros y servicios aumenta a 31 de diciembre de 2022, principalmente, debido al incremento de los servicios de sistemas de informaci\u00f3n, estudios y otros gastos asociados a la fase inicial de desarrollo de los proyectos, as\u00ed como consecuencia de la integraci\u00f3n de las nuevas geograf\u00edas (v\u00e9ase la nota 6). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherOperatingExpenseExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7027": {
"value": "10. Suministros y servicios Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DEC 2022 31 DEC 2021 Arrendamientos y alquileres 38.472 28.823 Mantenimiento y reparaciones 225.819 186.278 TRABAJO ESPECIALIZADO: - Servicios de TI. honorarios legales y de asesoramiento 18.225 24.758 - Servicios compartidos 22.854 19.661 - Otros servicios 71.302 44.480 Otros suministros y servicios 62.302 31.674 438.974 335.674 La partida Arrendamientos y alquileres incluye principalmente los costes de los pagos de arrendamientos variables y los costes de alquiler de los arrendamientos a corto plazo. El ep\u00edgrafe Otros suministros y servicios aumenta a 31 de diciembre de 2022, principalmente, debido al incremento de los servicios de sistemas de informaci\u00f3n, estudios y otros gastos asociados a la fase inicial de desarrollo de los proyectos, as\u00ed como consecuencia de la integraci\u00f3n de las nuevas geograf\u00edas (v\u00e9ase la nota 6). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesByNatureExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7028": {
"value": "10. Suministros y servicios Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DEC 2022 31 DEC 2021 Arrendamientos y alquileres 38.472 28.823 Mantenimiento y reparaciones 225.819 186.278 TRABAJO ESPECIALIZADO: - Servicios de TI. honorarios legales y de asesoramiento 18.225 24.758 - Servicios compartidos 22.854 19.661 - Otros servicios 71.302 44.480 Otros suministros y servicios 62.302 31.674 438.974 335.674 La partida Arrendamientos y alquileres incluye principalmente los costes de los pagos de arrendamientos variables y los costes de alquiler de los arrendamientos a corto plazo. El ep\u00edgrafe Otros suministros y servicios aumenta a 31 de diciembre de 2022, principalmente, debido al incremento de los servicios de sistemas de informaci\u00f3n, estudios y otros gastos asociados a la fase inicial de desarrollo de los proyectos, as\u00ed como consecuencia de la integraci\u00f3n de las nuevas geograf\u00edas (v\u00e9ase la nota 6)",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGeneralAndAdministrativeExpenseExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7061": {
"value": "11. Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados La partida de Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 GASTOS POR RETRIBUCIONES A LOS EMPLEADOS Remuneraci\u00f3n del Consejo de Administraci\u00f3n (v\u00e9ase la nota 39) 838 729 Retribuciones 194.855 135.779 Cotizaciones sociales en las retribuciones 30.978 23.541 Retribuci\u00f3n variable de empleados 52.985 37.739 Otros costes 7.255 4.922 Capitalizaci\u00f3n de costes de personal (v\u00e9ase la nota 16) -72.666 -47.049 214.245 155.661 GASTOS POR PRESTACIONES A EMPLEADOS Gastos por planes de pensiones 8.985 6.523 Gastos por asistencia sanitaria y otras prestaciones 17.381 12.075 26.366 18.598 240.611 174.259 A 31 de diciembre de 2022, los gastos por planes de pensiones corresponden principalmente a planes de aportaciones definidas por un importe de 8.848 miles de euros (31 diciembre 2021: 6.430 miles de euros). El desglose del n\u00famero medio de empleados fijos durante 2022 y 2021 por categor\u00edas profesionales es el siguiente: 2022 2021 Dirigentes 350 267 Gestores 271 187 Especialistas 1.661 1.260 T\u00e9cnicos 450 254 2.732 1.968 El desglose de los empleados fijos a 31 de diciembre de 2022 y 2021 por g\u00e9nero es el siguiente: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERES Dirigentes 287 94 213 73 Gestores 209 105 153 58 Especialistas 1.155 709 896 497 T\u00e9cnicos 428 99 192 68 2.079 1.007 1.454 696 El incremento en el n\u00famero de empleados es principalmente consecuencia por la adquisici\u00f3n del grupo Sunseap en Asia y el grupo Kronos (v\u00e9ase nota 6). En las empresas espa\u00f1olas en las que existe la obligaci\u00f3n legal de contar con personas con discapacidad en la plantilla paracumplir con la LISMI debido al n\u00famero de empleados, EDPR ha optado por las medidas de excepcionalidad previstas en la Ley. La Sociedad puede cumplir con la cuota que legalmente le corresponde a trav\u00e9s de contratos de bienes o servicios con empresas que promueven la contrataci\u00f3n de personas con discapacidad y tambi\u00e9n a trav\u00e9s de donaciones. Las sociedades de EDPR sometidas a esta obligaci\u00f3n est\u00e1n cubiertas por las medidas de excepcionalidad desde marzo de 2021 hasta 2023. Para el resto de los pa\u00edses de EDPR, el enfoque es el mismo. En 2020, como parte de la estrategia global de EDPR, se cre\u00f3 un Comit\u00e9 de Diversidad e Igualdad con la participaci\u00f3n del Management Team, cuyo objetivo es integrar el compromiso con esta cuesti\u00f3n dentro de la empresa. Uno de los objetivos de este Comit\u00e9 se centra en el colectivo de personas con discapacidad como uno de los temas m\u00e1s importantes a desarrollar. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfEmployeeBenefitsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7111": {
"value": "El desglose del n\u00famero medio de empleados fijos durante 2022 y 2021 por categor\u00edas profesionales es el siguiente: 2022 2021 Dirigentes 350 267 Gestores 271 187 Especialistas 1.661 1.260 T\u00e9cnicos 450 254 2.732 1.968 El desglose de los empleados fijos a 31 de diciembre de 2022 y 2021 por g\u00e9nero es el siguiente: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERES Dirigentes 287 94 213 73 Gestores 209 105 153 58 Especialistas 1.155 709 896 497 T\u00e9cnicos 428 99 192 68 2.079 1.007 1.454 696 El incremento en el n\u00famero de empleados es principalmente consecuencia por la adquisici\u00f3n del grupo Sunseap en Asia y el grupo Kronos (v\u00e9ase nota 6). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInformationAboutEmployeesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7171": {
"value": "12. Otros gastos Otros gastos se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Impuestos 142.058 86.981 P\u00e9rdidas derivadas de activos fijos 19.895 10.656 Otros gastos y p\u00e9rdidas 75.816 67.384 237.769 165.021 A 31 de diciembre de 2022 el ep\u00edgrafe Impuestos, adem\u00e1s de otros impuestos directos e indirectos, incluye un importe de 54.362 miles de euros relativos a los ingresos adicionales obtenidos por la generaci\u00f3n de electricidad en Ruman\u00eda y resultantes de la diferencia entre el precio medio mensual por la venta de electricidad y el precio fijado por las autoridades rumanas (v\u00e9ase la nota 1). A 31 de diciembre de 2021, el ep\u00edgrafe Impuestos, adem\u00e1s de otros impuestos directos e indirectos, incluye un importe de 4.493 miles de euros, correspondiente a impuestos sobre generadores de energ\u00eda en Espa\u00f1a, que afecta a todos los parques e\u00f3licos operativos y asciende al 7% de los ingresos de cada parque e\u00f3lico. El motivo del significativo descenso es la publicaci\u00f3n del Real Decreto Ley 17/2021 por el que el Gobierno espa\u00f1ol anunci\u00f3 la suspensi\u00f3n temporal del impuesto sobre la energ\u00eda del 7%, en el tercer y cuarto trimestre de 2021 y 2022. Las p\u00e9rdidas en activos fijos a 31 de diciembre de 2022 y 2021 corresponden principalmente al abandono de proyectos en Europa y Norteam\u00e9rica. Otros gastos y p\u00e9rdidas incluye principalmente a 31 de diciembre de 2022 costes operativos asociados a compensaci\u00f3n y disponibilidad de los proyectos en curso (v\u00e9ase la nota 9). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfExpensesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7211": {
"value": "13. Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INMOVILIZADO MATERIAL Edificios y otras construcciones 497 382 Planta y maquinaria 641.234 564.527 Otros 6.614 5.202 P\u00e9rdida por deterioro del valor 54.432 - 702.777 570.111 DERECHOS DE USO Activos en derecho de uso 44.067 34.807 INMOVILIZADO INTANGIBLE Propiedad industrial, otros derechos y otros intangibles 23.900 18.402 770.744 623.320 Deterioro del fondo de comercio - - - - Amortizaci\u00f3n de ingresos diferidos (subvenciones oficiales) -19.433 -16.031 751.311 607.289 La partida Derechos de uso incluye la amortizaci\u00f3n de los activos relacionados con la NIIF 16. La amortizaci\u00f3n de ingresos diferidos (subvenciones oficiales) corresponde a subvenciones de inmovilizado recibidas por el subgrupo EDPR NA de acuerdo con la Ley de Recuperaci\u00f3n y Reinversi\u00f3n Americana promovida por Estados Unidos, que se amortizan mediante el registro de ingresos en la cuenta de resultados a lo largo de la vida \u00fatil de los activos correspondientes (v\u00e9ase la nota 34). MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 COSTE Terrenos y recursos naturales 50.481 31.491 Edificios y otras construcciones 30.925 20.646 Planta y maquinaria - Generaci\u00f3n basada en fuentes renovables 19.969.929 18.265.839 - Otras plantas y maquinaria 9.992 10.467 Otros 87.417 76.909 Activos en construcci\u00f3n 4.870.215 2.420.599 25.018.959 20.825.951 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Gasto por amortizaci\u00f3n -648.345 -570.111 Amortizaci\u00f3n acumulada en ejercicios anteriores -6.280.429 -5.546.034 P\u00e9rdidas por deterioro de valor -54.432 - P\u00e9rdidas por deterioro del valor de ejercicios anteriores -144.899 -147.506 -7.128.105 -6.263.651 Valor neto contable 17.890.854 14.562.300 SALDO A 01 ENE DOTACI\u00d3N EJERCICIO P\u00c9RDIDAS/ REVERSI\u00d3N DETERIORO DE VALOR VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO/ OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Edificios y otras construcciones 13.056 496 - -23 1.109 - 14.638 Planta y maquinaria 6.126.449 641.235 344 -24.900 209.311 -19.925 6.932.51 4 Activos en construcci\u00f3n 73.131 - 54.088 - -7.851 3.619 122.987 Otros 51.015 6.614 - -1.121 1.731 -273 57.966 6.263.651 648.345 54.432 -26.044 204.303 -16.579 7.128.105 SALDO A 01 ENE DOTACI\u00d3N EJERCICIO P\u00c9RDIDAS / REVERSI\u00d3N DETERIORO DE VALOR VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACION ES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Edificios y otras construcciones 11.736 382 - - 938 - 13.056 Planta y maquinaria 5.523.972 564.527 - -24.879 253.583 -190.754 6.126.449 Activos en construcci\u00f3n 72.981 - - - 150 - 73.131 Otros 45.129 5.202 - -1.322 2.135 -129 51.015 5.653.818 570.111 - -26.201 256.806 -190.883 6.263.651 MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 COSTE Terrenos y recursos naturales 1.070.178 721.642 Edificios y otras construcciones 51.490 35.720 Planta y maquinaria - 119 Otros 6.743 5.568 1.128.411 763.049 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Gasto por amortizaci\u00f3n -44.067 -34.807 Amortizaci\u00f3n acumulada -96.042 -59.454 -140.109 -94.261 Valor neto contable 988.302 668.788 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Terrenos y recursos naturales 75.789 35.523 -795 325 2.554 -125 113.271 Edificios y otras construcciones 15.168 7.451 - 407 391 -13 22.590 Planta y maquinaria 10 4 - -14 - - - Otros 3.294 1.089 -116 -24 8 -3 4.248 94.261 44.067 -911 -120 2.953 -141 140.109 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Terrenos y recursos naturales -48.143 -28.225 2 -3.058 3.635 -75.789 Edificios y otras construcciones -9.348 -5.453 3 -389 19 -15.168 Planta y maquinaria -7 -3 - - - -10 Otros -2.187 -1.126 20 -1 - -3.294 -59.685 -34.807 25 -3.448 3.654 -94.261 MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 (*) COSTE Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 426.891 232.351 Derechos de concesi\u00f3n 55.913 31.493 Activos intangibles en desarrollo 70.511 44.461 553.315 308.305 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Cargo por amortizaci\u00f3n -23.900 -18.402 Amortizaci\u00f3n acumulada en ejercicios anteriores -137.010 -119.282 P\u00e9rdidas por deterioro de valor - - P\u00e9rdidas por deterioro del valor de ejercicios anteriores -11.559 -11.746 -172.469 -149.430 Valor contanble 380.846 158.875 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 140.246 20.093 - 3.568 -16.364 147.543 Derechos de concesi\u00f3n 9.183 3.807 -177 15 12.098 24.926 149.429 23.900 -177 3.583 -4.266 172.469 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 120.304 15.684 - 4.257 - 140.245 Derechos de concesi\u00f3n 6.702 2.718 - 1 -236 9.185 127.006 18.402 - 4.258 -236 149.430 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDepreciationAndAmortisationExpenseExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7214": {
"value": "MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INMOVILIZADO MATERIAL Edificios y otras construcciones 497 382 Planta y maquinaria 641.234 564.527 Otros 6.614 5.202 P\u00e9rdida por deterioro del valor 54.432 - 702.777 570.111 DERECHOS DE USO Activos en derecho de uso 44.067 34.807 INMOVILIZADO INTANGIBLE Propiedad industrial, otros derechos y otros intangibles 23.900 18.402 770.744 623.320 Deterioro del fondo de comercio - - - - Amortizaci\u00f3n de ingresos diferidos (subvenciones oficiales) -19.433 -16.031 751.311 607.289 MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 COSTE Terrenos y recursos naturales 50.481 31.491 Edificios y otras construcciones 30.925 20.646 Planta y maquinaria - Generaci\u00f3n basada en fuentes renovables 19.969.929 18.265.839 - Otras plantas y maquinaria 9.992 10.467 Otros 87.417 76.909 Activos en construcci\u00f3n 4.870.215 2.420.599 25.018.959 20.825.951 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Gasto por amortizaci\u00f3n -648.345 -570.111 Amortizaci\u00f3n acumulada en ejercicios anteriores -6.280.429 -5.546.034 P\u00e9rdidas por deterioro de valor -54.432 - P\u00e9rdidas por deterioro del valor de ejercicios anteriores -144.899 -147.506 -7.128.105 -6.263.651 Valor neto contable 17.890.854 14.562.300 El ep\u00edgrafe p\u00e9rdidas/reversi\u00f3n por deterioro de valor incluye a 31 de diciembre de 2022 se refiere a determinados proyectos en Colombia como consecuencia del an\u00e1lisis de recuperabilidad (v\u00e9ase nota 19). MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 (*) COSTE Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 426.891 232.351 Derechos de concesi\u00f3n 55.913 31.493 Activos intangibles en desarrollo 70.511 44.461 553.315 308.305 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Cargo por amortizaci\u00f3n -23.900 -18.402 Amortizaci\u00f3n acumulada en ejercicios anteriores -137.010 -119.282 P\u00e9rdidas por deterioro de valor - - P\u00e9rdidas por deterioro del valor de ejercicios anteriores -11.559 -11.746 -172.469 -149.430 Valor contanble 380.846 158.875 Comprobaciones del deterioro del valor - Grupo EDPR El fondo de comercio, el inmovilizado material, los derechos de uso, los activos intangibles y las inversiones en joint ventures y asociadas del Grupo EDPR se someten cada a\u00f1o a pruebas de deterioro de valor. En el caso de parques e\u00f3licos y plantas solares operativas, se lleva a cabo mediante la determinaci\u00f3n del valor recuperable a trav\u00e9s del valor de uso. El fondo de comercio se asigna a cada pa\u00eds (UGE) en el que el Grupo EDPR desarrolla su actividad, por lo que el Grupo EDPR calcula los flujos de efectivo de cada pa\u00eds para determinar el valor recuperable del fondo de comercio y del resto de los activos asignados. Para efectuar este an\u00e1lisis, se utiliz\u00f3 el m\u00e9todo de descuento de flujos de efectivo. Este m\u00e9todo se basa en el principio de que el valor estimado de una entidad o negocio se define por su capacidad de generar recursos financieros en el futuro, suponiendo que estos pueden retirarse del negocio y distribuirse entre los accionistas de la Sociedad, sin comprometer la continuaci\u00f3n de la actividad. Por lo tanto, para los negocios desarrollados por las UGE de EDPR, la valoraci\u00f3n se bas\u00f3 en los flujos de caja libres generados por el negocio, descontados a los tipos de descuento adecuados. El periodo de proyecci\u00f3n de flujos de efectivo futuros es la vida \u00fatil de los activos (30 a 35 a\u00f1os), que est\u00e1 en l\u00ednea con el m\u00e9todo de amortizaci\u00f3n actual. Los flujos de efectivo incorporan asimismo contratos de explotaci\u00f3n a largo plazo y estimaciones a largo plazo de los precios de la energ\u00eda, siempre que el activo presente un riesgo asociado a los precios de mercado. Las principales hip\u00f3tesis empleadas para las comprobaciones del deterioro del valor son las siguientes: \u2022 Retribuci\u00f3n de la electricidad: la retribuci\u00f3n aprobada o contratada se ha aplicado cuando ha estado disponible en relaci\u00f3n a las UGE que se benefician de una retribuci\u00f3n regulada o que han firmado contratos para vender su producci\u00f3n predeterminada durante la totalidad o parte de sus vidas \u00fatiles; cuando esta opci\u00f3n no estaba disponible, los precios se calcularon utilizando curvas de precios proyectadas por la sociedad sobre la base de su experiencia, modelos internos y fuentes de datos externas; \u2022 Nueva capacidad: las comprobaciones se basaron en la mejor informaci\u00f3n disponible sobre los parques e\u00f3licos y solares que se prev\u00e9 construir en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, que se ajusta por la probabilidad de que los proyectos planificados se completen con \u00e9xito y por las perspectivas de crecimiento de la sociedad que se basan en los objetivos del plan de negocio, que incluye el compromiso de desarrollar los parques e\u00f3licos en construcci\u00f3n, su crecimiento hist\u00f3rico y las proyecciones sobre el tama\u00f1o del mercado. Las comprobaciones tuvieron en cuenta los precios contratados y esperados de la compra de aerogeneradores a varios proveedores; \u2022 Costes de explotaci\u00f3n: se utilizaron contratos establecidos para arrendamientos de terrenos y acuerdos de mantenimiento y otros gastos de explotaci\u00f3n se proyectaron de manera coherente con los modelos internos y la experiencia de la sociedad; \u2022 Valor residual: considerado como el 15% de la inversi\u00f3n inicial en cada parque e\u00f3lico, teniendo en cuenta la inflaci\u00f3n; \u2022 Tasa de descuento: las tasas de descuento utilizadas, despu\u00e9s de impuestos (que no difieren significativamente de las tasas de descuento antes de impuestos) reflejan la mejor estimaci\u00f3n del Grupo EDPR de los riesgos espec\u00edficos de cada UGE y son las siguientes: 2022 2021 Europa 3,7%-8,6% 2,9%-5,6% Norte Am\u00e9rica 6,0% 4,6% LATAM 5,9%-9,6% 7,6%-9,3% APAC 6,9%-10,8% 4,6%-7,7% Las comprobaciones del deterioro del valor han tenido en cuenta los cambios en la regulaci\u00f3n de cada pa\u00eds, seg\u00fan lo indicado en la nota 1. Como resultado de las pruebas de deterioro, ha sido necesario registrar un deterioro en el Inmovilizado material durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022, principalmente, para ciertos proyectos colombianos que no tienen ning\u00fan fondo de comercio asociado (en el ejercicio 2021 no fue necesario dotar o revertir correcciones valorativas). EDPR ha realizado los siguientes an\u00e1lisis de sensibilidad sobre los resultados de las comprobaciones de deterioro del valor del fondo de comercio efectuadas en Europa, Norteam\u00e9rica, LATAM y APAC en algunas variables clave, por ejemplo: \u2022 Reducci\u00f3n del 5% de los precios de mercado utilizados en el escenario de referencia. Este an\u00e1lisis de sensibilidad realizado para esta hip\u00f3tesis de manera independiente no supondr\u00eda ning\u00fan deterioro del valor del fondo de comercio asignado a cada pa\u00eds; \u2022 Aumento de 100 puntos b\u00e1sicos de la tasa de descuento utilizada en el escenario de referencia. Este an\u00e1lisis de sensibilidad realizado para esta hip\u00f3tesis de manera independiente no supondr\u00eda ning\u00fan deterioro del valor del fondo de comercio asignado a cada pa\u00eds. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfImpairmentOfAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7254": {
"value": "La amortizaci\u00f3n de ingresos diferidos (subvenciones oficiales) corresponde a subvenciones de inmovilizado recibidas por el subgrupo EDPR NA de acuerdo con la Ley de Recuperaci\u00f3n y Reinversi\u00f3n Americana promovida por Estados Unidos, que se amortizan mediante el registro de ingresos en la cuenta de resultados a lo largo de la vida \u00fatil de los activos correspondientes (v\u00e9ase la nota 34). 34. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Subvenciones oficiales/subvenciones por inversiones en activos fijos 317.446 311.203 Contratos de venta de electricidad - EDPR NA 4.353 5.092 Proveedores de inmovilizado material 202.826 189.052 Otros acreedores y operaciones varias 108.424 129.340 633.049 634.687 ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Proveedores 248.577 176.410 Proveedores de inmovilizado material 2.387.080 1.334.230 Otros acreedores y operaciones varias 283.087 178.151 2.918.744 1.688.791 3.551.793 2.323.478 Las subvenciones oficiales por inversiones en activos fijos hacen referencia esencialmente a las subvenciones recibidas por el subgrupo EDPR NA en virtud de la Recovery and Reinvestment Act (Ley de Recuperaci\u00f3n y Reinversi\u00f3n) publicada por el Gobierno de Estados Unidos. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGovernmentGrantsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7267": {
"value": "14. Ingresos financieros y gastos financieros Ingresos financieros y gastos financieros se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 Instrumentos financieros derivados incluye liquidaciones de intereses de los instrumentos financieros derivados suscritos por EDPR y EDP - Energias de Portugal, S.A. (v\u00e9anse las notas 24, 35 y 37). El incremento del ep\u00edgrafe valor razonable se debe a la situaci\u00f3n ec\u00f3nomica actual descrita en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. El incremento en las diferencias positivas y negativas de cambio est\u00e1 relacionado con la financiaci\u00f3n en moneda extranjera, principalmente el d\u00f3lar estadounidense. De acuerdo con la correspondiente pol\u00edtica contable, la capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses) que han sido activados como inmovilizado material en curso a 31 diciembre de 2022 ascend\u00eda a 41.342 miles de euros (a 31 diciembre de 2021 ascend\u00eda a 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 16), los cuales est\u00e1n incluidos en la partida Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses financieros). Los tipos de inter\u00e9s utilizados para esta capitalizaci\u00f3n var\u00edan en funci\u00f3n de los pr\u00e9stamos relacionados. Los gastos por intereses hacen referencia a los intereses en pr\u00e9stamos que devengan intereses a tipos de mercado. Los gastos por actualizaci\u00f3n financiera hacen referencia b\u00e1sicamente a: (ii) el retorno impl\u00edcito en las asociaciones con inversores institucionales en los Norteam\u00e9rica por valor de 96.955 miles de euros (31 diciembre de 2021: 79.023 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 33); (ii) actualizaci\u00f3n financiera de los pasivos por arrendamiento financiero relacionados con la NIIF 16 por un importe de 33.612 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 28.852 miles de euros) (v\u00e9ase nota 35); y (iii) actualizaci\u00f3n financiera de provisiones para desmantelamiento y retirada de parques e\u00f3licos y solares por importe de 5.729 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 3.106 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 32). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceIncomeExpenseExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7268": {
"value": "14. Ingresos financieros y gastos financieros Ingresos financieros y gastos financieros se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 Instrumentos financieros derivados incluye liquidaciones de intereses de los instrumentos financieros derivados suscritos por EDPR y EDP - Energias de Portugal, S.A. (v\u00e9anse las notas 24, 35 y 37). El incremento del ep\u00edgrafe valor razonable se debe a la situaci\u00f3n ec\u00f3nomica actual descrita en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. El incremento en las diferencias positivas y negativas de cambio est\u00e1 relacionado con la financiaci\u00f3n en moneda extranjera, principalmente el d\u00f3lar estadounidense. De acuerdo con la correspondiente pol\u00edtica contable, la capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses) que han sido activados como inmovilizado material en curso a 31 diciembre de 2022 ascend\u00eda a 41.342 miles de euros (a 31 diciembre de 2021 ascend\u00eda a 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 16), los cuales est\u00e1n incluidos en la partida Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses financieros). Los tipos de inter\u00e9s utilizados para esta capitalizaci\u00f3n var\u00edan en funci\u00f3n de los pr\u00e9stamos relacionados. Los gastos por intereses hacen referencia a los intereses en pr\u00e9stamos que devengan intereses a tipos de mercado. Los gastos por actualizaci\u00f3n financiera hacen referencia b\u00e1sicamente a: (ii) el retorno impl\u00edcito en las asociaciones con inversores institucionales en los Norteam\u00e9rica por valor de 96.955 miles de euros (31 diciembre de 2021: 79.023 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 33); (ii) actualizaci\u00f3n financiera de los pasivos por arrendamiento financiero relacionados con la NIIF 16 por un importe de 33.612 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 28.852 miles de euros) (v\u00e9ase nota 35); y (iii) actualizaci\u00f3n financiera de provisiones para desmantelamiento y retirada de parques e\u00f3licos y solares por importe de 5.729 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 3.106 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 32). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestIncomeExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7269": {
"value": "14. Ingresos financieros y gastos financieros Ingresos financieros y gastos financieros se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 Instrumentos financieros derivados incluye liquidaciones de intereses de los instrumentos financieros derivados suscritos por EDPR y EDP - Energias de Portugal, S.A. (v\u00e9anse las notas 24, 35 y 37). El incremento del ep\u00edgrafe valor razonable se debe a la situaci\u00f3n ec\u00f3nomica actual descrita en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. El incremento en las diferencias positivas y negativas de cambio est\u00e1 relacionado con la financiaci\u00f3n en moneda extranjera, principalmente el d\u00f3lar estadounidense. De acuerdo con la correspondiente pol\u00edtica contable, la capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses) que han sido activados como inmovilizado material en curso a 31 diciembre de 2022 ascend\u00eda a 41.342 miles de euros (a 31 diciembre de 2021 ascend\u00eda a 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 16), los cuales est\u00e1n incluidos en la partida Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses financieros). Los tipos de inter\u00e9s utilizados para esta capitalizaci\u00f3n var\u00edan en funci\u00f3n de los pr\u00e9stamos relacionados. Los gastos por intereses hacen referencia a los intereses en pr\u00e9stamos que devengan intereses a tipos de mercado. Los gastos por actualizaci\u00f3n financiera hacen referencia b\u00e1sicamente a: (ii) el retorno impl\u00edcito en las asociaciones con inversores institucionales en los Norteam\u00e9rica por valor de 96.955 miles de euros (31 diciembre de 2021: 79.023 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 33); (ii) actualizaci\u00f3n financiera de los pasivos por arrendamiento financiero relacionados con la NIIF 16 por un importe de 33.612 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 28.852 miles de euros) (v\u00e9ase nota 35); y (iii) actualizaci\u00f3n financiera de provisiones para desmantelamiento y retirada de parques e\u00f3licos y solares por importe de 5.729 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 3.106 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 32). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceIncomeExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7270": {
"value": "14. Ingresos financieros y gastos financieros Ingresos financieros y gastos financieros se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 Instrumentos financieros derivados incluye liquidaciones de intereses de los instrumentos financieros derivados suscritos por EDPR y EDP - Energias de Portugal, S.A. (v\u00e9anse las notas 24, 35 y 37). El incremento del ep\u00edgrafe valor razonable se debe a la situaci\u00f3n ec\u00f3nomica actual descrita en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. El incremento en las diferencias positivas y negativas de cambio est\u00e1 relacionado con la financiaci\u00f3n en moneda extranjera, principalmente el d\u00f3lar estadounidense. De acuerdo con la correspondiente pol\u00edtica contable, la capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses) que han sido activados como inmovilizado material en curso a 31 diciembre de 2022 ascend\u00eda a 41.342 miles de euros (a 31 diciembre de 2021 ascend\u00eda a 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 16), los cuales est\u00e1n incluidos en la partida Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses financieros). Los tipos de inter\u00e9s utilizados para esta capitalizaci\u00f3n var\u00edan en funci\u00f3n de los pr\u00e9stamos relacionados. Los gastos por intereses hacen referencia a los intereses en pr\u00e9stamos que devengan intereses a tipos de mercado. Los gastos por actualizaci\u00f3n financiera hacen referencia b\u00e1sicamente a: (ii) el retorno impl\u00edcito en las asociaciones con inversores institucionales en los Norteam\u00e9rica por valor de 96.955 miles de euros (31 diciembre de 2021: 79.023 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 33); (ii) actualizaci\u00f3n financiera de los pasivos por arrendamiento financiero relacionados con la NIIF 16 por un importe de 33.612 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 28.852 miles de euros) (v\u00e9ase nota 35); y (iii) actualizaci\u00f3n financiera de provisiones para desmantelamiento y retirada de parques e\u00f3licos y solares por importe de 5.729 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 3.106 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 32). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfFinanceCostExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7271": {
"value": "14. Ingresos financieros y gastos financieros Ingresos financieros y gastos financieros se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 Instrumentos financieros derivados incluye liquidaciones de intereses de los instrumentos financieros derivados suscritos por EDPR y EDP - Energias de Portugal, S.A. (v\u00e9anse las notas 24, 35 y 37). El incremento del ep\u00edgrafe valor razonable se debe a la situaci\u00f3n ec\u00f3nomica actual descrita en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. El incremento en las diferencias positivas y negativas de cambio est\u00e1 relacionado con la financiaci\u00f3n en moneda extranjera, principalmente el d\u00f3lar estadounidense. De acuerdo con la correspondiente pol\u00edtica contable, la capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses) que han sido activados como inmovilizado material en curso a 31 diciembre de 2022 ascend\u00eda a 41.342 miles de euros (a 31 diciembre de 2021 ascend\u00eda a 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 16), los cuales est\u00e1n incluidos en la partida Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses financieros). Los tipos de inter\u00e9s utilizados para esta capitalizaci\u00f3n var\u00edan en funci\u00f3n de los pr\u00e9stamos relacionados. Los gastos por intereses hacen referencia a los intereses en pr\u00e9stamos que devengan intereses a tipos de mercado. Los gastos por actualizaci\u00f3n financiera hacen referencia b\u00e1sicamente a: (ii) el retorno impl\u00edcito en las asociaciones con inversores institucionales en los Norteam\u00e9rica por valor de 96.955 miles de euros (31 diciembre de 2021: 79.023 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 33); (ii) actualizaci\u00f3n financiera de los pasivos por arrendamiento financiero relacionados con la NIIF 16 por un importe de 33.612 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 28.852 miles de euros) (v\u00e9ase nota 35); y (iii) actualizaci\u00f3n financiera de provisiones para desmantelamiento y retirada de parques e\u00f3licos y solares por importe de 5.729 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 3.106 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 32). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfBorrowingCostsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7276": {
"value": "MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 Instrumentos financieros derivados incluye liquidaciones de intereses de los instrumentos financieros derivados suscritos por EDPR y EDP - Energias de Portugal, S.A. (v\u00e9anse las notas 24, 35 y 37). El incremento del ep\u00edgrafe valor razonable se debe a la situaci\u00f3n ec\u00f3nomica actual descrita en la nota \u201cSituaci\u00f3n de conflicto e inestabilidad geopol\u00edtica en Europa del este \u2013 Impacto macroecon\u00f3mico, regulatorio, operacional, contable y relaci\u00f3n con otros grupos de inter\u00e9s\u201d. El incremento en las diferencias positivas y negativas de cambio est\u00e1 relacionado con la financiaci\u00f3n en moneda extranjera, principalmente el d\u00f3lar estadounidense. De acuerdo con la correspondiente pol\u00edtica contable, la capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses) que han sido activados como inmovilizado material en curso a 31 diciembre de 2022 ascend\u00eda a 41.342 miles de euros (a 31 diciembre de 2021 ascend\u00eda a 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 16), los cuales est\u00e1n incluidos en la partida Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros (intereses financieros). Los tipos de inter\u00e9s utilizados para esta capitalizaci\u00f3n var\u00edan en funci\u00f3n de los pr\u00e9stamos relacionados. Los gastos por intereses hacen referencia a los intereses en pr\u00e9stamos que devengan intereses a tipos de mercado. Los gastos por actualizaci\u00f3n financiera hacen referencia b\u00e1sicamente a: (ii) el retorno impl\u00edcito en las asociaciones con inversores institucionales en los Norteam\u00e9rica por valor de 96.955 miles de euros (31 diciembre de 2021: 79.023 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 33); (ii) actualizaci\u00f3n financiera de los pasivos por arrendamiento financiero relacionados con la NIIF 16 por un importe de 33.612 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 28.852 miles de euros) (v\u00e9ase nota 35); y (iii) actualizaci\u00f3n financiera de provisiones para desmantelamiento y retirada de parques e\u00f3licos y solares por importe de 5.729 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 3.106 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 32). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestExpenseExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7277": {
"value": "MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INGRESOS FINANCIEROS Ingresos por intereses 37.352 11.551 Instrumentos financieros derivados: Intereses 16.893 951 Valor razonable 340.608 30.623 Diferencias positivas de cambio 284.643 64.442 Otros ingresos financieros 1.136 418 680.632 107.985 GASTOS FINANCIEROS Gastos por intereses 225.201 145.960 Instrumentos financieros derivados: Intereses 84.342 28.514 Valor razonable 265.177 31.447 Diferencias negativas de cambio 434.499 60.782 Capitalizaci\u00f3n de gastos financieros -41.342 -32.457 Actualizaci\u00f3n financiera 136.296 110.983 Otros gastos financieros 25.561 11.353 1.129.734 356.582 Ingresos/ (Gastos) financieros netos -449.102 -248.597 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInterestIncomeExpenseExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7353": {
"value": "15. Gasto por impuesto sobre sociedades y contribuci\u00f3n extraordinaria al sector energ\u00e9tico (CESE) La siguiente nota incluye el an\u00e1lisis sobre la conciliaci\u00f3n entre el tipo impositivo te\u00f3rico del impuesto de sociedades y el tipo impositivo efectivo aplicable a nivel Grupo EDPR, sobre una base consolidada. En t\u00e9rminos generales, el an\u00e1lisis sobre la conciliaci\u00f3n entre el tipo impositivo te\u00f3rico del impuesto de sociedades y el tipo efectivo tiene por objeto cuantificar el impacto del impuesto de sociedades, reconocido en el estado de resultados, que incluye tanto el impuesto corriente como el diferido. La nota tambi\u00e9n incluye un an\u00e1lisis sobre la contribuci\u00f3n extraordinaria al sector energ\u00e9tico (CESE). Dado que el Grupo EDPR prepara y divulga sus estados financieros de conformidad con las NIIF, no es obligatorio alinear la contabilidad del gasto o ingreso por impuesto sobre sociedades al flujo de efectivo correspondiente. Por consiguiente, este an\u00e1lisis no representa el impuesto de sociedades pagado o recibido por el Grupo EDPR en el ejercicio correspondiente. A pesar de lo anterior, el impuesto de sociedades pagado por el Grupo EDPR pa\u00eds por pa\u00eds se publica en el Informe Anual, que est\u00e1 disponible en la p\u00e1gina web de EDPR (www.edpr.com). Esta p\u00e1gina web tambi\u00e9n incluye informaci\u00f3n sobre los principios generales relacionados con la pol\u00edtica fiscal del Grupo EDPR y la contribuci\u00f3n fiscal general a las finanzas p\u00fablicas en 2022. Caracter\u00edsticas principales de los sistemas fiscales de los pa\u00edses donde opera el Grupo EDP Renov\u00e1veis Los tipos impositivos del impuesto sobre sociedades aplicables en los pa\u00edses donde opera el Grupo EDP Renov\u00e1veis son los siguientes: PA\u00cdS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 EUROPA B\u00e9lgica 25% 25% Francia 25% 26,5-27,5% Alemania 15% - 30% 15% - 30% Grecia 22% 24% Hungr\u00eda 9% 9% Italia 24% - 28,8% 24% - 28,8% Pa\u00edses Bajos 15% - 25,8% 15% - 25,8% Polonia 19% 19% Portugal 22,5% - 31,5% 21% - 31,5% Ruman\u00eda 16% 16% Espa\u00f1a 25% 25% Reino Unido 19% 19% AM\u00c9RICA Brasil 34% 34% Canad\u00e1 26,5% 26,5% Chile 27% 27% Colombia 35% 31% M\u00e9xico 30% 30% Estados Unidos 24,91% 24,91% APAC Australia 30% 30% Camboya 20% 20% China 25% 25% EDP Renov\u00e1veis S.A. y sus sociedades dependientes presentan declaraciones fiscales individuales con arreglo a la legislaci\u00f3n tributaria aplicable. Sin embargo, la sociedad y la mayor\u00eda de sus filiales domiciliadas en Espa\u00f1a tributan conforme al r\u00e9gimen de consolidaci\u00f3n fiscal previsto en la legislaci\u00f3n espa\u00f1ola. EDP - Energias de Portugal, S.A. - Sucursal en Espa\u00f1a es la sociedad dominante de este Grupo, que incluye a otras sociedades dependientes que no operan en el sector de energ\u00edas renovables. Seg\u00fan la legislaci\u00f3n fiscal aplicable, los ejercicios fiscales est\u00e1n abiertos a inspecci\u00f3n por las diversas autoridades tributarias durante un n\u00famero limitado de a\u00f1os. El periodo de prescripci\u00f3n var\u00eda seg\u00fan los pa\u00edses del siguiente modo: Vietnam: 2 a\u00f1os; Estados Unidos, Chile, B\u00e9lgica, Camboya, Canad\u00e1, China, Filipinas, y Francia: 3 a\u00f1os; Australia, Alemania, Espa\u00f1a, Reino Unido, Singapur y Portugal: 4 a\u00f1os; Brasil, Colombia, Grecia, Hungr\u00eda, Indonesia, Italia, Jap\u00f3n, Corea del Sur, Malasia, Pa\u00edses bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Taiw\u00e1n, Tailandia y M\u00e9xico: 5 a\u00f1os; No obstante, es importante se\u00f1alar que, en el caso de Portugal, si se utilizan los cr\u00e9ditos/p\u00e9rdidas fiscales de ejercicios anteriores, el plazo de prescripci\u00f3n se extiende a los a\u00f1os en que se generaron dichos cr\u00e9ditos/p\u00e9rdidas fiscales. En Espa\u00f1a y Francia, las p\u00e9rdidas fiscales pueden estar sujetas a inspecci\u00f3n por parte de las autoridades tributarias hasta 10 a\u00f1os despu\u00e9s de su generaci\u00f3n; una vez transcurrido este plazo, los contribuyentes deben acreditar el origen de las p\u00e9rdidas fiscales que se quieran utilizar. En los Pa\u00edses Bajos, el plazo de prescripci\u00f3n se ampl\u00eda a 12 a\u00f1os para las rentas de no residentes. En casos de fraude, numerosas jurisdicciones fiscales ampl\u00edan su plazo de prescripci\u00f3n. Las p\u00e9rdidas fiscales sufridas en cada ejercicio est\u00e1n tambi\u00e9n sujetas a la revisi\u00f3n y evaluaci\u00f3n por parte de las autoridades tributarias. En virtud de la legislaci\u00f3n vigente, pueden utilizarse p\u00e9rdidas para compensar bases imponibles positivas anuales incurridas en los periodos siguientes, de la siguiente manera: 3 a\u00f1os en Filipinas; 5 a\u00f1os en Portugal, Camboya, China, Grecia, Hungr\u00eda, Indonesia, Vietnam, Tailandia y Polonia, 7 a\u00f1os en Ruman\u00eda, 10 a\u00f1os en Malasia, M\u00e9xico, Taiw\u00e1n y Jap\u00f3n; 12 a\u00f1os en Colombia, 15 a\u00f1os en Corea del Sur; 20 a\u00f1os en Canad\u00e1; e indefinidamente en Australia, Estados Unidos, Espa\u00f1a, Chile, Francia, Italia, B\u00e9lgica, Brasil, Singapur, Pa\u00edses Bajos y Reino Unido. No obstante, es importante se\u00f1alar que. En algunas zonas geogr\u00e1ficas, las p\u00e9rdidas fiscales generadas en a\u00f1os anteriores podr\u00edan estar sujetas al plazo de prescripci\u00f3n aplicable en el momento en que se generaron (por ejemplo, Portugal y Estados Unidos). Adem\u00e1s, en Francia, las p\u00e9rdidas fiscales de un a\u00f1o determinado pueden compensarse con la base imponible determinada en el ejercicio fiscal anterior, y en Canad\u00e1 en los tres ejercicios anteriores; en Alemania los 2 ejercicios anteriores; y en Singapur, Francia, Pa\u00edses Bajos, Reino Unido, Vietnam y Australia el ejercicio anterior. No obstante, la deducci\u00f3n de las p\u00e9rdidas fiscales en Australia, Alemania, Estado Unidos, Portugal, Colombia, Chile, Corea del Sur, Espa\u00f1a, Grecia, Hungr\u00eda, Pa\u00edses Bajos, Brasil, Francia, Italia, Reino Unido, Jap\u00f3n y Polonia est\u00e1 limitada a un porcentaje de la base imponible positiva de cada periodo, o sujeta a otras limitaciones. Las empresas del Grupo EDP Renov\u00e1veis pueden, de conformidad con la ley, beneficiarse de determinados beneficios o incentivos fiscales en condiciones espec\u00edficas. El m\u00e1s relevante de ellos es el Cr\u00e9dito Fiscal a la Producci\u00f3n (\u201cPTC\" por sus siglas en ingles) en los Estados Unidos, que es la forma dominante de remuneraci\u00f3n e\u00f3lica en ese pa\u00eds y representa una fuente adicional de ingresos por unidad de electricidad durante los primeros 10 a\u00f1os de vida del activo. Los parques e\u00f3licos que cumplen los requisitos para la aplicaci\u00f3n del PTC antes del 1 de enero de 2017, se benefician del 100% del cr\u00e9dito. (28 d\u00f3lares/MWh en 2018, 25 d\u00f3lares/MWh en 2019, 2020 y 2021, y 26 d\u00f3lares/MWh en 2022 - ajust\u00e1ndose a la inflaci\u00f3n en los a\u00f1os siguientes). El importe del PTC se reduce en un 20% para los parques e\u00f3licos que califiquen en 2017, 40% en 2018 y 60% en 2019. La legislaci\u00f3n adicional de 2020 y 2021 ampli\u00f3 el r\u00e9gimen mencionado a las instalaciones e\u00f3licas, con inicio de construcci\u00f3n en 2020 o 2021, atribuyendo el 60% del importe del cr\u00e9dito fiscal. Adem\u00e1s, las empresas del Grupo EDPR se benefician del Cr\u00e9dito Fiscal a la Inversi\u00f3n, que se concede a los proyectos solares en base a sus gastos de capital (capex). El importe de este cr\u00e9dito asciende al 26% para los proyectos que comiencen a construirse antes de 2022 y al 22% para los proyectos que comiencen a construirse en 2023, siempre que estos proyectos entren en servicio antes de 2025. Indonesia 22% 22% Jap\u00f3n 30% 30% Corea del Sur 11% - 27,5% 10%-25% Malasia 24% - 33% 24% Filipinas 20% - 25% 20% - 25% Singapur 17% 17% Taiw\u00e1n 0% - 20% 0% - 20% Tailandia 20% 20% Vietnam 20% 20% La legislaci\u00f3n sobre precios de transferencia es debidamente cumplida por el Grupo EDP Renov\u00e1veis. Su pol\u00edtica sigue las normas, directrices y mejores pr\u00e1cticas internacionales aplicables en todas las geograf\u00edas en las que opera el Grupo, en el debido cumplimiento del esp\u00edritu y la letra de la Ley. Durante 2022, el Grupo EDPR tuvo varias inspecciones fiscales en relaci\u00f3n a diferentes temas. En mayo, se notific\u00f3 el inicio de una auditoria fiscal general al consolidado fiscal encabezado por EDP \u2013 Energ\u00edas de Portugal, S.A. \u2013 Sucursal en Espa\u00f1a, cuyo alcance cubr\u00eda el periodo entre 2017 y 2019. Esta auditor\u00eda fiscal se encuentra en un estado bastante preliminar. Adicionalmente, la auditor\u00eda fiscal de car\u00e1cter general que se est\u00e1 llevando a cabo en Ruman\u00eda, a la compa\u00f1\u00eda Cernavoda Power, S.A., concluy\u00f3 y actualmente se encuentra en una fase de litigaci\u00f3n. EDPR no esperan que surjan pasivos adicionales adem\u00e1s de la ya incluida en las cuentas individuales de dicha sociedad a 31 de diciembre de 2022. Cambios en la legislaci\u00f3n fiscal relevantes para el Grupo EDP Renov\u00e1veis en 2022 Desde 2022, los tipos legales del impuesto sobre sociedades aplicables en las siguientes zonas geogr\u00e1ficas relevantes se han modificado de la siguiente manera: \u2022 En Colombia, aun cuando el tipo del impuesto sobre sociedades estuvo sujeto a una reducci\u00f3n del 32% al 31% en 2021, se volver\u00e1 a elevar a partir de 2022 del 31% al 35%; \u2022 En Francia, la Ley de Finanzas 2018 votada el 30 de diciembre de 2017 (LOI n\u00ba 2017-1837 du 30 d\u00e9cembre 2017 de finances pour 2018) aprob\u00f3 una reducci\u00f3n progresiva del tipo general del impuesto sobre sociedades hasta el 25% para 2022. Impuesto sobre las ganancias extraordinarias (Windfall tax) Tal y como se describe en la nota 1, el Reglamento 2022/1854 del Consejo de la Uni\u00f3n Europea de 6 de octubre de 2022 (el \"Reglamento\") es consecuencia de la intervenci\u00f3n global de emergencia de la Uni\u00f3n Europea destinada a hacer frente a los elevados precios de la energ\u00eda. Mientras que EDPR es plenamente consciente que la situaci\u00f3n de emergencia requiere medidas extraordinarias, el Grupo tambi\u00e9n considera que (i) el principio de no gravar beneficios extraordinarios no realizados debe siempre prevalecer y (ii) la compatibilidad con las estrategias de gesti\u00f3n de riesgo existentes y leg\u00edtimamente implementadas debe ser garantizada. Estos requerimientos son necesarios para evitar generar perjuicios a los productores que realmente no se ven beneficiados por los altos precios de la electricidad existentes en la actualidad, por haber protegido mediante instrumentos derivados, a nivel individual o de grupo, sus ingresos frente a las fluctuaciones en el mercado mayorista de electricidad. Estos derivados financieros siguen la estrategia de bajo riesgo establecida por el Grupo para garantizar ingresos futuros y eliminar la volatilidad de los precios de la energ\u00eda de los ingresos del Grupo. EDPR emprender\u00e1 todas las acciones legales a su alcance para impugnar estas medidas. Provisi\u00f3n por impuesto sobre sociedades Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Impuesto corriente -233.540 -46.903 Impuesto diferido 91.315 -42.922 Gasto por impuesto sobre sociedades -142.225 -89.825 El tipo impositivo efectivo del impuesto sobre sociedades a 31 de diciembre de 2022 y de 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Beneficio/(P\u00e9rdida) antes de impuestos 962.402 902.591 Gasto por impuesto sobre sociedades -142.225 -89.825 Tipo impositivo efectivo del impuesto sobre sociedades 14,78% 9,95% La diferencia entre el gasto/(ingreso) por impuesto sobre sociedades te\u00f3rico y efectivo se debe a la aplicaci\u00f3n de las disposiciones legislativas en el c\u00e1lculo de la base imponible, tal y como se ilustra a continuaci\u00f3n. La conciliaci\u00f3n entre los tipos impositivos nominal y efectivo del impuesto sobre sociedades del Grupo durante los ejercicios anuales terminados el 31 de diciembre de 2022 y de 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DEC 2022 31 DEC 2021 Beneficio/(P\u00e9rdida) antes de impuestos 962.402 902.591 Tipo impositivo nominal del impuesto sobre sociedades (*) 25,00% 25,00% Gasto te\u00f3rico por impuesto sobre sociedades -240.601 -22.648 Revalorizaciones fiscales, amortizaciones y provisiones -15.098 1.998 P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales 8.576 35.554 Inversiones financieras en asociadas 21.851 -26 Diferencias temporarias contables/fiscales con respecto al reconocimiento/baja de activos 76.986 63.852 Impuesto sobre las ganancias extraordinarias (Windfall tax) -35.732 - Efecto de los tipos impositivos en jurisdicciones extranjeras y cambios en impuestos sobre sociedades -7.823 14.656 Diferencias imponibles atribuibles a participaciones no dominantes (EE.UU.) 17.926 15.852 Otros 31.690 3.937 Gasto/(ingreso) por impuesto sobre sociedades efectivo, seg\u00fan la cuenta de resultados consolidada -142.225 -89.825 (*) Tipo impositivo del impuesto sobre sociedades aplicable en Espa\u00f1a Las principales partidas son las siguientes: \u2022 El ep\u00edgrafe P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales refleja principalmente el efecto de los cr\u00e9ditos fiscales a la producci\u00f3n en EDPR Norteam\u00e9rica y el efecto de las p\u00e9rdidas fiscales en distintas geograf\u00edas; \u2022 El ep\u00edgrafe Impuesto sobre las ganancias extraordinarias (Windfall tax) incluye el efecto en las sociedades italianas y polacas en 2022, puesto que este impuesto no es deducible a efectos de impuesto sobre sociedades; \u2022 El ep\u00edgrafe diferencias temporarias contables/fiscales con respecto al reconocimiento/baja de activos se refiere a las variaciones del per\u00edmetro del Grupo no sujetas al impuesto sobre sociedades; \u2022 El ep\u00edgrafe Diferencias imponibles atribuibles a las participaciones no dominantes (EE.UU.) incluye esencialmente el efecto inherente a la atribuci\u00f3n de ingresos imponibles a las participaciones no dominantes en el subgrupo EDPR NA, tal como determina la legislaci\u00f3n fiscal de ese pa\u00eds; \u2022 El ep\u00edgrafe Otros hace, principalmente, referencia al ajuste por la inflaci\u00f3n y el tipo de cambio en M\u00e9xico. Contribuci\u00f3n extraordinaria al sector energ\u00e9tico (CESE) La Ley 83-C / 2013, del Presupuesto Estatal 2014 (\"Lei do Or\u00e7amento de Estado 2014\"), aprobada por el Gobierno portugu\u00e9s el 31 de diciembre de 2013, introdujo una contribuci\u00f3n extraordinaria aplicable al sector energ\u00e9tico (CESE), con el objetivo de financiar mecanismos que promuevan la sostenibilidad sist\u00e9mica del sector energ\u00e9tico, mediante el establecimiento de un fondo que tenga como objetivo contribuir a la reducci\u00f3n de la deuda arancelaria y financiar las pol\u00edticas sociales y ambientales en el sector energ\u00e9tico. Esta contribuci\u00f3n se centra generalmente en los operadores econ\u00f3micos que desarrollan las siguientes actividades: (i) generaci\u00f3n, transporte o distribuci\u00f3n de electricidad; (ii) transporte, distribuci\u00f3n, almacenamiento o suministro mayorista de gas natural; y (iii) refinado, tratamiento, almacenamiento, transporte, distribuci\u00f3n y suministro al por mayor de petr\u00f3leo crudo y productos derivados del petr\u00f3leo. La contribuci\u00f3n CESE se calcula en funci\u00f3n de los activos netos de las empresas al 1 de enero, que cumplen, de forma acumulada con: (i) inmovilizado material; (ii) activos intangibles, excepto elementos de propiedad industrial; y (iii) activos financieros asignados a concesiones o actividades con licencia. En el caso de actividades reguladas, el CESE se centra en el valor de los activos regulados si es mayor que el valor de esos activos. A 31 de diciembre de 2022, el Grupo EDPR registr\u00f3 en el ep\u00edgrafe Pasivos por impuesto corriente un valor por esta contribuci\u00f3n de 3.075 miles de euros. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfIncomeTaxExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f7693": {
"value": "16. Inmovilizado material Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 COSTE Terrenos y recursos naturales 50.481 31.491 Edificios y otras construcciones 30.925 20.646 Planta y maquinaria - Generaci\u00f3n basada en fuentes renovables 19.969.929 18.265.839 - Otras plantas y maquinaria 9.992 10.467 Otros 87.417 76.909 Activos en construcci\u00f3n 4.870.215 2.420.599 25.018.959 20.825.951 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Gasto por amortizaci\u00f3n -648.345 -570.111 Amortizaci\u00f3n acumulada en ejercicios anteriores -6.280.429 -5.546.034 P\u00e9rdidas por deterioro de valor -54.432 - P\u00e9rdidas por deterioro del valor de ejercicios anteriores -144.899 -147.506 -7.128.105 -6.263.651 Valor neto contable 17.890.854 14.562.300 El movimiento en la partida de inmovilizado material durante 2022 se analiza de la siguiente manera: SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONE S PER\u00cdMETRO/ OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 31.491 18.295 -113 - 942 -134 50.481 Edificios y otras construcciones 20.646 328 -135 3.814 1.007 5.265 30.925 Planta y maquinaria 18.276.306 63.589 -25.517 760.334 719.984 185.225 19.979.921 Otros 76.909 6.425 -1.464 2.514 2.378 655 87.417 Activos en construcci\u00f3n 2.420.599 3.340.158 -14.245 -765.880 -10.081 -100.336 4.870.215 20.825.951 3.428.795 -41.474 782 714.230 90.675 25.018.959 SALDO A 01 ENE DOTACI\u00d3N EJERCICIO P\u00c9RDIDAS/ REVERSI\u00d3N DETERIORO DE VALOR VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO/ OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Edificios y otras construcciones 13.056 496 - -23 1.109 - 14.638 Planta y maquinaria 6.126.449 641.235 344 -24.900 209.311 -19.925 6.932.51 4 Activos en construcci\u00f3n 73.131 - 54.088 - -7.851 3.619 122.987 Otros 51.015 6.614 - -1.121 1.731 -273 57.966 6.263.651 648.345 54.432 -26.044 204.303 -16.579 7.128.105 Planta y maquinarias incluye el coste de los parques e\u00f3licos y las plantas de energ\u00eda solar en funcionamiento. Las altas incluyen la inversi\u00f3n en parques e\u00f3licos y plantas solares en desarrollo y construcci\u00f3n principalmente Estado Unidos, Colombia, Brasil, Polonia, Italia, Canad\u00e1, Espa\u00f1a, Portugal, M\u00e9xico, Singapur, Grecia, Taiw\u00e1n, Francia, China, Vietnam, Chile y Hungr\u00eda. En este ep\u00edgrafe se incluye tambi\u00e9n la imputaci\u00f3n del coste de adquisici\u00f3n de determinadas sociedades debido a la naturaleza de las operaciones, al tipo de activos y al estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos adquiridos (v\u00e9ase nota 6). Las m\u00e1s significativas, incluyendo las altas desde su adquisici\u00f3n, son: \u2022 Las sociedades polacas Farma Fotowoltaiczna Radziej\u00f3w, Sp. z o.o., Farma Fotowoltaiczna Ujazd, Sp. Z.o.o., Farma Fotowoltaiczna Warta, Sp. Z o.o., Farma Fotowoltaiczna Wielkopolska, Sp. Z o.o., Farma Fotowoltaiczna Budzyn, Sp. Z o.o., Farma Fotowoltaiczna Dobrzyca, Sp. Z o.o. y Farma Fotowoltaiczna Tomasz\u00f3w, Sp. Z o.o. por un importe total de 40.335 miles de euros; \u2022 La sociedad colombiana Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P. por un importe total de 8.036 miles de euros; \u2022 Las sociedades h\u00fangaras Szabadsolar, Kft., Sunglare Capture, Kft., Sunglare Expert, Kft. y Napenergia, Kft. por un importe total de 6.726 miles de euros; \u2022 La sociedad griega Aeolos Evias Energiaki, M.A.E. por un importe total de 20.128 miles de euros. \u2022 Las sociedades espa\u00f1olas Rocio Hive, S.L., Palma Hive, S.L. y Pedregal Hive, S.L. por un importe total de 19.274 miles de euros; \u2022 Las sociedades italianas Solar Italy I, S.r.l., Solar Italy II, S.r.l. y Solar Italy IV, S.r.l. por un importe total de 41.463 miles de euros; \u2022 Las sociedades norteamericanas de generaci\u00f3n solar distribuida por un importe total de 33.498 miles de euros; \u2022 Las sociedades brasile\u00f1as por un importe total de 38.204 miles de euros; \u2022 Las sociedades asi\u00e1ticas de generaci\u00f3n solar distribuida por un importe total de 19.148 miles de euros. Cambios en el per\u00edmetro / otros tambi\u00e9n incluye el cambio en las provisiones por desmantelamiento en relaci\u00f3n a la actualizaci\u00f3n de la hip\u00f3tesis a 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase nota 32). Los traspasos de activos en construcci\u00f3n a activos operativos hacen referencia a parques e\u00f3licos y plantas solares que entran en funcionamiento en Estados Unidos, Italia, Brasil, Espa\u00f1a, Francia, M\u00e9xico, Singapur, Taiw\u00e1n y Canad\u00e1. Las bajas se refieren principalmente al abandono de proyectos en Estados Unidos y en Europa. Este importe est\u00e1 registrado bajo el ep\u00edgrafe P\u00e9rdidas derivadas de activos fijos en la cuenta de resultados consolidada (v\u00e9ase nota 12). Las diferencias de cambio proceden principalmente de la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense, peso mexicano, d\u00f3lar canadiense, peso colombiano, d\u00f3lar singapurense, el esloti polaco y el real brasile\u00f1o. El ep\u00edgrafe Cambios en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente: \u2022 Incremento por importe de 520.521 miles de euros relacionado con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida (DG) en Singapur, Sunseap (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe de 198.241 miles de euros relacionado con la adquisici\u00f3n de cierto negocio de generaci\u00f3n solar en Vietnam (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe de 97.330 miles de euros relacionado a la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida (DG) en Norte Am\u00e9rica (v\u00e9ase nota 6 y 42); Incremento por importe de 4.871 miles de euros relacionado con la adquisici\u00f3n de Kronos Solar (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n neta por importe de 222.919 miles de euros por la venta de las compa\u00f1\u00edas WinCap, S.r.l., TACA Wind, S.r.l., San Mauro, S.r.l., Conza Energia, S.r.l., Lucus Power, S.r.l., Breva Wind, S.r.l. y Aria del Vento en Italia (v\u00e9ase nota 6 y 9); \u2022 Disminuci\u00f3n neta por importe de 210.044 miles de euros por la venta de las compa\u00f1\u00edas Central E\u00f3lica Aventura II, S.A., Central E\u00f3lica Aventura III, S.A., Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A., Central E\u00f3lica Aventura V, S.A., Central E\u00f3lica SRMN I, S.A., Central E\u00f3lica SRMN II, S.A., Central E\u00f3lica SRMN III, S.A., Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A. y Central E\u00f3lica SRMN V, S.A. en Brasil (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 182.766 miles de euros por la venta de las compa\u00f1\u00edas Meadow Lake Solar Park LLC y RSBF E47 I LLC en Estados Unidos (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 9.152 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n a activos no corrientes mantenidos para la venta de ciertos negocios en Europa (v\u00e9ase nota 27); \u2022 Incremento por importe de 9.841 miles de euros relativos a los costes de desmantelamiento de proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022; \u2022 Actualizaci\u00f3n del coste por desmantelamiento de acuerdo a un an\u00e1lisis en profundidad llevado a cabo por el equipo t\u00e9cnico de EDPR con un impacto neto de disminuci\u00f3n por importe de 84.613 miles de euros. La Sociedad ha suscrito un programa global de seguros para cubrir los riesgos relativos al inmovilizado material. La cobertura proporcionada por estas p\u00f3lizas se considera suficiente. Los pr\u00e9stamos con entidades de cr\u00e9dito formalizados como \"Project Finance\" est\u00e1n garantizados por las acciones de los correspondientes parques e\u00f3licos y, en \u00faltima instancia, por el inmovilizado del parque al que se refiere la financiaci\u00f3n (v\u00e9ase nota 31). Adicionalmente, la construcci\u00f3n de determinados activos ha sido parcialmente financiada por subvenciones recibidas de distintas instituciones gubernamentales. El ep\u00edgrafe p\u00e9rdidas/reversi\u00f3n por deterioro de valor incluye a 31 de diciembre de 2022 se refiere a determinados proyectos en Colombia como consecuencia del an\u00e1lisis de recuperabilidad (v\u00e9ase nota 19). El movimiento en la partida Inmovilizado material durante 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCI AS DE CAMBIO VARIACIONE S PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 29.585 2.354 -57 - 1.065 -1.456 31.491 Edificios y otras construcciones 19.276 260 - - 1.077 33 20.646 Planta y maquinaria 16.457.307 307.489 -35.006 2.091.321 849.849 -1.394.654 18.276.306 Otros 67.562 5.499 -1.350 2.925 2.788 -515 76.909 Activos en construcci\u00f3n 2.571.806 2.243.963 -19.403 -2.090.120 115.633 -401.280 2.420.599 19.145.536 2.559.565 -55.816 4.126 970.412 -1.797.872 20.825.951 SALDO A 01 ENE DOTACI\u00d3N EJERCICIO P\u00c9RDIDAS / REVERSI\u00d3N DETERIORO DE VALOR VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACION ES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Edificios y otras construcciones 11.736 382 - - 938 - 13.056 Planta y maquinaria 5.523.972 564.527 - -24.879 253.583 -190.754 6.126.449 Activos en construcci\u00f3n 72.981 - - - 150 - 73.131 Otros 45.129 5.202 - -1.322 2.135 -129 51.015 5.653.818 570.111 - -26.201 256.806 -190.883 6.263.651 Planta y maquinaria incluye el coste de los parques solares y plantas solares en operaci\u00f3n. Las altas incluyen la inversi\u00f3n en parques e\u00f3licos y plantas solares en desarrollo y construcci\u00f3n principalmente en Estados Unidos, Polonia, Brasil, Espa\u00f1a, Italia, Portugal, M\u00e9xico, Francia, Canad\u00e1, Colombia y Grecia. En este ep\u00edgrafe se incluye tambi\u00e9n la imputaci\u00f3n del coste de adquisici\u00f3n de determinadas sociedades debido a la naturaleza de las operaciones, al tipo de activos y al estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos adquiridos (v\u00e9ase la nota 6 y 2B). Las m\u00e1s significativas, incluyendo las altas desde su adquisici\u00f3n, son: \u2022 Las sociedades griegas Aioliki Oitis Energiaki Single-Member LLC, Kadmeios Anemos Energiaki, A.E. y Voiotikos Anemos Anonimi Energiaki Etaireia Wind Shape, Ltd. por un importe total de 16.700 miles de euros; \u2022 La sociedad italiana C & C Tre Energy S.r.l. por un importe de 10.203 miles de euros; \u2022 Las sociedades rumanas Energopark, S.R.L., International Solar Energy, S.R.L., Solar Phoenix, S.R.L. y Beta Wind, S.R.L. por un importe total de 19.548 miles de euros; \u2022 Las sociedades polacas Elektrownia Kamienica, Sp. z o.o., Neo Solar Chotk\u00f3w, Sp. z o.o., Neo Solar Przykona II, Sp. z o.o., Farma Fotowoltaiczna Koden, Sp. z o.o. y WF Energy III, Sp. z o.o. por un importe total de 22.919 miles de euros; \u2022 Las sociedades chilenas Los Llanos Solar, SpA, Parque E\u00f3lico San Andr\u00e9s, SpA, Parque E\u00f3lico Victoria, SpA. y Parque E\u00f3lico Punta de Talca, SpA por un importe total de 4.305 miles de euros; \u2022 La sociedad h\u00fangara Ny\u00edrs\u00e9g Watt, Kft. por importe de 2.467 miles de euros. Los traspasos de activos en construcci\u00f3n a activos operativos hacen referencia, principalmente, a parques e\u00f3licos y plantas de energ\u00eda solar que entraron en funcionamiento en Estados Unidos, Canad\u00e1, Portugal, M\u00e9xico, Italia, Francia, Polonia, Brasil, Espa\u00f1a y Grecia. Las bajas hacen referencia principalmente a proyectos abandonados en Europa. Las diferencias de cambio son generadas principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense, peso mexicano y d\u00f3lar canadiense. El ep\u00edgrafe Cambios en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente: \u2022 Aumento por importe de 134.949 miles de euros relacionado con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida (DG) en EDPR North America. El efecto del ajuste del valor razonable de los activos, por importe de 447 miles de euros, se ha incluido en el ep\u00edgrafe de Altas (v\u00e9anse las notas 6 y 42); \u2022 Aumento por importe de 21.651 miles de euros por la adquisici\u00f3n de la sociedad operativa italiana Parco Eolico Aria Del Vento S.R.L. El efecto del ajuste del valor razonable de los activos, por importe de 13.993 miles de euros, se ha incluido en el ep\u00edgrafe de Altas (v\u00e9anse las notas 6 y 42); \u2022 Aumento por importe de 19.724 miles de euros por la adquisici\u00f3n de la empresa operativa vietnamita Trung Son Energy Development LLC y las empresas de Singapur Trina Solar Investment First Pte. Ltd. y LYS Energy Investment Pte. Ltd.. El efecto del ajuste del valor razonable de los activos, por importe de 5.631 miles de euros, se ha incluido en el ep\u00edgrafe de Altas (v\u00e9anse las notas 6 y 42); \u2022 Aumento por importe de 7.564 miles de euros por la adquisici\u00f3n de las empresas brit\u00e1nicas Vento Ludens Ltd y la empresa operativa Muirake Wind Park Ltd. El efecto del ajuste del valor razonable de los activos, por un importe de \u2022 13.201 miles de euros, se ha incluido en el ep\u00edgrafe de Altas (v\u00e9anse las notas 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 558.047 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con la consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 372.381 miles de euros debido a la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 350.901 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 268.864 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 221.082 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6). La partida de Activos en construcci\u00f3n a 31 de diciembre de 2022 y 2021 se analiza de la siguiente manera: THOUSAND EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 EDPR NA 2.589.575 1.079.633 EDPR EU 1.074.177 825.986 EDPR LATAM 1.098.164 509.951 EDPR APAC 108.299 5.029 4.870.215 2.420.599 Los Activos en construcci\u00f3n a 31 de diciembre de 2022 refieren principalmente a parques e\u00f3licos y plantas solar en construcci\u00f3n y desarrollo en Estados Unidos, Polonia, Brasil, Colombia, Sureste asi\u00e1tico, Espa\u00f1a, Italia, M\u00e9xico, Francia, Canad\u00e1, Grecia, Hungr\u00eda y Portugal. Los intereses financieros capitalizados ascienden a 41.342 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (31 de diciembre de 2021: 32.457 miles de euros) (v\u00e9ase la nota 14). Los Gastos por retribuciones a los empleados capitalizados ascienden a 72.666 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (31 de diciembre de 2021: 47.049 miles de euros) (v\u00e9ase nota 11). El Grupo EDP Renov\u00e1veis tiene obligaciones de compra que se indican en la nota 38 \u201cCompromisos\u201d",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfPropertyPlantAndEquipmentExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f8210": {
"value": "17. Derechos de uso Esta partida se analiza de la siguiente mantera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 COSTE Terrenos y recursos naturales 1.070.178 721.642 Edificios y otras construcciones 51.490 35.720 Planta y maquinaria - 119 Otros 6.743 5.568 1.128.411 763.049 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Gasto por amortizaci\u00f3n -44.067 -34.807 Amortizaci\u00f3n acumulada -96.042 -59.454 -140.109 -94.261 Valor neto contable 988.302 668.788 Los movimientos en los Derechos de uso, para el Grupo, para el per\u00edodo finalizado el 31 de diciembre de 2022, son los siguientes: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 721.642 316.735 -1.613 3.221 28.222 -1.971 1.070.178 Edificios y otras construcciones 35.720 15.015 - -3.193 1.108 2.840 51.490 Planta y maquinaria 119 - - -119 - - - Otros 5.568 1.508 -288 -74 32 -3 6.743 763.049 333.258 -1.901 -165 29.362 4.808 1.128.411 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Terrenos y recursos naturales 75.789 35.523 -795 325 2.554 -125 113.271 Edificios y otras construcciones 15.168 7.451 - 407 391 -13 22.590 Planta y maquinaria 10 4 - -14 - - - Otros 3.294 1.089 -116 -24 8 -3 4.248 94.261 44.067 -911 -120 2.953 -141 140.109 Los aumentos de costes proceden de nuevos contratos de arrendamiento situados principalmente en Estados Unidos, Espa\u00f1a, Canad\u00e1 y Polonia. Las diferencias de cambio se generan principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense. El ep\u00edgrafe Variaciones en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente: \u2022 Incremento por importe de 39.000 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 9.705 miles de euros por las ventas de ciertas sociedades en Europa; \u2022 Disminuci\u00f3n en 24.346 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Norteam\u00e9rica. Los movimientos en los Derechos de uso, para el Grupo, para el per\u00edodo finalizado el 31 de diciembre de 2021, son los siguientes: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Terrenos y recursos naturales 699.214 136.690 -210 43.557 -157.609 721.642 Edificios y otras construcciones 30.246 4.285 -46 1.275 -40 35.720 Planta y maquinaria 118 - - 1 - 119 Otros 4.152 1.439 -20 4 -7 5.568 733.730 142.414 -276 44.837 -157.656 763.049 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS / BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Terrenos y recursos naturales -48.143 -28.225 2 -3.058 3.635 -75.789 Edificios y otras construcciones -9.348 -5.453 3 -389 19 -15.168 Planta y maquinaria -7 -3 - - - -10 Otros -2.187 -1.126 20 -1 - -3.294 -59.685 -34.807 25 -3.448 3.654 -94.261 Los aumentos de costes proceden de nuevos contratos de arrendamiento situados principalmente en Estados Unidos, Portugal, Espa\u00f1a, Brasil, Italia, M\u00e9xico, Canad\u00e1 y Grecia. Los nuevos contratos de arrendamiento normalmente se firman por un per\u00edodo similar a la vida \u00fatil de los proyectos. V\u00e9ase la nota 35 para el vencimiento de los contratos de arrendamiento. Las diferencias de cambio se generan principalmente por la variaci\u00f3n del tipo de cambio del d\u00f3lar estadounidense. El ep\u00edgrafe Cambios en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente: \u2022 Incremento por importe de 4.858 miles de euros en relaci\u00f3n con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida (DG) en EDPR North America (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 53.882 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con la consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 41.134 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 36.758 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 16.884 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 12.405 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfLeasesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f8517": {
"value": "18. Inmovilizado intangible Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 (*) COSTE Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 426.891 232.351 Derechos de concesi\u00f3n 55.913 31.493 Activos intangibles en desarrollo 70.511 44.461 553.315 308.305 AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Cargo por amortizaci\u00f3n -23.900 -18.402 Amortizaci\u00f3n acumulada en ejercicios anteriores -137.010 -119.282 P\u00e9rdidas por deterioro de valor - - P\u00e9rdidas por deterioro del valor de ejercicios anteriores -11.559 -11.746 -172.469 -149.430 Valor contanble 380.846 158.875 * V\u00e9ase la Nota 2A) para m\u00e1s detalles sobre la modificaci\u00f3n como resultado del cambio de pol\u00edtica contable de los certificados verdes y RECs. Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles incluyen: \u2022 Contratos de venta de electricidad a\u00f1adidos por la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap, Xuan Thien y Longroad. (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Contratos de venta de electricidad en relaci\u00f3n con anteriores adquisiciones de activos no comprendidas en el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de la NIIF 3 por un importe de 58.892 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 55.460) que se amortizan a lo largo de la vigencia de los contratos de compraventa de electricidad. La variaci\u00f3n se explica por el efecto de los tipos de cambio; \u2022 Software, derechos de acceso a subestaciones y permisos y licencias de generaci\u00f3n e\u00f3lica por un importe de 135.698 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 145.134 miles de euros). El movimiento en la partida Activos intangibles durante 2022 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIO NES PER\u00cdMETR O / OTROS SALDO A 31 DIC COST Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 232.351 1.574 - 6.038 4.990 181.938 426.891 Derechos de concesi\u00f3n 31.493 420 -853 5.933 41 18.879 55.913 Activos intangibles en desarrollo 44.461 15.515 -1.315 -12.753 514 24.089 70.511 308.305 17.509 -2.168 -782 5.545 224.906 553.315 MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 140.246 20.093 - 3.568 -16.364 147.543 Derechos de concesi\u00f3n 9.183 3.807 -177 15 12.098 24.926 149.429 23.900 -177 3.583 -4.266 172.469 Las altas se refieren principalmente a desarrollos de software durante el per\u00edodo. El ep\u00edgrafe Variaciones en el per\u00edmetro / otros hace referencia principalmente al valor razonable de los contratos de compraventa de energ\u00eda asociados a los contratos de activos de generaci\u00f3n adquiridos en las operaciones de combinaci\u00f3n de negocios. Un importe de 113.717 miles de euros corresponde al Grupo Sunseap, 85.476 miles de euros corresponden al Xuan Thien y 20.667 miles de euros a Longroad (ver nota 6 y 42). El movimiento en la partida Activos intangibles durante 2021(*) se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJA S TRASPASOS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACION ES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC COSTE Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 220.581 877 - 4.956 8.687 -2.750 232.351 Derechos de concesi\u00f3n 27.786 60 - 6.561 3 -2.917 31.493 Activos intangibles en desarrollo 44.199 13.346 -392 -15.643 203 2.748 44.461 292.566 14.283 -392 -4.126 8.893 -2.919 308.305 * V\u00e9ase nota 2.A) para m\u00e1s detalles en relaci\u00f3n a la reclasificaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs (\u201cRenewable Energy Certificates\u201d) por el cambio de pol\u00edtica contable. MILES DE EUROS SALDO A 01 ENE ALTAS VENTAS/BAJAS DIFERENCIAS DE CAMBIO VARIACIONES PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC AMORTIZACI\u00d3N ACUMULADA Y P\u00c9RDIDAS POR DETERIORO DE VALOR Propiedad industrial, otros derechos y otros activos intangibles 120.304 15.684 - 4.257 - 140.245 Derechos de concesi\u00f3n 6.702 2.718 - 1 -236 9.185 127.006 18.402 - 4.258 -236 149.430 Las altas se refieren principalmente a licencias de software adquiridas durante el periodo. El ep\u00edgrafe Variaciones en el per\u00edmetro / otros incluye principalmente una disminuci\u00f3n de 6.553 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase nota 6). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfIntangibleAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f8780": {
"value": "19. Fondo de comercio Para el Grupo, el desglose de Fondo de comercio resultante de la diferencia entre el coste de las inversiones y la parte correspondiente del valor razonable de los activos netos adquiridos se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Fondo de comercio en el Grupo EDPR EU : 1.177.206 578.120 - EDPR Espa\u00f1a 419.023 470.784 - EDPR Francia 25.904 25.904 - EDPR Portugal 43.712 43.712 - Grupo Kronos Solar 651.657 - - Otros 36.910 37.720 Fondo de comercio en el Grupo EDPR NA 758.736 686.842 Fondo de comercio en el Grupo EDPR LATAM 668 627 Fondo de comercio en el Grupo EDPR APAC 393.354 2.446 2.329.964 1.268.035 Los movimientos de la partida Fondo de comercio durante 2022, en funci\u00f3n del subgrupo, se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 JAN AUMENTO REDUCCI\u00d3N DETERIORO DIFERENCIAS DE CAMBIO CAMBIO DE PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC EDPR EU: - EDPR Espa\u00f1a 470.784 - - - - -51.761 419.023 - EDPR Francia 25.904 - - - - - 25.904 - EDPR Portugal 43.712 - - - - - 43.712 - Grupo Kronos Solar - - - - - 651.657 651.657 - Otros 37.720 - - - -125 -685 36.910 EDPR NA 686.842 - - - 42.929 28.965 758.736 EDPR LATAM 627 - - - 75 -33 668 EDPR APAC 2.446 - - - 6.186 384.721 393.354 1.268.035 - - - 49.065 1.012.864 2.329.964 Los cambios en el per\u00edmetro/ otros se refieren a: \u2022 Incremento por importe total de 651.657 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 363.485 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 28.965 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n de cierto negocio en Estado Unidos (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Incremento por importe total de 21.236 miles de euros por el fondo de comercio provisional relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios de la adquisici\u00f3n de cierto negocio en Vietnam (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 51.761 miles de euros por la venta de sociedades espa\u00f1olas durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase nota 6 y 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 685 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 (v\u00e9ase nota 6 y 42); Los movimientos de la partida Fondo de comercio durante 2021, en funci\u00f3n del subgrupo, se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS SALDO A 01 JAN AUMENTO REDUCCI\u00d3N DETERIORO DIFERENCIAS DE CAMBIO CAMBIO DE PER\u00cdMETRO / OTROS SALDO A 31 DIC EDPR EU: - EDPR Espa\u00f1a 470.784 - - - - - 470.784 - EDPR Francia 25.904 - - - - - 25.904 - EDPR Portugal 43.712 - - - - - 43.712 - Otros 37.147 - - - 29 544 37.720 EDPR NA 644.499 - - - 52.274 -9.931 686.842 EDPR LATAM 620 - - - 7 - 627 EDPR APAC - - - - 103 2.343 2.446 1.222.666 - - - 52.413 -7.044 1.268.035 Los cambios en el per\u00edmetro / otros se refieren a: \u2022 Aumento por importe de 2.343 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n de la sociedad operativa vietnamita Trung Son Energy Development LLC y las empresas de Singapur Trina Solar Investment First Pte. Ltd. y LYS Energy Investment Pte. Ltd.; \u2022 Aumento por importe de 1.575 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n del negocio de generaci\u00f3n distribuida de EDPR NA; \u2022 Aumento por importe de 544 miles de euros relacionado con la combinaci\u00f3n de negocios para la adquisici\u00f3n de las sociedades brit\u00e1nicas Vento Ludens Ltd y la sociedad operativa Muirake Wind Farm Ltd.; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 11.506 miles de euros por la venta de sociedades de EDPR NA (v\u00e9ase la nota 6). Comprobaciones del deterioro del valor - Grupo EDPR El fondo de comercio, el inmovilizado material, los derechos de uso, los activos intangibles y las inversiones en joint ventures y asociadas del Grupo EDPR se someten cada a\u00f1o a pruebas de deterioro de valor. En el caso de parques e\u00f3licos y plantas solares operativas, se lleva a cabo mediante la determinaci\u00f3n del valor recuperable a trav\u00e9s del valor de uso. El fondo de comercio se asigna a cada pa\u00eds (UGE) en el que el Grupo EDPR desarrolla su actividad, por lo que el Grupo EDPR calcula los flujos de efectivo de cada pa\u00eds para determinar el valor recuperable del fondo de comercio y del resto de los activos asignados. Para efectuar este an\u00e1lisis, se utiliz\u00f3 el m\u00e9todo de descuento de flujos de efectivo. Este m\u00e9todo se basa en el principio de que el valor estimado de una entidad o negocio se define por su capacidad de generar recursos financieros en el futuro, suponiendo que estos pueden retirarse del negocio y distribuirse entre los accionistas de la Sociedad, sin comprometer la continuaci\u00f3n de la actividad. Por lo tanto, para los negocios desarrollados por las UGE de EDPR, la valoraci\u00f3n se bas\u00f3 en los flujos de caja libres generados por el negocio, descontados a los tipos de descuento adecuados. El periodo de proyecci\u00f3n de flujos de efectivo futuros es la vida \u00fatil de los activos (30 a 35 a\u00f1os), que est\u00e1 en l\u00ednea con el m\u00e9todo de amortizaci\u00f3n actual. Los flujos de efectivo incorporan asimismo contratos de explotaci\u00f3n a largo plazo y estimaciones a largo plazo de los precios de la energ\u00eda, siempre que el activo presente un riesgo asociado a los precios de mercado. Las principales hip\u00f3tesis empleadas para las comprobaciones del deterioro del valor son las siguientes: \u2022 Retribuci\u00f3n de la electricidad: la retribuci\u00f3n aprobada o contratada se ha aplicado cuando ha estado disponible en relaci\u00f3n a las UGE que se benefician de una retribuci\u00f3n regulada o que han firmado contratos para vender su producci\u00f3n predeterminada durante la totalidad o parte de sus vidas \u00fatiles; cuando esta opci\u00f3n no estaba disponible, los precios se calcularon utilizando curvas de precios proyectadas por la sociedad sobre la base de su experiencia, modelos internos y fuentes de datos externas; \u2022 Nueva capacidad: las comprobaciones se basaron en la mejor informaci\u00f3n disponible sobre los parques e\u00f3licos y solares que se prev\u00e9 construir en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, que se ajusta por la probabilidad de que los proyectos planificados se completen con \u00e9xito y por las perspectivas de crecimiento de la sociedad que se basan en los objetivos del plan de negocio, que incluye el compromiso de desarrollar los parques e\u00f3licos en construcci\u00f3n, su crecimiento hist\u00f3rico y las proyecciones sobre el tama\u00f1o del mercado. Las comprobaciones tuvieron en cuenta los precios contratados y esperados de la compra de aerogeneradores a varios proveedores; \u2022 Costes de explotaci\u00f3n: se utilizaron contratos establecidos para arrendamientos de terrenos y acuerdos de mantenimiento y otros gastos de explotaci\u00f3n se proyectaron de manera coherente con los modelos internos y la experiencia de la sociedad; \u2022 Valor residual: considerado como el 15% de la inversi\u00f3n inicial en cada parque e\u00f3lico, teniendo en cuenta la inflaci\u00f3n; \u2022 Tasa de descuento: las tasas de descuento utilizadas, despu\u00e9s de impuestos (que no difieren significativamente de las tasas de descuento antes de impuestos) reflejan la mejor estimaci\u00f3n del Grupo EDPR de los riesgos espec\u00edficos de cada UGE y son las siguientes: 2022 2021 Europa 3,7%-8,6% 2,9%-5,6% Norte Am\u00e9rica 6,0% 4,6% LATAM 5,9%-9,6% 7,6%-9,3% APAC 6,9%-10,8% 4,6%-7,7% Las comprobaciones del deterioro del valor han tenido en cuenta los cambios en la regulaci\u00f3n de cada pa\u00eds, seg\u00fan lo indicado en la nota 1. Como resultado de las pruebas de deterioro, ha sido necesario registrar un deterioro en el Inmovilizado material durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022, principalmente, para ciertos proyectos colombianos que no tienen ning\u00fan fondo de comercio asociado (en el ejercicio 2021 no fue necesario dotar o revertir correcciones valorativas). EDPR ha realizado los siguientes an\u00e1lisis de sensibilidad sobre los resultados de las comprobaciones de deterioro del valor del fondo de comercio efectuadas en Europa, Norteam\u00e9rica, LATAM y APAC en algunas variables clave, por ejemplo: \u2022 Reducci\u00f3n del 5% de los precios de mercado utilizados en el escenario de referencia. Este an\u00e1lisis de sensibilidad realizado para esta hip\u00f3tesis de manera independiente no supondr\u00eda ning\u00fan deterioro del valor del fondo de comercio asignado a cada pa\u00eds; \u2022 Aumento de 100 puntos b\u00e1sicos de la tasa de descuento utilizada en el escenario de referencia. Este an\u00e1lisis de sensibilidad realizado para esta hip\u00f3tesis de manera independiente no supondr\u00eda ning\u00fan deterioro del valor del fondo de comercio asignado a cada pa\u00eds. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfGoodwillExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f9028": {
"value": "Comprobaciones del deterioro del valor - Grupo EDPR El fondo de comercio, el inmovilizado material, los derechos de uso, los activos intangibles y las inversiones en joint ventures y asociadas del Grupo EDPR se someten cada a\u00f1o a pruebas de deterioro de valor. En el caso de parques e\u00f3licos y plantas solares operativas, se lleva a cabo mediante la determinaci\u00f3n del valor recuperable a trav\u00e9s del valor de uso. El fondo de comercio se asigna a cada pa\u00eds (UGE) en el que el Grupo EDPR desarrolla su actividad, por lo que el Grupo EDPR calcula los flujos de efectivo de cada pa\u00eds para determinar el valor recuperable del fondo de comercio y del resto de los activos asignados. Para efectuar este an\u00e1lisis, se utiliz\u00f3 el m\u00e9todo de descuento de flujos de efectivo. Este m\u00e9todo se basa en el principio de que el valor estimado de una entidad o negocio se define por su capacidad de generar recursos financieros en el futuro, suponiendo que estos pueden retirarse del negocio y distribuirse entre los accionistas de la Sociedad, sin comprometer la continuaci\u00f3n de la actividad. Por lo tanto, para los negocios desarrollados por las UGE de EDPR, la valoraci\u00f3n se bas\u00f3 en los flujos de caja libres generados por el negocio, descontados a los tipos de descuento adecuados. El periodo de proyecci\u00f3n de flujos de efectivo futuros es la vida \u00fatil de los activos (30 a 35 a\u00f1os), que est\u00e1 en l\u00ednea con el m\u00e9todo de amortizaci\u00f3n actual. Los flujos de efectivo incorporan asimismo contratos de explotaci\u00f3n a largo plazo y estimaciones a largo plazo de los precios de la energ\u00eda, siempre que el activo presente un riesgo asociado a los precios de mercado. Las principales hip\u00f3tesis empleadas para las comprobaciones del deterioro del valor son las siguientes: \u2022 Retribuci\u00f3n de la electricidad: la retribuci\u00f3n aprobada o contratada se ha aplicado cuando ha estado disponible en relaci\u00f3n a las UGE que se benefician de una retribuci\u00f3n regulada o que han firmado contratos para vender su producci\u00f3n predeterminada durante la totalidad o parte de sus vidas \u00fatiles; cuando esta opci\u00f3n no estaba disponible, los precios se calcularon utilizando curvas de precios proyectadas por la sociedad sobre la base de su experiencia, modelos internos y fuentes de datos externas; \u2022 Nueva capacidad: las comprobaciones se basaron en la mejor informaci\u00f3n disponible sobre los parques e\u00f3licos y solares que se prev\u00e9 construir en los pr\u00f3ximos a\u00f1os, que se ajusta por la probabilidad de que los proyectos planificados se completen con \u00e9xito y por las perspectivas de crecimiento de la sociedad que se basan en los objetivos del plan de negocio, que incluye el compromiso de desarrollar los parques e\u00f3licos en construcci\u00f3n, su crecimiento hist\u00f3rico y las proyecciones sobre el tama\u00f1o del mercado. Las comprobaciones tuvieron en cuenta los precios contratados y esperados de la compra de aerogeneradores a varios proveedores; \u2022 Costes de explotaci\u00f3n: se utilizaron contratos establecidos para arrendamientos de terrenos y acuerdos de mantenimiento y otros gastos de explotaci\u00f3n se proyectaron de manera coherente con los modelos internos y la experiencia de la sociedad; \u2022 Valor residual: considerado como el 15% de la inversi\u00f3n inicial en cada parque e\u00f3lico, teniendo en cuenta la inflaci\u00f3n; \u2022 Tasa de descuento: las tasas de descuento utilizadas, despu\u00e9s de impuestos (que no difieren significativamente de las tasas de descuento antes de impuestos) reflejan la mejor estimaci\u00f3n del Grupo EDPR de los riesgos espec\u00edficos de cada UGE y son las siguientes: 2022 2021 Europa 3,7%-8,6% 2,9%-5,6% Norte Am\u00e9rica 6,0% 4,6% LATAM 5,9%-9,6% 7,6%-9,3% APAC 6,9%-10,8% 4,6%-7,7% Las comprobaciones del deterioro del valor han tenido en cuenta los cambios en la regulaci\u00f3n de cada pa\u00eds, seg\u00fan lo indicado en la nota 1. Reducci\u00f3n del 5% de los precios de mercado utilizados en el escenario de referencia. Este an\u00e1lisis de sensibilidad realizado para esta hip\u00f3tesis de manera independiente no supondr\u00eda ning\u00fan deterioro del valor del fondo de comercio asignado a cada pa\u00eds; \u2022 Aumento de 100 puntos b\u00e1sicos de la tasa de descuento utilizada en el escenario de referencia. Este an\u00e1lisis de sensibilidad realizado para esta hip\u00f3tesis de manera independiente no supondr\u00eda ning\u00fan deterioro del valor del fondo de comercio asignado a cada pa\u00eds. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:ExplanationOfInputsAssumptionsAndEstimationTechniquesUsedToApplyImpairmentRequirementsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f9117": {
"value": "20. Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INVERSIONES CONTABILIZADAS APLICANDO EL M\u00c9TODO DE LA PARTICIPACI\u00d3N Participaciones en joint ventures 1.057.048 911.196 Participaciones en asociadas 100.201 77.326 Valor contable 1.157.249 988.522 A efectos de la presentaci\u00f3n de los estados financieros consolidados, se presenta en este ep\u00edgrafe el fondo de comercio derivado de la adquisici\u00f3n de empresas contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n. Ninguna de las sociedades es cotizada. Los movimientos de la partida Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2022 2021 Saldo a 1 de enero 988.522 474.884 Cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n 25.002 - Cambios en el m\u00e9todo de consolidaci\u00f3n - 96.204 Adquisiciones / Altas -839 371.143 Enajenaciones - -3.960 Participaci\u00f3n en el beneficio en entidades contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 161.534 41.184 Dividendos -45.445 -29.599 Diferencias de cambio 23.142 35.713 Reserva de cobertura en entidades contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 85.782 -5.376 Otros -80.449 8.329 Saldo a 31 de diciembre 1.157.249 988.522 Adquisiciones / Altas incluye un importe relacionado con las ampliaciones de capital de 2.586 miles de euros, principalmente, por las sociedades Evoikos Voreas A.E., Total Sofrano A.E. y Charge`Pte., y una disminuci\u00f3n de 3.425 miles de euros relativo a reducciones de capital, principalmente, para las sociedades San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. y Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L.. Este ep\u00edgrafe en 2021 inclu\u00eda principalmente ampliaciones de capital en OW Offshore S.L. (Ocean Winds) por importe de 331.519 miles de euros. Cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n incluye, principalmente, un importe de 9.111 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 42) y el ajuste del valor razonable por importe de 14.842 miles de euros que no se reflejan en la tabla anterior debido a que el importe se ha registrado en la sociedad holding correspondiente. El ep\u00edgrafe joint ventures y otras empresas asociadas en la cuenta de resultados incluye la ganancia por importe de 16.981 miles de euros en relaci\u00f3n a la venta de las participaciones restantes del negocio offshore Moray West Holdings Limited y un importe de 752 miles de euros por la venta de las participaciones en la sociedad Solar Works! B.V. (v\u00e9ase nota 6). Los cambios en el m\u00e9todo de consolidaci\u00f3n en 2021 se refieren a: \u2022 Incremento por importe de 32.763 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y subsidiarias (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Incremento por importe de 63.441 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la compa\u00f1\u00eda 2019 Vento XX LLC con la consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind farm LLC (v\u00e9ase nota 6). La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las joint ventures incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2022: MILES DE EUROS OW OFFSHORE, S.L. AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWER LLC GOLDFINGER VENTURES II LLC GOLDFINGER VENTURES LLC 2019 VENTO XX LLC Y SUBSID. 2017 VENTO XVII LLC Y SUBSID. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 2.625.312 196.542 322.496 211.527 632.137 539.395 Activos Corrientes 457.761 12.882 -2.069 221 7.830 11.673 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 237.416 10.400 58 - - - Total patrimonio neto 1.069.680 203.387 211.917 153.491 24.236 202.561 Deuda financiera a largo plazo 493.044 - - - - - Pasivos no corrientes 987.607 4.391 98.885 54.690 597.474 340.973 Deuda financiera a corto plazo 4.918 - - 448 517 219 Pasivos Corrientes 1.025.786 1.646 9.625 3.567 18.257 7.534 Ingresos 46.200 19.981 17.172 12.484 39.529 46.946 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -8.466 -14.532 -10.039 -10.556 -23.872 -25.529 Otros gastos financieros -121.882 -59 -3.432 -1.724 -20.218 -17.905 Gasto por impuesto sobre sociedades 7.298 - - - - - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 257.040 -6.569 20.039 11.192 27.652 33.995 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 490.929 111.047 93.349 68.989 34.035 62.510 Fondo de comercio 5.352 - - - - - Dividendos pagados - 1.012 5.858 3.677 4.186 4.311 MILES DE EUROS 2018 VENTO XIX LLC AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWER II LLC SOL V EVOIKOS VOREAS A.E. EVOLUCI\u00d3N 2000, S.L. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 489.003 80.600 324.297 1.021 27.826 30.487 Activos Corrientes 18.917 4.901 4.415 878 8.964 15.502 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes - 3.889 - 878 7.125 7.175 Total patrimonio neto 101.026 82.815 194.623 1.723 27.272 14.461 Deuda financiera a largo plazo - - - - - 16.211 Pasivos no corrientes 398.228 1.677 125.503 - 4.037 18.716 Deuda financiera a corto plazo 38 - 58 - 1 317 Pasivos Corrientes 8.666 1.009 8.586 176 5.481 12.812 Ingresos 22.271 7.653 17.751 - 23.673 2.833 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -20.377 -5.682 -9.473 - -2.594 -900 Otros gastos financieros -17.990 -27 -3.630 -5 -86 -994 Gasto por impuesto sobre sociedades - - - - -5.080 6 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 16.866 -2.916 20.389 -153 14.022 -552 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 40.986 41.407 39.001 21.454 16.071 37.270 Fondo de comercio - - - - 2.667 27 Dividendos pagados 2.290 - 1.217 - 7.063 - La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las joint ventures incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2021: MILES DE EUROS OW OFFSHORE S.L. AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWE R LLC GOLDFINGER VENTURES II LLC AND SUBSID. 2019 VENTO XX LLC AND SUBSID. GOLDFINGER VENTURES LLC AND SUBSID. 2017 VENTO XVII LLC AND SUBSID. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 1.181.672 198.883 313.792 644.157 209.580 525,213 Activos Corrientes 266.754 5.205 1.685 16.121 554 5,453 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 82.639 4.282 870 9.429 -47 -159 Total patrimonio neto 707.268 197.721 194.044 215.942 141.812 177.217 Deuda financiera a largo plazo 50.037 - - - - - Pasivos no corrientes 650.372 4.080 112.157 415.353 65.228 344.720 Deuda financiera a corto plazo 3.720 - 101 456 98 - Pasivos Corrientes 90.786 2.287 9.276 28.983 3.094 8.729 Ingresos 10.040 9.711 10.657 30.600 11.063 34.952 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -4.532 -13.097 -7.372 -15.714 -9.212 -19.352 Otros gastos financieros -69.164 -53 -3.202 -26.102 -1.708 -14.259 Gasto por impuesto sobre sociedades 1.080 - - - - - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 34.813 -14.667 12.931 534.542 9.187 20.545 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 358.986 102.608 84.775 67.457 63.217 57.919 Fondo de comercio 5.352 - - - - - Dividendos pagados - 9.809 4.539 - 3.270 3.885 MILES DE EUROS 2018 VENTO XIX LLC AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOW ER II LLC EVOIKOS VOREAS A.E. SOFRANO S.A. EVOLUCI\u00d3 N 2000 S.L. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 477.623 81.368 625 582 33.502 306.237 Activos Corrientes 13.913 1.893 752 227 9.805 3.795 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes -86 1.704 752 96 5.778 334 Total patrimonio neto 133.497 80.735 685 645 27.620 81.755 Deuda financiera a largo plazo - - - - - - Pasivos no corrientes 351.971 1.554 - - 10.336 137.777 Deuda financiera a corto plazo - - - - 3.680 184 Pasivos Corrientes 6.068 972 692 164 5.351 90.500 Ingresos 22.019 3.723 - - 8.343 319 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -16.498 -5.117 - - -2.623 - Otros gastos financieros -17.347 -24 - - -98 -26 Gasto por impuesto sobre sociedades - - - - -577 - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 13.463 -6.184 -38 -33 3.686 35.466 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 47.447 40.367 20.925 15.409 16.242 35.844 Fondo de comercio - - - - 2.667 27 Dividendos pagados 3.118 - - - - - La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las entidades asociadas incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2022: MILES DE EUROS PARQUE E\u00d3LICO SIERRA DEL MADERO, S.A. E\u00d3LICA DE S\u00c3O JULI\u00c3O, LDA. UNI\u00d3N DE GENERADORES DE ENERG\u00cdA, S.L. GE\u00d3LICA MAGALL\u00d3N, S.L. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 41.120 5.839 2.600 4.441 Activos Corrientes 32.020 23.725 1.626 11.800 Total patrimonio neto 51.374 -1.219 3.171 4.243 Pasivos no Corrientes 3.852 15.411 28 2.211 Pasivos Corrientes 17.914 15.372 1.027 9.787 Ingresos 30.477 15.821 - 571 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 17.973 12.496 8.665 8.247 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 21.577 19.639 13.851 10.181 Fondo de comercio - 1.457 1.913 683 Dividendos pagados 3.262 - 150 3.880 MILES DE EUROS DESARROLLOS E\u00d3LICOS DE CANARIAS, S.A. SAN JUAN DE BARGAS E\u00d3LICA, S.L. PARQUE E\u00d3LICO BELMONTE, S.A OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 2.246 5.866 18.250 21.061 Activos Corrientes 7.211 6.992 7.440 13.645 Total patrimonio neto 7.193 4.811 15.136 17.460 Pasivos no Corrientes 607 1.741 1.934 5.935 Pasivos Corrientes 1.658 6.306 8.620 11.311 Ingresos 8.212 475 12.469 13.638 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 4.568 3.784 6.863 3.705 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 9.697 8.455 6.251 10.550 Fondo de comercio 6.479 - 1.725 - Dividendos pagados 1.542 3.451 360 3.186 La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las entidades asociadas incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2021: MILES DE EUROS E\u00d3LICA S\u00c3O JULI\u00c3O LDA. PARQUE E\u00d3LICO SIERRA DEL MADERO S.A. GE\u00d3LICA MAGALL\u00d3N S.L. SAN JUAN DE BARGAS E\u00d3LICA S.L. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 6.007 44.104 5.619 7.547 Activos Corrientes 529 24.124 10.010 7.636 Total patrimonio neto -11.931 41.171 6.700 11.367 Pasivos no Corrientes 14.496 8.066 1.477 725 Pasivos Corrientes 3.971 18.991 7.452 3.091 Ingresos 6.657 16.656 7.343 5.463 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo -2.724 7.766 5.982 5.132 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 16.115 17.290 11.680 12.036 Fondo de comercio 1.457 - 683 - Dividendos pagados - - 1.068 817 MILES DE EUROS DESARROLLOS E\u00d3LICOS DE CANARIAS S.A. EOS PAX IIA, S.L. PARQUE E\u00d3LICO BELMONTE S.A. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 2.711 867 17.811 21.681 Activos Corrientes 5.274 167 5.054 9.944 Total patrimonio neto 6.072 -462 9.506 8.124 Pasivos no Corrientes 845 995 9.302 17.881 Pasivos Corrientes 1.068 501 4.057 5.620 Ingresos 5.804 8.416 3.914 3.115 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 3.171 2.872 1.278 -460 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 9.196 3.481 4.568 2.960 Fondo de comercio 6.479 - 1.726 3.976 Dividendos pagados 70 1.455 - 1.568 Durante 2022, la informaci\u00f3n financiera de las sociedades significativas correspondiente a entidades contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n presentaba la siguiente conciliaci\u00f3n en cuanto al valor razonable de los activos netos proporcionalmente atribuidos al Grupo EDPR: MILES DE EUROS PATRIMONIO NETO % INVERSI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE FONDO DE COMERCIO OTROS ACTIVOS NETOS OW Offshore, S.L. 1.069.680 50,00% -49.265 5.352 - 490.929 Flat Rock Windpower LLC 203.387 50,00% - - -9.356 111.047 Goldfinger Ventures II LLC 211.917 50,00% -12.610 - - 93.349 Goldfinger Ventures LLC 153.491 50,00% -7.756 - - 68.989 2019 Vento XX and subsidiaries 24.236 20,00% 29.188 - 34.035 2017 Vento XVII LLC and subs. 202.561 20,00% 21.998 - 62.510 2018 Vento XIX LLC and subs. 101.026 20,00% 20.781 - - 40.986 Flat Rock Windpower II LLC 82.815 50,00% - - - 41.407 Sol V 194.623 20,00% 76 - - 39.001 Evoikos Voreas A.E. (1) 1.723 51,00% 20.575 - - 21.454 Evoluci\u00f3n 2000, S.L. 27.212 49,15% - 2.667 - 16.071 Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. 51.374 42,00% - - - 21.577 E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. -1.219 45,00% 18.731 1.457 - 19.639 Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. 3.171 50,00% 10.352 1.913 - 13.851 Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. 4.243 36,23% 7.961 683 - 10.181 Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. 7.193 44,75% - 6479 -1 9.697 San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. 4.811 47,01% 6.193 - - 8,455 Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. 15.136 29,90% - 1.725 - 6.251 (1) De acuerdo con los pactos de accionistas, se ha concluido que existe control conjunto sobre la sociedad. Durante 2021, la informaci\u00f3n financiera de las sociedades significativas correspondiente a entidades contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n presentaba la siguiente conciliaci\u00f3n en cuanto al valor razonable de los activos netos proporcionalmente atribuidos al Grupo EDPR: MILES DE EUROS PATRIMON IO NETO % INVERSI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE FONDO DE COMERCIO OTROS ACTIVO S NETOS OW Offshore S.L. and subsidiaries 707.268 50,00% - 5.352 - 358.986 Flat Rock Windpower LLC 197.721 50,00% - - 3.747 102.608 Goldfinger Ventures II LLC 194.044 50,00% -12.247 - - 84.775 2019 Vento XX and subsidiaries 215.942 20,00% (1) 24.269 (2) - - 67.457 Goldfinger Ventures LLC and subs. 141.812 50,00% -7.689 - - 63.217 2017 Vento XVII LLC and subs. 177.217 20,00% (1) 22.476 - - 57.919 2018 Vento XIX LLC and subs. 133.497 20,00% (1) 20.748 - - 47.447 Flat Rock Windpower II LLC 80.735 50,00% - - - 40.367 Evoikos Voreas A.E.(*) 685 51,00% (1) 20.575 - - 20.924 Evoluci\u00f3n 2000 S.L. 27.620 49.15% (1) - 2.667 - 16.242 Sofrano S.A.(*) 645 51,00% (1) 15.080 - - 15.409 Parque E\u00f3lico Sierra del Madero S.A 41.171 42,00% - - - 17.290 E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. -11.931 45,00% - 1.457 - 16.115 San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. 11.367 47,01% 6.692 - - 12.036 Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. 6.700 36,24% 8.569 683 - 11.680 Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A 6.072 44,75% - 6.479 - 9.196 Eos Pax IIa, S.L. -462 48,50% 3.705 - - 3.481 Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. 9.506 29,90% - 1.726 - 4.568 (1) De acuerdo con los pactos de accionistas, se ha concluido que existe control conjunto sobre la sociedad. (2) Incluye el impacto de la venta adicional del 12% tras la p\u00e9rdida de control. Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures a 31 de diciembre de 2022 son los siguientes: 2022 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL MENOS DE 1 A\u00d1O DE 1 A 3 A\u00d1OS DE 4 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures 295.780 295.780 - - - 295.780 295.780 - - - Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures a 31 de diciembre de 2021 son los siguientes: 2021 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL MENOS DE 1 A\u00d1O DE 1 A 3 A\u00d1OS DE 4 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures 384.621 384.621 - - - 384.621 384.621 - - - Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures en 2022 Y 2021 se refieren a los fondos comprometidos para Ocean Winds con el fin de financiar el negocio offshore. El Grupo EDPR concedi\u00f3 garant\u00edas corporativas para determinados proyectos de joint ventures. El total de garant\u00edas financieras y operativas otorgadas por EDPR a joint ventures asciende a 411.637 miles de euros y 455.579 miles de euros respectivamente (17.795 miles de euros y 267.200 miles de euros respectivamente a 31 de diciembre de 2021). Adem\u00e1s, EDP Energ\u00edas de Portugal Sucursal en Espa\u00f1a ha otorgado garant\u00edas financieras y operativas a las joint ventures de EDPR por importe de 11.719 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (11.037 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Adicionalmente, EDP Energ\u00edas de Portugal Sucursal en Espa\u00f1a ha concedido garant\u00edas financieras a las joint ventures del Grupo EDPR por importe de 261.187 miles de euros a 31 de diciembre de 2021. Las Compa\u00f1\u00edas Asociadas incluidas en la consolidaci\u00f3n contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciem- bre de 2022 son las siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERECHOS DE VOTO Biomasas del Pirineo, S.A. \u20ac 454.896 Huesca n.a. 30,00% 30,00% Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. \u20ac 1.817.130 Gran Canaria PwC 44,75% 44,75% Eos Pax IIa, S.L. \u20ac 6.010 Coru\u00f1a Deloitte 48,50% 48,50% Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. \u20ac 2.040.000 Zaragoza PwC 36,23% 36,23% Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. \u20ac 120.400 Madrid KPMG 29,90% 29,90% Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. \u20ac 7.193.970 Madrid KPMG 42,00% 42,00% San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. \u20ac 2.000.000 Zaragoza PwC 47,01% 47,01% Solar Siglo XXI, S.A. \u20ac 80.000 Ciudad Real n.a. 25,00% 25,00% Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. \u20ac 23.044 Zaragoza PwC 50,00% 50,00% E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. \u20ac 500.000 Lourinh\u00e3 n.a. 45,00% 45,00% Hytlantic, S.A. \u20ac 50.000 Sines n.a. 28,50% 28,50% Blue Canyon Windpower LLC \u20ac 59.864.082 Texas PWC 25,00% 25,00% Charge+ Pte. Ltd. (3) \u20ac 5.216.668 Singapore n.a. 26,25% 26,25% Todae Solar Pty. Ltd. (3) \u20ac 0 Rosebery, NSW n.a. 49,00% 49,00% (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) as Compa\u00f1\u00edas Asociadas incluidas en la consolidaci\u00f3n contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciem- bre de 2021 son las siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERECHOS DE VOTO Biomasas del Pirineo, S.A. \u20ac 454.896 Huesca n.a. 30,00% 30,00% Blue Canyon Windpower LLC \u20ac 63.851.000 Texas PwC 25,00% 25,00% Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. \u20ac 1.817.130 Gran Canaria PwC 44,75% 44,75% E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. \u20ac 500.000 Lourinh\u00e3 n.a. 45,00% 45,00% Eos Pax IIa, S.L. \u20ac 6.010 Coru\u00f1a Deloitte 48,50% 48,50% Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. \u20ac 2.040.000 Zaragoza PwC 36,24% 36,24% Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. \u20ac 120.400 Madrid KPMG 29,90% 29,90% Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. \u20ac 7.193.970 Madrid KPMG 42,00% 42,00% San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. \u20ac 5.000.000 Zaragoza PwC 47,01% 47,01% Solar Siglo XXI, S.A. \u20ac 80.000 Ciudad Real n.a. 25,00% 25,00% Solar Works! B.V. \u20ac 5.976.514 Rotterdam RSM Global 20,19% 20,19% Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. \u20ac 23.044 Zaragoza PwC 50,00% 50,00% ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInAssociatesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f9118": {
"value": "20. Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 INVERSIONES CONTABILIZADAS APLICANDO EL M\u00c9TODO DE LA PARTICIPACI\u00d3N Participaciones en joint ventures 1.057.048 911.196 Participaciones en asociadas 100.201 77.326 Valor contable 1.157.249 988.522 A efectos de la presentaci\u00f3n de los estados financieros consolidados, se presenta en este ep\u00edgrafe el fondo de comercio derivado de la adquisici\u00f3n de empresas contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n. Ninguna de las sociedades es cotizada. Los movimientos de la partida Inversiones contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2022 2021 Saldo a 1 de enero 988.522 474.884 Cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n 25.002 - Cambios en el m\u00e9todo de consolidaci\u00f3n - 96.204 Adquisiciones / Altas -839 371.143 Enajenaciones - -3.960 Participaci\u00f3n en el beneficio en entidades contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 161.534 41.184 Dividendos -45.445 -29.599 Diferencias de cambio 23.142 35.713 Reserva de cobertura en entidades contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 85.782 -5.376 Otros -80.449 8.329 Saldo a 31 de diciembre 1.157.249 988.522 Adquisiciones / Altas incluye un importe relacionado con las ampliaciones de capital de 2.586 miles de euros, principalmente, por las sociedades Evoikos Voreas A.E., Total Sofrano A.E. y Charge`Pte., y una disminuci\u00f3n de 3.425 miles de euros relativo a reducciones de capital, principalmente, para las sociedades San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. y Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L.. Este ep\u00edgrafe en 2021 inclu\u00eda principalmente ampliaciones de capital en OW Offshore S.L. (Ocean Winds) por importe de 331.519 miles de euros. Cambios en el per\u00edmetro de consolidaci\u00f3n incluye, principalmente, un importe de 9.111 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 42) y el ajuste del valor razonable por importe de 14.842 miles de euros que no se reflejan en la tabla anterior debido a que el importe se ha registrado en la sociedad holding correspondiente. El ep\u00edgrafe joint ventures y otras empresas asociadas en la cuenta de resultados incluye la ganancia por importe de 16.981 miles de euros en relaci\u00f3n a la venta de las participaciones restantes del negocio offshore Moray West Holdings Limited y un importe de 752 miles de euros por la venta de las participaciones en la sociedad Solar Works! B.V. (v\u00e9ase nota 6). Los cambios en el m\u00e9todo de consolidaci\u00f3n en 2021 se refieren a: \u2022 Incremento por importe de 32.763 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y subsidiarias (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Incremento por importe de 63.441 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la compa\u00f1\u00eda 2019 Vento XX LLC con la consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind farm LLC (v\u00e9ase nota 6). La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las joint ventures incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2022: MILES DE EUROS OW OFFSHORE, S.L. AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWER LLC GOLDFINGER VENTURES II LLC GOLDFINGER VENTURES LLC 2019 VENTO XX LLC Y SUBSID. 2017 VENTO XVII LLC Y SUBSID. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 2.625.312 196.542 322.496 211.527 632.137 539.395 Activos Corrientes 457.761 12.882 -2.069 221 7.830 11.673 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 237.416 10.400 58 - - - Total patrimonio neto 1.069.680 203.387 211.917 153.491 24.236 202.561 Deuda financiera a largo plazo 493.044 - - - - - Pasivos no corrientes 987.607 4.391 98.885 54.690 597.474 340.973 Deuda financiera a corto plazo 4.918 - - 448 517 219 Pasivos Corrientes 1.025.786 1.646 9.625 3.567 18.257 7.534 Ingresos 46.200 19.981 17.172 12.484 39.529 46.946 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -8.466 -14.532 -10.039 -10.556 -23.872 -25.529 Otros gastos financieros -121.882 -59 -3.432 -1.724 -20.218 -17.905 Gasto por impuesto sobre sociedades 7.298 - - - - - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 257.040 -6.569 20.039 11.192 27.652 33.995 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 490.929 111.047 93.349 68.989 34.035 62.510 Fondo de comercio 5.352 - - - - - Dividendos pagados - 1.012 5.858 3.677 4.186 4.311 MILES DE EUROS 2018 VENTO XIX LLC AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWER II LLC SOL V EVOIKOS VOREAS A.E. EVOLUCI\u00d3N 2000, S.L. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 489.003 80.600 324.297 1.021 27.826 30.487 Activos Corrientes 18.917 4.901 4.415 878 8.964 15.502 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes - 3.889 - 878 7.125 7.175 Total patrimonio neto 101.026 82.815 194.623 1.723 27.272 14.461 Deuda financiera a largo plazo - - - - - 16.211 Pasivos no corrientes 398.228 1.677 125.503 - 4.037 18.716 Deuda financiera a corto plazo 38 - 58 - 1 317 Pasivos Corrientes 8.666 1.009 8.586 176 5.481 12.812 Ingresos 22.271 7.653 17.751 - 23.673 2.833 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -20.377 -5.682 -9.473 - -2.594 -900 Otros gastos financieros -17.990 -27 -3.630 -5 -86 -994 Gasto por impuesto sobre sociedades - - - - -5.080 6 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 16.866 -2.916 20.389 -153 14.022 -552 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 40.986 41.407 39.001 21.454 16.071 37.270 Fondo de comercio - - - - 2.667 27 Dividendos pagados 2.290 - 1.217 - 7.063 - La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las joint ventures incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2021: MILES DE EUROS OW OFFSHORE S.L. AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOWE R LLC GOLDFINGER VENTURES II LLC AND SUBSID. 2019 VENTO XX LLC AND SUBSID. GOLDFINGER VENTURES LLC AND SUBSID. 2017 VENTO XVII LLC AND SUBSID. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 1.181.672 198.883 313.792 644.157 209.580 525,213 Activos Corrientes 266.754 5.205 1.685 16.121 554 5,453 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 82.639 4.282 870 9.429 -47 -159 Total patrimonio neto 707.268 197.721 194.044 215.942 141.812 177.217 Deuda financiera a largo plazo 50.037 - - - - - Pasivos no corrientes 650.372 4.080 112.157 415.353 65.228 344.720 Deuda financiera a corto plazo 3.720 - 101 456 98 - Pasivos Corrientes 90.786 2.287 9.276 28.983 3.094 8.729 Ingresos 10.040 9.711 10.657 30.600 11.063 34.952 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -4.532 -13.097 -7.372 -15.714 -9.212 -19.352 Otros gastos financieros -69.164 -53 -3.202 -26.102 -1.708 -14.259 Gasto por impuesto sobre sociedades 1.080 - - - - - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 34.813 -14.667 12.931 534.542 9.187 20.545 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 358.986 102.608 84.775 67.457 63.217 57.919 Fondo de comercio 5.352 - - - - - Dividendos pagados - 9.809 4.539 - 3.270 3.885 MILES DE EUROS 2018 VENTO XIX LLC AND SUBSIDIARIES FLAT ROCK WINDPOW ER II LLC EVOIKOS VOREAS A.E. SOFRANO S.A. EVOLUCI\u00d3 N 2000 S.L. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no corrientes 477.623 81.368 625 582 33.502 306.237 Activos Corrientes 13.913 1.893 752 227 9.805 3.795 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes -86 1.704 752 96 5.778 334 Total patrimonio neto 133.497 80.735 685 645 27.620 81.755 Deuda financiera a largo plazo - - - - - - Pasivos no corrientes 351.971 1.554 - - 10.336 137.777 Deuda financiera a corto plazo - - - - 3.680 184 Pasivos Corrientes 6.068 972 692 164 5.351 90.500 Ingresos 22.019 3.723 - - 8.343 319 Amortizaci\u00f3n de inmovilizado material y activos tangibles -16.498 -5.117 - - -2.623 - Otros gastos financieros -17.347 -24 - - -98 -26 Gasto por impuesto sobre sociedades - - - - -577 - Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 13.463 -6.184 -38 -33 3.686 35.466 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 47.447 40.367 20.925 15.409 16.242 35.844 Fondo de comercio - - - - 2.667 27 Dividendos pagados 3.118 - - - - - La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las entidades asociadas incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2022: MILES DE EUROS PARQUE E\u00d3LICO SIERRA DEL MADERO, S.A. E\u00d3LICA DE S\u00c3O JULI\u00c3O, LDA. UNI\u00d3N DE GENERADORES DE ENERG\u00cdA, S.L. GE\u00d3LICA MAGALL\u00d3N, S.L. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 41.120 5.839 2.600 4.441 Activos Corrientes 32.020 23.725 1.626 11.800 Total patrimonio neto 51.374 -1.219 3.171 4.243 Pasivos no Corrientes 3.852 15.411 28 2.211 Pasivos Corrientes 17.914 15.372 1.027 9.787 Ingresos 30.477 15.821 - 571 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 17.973 12.496 8.665 8.247 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 21.577 19.639 13.851 10.181 Fondo de comercio - 1.457 1.913 683 Dividendos pagados 3.262 - 150 3.880 MILES DE EUROS DESARROLLOS E\u00d3LICOS DE CANARIAS, S.A. SAN JUAN DE BARGAS E\u00d3LICA, S.L. PARQUE E\u00d3LICO BELMONTE, S.A OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 2.246 5.866 18.250 21.061 Activos Corrientes 7.211 6.992 7.440 13.645 Total patrimonio neto 7.193 4.811 15.136 17.460 Pasivos no Corrientes 607 1.741 1.934 5.935 Pasivos Corrientes 1.658 6.306 8.620 11.311 Ingresos 8.212 475 12.469 13.638 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 4.568 3.784 6.863 3.705 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 9.697 8.455 6.251 10.550 Fondo de comercio 6.479 - 1.725 - Dividendos pagados 1.542 3.451 360 3.186 La tabla siguiente resume la informaci\u00f3n financiera de las entidades asociadas incluidas en las cuentas consolidadas del Grupo, a diciembre de 2021: MILES DE EUROS E\u00d3LICA S\u00c3O JULI\u00c3O LDA. PARQUE E\u00d3LICO SIERRA DEL MADERO S.A. GE\u00d3LICA MAGALL\u00d3N S.L. SAN JUAN DE BARGAS E\u00d3LICA S.L. INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 6.007 44.104 5.619 7.547 Activos Corrientes 529 24.124 10.010 7.636 Total patrimonio neto -11.931 41.171 6.700 11.367 Pasivos no Corrientes 14.496 8.066 1.477 725 Pasivos Corrientes 3.971 18.991 7.452 3.091 Ingresos 6.657 16.656 7.343 5.463 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo -2.724 7.766 5.982 5.132 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 16.115 17.290 11.680 12.036 Fondo de comercio 1.457 - 683 - Dividendos pagados - - 1.068 817 MILES DE EUROS DESARROLLOS E\u00d3LICOS DE CANARIAS S.A. EOS PAX IIA, S.L. PARQUE E\u00d3LICO BELMONTE S.A. OTROS INFORMACI\u00d3N FINANCIERA SOBRE NEGOCIOS CONJUNTOS \u2013 JOINT VENTURES Activos no Corrientes 2.711 867 17.811 21.681 Activos Corrientes 5.274 167 5.054 9.944 Total patrimonio neto 6.072 -462 9.506 8.124 Pasivos no Corrientes 845 995 9.302 17.881 Pasivos Corrientes 1.068 501 4.057 5.620 Ingresos 5.804 8.416 3.914 3.115 Beneficio / (p\u00e9rdida) neto del periodo 3.171 2.872 1.278 -460 IMPORTES PROPORCIONALMENTE ATRIBUIDOS AL GRUPO EDPR Activos netos 9.196 3.481 4.568 2.960 Fondo de comercio 6.479 - 1.726 3.976 Dividendos pagados 70 1.455 - 1.568 Durante 2022, la informaci\u00f3n financiera de las sociedades significativas correspondiente a entidades contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n presentaba la siguiente conciliaci\u00f3n en cuanto al valor razonable de los activos netos proporcionalmente atribuidos al Grupo EDPR: MILES DE EUROS PATRIMONIO NETO % INVERSI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE FONDO DE COMERCIO OTROS ACTIVOS NETOS OW Offshore, S.L. 1.069.680 50,00% -49.265 5.352 - 490.929 Flat Rock Windpower LLC 203.387 50,00% - - -9.356 111.047 Goldfinger Ventures II LLC 211.917 50,00% -12.610 - - 93.349 Goldfinger Ventures LLC 153.491 50,00% -7.756 - - 68.989 2019 Vento XX and subsidiaries 24.236 20,00% 29.188 - 34.035 2017 Vento XVII LLC and subs. 202.561 20,00% 21.998 - 62.510 2018 Vento XIX LLC and subs. 101.026 20,00% 20.781 - - 40.986 Flat Rock Windpower II LLC 82.815 50,00% - - - 41.407 Sol V 194.623 20,00% 76 - - 39.001 Evoikos Voreas A.E. (1) 1.723 51,00% 20.575 - - 21.454 Evoluci\u00f3n 2000, S.L. 27.212 49,15% - 2.667 - 16.071 Parque E\u00f3lico Sierra del Madero, S.A. 51.374 42,00% - - - 21.577 E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. -1.219 45,00% 18.731 1.457 - 19.639 Uni\u00f3n de Generadores de Energ\u00eda, S.L. 3.171 50,00% 10.352 1.913 - 13.851 Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. 4.243 36,23% 7.961 683 - 10.181 Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A. 7.193 44,75% - 6479 -1 9.697 San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. 4.811 47,01% 6.193 - - 8,455 Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. 15.136 29,90% - 1.725 - 6.251 (1) De acuerdo con los pactos de accionistas, se ha concluido que existe control conjunto sobre la sociedadDurante 2021, la informaci\u00f3n financiera de las sociedades significativas correspondiente a entidades contabilizadas aplicando el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n presentaba la siguiente conciliaci\u00f3n en cuanto al valor razonable de los activos netos proporcionalmente atribuidos al Grupo EDPR: MILES DE EUROS PATRIMON IO NETO % INVERSI\u00d3N AJUSTE VALOR RAZONABLE FONDO DE COMERCIO OTROS ACTIVO S NETOS OW Offshore S.L. and subsidiaries 707.268 50,00% - 5.352 - 358.986 Flat Rock Windpower LLC 197.721 50,00% - - 3.747 102.608 Goldfinger Ventures II LLC 194.044 50,00% -12.247 - - 84.775 2019 Vento XX and subsidiaries 215.942 20,00% (1) 24.269 (2) - - 67.457 Goldfinger Ventures LLC and subs. 141.812 50,00% -7.689 - - 63.217 2017 Vento XVII LLC and subs. 177.217 20,00% (1) 22.476 - - 57.919 2018 Vento XIX LLC and subs. 133.497 20,00% (1) 20.748 - - 47.447 Flat Rock Windpower II LLC 80.735 50,00% - - - 40.367 Evoikos Voreas A.E.(*) 685 51,00% (1) 20.575 - - 20.924 Evoluci\u00f3n 2000 S.L. 27.620 49.15% (1) - 2.667 - 16.242 Sofrano S.A.(*) 645 51,00% (1) 15.080 - - 15.409 Parque E\u00f3lico Sierra del Madero S.A 41.171 42,00% - - - 17.290 E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o, Lda. -11.931 45,00% - 1.457 - 16.115 San Juan de Bargas E\u00f3lica, S.L. 11.367 47,01% 6.692 - - 12.036 Ge\u00f3lica Magall\u00f3n, S.L. 6.700 36,24% 8.569 683 - 11.680 Desarrollos E\u00f3licos de Canarias, S.A 6.072 44,75% - 6.479 - 9.196 Eos Pax IIa, S.L. -462 48,50% 3.705 - - 3.481 Parque E\u00f3lico Belmonte, S.A. 9.506 29,90% - 1.726 - 4.568 (1) De acuerdo con los pactos de accionistas, se ha concluido que existe control conjunto sobre la sociedad. (2) Incluye el impacto de la venta adicional del 12% tras la p\u00e9rdida de control. Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures a 31 de diciembre de 2022 son los siguientes: 2022 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL MENOS DE 1 A\u00d1O DE 1 A 3 A\u00d1OS DE 4 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures 295.780 295.780 - - - 295.780 295.780 - - - Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures a 31 de diciembre de 2021 son los siguientes: 2021 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL MENOS DE 1 A\u00d1O DE 1 A 3 A\u00d1OS DE 4 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures 384.621 384.621 - - - 384.621 384.621 - - - Los compromisos de EDPR para proporcionar financiaci\u00f3n a las joint ventures en 2022 Y 2021 se refieren a los fondos comprometidos para Ocean Winds con el fin de financiar el negocio offshore. El Grupo EDPR concedi\u00f3 garant\u00edas corporativas para determinados proyectos de joint ventures. El total de garant\u00edas financieras y operativas otorgadas por EDPR a joint ventures asciende a 411.637 miles de euros y 455.579 miles de euros respectivamente (17.795 miles de euros y 267.200 miles de euros respectivamente a 31 de diciembre de 2021). Adem\u00e1s, EDP Energ\u00edas de Portugal Sucursal en Espa\u00f1a ha otorgado garant\u00edas financieras y operativas a las joint ventures de EDPR por importe de 11.719 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (11.037 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Adicionalmente, EDP Energ\u00edas de Portugal Sucursal en Espa\u00f1a ha concedido garant\u00edas financieras a las joint ventures del Grupo EDPR por importe de 261.187 miles de euros a 31 de diciembre de 2021Los principales indicadores financieros de las entidades controladas de forma conjunta incluidas en la consolidaci\u00f3n mediante el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciembre de 2022 son los siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPI- TAL % DE DERE- CHOS DE VOTO Desarrollos Energ\u00e9ticos Canarios, S.A. \u20ac 15.025 Las Palmas n.a. 49,90% 49,90% Desarrollos Energ\u00e9ticos del Val, S.L. \u20ac 137.070 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoluci\u00f3n 2000, S.L. \u20ac 117.994 Albacete PwC 49,15% 49,15% OW Offshore, S.L. \u20ac 57.519.614 Madrid PwC 50,00% 50,00% Sistemas E\u00f3licos Tres Cruces, S.L. \u20ac 50.000 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoikos Voreas A.E. \u20ac 126.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Sofrano A.E. \u20ac 830.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Centrale Eolienne D'Occey, S.A.S. \u20ac 284.844 Paris n.a. 51,00% 51,00% Lomartico Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Medsteville Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Ondentille Investments, Sp. z o.o. \u20ac 1.066 Warsaw n.a. 50,00% 50,00% Kronos IBV UK GmbH (1) \u20ac 25.000 Berlin n.a. 50,00% 50,00% KSD 20 UG (1) \u20ac 1.000 Munich n.a. 50,00% 50,00% 2017 Vento XVII LLC \u20ac 457.105.962 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2018 Vento XIX LLC \u20ac 436.471.238 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2019 Vento XX LLC \u20ac 540.192.107 Delaware PwC 20,00% 20,00% Flat Rock Windpower LLC \u20ac 514.100.517 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Flat Rock Windpower II LLC \u20ac 202.349.774 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures II LLC \u20ac 158.862.680 Delaware PwC 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures LLC \u20ac 123.728.648 Delaware PwC 50,00% 50,00% Nine Kings Wind Farm LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Riverstart Development LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 20,00% 20,00% Riverstart Ventures LLC \u20ac 175.144.763 Delaware PwC 20,00% 20,00% Solar Ventures Acquisition LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Sunseap Asset (Cambodia) Co., Ltd.(3) \u20ac 2.760.000 Phnom Penh City n.a. 51,00% 51,00% Sunseap Energy (Cambodia) Co., Ltd. (3) \u20ac 365.000 Phnom Penh City n.a. 49,00% 49,00% Cenergi Sunseap Energy Solutions Sdn. Bhd. (3) \u20ac 2.131.119 Kuala Lumpur n.a. 40,00% 40,00% Powersource Sunseap Corp. (3) \u20ac 0 Makati City n.a. 40.00% 40.00% Powersource Sunseap Solar Solution Corp. (3) \u20ac 0 Makati City n.a. 40.00% 40.00% RL Sunseap Energy Sdn. Bhd. \u20ac 532.780 Sarawak n.a. 49,00% 49,00% Sunseap LCS Energy Sdn. Bhd. (3) \u20ac 21.311 Kuala Lumpur n.a. 49,00% 49,00% Sunseap Solutions Taiwan Ltd. (3) \u20ac 924.126 Taipei City n.a. 49,00% 49,00% (1) Companies acquired in the Kronos Business Combination transaction (see note 42) (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) Los principales indicadores financieros de las entidades controladas de forma conjunta incluidas en la consolidaci\u00f3n mediante el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n a 31 de diciembre de 2021 son los siguientes: SOCIEDAD CAPITAL SO- CIAL DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DE DERE- CHOS DE VOTO Desarrollos Energ\u00e9ticos Canarios, S.A. \u20ac 15.025 Las Palmas n.a. 49,90% 49,90% Desarrollos Energ\u00e9ticos del Val, S.L. \u20ac 137.070 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoluci\u00f3n 2000, S.L. \u20ac 117.994 Albacete PwC 49,15% 49,15% OW Offshore, S.L. \u20ac 57.519.614 Madrid PwC 50,00% 50,00% Sistemas E\u00f3licos Tres Cruces, S.L. \u20ac 50.000 Soria n.a. 25,00% 25,00% Evoikos Voreas A.E. \u20ac 66.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Sofrano A.E.E \u20ac 700.000 Athens n.a. 51,00% 51,00% Moray West Holdings Limited \u20ac 1.190 London PwC 33,40% 64,20% 2017 Vento XVII LLC \u20ac 155.759.988 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2018 Vento XIX LLC \u20ac 75.647.503 Delaware PwC 20,00% 20,00% 2019 Vento XX LLC \u20ac 206.666.495 Delaware PwC 20,00% 20,00% Flat Rock Windpower LLC \u20ac 484.142.337 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Flat Rock Windpower II LLC \u20ac 190.558.245 Delaware KPMG 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures II LLC \u20ac 162.629.437 Delaware PwC 50,00% 50,00% Goldfinger Ventures LLC \u20ac 124.067.123 Delaware PwC 50,00% 50,00% Nine Kings Wind Farm LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% Riverstart Development LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 20,00% 20,00% Riverstart Ventures LLC \u20ac 130.231.676 Delaware PwC 20,00% 20,00% Solar Ventures Acquisition LLC \u20ac 0 Delaware n.a. 50,00% 50,00% ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfJointVenturesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f10460": {
"value": "21. Activos y pasivos por impuestos diferidos El Grupo EDP Renov\u00e1veis registra el efecto fiscal resultante de las diferencias temporales entre los activos y pasivos determinados contable y fiscalmente. A 31 de diciembre de 2022, en base consolidada, el movimiento, por naturaleza, de los activos y pasivos por impuestos diferidos netos es el siguiente: ACTIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2021 MOV. RESULTAD OS MOV. RESERVA S CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2022 P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales 762.913 58.118 3.244 32.658 856.933 Provisiones 23.320 708 -30 -3.991 20.006 Instrumentos financieros 133.261 131.506 185.624 -96.555 353.836 Inmovilizado material 68.105 -16.823 - -12.029 39.254 Gastos financieros no deducibles 15.858 -14.403 - -2.838 -1.383 Otras diferencias temporarias 36.808 19.362 -3.159 42.340 95.352 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -708.461 -32.463 3,159 -875 -738.641 331.803 146.005 188,838 -41.289 625.357 PASIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2021 MOV. RESULTAD OS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2022 Instrumentos financieros 2.119 47.295 53.420 -68.472 34.361 Inmovilizado material 302.384 12.550 39.411 27.694 382.039 Asignaci\u00f3n de los valores razonables a los activos y pasivos adquiridos 461.374 2.215 - -4.481 459.109 Ingresos de inversores institucionales (Norteam\u00e9rica) 383.232 32.733 -91 23.714 439.588 Otras diferencias temporarias 24.715 23.700 -1 13.404 61.819 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -719.260 -32.463 3.159 9.940 -738.624 454.564 86.030 95.898 1.799 638.290 A 31 de diciembre de 2021, en base consolidada, el movimiento, por naturaleza, de los Activos y Pasivos por Impuestos Diferidos Netos es el siguiente: ACTIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2020 MOV. RESULTADOS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2021 P\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales 618.024 91.431 294 53.164 762.913 Provisiones 10.640 6.805 -4 5.879 23.320 Instrumentos financieros 12.195 -123.565 244.193 437 133.260 Inmovilizado material 64.795 4.954 -839 -803 68.107 Gastos financieros no deducibles 34.530 -3.683 - -14.989 15.858 Otras diferencias temporarias 40.397 -6.428 -40 2.879 36.808 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -658.413 15.289 -178 -65.161 -708.463 122.168 -15.197 243.426 -18.594 331.803 PASIVOS POR IMPUESTOS DIFERIDOS NETOS MILES DE EUROS SALDO A 31.12.2020 MOV. RESULTADOS MOV. RESERVAS CAMBIOS DE PER\u00cdMETRO, DIFERENCIAS DE CAMBIO Y OTROS SALDO A 31.12.2021 Instrumentos financieros 10.943 -3.587 -5.371 134 2.119 Inmovilizado material 284.601 -6.128 -2.232 26.143 302.384 Asignaci\u00f3n de los valores razonables a los activos y pasivos adquiridos 433.443 7.568 2.406 17.957 461.374 Ingresos de inversores institucionales (Norteam\u00e9rica) 343.468 11.048 58 28.658 383.232 Otras diferencias temporarias 22.104 2.492 520 -401 24.715 Compensaci\u00f3n de activos y pasivos por impuestos diferidos -667.457 13.044 1.636 -66.483 -719.260 427.102 24.437 -2.983 6.008 454.564 La compensaci\u00f3n entre los activos y pasivos por impuestos diferidos se realiza en cada una de las filiales, por lo que los estados financieros consolidados reflejan la totalidad de los activos y pasivos por impuestos diferidos de las filiales del Grupo. La Direcci\u00f3n considera que, de acuerdo con el plan de negocio aprobado por el Consejo de Administraci\u00f3n, los activos por impuestos diferidos relacionados con p\u00e9rdidas y cr\u00e9ditos fiscales ser\u00e1n recuperables con futuros beneficios fiscales. Las p\u00e9rdidas fiscales disponibles en el Grupo para utilizaci\u00f3n en a\u00f1os posteriores se analizan de la siguiente manera: MILES EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 FECHA DE VENCIMIENTO 2022 - 1.344 2023 2.983 10.430 2024 1.555 22.753 2025 3.189 7.049 2026 11.842 20.943 2027 62.869 7.007 2028 4.985 23.739 2029 hasta 2043 2.314.380 1.760.552 Sin fecha de expiraci\u00f3n 851.916 726.232 3.253.720 2.580.050 Adem\u00e1s de lo anterior, EDPR North America LLC tiene p\u00e9rdidas fiscales estatales que se registran en los estados financieros del Grupo. El activo por impuesto diferido asociado se elev\u00f3 a 78.566 miles de euros a 31 de diciembre de 2021 (69.232 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Del total de bases imponibles negativas disponibles a 31 de diciembre de 2022, un importe de 344.469 miles de euros no tiene asociado un activo por impuesto diferido de acuerdo con la normativa contable aplicable ya que, a d\u00eda de hoy, todav\u00eda no existe suficiente visibilidad sobre el periodo futuro en el que se utilizar\u00e1n dichas bases imponibles negativas ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDeferredTaxesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f10778": {
"value": "22. Existencias Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021(*) Anticipos por compras 4.749 4,892 Productos intermedios y terminados 11.490 11,215 Certificados verdes y RECs 172.658 157,533 Materias primas y materiales complementarios y consumibles 63.947 46,167 252.844 219,807 * V\u00e9ase nota 2.A) para m\u00e1s detalles sobre la reclasificaci\u00f3n de los Certificados verdes y RECs por el cambio de pol\u00edtica contable. El ep\u00edgrafe Certificados verdes y RECs se ha incrementado en 15.115 miles de euros en relaci\u00f3n a los certificados generados en el periodo y que est\u00e1n pendiente de ser vendidos. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInventoriesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f10809": {
"value": "23. Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A COBRAR - NO CORRIENTES Deudores comerciales 54 617 Costes diferidos 23.209 20.621 Deudores varios y otras operaciones 12.743 11.685 36.006 32.923 DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A COBRAR \u2013 CORRIENTES Deudores comerciales 370.231 364.676 Servicios prestados 44.825 29.349 Anticipos a proveedores 44.810 4.845 Costes diferidos 58.473 48.062 Deudores varios y otras operaciones 55.344 19.037 573.683 465.969 P\u00e9rdidas por deterioro de valor - 3.996 -658 605.693 498.234 El saldo de la partida de deudores comerciales, corriente, a 31 de diciembre de 2022 corresponde principalmente a Europa por un importe de 188.828 miles de euros (228.481 miles de euros a 31 de diciembre de 2021) y a Norteam\u00e9rica por un importe de 120.288 miles de euros (115.725 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), que recoge principalmente la facturaci\u00f3n de generaci\u00f3n el\u00e9ctrica. El aumento significativo se explica principalmente por la evoluci\u00f3n de los precios del mercado de la energ\u00eda. Adicionalmente, el ep\u00edgrafe incluye un importe de 32.210 miles de euros relacionado con el Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6). La partida Deudores varios y otras operaciones corrientes incluye 3.996 miles de euros, que es el resultado de las p\u00e9rdidas por deterioro seg\u00fan el modelo de p\u00e9rdida de cr\u00e9dito esperada recomendado en la NIIF 9. Este importe tambi\u00e9n incluye a 31 de diciembre de 2022 1.136 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6). El ep\u00edgrafe de anticipos a proveedores incluye un importe de 44.801 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 como resultado de construcci\u00f3n de ciertos proyectos en LATAM y Europa. El ep\u00edgrafe de deudores varios y otras operaciones \u2013 Corrientes incluye principalmente el importe pendiente de cobrar por el paro de ciertas turbinas. El an\u00e1lisis del riesgo de cr\u00e9dito se presenta en la nota 5, en la secci\u00f3n de gesti\u00f3n del riesgo de cr\u00e9dito de contraparte. Los valores razonables y valores en libros de los deudores comerciales y otras cuentas a cobrar corrientes no difieren significativamente. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherReceivablesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f10814": {
"value": "MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A COBRAR - NO CORRIENTES Deudores comerciales 54 617 Costes diferidos 23.209 20.621 Deudores varios y otras operaciones 12.743 11.685 36.006 32.923 DEUDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A COBRAR \u2013 CORRIENTES Deudores comerciales 370.231 364.676 Servicios prestados 44.825 29.349 Anticipos a proveedores 44.810 4.845 Costes diferidos 58.473 48.062 Deudores varios y otras operaciones 55.344 19.037 573.683 465.969 P\u00e9rdidas por deterioro de valor - 3.996 -658 605.693 498.234 La partida Deudores varios y otras operaciones corrientes incluye 3.996 miles de euros, que es el resultado de las p\u00e9rdidas por deterioro seg\u00fan el modelo de p\u00e9rdida de cr\u00e9dito esperada recomendado en la NIIF 9. Este importe tambi\u00e9n incluye a 31 de diciembre de 2022 1.136 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfAllowanceForCreditLossesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f10878": {
"value": "24. Otros deudores y otros activos Otros deudores y otros activos se analiza de la siguiente forma: THOUSAND EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS DEUDORES Y OTROS ACTIVOS \u2013 NO CORRIENTE Pr\u00e9stamos a partes vinculadas 185.775 172.906 Instrumentos financieros y derivados 137.597 51.013 Deudores varios y otras operaciones 138.802 547.496 462.174 771.415 OTROS DEUDORES Y OTROS ACTIVOS \u2013 CORRIENTE Pr\u00e9stamos a partes vinculadas 337.020 91.498 Instrumentos financieros y derivados 163.262 60.868 Deudores varios y otras operaciones 722.624 622.944 1.222.906 775.310 1.685.080 1.546.725 Deudores varios y otras operaciones no corrientes incluyen principalmente: \u2022 El valor razonable del precio variable por importe de 41.452 miles de euros relacionados con la venta de participaciones en 2020 de la sociedad Mayflower Wind Energy LLC en el contexto de la venta del negocio offshore a OW Offshore S.L. (35.866 miles de euros a 31 de diciembre 2021); \u2022 51.758 miles de euros (36.170 miles de euros a 31 de diciembre de 2021) principalmente relacionados con la interconexi\u00f3n y dep\u00f3sitos de transmisi\u00f3n en EDPR NA; \u2022 30.000 miles de euros relacionados con los anticipos pagados durante 2022 relacionados con la adquisici\u00f3n de inversiones futuras; \u2022 9.424 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (13.049 a 31 de diciembre de 2021) como parte del ajuste de precio, conforme a los acuerdos, en la transacci\u00f3n de venta del 49% EDP Renov\u00e1veis Portugal S.A. a CTG que tuvo lugar en 2013. \u2022 El valor razonable del precio variable en relaci\u00f3n con la venta en 2020 y 2018 de participaciones del 29,5% y 13,5% en las sociedades francesas \u00c9oliennes en Mer Dieppe - Le Tr\u00e9port, S.A.S. y \u00c9oliennes en Mer \u00celes d'Yeu et de Noirmoutier, S.A.S. a OW Offshore S.L. y Sumitomo Corporation, respectivamente, con arreglo a los correspondientes contratos firmados, que asciende a 77.920 miles de euros y 29.112 miles de euros respectivamente, a 31 de diciembre de 2022 que han sido reclasificados al ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 corriente. El importe incluido en el ep\u00edgrafe por este importe a 31 de diciembre de 2021 es 77.440 miles de euros y 28.853 miles de euros respectivamente. A 31 de diciembre de 2021 el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 No corriente inclu\u00eda un importe de 350.359 miles de euros relativos a la venta en 2020 de la totalidad de la sociedad Rosewater Wind Farm LLC y la venta en 2021 de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLc. Este importe ha sido recibido durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El importe no cobrado durante el ejercicio 2022 ha sido reclasificado al ep\u00edgrafe el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 corriente. Los pr\u00e9stamos con partes vinculadas incluyen principalmente pr\u00e9stamos concedidos a Ocean Winds por importe de 184.644 miles de euros a largo plazo con vencimiento en 2029 y 326.730 miles de euros a corto plazo, en el marco del acuerdo con ENGIE de enero de 2020 para el establecimiento de una joint venture, OW Offshore S.L., controlada conjuntamente al 50%, para el desarrollo conjunto del negocio offshore fijo y flotante (26.118 miles de euros a corto plazo y 172.095 miles de euros a largo plazo a 31 de diciembre de 2021). Estos pr\u00e9stamos devengan intereses a tipos de mercado, que se componen de un tipo de referencia indexado al Euribor en su mayor\u00eda, m\u00e1s un diferencial de mercado. A 31 de diciembre de 2022 el ep\u00edgrafe Deudores varios y otras operaciones, corriente, comprende principalmente: \u2022 Valor razonable del precio variable en relaci\u00f3n a la venta de sociedades francesas descritas en el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 no corriente; Importe a cobrar por la venta de las sociedades brasile\u00f1as Aventura Holding, S.A. y SRMN Holding, S.A. y sus subsidiarias por importe de 184.778 miles de euros (v\u00e9ase nota 6 y 9); \u2022 Caja indisponible como consecuencia de la garant\u00edas entregadas para determinados instrumentos financieros derivados y comercializaci\u00f3n de certificados verdes estadounidenses por importe de 238.375 miles de euros (161.362 miles de euros a 31 de diciembre de 2021); \u2022 118.323 miles de euros relacionados con la venta en 2020 de la totalidad de la participaci\u00f3n en la sociedad Rosewater Wind Farm LLC y la venta en 2021 de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC; \u2022 Importe a cobrar por los derivados contratados con el Grupo EDP por importe de 19.916 miles de euros; \u2022 4.634 miles de euros relacionados con los anticipos pagados en 2022 como inversi\u00f3n para futuras adquisiciones. \u2022 16.063 miles de euros como parte del ajuste precio, en relaci\u00f3n a los acuerdos correspondientes, en la transacci\u00f3n de venta del 49% de EDP Renov\u00e1veis Portugal S.A. a CTG que tuvo lugar en 2013 (v\u00e9ase nota 9), la cual incluye un importe de 3.653 miles de euros reclasificados durante 2022 del ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones no corrientes. A 31 de diciembre de 2021 el ep\u00edgrafe Deudores varios y otras operaciones, corriente, comprende principalmente: \u2022 Importes a cobrar, incluyendo pr\u00e9stamos de accionistas, por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. por un importe de 356.025 miles de euros (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Garant\u00edas (cash collaterals) depositadas en mercados con motivo de la contrataci\u00f3n de instrumentos derivados y la negociaci\u00f3n de certificados verdes de EE.UU., por un importe de 161.362 miles de euros; \u2022 Estimaci\u00f3n del impuesto de sociedades adeudado por EDP Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a por importe de 38.611 miles de euros (11.748 a 31 de diciembre de 2020). Para derivados, v\u00e9ase la nota 37. Los valores razonables y valores contables de otros activos no difieren significativamente. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f10883": {
"value": "THOUSAND EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS DEUDORES Y OTROS ACTIVOS \u2013 NO CORRIENTE Pr\u00e9stamos a partes vinculadas 185.775 172.906 Instrumentos financieros y derivados 137.597 51.013 Deudores varios y otras operaciones 138.802 547.496 462.174 771.415 OTROS DEUDORES Y OTROS ACTIVOS \u2013 CORRIENTE Pr\u00e9stamos a partes vinculadas 337.020 91.498 Instrumentos financieros y derivados 163.262 60.868 Deudores varios y otras operaciones 722.624 622.944 1.222.906 775.310 1.685.080 1.546.725 Deudores varios y otras operaciones no corrientes incluyen principalmente: \u2022 El valor razonable del precio variable por importe de 41.452 miles de euros relacionados con la venta de participaciones en 2020 de la sociedad Mayflower Wind Energy LLC en el contexto de la venta del negocio offshore a OW Offshore S.L. (35.866 miles de euros a 31 de diciembre 2021); \u2022 51.758 miles de euros (36.170 miles de euros a 31 de diciembre de 2021) principalmente relacionados con la interconexi\u00f3n y dep\u00f3sitos de transmisi\u00f3n en EDPR NA; \u2022 30.000 miles de euros relacionados con los anticipos pagados durante 2022 relacionados con la adquisici\u00f3n de inversiones futuras; \u2022 9.424 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (13.049 a 31 de diciembre de 2021) como parte del ajuste de precio, conforme a los acuerdos, en la transacci\u00f3n de venta del 49% EDP Renov\u00e1veis Portugal S.A. a CTG que tuvo lugar en 2013. \u2022 El valor razonable del precio variable en relaci\u00f3n con la venta en 2020 y 2018 de participaciones del 29,5% y 13,5% en las sociedades francesas \u00c9oliennes en Mer Dieppe - Le Tr\u00e9port, S.A.S. y \u00c9oliennes en Mer \u00celes d'Yeu et de Noirmoutier, S.A.S. a OW Offshore S.L. y Sumitomo Corporation, respectivamente, con arreglo a los correspondientes contratos firmados, que asciende a 77.920 miles de euros y 29.112 miles de euros respectivamente, a 31 de diciembre de 2022 que han sido reclasificados al ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 corriente. El importe incluido en el ep\u00edgrafe por este importe a 31 de diciembre de 2021 es 77.440 miles de euros y 28.853 miles de euros respectivamente. A 31 de diciembre de 2021 el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 No corriente inclu\u00eda un importe de 350.359 miles de euros relativos a la venta en 2020 de la totalidad de la sociedad Rosewater Wind Farm LLC y la venta en 2021 de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLc. Este importe ha sido recibido durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El importe no cobrado durante el ejercicio 2022 ha sido reclasificado al ep\u00edgrafe el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 corriente. Los pr\u00e9stamos con partes vinculadas incluyen principalmente pr\u00e9stamos concedidos a Ocean Winds por importe de 184.644 miles de euros a largo plazo con vencimiento en 2029 y 326.730 miles de euros a corto plazo, en el marco del acuerdo con ENGIE de enero de 2020 para el establecimiento de una joint venture, OW Offshore S.L., controlada conjuntamente al 50%, para el desarrollo conjunto del negocio offshore fijo y flotante (26.118 miles de euros a corto plazo y 172.095 miles de euros a largo plazo a 31 de diciembre de 2021). Estos pr\u00e9stamos devengan intereses a tipos de mercado, que se componen de un tipo de referencia indexado al Euribor en su mayor\u00eda, m\u00e1s un diferencial de mercado. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherNoncurrentAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f10884": {
"value": "THOUSAND EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS DEUDORES Y OTROS ACTIVOS \u2013 NO CORRIENTE Pr\u00e9stamos a partes vinculadas 185.775 172.906 Instrumentos financieros y derivados 137.597 51.013 Deudores varios y otras operaciones 138.802 547.496 462.174 771.415 OTROS DEUDORES Y OTROS ACTIVOS \u2013 CORRIENTE Pr\u00e9stamos a partes vinculadas 337.020 91.498 Instrumentos financieros y derivados 163.262 60.868 Deudores varios y otras operaciones 722.624 622.944 1.222.906 775.310 1.685.080 1.546.725 A 31 de diciembre de 2022 el ep\u00edgrafe Deudores varios y otras operaciones, corriente, comprende principalmente: \u2022 Valor razonable del precio variable en relaci\u00f3n a la venta de sociedades francesas descritas en el ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones \u2013 no corriente; Importe a cobrar por la venta de las sociedades brasile\u00f1as Aventura Holding, S.A. y SRMN Holding, S.A. y sus subsidiarias por importe de 184.778 miles de euros (v\u00e9ase nota 6 y 9); \u2022 Caja indisponible como consecuencia de la garant\u00edas entregadas para determinados instrumentos financieros derivados y comercializaci\u00f3n de certificados verdes estadounidenses por importe de 238.375 miles de euros (161.362 miles de euros a 31 de diciembre de 2021); \u2022 118.323 miles de euros relacionados con la venta en 2020 de la totalidad de la participaci\u00f3n en la sociedad Rosewater Wind Farm LLC y la venta en 2021 de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC; \u2022 Importe a cobrar por los derivados contratados con el Grupo EDP por importe de 19.916 miles de euros; \u2022 4.634 miles de euros relacionados con los anticipos pagados en 2022 como inversi\u00f3n para futuras adquisiciones. \u2022 16.063 miles de euros como parte del ajuste precio, en relaci\u00f3n a los acuerdos correspondientes, en la transacci\u00f3n de venta del 49% de EDP Renov\u00e1veis Portugal S.A. a CTG que tuvo lugar en 2013 (v\u00e9ase nota 9), la cual incluye un importe de 3.653 miles de euros reclasificados durante 2022 del ep\u00edgrafe deudores varios y otras operaciones no corrientes. A 31 de diciembre de 2021 el ep\u00edgrafe Deudores varios y otras operaciones, corriente, comprende principalmente: \u2022 Importes a cobrar, incluyendo pr\u00e9stamos de accionistas, por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. por un importe de 356.025 miles de euros (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Garant\u00edas (cash collaterals) depositadas en mercados con motivo de la contrataci\u00f3n de instrumentos derivados y la negociaci\u00f3n de certificados verdes de EE.UU., por un importe de 161.362 miles de euros; \u2022 Estimaci\u00f3n del impuesto de sociedades adeudado por EDP Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a por importe de 38.611 miles de euros (11.748 a 31 de diciembre de 2020). Para derivados, v\u00e9ase la nota 37. Los valores razonables y valores contables de otros activos no difieren significativamente. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherCurrentAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11014": {
"value": "25. Administraciones p\u00fablicas deudoras Administraciones p\u00fablicas deudoras se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Impuestos sobre sociedades 68.345 16.964 Impuesto sobre el valor a\u00f1adido (IVA) 208.883 192.698 Otros impuestos 25.156 15.134 302.384 224.796 El incremento en el ep\u00edgrafe de Impuesto sobre sociedades corresponde, principalmente, al importe relacionado con el impuesto pagado en el pasado por la venta de ciertas sociedades cuyos directores y expertos legales han estimado recuperable. 36. Administraciones p\u00fablicas acreedoras Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Impuestos sobre sociedades 99.463 39.439 Retenciones fiscales 13.674 3.983 Impuesto sobre el valor a\u00f1adido (IVA) 45.430 91.401 Otros impuestos 76.837 57.133 235.404 191.956 El incremento en el ep\u00edgrafe de Impuestos sobre sociedades se explica, principalmente, por la subida de precios de la elec- tricidad en Europa y la plusval\u00eda por la venta de ciertas sociedades en Brasil (v\u00e9ase nota 6 y 9). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfTaxReceivablesAndPayablesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11043": {
"value": "26. Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes Efectivo y otros activos equivalentes se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Efectivo 410 79 DEP\u00d3SITIVOS BANCARIOS Dep\u00f3sitos corrientes 799.938 540.204 Dep\u00f3sitos a plazo 30.632 38.938 Dep\u00f3sitos a la vista espec\u00edficos relacionados con inversores institucionales 1.536 231 832.106 579.373 Otras inversions a corto plazo 339.416 424.332 1.171.932 1.003.784 Los dep\u00f3sitos a plazo incluyen inversiones financieras temporales para colocar excedentes de tesorer\u00eda. Los dep\u00f3sitos a la vista espec\u00edficos relacionados con inversores institucionales son fondos que han de mantenerse como garant\u00eda para pagar los costes de construcci\u00f3n restantes de proyectos en asociaciones con inversores institucionales (v\u00e9ase la nota 33), de acuerdo con la pol\u00edtica contable. Los acuerdos que rigen estas asociaciones y los acuerdos de estas garant\u00edas espec\u00edficas definen la utilizaci\u00f3n adecuada de estos fondos. La partida otras inversiones a corto plazo incluye esencialmente el saldo deudor de la cuenta corriente con EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A., a 31 de diciembre de 2022 y 2021, de conformidad con los t\u00e9rminos y condiciones del contrato firmado entre las partes (v\u00e9ase la nota 39). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfCashAndCashEquivalentsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11077": {
"value": "27. Activos y pasivos mantenidos para la venta Los criterios para clasificar los activos y pasivos como mantenidos para la venta y actividades interrumpidas, as\u00ed como su presentaci\u00f3n en los estados financieros consolidados del Grupo EDPR, se presentan en las pol\u00edticas contables, en la nota 2 k). Esta partida se analiza de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 MILES DE EUROS ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA PASIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA ACTIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA PASIVOS MANTENIDOS PARA LA VENTA Activos del negocio de generaci\u00f3n de electricidad \u2013 E\u00f3lica offshore - - 25.111 - Activos del negocio de generaci\u00f3n de electricidad \u2013 E\u00f3lica onshore 9.198 - 470.813 62.487 9.198 495.924 62.487 Activos del negocio de generaci\u00f3n de electricidad \u2013 E\u00f3lica offshore Disminuci\u00f3n por importe total de 25.111 miles de euros por la conclusi\u00f3n del proceso de venta de Moray West Holdings Limited (v\u00e9ase nota 6 y 9). Activos del negocio de generaci\u00f3n de electricidad \u2013 E\u00f3lica onshore Disminuci\u00f3n por importe total de 470.813 miles de euros por la conclusi\u00f3n del proceso de ciertos proyectos en Espa\u00f1a y Polonia (v\u00e9ase nota 6 y 9). Incremento por importe total de 9.189 miles de euros por el comienzo del proceso de venta de ciertos proyectos en Italia y Francia (v\u00e9ase nota 6 y 9). Los activos a este grupo de sociedades se presentaron en activos no corrientes mantenidos para la venta, conforme al an\u00e1lisis realizado con arreglo a la NIIF 5. Estos activos no tienen pasivos asociados. A 31 de diciembre de 2022 se realizaron las siguientes reclasificaciones a mantenidos para la venta: MILES DE EUROS E\u00d3LICA ONSHORE E\u00d3LICA OFFSHORE TOTAL ACTIVO Inmovilizado material 9.152 - 9.152 Activos en derecho de uso - - - Otros activos 46 - 46 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes - - - Activos no corrientes mantenidos para la venta 9.189 - 9.189 PASIVO Deuda financiera - - - Provisiones - - - Otros pasivos - - - Pasivos no corrientes mantenidos para la venta - - - A 31 de diciembre de 2021 se realizaron las siguientes reclasificaciones a mantenidos para la venta: MILES DE EUROS E\u00d3LICA ONSHORE E\u00d3LICA OFFSHORE TOTAL ACTIVO Inmovilizado material 373.878 - 373.878 Activos en derecho de uso 12.350 - 12.350 Otros activos 75.095 25.111 100.206 Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 9.490 - 9.490 Activos no corrientes mantenidos para la venta 470.813 25.111 495.924 PASIVO Deuda financiera - - - Provisiones 6.965 - 6.965 Otros pasivos 55.522 - 55.522 Pasivos no corrientes mantenidos para la venta 62.487 - 62.487 Estas reclasificaciones se realizaron \u00fanicamente a efectos de la presentaci\u00f3n de estados financieros, sin impacto en la valoraci\u00f3n de estos activos y pasivos, ya que se espera que el valor razonable menos los costes de venta sea superior a su valor contable, conforme a la NIIF 5. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncurrentAssetsOrDisposalGroupsClassifiedAsHeldForSaleExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11235": {
"value": "28. Capital social y prima de emisi\u00f3n El 15 de abril de 2021, EDPR realiz\u00f3 una ampliaci\u00f3n de capital mediante la emisi\u00f3n de 88.250.000 acciones ordinarias, con un valor nominal de 5 euros cada una y un precio de suscripci\u00f3n de 17 euros por acci\u00f3n, excluyendo los derechos de suscripci\u00f3n preferente de los accionistas de la Sociedad. Las nuevas acciones son equivalentes a las dem\u00e1s acciones de EDPR y conferir\u00e1n a sus titulares, desde la fecha de la emisi\u00f3n respectiva, los mismos derechos que las otras acciones existentes antes del aumento de capital. Por tanto, el capital social de EDPR asciende a 31 de diciembre de 2022 y 2021 a 4.802.790.810 euros, representado por 960.558.162 acciones de 5 euros de valor nominal cada una, todas ellas de una sola clase y serie. Las acciones son al portador y est\u00e1n representadas por medio de anotaciones en cuenta. La Sociedad tiene derecho a solicitar la cotizaci\u00f3n de sus acciones y todos los accionistas est\u00e1n inscritos en los registros pertinentes de anotaciones en cuenta. Estas acciones tienen los mismos derechos de voto y derechos de participaci\u00f3n en beneficios y son transmisibles libremente. La estructura accionarial de EDP Renov\u00e1veis, S.A. a 31 de diciembre 2022 es la siguiente: N.\u00ba DE ACCIONES % CAPITAL % DERECHOS VOTO EDP - Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Sucursal) 720.191.372 74,98% 74,98% Otros (*) 240.366.790 25,02% 25,02% 960.558.162 100,00% 100,00% (*) Acciones cotizadas en el mercado de valores de Lisboa No ha habido cambios en el capital social ni en la prima de emisi\u00f3n durante 2022. La prima de emisi\u00f3n es libremente distribuible. Los movimientos del capital social y la prima de emisi\u00f3n durante 2021 han sido los siguientes: CAPITAL SOCIAL PRIMA DE EMISI\u00d3N Saldo a 1 de enero de 2022 4.361.541 552.035 Movimientos durante el ejercicio (netos de los costes de transacci\u00f3n) 441.250 1.046.978 Saldo a 31 de diciembre de 2022 4.802.791 1.599.013 Las ganancias por acci\u00f3n atribuibles a los accionistas de EDPR se analizan de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Beneficio atribuible a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en miles de euros) 616.231 655.443 Beneficio de actividades continuadas atribuible a tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en miles de euros) 616.231 655.443 Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n 960.558.162 934.818.579 Promedio ponderado de acciones ordinarias diluidas en circulaci\u00f3n 960.558.162 934.818.579 Ganancias por acci\u00f3n (b\u00e1sicas) atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (diluidas) atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (b\u00e1sicas) de actividades continuadas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (diluidas) de actividades continuadas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 El Grupo EDPR calcula sus ganancias por acci\u00f3n b\u00e1sicas y diluidas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio neto de la dominante mediante el uso del promedio ponderado de las acciones ordinarias en circulaci\u00f3n durante el ejercicio. La Sociedad no dispone de ninguna acci\u00f3n propia a 31 de diciembre de 2022 y 2021. El promedio de acciones se determine de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Acciones ordinarias emitidas al inicio del ejercicio 960.558.162 872.308.162 Efecto de acciones emitidas durante el ejercicio - 62.510.417 Promedio de acciones realizadas 960.558.162 934.818.579 Promedio de acciones durante el ejercicio 960.558.162 934.818.579 Promedio diluido de acciones durante el ejercicio 960.558.162 934.818.579 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfIssuedCapitalExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11236": {
"value": "28. Capital social y prima de emisi\u00f3n El 15 de abril de 2021, EDPR realiz\u00f3 una ampliaci\u00f3n de capital mediante la emisi\u00f3n de 88.250.000 acciones ordinarias, con un valor nominal de 5 euros cada una y un precio de suscripci\u00f3n de 17 euros por acci\u00f3n, excluyendo los derechos de suscripci\u00f3n preferente de los accionistas de la Sociedad. Las nuevas acciones son equivalentes a las dem\u00e1s acciones de EDPR y conferir\u00e1n a sus titulares, desde la fecha de la emisi\u00f3n respectiva, los mismos derechos que las otras acciones existentes antes del aumento de capital. Por tanto, el capital social de EDPR asciende a 31 de diciembre de 2022 y 2021 a 4.802.790.810 euros, representado por 960.558.162 acciones de 5 euros de valor nominal cada una, todas ellas de una sola clase y serie. Las acciones son al portador y est\u00e1n representadas por medio de anotaciones en cuenta. La Sociedad tiene derecho a solicitar la cotizaci\u00f3n de sus acciones y todos los accionistas est\u00e1n inscritos en los registros pertinentes de anotaciones en cuenta. Estas acciones tienen los mismos derechos de voto y derechos de participaci\u00f3n en beneficios y son transmisibles libremente. La estructura accionarial de EDP Renov\u00e1veis, S.A. a 31 de diciembre 2022 es la siguiente: N.\u00ba DE ACCIONES % CAPITAL % DERECHOS VOTO EDP - Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Sucursal) 720.191.372 74,98% 74,98% Otros (*) 240.366.790 25,02% 25,02% 960.558.162 100,00% 100,00% (*) Acciones cotizadas en el mercado de valores de Lisboa No ha habido cambios en el capital social ni en la prima de emisi\u00f3n durante 2022. La prima de emisi\u00f3n es libremente distribuible. Los movimientos del capital social y la prima de emisi\u00f3n durante 2021 han sido los siguientes: CAPITAL SOCIAL PRIMA DE EMISI\u00d3N Saldo a 1 de enero de 2022 4.361.541 552.035 Movimientos durante el ejercicio (netos de los costes de transacci\u00f3n) 441.250 1.046.978 Saldo a 31 de diciembre de 2022 4.802.791 1.599.013 Las ganancias por acci\u00f3n atribuibles a los accionistas de EDPR se analizan de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Beneficio atribuible a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en miles de euros) 616.231 655.443 Beneficio de actividades continuadas atribuible a tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en miles de euros) 616.231 655.443 Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n 960.558.162 934.818.579 Promedio ponderado de acciones ordinarias diluidas en circulaci\u00f3n 960.558.162 934.818.579 Ganancias por acci\u00f3n (b\u00e1sicas) atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (diluidas) atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (b\u00e1sicas) de actividades continuadas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (diluidas) de actividades continuadas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 El Grupo EDPR calcula sus ganancias por acci\u00f3n b\u00e1sicas y diluidas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio neto de la dominante mediante el uso del promedio ponderado de las acciones ordinarias en circulaci\u00f3n durante el ejercicio. La Sociedad no dispone de ninguna acci\u00f3n propia a 31 de diciembre de 2022 y 2021. El promedio de acciones se determine de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Acciones ordinarias emitidas al inicio del ejercicio 960.558.162 872.308.162 Efecto de acciones emitidas durante el ejercicio - 62.510.417 Promedio de acciones realizadas 960.558.162 934.818.579 Promedio de acciones durante el ejercicio 960.558.162 934.818.579 Promedio diluido de acciones durante el ejercicio 960.558.162 934.818.579 29. Otro resultado global, reservas y ganancias acumuladas Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTRO RESULTADO GLOBAL Reserva de valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) -1.052.141 -754.882 Reserva de valor razonable (instrumentos de patrimonio a valor razonable) 19.737 4.146 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n 672.254 383.406 Diferencias de conversi\u00f3n \u2013 cobertura de inversi\u00f3n neta -790.770 -544.039 Diferencias de conversi\u00f3n \u2013 cobertura de inversi\u00f3n neta \u2013 Coste de cobertura -20.925 711 -1.171.745 -910.658 OTRAS RESERVAS Y GANANCIAS ACUMULADAS Ganancias acumuladas y otras reservas 2.903.746 2.344.797 Capital adicional desembolsado 60.666 60.666 Reserva legal 214.829 214.829 3.179.241 2.620.292 2.007.496 1.709.634 Reserva de conversi\u00f3n de divisa - Cobertura de la inversi\u00f3n neta y coste de la cobertura Los movimientos de esta partida en el ejercicio 2022 son los siguientes: MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Saldo a 31 de diciembre de 2021 -544.039 711 Cambios en el valor razonable -320.792 -28.849 Efecto fiscal de cambios de valor razonable 77.383 7.213 Tipo de cambio - - Traspaso a la cuenta de resultados resultante de la venta de una filial extranjera -3.222 - Otros - - Saldo a 31 de diciembre de 2022 -790.670 -20.925 Los movimientos de esta partida en el ejercicio 2021 son los siguientes: MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Saldo a 31 de diciembre de 2020 -569.648 -166 Cambios en el valor razonable -148.401 877 Efecto fiscal de cambios de valor razonable 30.422 - MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Tipo de cambio 155.207 - Traspaso a la cuenta de resultados resultante de la venta de una filial extranjera -15.751 - Otros 4.132 - Saldo a 31 de diciembre de 2021 -544.039 711 Capital adicional desembolsado La contabilidad de las transacciones entre entidades bajo control com\u00fan no est\u00e1 recogida en la NIIF 3. Por lo tanto, a falta de directrices espec\u00edficas en las NIIF, el Grupo EDPR ha adoptado una pol\u00edtica contable para estas transacciones, seg\u00fan ha considerado oportuno. Seg\u00fan la pol\u00edtica del Grupo, las combinaciones de negocios entre entidades bajo control com\u00fan se contabilizan en los estados financieros consolidados usando los valores contables de la sociedad adquirida (subgrupo) en los estados financieros consolidados de EDPR. La diferencia entre el valor contable de los activos netos recibidos y la contraprestaci\u00f3n pagada se reconoce en el patrimonio neto. Reserva legal La reserva legal se ha dotado con arreglo al art\u00edculo 274 de la Ley de Sociedades de Capital espa\u00f1ola en virtud de la cual las sociedades est\u00e1n obligadas a transferir el 10% de los beneficios del ejercicio a una reserva legal hasta que dicha reserva alcance un importe igual al 20% del capital social. Esta reserva no se distribuye entre los accionistas y solo se puede utilizar para compensar p\u00e9rdidas si no hay disponible ninguna otra reserva o para la ampliaci\u00f3n de capital. Distribuci\u00f3n de beneficios (sociedad dominante) La propuesta para la distribuci\u00f3n de beneficios del Consejo de Administraci\u00f3n de EDP Renov\u00e1veis, S.A. de 2022 que se presentar\u00e1 en la Junta General de Accionistas se analiza de la siguiente manera: EUROS BASE PARA DISTRIBUC\u00d3N P\u00e9rdida del ejercicio 2022 -220.662.410 Ganancias acumuladas 240.139.541 DISTRIBUCI\u00d3N P\u00e9rdidas de ejercicios anteriores -220.662.410 Dividendos 240.139.541 La propuesta para la distribuci\u00f3n de beneficios de EDP Renov\u00e1veis, S.A. de 2021 que se present\u00f3 en la Junta General de Accionistas se analiza de la siguiente manera: EUROS BASE PARA DISTRIBUC\u00d3N P\u00e9rdida del ejercicio 2022 -95.471.089,00 Ganancias acumuladas 86.450.234,58 DISTRIBUCI\u00d3N P\u00e9rdidas de ejercicios anteriores -95.471.089,00 Dividendos 86.450.234,58 Reserva de valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) La reserva a valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) est\u00e1 compuesta por la parte efectiva del cambio neto acumulado en el valor razonable de los instrumentos de cobertura de flujos de efectivo. Reserva de valor razonable (instrumentos de patrimonio a valor razonable) Esta reserva est\u00e1 compuesta por el cambio neto acumulado en el valor razonable de los activos financieros disponibles para la venta en la fecha del balance: MILES DE EUROS Saldo a 1 de enero de 2021 3.318 Parque E\u00f3lico Montes de las Navas, S.L. 828 Saldo a 31 de diciembre de 2021 4.146 Parque E\u00f3lico Montes de las Navas, S.L. E\u00f3licas P\u00e1ramo de Poza, S.A. Otros 4.542 10.352 697 Saldo a 31 de diciembre de 2022 19.737 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n Esta partida refleja el importe que surge de la conversi\u00f3n de los estados financieros de las sociedades dependientes y asociadas de su moneda funcional a euros. Los tipos de cambio m\u00e1s significativos empleados en la formulaci\u00f3n de los estados financieros consolidados son los siguientes: TIPOS DE CAMBIO A 31 DECEMBER 2022 TIPOS DE CAMBIO A 31 DECEMBER 2021 TIPO DE CIERRE TIPO MEDIO TIPO DE CIERRE TIPO MEDIO D\u00f3lar estadounidense USD 1,067 1,053 1,133 1,183 Esloti polaco PLN 4,690 4,688 4,599 4,567 Real brasile\u00f1o BRL 5,639 5,440 6,310 6,378 Nuevo leu RON 4,947 4,931 4,948 4,921 Libra esterlina GBP 0,887 0,853 0,840 0,860 D\u00f3lar canadiense CAD 1,444 1,369 1,439 1,483 Peso mexicano MXN 20,781 21,198 23,28 23,99 Peso colombiano COP 5.133,687 4.470,960 4.527 4.426 Flor\u00edn h\u00fangaro HUF 400,87 391,286 369,2 358,5 Dong vietnamita VND 25.182 24.601 25.852 27.079 D\u00f3lar singapurense SGD 1,43 1,451 - - ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfShareCapitalReservesAndOtherEquityInterestExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11296": {
"value": "Las ganancias por acci\u00f3n atribuibles a los accionistas de EDPR se analizan de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Beneficio atribuible a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en miles de euros) 616.231 655.443 Beneficio de actividades continuadas atribuible a tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en miles de euros) 616.231 655.443 Promedio ponderado de acciones ordinarias en circulaci\u00f3n 960.558.162 934.818.579 Promedio ponderado de acciones ordinarias diluidas en circulaci\u00f3n 960.558.162 934.818.579 Ganancias por acci\u00f3n (b\u00e1sicas) atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (diluidas) atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (b\u00e1sicas) de actividades continuadas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 Ganancias por acci\u00f3n (diluidas) de actividades continuadas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio de la dominante (en euros) 0,64 0,70 El Grupo EDPR calcula sus ganancias por acci\u00f3n b\u00e1sicas y diluidas atribuibles a los tenedores de instrumentos de patrimonio neto de la dominante mediante el uso del promedio ponderado de las acciones ordinarias en circulaci\u00f3n durante el ejercicio. La Sociedad no dispone de ninguna acci\u00f3n propia a 31 de diciembre de 2022 y 2021. El promedio de acciones se determine de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Acciones ordinarias emitidas al inicio del ejercicio 960.558.162 872.308.162 Efecto de acciones emitidas durante el ejercicio - 62.510.417 Promedio de acciones realizadas 960.558.162 934.818.579 Promedio de acciones durante el ejercicio 960.558.162 934.818.579 Promedio diluido de acciones durante el ejercicio 960.558.162 934.818.579 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfEarningsPerShareExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11364": {
"value": "29. Otro resultado global, reservas y ganancias acumuladas Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTRO RESULTADO GLOBAL Reserva de valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) -1.052.141 -754.882 Reserva de valor razonable (instrumentos de patrimonio a valor razonable) 19.737 4.146 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n 672.254 383.406 Diferencias de conversi\u00f3n \u2013 cobertura de inversi\u00f3n neta -790.770 -544.039 Diferencias de conversi\u00f3n \u2013 cobertura de inversi\u00f3n neta \u2013 Coste de cobertura -20.925 711 -1.171.745 -910.658 OTRAS RESERVAS Y GANANCIAS ACUMULADAS Ganancias acumuladas y otras reservas 2.903.746 2.344.797 Capital adicional desembolsado 60.666 60.666 Reserva legal 214.829 214.829 3.179.241 2.620.292 2.007.496 1.709.634 Reserva de conversi\u00f3n de divisa - Cobertura de la inversi\u00f3n neta y coste de la cobertura Los movimientos de esta partida en el ejercicio 2022 son los siguientes: MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Saldo a 31 de diciembre de 2021 -544.039 711 Cambios en el valor razonable -320.792 -28.849 Efecto fiscal de cambios de valor razonable 77.383 7.213 Tipo de cambio - - Traspaso a la cuenta de resultados resultante de la venta de una filial extranjera -3.222 - Otros - - Saldo a 31 de diciembre de 2022 -790.670 -20.925 Los movimientos de esta partida en el ejercicio 2021 son los siguientes: MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Saldo a 31 de diciembre de 2020 -569.648 -166 Cambios en el valor razonable -148.401 877 Efecto fiscal de cambios de valor razonable 30.422 - MILES DE EUROS COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA COSTE DE COBERTURA Tipo de cambio 155.207 - Traspaso a la cuenta de resultados resultante de la venta de una filial extranjera -15.751 - Otros 4.132 - Saldo a 31 de diciembre de 2021 -544.039 711 Capital adicional desembolsado La contabilidad de las transacciones entre entidades bajo control com\u00fan no est\u00e1 recogida en la NIIF 3. Por lo tanto, a falta de directrices espec\u00edficas en las NIIF, el Grupo EDPR ha adoptado una pol\u00edtica contable para estas transacciones, seg\u00fan ha considerado oportuno. Seg\u00fan la pol\u00edtica del Grupo, las combinaciones de negocios entre entidades bajo control com\u00fan se contabilizan en los estados financieros consolidados usando los valores contables de la sociedad adquirida (subgrupo) en los estados financieros consolidados de EDPR. La diferencia entre el valor contable de los activos netos recibidos y la contraprestaci\u00f3n pagada se reconoce en el patrimonio neto. Reserva legal La reserva legal se ha dotado con arreglo al art\u00edculo 274 de la Ley de Sociedades de Capital espa\u00f1ola en virtud de la cual las sociedades est\u00e1n obligadas a transferir el 10% de los beneficios del ejercicio a una reserva legal hasta que dicha reserva alcance un importe igual al 20% del capital social. Esta reserva no se distribuye entre los accionistas y solo se puede utilizar para compensar p\u00e9rdidas si no hay disponible ninguna otra reserva o para la ampliaci\u00f3n de capital. Distribuci\u00f3n de beneficios (sociedad dominante) La propuesta para la distribuci\u00f3n de beneficios del Consejo de Administraci\u00f3n de EDP Renov\u00e1veis, S.A. de 2022 que se presentar\u00e1 en la Junta General de Accionistas se analiza de la siguiente manera: EUROS BASE PARA DISTRIBUC\u00d3N P\u00e9rdida del ejercicio 2022 -220.662.410 Ganancias acumuladas 240.139.541 DISTRIBUCI\u00d3N P\u00e9rdidas de ejercicios anteriores -220.662.410 Dividendos 240.139.541 La propuesta para la distribuci\u00f3n de beneficios de EDP Renov\u00e1veis, S.A. de 2021 que se present\u00f3 en la Junta General de Accionistas se analiza de la siguiente manera: EUROS BASE PARA DISTRIBUC\u00d3N P\u00e9rdida del ejercicio 2022 -95.471.089,00 Ganancias acumuladas 86.450.234,58 DISTRIBUCI\u00d3N P\u00e9rdidas de ejercicios anteriores -95.471.089,00 Dividendos 86.450.234,58 Reserva de valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) La reserva a valor razonable (cobertura del flujo de efectivo) est\u00e1 compuesta por la parte efectiva del cambio neto acumulado en el valor razonable de los instrumentos de cobertura de flujos de efectivo. Reserva de valor razonable (instrumentos de patrimonio a valor razonable) Esta reserva est\u00e1 compuesta por el cambio neto acumulado en el valor razonable de los activos financieros disponibles para la venta en la fecha del balance: MILES DE EUROS Saldo a 1 de enero de 2021 3.318 Parque E\u00f3lico Montes de las Navas, S.L. 828 Saldo a 31 de diciembre de 2021 4.146 Parque E\u00f3lico Montes de las Navas, S.L. E\u00f3licas P\u00e1ramo de Poza, S.A. Otros 4.542 10.352 697 Saldo a 31 de diciembre de 2022 19.737 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n Esta partida refleja el importe que surge de la conversi\u00f3n de los estados financieros de las sociedades dependientes y asociadas de su moneda funcional a euros. Los tipos de cambio m\u00e1s significativos empleados en la formulaci\u00f3n de los estados financieros consolidados son los siguientes: TIPOS DE CAMBIO A 31 DECEMBER 2022 TIPOS DE CAMBIO A 31 DECEMBER 2021 TIPO DE CIERRE TIPO MEDIO TIPO DE CIERRE TIPO MEDIO D\u00f3lar estadounidense USD 1,067 1,053 1,133 1,183 Esloti polaco PLN 4,690 4,688 4,599 4,567 Real brasile\u00f1o BRL 5,639 5,440 6,310 6,378 Nuevo leu RON 4,947 4,931 4,948 4,921 Libra esterlina GBP 0,887 0,853 0,840 0,860 D\u00f3lar canadiense CAD 1,444 1,369 1,439 1,483 Peso mexicano MXN 20,781 21,198 23,28 23,99 Peso colombiano COP 5.133,687 4.470,960 4.527 4.426 Flor\u00edn h\u00fangaro HUF 400,87 391,286 369,2 358,5 Dong vietnamita VND 25.182 24.601 25.852 27.079 D\u00f3lar singapurense SGD 1,43 1,451 - - ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfReservesAndOtherEquityInterestExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11495": {
"value": "BASE PARA DISTRIBUC\u00d3N P\u00e9rdida del ejercicio 2022 -220.662.410 Ganancias acumuladas 240.139.541 DISTRIBUCI\u00d3N P\u00e9rdidas de ejercicios anteriores -220.662.410 Dividendos 240.139.541 BASE PARA DISTRIBUC\u00d3N P\u00e9rdida del ejercicio 2022 -95.471.089,00 Ganancias acumuladas 86.450.234,58 DISTRIBUCI\u00d3N P\u00e9rdidas de ejercicios anteriores -95.471.089,00 Dividendos 86.450.234,58 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDividendsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11506": {
"value": "240139541.0",
"decimals": 0,
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DividendsProposedOrDeclaredBeforeFinancialStatementsAuthorisedForIssueButNotRecognisedAsDistributionToOwners",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00",
"unit": "iso4217:EUR"
}
},
"f11631": {
"value": "30. Participaciones no dominantes Esta partida se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Participaciones no dominantes en el beneficio del ejercicio 200.871 154.135 Participaciones no dominantes en capital social y en reservas 1.344.263 1.253.891 1.545.134 1.408.026 Las participaciones no dominantes, por subgrupo, se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 EDPR NA 912.461 886.475 EDPR EU 520.217 461.283 EDPR LATAM 65.131 58.524 EDPR APAC 47.325 1.744 1.545.134 1.408.026 El movimiento en las participaciones no dominantes del Grupo EDP Renov\u00e1veis hace principalmente referencia a: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero 1.408.026 1.276.282 Distribuci\u00f3n de dividendos -62.867 -38.387 Beneficio/(P\u00e9rdida) neto del ejercicio 200.871 154.135 Diferencias de conversi\u00f3n surgidas de la consolidaci\u00f3n 55.916 67.203 Adquisiciones y ventas sin cambio de control -2.076 1.020 Ampliaciones/(Reducciones) de capital social -98.508 -69.164 Otros cambios 43.772 16.937 Saldo a 31 de diciembre 1.545.134 1.408.026 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfNoncontrollingInterestsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11709": {
"value": "31. Deuda financiera La Deuda financiera (corriente y no corriente) se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 DEUDA FINANCIERA \u2013 NO CORRIENTE Pr\u00e9stamos bancarios: - EDPR EU 66.876 114.592 - EDPR LATAM 325.656 330.402 - EDPR NA 361.177 368.622 - EDPR APAC 182.886 - Pr\u00e9stamos recibidos de entidades del Grupo EDP: - EDP Renov\u00e1veis, S.A. 207.507 230.036 - EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.L. 3.698.948 2.293.120 Otros Pr\u00e9stamos: - EDPR EU 15.374 16.332 - EDPR APAC 11.428 - Total pr\u00e9stamos y deuda - No corriente 4.869.851 3.353.104 Dep\u00f3sito de garant\u00eda - Project Finance y otros (*) -23.311 -23.397 Total dep\u00f3sitos de garant\u00eda \u2013 No corriente -23.311 -23.397 DEUDA FINANCIERA \u2013 CORRIENTE Pr\u00e9stamos bancarios: - EDPR EU 318.482 46.056 - EDPR LATAM 9.393 11.156 - EDPR NA 37.455 45.881 - EDPR APAC 66.847 - Pr\u00e9stamos recibidos de entidades del Grupo EDP: - EDP Renov\u00e1veis, S.A. 37.026 99.150 - EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.L. 770.298 439.029 Otros pr\u00e9stamos: - EDPR EU 1.207 1.001 - EDPR APAC 1.258 - Intereses a pagar 48.137 45.572 Total pr\u00e9stamos y deudas - Corriente 1.290.103 687.845 Dep\u00f3sito de garant\u00eda - Project Finance y otros (*) -26.734 -25.708 Total dep\u00f3sitos de garant\u00eda - Corriente -26.734 -25.708 Total pr\u00e9stamos y deuda - Corriente y no corriente 6.159.954 4.040.949 Total pr\u00e9stamos y deuda netos de garant\u00edas - Corriente y no corriente 6.109.909 3.991.844 (*) Los dep\u00f3sitos de garant\u00eda hacen referencia principalmente a los importes mantenidos en cuentas bancarias para cumplir con las obligaciones establecidas en acuerdos de financiaci\u00f3n de proyectos (project finance) suscritos por determinadas sociedades dependientes de EDPR. Los pr\u00e9stamos recibidos de entidades del grupo EDP tanto corrientes como no corrientes a 31 de diciembre de 2022 se refieren principalmente a un conjunto de pr\u00e9stamos concedidos por EDP Finance BV por importe de 4.213.354 miles de euros (2.652.919 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), incluyendo intereses devengados y deducidos los gastos de formalizaci\u00f3n de deuda (3.906.456 miles de euros no corrientes y 306.898 miles de euros corrientes) (2.290.156 miles de euros no corrientes y 362.763 miles de euros corrientes a 31 de diciembre de 2021) y por EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. por importe de 544.832 miles de euros (445.499 miles de euros a 31 de diciembre de 2021 de los cuales 233.000 miles de euros no corrientes y 212.499 miles de euros corrientes). Este importe incluye 311.807 miles de euros relacionados con cash-pooling. El vencimiento medio de los pr\u00e9stamos a largo plazo es de aproximadamente 4 a\u00f1os y devenga un tipo de inter\u00e9s de mercado medio ponderado del 1,8% para los pr\u00e9stamos en euros y del 4% para pr\u00e9stamos en d\u00f3lares. En 2022, EDPR ha recibido 1.736 millones de euros del Grupo EDP. El prop\u00f3sito de esta financiaci\u00f3n fue la adquisici\u00f3n de plataformas en diferentes geograf\u00edas como Kronos Solar en Alemania, Grupo Sunseap en Singapur, Xuan Thien en Vietnam y el resto para destinarse al desarrollo interno de proyectos. Los principales eventos relacionados con la financiaci\u00f3n y refinanciaci\u00f3n del Grupo est\u00e1 principalmente relacionado con: i) la deuda financiera externa en la cual la incorporaci\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6) ha resultado en un incremento de 246.171 miles de euros, el proyecto Nation Rise en Canad\u00e1 ha supuesto un incremento de 9.759 miles de euros y, ii) el proyecto Boqueirao y, otros en Brasil ha supuesto un incremento de 165.459 miles de euros en la deuda financiera. Para estos pr\u00e9stamos corporativos mencionados anteriormente, 1.267 millones de euros fueron financiados a trav\u00e9s de di- ferentes pr\u00e9stamos sint\u00e9ticos, es decir, EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A cubre sus pagos variables con una permuta de tipos de inter\u00e9s (swap). En lugar de pagar un pr\u00e9stamo en EUR, EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. pagar\u00e1 un tramo en d\u00f3lares americanos y recibir\u00e1 un tramo en euros, que coincidir\u00e1 con el tramo de pago en euros del pr\u00e9stamo 325 millones de euros en febrero, 448 millones de euros en abril y 494 millones de euros en noviembre. A 31 de diciembre de 2022, los pagos futuros de deudas y pr\u00e9stamos, as\u00ed como intereses devengados por tipo de pr\u00e9stamo y moneda se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2023 2024 2025 2026 2027 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL PR\u00c9STAMOS BANCARIOS Euro 302.990 25.224 11.755 158 - - 340.127 Esloti polaco 15.938 19.121 8.226 3.901 - - 47.186 D\u00f3lar americano 33.194 23.874 23.242 28.104 23.822 177.350 309.585 Real brasile\u00f1o 14.298 17.817 19.441 24.287 22.737 250.173 348.753 D\u00f3lar canadiense 6.338 6.442 7.789 7.974 8.107 114.015 150.665 D\u00f3lar singapurense 31.147 2.336 4.695 2.568 23.091 15.262 79.099 Otros 32.526 12.226 12.846 9.752 11.082 31.156 109.588 436.431 107.040 87.994 76.743 88.839 587.956 1.385.002 PR\u00c9STAMOS RECIBIDOS DE ENTIDADES DEL GRUPO EDP Euro 589.224 - - - - 1.126.220 1.715.444 D\u00f3lar americano 262.507 488.641 233.350 507.242 568.779 982.223 3.042.742 851.731 488.641 233.350 507.242 568.779 2.108.443 4.758.186 OTROS PR\u00c9STAMOS Euro 1.243 1.011 1.031 1.304 1.073 10.954 16.616 Otros 1.305 - 11.428 - - - 12.733 2.549 1.011 12.459 1.304 1.073 10.954 29.350 Gastos de formalizaci\u00f3n de deuda -607 - - -11.977 - - -12.584 1.290.103 596.692 333.803 573.312 658.691 2.707.353 6.159.954 A 31 de diciembre de 2021, los pagos futuros de deudas y pr\u00e9stamos, as\u00ed como intereses devengados por tipo de pr\u00e9stamo y moneda se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2022 2023 2024 2025 2026 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL PR\u00c9STAMOS BANCARIOS Euro 31.419 31.096 25.224 11.755 - - 99.494 D\u00f3lar americano 35.845 18.037 18.551 20.566 21.429 236.241 350.669 Real brasile\u00f1o 19.092 10.870 12.860 14.303 14.583 198.039 269.747 Otros 25.509 16.472 9.256 10.015 5.022 151.765 218.039 111.865 76.475 65.891 56.639 41.034 586.045 937.949 PR\u00c9STAMOS RECIBIDOS DE ENTIDADES DEL GRUPO EDP Euro 211.587 233.000 - - - - 444.587 D\u00f3lar americano 363.683 247.219 460.166 219.632 466.405 896.855 2.653.960 575.270 480.219 460.166 219.632 466.405 896.855 3.098.547 OTROS PR\u00c9STAMOS Euro 1.005 1.202 1.020 1.031 1.052 12.027 17.337 1.005 1.202 1.020 1.031 1.052 12.027 17.337 Gastos de formalizaci\u00f3n de deuda -295 -703 -313 -613 -516 -10.444 -12.884 687.845 557.193 526.764 276.689 507.975 1.484.483 4.040.949 El Grupo cuenta con financiaciones de proyectos (project finance) que incluyen las garant\u00edas habituales en este tipo de financiaciones, es decir, la pignoraci\u00f3n o promesa de pignoraci\u00f3n de cuentas bancarias y los activos de los proyectos en cuesti\u00f3n. A 31 de diciembre de 2022, estas financiaciones ascienden a 1.097.288 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 843.778 miles de euros), que se incluyen en el ep\u00edgrafe de deuda financiera. A 31 de diciembre de 2022 y 2021, el Grupo confirma el cumplimiento de todos los compromisos (covenants) de la Cartera de Project Finance previstos en los contratos de financiaci\u00f3n. Adicionalmente, existen garant\u00edas otorgadas por importe de 16.111 miles de euros por otros pr\u00e9stamos que son otorgadas por EDPR ( 17.329 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). El valor razonable de la deuda del Grupo EDP Renov\u00e1veis se analiza de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE (*) VALOR DE MERCADO VALOR CONTABLE (*) VALOR DE MERCADO Deuda financiera \u2013 No corriente 4.869.851 4.196.714 3.353.104 3.354.591 Deuda financiera - Corriente 1.290.103 1.290.103 687.845 687.845 6.159.954 5.486.817 4.040.949 4.042.436 (*) Neto de gastos de formalizaci\u00f3n de deuda El valor de mercado de la deuda y los pr\u00e9stamos a medio/largo plazo (no corrientes) que devengan un tipo de inter\u00e9s fijo se calcula sobre la base de los flujos de caja descontados a los tipos vigentes en la fecha del balance. El valor de mercado de la deuda y los pr\u00e9stamos que devengan un tipo de inter\u00e9s variable se considera que no difiere de su valor contable, ya que estos pr\u00e9stamos devengan intereses a un tipo indexado al Euribor. El valor contable de la deuda y los pr\u00e9stamos a corto plazo (corrientes) se considera como el valor de mercado. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDebtSecuritiesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11710": {
"value": "31. Deuda financiera La Deuda financiera (corriente y no corriente) se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 DEUDA FINANCIERA \u2013 NO CORRIENTE Pr\u00e9stamos bancarios: - EDPR EU 66.876 114.592 - EDPR LATAM 325.656 330.402 - EDPR NA 361.177 368.622 - EDPR APAC 182.886 - Pr\u00e9stamos recibidos de entidades del Grupo EDP: - EDP Renov\u00e1veis, S.A. 207.507 230.036 - EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.L. 3.698.948 2.293.120 Otros Pr\u00e9stamos: - EDPR EU 15.374 16.332 - EDPR APAC 11.428 - Total pr\u00e9stamos y deuda - No corriente 4.869.851 3.353.104 Dep\u00f3sito de garant\u00eda - Project Finance y otros (*) -23.311 -23.397 Total dep\u00f3sitos de garant\u00eda \u2013 No corriente -23.311 -23.397 DEUDA FINANCIERA \u2013 CORRIENTE Pr\u00e9stamos bancarios: - EDPR EU 318.482 46.056 - EDPR LATAM 9.393 11.156 - EDPR NA 37.455 45.881 - EDPR APAC 66.847 - Pr\u00e9stamos recibidos de entidades del Grupo EDP: - EDP Renov\u00e1veis, S.A. 37.026 99.150 - EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.L. 770.298 439.029 Otros pr\u00e9stamos: - EDPR EU 1.207 1.001 - EDPR APAC 1.258 - Intereses a pagar 48.137 45.572 Total pr\u00e9stamos y deudas - Corriente 1.290.103 687.845 Dep\u00f3sito de garant\u00eda - Project Finance y otros (*) -26.734 -25.708 Total dep\u00f3sitos de garant\u00eda - Corriente -26.734 -25.708 Total pr\u00e9stamos y deuda - Corriente y no corriente 6.159.954 4.040.949 Total pr\u00e9stamos y deuda netos de garant\u00edas - Corriente y no corriente 6.109.909 3.991.844 (*) Los dep\u00f3sitos de garant\u00eda hacen referencia principalmente a los importes mantenidos en cuentas bancarias para cumplir con las obligaciones establecidas en acuerdos de financiaci\u00f3n de proyectos (project finance) suscritos por determinadas sociedades dependientes de EDPR. Los pr\u00e9stamos recibidos de entidades del grupo EDP tanto corrientes como no corrientes a 31 de diciembre de 2022 se refieren principalmente a un conjunto de pr\u00e9stamos concedidos por EDP Finance BV por importe de 4.213.354 miles de euros (2.652.919 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), incluyendo intereses devengados y deducidos los gastos de formalizaci\u00f3n de deuda (3.906.456 miles de euros no corrientes y 306.898 miles de euros corrientes) (2.290.156 miles de euros no corrientes y 362.763 miles de euros corrientes a 31 de diciembre de 2021) y por EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. por importe de 544.832 miles de euros (445.499 miles de euros a 31 de diciembre de 2021 de los cuales 233.000 miles de euros no corrientes y 212.499 miles de euros corrientes). Este importe incluye 311.807 miles de euros relacionados con cash-pooling. El vencimiento medio de los pr\u00e9stamos a largo plazo es de aproximadamente 4 a\u00f1os y devenga un tipo de inter\u00e9s de mercado medio ponderado del 1,8% para los pr\u00e9stamos en euros y del 4% para pr\u00e9stamos en d\u00f3lares. En 2022, EDPR ha recibido 1.736 millones de euros del Grupo EDP. El prop\u00f3sito de esta financiaci\u00f3n fue la adquisici\u00f3n de plataformas en diferentes geograf\u00edas como Kronos Solar en Alemania, Grupo Sunseap en Singapur, Xuan Thien en Vietnam y el resto para destinarse al desarrollo interno de proyectos. Los principales eventos relacionados con la financiaci\u00f3n y refinanciaci\u00f3n del Grupo est\u00e1 principalmente relacionado con: i) la deuda financiera externa en la cual la incorporaci\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6) ha resultado en un incremento de 246.171 miles de euros, el proyecto Nation Rise en Canad\u00e1 ha supuesto un incremento de 9.759 miles de euros y, ii) el proyecto Boqueirao y, otros en Brasil ha supuesto un incremento de 165.459 miles de euros en la deuda financiera. Para estos pr\u00e9stamos corporativos mencionados anteriormente, 1.267 millones de euros fueron financiados a trav\u00e9s de di- ferentes pr\u00e9stamos sint\u00e9ticos, es decir, EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A cubre sus pagos variables con una permuta de tipos de inter\u00e9s (swap). En lugar de pagar un pr\u00e9stamo en EUR, EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. pagar\u00e1 un tramo en d\u00f3lares americanos y recibir\u00e1 un tramo en euros, que coincidir\u00e1 con el tramo de pago en euros del pr\u00e9stamo 325 millones de euros en febrero, 448 millones de euros en abril y 494 millones de euros en noviembre. A 31 de diciembre de 2022, los pagos futuros de deudas y pr\u00e9stamos, as\u00ed como intereses devengados por tipo de pr\u00e9stamo y moneda se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2023 2024 2025 2026 2027 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL PR\u00c9STAMOS BANCARIOS Euro 302.990 25.224 11.755 158 - - 340.127 Esloti polaco 15.938 19.121 8.226 3.901 - - 47.186 D\u00f3lar americano 33.194 23.874 23.242 28.104 23.822 177.350 309.585 Real brasile\u00f1o 14.298 17.817 19.441 24.287 22.737 250.173 348.753 D\u00f3lar canadiense 6.338 6.442 7.789 7.974 8.107 114.015 150.665 D\u00f3lar singapurense 31.147 2.336 4.695 2.568 23.091 15.262 79.099 Otros 32.526 12.226 12.846 9.752 11.082 31.156 109.588 436.431 107.040 87.994 76.743 88.839 587.956 1.385.002 PR\u00c9STAMOS RECIBIDOS DE ENTIDADES DEL GRUPO EDP Euro 589.224 - - - - 1.126.220 1.715.444 D\u00f3lar americano 262.507 488.641 233.350 507.242 568.779 982.223 3.042.742 851.731 488.641 233.350 507.242 568.779 2.108.443 4.758.186 OTROS PR\u00c9STAMOS Euro 1.243 1.011 1.031 1.304 1.073 10.954 16.616 Otros 1.305 - 11.428 - - - 12.733 2.549 1.011 12.459 1.304 1.073 10.954 29.350 Gastos de formalizaci\u00f3n de deuda -607 - - -11.977 - - -12.584 1.290.103 596.692 333.803 573.312 658.691 2.707.353 6.159.954 A 31 de diciembre de 2021, los pagos futuros de deudas y pr\u00e9stamos, as\u00ed como intereses devengados por tipo de pr\u00e9stamo y moneda se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 2022 2023 2024 2025 2026 A\u00d1OS SIGUIENTES TOTAL PR\u00c9STAMOS BANCARIOS Euro 31.419 31.096 25.224 11.755 - - 99.494 D\u00f3lar americano 35.845 18.037 18.551 20.566 21.429 236.241 350.669 Real brasile\u00f1o 19.092 10.870 12.860 14.303 14.583 198.039 269.747 Otros 25.509 16.472 9.256 10.015 5.022 151.765 218.039 111.865 76.475 65.891 56.639 41.034 586.045 937.949 PR\u00c9STAMOS RECIBIDOS DE ENTIDADES DEL GRUPO EDP Euro 211.587 233.000 - - - - 444.587 D\u00f3lar americano 363.683 247.219 460.166 219.632 466.405 896.855 2.653.960 575.270 480.219 460.166 219.632 466.405 896.855 3.098.547 OTROS PR\u00c9STAMOS Euro 1.005 1.202 1.020 1.031 1.052 12.027 17.337 1.005 1.202 1.020 1.031 1.052 12.027 17.337 Gastos de formalizaci\u00f3n de deuda -295 -703 -313 -613 -516 -10.444 -12.884 687.845 557.193 526.764 276.689 507.975 1.484.483 4.040.949 El Grupo cuenta con financiaciones de proyectos (project finance) que incluyen las garant\u00edas habituales en este tipo de financiaciones, es decir, la pignoraci\u00f3n o promesa de pignoraci\u00f3n de cuentas bancarias y los activos de los proyectos en cuesti\u00f3n. A 31 de diciembre de 2022, estas financiaciones ascienden a 1.097.288 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 843.778 miles de euros), que se incluyen en el ep\u00edgrafe de deuda financiera. A 31 de diciembre de 2022 y 2021, el Grupo confirma el cumplimiento de todos los compromisos (covenants) de la Cartera de Project Finance previstos en los contratos de financiaci\u00f3n. Adicionalmente, existen garant\u00edas otorgadas por importe de 16.111 miles de euros por otros pr\u00e9stamos que son otorgadas por EDPR ( 17.329 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). El valor razonable de la deuda del Grupo EDP Renov\u00e1veis se analiza de la siguiente manera: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE (*) VALOR DE MERCADO VALOR CONTABLE (*) VALOR DE MERCADO Deuda financiera \u2013 No corriente 4.869.851 4.196.714 3.353.104 3.354.591 Deuda financiera - Corriente 1.290.103 1.290.103 687.845 687.845 6.159.954 5.486.817 4.040.949 4.042.436 (*) Neto de gastos de formalizaci\u00f3n de deuda El valor de mercado de la deuda y los pr\u00e9stamos a medio/largo plazo (no corrientes) que devengan un tipo de inter\u00e9s fijo se calcula sobre la base de los flujos de caja descontados a los tipos vigentes en la fecha del balance. El valor de mercado de la deuda y los pr\u00e9stamos que devengan un tipo de inter\u00e9s variable se considera que no difiere de su valor contable, ya que estos pr\u00e9stamos devengan intereses a un tipo indexado al Euribor. El valor contable de la deuda y los pr\u00e9stamos a corto plazo (corrientes) se considera como el valor de mercado. 35. Otros pasivos y otras cuentas a pagar Otros pasivos y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 71.035 21.200 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 82.895 122.964 Instrumentos financieros derivados 1.335.600 437.620 Pasivos por arrendamiento 966.932 648.082 Otros acreedores y operaciones varias 387.882 1.352 2.844.344 1.231.218 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 229.186 62.589 Instrumentos financieros derivados 647.419 788.580 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 17.407 39.762 Pasivos por arrendamiento 72.889 50.445 Otros acreedores y operaciones varias 43.343 26.267 1.010.244 967.643 3.854.588 2.198.861 El ep\u00edgrafe Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes corriente y no corriente incluye principalmente: \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Portugal (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2017 del 49% de las participaciones en EDPR PT - Parques E\u00f3licos S.A y sociedades dependientes por un total de 20.713 miles de euros, incluyendo intereses devengados (25.760 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), a un tipo fijo del 3,75%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Poland (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. y sus filiales por un importe total de 41.026 miles de euros, incluyendo intereses devengados (74.086 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), que devengan intereses a un tipo fijo que oscila entre el 2,95% y el 7,23%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Italia (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Italia, S.r.l. y sus filiales por un importe total de 31.954 miles de euros, incluyendo intereses devengados (43.868 miles de euros al 31 de diciembre de 2021), que devengan un inter\u00e9s fijo del 4,50%; \u2022 Adicionalmente, el ep\u00edgrafe pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes que inclu\u00eda pr\u00e9stamos concedidos por CITIC CWEI Renewables (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2013 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. por un importe total de 13.590 miles de euros incluyendo intereses, ha sido completamente pagada en el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El ep\u00edgrafe de pasivos por arrendamiento - No corrientes y corrientes incluye los pasivos por arrendamiento relacionados con la NIIF 16. La variaci\u00f3n en ambos ep\u00edgrafes es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero 698.527 689.709 Aumentos debido a nuevos contratos de arrendamiento 327.487 137.858 Actualizaci\u00f3n financiera (nota 14) 33.612 28.852 Pago de arrendamientos -54.612 -43.746 Diferencias de cambio 28.590 43.568 Cambios en el per\u00edmetro y otros cambios 6.217 -157.714 Saldo a 31 de diciembre 1.039.821 698.527 Los aumentos debidos a los nuevos contratos de arrendamiento se sit\u00faan principalmente en Estados Unidos, Espa\u00f1a, Canad\u00e1 y Polonia. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe total de 40.581 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 10.072 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa; \u2022 Disminuci\u00f3n por importa total de 24.302 miles de euros por la venta de una sociedad en Norteam\u00e9rica. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2021 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 4.858 miles de euros en relaci\u00f3n con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida en EDPR North America (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 55.545 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con una consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 41.134 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 36.758 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 16.727 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 12.533 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta. A continuaci\u00f3n se indica el valor nominal de las rentas adeudadas por contratos de arrendamiento a 31 de diciembre de 2022: (i) menos de 5 a\u00f1os: 379.408 miles de euros; ii) de 5 a 10 a\u00f1os: 358.453 miles de euros; iii) de 10 a 15 a\u00f1os: 351.681 miles de euros; y (iv) m\u00e1s de 15 a\u00f1os: 653.040 miles de euros. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 71.035 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 20.395 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con el pago del precio variable de la venta de la sociedad Vento XX y subsidiarias; \u2022 Incremento en 41.288 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con la adquisici\u00f3n de Xuan Thien Ninh Thuan JSC y Xuan Thien Thuan Vac JSC (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Incremento por importe de 166.510 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el remanente del coste a pagar, principalmente, por las sociedades Meadow Lake Solar Park LLC, Rosewater y Vento XX; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 39.549 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el pago durante 2022 del remanente del coste por la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC. El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (no corriente) a 31 de diciembre de 2021 est\u00e1 relacionado principalmente con el precio variable por un importe de 20.396 miles de euros en relaci\u00f3n con la venta de la sociedad Vento XX y sus filiales (v\u00e9ase la nota 6). El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (corriente) corresponde principalmente a los costes pendientes de pagar por un importe de 54.326 miles de euros relacionados con el proyecto de Indiana Crossroads Wind Park LLC. El ep\u00edgrafe otros acreedores y operaciones varias \u2013 corriente y no corriente se incrementa a 31 de diciembre de 2022, principalmente, como consecuencia del valor presente provisionado para las opciones de venta asociadas con el Grupo Sunseap (40.991 miles de euros en no corriente y 15.541 miles de euros en corriente) y el Grupo Kronos Solar (341.996 miles de euros en no corriente) (v\u00e9ase nota 6 y 42). Los valores razonables y valores contables de los actuales acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corrientes no difieren significativamente. V\u00e9ase la nota 37 con respecto a derivados no corrientes y corrientes. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfBorrowingsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f11714": {
"value": "MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 DEUDA FINANCIERA \u2013 NO CORRIENTE Pr\u00e9stamos bancarios: - EDPR EU 66.876 114.592 - EDPR LATAM 325.656 330.402 - EDPR NA 361.177 368.622 - EDPR APAC 182.886 - Pr\u00e9stamos recibidos de entidades del Grupo EDP: - EDP Renov\u00e1veis, S.A. 207.507 230.036 - EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.L. 3.698.948 2.293.120 Otros Pr\u00e9stamos: - EDPR EU 15.374 16.332 - EDPR APAC 11.428 - Total pr\u00e9stamos y deuda - No corriente 4.869.851 3.353.104 Dep\u00f3sito de garant\u00eda - Project Finance y otros (*) -23.311 -23.397 Total dep\u00f3sitos de garant\u00eda \u2013 No corriente -23.311 -23.397 DEUDA FINANCIERA \u2013 CORRIENTE Pr\u00e9stamos bancarios: - EDPR EU 318.482 46.056 - EDPR LATAM 9.393 11.156 - EDPR NA 37.455 45.881 - EDPR APAC 66.847 - Pr\u00e9stamos recibidos de entidades del Grupo EDP: - EDP Renov\u00e1veis, S.A. 37.026 99.150 - EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.L. 770.298 439.029 Otros pr\u00e9stamos: - EDPR EU 1.207 1.001 - EDPR APAC 1.258 - Intereses a pagar 48.137 45.572 Total pr\u00e9stamos y deudas - Corriente 1.290.103 687.845 Dep\u00f3sito de garant\u00eda - Project Finance y otros (*) -26.734 -25.708 Total dep\u00f3sitos de garant\u00eda - Corriente -26.734 -25.708 Total pr\u00e9stamos y deuda - Corriente y no corriente 6.159.954 4.040.949 Total pr\u00e9stamos y deuda netos de garant\u00edas - Corriente y no corriente 6.109.909 3.991.844 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDepositsFromBanksExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f12155": {
"value": "32. Provisiones Provisiones se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio 264.756 313.594 Provisi\u00f3n por otros pasivos y gastos 4.987 10.565 Provisi\u00f3n a largo plazo y otros pasivos y gastos 4.266 4.249 Provisi\u00f3n a corto plazo por otros pasivos y gastos 723 6.316 Gastos por prestaciones a empleados 468 474 270.213 324.633 Las provisiones de desmantelamiento y retirada de activos se corresponden con los costes que se van a producir por el desmantelamiento de los parques e\u00f3licos y solares y la restituci\u00f3n de los emplazamientos y terrenos a su estado original, de acuerdo con la pol\u00edtica contable correspondiente. La cantidad anterior se refiere principalmente a: (i) 140.723 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en Norteam\u00e9rica (31 de diciembre de 2021: 163.100 miles de euros); (ii) 110.441 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en Europa (31 de diciembre de 2021: 146.014 miles de euros); (iii) 2.679 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en LATAM (31 de diciembre de 2021: 3.370 miles de euros) y (iv) 10.913 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en APAC (31 de diciembre de 2021: 1.110 miles de euros). La variaci\u00f3n durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022 en la provisi\u00f3n de desmantelamiento se explica de la siguiente manera: \u2022 Incremento por importe de 6.162 miles de euros por la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6), 5.639 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n de Long Road (v\u00e9ase nota 6), 2.303 miles de euros por la adquisici\u00f3n de Xuan Thien; \u2022 Incremento por importe de 9.841 miles de euros por proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 5.505 miles de euros por la venta de ciertas sociedades durante el periodo (v\u00e9ase nota 6 y 9); \u2022 Actualizaci\u00f3n de las hip\u00f3tesis consideradas para el desmantelamiento de los parques acorde a un an\u00e1lisis en profundidad llevado a cabo por el departamento t\u00e9cnico de EDPR as\u00ed como la actualizaci\u00f3n de las tasas de descuento e inflaci\u00f3n usadas para determinar las provisiones, con un impacto neto de disminuci\u00f3n por valor de 84.613 miles de euros: \u2022 Incremento por importe de 11.606 miles de euros relacionados con la variaci\u00f3n de los tipos de cambio, principalmente el d\u00f3lar estadounidense; \u2022 Incremento por la actualizaci\u00f3n financiera del periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 por un importe de 5.729 miles de euros. El ep\u00edgrafe de provisiones a corto plazo y por otros pasivos y gasto disminuye en 5.940 miles de euros por la reversi\u00f3n de la provisi\u00f3n registrada en 2016 seg\u00fan la regulaci\u00f3n portuguesa \u201cPortaria 268-B/2016\u201d ya que, acorde a un an\u00e1lisis legal, el riesgo de cualquier tipo de salida de efectivo ya no se considera probable. No ha habido movimientos significativos en las provisiones para otros pasivos y gastos en 2021. EDP Renov\u00e1veis considera que las provisiones registradas en los estados financieros consolidados cubren adecuadamente las obligaciones previsibles descritas en esta nota. Por lo tanto, no se espera que den lugar a pasivos adicionales a los registrados. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfProvisionsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f12156": {
"value": "32. Provisiones Provisiones se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Provisiones de desmantelamiento y retirada de servicio 264.756 313.594 Provisi\u00f3n por otros pasivos y gastos 4.987 10.565 Provisi\u00f3n a largo plazo y otros pasivos y gastos 4.266 4.249 Provisi\u00f3n a corto plazo por otros pasivos y gastos 723 6.316 Gastos por prestaciones a empleados 468 474 270.213 324.633 Las provisiones de desmantelamiento y retirada de activos se corresponden con los costes que se van a producir por el desmantelamiento de los parques e\u00f3licos y solares y la restituci\u00f3n de los emplazamientos y terrenos a su estado original, de acuerdo con la pol\u00edtica contable correspondiente. La cantidad anterior se refiere principalmente a: (i) 140.723 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en Norteam\u00e9rica (31 de diciembre de 2021: 163.100 miles de euros); (ii) 110.441 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en Europa (31 de diciembre de 2021: 146.014 miles de euros); (iii) 2.679 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en LATAM (31 de diciembre de 2021: 3.370 miles de euros) y (iv) 10.913 miles de euros para parques e\u00f3licos y solares en APAC (31 de diciembre de 2021: 1.110 miles de euros). La variaci\u00f3n durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022 en la provisi\u00f3n de desmantelamiento se explica de la siguiente manera: \u2022 Incremento por importe de 6.162 miles de euros por la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6), 5.639 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n de Long Road (v\u00e9ase nota 6), 2.303 miles de euros por la adquisici\u00f3n de Xuan Thien; \u2022 Incremento por importe de 9.841 miles de euros por proyectos que han entrado en operaci\u00f3n durante el a\u00f1o terminado el 31 de diciembre de 2022; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 5.505 miles de euros por la venta de ciertas sociedades durante el periodo (v\u00e9ase nota 6 y 9); \u2022 Actualizaci\u00f3n de las hip\u00f3tesis consideradas para el desmantelamiento de los parques acorde a un an\u00e1lisis en profundidad llevado a cabo por el departamento t\u00e9cnico de EDPR as\u00ed como la actualizaci\u00f3n de las tasas de descuento e inflaci\u00f3n usadas para determinar las provisiones, con un impacto neto de disminuci\u00f3n por valor de 84.613 miles de euros: \u2022 Incremento por importe de 11.606 miles de euros relacionados con la variaci\u00f3n de los tipos de cambio, principalmente el d\u00f3lar estadounidense; \u2022 Incremento por la actualizaci\u00f3n financiera del periodo terminado el 31 de diciembre de 2022 por un importe de 5.729 miles de euros. El ep\u00edgrafe de provisiones a corto plazo y por otros pasivos y gasto disminuye en 5.940 miles de euros por la reversi\u00f3n de la provisi\u00f3n registrada en 2016 seg\u00fan la regulaci\u00f3n portuguesa \u201cPortaria 268-B/2016\u201d ya que, acorde a un an\u00e1lisis legal, el riesgo de cualquier tipo de salida de efectivo ya no se considera probable. No ha habido movimientos significativos en las provisiones para otros pasivos y gastos en 2021. EDP Renov\u00e1veis considera que las provisiones registradas en los estados financieros consolidados cubren adecuadamente las obligaciones previsibles descritas en esta nota. Por lo tanto, no se espera que den lugar a pasivos adicionales a los registrados. 34. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Subvenciones oficiales/subvenciones por inversiones en activos fijos 317.446 311.203 Contratos de venta de electricidad - EDPR NA 4.353 5.092 Proveedores de inmovilizado material 202.826 189.052 Otros acreedores y operaciones varias 108.424 129.340 633.049 634.687 ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Proveedores 248.577 176.410 Proveedores de inmovilizado material 2.387.080 1.334.230 Otros acreedores y operaciones varias 283.087 178.151 2.918.744 1.688.791 3.551.793 2.323.478 Las subvenciones oficiales por inversiones en activos fijos hacen referencia esencialmente a las subvenciones recibidas por el subgrupo EDPR NA en virtud de la Recovery and Reinvestment Act (Ley de Recuperaci\u00f3n y Reinversi\u00f3n) publicada por el Gobierno de Estados Unidos. En proveedores de inmovilizado material (no corriente) se incluyen principalmente success fees a pagar a largo plazo por la adquisici\u00f3n de determinados proyectos en Estado Unidos por un importe total de 46.600 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 47.481 miles de euros), Colombia por un importe total de 47.754 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 40.022 miles de euros), Reino Unido por un importe total de 32.754 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 34.760 miles de euros), Grecia por un importe total de 32.687 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 24.769 miles de euros), Polonia por un importe total de 22.155 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 18.712 miles de euros) y Ruman\u00eda por un importe total de 13.396 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 12.131 miles de euros) que, por la naturaleza de dichas operaciones, el tipo de activos adquiridos y el estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos, han sido considerados como adquisiciones de activos (v\u00e9ase la nota 6). La variaci\u00f3n de Otros acreedores y operaciones varias - No corriente se explica principalmente por la evoluci\u00f3n de los precios del mercado de la energ\u00eda en Espa\u00f1a en relaci\u00f3n con el establecimiento del ajuste de los l\u00edmites superior e inferior del pool como resultado de la publicaci\u00f3n del Real Decreto-Ley 413/2014 y la Orden IET/1045/2014, y las reformas regulatorias establecidas por el Real Decreto-Ley 6/2022 y el Real Decreto-Ley 10/2022. El saldo de dicho concepto a 31 de diciembre de 2022 asciende a un importe acreedor de 87.369 miles de euros (31 de diciembre 2021: 101,859 miles de euros) de los que un importe acreedor de 40.330 miles de euros se refiere al semiper\u00edodo 2022, un importe acreedor de 36.940 miles de euros se refiere al semiperiodo 2020-2021, un importe acreedor de 13.268 miles de euros se refiere al semiper\u00edodo 2017-2019 y un importe deudor de 3.169 miles de euros se refiere al semiperiodo 2014-2016. Los movimientos durante el periodo, los cuales se han registrado bajo el ep\u00edgrafe de Ventas in el cuenta de resultados consolidadase refieren principalmente a: \u2022 Reducci\u00f3n por importe de 11.422 miles de euros como resultado de la actualizaci\u00f3n del coeficiente de apuntamiento para el periodo 2021-2022; \u2022 Incremento por importe de 40.324 miles de euros como resultado del ajuste por desviaciones al precio de mercado del ejercicio 2022. El resto de movimientos en el ep\u00edgrafe est\u00e1n relacionado con la reversi\u00f3n de los ajustes por desviaciones al precio de mercado de acuerdo a las pol\u00edticas contables del Grupo. Debido a los altos precios de la electricidad que se est\u00e1n produciendo en el mercado espa\u00f1ol, considerando los precios de mercado hasta diciembre de 2022, las instalaciones del Grupo EDPR cuya puesta en servicio se produjo en los a\u00f1os 2006- 2007 alcanzar\u00e1n un valor actual neto igual a cero el pr\u00f3ximo semiperiodo regulatorio (2026) en lugar de al final de la vida \u00fatil regulatoria de la instalaci\u00f3n. Por lo tanto, el Grupo EDPR ha dejado de reconocer, para estas instalaciones, los ajustes por desviaciones de los precios de mercado, y ha dado de baja los devengos netos (activos y pasivos). El impacto contable a 31 de diciembre de 2022, por importe de 40.324 miles de euros, se ha registrado como un incremento en el ep\u00edgrafe de ingresos de la cuenta de resultados consolidada. La variaci\u00f3n en Proveedores, adem\u00e1s de por el curso regular del negocio, se ve impactada por la adquisici\u00f3n de los negocios de generaci\u00f3n solar distribuida, Grupo Sunseap y Long Road. Proveedores de inmovilizado material (corriente) se refiere a parques e\u00f3licos y solares en construcci\u00f3n principalmente en Estados Unidos por importe de 1.225.554 miles de euros (873.189 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), Canad\u00e1 por importe de 108.275 miles de euros, Colombia por importe de 356.474 miles de euros, Polonia por importe de 172.308 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 104.864 miles de euros), M\u00e9xico por un importe de 74.769 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 60.338 miles de euros), Italia por un importe de 69.769 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 43.754 miles de euros), Espa\u00f1a por un importe de 73.724 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 32.016 miles de euros) y Portugal por un importe de 97.709 miles de euros. En este ep\u00edgrafe tambi\u00e9n se incluyen los success fees a pagar a corto plazo por la adquisici\u00f3n de determinados proyectos por un importe de 141.838 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 97.390 miles de euros) principalmente en Estados Unidos, Colombia, Reino Unido, Grecia, Italia, Ruman\u00eda y Polonia que por la naturaleza de dichas operaciones, el tipo de activos adquiridos y el estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos, han sido considerados como adquisiciones de activos. El valor razonable y el valor en libros de los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corriente no difieren significativamente. La Compa\u00f1\u00eda ha preparado la informaci\u00f3n siguiente para las sociedades dependientes espa\u00f1olas de acuerdo con el criterio que exige la resoluci\u00f3n del Instituto de Contabilidad y Auditor\u00eda de Cuentas (ICAC), de 29 de enero de 2017, sobre informaci\u00f3n a incorporar en la memoria de los estados financieros en relaci\u00f3n con los aplazamientos de pago a proveedores en operaciones comerciales: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 D\u00cdAS Periodo medio de pago 28 42 Ratio de operaciones pagadas 31 46 Ratio de operaciones pendientes 7 23 Total de pagos realizados 62.402 123.843 Total de pagos pendientes 9.566 23.575 En 2022, n\u00famero total de facturas pagadas durante el periodo legal de pago asciende a 10.212 (97% del total de facturas recibidas) y el total de pagos hechos durante el periodo legal de pago legal supone un importe de 54.931 miles de euros (88% del total a pagar). El periodo medio de pago a proveedores ha sido 28 d\u00edas, inferior al periodo estipulado por ley de 60 d\u00edas. 35. Otros pasivos y otras cuentas a pagar Otros pasivos y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 71.035 21.200 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 82.895 122.964 Instrumentos financieros derivados 1.335.600 437.620 Pasivos por arrendamiento 966.932 648.082 Otros acreedores y operaciones varias 387.882 1.352 2.844.344 1.231.218 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 229.186 62.589 Instrumentos financieros derivados 647.419 788.580 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 17.407 39.762 Pasivos por arrendamiento 72.889 50.445 Otros acreedores y operaciones varias 43.343 26.267 1.010.244 967.643 3.854.588 2.198.861 El ep\u00edgrafe Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes corriente y no corriente incluye principalmente: \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Portugal (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2017 del 49% de las participaciones en EDPR PT - Parques E\u00f3licos S.A y sociedades dependientes por un total de 20.713 miles de euros, incluyendo intereses devengados (25.760 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), a un tipo fijo del 3,75%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Poland (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. y sus filiales por un importe total de 41.026 miles de euros, incluyendo intereses devengados (74.086 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), que devengan intereses a un tipo fijo que oscila entre el 2,95% y el 7,23%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Italia (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Italia, S.r.l. y sus filiales por un importe total de 31.954 miles de euros, incluyendo intereses devengados (43.868 miles de euros al 31 de diciembre de 2021), que devengan un inter\u00e9s fijo del 4,50%; \u2022 Adicionalmente, el ep\u00edgrafe pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes que inclu\u00eda pr\u00e9stamos concedidos por CITIC CWEI Renewables (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2013 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. por un importe total de 13.590 miles de euros incluyendo intereses, ha sido completamente pagada en el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El ep\u00edgrafe de pasivos por arrendamiento - No corrientes y corrientes incluye los pasivos por arrendamiento relacionados con la NIIF 16. La variaci\u00f3n en ambos ep\u00edgrafes es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero 698.527 689.709 Aumentos debido a nuevos contratos de arrendamiento 327.487 137.858 Actualizaci\u00f3n financiera (nota 14) 33.612 28.852 Pago de arrendamientos -54.612 -43.746 Diferencias de cambio 28.590 43.568 Cambios en el per\u00edmetro y otros cambios 6.217 -157.714 Saldo a 31 de diciembre 1.039.821 698.527 Los aumentos debidos a los nuevos contratos de arrendamiento se sit\u00faan principalmente en Estados Unidos, Espa\u00f1a, Canad\u00e1 y Polonia. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe total de 40.581 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 10.072 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa; \u2022 Disminuci\u00f3n por importa total de 24.302 miles de euros por la venta de una sociedad en Norteam\u00e9rica. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2021 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 4.858 miles de euros en relaci\u00f3n con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida en EDPR North America (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 55.545 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con una consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 41.134 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 36.758 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 16.727 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 12.533 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta. A continuaci\u00f3n se indica el valor nominal de las rentas adeudadas por contratos de arrendamiento a 31 de diciembre de 2022: (i) menos de 5 a\u00f1os: 379.408 miles de euros; ii) de 5 a 10 a\u00f1os: 358.453 miles de euros; iii) de 10 a 15 a\u00f1os: 351.681 miles de euros; y (iv) m\u00e1s de 15 a\u00f1os: 653.040 miles de euros. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 71.035 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 20.395 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con el pago del precio variable de la venta de la sociedad Vento XX y subsidiarias; \u2022 Incremento en 41.288 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con la adquisici\u00f3n de Xuan Thien Ninh Thuan JSC y Xuan Thien Thuan Vac JSC (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Incremento por importe de 166.510 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el remanente del coste a pagar, principalmente, por las sociedades Meadow Lake Solar Park LLC, Rosewater y Vento XX; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 39.549 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el pago durante 2022 del remanente del coste por la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC. El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (no corriente) a 31 de diciembre de 2021 est\u00e1 relacionado principalmente con el precio variable por un importe de 20.396 miles de euros en relaci\u00f3n con la venta de la sociedad Vento XX y sus filiales (v\u00e9ase la nota 6). El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (corriente) corresponde principalmente a los costes pendientes de pagar por un importe de 54.326 miles de euros relacionados con el proyecto de Indiana Crossroads Wind Park LLC. El ep\u00edgrafe otros acreedores y operaciones varias \u2013 corriente y no corriente se incrementa a 31 de diciembre de 2022, principalmente, como consecuencia del valor presente provisionado para las opciones de venta asociadas con el Grupo Sunseap (40.991 miles de euros en no corriente y 15.541 miles de euros en corriente) y el Grupo Kronos Solar (341.996 miles de euros en no corriente) (v\u00e9ase nota 6 y 42). Los valores razonables y valores contables de los actuales acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corrientes no difieren significativamente. V\u00e9ase la nota 37 con respecto a derivados no corrientes y corrientes. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherProvisionsContingentLiabilitiesAndContingentAssetsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f12300": {
"value": "34. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Subvenciones oficiales/subvenciones por inversiones en activos fijos 317.446 311.203 Contratos de venta de electricidad - EDPR NA 4.353 5.092 Proveedores de inmovilizado material 202.826 189.052 Otros acreedores y operaciones varias 108.424 129.340 633.049 634.687 ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Proveedores 248.577 176.410 Proveedores de inmovilizado material 2.387.080 1.334.230 Otros acreedores y operaciones varias 283.087 178.151 2.918.744 1.688.791 3.551.793 2.323.478 Las subvenciones oficiales por inversiones en activos fijos hacen referencia esencialmente a las subvenciones recibidas por el subgrupo EDPR NA en virtud de la Recovery and Reinvestment Act (Ley de Recuperaci\u00f3n y Reinversi\u00f3n) publicada por el Gobierno de Estados Unidos. En proveedores de inmovilizado material (no corriente) se incluyen principalmente success fees a pagar a largo plazo por la adquisici\u00f3n de determinados proyectos en Estado Unidos por un importe total de 46.600 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 47.481 miles de euros), Colombia por un importe total de 47.754 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 40.022 miles de euros), Reino Unido por un importe total de 32.754 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 34.760 miles de euros), Grecia por un importe total de 32.687 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 24.769 miles de euros), Polonia por un importe total de 22.155 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 18.712 miles de euros) y Ruman\u00eda por un importe total de 13.396 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 12.131 miles de euros) que, por la naturaleza de dichas operaciones, el tipo de activos adquiridos y el estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos, han sido considerados como adquisiciones de activos (v\u00e9ase la nota 6). La variaci\u00f3n de Otros acreedores y operaciones varias - No corriente se explica principalmente por la evoluci\u00f3n de los precios del mercado de la energ\u00eda en Espa\u00f1a en relaci\u00f3n con el establecimiento del ajuste de los l\u00edmites superior e inferior del pool como resultado de la publicaci\u00f3n del Real Decreto-Ley 413/2014 y la Orden IET/1045/2014, y las reformas regulatorias establecidas por el Real Decreto-Ley 6/2022 y el Real Decreto-Ley 10/2022. El saldo de dicho concepto a 31 de diciembre de 2022 asciende a un importe acreedor de 87.369 miles de euros (31 de diciembre 2021: 101,859 miles de euros) de los que un importe acreedor de 40.330 miles de euros se refiere al semiper\u00edodo 2022, un importe acreedor de 36.940 miles de euros se refiere al semiperiodo 2020-2021, un importe acreedor de 13.268 miles de euros se refiere al semiper\u00edodo 2017-2019 y un importe deudor de 3.169 miles de euros se refiere al semiperiodo 2014-2016. Los movimientos durante el periodo, los cuales se han registrado bajo el ep\u00edgrafe de Ventas in el cuenta de resultados consolidadase refieren principalmente a: \u2022 Reducci\u00f3n por importe de 11.422 miles de euros como resultado de la actualizaci\u00f3n del coeficiente de apuntamiento para el periodo 2021-2022; \u2022 Incremento por importe de 40.324 miles de euros como resultado del ajuste por desviaciones al precio de mercado del ejercicio 2022. El resto de movimientos en el ep\u00edgrafe est\u00e1n relacionado con la reversi\u00f3n de los ajustes por desviaciones al precio de mercado de acuerdo a las pol\u00edticas contables del Grupo. Debido a los altos precios de la electricidad que se est\u00e1n produciendo en el mercado espa\u00f1ol, considerando los precios de mercado hasta diciembre de 2022, las instalaciones del Grupo EDPR cuya puesta en servicio se produjo en los a\u00f1os 2006- 2007 alcanzar\u00e1n un valor actual neto igual a cero el pr\u00f3ximo semiperiodo regulatorio (2026) en lugar de al final de la vida \u00fatil regulatoria de la instalaci\u00f3n. Por lo tanto, el Grupo EDPR ha dejado de reconocer, para estas instalaciones, los ajustes por desviaciones de los precios de mercado, y ha dado de baja los devengos netos (activos y pasivos). El impacto contable a 31 de diciembre de 2022, por importe de 40.324 miles de euros, se ha registrado como un incremento en el ep\u00edgrafe de ingresos de la cuenta de resultados consolidada. La variaci\u00f3n en Proveedores, adem\u00e1s de por el curso regular del negocio, se ve impactada por la adquisici\u00f3n de los negocios de generaci\u00f3n solar distribuida, Grupo Sunseap y Long Road. Proveedores de inmovilizado material (corriente) se refiere a parques e\u00f3licos y solares en construcci\u00f3n principalmente en Estados Unidos por importe de 1.225.554 miles de euros (873.189 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), Canad\u00e1 por importe de 108.275 miles de euros, Colombia por importe de 356.474 miles de euros, Polonia por importe de 172.308 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 104.864 miles de euros), M\u00e9xico por un importe de 74.769 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 60.338 miles de euros), Italia por un importe de 69.769 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 43.754 miles de euros), Espa\u00f1a por un importe de 73.724 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 32.016 miles de euros) y Portugal por un importe de 97.709 miles de euros. En este ep\u00edgrafe tambi\u00e9n se incluyen los success fees a pagar a corto plazo por la adquisici\u00f3n de determinados proyectos por un importe de 141.838 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 97.390 miles de euros) principalmente en Estados Unidos, Colombia, Reino Unido, Grecia, Italia, Ruman\u00eda y Polonia que por la naturaleza de dichas operaciones, el tipo de activos adquiridos y el estado inicial de ejecuci\u00f3n de los proyectos, han sido considerados como adquisiciones de activos. El valor razonable y el valor en libros de los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corriente no difieren significativamente. La Compa\u00f1\u00eda ha preparado la informaci\u00f3n siguiente para las sociedades dependientes espa\u00f1olas de acuerdo con el criterio que exige la resoluci\u00f3n del Instituto de Contabilidad y Auditor\u00eda de Cuentas (ICAC), de 29 de enero de 2017, sobre informaci\u00f3n a incorporar en la memoria de los estados financieros en relaci\u00f3n con los aplazamientos de pago a proveedores en operaciones comerciales: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 D\u00cdAS Periodo medio de pago 28 42 Ratio de operaciones pagadas 31 46 Ratio de operaciones pendientes 7 23 Total de pagos realizados 62.402 123.843 Total de pagos pendientes 9.566 23.575 En 2022, n\u00famero total de facturas pagadas durante el periodo legal de pago asciende a 10.212 (97% del total de facturas recibidas) y el total de pagos hechos durante el periodo legal de pago legal supone un importe de 54.931 miles de euros (88% del total a pagar). El periodo medio de pago a proveedores ha sido 28 d\u00edas, inferior al periodo estipulado por ley de 60 d\u00edas. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfTradeAndOtherPayablesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f12445": {
"value": "35. Otros pasivos y otras cuentas a pagar Otros pasivos y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 71.035 21.200 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 82.895 122.964 Instrumentos financieros derivados 1.335.600 437.620 Pasivos por arrendamiento 966.932 648.082 Otros acreedores y operaciones varias 387.882 1.352 2.844.344 1.231.218 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 229.186 62.589 Instrumentos financieros derivados 647.419 788.580 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 17.407 39.762 Pasivos por arrendamiento 72.889 50.445 Otros acreedores y operaciones varias 43.343 26.267 1.010.244 967.643 3.854.588 2.198.861 El ep\u00edgrafe Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes corriente y no corriente incluye principalmente: \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Portugal (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2017 del 49% de las participaciones en EDPR PT - Parques E\u00f3licos S.A y sociedades dependientes por un total de 20.713 miles de euros, incluyendo intereses devengados (25.760 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), a un tipo fijo del 3,75%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Poland (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. y sus filiales por un importe total de 41.026 miles de euros, incluyendo intereses devengados (74.086 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), que devengan intereses a un tipo fijo que oscila entre el 2,95% y el 7,23%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Italia (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Italia, S.r.l. y sus filiales por un importe total de 31.954 miles de euros, incluyendo intereses devengados (43.868 miles de euros al 31 de diciembre de 2021), que devengan un inter\u00e9s fijo del 4,50%; \u2022 Adicionalmente, el ep\u00edgrafe pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes que inclu\u00eda pr\u00e9stamos concedidos por CITIC CWEI Renewables (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2013 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. por un importe total de 13.590 miles de euros incluyendo intereses, ha sido completamente pagada en el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El ep\u00edgrafe de pasivos por arrendamiento - No corrientes y corrientes incluye los pasivos por arrendamiento relacionados con la NIIF 16. La variaci\u00f3n en ambos ep\u00edgrafes es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero 698.527 689.709 Aumentos debido a nuevos contratos de arrendamiento 327.487 137.858 Actualizaci\u00f3n financiera (nota 14) 33.612 28.852 Pago de arrendamientos -54.612 -43.746 Diferencias de cambio 28.590 43.568 Cambios en el per\u00edmetro y otros cambios 6.217 -157.714 Saldo a 31 de diciembre 1.039.821 698.527 Los aumentos debidos a los nuevos contratos de arrendamiento se sit\u00faan principalmente en Estados Unidos, Espa\u00f1a, Canad\u00e1 y Polonia. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe total de 40.581 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 10.072 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa; \u2022 Disminuci\u00f3n por importa total de 24.302 miles de euros por la venta de una sociedad en Norteam\u00e9rica. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2021 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 4.858 miles de euros en relaci\u00f3n con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida en EDPR North America (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 55.545 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con una consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 41.134 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 36.758 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 16.727 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 12.533 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta. A continuaci\u00f3n se indica el valor nominal de las rentas adeudadas por contratos de arrendamiento a 31 de diciembre de 2022: (i) menos de 5 a\u00f1os: 379.408 miles de euros; ii) de 5 a 10 a\u00f1os: 358.453 miles de euros; iii) de 10 a 15 a\u00f1os: 351.681 miles de euros; y (iv) m\u00e1s de 15 a\u00f1os: 653.040 miles de euros. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 71.035 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 20.395 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con el pago del precio variable de la venta de la sociedad Vento XX y subsidiarias; \u2022 Incremento en 41.288 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con la adquisici\u00f3n de Xuan Thien Ninh Thuan JSC y Xuan Thien Thuan Vac JSC (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Incremento por importe de 166.510 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el remanente del coste a pagar, principalmente, por las sociedades Meadow Lake Solar Park LLC, Rosewater y Vento XX; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 39.549 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el pago durante 2022 del remanente del coste por la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC. El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (no corriente) a 31 de diciembre de 2021 est\u00e1 relacionado principalmente con el precio variable por un importe de 20.396 miles de euros en relaci\u00f3n con la venta de la sociedad Vento XX y sus filiales (v\u00e9ase la nota 6). El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (corriente) corresponde principalmente a los costes pendientes de pagar por un importe de 54.326 miles de euros relacionados con el proyecto de Indiana Crossroads Wind Park LLC. El ep\u00edgrafe otros acreedores y operaciones varias \u2013 corriente y no corriente se incrementa a 31 de diciembre de 2022, principalmente, como consecuencia del valor presente provisionado para las opciones de venta asociadas con el Grupo Sunseap (40.991 miles de euros en no corriente y 15.541 miles de euros en corriente) y el Grupo Kronos Solar (341.996 miles de euros en no corriente) (v\u00e9ase nota 6 y 42). Los valores razonables y valores contables de los actuales acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corrientes no difieren significativamente. V\u00e9ase la nota 37 con respecto a derivados no corrientes y corrientes. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherLiabilitiesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f12446": {
"value": "35. Otros pasivos y otras cuentas a pagar Otros pasivos y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 71.035 21.200 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 82.895 122.964 Instrumentos financieros derivados 1.335.600 437.620 Pasivos por arrendamiento 966.932 648.082 Otros acreedores y operaciones varias 387.882 1.352 2.844.344 1.231.218 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 229.186 62.589 Instrumentos financieros derivados 647.419 788.580 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 17.407 39.762 Pasivos por arrendamiento 72.889 50.445 Otros acreedores y operaciones varias 43.343 26.267 1.010.244 967.643 3.854.588 2.198.861 El ep\u00edgrafe Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes corriente y no corriente incluye principalmente: \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Portugal (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2017 del 49% de las participaciones en EDPR PT - Parques E\u00f3licos S.A y sociedades dependientes por un total de 20.713 miles de euros, incluyendo intereses devengados (25.760 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), a un tipo fijo del 3,75%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Poland (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. y sus filiales por un importe total de 41.026 miles de euros, incluyendo intereses devengados (74.086 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), que devengan intereses a un tipo fijo que oscila entre el 2,95% y el 7,23%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Italia (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Italia, S.r.l. y sus filiales por un importe total de 31.954 miles de euros, incluyendo intereses devengados (43.868 miles de euros al 31 de diciembre de 2021), que devengan un inter\u00e9s fijo del 4,50%; \u2022 Adicionalmente, el ep\u00edgrafe pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes que inclu\u00eda pr\u00e9stamos concedidos por CITIC CWEI Renewables (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2013 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. por un importe total de 13.590 miles de euros incluyendo intereses, ha sido completamente pagada en el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El ep\u00edgrafe de pasivos por arrendamiento - No corrientes y corrientes incluye los pasivos por arrendamiento relacionados con la NIIF 16. La variaci\u00f3n en ambos ep\u00edgrafes es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero 698.527 689.709 Aumentos debido a nuevos contratos de arrendamiento 327.487 137.858 Actualizaci\u00f3n financiera (nota 14) 33.612 28.852 Pago de arrendamientos -54.612 -43.746 Diferencias de cambio 28.590 43.568 Cambios en el per\u00edmetro y otros cambios 6.217 -157.714 Saldo a 31 de diciembre 1.039.821 698.527 Los aumentos debidos a los nuevos contratos de arrendamiento se sit\u00faan principalmente en Estados Unidos, Espa\u00f1a, Canad\u00e1 y Polonia. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe total de 40.581 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 10.072 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa; \u2022 Disminuci\u00f3n por importa total de 24.302 miles de euros por la venta de una sociedad en Norteam\u00e9rica. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2021 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 4.858 miles de euros en relaci\u00f3n con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida en EDPR North America (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 55.545 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con una consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 41.134 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 36.758 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 16.727 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 12.533 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta. A continuaci\u00f3n se indica el valor nominal de las rentas adeudadas por contratos de arrendamiento a 31 de diciembre de 2022: (i) menos de 5 a\u00f1os: 379.408 miles de euros; ii) de 5 a 10 a\u00f1os: 358.453 miles de euros; iii) de 10 a 15 a\u00f1os: 351.681 miles de euros; y (iv) m\u00e1s de 15 a\u00f1os: 653.040 miles de euros. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 71.035 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 20.395 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con el pago del precio variable de la venta de la sociedad Vento XX y subsidiarias; \u2022 Incremento en 41.288 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con la adquisici\u00f3n de Xuan Thien Ninh Thuan JSC y Xuan Thien Thuan Vac JSC (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Incremento por importe de 166.510 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el remanente del coste a pagar, principalmente, por las sociedades Meadow Lake Solar Park LLC, Rosewater y Vento XX; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 39.549 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el pago durante 2022 del remanente del coste por la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC. El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (no corriente) a 31 de diciembre de 2021 est\u00e1 relacionado principalmente con el precio variable por un importe de 20.396 miles de euros en relaci\u00f3n con la venta de la sociedad Vento XX y sus filiales (v\u00e9ase la nota 6). El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (corriente) corresponde principalmente a los costes pendientes de pagar por un importe de 54.326 miles de euros relacionados con el proyecto de Indiana Crossroads Wind Park LLC. El ep\u00edgrafe otros acreedores y operaciones varias \u2013 corriente y no corriente se incrementa a 31 de diciembre de 2022, principalmente, como consecuencia del valor presente provisionado para las opciones de venta asociadas con el Grupo Sunseap (40.991 miles de euros en no corriente y 15.541 miles de euros en corriente) y el Grupo Kronos Solar (341.996 miles de euros en no corriente) (v\u00e9ase nota 6 y 42). Los valores razonables y valores contables de los actuales acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corrientes no difieren significativamente. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherCurrentLiabilitiesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f12447": {
"value": "35. Otros pasivos y otras cuentas a pagar Otros pasivos y otras cuentas a pagar se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - NO CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 71.035 21.200 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 82.895 122.964 Instrumentos financieros derivados 1.335.600 437.620 Pasivos por arrendamiento 966.932 648.082 Otros acreedores y operaciones varias 387.882 1.352 2.844.344 1.231.218 OTROS PASIVOS Y OTRAS CUENTAS A PAGAR - CORRIENTE Importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro 229.186 62.589 Instrumentos financieros derivados 647.419 788.580 Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes 17.407 39.762 Pasivos por arrendamiento 72.889 50.445 Otros acreedores y operaciones varias 43.343 26.267 1.010.244 967.643 3.854.588 2.198.861 El ep\u00edgrafe Pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes corriente y no corriente incluye principalmente: \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Portugal (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2017 del 49% de las participaciones en EDPR PT - Parques E\u00f3licos S.A y sociedades dependientes por un total de 20.713 miles de euros, incluyendo intereses devengados (25.760 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), a un tipo fijo del 3,75%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Poland (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. y sus filiales por un importe total de 41.026 miles de euros, incluyendo intereses devengados (74.086 miles de euros a 31 de diciembre de 2021), que devengan intereses a un tipo fijo que oscila entre el 2,95% y el 7,23%; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos por ACE Italia (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2016 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renewables Italia, S.r.l. y sus filiales por un importe total de 31.954 miles de euros, incluyendo intereses devengados (43.868 miles de euros al 31 de diciembre de 2021), que devengan un inter\u00e9s fijo del 4,50%; \u2022 Adicionalmente, el ep\u00edgrafe pr\u00e9stamos procedentes de participaciones no dominantes que inclu\u00eda pr\u00e9stamos concedidos por CITIC CWEI Renewables (Grupo CTG) con motivo de la venta en 2013 del 49% de la participaci\u00f3n en EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. por un importe total de 13.590 miles de euros incluyendo intereses, ha sido completamente pagada en el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022. El ep\u00edgrafe de pasivos por arrendamiento - No corrientes y corrientes incluye los pasivos por arrendamiento relacionados con la NIIF 16. La variaci\u00f3n en ambos ep\u00edgrafes es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero 698.527 689.709 Aumentos debido a nuevos contratos de arrendamiento 327.487 137.858 Actualizaci\u00f3n financiera (nota 14) 33.612 28.852 Pago de arrendamientos -54.612 -43.746 Diferencias de cambio 28.590 43.568 Cambios en el per\u00edmetro y otros cambios 6.217 -157.714 Saldo a 31 de diciembre 1.039.821 698.527 Los aumentos debidos a los nuevos contratos de arrendamiento se sit\u00faan principalmente en Estados Unidos, Espa\u00f1a, Canad\u00e1 y Polonia. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe total de 40.581 miles de euros relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Sunseap (v\u00e9ase nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe total de 10.072 miles de euros por la venta de ciertas sociedades en Europa; \u2022 Disminuci\u00f3n por importa total de 24.302 miles de euros por la venta de una sociedad en Norteam\u00e9rica. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2021 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 4.858 miles de euros en relaci\u00f3n con la adquisici\u00f3n de un negocio de generaci\u00f3n solar distribuida en EDPR North America (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por un importe de 55.545 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en la sociedad Vento XX LLC 2019 con una consecuente p\u00e9rdida de control en las sociedades Lexington Chenoa Wind Farm LLC y Broadlands Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 41.134 miles de euros por la venta de la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 36.758 miles de euros por la p\u00e9rdida de control en las sociedades Riverstart Development LLC, Riverstart Ventures LLC y filiales (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 16.727 miles de euros por la venta de las sociedades E\u00f3lica do Sincelo, S.A. y E\u00f3lica da Linha, S.A. (v\u00e9ase la nota 6); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 12.533 miles de euros por la reclasificaci\u00f3n de un grupo de sociedades europeas como mantenidas para la venta. A continuaci\u00f3n se indica el valor nominal de las rentas adeudadas por contratos de arrendamiento a 31 de diciembre de 2022: (i) menos de 5 a\u00f1os: 379.408 miles de euros; ii) de 5 a 10 a\u00f1os: 358.453 miles de euros; iii) de 10 a 15 a\u00f1os: 351.681 miles de euros; y (iv) m\u00e1s de 15 a\u00f1os: 653.040 miles de euros. Los cambios en el per\u00edmetro y otros cambios en 2022 se refieren principalmente a: \u2022 Incremento por importe de 71.035 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con la adquisici\u00f3n del Grupo Kronos Solar (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 20.395 miles de euros en el ep\u00edgrafe no corriente relacionados con el pago del precio variable de la venta de la sociedad Vento XX y subsidiarias; \u2022 Incremento en 41.288 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con la adquisici\u00f3n de Xuan Thien Ninh Thuan JSC y Xuan Thien Thuan Vac JSC (v\u00e9ase nota 42); \u2022 Incremento por importe de 166.510 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el remanente del coste a pagar, principalmente, por las sociedades Meadow Lake Solar Park LLC, Rosewater y Vento XX; \u2022 Disminuci\u00f3n por importe de 39.549 miles de euros en el ep\u00edgrafe corriente relacionados con el pago durante 2022 del remanente del coste por la sociedad Indiana Crossroads Wind Farm LLC. El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (no corriente) a 31 de diciembre de 2021 est\u00e1 relacionado principalmente con el precio variable por un importe de 20.396 miles de euros en relaci\u00f3n con la venta de la sociedad Vento XX y sus filiales (v\u00e9ase la nota 6). El importe a pagar por cambios en el per\u00edmetro (corriente) corresponde principalmente a los costes pendientes de pagar por un importe de 54.326 miles de euros relacionados con el proyecto de Indiana Crossroads Wind Park LLC. El ep\u00edgrafe otros acreedores y operaciones varias \u2013 corriente y no corriente se incrementa a 31 de diciembre de 2022, principalmente, como consecuencia del valor presente provisionado para las opciones de venta asociadas con el Grupo Sunseap (40.991 miles de euros en no corriente y 15.541 miles de euros en corriente) y el Grupo Kronos Solar (341.996 miles de euros en no corriente) (v\u00e9ase nota 6 y 42). Los valores razonables y valores contables de los actuales acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corrientes no difieren significativamente. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOtherNoncurrentLiabilitiesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f12646": {
"value": "37. Instrumentos financieros derivados A 31 de diciembre de 2022, el valor razonable y el vencimiento de los derivados se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS VALOR RAZONABLE NOCIONAL (MILES DE UNIDADES) ACTIVOS PASIVOS UNIDA DES HASTA 1 A\u00d1O DE 1 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS TOTAL COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA Permutas cruzadas de divisas (swaps) 5.702 -159.114 EUR 91.158 1.430.850 957.776 2.479.78 4 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 22.583 -84.063 EUR 1.819.013 133.660 - 1.952.673 28.285 -243.177 1.910.171 1.564.510 957.776 4.432.45 7 COBERTURA DE VALOR RAZONABLE Permutas cruzadas de divisas (swaps) 18 -2.056 EUR - - 85.897 85.897 18 -2.056 EUR - - 85.897 85.897 COBERTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO PERMUTAS SOBRE PRECIOS DE ENERG\u00cdA 44.117 -1.594.997 MWh 13.261 42.051 72.915 128.227 PERMUTAS DE TIPO DE INTER\u00c9S (SWAPS) 79.753 -1.725 EUR 159.363 204.355 1.725.040 2.088.75 8 CONTRATOS A PLAZO DE TIPO DE CAMBIO (FORWARDS) 13.985 -14.578 EUR 146.760 290 - 147.050 137.855 -1.611.300 NEGOCIACI\u00d3N Permutas sobre precios de energ\u00eda (swaps) 29.338 -94.952 MWh 4.082 5.124 871 10.077 Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) 1.189 -105 EUR 700 3.070 8.753 12.523 Permutas cruzadas de divisas (swaps) 25.539 -1.521 EUR 182.062 32.353 493.896 708.311 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 78.635 -29.654 EUR 2.349.94 0 72.629 - 2.422.56 9 134.701 -126.23MILES DE EUROS VALOR RAZONABLE NOCIONAL (MILES DE UNIDADES) ACTIVOS PASIVOS UNIDA DES HASTA 1 A\u00d1O DE 1 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS TOTAL 300.859 -1.983.019 El valor razonable de los instrumentos financieros derivados se contabiliza en Otros deudores y otros activos (nota 24) u Otros pasivos y otras cuentas a pagar (nota 35), dependiendo de si el valor razonable es positivo o negativo, respectivamente. Los derivados de cobertura de inversi\u00f3n neta se refieren principalmente a la permuta cruzada de tipos de inter\u00e9s (CIRS, por sus siglas en ingl\u00e9s) en d\u00f3lares estadounidenses y euros con EDP S.A. tal y como se explica en las notas 39 y 40. Los derivados de inversi\u00f3n netos tambi\u00e9n incluyen CIRS en CAD, BRL, COP y SGD con EDP con el fin de cubrir las operaciones del Grupo EDP Renov\u00e1veis en Canad\u00e1, Brasil, Colombia y Singapur. Los swaps de tipo de inter\u00e9s hacen referencia a la financiaci\u00f3n de proyectos (Project Finance) y se han formalizado para convertir los tipos de inter\u00e9s de variable a fijo. Los swaps de precios de energ\u00eda de cobertura de flujo de caja est\u00e1n relacionados con la cobertura del precio de venta. EDPR NA ha contratado swaps de precios de energ\u00eda para cubrir la volatilidad, en algunos de sus proyectos, de los precios del mercado al contado recibidos. Adem\u00e1s, tanto EDPR NA como EDPR EU han contratado coberturas a corto y largo plazo para cubrir la volatilidad a corto y largo plazo de cierta generaci\u00f3n no contratada de sus parques e\u00f3licos y solares. En algunos mercados de energ\u00eda estadounidenses, EDPR NA est\u00e1 expuesta a riesgos de congesti\u00f3n y de p\u00e9rdida de l\u00edneas que suelen afectar de forma negativa al precio recibido por la energ\u00eda generada en esos mercados. Para cubrir dichos riesgos desde el punto de vista econ\u00f3mico, EDPR NA suscribi\u00f3 Financial Transmission Rights (derechos financieros de transmisi\u00f3n o FTR) y una permuta de tres a\u00f1os de tipo fijo por variable con respecto al Locational Marginal Price (LMP). Los instrumentos financieros derivados de negociaci\u00f3n son derivados contra\u00eddos por coberturas econ\u00f3micas que no cumplen los requisitos de la contabilidad de coberturas. El valor razonable de los instrumentos financieros derivados se basa, principalmente, en las cotizaciones indicadas por entidades externas, las cuales se comparan con los valores razonables disponibles en las plataformas comunes de informaci\u00f3n financiera. Estas entidades utilizan t\u00e9cnicas de descuento de flujos de efectivo normalmente aceptadas y datos de los mercados p\u00fablicos. Las \u00fanicas excepciones son el CIRS en USD/EUR con EDP S.A, cuyos valores razonables son determinados por el Departamento Financiero de EDP, utilizando las mismas t\u00e9cnicas y datos de flujos de efectivo descontados antes mencionados. As\u00ed pues, de conformidad con los requisitos de la NIIF 13, el valor razonable de los instrumentos financieros derivados se clasifica en el nivel 2 (v\u00e9ase la nota 40) y no se han producido cambios de nivel durante este per\u00edodo. A 31 de diciembre de 2021, el valor razonable y el vencimiento de los derivados se analizan de la siguiente manera: THOUSAND EUROS VALOR RAZONABLE NOCIONAL (MILES DE UNIDADES) ACTIVO S PASIVOS UNID ADES HASTA 1 A\u00d1O DE 1 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS TOTAL COBERTURA DE INVERSI\u00d3N NETA Permutas cruzadas de divisas (swaps) 13.851 -84.028 EUR 890.293 763.447 - 1.653.740 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 2.289 -29.004 EUR 976.870 - - 976.870 16.140 -113.032 1.867.163 763.447 - 2.630.610 COBERTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO Permutas sobre precios de energ\u00eda 11.852 -1.031.455 MWh 9.184 14.712 12.964 36.860 Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) 17.561 -17.072 EUR 55.934 154.805 232.786 443.525 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 21.917 -727 EUR 483.600 391.643 - 875.243 51.330 -1.049.254 NEGOCIACI\u00d3N Permutas sobre precios de energ\u00eda (swaps) 24.305 -53.131 MWh 3.086 2.430 908 6.424 Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) - -1.085 EUR 675 2.960 9.563 13.198 Permutas cruzadas de divisas (swaps) 8.125 -1.117 EUR 131.707 136.591 - 268.298 Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) 11.981 -8.581 EUR 1.911.976 7.366 - 1.919.342 44.411 -63.914 111.881 -1.226.200 Los cambios en el valor razonable de los instrumentos de cobertura y los riesgos que est\u00e1n cubiertos son los siguientes: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 CAMBIOS EN VALOR RAZONABLE CAMBIOS EN VALOR RAZONABLE MILES DE EUROS INSTRUMENTO DE COBERTURA RIESGO CUBIERTO INSTRUMENTO RIESGO INSTRUMENTO RIESGO Cobertura de la inversion neta Permutas cruzadas de divisas (swaps) Cuentas dependientes en USD, RON, BRL, GBP, CAD y COP -91.970 77.881 -121.686 121.533 Cobertura de la inversion neta Contratos a plazo (forward) de tipo de cambio Cuentas dependientes en USD -34.765 9.174 -26.715 - Cobertura de valor razonable Contratos a plazo (forward) de tipo de cambio Cuentas dependientes en PLN -2.038 -2.038 -6.499 -6.499 Cobertura de flujo de ejectivo Permuta de tipo de inter\u00e9s Tipo de inter\u00e9s 77.539 - 23.052 - Cobertura de flujo de ejectivo Permutas sobre precios de energ\u00eda (swaps) Precio de energ\u00eda -517.166 - -997.097 - Cobertura de flujo de ejectivo Contratos a plazo (forward) de tipo de cambio Tipo de cambio -21.783 - 7.337 - -590.183 -85.017 -1.121.608 115.034 Durante 2022 y 2021 fueron consideradas las siguientes variables de mercado para el c\u00e1lculo del valor razonable: INSTRUMENTO VARIABLE DE MERCADO Permutas cruzadas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas Valor razonable indexado a los siguientes tipos de inter\u00e9s: Euribor 3M, Euribor 6M, Libor 3M, ROBOR 3M, CDI brasile\u00f1o diario, CAD-BA-CDOR 3M, Wibor 3M, Wibor 6M y CO IBR index; y tipos de cambio: EUR/BRL, EUR/PLN, EUR/CAD, EUR/GBP, EUR/RON EUR/COP and EUR/USD. Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) Valor razonable indexado a los siguientes tipos de inter\u00e9s: Euribor 3M, Euribor 6M, Wibor 6M, Libor 3M y CAD-BA- CDOR 3M. Contratos a plazo de tipo de cambio (forwards) Valor razonable indexado a los siguientes tipos de cambio: EUR/USD, EUR/PLN, EUR/GBP, USD/PLN, USD/HUF, EUR/HUF, USD/CAD, EUR/CAD, BRL/CNY, BRL/EUR, BRL/USD, COP/USD, SGD/USD, EUR/SGD, EUR/TWD, JPY/EUR, EUR/KRW and USD/VND. Permutas sobre precios de energ\u00eda (swaps) Valor razonable indexado al precio de la electricidad. Los movimientos de la reserva de cobertura de flujos de efectivo se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Saldo a 1 de enero -754.884 -23.251 Cambios del valor razonable -366.010 -740.954 Transferencias a resultados 6.323 3.329 Efecto de los derivados en las sociedades consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n 82.639 -5.375 Efecto de la venta con p\u00e9rdida de control de las filiales de EDPR -20.209 11.369 Saldo a 31 de diciembre -1.052.141 -754.884 Las ganancias y p\u00e9rdidas en la cartera de instrumentos financieros contabilizados en la cuenta de resultados se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Cobertura de inversiones netas - ineficacia -39.680 -153 Cobertura de flujo de efectivo Transferencia a resultados de la cobertura de los pasivos financieros 2.829 2.130 Transferencia a resultados de la cobertura de los precios de la energ\u00eda (commodities) -9.153 -5.459 Derivados no elegibles para contabilidad de coberturas 104.371 59.607 58.367 56.125 El importe de transferencias a resultados de cobertura de precios de energ\u00eda se contabiliza en Ingresos ordinarios mientras que las ganancias y p\u00e9rdidas restantes se contabilizan en ingresos financieros y gastos financieros, respectivamente (v\u00e9ase la nota 14). Los tipos de inter\u00e9s efectivos de los instrumentos financieros derivados asociados a actividades de financiaci\u00f3n durante 2022 se analizan de la siguiente manera: GRUPO EDPR MONEDA PAGA RECIBE CONTRATOS DE TIPO DE INTER\u00c9S Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) EUR [ 1,59% - 3,67% ] [ -2,70% - 2,48% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) PLN [ 2,48% - 4,17% ] [-7,15% - 7,05% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) USD [ 1,08% - 1,86% ] [ -4,73% - 3,75% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) CAD [ 2,10% - 2,75% ] [ -4,88% - 4,20% ] CONTRATOS DE TIPOS DE INTER\u00c9S Y TIPO DE CAMBIO CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/USD [ 1,08% - 5,78% ] [ -0,29% - 4,73% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/CAD [ 4,41% - 5,16% ] [ 1,56% - 2,20% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/COP [ 4,13% ] [ 2,13% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/GBP [ 1,35% - 1,92% ] [ -0,00% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/BRL [ 5,95% ] [ -0,44% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) USD/BRL [1,37% - 2,02% ] [ 1,40% - 2,71% ] Los tipos de inter\u00e9s efectivos de los instrumentos financieros derivados asociados a actividades de financiaci\u00f3n durante 2021 se analizan de la siguiente manera: GRUPO EDPR MONEDA PAGA RECIBE CONTRATOS DE TIPO DE INTER\u00c9S Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) EUR [ 0,26% - 3,67% ] [ 0,55% - 0,58% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) PLN [ 2,48% - 2,78% ] [ -0,25% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) USD [ 1,08% - 4,14% ] [ -3,5% - -0,09% ] Permutas de tipo de inter\u00e9s (swaps) CAD [ 2,10% - 2,75% ] [ -0,58% - -0,51% ] CONTRATOS DE TIPOS DE INTER\u00c9S Y TIPO DE CAMBIO CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/USD [ 0,47% - 1,08% ] [ -0,54% - -0,29% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/CAD [ 0,27% - 0,75% ] [ -0,59% - -0,54% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/COP [ 3,20% - 3,83% ] [ -0,58% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/GBP [ 1,25% - 1,36% ] [ 0,00% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/BRL [ 0,03% - 5,95% ] [ -0,58% - -0,44% ] CIRS (permutas de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas) EUR/RON [ 3,11% ] [ -0,57% ] ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfDerivativeFinancialInstrumentsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f13319": {
"value": "38. Compromisos A 31 de diciembre de 2022 y 2021, los compromisos financieros no incluidos en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidada con respecto a garant\u00edas financieras y operacionales proporcionadas se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 GARANT\u00cdAS DE NATURALEZA OPERATIVA EDP Renov\u00e1veis, S.A. 1.625.852 1.357.766 EDPR NA 1.973.492 919.746 EDPR EU 16.628 6.088 EDPR LATAM 86.373 5.180 EDPR APAC 15.166 - Total 3.717.511 2.288.780 Las garant\u00edas operacionales anteriores, que no se incluyen en el estado de situaci\u00f3n financiera consolidado ni han sido revelados en otras Notas, se refieren principalmente, a 31 de diciembre de 2022 y 2021, a garant\u00edas para Contratos de Compraventa de Energ\u00eda (\u201cPPA\u201d), interconexi\u00f3n y permisos, as\u00ed como a garant\u00edas de participaci\u00f3n en el mercado. La variaci\u00f3n significativa con respecto a 2021 est\u00e1 totalmente en consonancia con la evoluci\u00f3n del negocio y el aumento de la actividad del Grupo EDPR durante 2022. Los conceptos cubiertos por las garant\u00edas de los PPA dependen del estado del proyecto y suelen cubrir el riesgo de desarrollo y construcci\u00f3n, la correcta operaci\u00f3n y mantenimiento de los proyectos y el cumplimiento de las obligaciones de pago. Estas garant\u00edas ascienden a 1.037.351 miles de euros a 31 de diciembre de 2022, de los cuales 341.085 miles de euros corresponden a garant\u00edas concedidas por EDP a empresas de EDPR y 87.826 miles de euros a garant\u00edas concedidas por EDP y EDPR a Joint Ventures (867.280 miles de euros a 31 de diciembre de 2021, de los cuales 324.869 miles de euros corresponden a garant\u00edas concedidas por EDP a empresas de EDPR y 105.987 miles de euros a garant\u00edas concedidas por EDP y EDPR a Joint Ventures). Adicionalmente a las garant\u00edas anteriores, un importe de 30.450 miles de euros corresponde a garant\u00edas de car\u00e1cter operacional relacionadas con las sociedades espa\u00f1olas, polacas, italianas y brasile\u00f1as que fueron vendidas a 31 de diciembre de 2022 fectivamente sustituidas. Asimismo, un importe de 152.770 miles de euros corresponde a garant\u00edas de car\u00e1cter operacional relacionadas con compa\u00f1\u00edas brasile\u00f1as que fueron vendidas, aunque EDPR solo ha asumido la responsabilidad de dichas garant\u00edas hasta el 30 de enero de 2023, cuando estas han sido efectivamente reemplazadas. V\u00e9ase la nota 39 para las garant\u00edas concedidas por las sociedades del Grupo EDP a las sociedades del Grupo EDPR. V\u00e9ase la nota 20 para las garant\u00edas concedidas por el Grupo EDP y el Grupo EDPR a las joint ventures. Existen garant\u00edas financieras y operacionales adicionales concedidas por el Grupo EDPR que tienen pasivos subyacentes ya reflejados en el Estado de Situaci\u00f3n Financiera Consolidado y/o revelados en las Notas. EDPR no espera ning\u00fan pasivo significativo derivado de los compromisos anteriormente mencionados en relaci\u00f3n con las garant\u00edas financieras y operacionales prestadas. Las salidas de efectivo futuras no reflejadas en los pasivos por arrendamiento y las obligaciones de compra del Grupo EDPR, en funci\u00f3n de la fecha de vencimiento, son las siguientes: 31 DIC 2022 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL HASTA 1 A\u00d1O 1 A 3 A\u00d1OS 3 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Salidas futuras de efectivo no reflejadas en los pasivos por arrendamiento 66.340 9.994 18.429 7.935 29.982 Obligaciones de compra 5.361.294 3.678.743 1.089.012 126.215 467.324 5.427.634 3.688.737 1.107.441 134.150 497.306 31 DIC 2021 CAPITAL PENDIENTE POR VENCIMIENTO MILES DE EUROS TOTAL HASTA 1 A\u00d1O 1 A 3 A\u00d1OS 3 A 5 A\u00d1OS M\u00c1S DE 5 A\u00d1OS Salidas futuras de efectivo no reflejadas en los pasivos por arrendamiento 32.159 4.549 8.228 2.934 16.448 Obligaciones de compra 4.948.975 3.081.552 1.358.104 101.874 407.445 4.981.134 3.086.101 1.366.332 104.808 423.893 La variaci\u00f3n significativa de los compromisos con respecto a 2021 est\u00e1 totalmente en consonancia con la evoluci\u00f3n del negocio y el aumento de la actividad del Grupo EDPR. De acuerdo a la NIIF 16, el Grupo EDPR, presenta la informaci\u00f3n relativa a los contratos de arrendamiento en el ep\u00edgrafe Derechos de uso (v\u00e9ase la nota 17). Las obligaciones de compra incluyen deudas relacionadas con acuerdos a largo plazo de inmovilizado material y contratos de operaci\u00f3n y mantenimiento, prestaci\u00f3n de servicios y suministro de productos relacionados con la actividad de explotaci\u00f3n del Grupo. Cuando los precios est\u00e1n definidos en los respectivos contratos a plazo tipo forward, \u00e9stos son los utilizados para estimar los importes de los compromisos contractuales. Algunas de las operaciones de enajenaci\u00f3n de participaciones no dominantes en las que EDPR conserva el control, llevadas a cabo en a\u00f1os anteriores, tienen asociados activos y pasivos contingentes seg\u00fan los t\u00e9rminos de los acuerdos correspondientes. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfCommitmentsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f13459": {
"value": "39. Partes vinculadas A 31 de diciembre de 2022 o 31 de diciembre de 2021, los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n de la Sociedad y de sus Comit\u00e9s delegados no poseen directa o indirectamente acciones de EDPR. Con arreglo al art\u00edculo 229 de la Ley de Sociedades de Capital de Espa\u00f1a, los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n de EDP Renov\u00e1veis no han comunicado, y la sociedad dominante no tiene conocimiento, de que exista ning\u00fan conflicto de inter\u00e9s o incompatibilidad que podr\u00eda afectar al cumplimiento de sus obligaciones. De conformidad con los estatutos de la Sociedad, la retribuci\u00f3n de los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n la propone la Comisi\u00f3n de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo al Consejo de Administraci\u00f3n bas\u00e1ndose en el importe global de la retribuci\u00f3n autorizada por la Junta General de Accionistas. El Consejo de Administraci\u00f3n aprueba la distribuci\u00f3n y el importe exacto que se abona a cada administrador bas\u00e1ndose en esa propuesta. El n\u00famero medio de miembros del Consejo de Administraci\u00f3n durante 2022 y 2021 es de 11 y 11 respectivamente. La retribuci\u00f3n pagada a los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n en 2022 y 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Consejero Delegado (CEO) - - Miembros del consejo 727 729 727 729 La cantidad anterior se refiere a sueldos, dietas y otras remuneraciones como miembros del Consejo de Administraci\u00f3n y su pertenencia/presidencia de las Comisiones Delegadas. Adem\u00e1s, EDPR firm\u00f3 un contrato de servicios de gesti\u00f3n ejecutiva con EDP, en virtud del cual EDP asume el coste de los servicios prestados por sus Consejeros Ejecutivos y no Ejecutivos, que son Miguel Stilwell d'Andrade, Rui Teixeira, Miguel Setas, Vera de Morais Pinto Pereira Carneiro y Ana Paula Marques. Esta pr\u00e1ctica de remuneraci\u00f3n se ajusta al modelo adoptado por el Grupo EDP, en el que los Consejeros ejecutivos de EDP no reciben ninguna remuneraci\u00f3n directamente de las empresas del grupo en cuyos \u00f3rganos de gobierno trabajan, sino a trav\u00e9s de EDP. Con arreglo a este contrato, EDPR debe abonar un importe a EDP, por los servicios prestados por los Consejeros ejecutivos y los Consejeros no ejecutivos. El importe adeudado conforme a dicho contrato por los servicios de gesti\u00f3n prestados por EDP en 2022 es de 1.208 miles de euros (831 miles de euros en 2021), de los cuales 979 miles de euros corresponden a los servicios de gesti\u00f3n prestados por los miembros ejecutivos y 195 miles de euros corresponden a los servicios de gesti\u00f3n prestados por los miembros no ejecutivos. Este importe incluye 34 miles de euros correspondientes a planes de ahorro para la jubilaci\u00f3n. El plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n de los miembros del Management Team que tambi\u00e9n son administradores opera como un complemento de jubilaci\u00f3n efectivo con una horquilla entre el 3% y el 6% de su salario anual. El porcentaje se define de acuerdo con el plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n aplicable en su pa\u00eds de origen. En el caso de los COO/CTO que son miembros del Management Team (Duarte Bello- COO EU&LatAm; Bautista Rodr\u00edguez. - CTO&Business Offshore; Sandhya Ganapathy - COO NA; and Pedro Vasconcelos - COO APAC), la remuneraci\u00f3n es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Salarios y otros beneficios 2.808 2.467 Planes de pensiones 44 37 Primas de seguros de vida 16 5 2.868 2.509 Adicionalmente recibieron los siguientes beneficios no monetarios: plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n (como se ha descrito anteriormente), coche de empresa y seguro de salud por importe de 363 miles de euros (268 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Saldos y transacciones relevantes con dependientes y asociadas del Grupo China Three Gorges En el contexto de las transacciones con CTG relativas a la venta del 49% de las acciones de EDPR Portugal, EDPR PT-PE, EDPR Italia y EDPR Polska al Grupo CTG, CTG ha concedido pr\u00e9stamos al Grupo EDPR por importe de 93.693 miles de euros incluyendo los intereses devengados (17.392 miles de euros a corto plazo y 76.301 miles de euros a largo plazo) a 31 de diciembre de 2022. A 31 de diciembre de 2021, este saldo ascend\u00eda a 157.201 miles de euros, incluyendo intereses devengados (39.734 miles de euros a corto plazo y 117.467 miles de euros a largo plazo) (V\u00e9ase la nota 35). Durante el periodo terminado el 31 de diciembre de 2022, EDPR vendi\u00f3 la totalidad de la participaci\u00f3n de las sociedades espa\u00f1olas E\u00f3lica La Janda, S.L. and Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L. a CTG. El importe total por la venta de las participaciones ha ascendido a 207.018 miles de euros (v\u00e9ase nota 6 y 9). Saldos y transacciones con sociedades del Grupo EDP En el curso normal de sus actividades, las sociedades del Grupo EDPR realizan transacciones y operaciones comerciales con otras sociedades del Grupo, cuyos t\u00e9rminos reflejan las condiciones actuales del mercado. A 31 de diciembre de 2022, los activos y pasivos con partes vinculadas se analizan de la siguiente manera: ACTIVO MILES DE EUROS PR\u00c9STAMOS E INTERESES A COBRAR OTROS TOTAL EDP Energias de Portugal. S.A. - 100.978 100.978 EDP - Energias de Portugal. S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) - 140 140 Joint Ventures y empresas asociadas 521.584 148.361 669.945 EDP Servi\u00e7o Universal. S.A. - 26.860 26.860 EDP Finance B.V. - 73.812 73.812 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a. S.A. 326.815 - 326.815 EDP Espa\u00f1a S.A.U. - 41.947 41.947 Otras sociedades del Grupo EDP - 5.322 5.322 848.399 397.420 1.245.819 PASIVO MILES DE EUROS PR\u00c9STAMOS E INTERESES A PAGAR OTROS TOTAL EDP Energias de Portugal. S.A. - 634.935 634.935 EDP - Energias de Portugal. S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) - 13.243 13.243 Joint Ventures y empresas asociadas - 820 820 EDP Finance B.V. 4.213.354 37.693 4.251.047 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a. S.A. 544.832 3.493 548.325 EDP Global Solutions - 1.861 1.861 Otras sociedades del Grupo EDP - 16.951 16.951 4.758.186 708.996 5.467.182 Los activos se refieren principalmente a: \u2022 Saldo deudor de las cuentas corrientes en euros y en d\u00f3lares con EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. (v\u00e9ase la nota 26) por importe de 326.815 miles de euros a 31 de diciembre de 2022 (418.805 miles de euros a 31 de diciembre de 2021); Pr\u00e9stamos concedidos a sociedades consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n y concretamente a Ocean Winds por un importe total 511.374 miles de euros; \u2022 Otros con Joint Ventures y empresas asociadas corresponden, principalmente, con el precio variable relacionado con la venta del negocio Offshore a Ocean Winds por importe de 77.920 miles de euros y derivados contratados con E\u00f3lica de S\u00e3o Juli\u00e3o por importe de 17.775 miles de euros (v\u00e9ase nota 24 y 37); \u2022 Deuda comercial relacionada con la venta de energ\u00eda en EDPR Portugal, EDPR Espa\u00f1a a trav\u00e9s de EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. (comercializadora de \u00faltimo recurso debido a la legislaci\u00f3n regulatoria) y EDP Espa\u00f1a S.A.U.; \u2022 Derivados contratados con EDP Energias de Portugal, S.A. y EDP Finance B.V. cuyo valor de mercado a 31 de diciembre de 2022 supone un valor de 84.686 miles de euros y 73.812 miles de euros respectivamente (v\u00e9ase la nota 37); El pasivo se refiere principalmente a: \u2022 Pr\u00e9stamos obtenidos por EDP Renov\u00e1veis S.A. y por EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros S.L. de EDP Finance BV por un importe, incluyendo intereses y una vez deducidos los gastos de formalizaci\u00f3n de deuda, de 4.212.912 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 2.652.219 miles de euros) y de EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. por un importe de 544.832 miles de euros (31 de diciembre de 2021: 445.499 miles de euros) v\u00e9ase la nota 31, incluyendo el Cash-pooling por importe de 311.807 miles de euros a 31 de diciembre de 2022; \u2022 Derivados contratados con EDP Energias de Portugal, S.A. cuyo valor de mercado a 31 de diciembre de 2022 asciende a 614.415 miles de euros y EDP Finance B.V. por valor de 32.270 miles de euros, principalmente relacionados con derivados de precios de la energ\u00eda y permutas cruzadas de divisa (swaps) (v\u00e9ase la nota 37). Las transacciones con partes vinculadas del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2022 se analizan de la siguiente manera: MILES DE EUROS INGRESOS DE EXPLOTACI\u00d3N INGRESOS FINANCIEROS GASTOS DE EXPLOTACI\u00d3N GASTOS FINANCIEROS EDP Energias de Portugal. S.A. 56.488 296.834 -264.171 -233.580 EDP Energias de Portugal. S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) 16 - -36.197 -1.134 Joint Ventures y empresas asociadas 50.497 16.388 -5.247 -2.761 EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. 255.983 - -26 - EDP Finance B.V. 20.234 97.679 - -170.958 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. - - - -31.767 EDP Espa\u00f1a S.A.U. 728.267 - -8.523 -57 EDP Clientes S.A. 1.928 - -359 - EDP Trading Comercializa\u00e7\u00e3o e Servi\u00e7os de Energia 37.601 - -1.002 - Otras sociedades del Grupo EDP 187 - -6.557 - 1.151.201 410.901 -322.082 -440.257 Los ingresos de explotaci\u00f3n incluyen principalmente las ventas de electricidad a EDP Servi\u00e7o Universal, S.A., que es un suministrador de \u00faltimo recurso en Portugal en virtud de la legislaci\u00f3n regulatoria, a EDP Espa\u00f1a S.A.U. como agente comercial en Espa\u00f1a a EDP Trading Comercializa\u00e7\u00e3o e Servi\u00e7os de Energ\u00eda. Las transacciones con EDP Energias de Portugal, S.A. est\u00e1n relacionadas principalmente con instrumentos financieros derivados y deuda recibida. Los gastos financieros con EDP Finance B.V. y EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. son intereses de los pr\u00e9stamos concedidos a EDP Renov\u00e1veis S.A. y EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros, S.A., y a los ingresos/gastos relacionados con los instrumentos derivados. Los ingresos financieros se explican principalmente por los instrumentos derivados de EDP Energias de Portugal, S.A. y EDP Finance B.V. A 31 de diciembre de 2021, los activos y pasivos con partes vinculadas se analizan de la siguiente manera: ACTIVO MILES DE EUROS PR\u00c9STAMOS E INTERESES A COBRAR OTROS TOTAL EDP Energias de Portugal, S.A. - 56.451 56.451 EDP - Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) - 39.044 39.044 Joint Ventures y empresas asociadas 209.488 174.458 383.946 EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. - 32.690 32.690 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. - 418.805 418.805 EDP Espa\u00f1a S.A.U. - 144.975 144.975 Other EDP Group companies - 2.906 2.906 209.488 869.329 1.078.817 PASIVO MILES DE EUROS PR\u00c9STAMOS E INTERESES A PAGAR OTROS TOTAL EDP Energias de Portugal, S.A. - 576.117 576.117 EDP - Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Branch) - 13.294 13.294 Joint Ventures y empresas asociadas - 3.335 3.335 EDP Finance B.V. 2.652.919 27.732 2.680.651 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. 445.499 362 445.861 EDP Global Solutions - 1.429 1.429 Other EDP Group companies - 10.942 10.942 3.098.418 633.211 3.731.629 Los activos se refieren principalmente a: \u2022 Saldo deudor de las cuentas corrientes en euros y en d\u00f3lares con EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. (v\u00e9ase la nota 26) por importe de 418.805 miles de euros a 31 de diciembre de 2021; \u2022 Pr\u00e9stamos concedidos a sociedades consolidadas por el m\u00e9todo de la participaci\u00f3n y concretamente a Ocean Winds por un importe total 198.213 miles de euros y precios variables relacionadas con la venta del negocio offshore a Ocean Winds por importe de 142.216 miles de euros (v\u00e9ase la nota 24); \u2022 Deuda comercial relacionada con la venta de energ\u00eda en EDPR Portugal y EDPR Espa\u00f1a a trav\u00e9s de EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. (comercializadora de \u00faltimo recurso debido a la legislaci\u00f3n regulatoria) y EDP Espa\u00f1a S.A.U. respectivamente; \u2022 Derivados contratados con EDP Energias de Portugal, S.A. cuyo valor de mercado a 31 de diciembre de 2021 asciende a 42.851 miles de euros (v\u00e9ase la nota 37); \u2022 Estimaci\u00f3n del impuesto de sociedades adeudado por EDP Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a por importe de 38.611 miles de euros (v\u00e9ase la nota 24). Los pasivos se refieren principalmente a: \u2022 Pr\u00e9stamos obtenidos por EDP Renov\u00e1veis S.A. y por EDP Renov\u00e1veis Servicios Financieros S.L. de EDP Finance BV por un importe, incluyendo intereses y una vez deducidos los gastos de formalizaci\u00f3n de deuda, de 2.652.219 miles de euros y de EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a S.A. por un importe de 445.499 miles de euros. V\u00e9ase la nota 31; \u2022 Derivados contratados con EDP Energias de Portugal, S.A. cuyo valor de mercado a 31 de diciembre de 2021 asciende a 513.350 miles de euros, principalmente relacionados con derivados de precios de la energ\u00eda (v\u00e9ase la nota 37). Las transacciones con partes vinculadas del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2021 se analizan de la siguiente manera s: MILES DE EUROS INGRESOS DE EXPLOTACI\u00d3N INGRESOS FINANCIEROS GASTOS DE EXPLOTACI\u00d3N GASTOS FINANCIEROS EDP Energias de Portugal, S.A. 550 36.636 -173.987 -55.616 EDP Energias de Portugal, S.A. Sucursal en Espa\u00f1a (EDP Sucursal) - - -29.850 -1.289 Joint ventures y empresas asociadas 37.889 7.599 -24.861 -9 EDP Servi\u00e7o Universal, S.A. 259.593 - -130 - EDP Comercializadora, S.A.U,. 15 - - - EDP Finance B.V. - - - -95.513 EDP Servicios Financieros Espa\u00f1a, S.A. 3 - -13.980 EDP Espa\u00f1a S.A.U. 457.638 - -4.603 -256 EDP Clientes S.A. 719 - -540 - Otras sociedades del Grupo EDP 8.175 - -11.788 - 764.579 44.238 -245.759 -166.663 Como parte de sus actividades operativas, el Grupo EDP Renov\u00e1veis debe presentar garant\u00edas en favor de determinados proveedores y en relaci\u00f3n con contratos de energ\u00eda renovable. A 31 de diciembre de 2022, EDP Espa\u00f1a y EDP Energ\u00edas de Portugal Sucursal en Espa\u00f1a otorgaron garant\u00edas operacionales a proveedores en favor de EDP Renov\u00e1veis S.A. y EDPR NA por un importe de 444.520 miles de euros (520.475 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). Las garant\u00edas operacionales son emitidas por compromisos asumidos por EDPR EU y EDPR NA en relaci\u00f3n con los Contratos de Compra de Energ\u00eda (PPA), interconexi\u00f3n, permisos y participaci\u00f3n en el mercado. V\u00e9ase la nota 20 para las garant\u00edas concedidas por el Grupo EDP y el Grupo EDPR a las joint ventures. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfRelatedPartyExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f13460": {
"value": "39. Partes vinculadas A 31 de diciembre de 2022 o 31 de diciembre de 2021, los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n de la Sociedad y de sus Comit\u00e9s delegados no poseen directa o indirectamente acciones de EDPR. Con arreglo al art\u00edculo 229 de la Ley de Sociedades de Capital de Espa\u00f1a, los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n de EDP Renov\u00e1veis no han comunicado, y la sociedad dominante no tiene conocimiento, de que exista ning\u00fan conflicto de inter\u00e9s o incompatibilidad que podr\u00eda afectar al cumplimiento de sus obligaciones. De conformidad con los estatutos de la Sociedad, la retribuci\u00f3n de los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n la propone la Comisi\u00f3n de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo al Consejo de Administraci\u00f3n bas\u00e1ndose en el importe global de la retribuci\u00f3n autorizada por la Junta General de Accionistas. El Consejo de Administraci\u00f3n aprueba la distribuci\u00f3n y el importe exacto que se abona a cada administrador bas\u00e1ndose en esa propuesta. El n\u00famero medio de miembros del Consejo de Administraci\u00f3n durante 2022 y 2021 es de 11 y 11 respectivamente. La retribuci\u00f3n pagada a los miembros del Consejo de Administraci\u00f3n en 2022 y 2021 se analiza de la siguiente manera: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Consejero Delegado (CEO) - - Miembros del consejo 727 729 727 729 La cantidad anterior se refiere a sueldos, dietas y otras remuneraciones como miembros del Consejo de Administraci\u00f3n y su pertenencia/presidencia de las Comisiones Delegadas. Adem\u00e1s, EDPR firm\u00f3 un contrato de servicios de gesti\u00f3n ejecutiva con EDP, en virtud del cual EDP asume el coste de los servicios prestados por sus Consejeros Ejecutivos y no Ejecutivos, que son Miguel Stilwell d'Andrade, Rui Teixeira, Miguel Setas, Vera de Morais Pinto Pereira Carneiro y Ana Paula Marques. Esta pr\u00e1ctica de remuneraci\u00f3n se ajusta al modelo adoptado por el Grupo EDP, en el que los Consejeros ejecutivos de EDP no reciben ninguna remuneraci\u00f3n directamente de las empresas del grupo en cuyos \u00f3rganos de gobierno trabajan, sino a trav\u00e9s de EDP. Con arreglo a este contrato, EDPR debe abonar un importe a EDP, por los servicios prestados por los Consejeros ejecutivos y los Consejeros no ejecutivos. El importe adeudado conforme a dicho contrato por los servicios de gesti\u00f3n prestados por EDP en 2022 es de 1.208 miles de euros (831 miles de euros en 2021), de los cuales 979 miles de euros corresponden a los servicios de gesti\u00f3n prestados por los miembros ejecutivos y 195 miles de euros corresponden a los servicios de gesti\u00f3n prestados por los miembros no ejecutivos. Este importe incluye 34 miles de euros correspondientes a planes de ahorro para la jubilaci\u00f3n. El plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n de los miembros del Management Team que tambi\u00e9n son administradores opera como un complemento de jubilaci\u00f3n efectivo con una horquilla entre el 3% y el 6% de su salario anual. El porcentaje se define de acuerdo con el plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n aplicable en su pa\u00eds de origen. En el caso de los COO/CTO que son miembros del Management Team (Duarte Bello- COO EU&LatAm; Bautista Rodr\u00edguez. - CTO&Business Offshore; Sandhya Ganapathy - COO NA; and Pedro Vasconcelos - COO APAC), la remuneraci\u00f3n es la siguiente: MILES DE EUROS 31 DIC 2022 31 DIC 2021 Salarios y otros beneficios 2.808 2.467 Planes de pensiones 44 37 Primas de seguros de vida 16 5 2.868 2.509 Adicionalmente recibieron los siguientes beneficios no monetarios: plan de ahorro para la jubilaci\u00f3n (como se ha descrito anteriormente), coche de empresa y seguro de salud por importe de 363 miles de euros (268 miles de euros a 31 de diciembre de 2021). ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfInformationAboutKeyManagementPersonnelExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f13944": {
"value": "40. Valor razonable de activos y pasivos financieros El valor razonable de los instrumentos financieros se basa en los precios de cotizaci\u00f3n en el mercado, siempre que est\u00e9n disponibles. De no ser as\u00ed, el valor razonable se determina mediante modelos internos, que se basan en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de efectivo o en modelos de valoraci\u00f3n de opciones generalmente aceptados, o bien, por medio de cotizaciones proporcionadas por terceros. Es posible que los instrumentos no est\u00e1ndares requieran t\u00e9cnicas alternativas, seg\u00fan sus caracter\u00edsticas y las pr\u00e1cticas de mercado generalmente aceptadas aplicables a dichos instrumentos. Estos modelos se desarrollan sobre la base de las variables del mercado que afectan al instrumento subyacente, principalmente las curvas de rentabilidad, los tipos de cambio y la volatilidad. Los datos de mercado se obtienen de proveedores de datos financieros generalmente aceptados (Bloomberg y Reuters). A 31 de diciembre de 2022 y 2021, la tabla siguiente presenta las curvas de tipo de inter\u00e9s de las principales monedas a las que est\u00e1 expuesto el Grupo. Estos tipos de inter\u00e9s se utilizaron como base para los c\u00e1lculos del valor razonable realizados mediante los modelos internos mencionados previamente: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 MONEDAS MONEDAS EUR USD SGD EUR USD 3 meses 2,13% 4,77% 3,57% -0,57% 0,21% 6 meses 2,69% 5,07% 3,86% -0,55% 0,38% 9 meses 3,45% 5,16% 3,88% -0,49% 0,42% 1 a\u00f1os 3,69% 5,07% 3,84% -0,50% 0,58% 2 a\u00f1os 3,39% 4,71% 3,48% -0,29% 0,91% 3 a\u00f1os 3,31% 4,34% 3,30% -0,14% 1,14% 5 a\u00f1os 3,24% 4,02% 3,15% 0,02% 1,33% 7 a\u00f1os 3,20% 3,90% 3,10% 0,13% 1,44% 10 a\u00f1os 3,20% 3,84% 3,04% 0,30% 1,54% Los instrumentos de patrimonio no cotizados, para los que no se haya efectuado una estimaci\u00f3n fiable y coherente de su valor razonable por medio de modelos internos ni a trav\u00e9s de proveedores externos, se reconocen a su coste hist\u00f3rico. Instrumentos de patrimonio a valor razonable y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Los instrumentos financieros cotizados se reconocen a valor razonable sobre la base de los precios de mercado. Los instrumentos financieros para los que no se haya efectuado una estimaci\u00f3n fiable de sus valores razonables se contabilizan en el estado de situaci\u00f3n financiera al coste. Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes, deudores comerciales y proveedores Estos instrumentos financieros incluyen principalmente activos y pasivos financieros a corto plazo. Dada su naturaleza a corto plazo en la fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n, sus valores contables no difieren significativamente de sus valores razonables. Deuda financiera El valor razonable de la deuda financiera se calcula mediante modelos internos, que se basan en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de efectivo generalmente aceptadas. En la fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n, el valor contable de los pr\u00e9stamos a tipo variable es aproximadamente su valor razonable. En el caso de los pr\u00e9stamos a tipo fijo, principalmente los pr\u00e9stamos entre sociedades concedidos por el Grupo EDP, su valor razonable se obtiene mediante modelos internos que se basan en t\u00e9cnicas de descuento generalmente aceptadas. Instrumentos financieros derivados Todos los derivados se contabilizan a su valor razonable. Para los que se cotizan en mercados organizados, se utiliza el precio de mercado correspondiente. Para los derivados extraburs\u00e1tiles, el valor razonable se estima mediante el uso de modelos internos basados en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de caja y modelos de valoraci\u00f3n de opciones generalmente aceptados por el mercado, o mediante cotizaciones de precios de intermediarios. Permuta cruzada de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas (CIRS) con EDP - Energias de Portugal, S.A. (nota 37) Con el fin de cubrir el riesgo de tipo de cambio resultante de la inversi\u00f3n neta en EDPR NA, el Grupo suscribi\u00f3 una permuta cruzada de tipos de inter\u00e9s en d\u00f3lares estadounidenses y euros con EDP - Energias de Portugal, S.A. Este derivado financiero se presenta en el estado de situaci\u00f3n financiera a su valor razonable, que se calcula mediante el descuento de los flujos de efectivo en d\u00f3lares y euros proyectados. Las tasas de descuento y los tipos de inter\u00e9s a plazo se basaron en las curvas de tipos de inter\u00e9s mencionadas previamente y el tipo de cambio d\u00f3lares/euros se detalla en la nota 29. V\u00e9ase tambi\u00e9n la nota 35. Los valores razonables de activos y pasivos a 31 de diciembre de 2022 y 31 de diciembre de 2021 se analizan de la siguiente manera: 31 DICIEMBRE 2022 31 DICIEMBRE 2021 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE VALOR RAZONABL E DIFERENCIA VALOR CONTABL E VALOR RAZONABLE DIFERENCIA ACTIVOS FINANCIEROS Instrumentos de patrimonio a valor razonable 43.321 43.321 - 14.878 14.878 - Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 605.693 605.693 - 498.234 498.234 - Otros deudores y otros activos 1.656.881 1.656.881 - 1.546.725 1.546.725 - Instrumentos financieros derivados 300.859 300.859 - 111.881 111.881 - Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.171.932 1.171.932 - 1.003.784 1.003.784 - 3.778.686 3.778.686 - 3.175,502 3.175.502 - PASIVOS FINANCIEROS Deuda financiera 6.159.954 5.486.817 673.137 4.040.949 4.042.432 1.483 Proveedores 2.838.483 2.838.483 - 1.699.692 1.699.692 - Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.212.162 2.212.162 - 2.259.741 2.259.741 - Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 713.310 713.310 - 623.786 623.786 - Otros pasivos y otras cuentas a pagar 1.871.568 1.871.568 - 972.661 972.661 - Instrumentos financieros derivados 1.983.019 1.983.019 - 1.226.200 1.226.200 - 15.778.496 15.105.359 673.137 12.049.229 12.050.712 1.483 Los niveles de valores razonables utilizados para valorar los activos y pasivos financieros del Grupo EDP Renov\u00e1veis se definen de la siguiente manera: \u2022 Nivel 1 \u2013 Precios cotizados (no ajustados) en mercados activos para activos y pasivos id\u00e9nticos \u2022 Nivel 2 - Variables diferentes de los precios cotizados incluidos en el nivel 1 que son observables para activos o pasivos, directamente (es decir, como precios) o indirectamente (es decir, derivadas de los precios). \u2022 Nivel 3 \u2013 Variables para activos o pasivos que no se basan en variables observables en el mercado (variables no observables). 31 DICIEMBRE 2022 31 DICIEMBRE 2021 MILES DE EUROS NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 ACTIVOS FINANCIEROS Instrumentos de patrimonio a valor razonable 32.876 - 10.445 - - 14.878 Instrumentos financieros derivados - 300.859 - - 111.881 - 32.876 300.859 10.445 - 111.881 14.878 PASIVOS FINANCIEROS Pasivos por opciones otorgadas a participaciones no dominantes - - 883 - - 883 Instrumentos financieros derivados - 1.983.019 - - 1.226.200 - - 1.983.019 883 - 1.226.200 883 Los activos y pasivos restantes se valoran dentro del nivel 1 corresponden a activos y pasivos cuyo valor razonable es igual a su valor contable. En 2022, no ha habido transferencias entre niveles. El movimiento en 2022 y 2021 de los activos y pasivos financieros incluidos en el nivel 3 se analiza de la siguiente manera: ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR Saldo a 1 de enero 883 883 Beneficios / (p\u00e9rdidas) en otro resultado global - - Altas / adquisiciones - - Bajas - - Otros - - Saldo a 31 de diciembre 883 883 La partida Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar incluida en el nivel 3 hace referencia a pasivos con participaciones no dominantes. Los movimientos en 2022 y 2021 de los instrumentos financieros derivados se presentan en la nota 37. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfFairValueOfFinancialInstrumentsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f13945": {
"value": "40. Valor razonable de activos y pasivos financieros El valor razonable de los instrumentos financieros se basa en los precios de cotizaci\u00f3n en el mercado, siempre que est\u00e9n disponibles. De no ser as\u00ed, el valor razonable se determina mediante modelos internos, que se basan en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de efectivo o en modelos de valoraci\u00f3n de opciones generalmente aceptados, o bien, por medio de cotizaciones proporcionadas por terceros. Es posible que los instrumentos no est\u00e1ndares requieran t\u00e9cnicas alternativas, seg\u00fan sus caracter\u00edsticas y las pr\u00e1cticas de mercado generalmente aceptadas aplicables a dichos instrumentos. Estos modelos se desarrollan sobre la base de las variables del mercado que afectan al instrumento subyacente, principalmente las curvas de rentabilidad, los tipos de cambio y la volatilidad. Los datos de mercado se obtienen de proveedores de datos financieros generalmente aceptados (Bloomberg y Reuters). A 31 de diciembre de 2022 y 2021, la tabla siguiente presenta las curvas de tipo de inter\u00e9s de las principales monedas a las que est\u00e1 expuesto el Grupo. Estos tipos de inter\u00e9s se utilizaron como base para los c\u00e1lculos del valor razonable realizados mediante los modelos internos mencionados previamente: 31 DIC 2022 31 DIC 2021 MONEDAS MONEDAS EUR USD SGD EUR USD 3 meses 2,13% 4,77% 3,57% -0,57% 0,21% 6 meses 2,69% 5,07% 3,86% -0,55% 0,38% 9 meses 3,45% 5,16% 3,88% -0,49% 0,42% 1 a\u00f1os 3,69% 5,07% 3,84% -0,50% 0,58% 2 a\u00f1os 3,39% 4,71% 3,48% -0,29% 0,91% 3 a\u00f1os 3,31% 4,34% 3,30% -0,14% 1,14% 5 a\u00f1os 3,24% 4,02% 3,15% 0,02% 1,33% 7 a\u00f1os 3,20% 3,90% 3,10% 0,13% 1,44% 10 a\u00f1os 3,20% 3,84% 3,04% 0,30% 1,54% Los instrumentos de patrimonio no cotizados, para los que no se haya efectuado una estimaci\u00f3n fiable y coherente de su valor razonable por medio de modelos internos ni a trav\u00e9s de proveedores externos, se reconocen a su coste hist\u00f3rico. Instrumentos de patrimonio a valor razonable y activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Los instrumentos financieros cotizados se reconocen a valor razonable sobre la base de los precios de mercado. Los instrumentos financieros para los que no se haya efectuado una estimaci\u00f3n fiable de sus valores razonables se contabilizan en el estado de situaci\u00f3n financiera al coste. Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes, deudores comerciales y proveedores Estos instrumentos financieros incluyen principalmente activos y pasivos financieros a corto plazo. Dada su naturaleza a corto plazo en la fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n, sus valores contables no difieren significativamente de sus valores razonables. Deuda financiera El valor razonable de la deuda financiera se calcula mediante modelos internos, que se basan en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de efectivo generalmente aceptadas. En la fecha de presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n, el valor contable de los pr\u00e9stamos a tipo variable es aproximadamente su valor razonable. En el caso de los pr\u00e9stamos a tipo fijo, principalmente los pr\u00e9stamos entre sociedades concedidos por el Grupo EDP, su valor razonable se obtiene mediante modelos internos que se basan en t\u00e9cnicas de descuento generalmente aceptadas. Instrumentos financieros derivados Todos los derivados se contabilizan a su valor razonable. Para los que se cotizan en mercados organizados, se utiliza el precio de mercado correspondiente. Para los derivados extraburs\u00e1tiles, el valor razonable se estima mediante el uso de modelos internos basados en t\u00e9cnicas de descuento de flujos de caja y modelos de valoraci\u00f3n de opciones generalmente aceptados por el mercado, o mediante cotizaciones de precios de intermediarios. Permuta cruzada de tipos de inter\u00e9s en monedas distintas (CIRS) con EDP - Energias de Portugal, S.A. (nota 37) Con el fin de cubrir el riesgo de tipo de cambio resultante de la inversi\u00f3n neta en EDPR NA, el Grupo suscribi\u00f3 una permuta cruzada de tipos de inter\u00e9s en d\u00f3lares estadounidenses y euros con EDP - Energias de Portugal, S.A. Este derivado financiero se presenta en el estado de situaci\u00f3n financiera a su valor razonable, que se calcula mediante el descuento de los flujos de efectivo en d\u00f3lares y euros proyectados. Las tasas de descuento y los tipos de inter\u00e9s a plazo se basaron en las curvas de tipos de inter\u00e9s mencionadas previamente y el tipo de cambio d\u00f3lares/euros se detalla en la nota 29. V\u00e9ase tambi\u00e9n la nota 35. Los valores razonables de activos y pasivos a 31 de diciembre de 2022 y 31 de diciembre de 2021 se analizan de la siguiente manera: 31 DICIEMBRE 2022 31 DICIEMBRE 2021 MILES DE EUROS VALOR CONTABLE VALOR RAZONABL E DIFERENCIA VALOR CONTABL E VALOR RAZONABLE DIFERENCIA ACTIVOS FINANCIEROS Instrumentos de patrimonio a valor razonable 43.321 43.321 - 14.878 14.878 - Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar 605.693 605.693 - 498.234 498.234 - Otros deudores y otros activos 1.656.881 1.656.881 - 1.546.725 1.546.725 - Instrumentos financieros derivados 300.859 300.859 - 111.881 111.881 - Efectivo y otros activos l\u00edquidos equivalentes 1.171.932 1.171.932 - 1.003.784 1.003.784 - 3.778.686 3.778.686 - 3.175,502 3.175.502 - PASIVOS FINANCIEROS Deuda financiera 6.159.954 5.486.817 673.137 4.040.949 4.042.432 1.483 Proveedores 2.838.483 2.838.483 - 1.699.692 1.699.692 - Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.212.162 2.212.162 - 2.259.741 2.259.741 - Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar 713.310 713.310 - 623.786 623.786 - Otros pasivos y otras cuentas a pagar 1.871.568 1.871.568 - 972.661 972.661 - Instrumentos financieros derivados 1.983.019 1.983.019 - 1.226.200 1.226.200 - 15.778.496 15.105.359 673.137 12.049.229 12.050.712 1.483 Los niveles de valores razonables utilizados para valorar los activos y pasivos financieros del Grupo EDP Renov\u00e1veis se definen de la siguiente manera: \u2022 Nivel 1 \u2013 Precios cotizados (no ajustados) en mercados activos para activos y pasivos id\u00e9nticos \u2022 Nivel 2 - Variables diferentes de los precios cotizados incluidos en el nivel 1 que son observables para activos o pasivos, directamente (es decir, como precios) o indirectamente (es decir, derivadas de los precios). \u2022 Nivel 3 \u2013 Variables para activos o pasivos que no se basan en variables observables en el mercado (variables no observables). 31 DICIEMBRE 2022 31 DICIEMBRE 2021 MILES DE EUROS NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 NIVEL 1 NIVEL 2 NIVEL 3 ACTIVOS FINANCIEROS Instrumentos de patrimonio a valor razonable 32.876 - 10.445 - - 14.878 Instrumentos financieros derivados - 300.859 - - 111.881 - 32.876 300.859 10.445 - 111.881 14.878 PASIVOS FINANCIEROS Pasivos por opciones otorgadas a participaciones no dominantes - - 883 - - 883 Instrumentos financieros derivados - 1.983.019 - - 1.226.200 - - 1.983.019 883 - 1.226.200 883 Los activos y pasivos restantes se valoran dentro del nivel 1 corresponden a activos y pasivos cuyo valor razonable es igual a su valor contable. En 2022, no ha habido transferencias entre niveles. El movimiento en 2022 y 2021 de los activos y pasivos financieros incluidos en el nivel 3 se analiza de la siguiente manera: ACREEDORES COMERCIALES Y OTRAS CUENTAS A PAGAR Saldo a 1 de enero 883 883 Beneficios / (p\u00e9rdidas) en otro resultado global - - Altas / adquisiciones - - Bajas - - Otros - - Saldo a 31 de diciembre 883 883 La partida Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar incluida en el nivel 3 hace referencia a pasivos con participaciones no dominantes. Los movimientos en 2022 y 2021 de los instrumentos financieros derivados se presentan en la nota 37. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfFairValueMeasurementExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f14282": {
"value": "41. Hechos posteriores relevantes EDPR asegura su primer Contrato de Compraventa de Energ\u00eda (\u201cPPA\u201d) en Grecia EDPR ha suscrito un PPA (Power Purchase Price Agreement, siglas en ingl\u00e9s) a largo plazo con MYTILINEOS - Energy & Metals, una de las mayores empresas industriales y energ\u00e9ticas de Grecia, para vender la energ\u00eda verde producida por una cartera e\u00f3lica de 78 MW. Este acuerdo supone el primer PPA de EDPR en Grecia y estar\u00e1 cubierto por una cartera que consta de 3 proyectos e\u00f3licos que se espera que entren en funcionamiento entre finales de 2024 y 2025, m\u00e1s concretamente: \u2022 2 proyectos, con 23 MW y 35 MW respectivamente, ubicados en Voiotia, Grecia; \u2022 1 proyecto de 21 MW situado en Achaia, Grecia. Con esta nueva cartera, EDPR cuenta ya con 11,2 GW asegurados de los 20 GW previstos para 2021-25 anunciados por EDPR En el \u201cCapital Markets Day\" en febrero de 2021. Adem\u00e1s, esta transacci\u00f3n permite a EDPR alcanzar m\u00e1s de 3,6 GW del objetivo de 6,7 GW de adiciones de capacidad renovable en Europa durante 2021-25. El \u00e9xito de EDPR en la consecuci\u00f3n de nuevos PPA refuerza su perfil de bajo riesgo y su estrategia de crecimiento basada en el desarrollo de proyectos competitivos con visibilidad a largo plazo, fomentando la aceleraci\u00f3n de la transici\u00f3n energ\u00e9tica y la descarbonizaci\u00f3n de la econom\u00eda. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfEventsAfterReportingPeriodExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f15751": {
"value": "44. Informaci\u00f3n por segmentos de explotaci\u00f3n El Grupo genera energ\u00eda a partir de recursos renovables y dispone de tres segmentos sobre los que debe informar que son las plataformas de negocio del Grupo: Europa, Norteam\u00e9rica, LATAM y APAC. Las unidades de negocio estrat\u00e9gicas cuentan con actividades en distintas zonas geogr\u00e1ficas y se gestionan por separado dado que sus caracter\u00edsticas son bastante diferentes. El consejero delegado (CEO) del Grupo revisa los informes de gesti\u00f3n interna al menos una vez cada tres meses para cada una de las unidades de negocio estrat\u00e9gicas. Las pol\u00edticas contables de los segmentos sobre los que debe informarse son las mismas que las descritas en la nota 2. La informaci\u00f3n relativa a los resultados de cada segmento sobre el que debe informarse se incluye en el anexo 2. El rendimiento se valora en funci\u00f3n de los beneficios de explotaci\u00f3n de los segmentos, como se indica en los informes de gesti\u00f3n interna que son revisados por la direcci\u00f3n. Los beneficios de explotaci\u00f3n de los segmentos se utilizan para valorar el rendimiento ya que la direcci\u00f3n cree que dicha informaci\u00f3n es la m\u00e1s pertinente para valorar los resultados de determinados segmentos con relaci\u00f3n a otras entidades que operan en esos sectores. Los precios entre segmentos se determinan en condiciones de igualdad y libre competencia. Un segmento de negocio es un componente identificable del Grupo, encargado de suministrar un \u00fanico producto o servicio, o bien un grupo de productos y servicios relacionados, que est\u00e1 sometido a riesgos y rendimientos que pueden diferenciarse de los que corresponden a otros segmentos de negocio. El Grupo genera energ\u00eda a partir de fuentes renovables en varios lugares y la gesti\u00f3n de su actividad se basa en los siguientes segmentos de negocio: \u2022 Europa: hace referencia a las sociedades que operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las sociedades que operan en Estados Unidos, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 LATAM: hace referencia a las sociedades que operan en Brasil, Chile y Colombia. \u2022 APAC: hace referencia a las sociedades que operan en Corea, Singapur, Vietnam, Malasia, Indonesia, Tailandia, Camboya, China, Taiw\u00e1n, Filipinas, Australia y Jap\u00f3n. A 31 de diciembre de 2021, los segmentos de negocio son: \u2022 Europa: hace referencia a las sociedades del Grupo EDPR EU que operan en Espa\u00f1a, Portugal, B\u00e9lgica, Francia, Italia, Pa\u00edses Bajos, Polonia, Ruman\u00eda, Reino Unido, Hungr\u00eda y Grecia; \u2022 Norteam\u00e9rica: hace referencia a las sociedades de los grupos EDPR North America, EDPR Canada y EDPR M\u00e9xico que operan en Estados Unidos, Canad\u00e1 y M\u00e9xico, respectivamente; \u2022 Brasil: hace referencia a las sociedades del Grupo EDPR Brasil que operan en dicho pa\u00eds. Definici\u00f3n de segmento Los importes contabilizados en cada segmento de negocio son el resultado de la suma de las dependientes y las unidades de negocio definidas en el per\u00edmetro de cada segmento, incluidas las eliminaciones intrasegmento, sin ning\u00fan ajuste en la asignaci\u00f3n entre segmentos. La informaci\u00f3n financiera revelada por cada segmento de negocio se basa en los importes contabilizados directamente en las dependientes que componen el segmento, incluidas las eliminaciones intrasegmento, sin ning\u00fan ajuste en la asignaci\u00f3n entre segmentos. ANEXO II Actividad del grupo por segmento de explotaci\u00f3n Informaci\u00f3n por segmento de explotaci\u00f3n del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2022 MILES DE EUROS EUROPA NORTEAM\u00c9RICA LATAM APAC SEGMENTO S TOTAL Ingresos 1.279.292 718.298 52.821 84.516 2.134.928 Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica - 233.505 - - 233.505 1.279.292 951.803 52.821 84.516 2.368.432 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 308.311 89.091 122.054 2.653 522.108 Suministros y servicios -204.833 -202.395 -30.005 -29.900 -467.134 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -54.087 -124.436 -6.710 -21.127 -206.359 Otros gastos de explotaci\u00f3n -129.693 -94.291 -10.061 -1.024 -235.070 -80.303 -332.031 75.278 -49.399 -386.455 Joint ventures y asociadas 49.280 35.308 - -354 84.234 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto 1.248.270 655.080 128.099 34.763 2.066.212 Provisiones 5.527 81 - - 5.608 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -245.835 -399.356 -63.129 -21.723 -730.043 Beneficio de explotaci\u00f3n 1.007.961 255.805 64.970 13.040 1.341.777 Activo 6.901.430 11,836,674 1.397.053 1.514.603 21,649,760 Pasivo 833.365 1,771,275 451.670 85.101 3,141,411 Inversiones de explotaci\u00f3n 736.466 1.850.471 708.436 126.204 3.421.577 Nota: El segmento \"Europa\" incluye: i) ingresos ordinarios por valor de 228.293 miles de euros de sociedades espa\u00f1olas; ii) activos de sociedades espa\u00f1olas por valor de 2.250.225 miles de eurosConciliaci\u00f3n entre la Informaci\u00f3n Segmentada y los Estados Financieros MILES DE EUROS Ingresos ordinarios de los segmentos revelados 2.134.928 Ingresos ordinarios de otros segmentos -7.261 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento 10.315 Ingresos ordinarios del Grupo EDPR 2.137.981 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de los segmentos revelados 2.066.212 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de otros segmentos 319.378 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -228.382 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto del Grupo EDPR 2.157.208 Beneficio de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 1.341.777 Beneficio de explotaci\u00f3n de otros segmentos 310.861 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -241.133 Beneficio de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 1.411.505 Activos de los segmentos revelados 21.649.760 Activos no asignados 5.447.142 Activos financieros 2.742.557 Activos por impuestos 876.689 Deudores y otros activos 1.827.896 Activos de otros segmentos 11.512.060 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -11.115.893 Activos del Grupo EDPR 27.493.069 Inversiones contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 1.157.249 Pasivos de los segmentos revelados 3.141.411 Pasivos no asignados 11.592.798 Pasivos financieros 2.048.861 Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.212.162 Pasivos por impuestos 766.403 Cuentas a pagar y otros pasivos 6.565.372 Pasivos de otros segmentos 3.234.241 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -1.046.047 Pasivos del Grupo EDPR 16.922.404 Inversiones de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 3.421.577 Inversiones de explotaci\u00f3n de otros segmentos 31.967 Inversiones de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 3.453.544 MILES DE EUROS TOTAL SEGMENTOS REVELADOS OTROS SEGMENTOS ELIMINACI\u00d3N DE TRANSACCIONES INTRASEGMENTO TOTAL GRUPO EDPR Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 233.505 - - 233.505 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 522.108 6.554 -2.637 526.026 Suministros y servicios -467.134 -48.880 77.039 -438.974 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -206.359 -43.446 9.195 -240.611 Otros gastos de explotaci\u00f3n -235.070 317.374 -322.292 -239.987 Provisiones 5.608 - - 5.608 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -730.043 -8.517 -12.751 -751.311 Joint Ventures y asociadas 84.121 95.036 -2 179.154 Informaci\u00f3n por segmento de explotaci\u00f3n del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2021 modificado (*) considerando los segmentos aprobados en 2022. V\u00e9ase nota 2.A): MILES DE EUROS EUROPA NORTEAM\u00c9RI CA LATA M APAC SEGMENTOS TOTAL Ingresos 926.237 584.417 67.581 1.246 1.579.480 Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica - 177.205 - - 177.205 926.237 761.622 67.581 1.246 1.756.685 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 350.068 270.218 702 - 620.988 Suministros y servicios -188.897 -156.693 -20.759 -2.239 -368.587 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -45.305 -89.437 -3.878 -248 -138.868 Otros gastos de explotaci\u00f3n -101.150 -54.179 -5.517 - -160.846 14.717 -30.090 -29.452 -2.487 -47.313 Joint ventures y asociadas 8.822 15.151 - - -23.973 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto 949.775 746.683 38.129 -1.241 1.733.345 Provisiones -798 -782 16 - -1.564 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -251.449 -335.108 -11.084 -394 -598.035 Beneficio de explotaci\u00f3n 697.529 410.792 27.061 -1.635 1.133.747 Activo 6.023.039 9.694.220 942.599 36.583 16.696.440 Pasivo 688.155 1.260.641 85.613 4.129 2.038.538 Inversiones de explotaci\u00f3n 744.986 1.370.260 381.195 4.763 2.501.204 Nota: El segmento \"Europa\" incluye: i) ingresos ordinarios por valor de 263.264 miles de euros de sociedades espa\u00f1olas; ii) activos de sociedades espa\u00f1olas por valor de 2.228.498 miles de eurosConciliaci\u00f3n entre la Informaci\u00f3n Segmentada y los Estados MILES DE EUROS Ingresos ordinarios de los segmentos revelados 1.579.480 Ingresos ordinarios de otros segmentos 9.673 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -8.695 Ingresos ordinarios del Grupo EDPR 1.580.458 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de los segmentos revelados 1.733.345 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de otros segmentos 61.290 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -34.594 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto del Grupo EDPR 1.760.041 Beneficio de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 1.133.747 Beneficio de explotaci\u00f3n de otros segmentos 54.529 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -37.088 Beneficio de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 1.151.188 Activos de los segmentos revelados 16.696.440 Activos no asignados 4.557.615 Activos financieros 2.098.337 Activos por impuestos 557.851 Deudores y otros activos 1.901.427 Activos de otros segmentos 8.817.625 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -8.040.104 Activos del Grupo EDPR 22.031.576 Inversiones contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 988.522 Pasivos de los segmentos revelados 2.038.538 Pasivos no asignados 9.479.364 Pasivos financieros 1.505.984 Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.259.741 Pasivos por impuestos 600.705 Cuentas a pagar y otros pasivos 5.112.934 Pasivos de otros segmentos 654.301 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -315.535 Pasivos del Grupo EDPR 11.856.669 Inversiones de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 2.501.204 Inversiones de explotaci\u00f3n de otros segmentos 20.817 Inversiones de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 2.522.021 MILES DE EUROS TOTAL SEGMENTOS REVELADOS OTROS SEGMENTOS ELIMINACI\u00d3N DE TRANSACCIONES INTRASEGMENTO TOTAL GRUPO EDPR Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 177.205 - - 177.205 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 620.988 28.199 -13.456 635.731 Suministros y servicios -368.587 -40.957 73.871 -335.674 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -138.868 -35.390 - -174.259 Otros gastos de explotaci\u00f3n -160.846 82.315 -86.490 -165.021 Provisiones -1.564 - - -1.564 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -598.035 -6.761 -2.494 -607.289 Joint Ventures y asociadas 23.973 17.450 -239 41.184 Informaci\u00f3n por segmento de explotaci\u00f3n del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2021: MILES DE EUROS EUROPA NORTEAM\u00c9RICA BRASIL TOTAL SEGMENTOS Ingresos 926.237 584.417 67.580 1.578.234 Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica - 177.205 - 177.205 926.237 761.622 67.580 1.755.439 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 350.068 270.218 667 620.953 Suministros y servicios -188.896 -156.699 -12.873 -358.468 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -45.305 -89.437 -2.397 -137.139 Otros gastos de explotaci\u00f3n -101.150 -54.179 -4.253 -159.582 14.717 -30.097 -18.856 -34.236 Joint ventures y asociadas 8.822 15.151 - 23.973 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto 949.776 746.676 48.724 1.745.176 Provisiones -798 -782 16 -1.564 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -251.449 -335.108 -11.040 -597.597 Beneficio de explotaci\u00f3n 697.529 410.786 37.700 1.146.015 Activo 6.023.039 9.694.220 755.027 16.472.286 Pasivo 688.155 1.260.641 39.517 1.988.313 Inversiones de explotaci\u00f3n 744.986 1.370.260 329.778 2.445.024 Nota: El segmento \"Europa\" incluye: i) ingresos ordinarios por valor de 263.264 miles de euros de sociedades espa\u00f1olas; ii) activos de sociedades espa\u00f1olas por valor de 2.228.498 miles de euros. Conciliaci\u00f3n entre la Informaci\u00f3n Segmentada y los Estados MILES DE EUROS Ingresos ordinarios de los segmentos revelados 1.578.234 Ingresos ordinarios de otros segmentos 10.918 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -8.694 Ingresos ordinarios del Grupo EDPR 1.580.458 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de los segmentos revelados 1.745.176 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto de otros segmentos 49.452 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -34.587 Beneficio de explotaci\u00f3n bruto del Grupo EDPR 1.760.041 Beneficio de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 1.146.015 Beneficio de explotaci\u00f3n de otros segmentos 42.254 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -37.081 Beneficio de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 1.151.188 Activos de los segmentos revelados 16.472.286 Activos no asignados 4.473.450 Activos financieros 2.090.731 Activos por impuestos 553.893 Deudores y otros activos 1.828.826 Activos de otros segmentos 8.942.671 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -7.856.831 Activos del Grupo EDPR 22.031.576 Inversiones contabilizadas por el m\u00e9todo de participaci\u00f3n 988.522 Pasivos de los segmentos revelados 1.988.313 Pasivos no asignados 9.384.056 Pasivos financieros 1.505.984 Inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 2.259.741 Pasivos por impuestos 593.723 Cuentas a pagar y otros pasivos 5.024.608 Pasivos de otros segmentos 799.990 Eliminaci\u00f3n de transacciones intrasegmento -315.690 Pasivos del Grupo EDPR 11.856.669 Inversiones de explotaci\u00f3n de los segmentos revelados 2.445.024 Inversiones de explotaci\u00f3n de otros segmentos 76.997 Inversiones de explotaci\u00f3n del Grupo EDPR 2.522.021 MILES DE EUROS TOTAL SEGMENTOS REVELADOS OTROS SEGMENTOS ELIMINACI\u00d3N DE TRANSACCIONES INTRASEGMENTO TOTAL GRUPO EDPR Ingresos de inversores institucionales en Norteam\u00e9rica 177.205 - - 177.205 Otros ingresos de explotaci\u00f3n 620.988 28.199 -13.456 635.731 Suministros y servicios -368.587 -40.957 73.871 -335.674 Gastos por retribuciones y prestaciones a los empleados -138.868 -35.390 - -174.259 Otros gastos de explotaci\u00f3n -160.846 82.315 -86.490 -165.021 Provisiones -1.564 - - -1.564 Amortizaci\u00f3n y deterioro del valor -598.035 -6.761 -2.494 -607.289 Joint Ventures y asociadas 23.973 17.450 -239 41.184 ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfOperatingSegmentsExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f15807": {
"value": "45. Honorarios por servicios de auditor\u00eda y otros PricewaterhouseCoopers (PwC) fue reelegido como auditor externo para el Grupo EDPR para los ejercicios 2021, 2022 y 2023 en la junta de accionistas que tuvo lugar el 12 de abril del 2021. Los honorarios por los servicios prestados por esta compa\u00f1\u00eda y resto de compa\u00f1\u00edas relacionadas de acuerdo con la Ley 22/2015 del 20 de julio, para el ejercicio terminado el 31 de diciembre del 2022 y 2021 es el siguiente: 31 DICIEMBRE 2022 MILES DE EUROS EUROPA NORTE AM\u00c9RICA LATAM APAC TOTAL Servicios de auditor\u00eda de cuentas anuales individuales y consolidadas 1.603 1.795 368 994 4.760 Otros servicios 218 12 38 - 268 Total 1.821 1.807 406 994 5.028 Otros servicios en Europa incluyen, entre otros, servicios prestados para todo el grupo como la revisi\u00f3n del sistema de control interno de informaci\u00f3n financiera y la revisi\u00f3n de la informaci\u00f3n no financiera relativa a sostenibilidad incluida en el informe anual del Grupo EDPR. El importe tambi\u00e9n incluye la revisi\u00f3n limitada de los estados financieros consolidados de EDPR del 30 de junio del 2022 y otras revisiones a efectos consolidados que se consideran servicios distintos a los de auditor\u00eda de acuerdo con la normativa local respectiva. El importe total para Europa incluye 857 miles de euros por los servicios prestados por PricewaterhouseCoopers Auditores S.L. de los cuales 676 miles de euros corresponden a servicios de auditor\u00eda y 181 miles de euros corresponden a servicios distintos de auditor\u00eda. Los honorarios anteriores no incluyen los correspondientes a compa\u00f1\u00edas vendidas durante el ejercicio 2022 que ascienden a 147 miles de euros (v\u00e9ase la nota 6). El detalle de honorarios de PwC para el ejercicio 2021 es el siguiente: 31 DICIEMBRE 2021 MILES DE EUROS EUROPA NORTE AM\u00c9RICA LATAM APAC TOTAL Servicios de auditor\u00eda de cuentas anuales individuales y consolidadas 1.540 1.379 189 84 3.192 Otros servicios 166 11 6 - 183 Total 1.706 1.390 195 84 3.375 El importe total para Europa incluye 768 miles de euros por los servicios prestados por PricewaterhouseCoopers Auditores S.L. de los cuales 624 miles de euros corresponden a servicios de auditor\u00eda y 150 miles de euros corresponden a servicios distintos de auditor\u00eda. ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfAuditorsRemunerationExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
},
"f15900": {
"value": "ANEXO I Las Sociedades Dependientes consolidadas seg\u00fan el m\u00e9todo de integraci\u00f3n global, a 31 de diciembre de 2022 y 2021, son las siguientes, donde \u201c% del capital\u201d representa la participaci\u00f3n directa de la matriz/es inmediatas y \u201c% de los derechos de voto\u201d representa la participaci\u00f3n indirecta de la sociedad matriz del Grupo (EDP Renov\u00e1veis S.A.): 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO SOCIEDAD MATRIZ DEL GRUPO Y ACTIVIDADES VINCULADAS EDP RENOV\u00c1VEIS, S.A. (GROUP'S PARENT HOLDING COMPANY) OVIEDO PWC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP RENOV\u00c1VEIS SERVICIOS FINANCIEROS, S.A. OVIEDO PWC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EUROPA GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA ESPA\u00d1A EDP Renewables Europe, S.L.U. (Europe Parent Company) Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renovables Espa\u00f1a, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Acampo Arias, S.L. Zaragoza PwC 95,00% 95,00% 95,00% 95,00% Aplicaciones Industriales de Energ\u00edas Limpias, S.L. Zaragoza n.a. 61,50% 61,50% 61,50% 61,50% Canerde, S.L. Madrid n.a. 80,00% 80,00% 80,00% 80,00% Compa\u00f1\u00eda E\u00f3lica Aragonesa, S.A. Zaragoza PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Desarrollos E\u00f3licos de Teruel, S.L. Zaragoza n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Desarrollos Renovables de Allande, S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Desarrollos Renovables de la Frontera, S.L.U. Jerez de la Frontera n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Desarrollos Renovables de Teruel, S.L. Teruel n.a. 51,00% 51,00% 100,00 % 100,00% EDPR M\u00e9xico, S.L.U. Oviedo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Terral S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Yield, S.A.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica Arlanz\u00f3n, S.A. Madrid PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% E\u00f3lica Campollano, S.A. Madrid PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% E\u00f3lica Fontesilva, S.L.U. La Coru\u00f1a PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica La Br\u00fajula, S.A.U. Madrid PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica La Janda, S.L.U. Madrid PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO IAM Caecius, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Iberia Aprovechamientos E\u00f3licos, S.A. Zaragoza PwC 94,00% 94,00% 94,00% 94,00% Northeolic Monte Bu\u00f1o, S.L. Cantabria PwC 0,00% 0,00% 75,00% 75,00% Palma Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Parc E\u00f2lic Serra Voltorera, S.L.U. Barcelona PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Altos del Voltoya, S.A. Madrid PwC 92,50% 92,50% 92,50% 92,50% Parque E\u00f3lico de Abrazadilla, S.L.U. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico La Sotonera, S.L. Zaragoza PwC 69,84% 69,84% 69,84% 69,84% Parque E\u00f3lico Los Cantales, S.L.U. Zaragoza PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Santa Quiteria, S.L. Zaragoza PwC 100,00% 83,96% 100,00 % 83,96% Pedregal Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Renovables Castilla La Mancha, S.A. Madrid PwC 90,00% 90,00% 90,00% 90,00% Rocio Hive, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Site Sunwind Energy, S.L. Madrid n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% T\u00e9bar E\u00f3lica, S.A.U. Madrid PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Europa, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Mantenimiento, S.L.U. Cantabria PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Viesgo Renovables, S.L.U. Oviedo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% PORTUGAL EDP Renov\u00e1veis Portugal, S.A. Oporto PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables SGPS, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR PT - Parques E\u00f3licos, S.A. Oporto PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR PT - Promo\u00e7\u00e3o e Opera\u00e7\u00e3o, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Cross Solutions, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% E\u00f3lica da Coutada, S.A. Soutelo de Aguiar PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica da Coutada II, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% E\u00f3lica da Serra das Alturas, S.A. Boticas PwC 50,10% 25,55% 50,10% 25,55% E\u00f3lica da Terra do Mato, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica das Serras das Beiras, S.A. Pi\u00f3d\u00e3o - Arganil PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO E\u00f3lica de Alagoa, S.A. Arcos de Valdevez PwC 60,00% 30,60% 60,00% 30,60% E\u00f3lica de Montenegrelo, S.A. Vila Pouca de Aguiar PwC 50,10% 25,55% 50,10% 25,55% E\u00f3lica do Alto da Lagoa, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Alto da Teixosa, S.A. Alh\u00f5es PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Alto do Mourisco, S.A. Cerdedo PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica do Espig\u00e3o, S.A. Vila Nova CMV PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% E\u00f3lica dos Altos de Salgueiros-Guilhado, S.A. Vila Pouca de Aguiar PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Eoliser - Servi\u00e7os de Gest\u00e3o para Parques E\u00f3licos, Lda. Lisboa n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Fotovoltaica Flutuante do Grande Lago, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Fotovoltaica Lote A, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% IE2 Portugal, SGPS, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Malhadizes - Energia E\u00f3lica, S.A. Oporto PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Parque E\u00f3lico do Barlavento, S.A. Oporto PwC 89,98% 89,98% 89,98% 89,98% S.E.E. - Sul Energ\u00eda E\u00f3lica, S.A. Oporto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FRANCIA EDPR France Holding, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eoles Montjean, S.A.S. Par\u00eds n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Le Chemin de la Corv\u00e9e, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monts de la Madeleine Energie, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monts du Forez Energie, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parc \u00c9olien d\u2019Entrains-sur-Nohain, S.A.S. Par\u00eds PwC 90,00% 90,00% 90,00% 90,00% Parc Eolien de Dionay, S.A.S. Par\u00eds PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Transition Euroise Roman II, S.A.S. Par\u00eds n.a. 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% Vanosc Energie, S.A.S. Par\u00eds n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kronos Solar France, S.A.S. (1) Boulogn- Billancourt n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Fransol 11, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Fransol 12, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 13, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 14, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 15, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 16, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 17, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 18, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 19, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 20, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 21, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 22, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 23, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 24, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 25, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 26, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 27, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 28, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 29, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 30, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 31, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 32, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 33, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 34, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 35, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Fransol 36, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 37, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 38, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 39, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 40, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 41, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 42, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 43, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 44, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 45, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 46, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 47, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 48, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 49, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Fransol 50, S.A.S. (1) Boulogne- Billancourt n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 15, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 16, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 18, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 19, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 20, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 22, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronos IB Vogt 25, S.A.S. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 11, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 12, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 13, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 14, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Kronosol 15, S.A.R.L. (1) Saint-Louis n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% POLONIA EDP Renewables Polska, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDP Renewables Polska HoldCo, S.A. Varsovia PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables Polska Solar, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Budzyn, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Elektrownia Kamienica, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Elektrownia Wiatrowa Kresy I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% EW Dobrzyca, sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Farma Fotowoltaiczna Budzyn, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Dobrzyca, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Koden, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Farma Fotowoltaiczna Radziej\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Tomasz\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Ujazd, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Warta, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Fotowoltaiczna Wielkopolska, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Farma Wiatrowa Starozreby, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FW Warta, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Gudziki Wind Farm, sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Karpacka Mala Energetyka, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100%* 100%* 85,00% 85,00% Korsze Wind Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Masovia Wind Farm I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Miramit Investments, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Molen Wind II, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Neo Solar Chotk\u00f3w, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Neo Solar Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Neo Solar Przykona II, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% R.Wind, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Radziej\u00f3w Wind Farm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Rampton, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Relax Wind Park I, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Relax Wind Park III, Sp. z o.o. Varsovia PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Ujazd, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% WF Energy III, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Field Wielkopolska, Sp. z o.o. Pozna\u0144 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Winfan, Sp. z o.o. Varsovia n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% EWP European Wind Power Krasin, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Nowa Energia 1, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Lichnowy Windfarm, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Kowalewo Wind, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Farma Wiatrowa Bogoria, Sp. z o.o. Varsovia PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% RUMAN\u00cdA EDPR Rom\u00e2nia, S.R.L. Bucarest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Beta Wind, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Energopark, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Fravezac, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% International Solar Energy, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Solar Phoenix, S.R.L. Bucarest n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% REINO UNIDO Altnabreac Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ben Sca Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Drummarnock Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lurg Hill Wind Farm Ltd Edimburgo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Moorshield Wind Farm Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Muirake Wind Farm Ltd Edimburgo PwC 79,00% 79,00% 79,00% 79,00% Vento Ludens Ltd Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind 2 Project 1 Limited Edimburgo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% KS SPV 36 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 46 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 65 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 69 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 70 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 71 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 72 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 73 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 74 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 75 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 76 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 77 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 78 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 79 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS SPV 80 Limited (1) Newmarket Ensors 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% ITALIA EDP Renewables Italia, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDP Renewables Italia Holding, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% AW 2, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% C & C Tre Energy S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Custolito, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Basilicata, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Centro Italia PV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Puglia Due, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Puglia Uno, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sardegna, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia Due, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia PV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Sicilia Uno, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Sicilia Wind, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR Sud Italia, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Villa Galla, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Energia Emissioni Zero 4, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Giglio, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Re Plus, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sarve, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100,00% 100,00% 51,00% 51,00% Solar Italy I, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Italy II, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Italy IV, S.r.l. Mil\u00e1n n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% T Power, S.p.A. Cesena Baker Tilly Revisa 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tivano, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% VRG Wind 153, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 100%** 100%** 80,00% 80,00% Wind Energy San Giorgio, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 60,00% 60,00% 60,00% 60,00% Aria del Vento Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Breva Wind, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Conza Energia, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Lucus Power, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% San Mauro, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 75,00% 75,00% TACA Wind, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% WinCap, S.r.l. Mil\u00e1n PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% GRECIA Aeolos Evias Energiaki, M.A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Aioliki Oitis Energiaki E.P.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Aioliko Parko Fthiotidos Erimia E.P.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Hellas 1 M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Hellas 2 M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Energiaki Arvanikou E.P.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kadmeios Anemos Energiaki A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Voiotikos Anemos Energiaki A.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Wind Park Aerorrachi M.A.E. Atenas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Shape E.P.E. Atenas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% B\u00c9LGICA EDP Renewables Belgium, S.A. Bruselas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% PA\u00cdSES BAJOS EDPR International Investments, B.V. Amsterdam PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kronos Solar Projects NL, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL3, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL6, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL8, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL10, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL12, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL13, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL14, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL16, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL17, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL20, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL23, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL24, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL25, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL27, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL28, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL29, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL30, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL31, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL32, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL33, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL34, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL35, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL36, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL37, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL38, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL39, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL40, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL41, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO KS NL42, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL43, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL44, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL45, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL46, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL47, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL48, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL49, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KS NL50, B.V. (1) Arnhem n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% HUNGR\u00cdA EDP Renewables Hungary Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Investment Hungary, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Napenergia, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Ny\u00edrs\u00e9g Watt, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sunglare Capture, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunglare Expert, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunlight Solar, Kft. Budapest PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% Szabadsolar, Kft. Budapest PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% ALEMANIA EDP Renewables Germany GmbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Projektgesellschaft mbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Solar Projects GmbH Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kronos Solar Projects France UG (1) Munich n.a. 85,00% 85,00% 0,00% 0,00% KSD 11 UG (1) B\u00fctow n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 12 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 13 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 14 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 15 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 16 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 17 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 18 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 19 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 21 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 22 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 23 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 24 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO KSD 25 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 26 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 27 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 28 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 29 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 30 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 31 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 32 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 33 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 34 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 35 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 36 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 37 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 38 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 39 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% KSD 40 UG (1) Munich n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% NORTEAM\u00c9RICA GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA M\u00c9XICO EDPR Servicios de M\u00e9xico, S. de R.L. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% E\u00f3lica de Coahuila, S.A. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Parque Solar Los Cuervos, S. de R.L. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Vientos de Coahuila, S.A. de C.V. Ciudad de M\u00e9xico n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% ESTADOS UNIDOS EDP Renewables North America LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 10 Point Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 17th Star Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2007 Vento I LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2007 Vento II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2008 Vento III LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2009 Vento V LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO 2011 Vento IX LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2011 Vento X LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2014 Sol I LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% 2014 Vento XI LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2014 Vento XII LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2015 Vento XIII LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2015 Vento XIV LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% 2016 Vento XV LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2016 Vento XVI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2017 Sol II LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2018 Vento XVIII LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2019 Vento XXI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2020 Vento XXII LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2021 DG Agora Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Agora Sol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Agora Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Apollo Sol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG Apollo Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Sol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Agora Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Apollo Sol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 DG CA Apollo Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2021 Vento XXIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO 2022 SOL VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 SOL VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Alabama Ledge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Alabama Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Amsterdam 3 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Antelope Ridge Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Arbuckle Mountain Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Arkwright Summit Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Arlington Wind Power Project LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Aroostook Wind Energy LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ashford Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Athena-Weston Wind Power Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Athena-Weston Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Avondale Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% AZ Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Azalea Springs Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bar Harbor Community Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bayou Bend Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% BC2 Maple Ridge Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% BC2 Maple Ridge Wind LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bear Peak Beccaria LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Brady LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak East Carroll LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Glen Hope LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Jennerstown LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Juniata LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Paint II LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Bear Peak Richmond LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Big River Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Big River Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Storage II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Black Prairie Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackford County Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackford County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blackstone Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blissville Road LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Blue Canyon Windpower II LLC Texas PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower III LLC Texas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower IV LLC Texas n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower V LLC Texas PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Blue Canyon Windpower VI LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Canyon Windpower VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Harvest Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Blue Marmot I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot IX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot VIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Marmot XI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bluebird Prairie Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bright Stalk Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Broadlands Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Broadlands Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Buffalo Bluff Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% C2 Alpha Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Bristol I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Bristol II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CA 2016 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CA WMS Redlands #1693 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CB 2017 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Centrica MT LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CI Holdings 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 CT Fund 1 Holding LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 Energy Development LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Franklin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Gamma Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 IL WMS Bloomington #3459 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 IL WMS Skokie #1998 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA 2016 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams I Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Adams II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA DEPCOM 2017 LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA DEPCOM Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Dudley II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA FKW Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Kelly Way Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Lakeville Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Managing Member II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA New Salem LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Owner LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Swansea Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MA Swansea LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 MN Hopkins LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Morin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 NC Kitty Hawk LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NJ Andover I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NY Brookhaven LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 NY Sentinel Heights Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH New Lebanon LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH Otsego I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 OH Otsego II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Omega Holding Company LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 RI Hopkinton LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Scripps 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Scripps 3 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Scripps 4 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 SH 2019 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Starratt Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Starratt Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM 2020 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 10 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 1512 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 1549 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 2112 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3360 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Arizona 3465 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3799 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3833 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 3861 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 4 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 4451 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 5 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 5768 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 6 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 7 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 8 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona 9 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Arizona Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 1789 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 1988 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 2039 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 4202 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 4317 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 5884 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California 5890 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM California Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Chester Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM DSA Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Greenwood Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1404 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1489 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1548 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1553 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1761 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1848 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 1933 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 2215 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 2491 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 253 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 5442 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 612 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois 891 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Illinois Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Indian Land Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Lake Wylie Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Laurens Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 309 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 539 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana 87 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Louisiana Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Maryland 1715 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO C2 WM Maryland 2436 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Maryland Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1807 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1844 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1869 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 1977 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 2195 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey 3795 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM New Jersey Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 1 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 3 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Phase 3 Sponsor LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Pickens Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Powdersville Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Regent Dev Holdings 2020 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 WM Simpsonville Leasing LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2 Woodbury Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% C2-REA Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Gettysburg Solar Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Marinwood Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Olde Thompson Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Syracuse Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% CA Tours Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Camden PV PSEG Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Camden PV Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Cameron Solar LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Casa Grande Carmel Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Castle Valley Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cattlemen Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cattlemen Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Chateaugay River Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cielo Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Citizens Dickenson Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Citizens Westmoreland Solar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Clinton County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cloud County Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Clover Creek Solar Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Clover Creek Solar Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Coldwater Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Coos Curry Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cortland-Virgil Road Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Creed Road Solar 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Crescent Bar Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crooked Lake Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Crooked Lake Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cropsey Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crossing Trails Wind Power Project II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Crossing Trails Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Cypress Knee Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Dairy Hills Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% DC Green Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Barrel Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Flat Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Green Roof Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC- JD Portfolio - Parking Deck Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC Michigan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% DC PD Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Diamond Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Drake Peak Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Dry Creek Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Duff Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Duff Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eagle Creek Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% East Klickitat Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% East River Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Eastmill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR CA Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR NA DG Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR NA DG MN SLP LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPR NA DG MN YMCA LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPR NA Distributed Generation LLC Delaware PwC 85,00% 85,00% 85,00% 85,00% EDPR NA Greenfield Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR NA Shelby Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Allen Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Allen Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Northeast Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR RS LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Scarlet I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet II BESS LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Scarlet III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Solar Ventures I LLC Delaware n.a. 50,00% 50,00% 50,00% 50,00% EDPR Solar Ventures II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Solar Ventures VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Solar Ventures VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR South Table LLC Nebraska n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Vento I Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Vento II Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Vento III Holding LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDPR Vento IV Holding LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR WF LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures X LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XI LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XII LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% 022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPR Wind Ventures XIII LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XIV LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% EDPR Wind Ventures XIX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XVIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Wind Ventures XXIII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPRNA Bar Harbor Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG California Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG CI Sponsor 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG CT Fund 1 MM LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Distributed Sun Holding LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Energy Holdings Inc. Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Georgia Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Illinois Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Indiana Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Lessee Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG MA Managing Member LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Maryland Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Michigan Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Mississippi Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Missouri Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG New York Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG O&M Services LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Ohio Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO EDPRNA DG Pennsylvania Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG PR Radar LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Rho LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG Solar Portfolio IV LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Solar WF Portfolio LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Texas Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Virginia Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG Wisconsin Development LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG WM 2020 Parent LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM DSA Sponsor LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM Illinois 1998 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG WM Illinois 3459 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% EDPRNA DG XII Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% EDPRNA DG York County Sun LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Edwardsport Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Esker Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Esker Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Estill Solar I LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Five-Spot LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ford Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Franklin Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% FRV CSU Power II LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% FRV SI Transport Solar LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Fairburn LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Las Vegas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Loveland LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Manassas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF McClellan LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF N Las Vegas LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Generate USF Phoenix LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO German Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Gilpatrick Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Goldfinger Ventures III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Green Country Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Green Power Offsets LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Greenbow Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Gulf Coast Windpower Management Company LLC Delaware n.a. 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% Hampton Solar II LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% HB Steel Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Headwaters Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Headwaters Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Helena Harbor Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Hickory Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hidalgo Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Hidalgo Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% High Prairie Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% High Trail Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Holly Hill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Chocolate Bayou I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Midwest IX LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest VII LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Horizon Wind Energy Northwest X LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Northwest XI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Panhandle I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Southwest IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Energy Valley I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Freeport Windpower I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind MREC Iowa Partners LLC Delaware n.a. 75,00% 75,00% 75,00% 75,00% Horizon Wind Ventures I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horizon Wind Ventures III LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Horizon Wind Ventures IX LLC Delaware n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Horizon Wyoming Transmission LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Horse Mountain Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Indiana Crossroads Wind Ventures LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Iron Valley Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jericho Rise Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Juniper Wind Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Leprechaun Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lexington Chenoa Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lexington Chenoa Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lime Hollow Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Little Brook Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loblolly Hill Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loki Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loma de la Gloria Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lone Valley Solar Park I LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% Lone Valley Solar Park II LLC Delaware PwC 100,00% 50,00% 100,00 % 50,00% Long Hollow Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Longroad ASD1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CDC1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CSU3 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad CPA CSU4 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad DG Portfolio I LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad Fund III Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad SD LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad SIT1 Hoboken LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad Solar Fund III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad ST6 Stockton LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WF7 Cheshire LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WGNJ1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Longroad WGNJ2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Lost Lakes Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Lotus Blocker LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lotus DevCo I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lotus DevCo II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Lowland Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Loyal Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Machias Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Madison Windpower LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Marathon Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Marble River LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Informe anual 2022 Cuentas anuales consolidadas 185 22022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO MMA Mission Bay Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Renewable Ventures Solar Fund III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Rita Power LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA RMS Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA Solar Fund III GP Sub Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA SROSA Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MMA WBF Power LP (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% MN CSG 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Mohave Power Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Mohave Power LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Moonshine Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Morgan Road Solar East LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Morgan Road Solar West LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% MT Plentywood Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% MT Plentywood Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NC Loy Farm Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% ND Crystal Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% New Road Power LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% New Scotland 5 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% New Trail Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% NH Hinsdale Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Nine Kings Transco LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% North Coast Highway Solar 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% North Coast Highway Solar 2 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% North Slope Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Norton Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Norton Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Number Nine Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% NV Solar Sparks LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Broadway SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY CSG 2 Holdings LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY CSG 2 Sponsor LLC Delaware PwC 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Gomer SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Hemlock Hills Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Highland SAS LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Mines Press Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY Morgan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% NY OG 1 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Old Trail Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Omega CSG 1 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% OPQ Property LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Pacific Southwest Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Paulding Wind Farm III LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Paulding Wind Farm VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Pearl River Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Penn Yan Solar I LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Peterson Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Pioneer Prairie Wind Farm I LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Piscataquis Valley Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Pleasantville Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Plum Nellie Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Poplar Camp Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Post Oak Wind LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Potsdam Community Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Prospector Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Quilt Block Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Ragsdale Solar II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Ragsdale Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rail Splitter Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rail Splitter Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Randolph Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RE Scarlet LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% REA-C2 2016 Lessee LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Reloj del Sol Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Renewable Ventures Solar Fund V GP LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures Solar Fund V LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures V Equity Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renewable Ventures V GP Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Renville County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RevEnergy C2 Franklin LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Abrava Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI- Moo Cow Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO RI Quarry Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Sposato Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RI Stainless LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Rio Blanco Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rising Tree Wind Farm II LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Rising Tree Wind Farm III LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Rising Tree Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Riverstart Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Riverstart Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rock Dane Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rolling Upland Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rose Run Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rosewater Ventures LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Route 13 Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Route 149 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RS Holyoke 3 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RSBF Jeffco II LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% RTSW Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO RTSW Solar Park V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RTSW Solar Park VI LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Rush County Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% RV CSU Power LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Rye Patch Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Saddleback Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sagebrush Power Partners LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sailor Springs Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Salt Lick Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% San Clemente Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sandrini LandCo LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sardinia Windpower LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sawmill Junction Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% SC Beaufort Jasper Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% SC Heathwood Hall Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% SC Southern Wesleyan Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Sedge Meadow Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Shields Drive LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Shullsburg Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Shy Place Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Signal Hill Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm IV LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Simpson Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,002022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Simpson Ridge Wind Farm V LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% SLX Project 1080 LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Smart Sunscribe LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Solar Ventures Purchasing LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Soteria Solar Services LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Spruce Ridge Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Stinson Mills Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Strawberry Solar Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Sugar Plum Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SunE Bristow MS LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CDC2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CSU5 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE CPA CTS1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Fairfield SSD LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE H3 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Lakeland Center LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Clarksburg LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS FSK LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Gardens LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Lakelands LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Montgomery LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Parkland LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Quince Orchard LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE MCPS Shriver LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Multnomah JBY LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Multnomah JJC LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE NC Progress1 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE NLB-2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Oak LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Sycamore LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PD Willow LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE PNMC Roof LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar IV LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO SunE Solar VI LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar XII LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 Arvada5 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 NREL LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE SR1 Rifle PS LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE U6 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-A LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-B LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-C LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE W12DG-D LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3 KHL A Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3 KHL B Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-BART Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-Broomfield Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-ST Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WF3-WG Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE WMT PR2 LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE H4 Holdings LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% SunE Solar III LLC (2) Delaware n.a. 100,00% 85,00% 0,00% 0,00% Sustaining Power Solutions LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Sweet Acres Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sweet Stream Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Telocaset Wind Power Partners LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Tillman Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tillman Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% TillmaN Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road III Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park III LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Timber Road Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Top Crop I Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Top Crop II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Trolley Barn Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tug Hill Windpower LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Tumbleweed Wind Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Turtle Creek Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Twin Groves I Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Twin Groves II Storage LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Upper Road LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% VA- Green Acres Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% VT Stone Valley LLC Delaware n.a. 100,00% 85,00% 100,00 % 85,00% Waverly Wind Farm II LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Waverly Wind Farm LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Western Trail Wind Project I LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wheat Field Holding LLC Delaware PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Wheat Field Wind Power Project LLC Delaware PwC 100,00% 51,00% 100,00 % 51,00% Whiskey Ridge Power Partners LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Whistling Wind WI Energy Center LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% White Stone Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Whitestone Wind Purchasing LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wildcat Creek Wind Farm LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wilson Creek Power Project LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wind Turbine Prometheus LP Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wolf Run Solar LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Wrangler Solar Park LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO WTP Management Company LLC Delaware n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Meadow Lake Solar Park LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% ME Punky Meadows Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% NJ GSEB Fal Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% Parkman Solar DG LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% RI- Comolli Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% RSBF E470 I LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% Waterville Solar LLC Delaware n.a. 0,00% 0,00% 100,00 % 85,00% CANAD\u00c1 EDP Renewables Canada Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Bridge Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Blue Bridge Solar Park Limited Partnership British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bromhead Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bromhead Solar Park Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Edgeware BESS Project GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Edgeware BESS Project LP Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% EDP Renewables Canada Management Services Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables Sask SE GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables Sask SE Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH II Project GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH II Project Limited Partnership Alberta n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH Project GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDP Renewables SH Project Limited Partnership Alberta n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Halbrite Solar Park GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Halbrite Solar Park Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Kennedy Wind Farm GP Ltd British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kennedy Wind Farm Limited Partnership Saskatchew an n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Nation Rise Wind Farm GP Inc. British Columbia PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Nation Rise Wind Farm Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 49,99% 49,99% 49,99% 49,99% SBWF GP Inc. British Columbia n.a. 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Sounding Creek Solar Park GP Ltd. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sounding Creek Solar Park LP Alberta n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% South Branch Wind Farm II GP Inc. British Columbia n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% South Branch Wind Farm II Limited Partnership Ont\u00e1rio n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% South Dundas Windfarm Limited Partnership Ont\u00e1rio PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% LATAM GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA BRASIL EDP Renov\u00e1veis Brasil, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Amanhecer VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Asas de Zabel\u00ea VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Aventura I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Baixa do Feij\u00e3o IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Barra I, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra II, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra III, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra IV, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra IX, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra V, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VI, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VII, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra VIII, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra X, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Barra XI, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Boqueir\u00e3o I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Boqueir\u00e3o II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Borborema I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Borborema IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Catanduba I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Catanduba II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Ita\u00fana I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica Ita\u00fana II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica JAU, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Jerusal\u00e9m VI, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde I, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde II, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde III, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde IV, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde V, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Monte Verde VI, S.A. Lagoa Nova PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central E\u00f3lica S\u00e3o Domingos III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Geradora Fotovoltaica Monte Verde Solar VII, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Nacional de Energia E\u00f3lica, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Central Solar Barra I, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra II, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra III, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Barra IV, S.A. Rio Grande do Norte n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Lagoa I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central Solar Lagoa II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Novo Oriente VI, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto I, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto II, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto III, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto IV, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Pereira Barreto V, S.A. Pereira Barreto PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Central Solar Presidente JK I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK IX, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK VIII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK X, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK XI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Presidente JK XII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu I, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu II, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu III, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu IV, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu IX, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu V, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu VI, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Central Solar Zebu VII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Central Solar Zebu VIII, S.A. S\u00e3o Paulo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Elebr\u00e1s Projetos, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 51,00% 51,00% 51,00% 51,00% Jerusal\u00e9m Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Monte Verde Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Aventura Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica Aventura V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN I, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN II, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN III, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN IV, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% Central E\u00f3lica SRMN V, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% SRMN Holding, S.A. S\u00e3o Paulo PwC 0,00% 0,00% 100,00 % 100,00% COLOMBIA Elipse Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Eolos Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Kappa Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Omega Energ\u00eda, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque Solar Fotovoltaico El Copey, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solar Power Solutions, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Vientos del Norte, S.A.S. E.S.P. Bogot\u00e1 PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% CHILE EDP Renewables Chile, SpA Santiago PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Los Llanos Solar, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Punta de Talca, SpA Santiago PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico San Andr\u00e9s, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Parque E\u00f3lico Victoria, SpA Santiago n.a. 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% APAC GEOGRAF\u00cdA / PLATAFORMA COREA DEL SUR OMA Haedori Co., Ltd. Goheung- gun n.a. 75,00% 75,00% 60,00% 60,00% EDPR Korea, Ltd. Yeosu n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% VIETNAM EDP Renewables Vietnam Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Trung Son Energy Development LLC Khanh Hoa Province PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% Bien Dong Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% CMX RE Sunseap Vietnam Solar Power Co., Ltd. (3) Ninh Thuan Province PwC 55,00% 55,00% 0,00% 0,00% DKT Energy Investment Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2A Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HA Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HD Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HO Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2HU Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2K Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2ML Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2O Ben Luc Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2S Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2T Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% H2TR Solar Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO H2VP Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hao Thanh Dat Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Incom International Investment and Development Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Kim Cuong Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Long Dai Phat Investment Co., Ltd. Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Phu An Energy Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Quang Lam Printing Import Export Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SSKT Beta Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP5 Energy Production Trading Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP6 Energy Trading Technical Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP7 Energy Development Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% STP8 Energy Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 1 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 3 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 4 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 5 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 6 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sun Times 7 Energy Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial & Industrial Assets (Vietnam) Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap KTG Energy Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Sun Times Solar Investment Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Thiet Thanh Cong Investment Co., Ltd. Long An Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Uper Renewable Energy Vietnam Co., Ltd. (3) Ho Chi Minh City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Xuan Thien Ninh Thuan Co., Ltd. Ninh Thuan Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Xuan Thien Thuan Bac Co., Ltd. Ninh Thuan Province PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SINGAPUR Trung Son SG Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% LYS Energy Investment Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 100,00 % 100,00% EDPR Sunseap Korea Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Data4Eco Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 60,00% 60,00% 0,00% 0,00% Solar PV Exchange Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solarland Alpha Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Solarland Alpha Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova 4 Beta Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova 4 Beta Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% SolarNova Phase 1 Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Australia Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Batam Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap China Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap CMX RE Solar Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial & Industrial Assets (S.E.A.) Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Commercial Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Delta Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Energy Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Energy Ventures Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Engineering Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Gamma Assets Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Gamma Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Group Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Indonesia Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap International Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Japan Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Alpha Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Beta Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Leasing Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Links Daklong Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 95,00% 95,00% 0,00% 0,00% Sunseap Links Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 80,00% 80,00% 0,00% 0,00% Sunseap Philippines Solar Holdings Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,002022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Sunseap SolarNova Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Solutions Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Taiwan Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Beta Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Gamma Pte. Ltd. Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vietnam Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Vpower Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Uper Renewable Energy (Singapore) Pte. Ltd. (3) Singapur PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% AUSTRALIA Sunseap (Australia) Investments Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap (Australia) Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Assets (Australia) Pty. Ltd. (3) Balwyn, Victoria n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% CAMBOYA Sunseap Solar Cambodia Co., Ltd. (3) Phnom Penh City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% China Changzhou Jingyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Changzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Chongqing Xingzhi New Energy Technology Co., Ltd. Chongqing City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hefei Yiman New Energy Technology Co., Ltd. (3) Hefei City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Dongguan Jiehuang New Energy Technology Co., Ltd. Dongguan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Dongying Daoli New Energy Co., Ltd. (3) Dongying City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Foshan YingYuan New Energy Technology Co., Ltd. (3) Foshan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Heze Dechen New Energy Co., Ltd. Heze City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Hubei Jianghui New Energy Co., Ltd. Jingzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jinan Xingsheng Energy Co., Ltd. (3) Jinan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Jining Yihang New Energy Technology Co., Ltd. (3) Jining City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Liyang Yushun Power New Energy Co., Ltd. (3) Liyang City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Nantong Eaton Guoyun Photovoltaic New Energy Co., Ltd. (3) Nantong City n.a. 95,00% 95,00% 0,00% 0,00% Ningbo Jiangbei Baoyi LP (3) Ningbo city PwC 60,00% 60,00% 0,00% 0,00% 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO Qingdao Xingqi Energy Co., Ltd. Qingdao n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Qinghe County Xinou Funeng New Energy Technology Co., Ltd. Xingtai City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Rongcheng Xingyi New Energy Technology Co., Ltd. Weihai City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Shanghai Jingwen Equity Investment Center LP (3) Shanghai PwC 90,22% 90,22% 0,00% 0,00% Shanghai Yihuang New Energy Technology Co., Ltd. (3) Shanghai n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Shanghai Yikuang New Technology Co., Ltd. (3) Shanghai n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% State Cloud Sunseap Equity Investment Partnership LP (3) Jinan City PwC 80,33% 80,20% 0,00% 0,00% Sunseap China Energy (Qingdao) Co., Ltd. Qingdao n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap China Energy (Shanghai) Ltd. (3) Shanghai PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Haoruitian Power New Energy Co., Ltd. Kunshan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Liansong New Energy Technology Co., Ltd. Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Xingdao New Energy Technology Co., Ltd. (3) Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Suzhou Xingyi Energy Engineering Co., Ltd. Suzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Baoyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Xingrun Energy Development Co., Ltd. Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Xingsheng Energy Development Co., Ltd. Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Tianjin Yuntong New Energy Technology Co., Ltd. (3) Tianjin City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Weihai Deao New Energy Technology Co., Ltd. Weihai City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wenzhou Xingyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Wenzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wuhan Panshuo Energy Technology Co., Ltd. Wuhan City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Wuxi Lingzhong New Energy Technology Co., Ltd. Wuxi City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yancheng Baoyi New Energy Technology Co., Ltd. (3) Yancheng City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yancheng Qingneng Power Technology Co., Ltd. Yancheng City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Yuzhou Yixing Energy Technology Co., Ltd. (3) Yuzhou City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Zhenjiang Ruichengda New Energy Co., Ltd. Zhenjiang City n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% INDONESIA 2022 2021 SOCIEDAD DOMICILIO SOCIAL AUDITOR % DEL CAPITAL % DERECHO S DE VOTO % DEL CAPITA L % DERECHO S DE VOTO PT Right People Renewable Energy Jakarta KAP Agus Ubaidillah & Rekan 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% PT Sunseap Batam Energy (3) Kota Batam n.a. 99,00% 99,00% 0,00% 0,00% PT Sunseap Commercial Industrial Indonesia Asset (3) Jakarta n.a. 99,00% 99,00% 0,00% 0,00% JAP\u00d3N RE Capital Co., Ltd. (3) Tokyo n.a. 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% MALASIA Sunseap Energy (Malaysia) Sdn. Bhd. (3) Kuala Lumpur NHT 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% TAI\u00c1N Hoya Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Pacific Sunseap Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 65,00% 65,00% 0,00% 0,00% Shuangjian Photoelectric Ltd. (3) Taipei City PwC 70,00% 70,00% 0,00% 0,00% Sunseap Advance Green Technology Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Advance International Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Sunseap Taiwan Solar Holdings Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 100,00% 0,00% 0,00% Top Green Energy Ltd. (3) Taipei City PwC 100,00% 65,00% 0,00% 0,00% TAILANDIA Sunseap Energy (Thailand) Co., Ltd. (3) Bangkok Thai Info Ltd 95,50% 95,50% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Asset Co. Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 100,00% 67,00% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Co., Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 67,00% 67,00% 0,00% 0,00% Thai-Sunseap Energy Solutions Co. Ltd. (3) Bangkok Pechrungroj Office Co., Ltd 100,00% 67,00% 0,00% 0,00% (1) Companies acquired in the Kronos Business Combination transaction (see note 42) (2) Companies acquired in the Longroad Business Combination transaction (see note 42) (3) companies acquired in Sunseap Business Combination transaction (see note 42) ",
"dimensions": {
"concept": "ifrs-full:DisclosureOfSignificantInvestmentsInSubsidiariesExplanatory",
"language": "es",
"entity": "scheme:529900MUFAH07Q1TAX06",
"period": "2022-01-01T00:00:00/2023-01-01T00:00:00"
}
}
}
}