TL2N6M87CW970S5SV098-2025-12-31-es

DECLARACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE LOS ADMINISTRADORES DE NATURGY ENERGY GROUP, S.A.

SOBRE EL CONTENIDO DEL INFORME FINANCIERO ANUAL CONSOLIDADO CORRESPONDIENTE AL

EJERCICIO 2025

Con relación al Informe Financiero Anual Consolidado de NATURGY ENERGY GROUP, S.A. correspondiente al

ejercicio 2025, que contiene las Cuentas anuales consolidadas y el Informe de Gestión consolidado, y de

conformidad con lo dispuesto en el artículo 99 de la Ley 6/2023, de 17 de marzo, de los Mercados de Valores y

de los Servicios de Inversión, los miembros del Consejo de Administración declaran que:

Hasta donde alcanza su conocimiento, las Cuentas anuales consolidadas elaboradas con arreglo a los principios

de contabilidad aplicables, ofrecen la imagen fiel del patrimonio, de la situación financiera y de los resultados de

NATURGY ENERGY GROUP, S.A. y de las empresas comprendidas en la consolidación tomados en su conjunto y

que el Informe de Gestión consolidado incluye un análisis fiel de la evolución de los resultados empresariales y de

la posición de NATURGY ENERGY GROUP, S.A. y de las empresas comprendidas en la consolidación tomadas en

su conjunto, junto con la descripción de los principales riesgos e incertidumbres a que se enfrentan.

Declaración efectuada con motivo de la formulación del Informe Financiero Anual Consolidado correspondiente

al ejercicio 2025, realizada por el Consejo de Administración de NATURGY ENERGY GROUP, S.A., de fecha 17 de

febrero de 2026.


D. Francisco Reynés Massanet Presidente Ejecutivo	D. Ramón Adell Ramón Consejero
D. Martin Catchpole Consejero	Dña. Lucy Chadwick Consejera
D. Javier De Jaime Guijarro Consejero	Dña. Isabel Estapé Tous Consejera
Dña. María Isabel Gabarró Miquel Consejera	Dña. Helena Herrero Starkie Consejera Coordinadora
Dña. Marta Martínez Alonso Consejera	D. Rajaram Rao Consejero
D. Pedro Sainz de Baranda Riva Consejero	D. Claudi Santiago Ponsa Consejero
D. Jaime Siles Fernández-Palacios Consejero	D. José Antonio Torre De Silva López de Letona Consejero
D. Nicolás Villén Jiménez Consejero

Informe financiero

anual consolidado

2025

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes

Informe financiero anual 2025

CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS

Estado de situación financiera consolidado

Estado del resultado consolidado

Estado consolidado del resultado global

Estado de cambios en el patrimonio neto consolidado

Estado de flujos de efectivo consolidado

Memoria consolidada

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Naturgy

Estado de situación financiera consolidado (en millones de euros)


	Nota	31.12.2025	31.12.2024
ACTIVO
Inmovilizado intangible	5	5.963	5.980
Fondo de comercio		2.894	2.948
Otro inmovilizado intangible		3.069	3.032
Inmovilizado material	6	19.323	19.467
Activos por derecho de uso	7	1.097	1.229
Inversiones contabilizadas por el método de la participación	8	559	647
Activos financieros no corrientes	9	408	419
Otros activos no corrientes	10	471	340
Derivados		197	59
Otros activos		274	281
Activo por impuesto diferido	21	1.858	2.009
ACTIVO NO CORRIENTE		29.679	30.091
Activos no corrientes mantenidos para la venta	11	363	—
Existencias	12	1.003	807
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	10	3.394	3.841
Clientes por ventas y prestaciones de servicios		2.451	2.851
Otros deudores		595	880
Derivados		303	68
Activos por impuesto corriente		45	42
Otros activos financieros corrientes	9	305	471
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes	13	4.357	5.626
ACTIVO CORRIENTE		9.422	10.745

TOTAL ACTIVO		39.101	40.836

PATRIMONIO NETO Y PASIVO
Capital		970	970
Prima de emisión		3.808	3.808
Acciones propias		(1.132)	(206)
Reservas		6.248	5.980
Resultado del ejercicio atribuido a la sociedad dominante		2.023	1.901
Dividendo a cuenta		(1.100)	(969)
Otros componentes de patrimonio		(1.475)	(2.006)
Patrimonio neto atribuido a la sociedad dominante		9.342	9.478
Participaciones no dominantes		2.031	2.175
PATRIMONIO NETO	14	11.373	11.653
Ingresos diferidos	15	1.260	1.129
Provisiones no corrientes	16	1.631	1.841
Pasivos financieros no corrientes	17	13.992	15.095
Deudas con entidades de crédito y obligaciones		12.874	13.716
Pasivos por arrendamientos		1.118	1.379
Pasivo por impuesto diferido	21	1.925	1.945
Otros pasivos no corrientes	19	902	944
Derivados		308	375
Otros pasivos		594	569
PASIVO NO CORRIENTE		19.710	20.954
Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta	11	310	—
Provisiones corrientes	16	590	361
Pasivos financieros corrientes	17	2.771	2.927
Deudas con entidades de crédito y obligaciones		2.606	2.733
Pasivos por arrendamientos		160	183
Otros pasivos financieros		5	11
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar	20	4.222	4.762
Proveedores		3.177	3.043
Otros acreedores		685	691
Derivados		182	817
Pasivos por impuesto corriente		178	211
Otros pasivos corrientes	19	125	179
PASIVO CORRIENTE		8.018	8.229

TOTAL PATRIMONIO NETO Y PASIVO		39.101	40.836

Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Estado de situación

financiera consolidado a 31 de diciembre de 2025 y 2024.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Naturgy

Estado del resultado consolidado (en millones de euros)


	Nota	2025	2024

Importe neto de la cifra de negocio	22	19.455	19.267
Aprovisionamientos	23	(11.849)	(11.565)
Otros ingresos de explotación	24	179	236
Gastos de personal	25	(632)	(643)
Otros gastos de explotación	26	(1.879)	(2.001)
Resultado por enajenación de inmovilizado	27	—	10
Imputación de subvenciones de inmovilizado y otras	15	60	61
RESULTADO BRUTO DE EXPLOTACIÓN		5.334	5.365
Amortización y pérdidas por deterioro de activos	4, 5, 6, 7 y 28	(1.612)	(1.524)
Deterioro por pérdidas crediticias	10	(139)	(90)
Otros resultados	29	(3)	(202)
RESULTADO DE EXPLOTACIÓN		3.580	3.549

Ingresos financieros		304	406
Gastos financieros		(793)	(842)
Variaciones de valor razonable en instrumentos financieros	9	(2)	12
Diferencias de cambio netas		(13)	(41)
RESULTADO FINANCIERO	30	(504)	(465)

Resultado de entidades valoradas por el método de la participación	8	142	120
RESULTADO ANTES DE IMPUESTOS		3.218	3.204

Impuesto sobre beneficios	21	(833)	(835)
RESULTADO DEL EJERCICIO PROCEDENTE DE OPERACIONES CONTINUADAS		2.385	2.369

Resultado del ejercicio procedente de operaciones interrumpidas neto de impuestos	11	—	(22)
RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO		2.385	2.347
Atribuible a:
Sociedad dominante		2.023	1.901
Procedente de operaciones continuadas		2.023	1.923
Procedente de operaciones interrumpidas		—	(22)
Participaciones no dominantes	14	362	446


Beneficio/(pérdida) en euros por acción básico y diluido procedente de operaciones continuadas atribuible a los accionistas de la Sociedad dominante		2,17	2,00

Beneficio/(pérdida) en euros por acción básico y diluido procedente de operaciones interrumpidas atribuible a los accionistas de la Sociedad dominante		—	(0,02)

Beneficio/(pérdida) en euros por acción básico y diluido atribuible a los accionistas de la Sociedad dominante		2,17	1,98

Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Estado del

resultado consolidado correspondiente a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2025 y de 2024 .

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Naturgy

Estado consolidado del resultado global (en millones de euros)


	Nota	2025	2024

RESULTADO CONSOLIDADO DEL EJERCICIO		2.385	2.347

OTRO RESULTADO GLOBAL RECONOCIDO DIRECTAMENTE EN EL PATRIMONIO NETO
PARTIDAS QUE NO SE TRASPASARÁN A RESULTADOS		(3)	19
Por ganancias y pérdidas actuariales	16	6	25
Resto de ingresos y gastos		(11)	—
Efecto impositivo	21	2	(6)

PARTIDAS QUE PUEDEN TRASPASARSE A RESULTADOS		452	(577)
Por coberturas de flujo de efectivo	18	606	(785)
Ganancias/(Pérdidas) por valoración		251	(1.218)
Transferencias al estado del resultado consolidado		355	433
Diferencias de conversión		40	39
Ganancias/(Pérdidas) por valoración		40	30
Transferencias al estado del resultado consolidado		—	9
De sociedades contabilizadas por el método de la participación	8	(34)	16
Diferencias de conversión - Ganancias/(Pérdidas) por valoración		(36)	16
Diferencias de conversión - Transferencias a la cuenta de pérdidas y ganancias		2	—
Efecto impositivo	21	(160)	153

OTRO RESULTADO GLOBAL DEL EJERCICIO		449	(558)

RESULTADO GLOBAL TOTAL DEL EJERCICIO		2.834	1.789

Atribuible a:
Sociedad dominante		2.550	1.382
Procedente de operaciones continuadas		2.550	1.404
Procedente de operaciones interrumpidas		—	(22)
Participaciones no dominantes		284	407

Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Estado consolidado

del resultado global correspondiente a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2025 y 2024.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Naturgy

Estado de cambios en el patrimonio neto consolidado (en millones de euros)


	Patrimonio atribuido a la sociedad dominante (Nota 14)
	Capital Social	Prima de emisión	Acciones propias	Reservas y ganancias acumuladas	Resultado del ejercicio	Diferencias de conversión	Coberturas de flujos de efectivo	Activos financieros a valor razonable	Otros componentes patrimonio	Subtotal	Participaciones no dominantes (Nota 14)	Patrimonio neto
	Capital Social	Prima de emisión	Acciones propias	Reservas y ganancias acumuladas	Resultado del ejercicio	Diferencias de conversión	Coberturas de flujos de efectivo	Activos financieros a valor razonable	Otros componentes patrimonio	Subtotal	Participaciones no dominantes (Nota 14)	Patrimonio neto
Estado de situación a 01.01.2024	970	3.808	(206)	4.363	1.986	(1.381)	270	(362)	(1.473)	9.448	2.481	11.929
Resultado global total del ejercicio	—	—	—	14	1.901	61	(594)	—	(533)	1.382	407	1.789
Operaciones con socios o propietarios	—	—	—	631	(1.986)	—	—	—	—	(1.355)	(186)	(1.541)
Distribución de dividendos	—	—	—	629	(1.986)	—	—	—	—	(1.357)	(186)	(1.543)
Remuneraciones basadas en acciones	—	—	—	2	—	—	—	—	—	2	—	2
Otras variaciones de patrimonio neto	—	—	—	3	—	—	—	—	—	3	(527)	(524)
Otras variaciones	—	—	—	3	—	—	—	—	—	3	(527)	(524)
Estado de situación a 31.12.2024	970	3.808	(206)	5.011	1.901	(1.320)	(324)	(362)	(2.006)	9.478	2.175	11.653
Resultado global total del ejercicio	—	—	—	(4)	2.023	94	437	—	531	2.550	284	2.834
Operaciones con socios o propietarios	—	—	(926)	221	(1.901)	—	—	—	—	(2.606)	(230)	(2.836)
Distribución de dividendos	—	—	—	219	(1.901)	—	—	—	—	(1.682)	(230)	(1.912)
Operaciones con acciones o participaciones en patrimonio propias	—	—	(926)	—	—	—	—	—	—	(926)	—	(926)
Remuneraciones basadas en acciones	—	—	—	2	—	—	—	—	—	2	—	2
Otras variaciones de patrimonio neto	—	—	—	(80)	—	—	—	—	—	(80)	(198)	(278)
Otras variaciones	—	—	—	(80)	—	—	—	—	—	(80)	(198)	(278)
Estado de situación a 31.12.2025	970	3.808	(1.132)	5.148	2.023	(1.226)	113	(362)	(1.475)	9.342	2.031	11.373

Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Estado de cambios en el patrimonio neto consolidado correspondiente a los

ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2025 y 2024.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Naturgy

Estado de flujos de efectivo consolidado (en millones de euros)


	Nota	2025	2024

Resultado antes de impuestos		3.218	3.204
Ajustes del resultado	31	1.800	1.793
Amortización y pérdidas por deterioro de inmovilizado	4, 5, 6, 7 y 28	1.612	1.524
Otros ajustes del resultado neto	31	188	269
Cambios en el capital corriente	31	614	58
Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación:	31	(1.107)	(1.063)
Pago de intereses		(681)	(703)
Cobro de intereses		180	221
Cobro de dividendos		168	82
Pagos por impuestos sobre beneficios		(774)	(663)
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN		4.525	3.992

Pagos por inversiones:		(2.168)	(2.254)
Empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio	31	(3)	(15)
Inmovilizado material e intangible		(2.149)	(2.197)
Otros activos financieros		(16)	(42)
Cobros por desinversiones:		50	119
Empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio	31	17	—
Inmovilizado material e intangible		10	19
Otros activos financieros		23	100
Otros flujos de efectivo de actividades de inversión:		249	314
Otros cobros de actividades de inversión	15 y 19	249	314
FLUJOS DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE INVERSIÓN		(1.869)	(1.821)

Cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio:		(1.189)	(510)
Enajenación	31	1.391	—
Adquisición	31	(2.580)	(510)
Cobros/(pagos) por instrumentos de pasivo financiero:		(639)	1.859
Emisión	31	3.574	5.444
Devolución y amortización	31	(4.213)	(3.585)
Pagos por dividendos (y remuneraciones de otros instrumentos de patrimonio)	14	(1.920)	(1.571)
Otros flujos de efectivo de actividades de financiación		78	(17)
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN		(3.670)	(239)

Otras variaciones de efectivo y equivalentes	11	(16)	—
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio		(239)	8

VARIACIÓN DE EFECTIVO Y EQUIVALENTES		(1.269)	1.940
Efectivo y equivalentes al inicio del ejercicio	13	5.626	3.686
Efectivo y equivalentes al final del ejercicio	13	4.357	5.626

Las Notas 1 a 39 descritas en la Memoria consolidada adjunta y Anexos forman parte integrante del Estado de flujos de

efectivo consolidado correspondiente a los ejercicios anuales terminados a 31 de diciembre de 2025 y 2024.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Índice de Notas de la memoria consolidada correspondiente al ejercicio 2025


1	Información general	9
2	Bases de presentación y políticas contables	9
3	Información financiera por segmentos operativos	53
4	Pérdidas por deterioro de valor de los activos	59
5	Inmovilizado intangible	72
6	Inmovilizado material	75
7	Activos por derecho de uso	77
8	Inversiones en sociedades	78
9	Activos financieros	81
10	Otros activos no corrientes y deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	84
11	Activos no corrientes y grupos enajenables de elementos mantenidos para la venta y actividades interrumpidas	87
12	Existencias	90
13	Efectivo y otros activos líquidos equivalentes	90
14	Patrimonio	91
15	Ingresos diferidos	104
16	Provisiones	104
17	Pasivos financieros	112
18	Gestión del riesgo e Instrumentos financieros derivados	120
19	Otros pasivos no corrientes y corrientes	133
20	Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar	133
21	Situación fiscal	134
22	Importe neto de la cifra de negocios	141
23	Aprovisionamientos	143
24	Otros ingresos de explotación	143
25	Gastos de personal	144
26	Otros gastos de explotación	145
27	Resultado por enajenación de inmovilizado	146
28	Amortización y pérdidas por deterioro de activos no financieros	146
29	Otros resultados	146
30	Resultado financiero neto	147
31	Efectivo generado en las operaciones de explotación y otros detalles de los flujos de efectivo	148
32	Combinaciones de negocios	150
33	Acuerdos de concesión de servicios	150
34	Información de las operaciones con partes vinculadas	151
35	Información sobre miembros del Consejo de administración y Comité de Dirección	154
36	Litigios y arbitrajes, garantías y compromisos	156
37	Honorarios auditores de cuentas	163
38	Medio ambiente	164
39	Acontecimientos posteriores al cierre	166
Anexo I.	Sociedades de Naturgy	167
Anexo II.	Variaciones en el perímetro de consolidación	177
Anexo III.	Sociedades del grupo fiscal Naturgy	179
Anexo IV.	Marco regulatorio	180

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Notas explicativas a las cuentas anuales consolidadas de

Naturgy del ejercicio 2025

Nota 1 . Información general

Naturgy Energy Group, S.A. es una sociedad anónima que se constituyó en 1843 y tiene su domicilio social en

Avenida de América 38, Madrid, España . Con fecha 27 de junio de 2018 la Junta General de Accionistas acordó

modificar la denominación social de la compañía que pasó a denominarse Naturgy Energy Group, S.A., anteriormente

Gas Natural SDG, S.A.

Naturgy Energy Group, S.A. y sus filiales (en adelante, Naturgy) es un grupo que tiene por objeto principal el negocio

del gas (aprovisionamiento, licuefacción, regasificación, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización),

de la electricidad (generación, transporte, distribución y comercialización) y de cualquier otra fuente de energía

existente. Asimismo, podrá actuar como sociedad holding, pudiendo al efecto constituir o participar en otras

entidades, cualquiera que sea su naturaleza u objeto, mediante la suscripción o adquisición y tenencia de acciones,

participaciones o cualquier otro título derivado de las mismas.

Naturgy opera principalmente en España y, fuera del territorio español, en Latinoamérica, Australia, Estados Unidos y

en el resto de Europa.

En la Nota 3 se incluye información financiera por segmentos operativos y en el Anexo I se relacionan las empresas

participadas por Naturgy a la fecha de cierre del ejercicio 2025.

Las acciones de Naturgy Energy Group, S.A. están admitidas a cotización en las cuatro bolsas españolas, cotizan en el

mercado continuo y forman parte del Ibex35.

Durante el ejercicio 2025, Naturgy llevó a cabo operaciones significativas en el marco de su Plan Estratégico

2025-2027, cuyo objetivo es restablecer niveles adecuados de capital flotante, favoreciendo la liquidez de la acción,

y reforzando la presencia en índices bursátiles internacionales. En este contexto, el Grupo formuló una oferta pública

voluntaria y parcial de adquisición de 88 millones de sus propias acciones, que se ejecutó en junio de 2025, seguida

de diversas operaciones de colocación ordenada de autocartera en el mercado. Para un detalle completo de dichas

operaciones, véanse los apartados, “Oferta pública de adquisición” y “Colocación de autocartera” de la Nota 14.

Nota 2. Bases de presentación y políticas contables

2.1.Bases de presentación

Las Cuentas anuales consolidadas de Naturgy Energy Group, S.A. correspondientes al ejercicio 2024 se aprobaron

por la Junta General de Accionistas celebrada el 25 de marzo de 2025 .

Las Cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio 2025, que han sido formuladas por el Consejo de

Administración de Naturgy Energy Group, S.A. con fecha 17 de febrero de 2026, se someterán, al igual que las de las

sociedades participadas, a la aprobación de las respectivas Juntas Generales, estimándose que serán aprobadas sin

ninguna modificación.

Las Cuentas anuales consolidadas de Naturgy del ejercicio 2025 han sido preparadas a partir de los registros de

contabilidad mantenidos por Naturgy Energy Group, S.A. y el resto de sociedades integradas en el Grupo, de acuerdo

con lo establecido en las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Unión Europea (en

adelante “NIIF-UE”), de conformidad con el Reglamento (CE) nº 1606/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Para la preparación de estas Cuentas anuales consolidadas se ha utilizado el enfoque del coste histórico y, en su

caso, los criterios de registro a valor razonable de los activos financieros valorados a valor razonable con cambios en

resultados y en otro resultado global, los instrumentos financieros derivados, las combinaciones de negocio, la

aplicación de la inflación al coste histórico de los activos en las economías consideradas hiperinflacionarias y los

planes de pensiones de prestación definida.

Estas Cuentas anuales consolidadas muestran la imagen fiel del patrimonio consolidado y de la situación financiera

consolidada de Naturgy a 31 de diciembre de 2025, de los resultados consolidados de sus operaciones, de los

cambios en el estado consolidado de resultado global, de los cambios en el patrimonio neto consolidado y de los

flujos de efectivo consolidados, que se han producido en Naturgy en el ejercicio terminado en dicha fecha.

Las cifras contenidas en estas Cuentas anuales consolidadas se muestran en millones de euros, salvo lo indicado

expresamente en otra unidad.

2.2.Nuevas normas NIIF-UE e interpretaciones CINIIF

2.2.1. Normas que han entrado en vigor el 1 de enero de 2025

Como consecuencia de su aprobación, publicación y entrada en vigor el 1 de enero de 2025 se han aplicado las

siguientes normas, interpretaciones y modificaciones adoptadas por la Unión Europea:


Normas adoptadas por la Unión Europea		Entrada en vigor para los ejercicios iniciados
NIC 21 (modificación) “Ausencia de convertibilidad”	Determinar si una moneda es convertible en otra y, cuando no lo sea, determinar la tasa de cambio a utilizar.	1 de enero de 2025

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

2.2.2. Normas que entrarán en vigor el 1 de enero de 2026 y siguientes:


Normas que entrarán en vigor el 1 de enero de 2026 y siguientes		Entrada en vigor para los ejercicios iniciados
Modificaciones a la clasificación y medición de instrumentos financieros – Modificaciones a la NIIF 9 y NIIF 7	Establece aclaraciones sobre la fecha de reconocimiento y baja de algunos activos y pasivos financieros y nuevas revelaciones para términos contractuales que pueden modificar los flujos de efectivo y para los instrumentos de patrimonio designados a valor razonable con cambios en otros resultados.	1 de enero de 2026
Mejoras anuales a las NIIF- Volumen 11	Establece aclaraciones y cambios que afectan a la NIIF 1 (contabilidad de coberturas por un primer adoptante), NIIF 7 (ganancias o pérdidas por la baja de activos financieros, diferencias diferidas entre el valor razonable y el precio de transacción, información sobre el riesgo crediticio), NIIF 10 (determinación de un "agente de facto") y NIC 7 ( flujos de efectivo de inversiones en asociadas y negocios conjuntos), NIIF 9 (cuentas a cobrar sin componente financiero significativo, baja de pasivos por arrendamiento).	1 de enero de 2026
Modificaciones a la NIIF 9 y NIIF 7.- Registro contratos de compra-venta de electricidad renovable	Establece los casos en que un comprador de electricidad renovable puede aplicar la excepción de uso propio y especificaciones para la aplicación de la contabilidad de coberturas en contratos de compraventa de electricidad liquidados por diferencias.	1 de enero de 2026
NIIF 18, Presentación y revelación en estados financieros	Norma sobre presentación y revelación en los estados financieros que modifica la NIC 1.	1 de enero de 2027
NIIF 19, Subsidiarias sin obligación pública de rendir cuentas: Información a revelar de otras Normas de Contabilidad NIIF.	Establece los requisitos de revelación reducidos de una subsidiaria elegible que aplica los requisitos de otras Normas de Contabilidad NIIF.	1 de enero de 2027
Modificación a la NIC 21, Conversión a una moneda de presentación hiperinflacionaria	Establece las normas para la conversión de los estados financieos de una moneda no hiperinflacionaria a una hiperinflacionaria	1 de enero de 2027

Los estados financieros consolidados se presentan en euros, que es la moneda de presentación de la Sociedad

dominante. Las partidas incluidas en los estados financieros consolidados de cada una de las entidades de Naturgy se

valoran utilizando la moneda del entorno económico principal en que la entidad opera (moneda funcional) y se

convierten a la moneda de presentación del grupo, de acuerdo a lo descrito en la Nota 2.4.2 “Transacciones en

moneda extranjera”. Naturgy no tiene inversiones en entidades con monedas funcionales con ausencia de

convertibilidad a la moneda de presentación, el euro, por lo que no ha habido impactos por la modificación de la NIC

21.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Ninguna de las normas, interpretaciones y modificaciones con entrada en vigor en los próximos ejercicios, ha sido

aplicada anticipadamente. A la fecha de formulación de estos estados financieros consolidados, se están analizando

los impactos que podrían provocar. Naturgy está evaluando los impactos que su aplicación tendría sobre la

información financiera, básicamente por las modificaciones establecidas en la NIIF 18 en la clasificación de las

partidas del estado del resultado distinguiendo las actividades operativas, de inversión y de financiación y las

modificaciones en la aplicación de la contabilidad de coberturas en los contratos de venta de electricidad a largo

plazo, en los que las instalaciones venden su producción al mercado y posteriormente, se produce la liquidación

financiera por la diferencia entre el precio de mercado y el precio pactado en el contrato.

Las modificaciones en la contabilidad de cobertura de los contratos de venta de electricidad a largo plazo permitirán

evitar el impacto de las ineficacias generadas por la dificultad de establecer las ventas altamente probables en las

instalaciones de generación renovable. Estas modificaciones se aplicarán de forma prospectiva permitiendo, a su vez,

discontinuar una relación de cobertura actual para facilitar la designación de una nueva relación de cobertura,

utilizando el mismo instrumento de cobertura para los ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2026, ya que

Naturgy no ha aplicado anticipadamente esta modificación normativa.

La Dirección está siguiendo de cerca los desarrollos relacionados con la implantación de las reformas fiscales

internacionales que introducen un impuesto mínimo adicional global (Pilar 2). Durante el ejercicio 2023, el Consejo de

Normas Internacionales de Contabilidad emitió modificaciones a la NIC 12 que proporcionan una excepción temporal

obligatoria de la contabilidad de impuestos diferidos para el impuesto adicional y requieren nuevos desgloses en las

cuentas anuales.

El 21 de diciembre de 2024, el Boletín Oficial del Estado publicó la Ley 7/2024 de 20 de diciembre por la que se

establece un Impuesto Complementario para garantizar un nivel mínimo global para los grupos multinacionales y los

grupos nacionales de gran magnitud, un impuesto sobre el margen de intereses y comisiones de determinadas

entidades financieras y un impuesto sobre los líquidos sobre los cigarrillos electrónicos y otros productos

relacionados con el tabaco y se modifican otras normas tributarias. La Ley 7/2024 tiene efectos para los ejercicios

que se inicien a partir de 31 de diciembre de 2023, por lo que para el ejercicio 2024 ya le resultaba de plena

aplicación a Naturgy.

En el caso de Irlanda, país en el que actualmente opera Naturgy, las autoridades fiscales nacionales, en aplicación de

la Directiva (UE) 2022/2523 del Consejo de 15 de diciembre de 2022, relativa a la garantía de un nivel mínimo global

de imposición a los grupos multinacionales y grupos nacionales de gran magnitud, mediante la Finance Act para

2024, aprobaron un Impuesto Complementario que permite llevar el tipo impositivo mínimo al 15% desde el 12,5%

nominal existente en la fecha de la modificación. A cierre de diciembre 2025 se ha contabilizado en Irlanda un

Impuesto Complementario por importe de 5 millones de euros (1,4 millones de euros en el ejercicio 2024) para llegar

a la tributación mínima del 15%.

Teniendo en cuenta la entrada en vigor de la Ley de Impuesto Complementario, Naturgy ha procedido a evaluar el

impacto que la aplicación de esta Ley tendría para el Grupo. Se ha analizado la posible aplicación de los puertos

seguros derivados de los datos existentes en el Qualified Country by Country Report y, en caso de no ser de

aplicación ningún puerto seguro, se ha analizado el importe de Impuesto Complementario que sería necesario

contabilizar en España. Como resultado de este análisis, a cierre del ejercicio 2024 se determinó que, salvo en el caso

de Puerto Rico, todas las jurisdicciones en las que opera el Grupo se encuentran amparadas por los puertos seguros

aplicables en los dos primeros ejercicios de aplicación del Impuesto Complementario o en el supuesto de cálculo del

ETR (Effective Tax Rate) simplificado. Del análisis realizado a 31 de diciembre de 2025 se determina que no ha

variado esta situación.

En el ejercicio 2025, no ha sido necesario contabilizar ningún importe por impuesto complementario en el caso de

Puerto Rico, al superar ligeramente el tipo efectivo del 15% (0,5 millones de euros en el ejercicio 2024). En relación

con Irlanda, dado que el Impuesto Complementario en este país tiene la consideración de impuesto cubierto a

efectos del Impuesto Complementario en España, no es necesario registrar ningún impacto adicional en estos

Estados financieros consolidados.

Por otro lado, Naturgy está en proceso de implantación de las herramientas tecnológicas necesarias para

cumplimentar adecuadamente las nuevas obligaciones fiscales impuestas por Pilar 2 y, concretamente, por la Ley

7/2024 de 20 de diciembre.

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2.3.Comparación de la información

La información contenida en esta memoria consolidada referida al ejercicio 2025 incluye, a efectos comparativos, la

información relativa al ejercicio 2024. En el ejercicio 2025, no se han producido hechos que afecten a la

comparabilidad de la información.

2.4.Políticas contables

Las principales políticas contables utilizadas para la elaboración de estas Cuentas anuales consolidadas han sido las

siguientes:

2.4.1.Consolidación

a. Dependientes

Las sociedades dependientes se consolidan a partir de la fecha en que se transfiere el control a Naturgy y se excluyen

de la consolidación en la fecha en que cesa el mismo.

Se consideran sociedades dependientes aquellas entidades controladas por Naturgy. Naturgy controla una entidad

cuando, por su implicación en ella, está expuesta o tiene derecho a unos rendimientos variables y tiene la capacidad

de influir en dichos rendimientos a través del poder que ejerce sobre ella.

Los resultados de las sociedades dependientes adquiridas o enajenadas durante el ejercicio se incluyen en el Estado

del resultado consolidado desde la fecha efectiva de adquisición o hasta la fecha efectiva de enajenación.

En el proceso de consolidación, se eliminan las transacciones y los saldos entre sociedades dependientes de Naturgy,

así como las ganancias no realizadas frente a terceros externos a Naturgy. Las pérdidas no realizadas también se

eliminan, a menos que la transacción proporcione evidencia de una pérdida por deterioro del activo transferido.

Las participaciones no dominantes en el patrimonio y en los resultados de las sociedades dependientes se presentan

de forma detallada en los epígrafes de “Participaciones no dominantes” en el Estado de situación financiera

consolidado y de “Resultado atribuible a participaciones no dominantes” en el Estado del resultado consolidado.

Para contabilizar la adquisición de dependientes se utiliza el método de adquisición. El coste de adquisición es el valor

razonable de los activos entregados, de los instrumentos de patrimonio emitidos y de los pasivos incurridos o

asumidos en la fecha de intercambio, y de cualquier contraprestación adicional que dependa de eventos futuros

(siempre que sea probable y pueda valorarse con fiabilidad).

Naturgy, en sus procesos de combinaciones de negocios con fecha de adquisición posterior a 1 de enero de 2020, ha

aplicado la definición de “Negocio” al evaluar si ha adquirido un negocio o un grupo de activos. Siendo un negocio

aquel conjunto integrado de actividades y activos, susceptibles de ser dirigidos y gestionados con el propósito de

proporcionar bienes o servicios a los clientes, que genera ingresos por inversiones (tales como dividendos o intereses)

u otros ingresos de actividades ordinarias.

Asimismo, Naturgy tiene la opción de aplicar una "prueba de concentración" que permite la evaluación simplificada,

sin necesidad de evaluación adicional, para determinar si un conjunto de actividades y activos adquiridos no es un

negocio. La prueba se cumple si sustancialmente todo el valor razonable de los activos brutos adquiridos se

concentra en un único activo identificable (o grupo de activos identificables similares); en tal caso los activos

adquiridos no representarían un negocio.

Los activos intangibles adquiridos mediante una combinación de negocios se reconocen separadamente del fondo de

comercio si se cumplen los criterios de reconocimiento de activos, o sea, si son separables o tienen su origen en

derechos legales o contractuales y cuando su valor razonable puede valorarse de manera fiable.

Los activos identificables adquiridos y los pasivos o pasivos contingentes incurridos o asumidos como resultado de la

transacción, se valoran inicialmente a su valor razonable a la fecha de adquisición.

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Para cada combinación de negocios, Naturgy puede optar por reconocer cualquier participación no dominante en la

adquirida por el valor razonable o por la parte proporcional de la participación no dominante de los importes

reconocidos de los activos netos identificables de la adquirida.

Los costes relacionados con la adquisición se reconocen como gastos en el ejercicio en que se incurre en ellos.

El exceso de coste de la adquisición respecto al valor razonable de la participación de Naturgy en los activos netos

identificables adquiridos se registra como fondo de comercio. Si, después de evaluar el importe de la

contraprestación entregada y la valoración de los activos netos adquiridos, el coste de adquisición es menor que el

valor razonable de los activos netos de la dependiente adquirida, se reconoce la diferencia directamente en el Estado

del resultado consolidado.

El periodo de valoración de las combinaciones de negocios se inicia en la fecha de adquisición y finaliza cuando

Naturgy concluye que no puede obtener más información sobre los hechos y circunstancias que existían a la fecha de

adquisición. Este periodo, en ningún caso, superará un año desde la fecha de adquisición. Durante el periodo de

valoración, la combinación de negocios se considera provisional y se reconocerán ajustes del importe provisional, en

su caso, como si la contabilización de la combinación de negocios hubiera sido completada en la fecha de adquisición.

En una combinación de negocios realizada por etapas, Naturgy valora su participación previa en el patrimonio de la

sociedad adquirida por su valor razonable en la fecha de control, reconociendo las ganancias o pérdidas resultantes

en el Estado del resultado consolidado.

En relación con las adquisiciones de participaciones sobre las que ya se tiene el control o ventas de participaciones

sin pérdida de control, la diferencia entre el precio pagado o recibido y su valor neto contable se registra como

transacciones patrimoniales, no generando ni fondo de comercio ni resultado.

Cuando el grupo deja de consolidar una inversión debido a una pérdida de control, cualquier participación retenida en

la entidad se valora de nuevo a su valor razonable registrando el cambio en el importe en libros en el Estado del

resultado consolidado. Este valor razonable se convierte en el importe en libros inicial a efectos de contabilizar

posteriormente la participación retenida como una asociada, negocio conjunto o activo financiero. Además, cualquier

importe previamente reconocido en otro resultado global respecto de esa entidad se contabiliza como si el grupo

hubiese dispuesto directamente de los correspondientes activos o pasivos.

Las opciones de venta otorgadas a accionistas minoritarios de sociedades dependientes en relación con

participaciones en dichas sociedades, se valoran al valor actual del importe a reembolsar, esto es, su precio de

ejercicio, y se presentan en el epígrafe de “Otros pasivos”.

Las políticas contables de las entidades dependientes se han adaptado a las políticas contables de Naturgy, para

transacciones y otros eventos que, siendo similares se hayan producido en circunstancias parecidas.

Los estados financieros de las entidades dependientes utilizados en el proceso de consolidación están referidos a la

misma fecha de presentación y mismo periodo que los de Naturgy.

b. Acuerdos conjuntos

En un acuerdo conjunto las partes se encuentran vinculadas a través de un acuerdo contractual que otorga a dos o

más de esas partes el control conjunto del acuerdo. Existe control conjunto cuando las decisiones sobre las

actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de todas las partes que comparten el control.

Un acuerdo conjunto se clasifica como operación conjunta si las partes ostentan derechos sobre los activos de éste y

tienen obligaciones por sus pasivos, o como negocio conjunto si los partícipes ostentan derechos únicamente sobre

los activos netos de las participadas.

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1. Operaciones conjuntas

Las participaciones en operaciones conjuntas se registran por el método de integración proporcional de forma que los

activos y pasivos asignados a las operaciones conjuntas se presentan en el Estado de situación financiera

consolidado clasificados de acuerdo con su naturaleza específica y al porcentaje de participación de Naturgy. De la

misma forma, los ingresos y gastos con origen en operaciones conjuntas se presentan en el Estado del resultado

consolidado de acuerdo a su propia naturaleza y al porcentaje de participación de Naturgy.

2. Negocios conjuntos

Las participaciones en negocios conjuntos se valoran por el método de la participación.

Bajo el método de la participación, los intereses en negocios conjuntos se reconocen inicialmente a su coste y se

ajustan, a partir de entonces, para reconocer la participación de Naturgy en los beneficios y pérdidas posteriores a la

adquisición y los movimientos en otro resultado global.

En cada fecha de presentación de información financiera, Naturgy determina si existe alguna evidencia objetiva de

que se haya deteriorado el valor de la inversión en un negocio conjunto. Si este fuese el caso, Naturgy calcula el

importe de la pérdida por deterioro del valor como la diferencia entre el importe recuperable del negocio conjunto y

su importe en libros y reconoce el importe en el epígrafe “Resultado de entidades valoradas por el método de la

participación” en el Estado del resultado consolidado.

c. Asociadas

Asociadas son todas las entidades sobre las que Naturgy ejerce influencia significativa, capacidad de participar en las

decisiones financieras y operativas, pero no tiene control, ni control conjunto. Generalmente se produce cuando se

mantiene una participación de entre un 20% y un 50% de los derechos de voto.

Las inversiones en asociadas se valoran por el método de la participación desarrollado en el apartado anterior.

d. Perímetro de consolidación

En el Anexo I se incluyen las sociedades participadas directa e indirectamente por Naturgy que han sido incluidas en

el perímetro de consolidación.

En el Anexo II se incluyen las variaciones en el perímetro de consolidación producidas en los ejercicios 2025 y 2024,

detallándose a continuación las más relevantes.

Ejercicio 2025

El 10 de enero de 2025, Naturgy vendió, a través de su filial Naturgy Vento, S.A el 9% de su participación en SET

Veciana, S.L.

Con fechas 6 de marzo de 2025 y 23 de julio de 2025, Global Power Generation, S.A. realizó ampliaciones de capital

por compensación de deuda en Global Power Generation Australia Pty, Ltd., aumentando su participación en el

capital social de esta sociedad (y de sus filiales) en un 0,9%.

El 3 de octubre de 2025, Naturgy adquirió, a través de su filial Naturgy Nuevas Energías, S.L.U., el 75% de la sociedad

Pelecanus, S.L.

El 16 de octubre de 2025, Naturgy adquirió, a través de su filial Naturgy Nuevas Energías, S.L.U., el 75% de las

sociedades Alnux Solar, S.L., Linurgus, S.L. y Atrotus, S.L.

El 4 de noviembre de 2025, Naturgy adquirió, a través de su filial Naturgy Nuevas Energías, S.L.U., el 75% de la

sociedad Carpodacus, S.L.

El 27 de noviembre de 2025, Naturgy adquirió, a través de su filial Naturgy Nuevas Energías, S.L.U., el 75% de las

sociedades Artinita, S.L. y Hidenita, S.L.

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El 11 de diciembre de 2025, Naturgy vendió, a través de su filial Naturgy Vento, S.A el 7% de su participación en SET

Veciana, S.L.

Con fecha 26 de diciembre se efectuó una ampliación de capital en “Sociedade Galega do Medio Ambiente, S.A” a la

que Naturgy no acudió, disminuyendo su participación en el capital social de esta sociedad en un 3,8%.

El 31 de diciembre de 2025, Naturgy vendió, a través de su filial Naturgy Aprovisionamientos, S.A el 7,4% de su

participación en Qalhat LNGS A.O.C.

Para las adquisiciones de sociedades realizadas durante el ejercicio 2025, Naturgy ha realizado el análisis para

determinar, para las adquisiciones en que aplicase, si se había adquirido un negocio o un grupo de activos,

concluyendo que en el ejercicio 2025 no hubo combinaciones de negocios.

Ejercicio 2024

El 23 de enero de 2024, Naturgy adquirió, a través de su filial Naturgy Renovables, S.L.U., el 14,8% de la sociedad

Evacuación Villanueva del Rey, S.L.

El 26 de enero de 2024, Naturgy adquirió, a través de su filial Global Power Generation, S.A., el 15% de la sociedad

Sobral I Solar Energía SPE, Ltda. y el 15% de la sociedad Sertao I Solar Energía SPE, Ltda., pasando a ostentar el 75%

de participación en ambas sociedades.

El 19 de abril de 2024, Naturgy adquirió, a través de su filial Fraser Coast Development Finco PTY, Ltd., el 100% de la

sociedad Fraser Coast Solar Development PTY, Ltd.

El 7 de agosto de 2024 Naturgy realizó la venta del 99,9% de la participación en Agua Fría Solar, LLC., a través de su

filial Naturgy Candela Devco, LLC, con un beneficio antes de impuestos por importe de 4 millones de euros.

El 11 de noviembre de 2024, Naturgy adquirió, a través de su filial Naturgy Nuevas Energías, S.L.U., el 100% de las

sociedades Bio Madridejos, S.L.U., Biobarrax Albacete, S.L.U., Bio Tarancón, S.L.U., Bio Caspe, S.L.U., GNR Andalucía,

S.L.U., Biogas Mediana, S.L.U., Bio Carmona, S.L.U., Bio Criptana, S.L.U., Bio Membrilla, S.L.U., Bio Corral de Almaguer,

S.L.U., Biogas Lucainena, S.L.U., Bio Loja, S.L.U., Bio Vilches, S.L.U. y Bio Tobarra, S.L.U.

El 20 de noviembre de 2024, Empresa Chilena de Gas Natural, S.A. adquirió a Metrogas, S.A., el 50% restante de

Centrogas, S.A., pasando a ostentar el 100% sobre Centrogas, S.A. y produciéndose la disolución de esta última por

absorción por parte de Empresa Chilena de Gas Natural, S.A. En la misma fecha, Metrogas, S.A. adquirió, a un tercero

externo, el 0,10% restante de participación en Financiamiento Doméstico, S.A., pasando a ostentar el 100% sobre

Financiamiento Doméstico, S.A. y produciéndose la disolución de esta última por absorción por parte de Metrogas,

S.A.

Para las adquisiciones de sociedades realizadas durante el ejercicio 2024, Naturgy realizó el análisis para determinar,

para las adquisiciones en que aplicase, si se había adquirido un negocio o un grupo de activos, concluyendo que en el

ejercicio 2024 no hubo combinaciones de negocios.

2.4.2.Transacciones en moneda extranjera

Las partidas incluidas en las Cuentas anuales consolidadas de cada una de las entidades de Naturgy se valoran

utilizando la moneda del entorno económico principal en que la entidad opera (moneda funcional). Las cuentas

anuales consolidadas se presentan en euros, que es la moneda de presentación de la Sociedad dominante.

Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional utilizando los tipos de cambio vigentes

en las fechas de las transacciones. Las pérdidas y ganancias en moneda extranjera que resultan de la liquidación de

estas transacciones y de la conversión a los tipos de cambio de cierre de los activos y pasivos monetarios

denominados en moneda extranjera se reconocen en el Estado del resultado consolidado.

Los resultados y la situación financiera de todas las entidades de Naturgy que tienen una moneda funcional diferente

de la moneda de presentación se convierten a la moneda de presentación como sigue:

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▪ Los activos y pasivos de cada Estado de situación financiera presentado se convierten al tipo de cambio de

cierre en la fecha del Estado de situación financiera.

• Los ingresos y gastos de cada Estado del resultado se convierten a los tipos de cambio medios mensuales, a

menos que esta medida no sea una aproximación razonable del efecto acumulativo de los tipos existentes en

las fechas de la transacción, en cuyo caso los ingresos y gastos se convierten en la fecha de las transacciones.

• Todas las diferencias de cambio resultantes se reconocen en el Estado consolidado de resultado global y el

importe acumulado se registra en el epígrafe de “Diferencias de conversión” del Patrimonio neto.

Antes de su conversión a euros, los estados financieros de las sociedades del Grupo cuya moneda funcional es la de

una economía hiperinflacionaria se ajustan por la inflación según el procedimiento descrito en el párrafo siguiente.

Una vez reexpresadas, todas las partidas de los estados financieros son convertidas a euros aplicando el tipo de

cambio de cierre. Las cifras correspondientes a periodos anteriores, que se presentan a efectos comparativos, no son

modificadas.

Para determinar la existencia de hiperinflación, el Grupo evalúa las características cualitativas del entorno

económico, así como la evolución de las tasas de inflación en los últimos tres años. Los estados financieros de

compañías cuya moneda funcional es la de una economía considerada altamente inflacionaria, como Argentina, son

ajustados para reflejar los cambios en el poder adquisitivo de la moneda local, de tal forma que todas las partidas del

Estado de situación financiera que no están expresadas en términos corrientes (partidas no monetarias), son

reexpresadas tomando como referencia el IPC publicado por el INDEC (Instituto Nacional de Estadísticas y Censos) a

la fecha de cierre del ejercicio, y todos los ingresos y gastos, ganancias y pérdidas, son reexpresados mensualmente

aplicando factores de corrección adecuados. La diferencia entre los importes iniciales y los valores ajustados se

imputa a resultados.

Los ajustes al fondo de comercio y al valor razonable que surgen en la adquisición de una entidad extranjera se tratan

como activos y pasivos de la entidad extranjera y se convierten al tipo de cambio de cierre.

Desde 1 de julio de 2018, de acuerdo a los criterios establecidos por la NIC 29 “Información Financiera en Economías

Hiperinflacionarias”, se considera la economía argentina como hiperinflacionaria con efectos retroactivos al 1 de

enero de 2018.

Las tasas de inflación utilizadas fueron el índice de precios internos al por mayor (IPIM) hasta 31 de diciembre de

2016 y el índice de precios al consumo (IPC) a partir de 1 de enero de 2017.

Con efectos retroactivos al 1 de enero de 2018 se registró un incremento en patrimonio neto como consecuencia de

aplicar la variación de la inflación al coste histórico de los activos no monetarios desde su fecha de adquisición o

incorporación al Estado de situación financiera consolidado y registrar el correspondiente pasivo por impuesto

diferido. Este efecto quedó reflejado en las diferencias de conversión al inicio del propio ejercicio 2018.

A partir del 1 de enero de 2018:

• Se produce un ajuste a las distintas partidas de ingresos y gastos para aplicar la variación de la inflación desde

la fecha en que se incorporaron al Estado del resultado, así como para reflejar las pérdidas derivadas de la

posición monetaria neta.

• La conversión a euros de las cifras así ajustadas en los estados financieros consolidados se realiza aplicando el

tipo de cambio de cierre del peso argentino frente al euro.

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Los tipos de cambio respecto del euro (EUR) de las principales divisas de las sociedades de Naturgy a 31 de

diciembre de 2025 y 2024 han sido los siguientes:


	31.12.2025		31.12.2024
	Tipo de Cierre	Tipo medio acumulado (1)	Tipo de Cierre	Tipo medio acumulado (1)
Dólar estadounidense (USD)	1,18	1,13	1,04	1,08
Peso Argentino (ARS)	1.703,62	1.703,62	1.067,48	1.067,48
Real Brasileño (BRL)	6,44	6,31	6,43	5,83
Peso Chileno (CLP)	1.055,97	1.074,69	1.031,99	1.021,37
Peso Mexicano (MXN)	21,12	21,67	21,55	19,82
Dólar Australiano (AUD)	1,76	1,75	1,68	1,64

⁽¹⁾ En Argentina se utiliza el tipo de cambio a cierre como consecuencia de considerar Argentina como una economía hiperinflacionaria.

2.4.3.Inmovilizado intangible

a. Fondo de comercio

El fondo de comercio representa el exceso del coste de adquisición sobre el valor razonable de la participación en los

activos netos identificables de la dependiente, controlada conjuntamente o asociada adquirida, en la fecha de

adquisición. El fondo de comercio relacionado con adquisiciones de dependientes se incluye en inmovilizado

intangible y el relacionado con adquisiciones de asociadas o controladas conjuntamente se incluye en inversiones

contabilizadas aplicando el método de la participación.

El fondo de comercio no se amortiza y se revisa anualmente para analizar las posibles pérdidas por deterioro de su

valor, registrándose en el Estado de situación financiera consolidado a su valor de coste menos las pérdidas por

deterioro acumuladas.

Las pérdidas por deterioro del fondo de comercio no son reversibles.

b. Concesiones CINIIF 12 y otras concesiones y similares

Incluye el coste de adquisición de las concesiones si se adquieren directamente a un organismo público o similar, el

valor razonable atribuido a la concesión en caso de adquirirse como parte de una combinación de negocios o el coste

de construcción y mejora de las infraestructuras destinadas a concesiones, de acuerdo con la CINIIF 12 “Acuerdos de

concesión de servicios”.

Los activos afectos a la mencionada CINIIF 12, que son aquéllos en los que el concedente controla los servicios que

Naturgy (operador) debe prestar, así como la participación residual significativa en la infraestructura al término de la

vigencia del acuerdo, se registran como activo financiero si el operador tiene un derecho incondicional a percibir

efectivo del concedente y como activo intangible si el operador no tiene tal derecho, sino que tiene el derecho a

cobrar a los usuarios del servicio. Los ingresos y gastos correspondientes a los servicios de construcción o mejora de

las infraestructuras se registran por su importe bruto. Dado que los acuerdos de concesión no especifican la

retribución correspondiente a estos conceptos, el valor razonable de los ingresos se estima por referencia a los

gastos incurridos.

Los activos incluidos en este epígrafe se amortizan linealmente en el período de duración de cada una de las

concesiones.

Asimismo, las concesiones de distribución eléctrica en España y las concesiones de distribución de gas en Chile,

adquiridas todas ellas básicamente como parte de una combinación de negocios, no tienen límite legal ni de ningún

otro tipo. En consecuencia, al tratarse de activos intangibles de vida indefinida, no se amortizan, si bien se analiza su

posible deterioro con periodicidad anual de acuerdo a lo descrito en la Nota 2.4.6.

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c. Aplicaciones informáticas

Los costes directamente relacionados con la producción de programas informáticos que sea probable que vayan a

generar beneficios económicos superiores a los costes se reconocen como inmovilizado intangible. Los costes

directos incluyen los gastos del personal que desarrolla los programas informáticos.

Los costes de aplicaciones informáticas reconocidos como activos se amortizan linealmente en un período de cinco

años desde el momento en que están disponibles para la entrada en explotación de la aplicación.

d. Gastos de investigación

Los gastos de investigación se reconocen como gasto en el Estado del resultado consolidado cuando se incurren.

e. Costes de captación comercial

Los costes incrementales incurridos directamente para la obtención de contratos con clientes, que reflejan las

comisiones pagadas para la obtención de contratos de suministro de energía con dichos clientes y que se espera

recuperar en la duración esperada del contrato, se registran como un inmovilizado intangible.

Los costes de captación comercial reconocidos como activos se amortizan de forma sistemática en el Estado del

resultado consolidado a lo largo de la vida media esperada de los contratos con clientes que oscila entre 2 y 8 años.

f. Otro inmovilizado intangible

En otro inmovilizado intangible principalmente se incluyen los siguientes conceptos:

• El coste de las licencias de explotación de parques de Generación Renovable, básicamente adquiridos como

consecuencia de combinaciones de negocios, que se amortizan en su vida útil restante.

• Los contratos de aprovisionamiento de gas y otros derechos contractuales adquiridos como parte de una

combinación de negocios, que se valoran a valor razonable y se amortizan linealmente en la duración de los

mismos, que no difiere significativamente del patrón de consumo esperado.

No existen inmovilizados intangibles con una vida útil indefinida distintos del fondo de comercio, de las mencionadas

concesiones de distribución eléctrica y de las concesiones de distribución de gas.

2.4.4.Inmovilizado material

Los bienes comprendidos en el inmovilizado material se registran a su coste menos la amortización acumulada y, en

su caso, la corrección valorativa por deterioro asociada.

a. Coste

Los bienes comprendidos en el inmovilizado material se valoran al precio de adquisición o al coste de producción o el

valor atribuido al activo en caso de que se adquiera como parte de una combinación de negocios.

Forman parte del inmovilizado material los costes financieros correspondientes a la financiación de los proyectos de

instalaciones técnicas durante el período de construcción, hasta la preparación del activo para su uso.

Los costes de renovación, ampliación o mejora son incorporados al activo como mayor valor del bien exclusivamente

cuando suponen un aumento de su capacidad, productividad o prolongación de su vida útil. Los costes de

reparaciones importantes se activan y se amortizan durante la vida útil estimada de los mismos (generalmente, de 2

a 6 años), mientras que los gastos recurrentes de mantenimiento se imputan a los resultados del ejercicio en que se

incurren.

Los importes relacionados con los trabajos efectuados por la empresa para el inmovilizado material corresponden al

coste directo de producción.

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Los gastos derivados de las actuaciones empresariales encaminadas a la protección y mejora del medio ambiente se

contabilizan como gasto del ejercicio en que se incurren.

Cuando suponen incorporaciones al inmovilizado material, cuyo fin sea la minimización del impacto medioambiental y

la protección y mejora del medio ambiente, se contabilizan como mayor valor del inmovilizado.

También forman parte del inmovilizado material las inversiones necesarias para contribuir a la descarbonización,

impulsar la economía circular y avanzar en la independencia energética, especialmente en los gases renovables y

sobre todo el biometano.

Los costes futuros a los que Naturgy deberá hacer frente en relación con el cierre y desmantelamiento de

determinadas instalaciones se incorporan al valor del activo por el valor actualizado, recogiendo la correspondiente

provisión (Nota 2.4.19.).

Los ingresos derivados de la venta y los costes de las partidas que se producen durante el periodo de puesta en

funcionamiento del inmovilizado material, se reconocen en el Estado del resultado consolidado.

Los beneficios y pérdidas en ventas son determinados por comparación del precio de venta con los valores contables

y son registrados en el Estado del resultado consolidado.

b. Amortización

Los activos se amortizan linealmente, durante su vida útil estimada o, en caso de ser menor, durante la duración de la

concesión. Las vidas útiles estimadas son:


	Años de vida útil estimada
Construcciones	33-50
Instalaciones técnicas (red de distribución y transporte de gas)	20-40
Instalaciones técnicas (centrales hidráulicas)	14-65
Instalaciones técnicas (centrales de ciclo combinado)	35-40
Instalaciones técnicas (centrales nucleares)	44-47
Instalaciones técnicas (parques eólicos)	25-30
Instalaciones técnicas (parques fotovoltaicos)	25-30
Instalaciones técnicas (red de transporte eléctrica)	30-40
Instalaciones técnicas (red de distribución eléctrica)	18-40
Equipos informáticos	4
Elementos de transporte	6
Otros elementos	3-20

Las centrales hidráulicas están sujetas al régimen de concesión administrativa temporal. A la terminación de los

plazos establecidos para las concesiones administrativas, las instalaciones han de revertir al Estado en condiciones

de buen uso, lo que se consigue gracias a los programas de mantenimiento de las mismas. En el cálculo de la dotación

de la amortización de las centrales hidráulicas se diferencian los distintos tipos de elementos que las integran,

distinguiendo las inversiones en obra civil (cuyo plazo de amortización está en función del período de la concesión), el

equipo electromecánico (40 años) y el resto del inmovilizado (14 años), en cualquier caso, atendiendo al uso de la

central y con el límite máximo del vencimiento de la concesión (entre los años 2026 y 2063).

Naturgy amortiza sus centrales nucleares en una vida útil entre 44 y 47 años que corresponde a la vida establecida

en el protocolo firmado en 2019 con Enresa y el resto de propietarios de las instalaciones. El permiso de explotación

de estas instalaciones suele abarcar períodos sucesivos de 10 años, sin que pueda solicitarse su renovación hasta un

momento próximo a la finalización de cada uno de ellos. No obstante, considerando el óptimo rendimiento de estas

instalaciones, así como sus programas de mantenimiento, se considera que la renovación de dichos permisos podrá

ser obtenida, al menos, hasta alcanzar el período de vida útil.

Los valores residuales y las vidas útiles de los activos se revisan, ajustándolos, en su caso, en la fecha de cada Estado

de situación financiera.

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Cuando el valor contable de un activo es superior a su importe recuperable estimado o cuando ya no es útil, debido,

por ejemplo, a desplazamientos en la red de distribución, su valor se reduce de forma inmediata hasta su importe

recuperable (Nota 2.4.6.).

2.4.5.Activos por derecho de uso

Naturgy reconoce un activo por el derecho de uso en la fecha de comienzo del arrendamiento (Nota 2.4.20.). El coste

del activo por derecho de uso incluye el importe inicial del pasivo por arrendamiento, cualquier coste directo inicial,

los pagos por arrendamientos realizados antes o en la fecha de comienzo, así como una estimación de cualquier

coste de desmantelamiento a incurrir en relación al activo. Posteriormente, el activo por derecho de uso se reconoce

al coste menos la amortización acumulada y, en su caso, la corrección valorativa por deterioro asociada (nota 2.4.6) y

se ajusta para reflejar cualquier reestimación posterior del pasivo o modificación del arrendamiento.

Naturgy aplica la exención para los arrendamientos a corto plazo (definidos como arrendamientos con un plazo de

arrendamiento inferior o igual a 12 meses) y arrendamientos de activos de bajo valor. Para estos arrendamientos,

Naturgy reconoce los pagos del arrendamiento como un gasto operativo de forma lineal durante el plazo del

arrendamiento, a menos que exista otra base sistemática más representativa del marco temporal en el que se

consumen los beneficios económicos del activo arrendado.

Los activos por derecho de uso se amortizan linealmente en el periodo más corto del plazo de arrendamiento y la vida

útil del activo subyacente. Si un arrendamiento transfiere la propiedad del activo subyacente o el coste del activo por

el derecho de uso refleja que Naturgy espera ejercer una opción de compra, el activo relacionado con el derecho de

uso se amortiza durante la vida útil del activo subyacente. La amortización comienza en la fecha de comienzo del

arrendamiento.

2.4.6.Pérdidas por deterioro de valor de activos no financieros

El valor de los activos no financieros se analiza, para determinar las posibles pérdidas por deterioro, siempre que

algún suceso o cambio en las circunstancias indique que el valor neto contable puede no ser recuperable.

Adicionalmente, con independencia de la existencia de cualquier indicio de deterioro, se revisa, al menos anualmente,

para los fondos de comercio y los inmovilizados intangibles que, o bien no están en explotación, o tienen vida

indefinida.

Cuando el importe recuperable es menor que el valor neto contable del activo, se reconoce en el Estado del resultado

consolidado una pérdida por deterioro por la diferencia entre ambos. El importe recuperable se calcula como el

mayor entre el valor razonable del activo menos los costes para su venta y su valor en uso según el procedimiento del

descuento de los flujos de efectivo futuros. Naturgy está considerando como importe recuperable el valor en uso

como criterio general, a excepción de aquellas UGES o activos en las que se considera que el valor razonable menos

los costes de venta es una mejor estimación del valor recuperable (activos GLP y Generación Renovable España).

A efectos de evaluar las pérdidas por deterioro del valor, los activos se agrupan al nivel más bajo para el que es

posible identificar flujos de efectivo independientes. Tanto los activos, incluidos los de vida útil indefinida, como

fondos de comercio se asignan a estas unidades generadoras de efectivo (UGEs).

Para aquellas UGEs que han requerido del análisis de posibles pérdidas por deterioro, el valor en uso se determina por

el valor actual de los flujos de efectivo generados por la UGE en su estado actual, basado en la mejor información

prospectiva disponible para los próximos años, ampliados para llegar a un periodo de diez años o con el periodo de

vida útil remanente, para determinados activos y concesiones, en función de la regulación y de las expectativas para

el desarrollo del mercado de acuerdo con las previsiones sectoriales disponibles y de la experiencia histórica sobre la

evolución de los precios y los volúmenes producidos.

La ampliación en los años adicionales para llegar a un periodo de diez años de las proyecciones de flujos de efectivo o

en el periodo de vida útil remanente de los activos y concesiones está motivado porque en muchos casos se han

suscrito contratos de venta de energía a largo plazo, se dispone de curvas de precios estimadas a largo plazo que se

utilizan en la operativa habitual del grupo (para contratos, coberturas, etc), el negocio de Comercialización de

electricidad y gas está influenciado por políticas gubernamentales de largo plazo y sustentado en relaciones estables

con los clientes, existen periodos regulatorios extensos y en el caso de las concesiones de transporte y distribución

eléctrica y de gas porque se prevé el mecanismo de cálculo de la nueva tarifa que el regulador correspondiente

utilizará al comienzo del nuevo periodo regulatorio.

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Naturgy considera que sus proyecciones son fiables y que puede predecir con fiabilidad los flujos de caja adicionales

al periodo de proyecciones iniciales.

Los flujos de efectivo posteriores al período proyectado de diez años se extrapolan considerando las tasas de

crecimiento estimadas para cada UGE que, en ningún caso, superan el tipo de crecimiento medio a largo plazo para el

negocio y país en el que operan y que son, en todos los casos, inferiores a los crecimientos del período proyectado de

diez años. Asimismo, para estimar los flujos de efectivo futuros en el cálculo de los valores residuales, se han

considerado todas las inversiones de mantenimiento y, en su caso, las inversiones de renovación necesarias para

mantener la capacidad productiva de las UGEs.

En los casos de las proyecciones de flujos utilizadas para los test de deterioro que presentan valores terminales,

estos fueron calculado teniendo en cuenta una tasa de crecimiento a largo plazo alineada con la evolución futura de

la demanda que Naturgy cuantifica mediante la utilización de sus modelos energéticos, siendo consistente con las

expectativas actuales sobre la transición hacia una economía baja en carbono y con la consideración de los riesgos

físicos y de transición asociados al cambio climático.

Los parámetros considerados para la determinación de las tasas de crecimiento, que representan el crecimiento a

largo plazo de cada negocio, se adecuan al crecimiento a largo plazo del país, obtenido de las estimaciones de la

inflación de diversas fuentes: consenso de analistas (Bloomberg), Fondo Monetario Internacional (FMI), Organización

para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), Bancos Centrales, otros organismos estatales y Comisión

Europea para el periodo del 2025-2026 y, a partir de 2027, estimaciones de The Economist Intelligence Unit (EIU).

Los parámetros considerados para la composición de las tasas de descuento antes de impuesto son:

• Tasa libre de riesgo: En función de la rentabilidad del Bono soberano considerando riesgo país, moneda y plazo

de referencia de la UGE, así como estudios u otras fuentes de información (Damodaran, EIU y otros).

• Prima de riesgo de mercado: Prima basada en estudios y otras fuentes de información (Kroll, Damodaran, Pablo

Fernández y otros).

• Beta desapalancada: Basado en betas estimadas para cada UGE en función de comparables (Bloomberg).

• Coste deuda financiera: que se compone del swap de tipo de interés en moneda funcional, a un plazo de entre

10 y 30 años, más un spread por riesgo de crédito.

• Proporción patrimonio neto-deuda: En función de comparables del sector.

Una UGE puede contener un activo por derecho de uso y un pasivo por arrendamiento. En el test de deterioro, el

pasivo se recoge al determinar el importe recuperable de la UGE, si se determina que en caso de disponer de la UGE,

el comprador debería asumir el pasivo por arrendamiento. En este caso, el tratamiento es el siguiente:

• Si el valor recuperable se determina usando el valor en uso, el valor del pasivo por arrendamiento se considera

tanto en el valor de los activos testeados como en su valor en uso; sin considerar las salidas de efectivo

vinculadas a los contratos de arrendamiento en los flujos del test, sino minorando directamente el valor en uso

por el valor contable de la deuda por arrendamientos.

• Si el valor recuperable se determina utilizando el valor razonable menos los costes de venta, el valor del pasivo

por arrendamiento se considera en el valor de los activos testeados; y el valor recuperable se determina como lo

que se obtendría por la disposición de los activos de la UGE y los pasivos vinculados a los derechos de uso.

El pasivo se descuenta utilizando la tasa de interés implícita del contrato de arrendamiento.

La pérdida por deterioro de un activo, individualmente considerado, se reconoce en el Estado del resultado

consolidado, reduciendo el valor en libros del activo hasta su importe recuperable. Los cargos por amortización del

activo se ajustan en los ejercicios futuros, con el fin de distribuir el importe en libros revisado del activo, menos su

eventual valor residual, de una forma sistemática a lo largo de su vida útil restante.

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Se reconoce una pérdida por deterioro de una UGE si su importe recuperable es menor que el importe en libros. Dicha

pérdida se distribuye en primer lugar, al fondo de comercio y a continuación, a los demás activos de la UGE,

prorrateando en función del importe en libros de cada uno. Estas reducciones se tratan como pérdidas por deterioro

de los activos individuales. No se reduce el importe en libros de un activo por debajo del mayor valor de entre su valor

recuperable y cero, repartiéndose este importe de pérdida no distribuida prorrateando entre los demás activos de la

UGE.

Las correcciones por deterioro del valor reconocidas en periodos anteriores para un activo, distinto del fondo de

comercio, podrán ser objeto de reversión si, y solo si, se hubiese producido un cambio en las estimaciones utilizadas,

para determinar el importe recuperable del mismo, desde que se reconoció la última pérdida por deterioro. El importe

en libros de un activo, distinto del fondo de comercio, incrementado tras la reversión de una pérdida por deterioro del

valor, no excederá al importe en libros que se habría obtenido (neto de amortización) si no se hubiese reconocido una

pérdida por deterioro del valor para dicho activo en ejercicios anteriores.

2.4.7.Activos y pasivos financieros

a. Activos financieros

Naturgy clasifica sus activos financieros según su categoría de valoración que se determina sobre la base del modelo

de negocio y las características de los flujos de caja contractuales, y solo reclasifica los activos financieros cuando, y

solo cuando, cambia su modelo de negocio para gestionar dichos activos.

Las adquisiciones y enajenaciones de inversiones se reconocen en la fecha de negociación, es decir, la fecha en que

Naturgy se compromete a adquirir o vender el activo.

En el momento de su reconocimiento inicial se clasifican en las categorías que a continuación se detallan:

1. Activos financieros a coste amortizado

Son activos financieros, no derivados, que se mantienen para el cobro de flujos de efectivo contractuales cuando esos

flujos de efectivo representan sólo pagos de principal e intereses. Se incluyen en activos corrientes, excepto para

vencimientos superiores a doce meses desde la fecha del Estado de situación financiera consolidado que se clasifican

como activos no corrientes.

Se registran inicialmente a su valor razonable y posteriormente a su coste amortizado, utilizando el método de

interés efectivo. Los ingresos por intereses de estos activos financieros se incluyen en ingresos financieros, cualquier

ganancia o pérdida que surja cuando se den de baja se reconoce directamente en el resultado consolidado y las

pérdidas por deterioro del valor se presentan como una partida separada en el Estado del resultado consolidado del

ejercicio.

2. Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Son activos que se adquieren con el propósito de venderlos en un corto plazo. Los derivados se consideran en esta

categoría a no ser que estén designados como instrumentos de cobertura. Estos activos financieros se valoran, tanto

en el momento inicial como en valoraciones posteriores, por su valor razonable, imputando los cambios que se

produzcan en dicho valor en el Estado del resultado consolidado del ejercicio.

En el caso de los instrumentos de patrimonio clasificados en esta categoría, se reconocen por su valor razonable y

cualquier pérdida y ganancia que surge de cambios en el valor razonable, o el resultado de su venta, se incluyen en el

Estado del resultado consolidado.

Los valores razonables de las inversiones que cotizan se basan en el valor de cotización (Nivel 1). En el caso de

participaciones en sociedades no cotizadas se establece el valor razonable empleando técnicas de valoración que

incluyen el uso de transacciones recientes entre partes interesadas y debidamente informadas, referencias a otros

instrumentos sustancialmente iguales y el análisis de flujos de efectivo futuros descontados (Nivel 2 y 3). En el caso

de que la información disponible reciente sea insuficiente para determinar el valor razonable, o si existe toda una

serie de valoraciones posibles del valor razonable y el coste representa la mejor estimación dentro de esa serie, se

registran las inversiones a su coste de adquisición minorado por la pérdida por deterioro, en su caso.

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3. Instrumentos de patrimonio a valor razonable con cambios en otro resultado global

Son aquellos instrumentos de patrimonio para los que Naturgy ha hecho una elección irrevocable en el momento de

reconocimiento inicial para su contabilización en esta categoría. Se reconocen por su valor razonable y los

incrementos o disminuciones que surgen de cambios en el valor razonable se registran en otro resultado global, a

excepción de los dividendos de dichas inversiones que se reconocerán en el resultado del período. No se reconocen

por tanto pérdidas por deterioro en resultados, y en el momento de su venta no se reclasifican ganancias o pérdidas

al Estado del resultado consolidado.

Las valoraciones a valor razonable realizadas en las presentes cuentas anuales consolidadas se clasifican utilizando

una jerarquía de valor razonable que refleja la relevancia de las variables utilizadas para llevar a cabo dichas

valoraciones. Esta jerarquía consta de tres niveles:

• Nivel 1: Valoraciones basadas en el precio de cotización de instrumentos idénticos en un mercado activo. El

valor razonable se basa en los precios de cotización de mercado en la fecha de cierre de cada ejercicio.

• Nivel 2: Valoraciones basadas en variables que sean observables para el activo o pasivo. El valor razonable de

los activos financieros incluidos en esta categoría se determina usando técnicas de valoración. Las técnicas de

valoración maximizan el uso de datos observables de mercado que estén disponibles y se basan en la menor

medida posible en estimaciones específicas realizadas por Naturgy. Si todos los datos significativos requeridos

para calcular el valor razonable son observables, el instrumento se incluye en el Nivel 2. Si uno o más datos de

los significativos no se basan en datos de mercado observables, el instrumento se incluye en el Nivel 3.

• Nivel 3: Valoraciones en las que alguna variable significativa no esté basada en datos de mercado observables.

Los activos financieros se dan de baja cuando los derechos contractuales sobre los flujos de efectivo del activo han

vencido o se han transferido, siendo necesario que se hayan transferido de manera sustancial los riesgos y beneficios

inherentes a su propiedad. No se dan de baja los activos financieros y se reconoce un pasivo por un importe igual a la

contraprestación recibida en las cesiones de activos en que se han retenido los riesgos y beneficios inherentes al

mismo.

Los contratos de cesión de cuentas a cobrar se consideran factoring sin recurso siempre que impliquen un traspaso

de los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los activos financieros cedidos.

El deterioro del valor de los activos financieros se basa en un modelo de pérdida esperada. Naturgy contabiliza la

pérdida esperada, así como los cambios de ésta, en cada fecha de presentación, para reflejar los cambios en el riesgo

de crédito desde la fecha de reconocimiento inicial, sin esperar a que se produzca un evento de deterioro.

Naturgy aplica el modelo general de pérdida esperada para los activos financieros, a excepción de los Deudores

comerciales y otras cuentas a cobrar sin componente financiero significativo, para los que aplica el modelo

simplificado de pérdida esperada.

El modelo general requiere el registro de la pérdida esperada que resulte de un evento de impago durante los

próximos 12 meses o durante la vida del contrato, dependiendo de la evolución del riesgo crediticio del activo

financiero desde su reconocimiento inicial en el Estado de situación financiera consolidado. Bajo el modelo

simplificado se registran desde el inicio las pérdidas crediticias esperadas durante la vida del contrato considerando

la información disponible sobre eventos pasados (como el comportamiento de pagos de los clientes), condiciones

actuales y elementos prospectivos (factores macroeconómicos como evolución del PIB, inflación, tipos de interés,

entre otros) si se considera que puedan impactar en el riesgo de crédito de los deudores de Naturgy.

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b. Pasivos financieros

En el momento de su reconocimiento inicial se clasifican en las categorías que a continuación se detallan:

1. Pasivos financieros a coste amortizado

Las deudas financieras se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costes de la transacción en los que

se hubiera incurrido. Cualquier diferencia entre el importe recibido y su valor de reembolso se reconoce en el Estado

del resultado consolidado durante el período de amortización de la deuda financiera, utilizando el método del tipo de

interés efectivo.

En caso de modificaciones contractuales de un pasivo a coste amortizado que no resulta en baja del Estado de

situación financiera consolidado, los flujos contractuales modificados de la deuda refinanciada se descuentan a la

tasa de interés efectiva original, y la diferencia obtenida con el valor contable previo se registra en el Estado del

resultado consolidado en la fecha de la modificación.

En la modificación contractual de un pasivo, se considera que las condiciones son sustancialmente diferentes si el

valor actual de los flujos de efectivo descontados bajo las nuevas condiciones, incluyendo cualquier comisión pagada

neta de cualquier comisión recibida con el prestamista, y utilizando para hacer el descuento el tipo de interés

efectivo original, difiere al menos en un 10% del valor actual descontado de los flujos de efectivo que todavía restan

del pasivo financiero original. En este caso, se registra la baja del pasivo financiero original y se reconoce el nuevo

pasivo financiero.

La diferencia entre el importe en libros de un pasivo financiero que se cancela y la contraprestación pagada se

reconoce en el resultado del periodo.

Las deudas financieras se clasifican como pasivos corrientes a menos que su vencimiento tenga lugar a más de doce

meses desde la fecha del Estado de situación financiera consolidado, o incluyan cláusulas de renovación tácita a

ejercicio de Naturgy.

Adicionalmente, los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar corrientes son pasivos financieros a corto plazo

que se valoran inicialmente a valor razonable, no devengan explícitamente intereses y se registran por su valor

nominal.

2. Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Son pasivos que se adquieren con el propósito de venderlos en un corto plazo. Los derivados se consideran en esta

categoría a no ser que estén designados como instrumentos de cobertura. Estos pasivos financieros se valoran, tanto

en el momento inicial como en valoraciones posteriores, por su valor razonable, imputando los cambios que se

produzcan en dicho valor en el Estado del resultado consolidado del ejercicio.

2.4.8.Derivados y otros instrumentos financieros

Los derivados financieros se reconocen a su valor razonable en la fecha de contrato, valorándose con posterioridad a

su valor razonable. El método para el reconocimiento de la ganancia o pérdida depende de si se clasifica el derivado

como un instrumento de cobertura, y en este caso, la naturaleza del activo objeto de la cobertura.

Naturgy alinea su contabilidad con la gestión de los riesgos financieros que lleva a cabo. De forma periódica se

revisan los objetivos de la gestión de riesgos y la estrategia de cobertura, realizándose una descripción del objetivo de

gestión de riesgos perseguido.

Para que cada operación de cobertura se considere eficaz, Naturgy documenta que la relación económica entre el

instrumento de cobertura y el elemento cubierto está alineada con sus objetivos de gestión del riesgo. Al definir la

operación de cobertura se establece la ratio de cobertura, entendida como la cantidad de partida cubierta entre la

cantidad de elemento de cobertura y se determinan las posibles causas de la ineficacia, que normalmente están

ligadas a la modificación de las fechas previstas de las operaciones de compra y venta, a la reducción respecto a los

volúmenes cubiertos y al desacoplamiento respecto de los índices cubiertos en las operaciones de compra y venta.

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El valor de mercado de los diferentes instrumentos financieros se calcula mediante los siguientes procedimientos:

• Para los derivados cotizados en un mercado organizado, por su cotización al cierre del ejercicio (Nivel 1).

• En el caso de los derivados no negociables en mercados organizados, por el descuento de flujos de caja,

basándose en las condiciones de mercado a fecha de cierre del ejercicio o, en el caso de elementos no

financieros, en la mejor estimación de las curvas futuras de precios de dichos elementos (Nivel 2 y 3).

Los valores razonables se ajustan por el impacto esperado del riesgo de crédito observable de la contraparte en los

escenarios de valoración positivo y el impacto del riesgo de crédito propio observable en los escenarios de valoración

negativo.

Los derivados implícitos en otros instrumentos financieros o en otros contratos principales son contabilizados

separadamente como derivados, solamente cuando sus características económicas y riesgos inherentes no están

relacionados estrechamente con los instrumentos en los que se encuentran implícitos y el conjunto no esté siendo

contabilizado a valor razonable con cambios a través del Estado del resultado consolidado.

A efectos de su contabilización, las operaciones se clasifican de la manera siguiente:

a. Derivados que califican para la contabilidad de coberturas

1. Cobertura del valor razonable

Los cambios en el valor razonable de los derivados designados, que cumplen las condiciones para clasificarse como

operaciones de cobertura del valor razonable, se reconocen en el Estado del resultado consolidado, junto con

cualquier cambio en el valor razonable de las partidas cubiertas.

2. Cobertura de flujos de efectivo

La parte identificada como cobertura eficaz de los cambios en el valor razonable de los derivados designados y

calificados como cobertura de flujos de efectivo se reconoce en el “Otro resultado global” del patrimonio neto. La

ganancia o pérdida correspondiente a la parte no eficaz se reconoce inmediatamente en el Estado del resultado

consolidado en el epígrafe correspondiente según la naturaleza de la partida cubierta. Se considera que existe parte

no eficaz cuando la variación de valor del instrumento de cobertura, en valor absoluto, es mayor que la variación de

valor de la partida cubierta.

Cuando se contratan los derivados se establece la ratio de cobertura, entendida como la cantidad de partida cubierta

entre la cantidad de elemento de cobertura y se determinan las posibles causas de la ineficacia, que normalmente

están ligadas a la modificación de las fechas previstas de las operaciones de compra y venta, a la reducción respecto

a los volúmenes cubiertos y al desacoplamiento respecto de los índices cubiertos en las operaciones de compra y

venta.

Cuando se usan contratos de opción para cubrir transacciones previstas, el grupo designa sólo el valor intrínseco del

contrato de opción como el instrumento de cobertura.

Los importes acumulados en el patrimonio neto se traspasan al Estado del resultado consolidado en el ejercicio en

que la partida cubierta afecta a la ganancia o a la pérdida, tal como sigue:

• La ganancia o la pérdida correspondiente a la parte eficaz de las permutas de tipo de interés se reconocen en el

gasto financiero en el mismo momento que el gasto por intereses en los préstamos cubiertos.

• Cuando un instrumento de cobertura cubre una transacción prevista, los importes acumulados siguen en el

patrimonio hasta que la transacción prevista ocurre. Cuando la transacción prevista no ocurra, el importe

acumulado en el patrimonio se reclasifica inmediatamente al resultado del periodo.

Si la partida cubierta resulta posteriormente en el reconocimiento de un activo, el importe acumulado en el

patrimonio se reconocerá en el coste inicial del activo.

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En el caso en que el importe acumulado en patrimonio sea una pérdida, el importe que no se espere recuperar, se

reclasificará inmediatamente en el Estado del resultado consolidado en concepto de ajuste por reclasificación.

3. Coberturas de inversión neta en el extranjero

Su operativa contable es similar a la cobertura de flujos de efectivo. Las variaciones de valor de la parte efectiva del

instrumento de cobertura se recogen en el Estado de situación financiera consolidado en el epígrafe “Diferencias de

conversión”. La pérdida o ganancia relativa a la parte no efectiva se reconoce inmediatamente en el epígrafe

“Diferencias de cambio” del Estado del resultado consolidado. El importe acumulado de la valoración registrado en

“Diferencias de conversión” se traspasa al Estado del resultado consolidado, en la medida en que se enajena la

inversión en el extranjero que las ha ocasionado.

b. Derivados que no califican para la contabilidad de cobertura

Ciertos derivados no cumplen el criterio para poder aplicar la contabilidad de cobertura. Los cambios en el valor

razonable de cualquier derivado que no califique para la contabilidad de cobertura se reconocen inmediatamente en

el Estado del resultado consolidado.

Asimismo, se registran en resultado de explotación los derivados sobre commodities no considerados contablemente

como de cobertura, puesto que constituyen, en esencia, una cobertura económica al existir coincidencia entre los

términos críticos del derivado y su partida económicamente cubierta.

c. Contratos de compra y venta de energía

En el curso normal de sus negocios Naturgy dispone de contratos de compra y venta de energía que en la mayoría de

los casos incluyen cláusulas take or pay, en virtud de las cuales el comprador asume la obligación de pagar el valor de

la cantidad de energía contratada con independencia de que la reciba o no, excepto en los casos de fuerza mayor.

Estos contratos se celebran y se mantienen con el propósito de hacer frente a las necesidades de recepción o

entrega física de energía previstas por Naturgy de acuerdo a las estimaciones periódicas de compra y venta de

energía, cuyo seguimiento se efectúa de manera sistemática y que se ajustan siempre mediante entrega física. En

consecuencia, se trata de contratos para “uso propio” y, por lo tanto, se encuentran fuera del alcance de la NIIF 9.

2.4.9.Activos no corrientes mantenidos para la venta y actividades interrumpidas

Naturgy clasifica como activos mantenidos para la venta todos los activos y pasivos vinculados para los cuales se

han iniciado gestiones activas para su venta, están disponibles en sus condiciones actuales para su enajenación y es

altamente probable que la misma se lleve a cabo dentro de los doce meses siguientes.

Estos activos se presentan valorados al menor importe entre su valor contable y el valor razonable minorado por los

costes necesarios para su enajenación y no están sujetos a amortización, desde el momento en que son clasificados

como activos no corrientes mantenidos para la venta.

En caso de que se produzcan retrasos causados por hechos o circunstancias fuera del control de Naturgy y existan

evidencias suficientes de que se mantiene el compromiso con el plan para vender los clasificados como mantenidos

para la venta se mantiene la clasificación a pesar de que el periodo para completar la venta se alargue más allá de un

año.

Los activos no corrientes mantenidos para la venta se presentan en el Estado de situación financiera consolidado de

la siguiente forma: los activos en un único epígrafe denominado “Activos no corrientes mantenidos para la venta” y

los pasivos también en un único epígrafe denominado “Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para

la venta”.

Adicionalmente, Naturgy considera actividades interrumpidas los componentes (unidades generadoras de efectivo o

grupos de unidades generadoras de efectivo) que representan una línea de negocio o un área geográfica de la

explotación, que sea significativa y que pueda considerarse separada del resto, que se han vendido o se han

dispuesto de ellas por otra vía o bien que reúnen las condiciones para ser clasificadas como mantenidas para la venta.

Asimismo, se consideran actividades interrumpidas aquellas entidades adquiridas exclusivamente con la finalidad de

revenderlas.

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Los resultados después de impuestos de las actividades interrumpidas se presentan en una única línea del Estado del

resultado consolidado denominada “Resultado del ejercicio procedente de operaciones interrumpidas neto de

impuestos”.

2.4.10.Existencias

Las existencias se valoran al menor entre el coste o su valor neto realizable. El coste se determina por el coste medio

ponderado.

El coste de las existencias incluye el coste de las materias primas y aquellos costes directamente atribuidos a la

adquisición y/o producción, incluyéndose también los incurridos al trasladar las existencias a su ubicación actual.

La obligación de mantener existencias mínimas de seguridad de gas natural en almacenamientos subterráneos como

medida para garantizar la seguridad de suministro y la estabilidad del sistema gasista hace que las comercializadoras

de Naturgy mantengan existencias de gas tanto estratégicas como operativas que se valoran al menor entre el coste

incurrido en su adquisición e inyección y el valor neto realizable en el momento de su extracción.

El combustible nuclear se valora en base a los costes realmente incurridos en la adquisición y elaboración posterior

del mismo. El consumo del combustible nuclear se imputa a resultados en función de la capacidad energética

consumida.

Los derechos de emisión mantenidos para la cobertura de las emisiones realizadas se valoran al precio medio

ponderado de adquisición o al valor neto de realización, si éste fuera inferior.

En el caso de los derechos de emisión asignados gratuitamente se reconocen inicialmente a valor razonable

registrándose un ingreso diferido que se traspasa a resultados a medida que se consumen los derechos de emisión

asignados gratuitamente. Posteriormente, las existencias se siguen valorando por el valor de asignación o el valor

neto de realización, si este fuera inferior.

Cuando se realiza la entrega de los derechos para la compensación de las emisiones realizadas, su baja se registra

con cargo a la provisión registrada en el momento de producirse las emisiones de CO2 (Nota 2.4.19.).

Los certificados de garantía de origen de fuentes de energía renovables se valoran al valor razonable en el momento

de su certificación como una subvención recibida. Cuando las garantías de origen, generadas a través de la actividad

del propio Grupo, no son suficientes, se adquieren a terceros en cuyo caso se valoran como existencias al precio de

adquisición. El consumo de las garantías de origen se da mediante la redención de las garantías de origen asignadas

directamente por la comercializadora al consumo del cliente identificado a través de su CUPS (código unificado de

punto de suministro) o, mediante la venta, a través de una comercializadora etiquetada como verde, a la que la

Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) certifica el origen renovable de toda la energía

comercializada por la misma.

Los certificados de ahorro energético (CAEs) adquiridos por las sociedades comercializadoras mediante Convenios

con empresas que han realizado actuaciones de eficiencia energética se valoran al precio de adquisición tras su

inscripción en el Registro Nacional de CAE y se dan de baja en el momento de su entrega para cumplir con las

obligaciones de aportación al Fondo Nacional de Eficiencia Energética.

El valor neto realizable es el precio de venta estimado en el curso normal del negocio, menos los costes variables de

venta aplicables. Para el caso de las materias primas se evalúa si el valor neto de realización de los productos

terminados a los que se incorpora es superior al coste de producción de los mismos.

2.4.11.Capital social

El capital social está representado por acciones ordinarias.

Los costes de emisión de nuevas acciones u opciones, netos de impuestos, se deducen del patrimonio neto, como

menores reservas.

Los dividendos sobre acciones ordinarias se reconocen como menor valor del patrimonio cuando son aprobados.

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Las adquisiciones de acciones propias se registran por su valor de adquisición, minorando el patrimonio neto hasta el

momento de su enajenación. Los gastos derivados de las transacciones de adquisición de acciones propias se

registran directamente contra el patrimonio como menores reservas. Las acciones propias se dan de baja en el

momento de la venta, al transferirse los riesgos y beneficios asociados a las mismas. Los beneficios y pérdidas

obtenidos en la enajenación de acciones propias se registran en el epígrafe “Reservas” del Estado de situación

financiera consolidado.

2.4.12.Remuneraciones basadas en acciones

Las remuneraciones basadas en acciones y que se liquidan en acciones se valoran por referencia al valor razonable de

los instrumentos de patrimonio concedidos en la fecha de su concesión. Adicionalmente, se reconocerán los efectos

de las modificaciones que aumenten el valor razonable de los acuerdos con pagos basados en acciones.

A medida que sean prestados los servicios por los empleados durante el período necesario para la irrevocabilidad de

la concesión del incentivo se reconoce su valoración en el epígrafe de “Gastos de personal” del Estado del resultado

consolidado con contrapartida al epígrafe de “Reservas” del Estado de situación financiera consolidado.

Los importes reconocidos en el patrimonio neto consolidado no son objeto de una posterior reestimación por la

evolución de las condiciones externas de mercado.

2.4.13.Beneficio por acción

El beneficio básico por acción se calcula como el cociente entre el Resultado consolidado del período atribuible a la

Sociedad Dominante y el número medio de acciones ordinarias en circulación durante dicho período, sin incluir el

número medio de acciones de la Sociedad Dominante en poder del Grupo.

El beneficio por acción diluido se calcula como el cociente entre el Resultado consolidado del período atribuible a los

accionistas ordinarios ajustado por el efecto atribuible a las acciones ordinarias potenciales con efecto dilusivo y el

número medio de acciones ordinarias en circulación durante el período, ajustado por el promedio de las acciones

ordinarias que serían emitidas si se convirtieran todas las acciones ordinarias potenciales en acciones ordinarias de la

Sociedad Dominante. A estos efectos se considera que la conversión tiene lugar al comienzo del período o en el

momento de la emisión de las acciones ordinarias potenciales, si éstas se hubiesen puesto en circulación durante el

propio período.

2.4.14.Deuda financiera e instrumentos de patrimonio

La deuda financiera y los instrumentos de patrimonio emitidos por Naturgy son clasificados de acuerdo con la

naturaleza de la emisión efectuada.

Naturgy considera como instrumento de patrimonio cualquier contrato que ponga de manifiesto una participación

residual de los activos netos de la entidad.

Los costes de emisión de instrumentos de patrimonio se presentan como una deducción en el patrimonio neto.

2.4.15.Participaciones preferentes y obligaciones perpetuas subordinadas

Las emisiones de participaciones preferentes y obligaciones perpetuas subordinadas se consideran instrumentos de

patrimonio si y solo si:

• No incluyen la obligación contractual de recompra por parte del emisor, en condiciones de importe y fecha

determinados o determinables, o un derecho del tenedor a exigir su rescate.

• El pago de intereses resulta discrecional para el emisor.

• La sociedad matriz controla la política de retribución que condiciona la salida de flujos de efectivo.

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En el caso de emisiones realizadas desde una sociedad filial del Grupo, y que cumplen las condiciones anteriores, el

importe recibido se clasifica en el Estado de situación financiera consolidado dentro del epígrafe de “Participaciones

no dominantes”.

2.4.16.Ingresos diferidos

En este epígrafe se incluyen básicamente:

• Las subvenciones de capital recibidas, correspondientes principalmente a los Convenios con Comunidades

Autónomas para la gasificación o electrificación de municipios y otras inversiones gasistas o eléctricas, para las

que Naturgy ha cumplido todas las condiciones establecidas y que se valoran por el importe concedido. Los

importes imputados se reconocen en resultados de forma sistemática a lo largo del tiempo en función de la vida

útil del activo subvencionado correspondiente, compensando de esta forma el gasto por la dotación de la

amortización.

• Ingresos recibidos para la construcción de instalaciones de conexión a la red de distribución de gas o

electricidad (acometidas), que se registran por el efectivo recibido, así como cesiones recibidas de dichas

instalaciones, que se registran por su valor razonable. Los importes imputados se reconocen en resultados de

forma sistemática durante la vida útil de las instalaciones.

• El importe recibido de la Administración estadounidense en forma de apoyo a la inversión (Investment tax credit

o ITC) por la puesta en marcha de instalaciones renovables. Los importes recibidos se reconocen en resultados

en la vida útil de la instalación, a medida que se produce su amortización.

2.4.17.Valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado de acuerdo con el artículo 22

del Real Decreto 413/2014

Con fecha 22 de octubre de 2021, la CNMV emitió un comunicado por el que se establece el criterio para contabilizar

el valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado de acuerdo con el artículo 22 del Real Decreto

413/2014, de 6 de junio, que regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía

renovables, cogeneración y residuos (RD 413/2014).

El valor de los ajustes por desviaciones en el precio de mercado recoge las diferencias, que se producen en cada

ejercicio, entre los ingresos por venta de energía al precio estimado por el regulador al inicio de cada semiperíodo

regulatorio y el menor valor entre el precio medio real de mercado y el valor medio ponderado de la cesta de precios

de los mercados eléctricos para el ejercicio. Asimismo, para la determinación de los límites anuales superiores e

inferiores, se aplican los coeficientes de apuntamiento estimados para cada año.

Siguiendo el criterio establecido por la CNMV en 2021, Naturgy reconoce, con carácter general, como activo y pasivo

en el Estado de situación financiera consolidado cada una de las desviaciones del mercado, positivas y negativas, que

surgen al amparo del RD 413/2014.

No obstante, si a lo largo de la vida regulatoria residual de las instalaciones, de acuerdo con nuestra mejor estimación

de la evolución futura de los precios de mercado de la energía, sería altamente probable que se obtendrán

rentabilidades del mercado superiores a las establecidas en el RD 413/2014 y que, por lo tanto, abandonar el

régimen retributivo no tendría consecuencias económicas significativamente más adversas que permanecer en dicho

régimen, se considera que en esa situación se reconoce solo el activo.

En el supuesto de que la instalación se encuentre en el último semiperíodo de su vida regulatoria, o Naturgy haya

comunicado el abandono anticipado del régimen retributivo establecido en el RD 413/2014, se procederá a registrar

en cada ejercicio un activo o pasivo por el importe acumulado neto de las desviaciones positivas y negativas

generadas en dicho semiperíodo.

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2.4.18.Provisiones por obligaciones con el personal

a. Obligaciones por pensiones y similares

1. Planes de aportación definida

Naturgy Energy Group, S.A., junto con otras empresas del Grupo, es promotora de un plan de pensiones de promoción

conjunta, de sistema de empleo, que es de aportación definida para la jubilación y de prestación definida para las

denominadas contingencias de riesgo, las cuales se encuentran aseguradas.

Existe también un plan de aportación definida para un colectivo de directivos, en el cual Naturgy se compromete a

realizar unas aportaciones a una póliza de seguros, garantizando a dicho colectivo una rentabilidad del 125% del IPC

de las aportaciones realizadas al seguro. Todos los riesgos están transferidos a la compañía de seguros, ya que ésta

incluso asegura la garantía indicada anteriormente.

Las aportaciones realizadas han sido registradas en el epígrafe de “Gastos de personal” del Estado del resultado

consolidado.

Adicionalmente, hay empleados que realizan aportaciones voluntarias de parte de su retribución a una póliza de

seguros, sin que ello suponga ningún coste para Naturgy.

2. Planes de prestación definida

Para determinados colectivos existen compromisos de prestación definida en relación con el pago de complementos

por pensiones de jubilación, fallecimiento e invalidez, de acuerdo con las prestaciones acordadas por la entidad y que

han sido exteriorizados en el caso de España mediante la formalización de contratos de seguro de primas únicas

conforme al Real Decreto 1588/1999, de 15 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento sobre la

instrumentación de los compromisos por pensiones de las empresas.

El pasivo reconocido respecto de los planes de prestaciones definidas es el valor actual de la obligación en la fecha

del Estado de situación financiera consolidado menos el valor razonable de los activos afectos al plan. La obligación

por prestaciones definidas se calcula anualmente por actuarios independientes de acuerdo con el método de la

unidad de crédito proyectada. El valor actual de la obligación se determina descontando los flujos de efectivo futuros

estimados a tipos de interés de bonos denominados en la moneda en que se pagarán las prestaciones y con plazos de

vencimiento similares a los de las correspondientes obligaciones.

Las pérdidas y ganancias actuariales que surgen por cambios en las hipótesis actuariales o por diferencias entre las

hipótesis y la realidad se reconocen íntegramente en el período en el que ocurren directamente en patrimonio en el

epígrafe de “Otro resultado global”.

Los costes por servicios pasados por la modificación o reducción de un plan se reconocen inmediatamente en el

Estado del resultado consolidado en el epígrafe de “Gastos de personal”.

b. Otras obligaciones posteriores a la jubilación

Algunas compañías de Naturgy ofrecen prestaciones posteriores a la jubilación a sus empleados. El derecho a este

tipo de prestaciones normalmente está condicionado a la permanencia del empleado en la empresa hasta su

jubilación y durante un mínimo determinado de años. Los costes esperados de estas prestaciones se devengan

durante la vida laboral de los empleados de acuerdo con un método contable similar al de los planes de pensiones de

prestaciones definidas. Las pérdidas y ganancias actuariales que surgen de cambios en las hipótesis actuariales se

cargan o abonan directamente en patrimonio en el epígrafe de “Otro resultado global”.

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c. Indemnizaciones

Las indemnizaciones por cese se pagan a los empleados como consecuencia de la decisión de rescindir su contrato de

trabajo antes de la edad normal de jubilación o cuando el empleado acepta voluntariamente el cese a cambio de esas

prestaciones. Naturgy reconoce estas prestaciones cuando se ha comprometido de forma demostrable a cesar en su

empleo a los trabajadores actuales, de acuerdo con un plan formal detallado sin posibilidad de retirada, o a

proporcionar indemnizaciones por cese. En caso de que sea necesario el mutuo acuerdo, únicamente se registra la

provisión en aquellas situaciones en que Naturgy ha decidido que dará su consentimiento a la baja de los empleados,

una vez solicitada por ellos.

2.4.19.Provisiones

Se reconocen las provisiones cuando Naturgy tiene una obligación presente, ya sea legal o implícita, como resultado

de sucesos pasados; hay más probabilidades de que vaya a ser necesaria una salida de recursos para liquidar la

obligación que de lo contrario; y el importe se puede estimar de forma fiable. No se reconocen provisiones para

pérdidas de explotación futuras.

Se valoran las provisiones al valor presente del importe necesario para liquidar la obligación a la fecha del Estado de

situación financiera consolidado, según la mejor estimación disponible.

Cuando se espera que parte del desembolso necesario para liquidar la provisión sea reembolsado por un tercero, el

reembolso se reconoce como un activo independiente, siempre que sea prácticamente segura su recepción.

Naturgy deberá incurrir en una serie de costes de desmantelamiento de sus instalaciones de producción, entre los

que se incluyen los derivados de las labores necesarias para el acondicionamiento de los terrenos donde están

ubicadas. En el caso de las centrales nucleares, todas ellas localizadas en España, cubre los costes en que el operador

de las plantas incurrirá desde el final de su vida útil hasta que la entidad pública empresarial Empresa Nacional de

Residuos Radiactivos, S.A. (ENRESA) se hace cargo del desmantelamiento y gestión de los residuos.

En el caso de las centrales hidráulicas, se registra provisión por desmantelamiento solo en los casos en los que se

estima que su mantenimiento resulte contrario al interés público o la continuidad del aprovechamiento sea inviable

al extinguirse la concesión administrativa.

Para tal fin se registra la estimación del valor actual de estos costes como mayor valor del activo con abono al

epígrafe “Provisiones” al inicio de la explotación del activo. Esta estimación es revisada periódicamente de forma que

la provisión refleje el valor presente de la totalidad de los costes futuros estimados. El valor del activo se corrige

únicamente por las desviaciones respecto a la estimación inicial. En aquellas instalaciones que han finalizado su vida

útil y se ha iniciado la fase de desmantelamiento, la actualización de la provisión se registra contra el Estado del

resultado del periodo.

Naturgy aplica una tasa libre de riesgo para actualizar financieramente la provisión dado que los flujos de efectivo

futuros estimados para satisfacer la obligación reflejan los riesgos específicos del pasivo correspondiente. La tasa

libre de riesgo empleada se corresponde con los rendimientos, a cierre del ejercicio sobre el que se informa, de los

bonos gubernamentales con suficiente profundidad y solvencia, en la misma moneda y con similar vencimiento a la

obligación. La variación de la provisión originada por su actualización financiera se registra con cargo al epígrafe

“Gastos financieros” del Estado del resultado consolidado.

En aquellos contratos en los que las obligaciones asumidas conllevan unos costes inevitables superiores a los

beneficios económicos que se espera percibir de ellos, se reconoce el gasto y la provisión correspondiente por el

importe del valor presente de la diferencia existente. Los costes inevitables del contrato reflejarán los menores

costes netos por resolver el mismo, o lo que es igual, el importe menor entre el coste de cumplir sus cláusulas y la

cuantía de las compensaciones derivadas de su incumplimiento. Los costes que se relacionan directamente con un

contrato comprenden los costes incrementales del cumplimiento del contrato y una asignación de otros costes que

están relacionados directamente con el cumplimiento de los contratos.

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Para cubrir la obligación de entrega de derechos de emisión de CO2 derivada de las emisiones realizadas durante el

ejercicio, se registran en el epígrafe Provisiones corrientes los derechos de CO2 a entregar valorados al coste de

adquisición para derechos comprados registrados en el epígrafe Existencias y, en el caso de no poseer todos los

derechos de emisión necesarios, al valor razonable para los derechos pendientes de compra.

2.4.20.Arrendamientos

Al inicio de un contrato, Naturgy evalúa si el contrato es o contiene un arrendamiento. Un contrato es, o contiene, un

arrendamiento si transmite el derecho a controlar el uso de un activo identificado por un periodo de tiempo a cambio

de una contraprestación.

El plazo del arrendamiento es el período no cancelable considerando el plazo inicial de cada contrato salvo que

Naturgy tenga una opción unilateral de ampliación o terminación y exista certeza razonable de que se ejercitará

dicha opción en cuyo caso se considerará el correspondiente plazo de ampliación o terminación anticipada.

Naturgy evalúa nuevamente si un contrato es, o contiene, un arrendamiento solo si cambian los términos y

condiciones del contrato.

En los casos de rescisión total o parcial del arrendamiento, Naturgy reduce el valor en libros del activo por derecho de

uso para reflejar tal circunstancia, reconociendo además en el Estado de resultados consolidados la pérdida o

ganancia derivada de esta rescisión.

Arrendatario

Naturgy reconocerá, para cada uno de los contratos de arrendamiento en los que es arrendatario, un Activo por

derecho de uso y un pasivo financiero por arrendamiento (Nota 2.4.5. y 2.4.21.).

Arrendador

Naturgy clasificará cada uno de los contratos de arrendamiento en los que es arrendador como un arrendamiento

operativo o como un arrendamiento financiero.

Un arrendamiento se clasificará como financiero cuando Naturgy transfiera sustancialmente al cliente todos los

riesgos y ventajas inherentes a la propiedad de un activo subyacente. Un arrendamiento se clasificará como

operativo si no transfiere sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad de un activo

subyacente.

• Arrendamientos operativos: Los pagos por arrendamientos operativos se reconocerán como ingresos en el

estado del resultado del arrendador de forma lineal a lo largo de la vida del contrato, excepto que otra base de

reparto refleje de forma más representativa el patrón con la que se distribuye el beneficio del uso del activo

subyacente del arrendamiento.

• Arrendamientos financieros: Naturgy reconocerá en el Estado de situación financiera consolidado una partida

por cobrar, por un importe igual al valor actual de los cobros por el arrendamiento, más el valor residual no

garantizado, descontados utilizando la tasa de interés implícita del contrato de arrendamiento.

Posteriormente el arrendador reconocerá los ingresos financieros a lo largo del plazo del arrendamiento de

forma que se obtenga una tasa de interés constante en cada periodo sobre la inversión financiera neta

pendiente del arrendamiento (activo arrendado). Y aplicará los pagos por arrendamiento contra la inversión

bruta para reducir tanto el principal como los ingresos financieros devengados.

Cuando un contrato incluye componentes de arrendamiento y no arrendamiento, Naturgy aplica los criterios de la

NIIF 15 para asignar la contraprestación según el contrato a cada componente.

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2.4.21.Pasivos financieros por arrendamientos

En la fecha de inicio del arrendamiento, Naturgy reconoce el pasivo por arrendamiento al valor presente de los pagos

por arrendamiento a realizar en el plazo del arrendamiento, descontados usando la tasa de interés implícita en el

arrendamiento o, si ésta no se puede determinar fácilmente, la tasa incremental por préstamos.

La tasa de interés incremental de financiación que utiliza Naturgy está diferenciada por la cartera homogénea de

arrendamientos, país y plazo del contrato. La media ponderada del tipo de interés incremental del ejercicio 2025 es

del 5,81% en España y del 6,66% en Latinoamérica.

Los pagos por arrendamiento a realizar incluirán los pagos fijos menos cualquier incentivo del arrendamiento a

cobrar, los variables que dependen de un índice o una tasa, así como las garantías de valor residual en las que se

espera incurrir, el precio de ejercicio de una opción de compra si se espera ejercer esa opción, así como los pagos de

penalizaciones por terminar el arrendamiento, si el plazo del arrendamiento refleja que el arrendatario ejercerá una

opción para terminar el arrendamiento.

Cualquier otro pago variable queda excluido de la valoración del pasivo por arrendamiento y del activo por derecho

de uso.

Posteriormente, el pasivo financiero por arrendamiento se incrementará por el interés sobre el pasivo por

arrendamiento, reduciéndose por los pagos realizados. Asimismo, se valorará de nuevo el pasivo si hay

modificaciones en los importes a pagar y en los plazos del arrendamiento, así como en los casos de rescisión total o

parcial del arrendamiento.

2.4.22.Impuesto sobre beneficios

El gasto devengado del Impuesto sobre beneficios incluye el gasto por el impuesto diferido y el gasto por el impuesto

corriente entendido este último como la cantidad a pagar (o recuperar) relativa al resultado fiscal del ejercicio.

Naturgy incorpora el efecto de la incertidumbre en el tratamiento fiscal al determinar la ganancia fiscal, las bases

imponibles, pérdidas fiscales no utilizadas, créditos fiscales no utilizados y tasas impositivas.

Los impuestos diferidos se registran aplicando a las diferencias temporarias, que surgen entre las bases fiscales de

los activos y pasivos y sus importes contables en las Cuentas anuales consolidadas, los tipos impositivos que se

espera que estén en vigor cuando los activos y pasivos se realicen. Por los beneficios no distribuidos de las filiales no

se reconocen impuestos diferidos cuando Naturgy puede controlar la reversión de las diferencias temporarias y sea

probable que no vayan a revertir en un futuro previsible.

Los impuestos diferidos originados por cargos o abonos directos en cuentas de patrimonio se contabilizan también

con cargo o abono a patrimonio.

Los activos por impuestos diferidos y créditos fiscales se reconocen únicamente en la medida en que se considera

probable que vaya a disponerse de beneficios fiscales futuros con los que poder compensar las diferencias

temporarias y hacer efectivos los créditos fiscales.

Cuando se produce un cambio en los tipos impositivos se procede a reestimar los importes de impuestos diferidos de

activo y pasivo. Estos importes se cargan o abonan contra el resultado consolidado o contra el epígrafe de “Otro

resultado global del ejercicio” del Estado consolidado de resultado global, en función de la cuenta a la que se cargó o

abonó el importe original.

Cuando existe incertidumbre frente a los tratamientos del impuesto sobre los beneficios, Naturgy evalúa si es

probable que una autoridad tributaria acepte un tratamiento fiscal incierto. Si llega a la conclusión de que es no es

probable que la autoridad tributaria acepte un tratamiento fiscal incierto, se refleja el efecto de la incertidumbre

sobre la ganancia (pérdida) fiscal, las bases fiscales, las pérdidas o créditos fiscales no utilizados. El efecto de la

incertidumbre se recoge utilizando el método que, en cada caso, mejor prefigure la resolución de la incertidumbre: el

más probable o el valor esperado. Para cada caso Naturgy evalúa si debe considerar cada tratamiento fiscal incierto

por separado, o conjuntamente con otro o varios otros tratamientos fiscales inciertos, en función del planteamiento

que mejor prefigure la resolución de la incertidumbre.

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2.4.23.Reconocimiento de ingresos y gastos

a. General

Los ingresos derivados de los contratos con clientes deben reconocerse en función del cumplimiento de las

obligaciones de desempeño ante los clientes.

Los ingresos ordinarios representan la transferencia de bienes o servicios comprometidos a los clientes por un

importe que refleje la contraprestación que Naturgy espera tener derecho a cambio de dichos bienes y servicios.

Se establecen cinco pasos para el reconocimiento de los ingresos:

1. Identificar el/los contratos del cliente.

2. Identificar las obligaciones de desempeño.

3. Determinar del precio de la transacción.

4. Asignación del precio de la transacción a las distintas obligaciones de desempeño.

5. Reconocimiento de ingresos según el cumplimiento de cada obligación.

En base a ese modelo de reconocimiento, las ventas de bienes se reconocen cuando los productos han sido

entregados al cliente y el cliente los ha aceptado, aunque no se hayan facturado, o, en caso aplicable, los servicios

han sido prestados y la cobrabilidad de las correspondientes cuentas a cobrar está razonablemente asegurada. La

cifra de ventas del ejercicio incluye la estimación de la energía suministrada que se encuentra pendiente de

facturación.

Los gastos se reconocen atendiendo a su devengo, de forma inmediata en el supuesto de desembolsos que no vayan

a generar beneficios económicos futuros o cuando no cumplen los requisitos necesarios para registrarlos

contablemente como activo.

Las ventas se valoran netas de impuestos y descuentos y se eliminan las transacciones entre compañías de Naturgy.

b. Ingresos de acceso a la red de transporte y distribución de gas

La Circular 4/2020, de 31 de marzo de 2020, de la CNMC, establece la metodología de retribución de la distribución

de gas natural aplicable a partir de 1 de enero de 2021.

La retribución de la actividad regulada de distribución de gas se fija anualmente para cada ejercicio retributivo y cada

empresa distribuidora en función de los clientes conectados a las mismas y del volumen de gas suministrado.

La Circular 9/2019, de 12 de diciembre de 2019, de la CNMC, establece la metodología para determinar la

retribución de las instalaciones de transporte de gas natural y de las plantas de gas natural licuado aplicable a partir

de 1 de enero de 2021.

La retribución anual de la actividad regulada de transporte de gas se fija anualmente para cada ejercicio retributivo,

teniendo en cuenta los costes de inversión y de explotación de dichas instalaciones.

El marco regulatorio del sector gasista en España (Anexo IV. ) regula un procedimiento de liquidaciones para la

redistribución entre las empresas del sector de la facturación obtenida neta, en aplicación de los peajes obtenidos, de

forma que cada empresa perciba la retribución que le ha sido reconocida por sus actividades reguladas.

El Real Decreto 1184/2020, de 29 de diciembre de 2020, por el que se establecen las metodologías de cálculo de los

cargos del sistema gasista, de las retribuciones reguladas de los almacenamientos subterráneos básicos y de los

cánones aplicados por su uso, establece que, a partir del 1 de octubre de 2021, las liquidaciones se realizarán por año

de gas y por actividad, diferenciando los ingresos obtenidos por la aplicación de peajes, cánones y cargos.

Posteriormente, como desarrollo de este Real Decreto, se publicó la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre de

2021, por la que se regulan los procedimientos de liquidación de las retribuciones de actividades reguladas, cargos y

cuotas con destinos específicos del sector gasista.

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La entrada en vigor el 1 de octubre de 2021 de la nueva Circular 6/2020 de peajes, del Real Decreto 1184/2020 y

de la Orden TED/1022/2021 de liquidaciones, modifica el procedimiento de asignación y liquidación de saldos del

sistema gasista. Este nuevo procedimiento establece procesos independientes para la liquidación de cada uno de los

conceptos de peajes y cargos definidos en la normativa citada. La liquidación definitiva de cada procedimiento,

positiva o negativa, dará lugar a una cantidad a percibir o a pagar para cada sujeto y estas diferencias entre los

ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que resultan de la aplicación de los peajes correspondientes a

ejercicios anteriores serán liquidadas como pago único en la primera liquidación disponible del año de gas siguiente.

Asimismo, serán considerados en el cálculo de los costes a incluir en los peajes de cada año.

La Resolución de 30 de mayo de 2023, de la CNMC, establece la retribución de gas para el año 2024 (de 1 de

octubre de 2023 a 30 septiembre de 2024) de las empresas que realizan las actividades reguladas de transporte y

de distribución de gas natural.

La Resolución de 23 de mayo de 2024, de la CNMC, establece la retribución para el año de gas 2025 (de 1 de

octubre de 2024 a 30 de septiembre de 2025) de las empresas que realizan las actividades reguladas de plantas de

gas natural licuado, de transporte y de distribución de gas natural.

La Resolución de 27 de mayo de 2025, de la CNMC, establece la retribución para el año de gas 2026 de las empresas

que realizan actividades reguladas de plantas de gas natural licuado, de transporte y de distribución de gas natural.

Estas retribuciones son financiadas con cargo a los ingresos por los peajes y cargos establecidos por el uso de las

redes. Dichos peajes y cargos se fijan anualmente, de acuerdo con la Circular 6/2020 de la CNMC, por la que se

establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural,

publicada en julio de 2020 y del Real Decreto 1184/2020, de 29 de diciembre de 2020, por el que se establecen las

metodologías de cálculo de los cargos del sistema gasista.

A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas no están pendientes liquidaciones definitivas de

ejercicios retributivos anteriores al año gas 2025.

El ejercicio retributivo 2024 del sistema gasista cerró en 2025 con déficit para la actividad de redes locales, según la

liquidación definitiva de dicho ejercicio aprobada el 31 de julio de 2025 por la CNMC, que ha sido aplicado como un

cargo adicional en la liquidación del ejercicio retributivo 2025.

La puesta a disposición de las instalaciones de distribución para situar el gas en los puntos de suministro se considera

una única obligación de desempeño por lo que el importe de la retribución de la actividad regulada de transporte y

distribución de gas se registra como ingreso de forma lineal dado que el servicio prestado es similar a lo largo del

tiempo.

c. Ingresos de ventas de gas

La cifra de ingresos incluye el importe tanto de las ventas de gas de último recurso como de las ventas realizadas en

el mercado liberalizado, ya que tanto el comercializador de último recurso como el comercializador libre se

consideran un agente principal y no un comisionista del suministro realizado.

El Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de

precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad, limita el incremento del coste de la materia

prima a imputar en la tarifa de último recurso de gas natural de aplicación a partir del 1 de octubre de 2021.

No obstante, esta limitación excepcional se ha ido prorrogando mediante sucesivos Reales Decretos-ley hasta el 31

de diciembre de 2023, modificando asimismo, con el Real Decreto-ley 18/2022, de 18 de octubre, el mecanismo de

recuperación de las cantidades adeudadas a las comercializadoras de último recurso, de forma que serán cubiertas

por los Presupuestos Generales del Estado.

El Real Decreto-ley 8/2023, de 27 de diciembre, por el que se adoptan medidas para afrontar las consecuencias

económicas y sociales derivadas de los conflictos en Ucrania y Oriente Próximo, así como para paliar los efectos de la

sequía, prorroga la limitación del 15 % del incremento del coste de la materia prima incluido en la tarifa de último

recurso de gas natural hasta el 1 de abril de 2024. Dicha limitación dejó de aplicarse en las sucesivas revisiones

trimestrales de la TUR tras caducar su prórroga.

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Según la normativa anterior, Naturgy ha reconocido como ingresos las desviaciones del coste de la materia prima no

recogidas en la tarifa de último recurso aplicada desde 1 de octubre 2021 y durante la vigencia de la medida (Nota

10).

Los intercambios de gas realizados con otras empresas comercializadoras, se consideran contratos de colaboración

entre compañías del sector y no se incluyen en el importe neto de la cifra de negocios puesto que no tienen la

consideración de contratos con clientes.

El importe de las ventas de gas se registra como ingreso en el momento de la entrega al cliente, en función de las

cantidades suministradas e incluyendo la estimación de la energía suministrada aún no leída en los contadores del

cliente (Nota 2.4.25.).

d. Ingresos de acceso a la red de transporte y distribución de electricidad

La retribución de las actividades de distribución y transporte de electricidad se determina anualmente, aplicando la

metodología regulatoria que reconoce tanto la retribución a la inversión como la correspondiente a la operación y

mantenimiento de los activos. Hasta 2019 esta competencia correspondía al Ministerio para la Transición Ecológica,

y desde 2020 la fija la CNMC.

La puesta a disposición de las instalaciones de distribución para situar la electricidad en los puntos de suministro se

considera una única obligación de desempeño por lo que el importe de la retribución de la actividad regulada de

transporte y distribución de electricidad se registra como ingreso de forma lineal dado que el servicio prestado es

similar a lo largo del tiempo.

El marco regulatorio del sector eléctrico en España (Anexo IV) regula un procedimiento de liquidaciones para la

redistribución entre las empresas del sector de la facturación obtenida neta, de forma que cada empresa perciba la

retribución que le ha sido reconocida por sus actividades reguladas.

En el ejercicio 2024, la CNMC publicó las Resoluciones de 4 de abril de 2024 y de 31 de julio de 2024 por las que se

establecen las retribuciones de las empresas titulares de instalaciones de transporte de energía eléctrica para el año

2021 y la retribución de las empresas titulares de instalaciones de distribución eléctrica para el año 2020,

respectivamente.

En el ejercicio 2025, la CNMC ha publicado las Resoluciones de 12 de marzo de 2025, de 17 de febrero de 2025 y de

6 de noviembre de 2025, por las que se establecen las retribuciones de las empresas titulares de instalaciones de

transporte de energía eléctrica para el ejercicio 2022 y la retribución de las empresas titulares de instalaciones de

distribución eléctrica para los ejercicios 2021 y 2022, respectivamente.

Las publicaciones futuras de las resoluciones pendientes sustituirán a aquellas que se han venido aprobando

anualmente en el mes de enero a efectos de su liquidación provisional a cuenta de la definitiva.

Con fecha 22 de enero de 2025, se publicó la Resolución del 10 de enero de 2025, de la CNMC, por la que se

establece provisionalmente la retribución de las empresas distribuidoras de energía eléctrica para el ejercicio 2025 y

la Resolución de 9 de enero de 2025, por la que se establece provisionalmente la retribución de las empresas

titulares de transporte de energía eléctrica para el ejercicio 2025.

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Con fecha 22 de diciembre de 2025, la CNMC aprobó las siguientes circulares que entrarán en vigor el 1 de enero de

2026 y serán aplicables al periodo regulatorio 2026-2031:

• Circular 8/2025, que establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de

energía eléctrica en España para el periodo regulatorio 2026-2031. La metodología incorpora medidas

orientadas a aumentar la eficiencia, mejorar la calidad, reducir pérdidas e impulsar la electrificación. Se alinean

los límites de inversión con los establecidos por el Gobierno, retribuyendo inversiones auditadas hasta el 0,13 %

del PIB. Asimismo, se redefine el mecanismo de sostenibilidad, limitándolo a inversiones destinadas a atender la

demanda recogida en el Proyecto de Real Decreto sobre planes de inversión en redes de transporte y

distribución.

• Circular 9/2025, que modifica la metodología establecida en la Circular 2/2019 para el cálculo de la tasa de

retribución financiera de las actividades reguladas de transporte y distribución de energía eléctrica, así como de

regasificación, transporte y distribución de gas natural. Asimismo, fija la tasa de retribución financiera aplicable

a las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de energía eléctrica en el periodo

2026-2031, que se incrementa en 100 puntos básicos respecto al periodo anterior, alcanzando el 6,58 %.

Asimismo, en diciembre 2025 fue publicada la circular 7/2025, de 16 de diciembre, de la CNMC que modifica la

metodología establecida en la Circular 5/2019 para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de

energía eléctrica. Asimismo, define los parámetros técnicos y económicos aplicables al periodo regulatorio

2026-2031. Se aprueban las instalaciones tipo y los valores unitarios de referencia de inversión y de operación y

mantenimiento por elemento de inmovilizado, que se aplicarán desde el 1 de enero de 2026 a todos los activos de

transporte en explotación y a los que entren en servicio con posterioridad.

Tras la publicación de la Ley 24/2013 del sector Eléctrico, de 26 de diciembre de 2013, los desajustes temporales

producidos entre los ingresos y los costes del sistema eléctrico son financiados por los sujetos del sistema de

liquidaciones, entre los que se encuentra Naturgy, generando un derecho a su recuperación durante los cinco años

siguientes reconociéndose un tipo de interés en condiciones de mercado. En consecuencia, la financiación del déficit

de ingresos del sistema eléctrico por Naturgy se registra como un activo financiero de acuerdo a que, en base a esta

regulación, existe el derecho a percibir su reintegro sin que se encuentre sujeto a factores contingentes futuros.

En el ejercicio 2023 se produjo un superávit de ingresos en el sector de 3.903 millones de euros. Se han trasladado al

ejercicio 2024 las cantidades de 450 millones de euros del superávit de 2022 pendiente de aplicar, de acuerdo al

Real Decreto 8/2023 y de 1.024 millones de euros del superávit de 2023 en aplicación del Real Decreto-ley 4/2024,

para cubrir los cargos de 2024.

En el ejercicio 2024 se produjo un superávit de ingresos en el sector de 882 millones de euros. Se han trasladado al

ejercicio 2025 la cantidad de 189 millones de euros, correspondiente al superávit del ejercicio 2023 no aplicado en

2024, de acuerdo al Real Decreto-ley 4/2024.

e. Ingresos por ventas de electricidad

La cifra de ingresos incluye el importe tanto de las ventas de electricidad en el mercado PVPC como de las ventas

realizadas en el mercado liberalizado, ya que tanto el comercializador de último recurso como el comercializador libre

se consideran un agente principal y no un comisionista del suministro realizado. En consecuencia, se registran por el

importe total las ventas y las compras de energía. No obstante, las compras y ventas de energía al pool realizadas

por las empresas de generación y comercialización del grupo realizadas en el mismo tramo horario se eliminan en el

proceso de consolidación.

El importe de las ventas de electricidad se registra como ingreso en el momento de la entrega de la energía al cliente

en función de las cantidades suministradas e incluyendo la estimación de la energía suministrada aún no leída en los

contadores del cliente (Nota 2.4.25.).

De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 413/2014 (RD 413/2014), las instalaciones de generación de

energía renovable en España reciben determinados incentivos (régimen retributivo específico o RECORE). El RD

413/2014 establece que mediante orden ministerial se actualizarán determinados parámetros retributivos en cada

semiperíodo regulatorio.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

En dicho RD 413/2014 se regula el procedimiento a seguir en el caso en el que los precios los precios de una

cesta de precios de mercados eléctricos (contado y futuros), aplicándole diversos coeficientes de ponderación y de

apuntamiento real por tecnología correspondientes a los distintos semiperíodos de la vida útil regulatoria del activo

resultarán inferiores (ajustes positivos) o superiores (ajustes negativos) a los precios estimados por el regulador al

inicio del semiperíodo regulatorio y que fueron utilizados en la determinación de los incentivos a percibir por las

inversiones bajo el alcance de la normativa.

Si bien el RDL 6/2022 estableció que el mecanismo de ajuste por desvíos de mercado no se aplicaría a la energía

generada a partir de 2023 con objeto de fomentar la contratación a plazo, posteriormente, el RDL 10/2022 volvió a

introducir el ajuste por desviaciones de precio de mercado, de forma que en dicho mecanismo se incorporen para el

ejercicio 2023 y siguientes, al precio medio anual del mercado diario e intradiario, referencias a productos de

mercados a plazo.

El 28 de junio de 2023 se aprobó el Real Decreto-ley 5/2023 por el que se ajustan excepcionalmente las referencias

de precios de mercado eléctrico a tener en cuenta en la actualización de los parámetros retributivos de las

instalaciones RECORE para el semiperiodo 2023-2025.

En aplicación de este Real Decreto-ley el 30 de junio, se aprobó la Orden TED/741/2023, por la que se actualizan los

parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía

eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos, a efectos de su aplicación al semiperiodo

regulatorio que tiene su inicio el 1 de enero de 2023.

En el BOE del 4 de junio de 2024 se publicó la Orden TED/526/2024, de 31 de mayo, por la que se establece la

metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía

eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible y se actualizan sus valores

de retribución a la operación de aplicación al primer semestre de 2024. Con la nueva metodología, la actualización de

la retribución a la operación de las instalaciones de cogeneración y tratamiento de residuos pasó a realizarse

trimestralmente en lugar de semestralmente, por lo que se actualizan los valores de la retribución a la operación de

las instalaciones tipo de generación de energía eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del

precio del combustible.

El tratamiento contable de las desviaciones en el precio de mercado aplicado por Naturgy corresponde al “Criterio

para contabilizar el “Valor de los ajustes por desviaciones en el precio del mercado” (Vadjm), de acuerdo con el

artículo 22 del Real Decreto 413/2014” publicado por la CNMV el 22 de octubre de 2021 (Nota 2.4.17.), y por el

cual:

• Con carácter general se reconocen en el Estado de situación financiera consolidado cada una de las

desviaciones del mercado, positivas y negativas que surgen al amparo del RD 413/2014 con contrapartida en el

importe neto de la cifra de negocios. El importe de los pasivos se verá limitado hasta el importe de las

desviaciones al precio que hubiesen permitido obtener la rentabilidad mínima garantizada por el Real Decreto y

con el límite del “Valor Neto del Activo” (“VNA”) de la instalación.

• No obstante si, a lo largo de la vida regulatoria residual de los activos, Naturgy considera, de acuerdo con su

mejor estimación de la evolución futura de los precios de mercado de la energía, que sería altamente probable

que se obtendrán rentabilidades del mercado superiores a las establecidas en el RD 413/2014 y que, por lo

tanto, abandonar el régimen retributivo no tendría consecuencias económicas significativamente más adversas

que permanecer en el mismo, en esa situación no se sigue el criterio general y se reconoce sólo el activo en caso

de generarse desviaciones del mercado positivas. En este supuesto se encuentran las siguientes instalaciones:

– Instalaciones que, a la fecha de cierre de estas Cuentas anuales consolidadas, considerando la estimación de

precios de mercado para los ejercicios 2026 y siguientes, resultaría indiferente estar en el régimen primado

bien porque el VNA (según se define en el RD 413/2014) ya ha sido totalmente recuperado o bien porque se

estima que con los precios observables no recibirán complemento de retribución a la inversión (Rinv) a partir

del ejercicio 2026. En ambos casos estas instalaciones habrían alcanzado el nivel de rentabilidad razonable

establecido por el RD 413/2014 antes del fin de su vida útil regulatoria.

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– Instalaciones que, a la fecha de cierre de estas Cuentas anuales consolidadas, necesitarán complemento por

Rinv hasta el fin de su vida útil regulatoria pero para las cuales, abandonar el régimen retributivo no tendría

consecuencias económicas significativamente más adversas que permanecer en el mismo. El umbral

establecido por el Grupo para determinar si las consecuencias económicas no son significativamente

adversas, se ha calculado como diferencia entre el valor presente de los flujos de caja de dichas

instalaciones manteniéndose en el régimen retributivo específico o abandonando el mismo, siendo esa

diferencia igual o inferior al 5%.

El Grupo revisa de forma periódica la evolución previsible futura de precios de mercado así como otros factores

cualitativos y determina si abandonar el régimen retributivo no tendría consecuencias económicas significativamente

más adversas que permanecer en el mismo y la instalación continúa dentro del umbral antes mencionado. En caso

contrario, aplicaría el criterio general.

Al final de la vida regulatoria del activo, los ajustes positivos netos de los ajustes negativos surgidos en el último

semiperíodo regulatorio se reconocen, atendiendo a su saldo, en cuentas de activos o pasivos con contrapartida en

importe neto de la cifra de negocios. A la fecha de cierre de estas Cuentas anuales consolidadas, existen

instalaciones que se encuentran en el último semiperíodo de su vida útil regulatoria, aunque no se han registrado

activos ni pasivos regulatorios al haberse recuperado previamente el Valor Neto Actualizado (VNA) de las mismas.

Aunque para algunas instalaciones se estime que abandonar el régimen retributivo no tendría consecuencias

económicas significativamente más adversas que permanecer en este, no se ha procedido a su abandono ni se tiene

intención de hacerlo en el corto plazo, fundamentalmente debido a que no genera obligaciones adicionales

relevantes, distintas de las inherentes a gestionar de manera eficiente las instalaciones y la generación de energía.

Naturgy ha estimado los precios de mercado a lo largo del plazo remanente de vida útil regulatoria de las

instalaciones a partir de estimaciones internas que se utilizan en la operativa habitual de presupuestación de Naturgy

y que están en línea con el consenso de mercado.

f. Contratos de venta de electricidad a largo plazo

Naturgy mantiene contratos de venta de electricidad producida por las instalaciones renovables que establecen las

condiciones a largo plazo.

Cuando la instalación renovable está bajo el control del vendedor y hay una entrega física de energía al comprador de

acuerdo con sus necesidades de compra, venta o utilización esperadas por la entidad, se trata de un contrato para

“uso propio” y, por lo tanto, se registran los ingresos por venta de electricidad en el momento de su entrega al

comprador.

Cuando la instalación renovable está bajo el control del comprador al que se transfieren sustancialmente todos los

riesgos y ventajas inherentes a la propiedad de la instalación, se califica como un arrendamiento financiero,

registrándose en el momento inicial una cuenta a cobrar calculada como los cobros del precio fijo del contrato

descontados a la tasa implícita de dicho contrato.

Cuando el contrato de arrendamiento no se puede calificar como arrendamiento financiero, porque no se han

transferidos todos los riesgos y ventajas, se califica como arrendamiento operativo. En este caso se consideran

factores como la limitación del comprador a un período de arrendamiento que no representa un porcentaje sustancial

de la vida económica del activo, el no recibir todos los ingresos de la instalación, carecer de un derecho de adquisición

de la planta.

En el caso de contratos en los que las instalaciones venden su producción al mercado y, a través de estos contratos

se produce una liquidación financiera por la diferencia entre el precio del mercado y el precio pactado en el contrato,

se consideran contratos de venta de electricidad liquidados por diferencias en los que el volumen subyacente es la

energía efectivamente producida. Estos acuerdos se tratan contablemente como derivados de cobertura de flujos de

efectivo de las ventas que realicen los parques (Nota 2.4.8).

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g. Ingresos por venta de GNL

El importe de las ventas de GNL se registra como ingreso en el momento de la entrega al cliente, al entenderse

satisfecha en este momento la obligación de ejecución y la transferencia del control.

En los contratos de venta de GNL a largo plazo hay una entrega física al comprador de acuerdo con sus necesidades

de compra, venta o utilización esperadas por la entidad, por lo que se trata de contratos para "uso propio", tal como

se describe en la Nota 2.4.8.

h. Otros ingresos

Naturgy mantiene contratos de cesión de capacidad de generación de energía eléctrica para sus centrales de ciclo

combinado en México con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), cuya duración es de 25 años desde la fecha de

inicio de su operación comercial. Estos contratos establecen un calendario de cobros preestablecidos por la cesión de

la capacidad de suministro de energía. Dado que Naturgy tiene la capacidad de operar y dirigir las centrales y

mantiene los beneficios y riesgos de la explotación adoptando las decisiones relevantes que afectarán a los flujos de

efectivo futuros, estos contratos consisten en la prestación de servicios por lo que se contabilizan de acuerdo al

método de porcentaje de realización a lo largo del tiempo.

Los ingresos de altas de abono, que consisten en la operación de acoplar la instalación receptora de gas a la red, así

como los ingresos de verificación de instalaciones, se reconocen en el momento en que se realizan estas actuaciones

ya que es en dicho momento cuando el cliente obtiene los beneficios del servicio prestado y no existe ninguna

obligación futura asociada.

Los ingresos por el alquiler de contadores e instalaciones se registran como ingresos a lo largo del período de la

prestación del servicio de alquiler que constituye la obligación de desempeño.

En la contabilización de los ingresos derivados de los contratos de prestación de servicios se utiliza el método del

porcentaje de realización en el que, cuando los ingresos pueden ser estimados de forma fiable, éstos son registrados

a lo largo del tiempo en función del grado de avance en la ejecución del contrato a la fecha de cierre, calculado como

la proporción que representan los costes incurridos a la fecha sobre la estimación de los costes totales necesarios

para la ejecución del contrato.

Si los ingresos del contrato no pueden ser estimados de forma fiable, los ingresos solo se registran por un importe

equivalente a los costes incurridos en el período para satisfacer el compromiso, siempre que dichos costes sean

recuperables. No se registra el margen del contrato hasta el momento en que se tiene certeza del mismo, en base a

la planificación de costes e ingresos.

De acuerdo a lo establecido en el Real Decreto Legislativo 6/2022, dos o más sujetos obligados a cumplir con el

objetivo de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en el transporte, pueden optar por realizar la

comunicación conjunta para la evaluación del cumplimiento de este objetivo. Naturgy, en su actividad de

comercialización de gas natural y biometano para el transporte por carretera, genera ahorros en emisiones de gases

de efecto invernadero en comparación con el valor de referencia. Por ello, puede alcanzar acuerdos con otros sujetos

obligados para aprovechar estos ahorros a través de su reporte y comunicación conjunta. La contraprestación

derivada del acuerdo de reporte conjunto, se reconoce como ingreso cuando se han producido los ahorros en las

emisiones y la cobrabilidad de las correspondientes cuentas a cobrar está razonablemente asegurada.

2.4.24.Estado de flujos de efectivo

El estado de flujos de efectivo consolidado ha sido elaborado utilizando el método indirecto, y en el mismo se utilizan

las siguientes expresiones con el significado que a continuación se indica:

• Actividades de explotación: actividades que constituyen los ingresos ordinarios del grupo, así como otras

actividades que no pueden ser calificadas como de inversión o financiación.

• Actividades de inversión: actividades de adquisición, enajenación o disposición por otros medios de activos no

corrientes y otras inversiones no incluidas en el efectivo y sus equivalentes.

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• Actividades de financiación: actividades que producen cambios en el tamaño y composición del patrimonio neto

y de los pasivos que no forman parte de las actividades de explotación.

2.4.25.Estimaciones e hipótesis contables significativas y otros

La preparación de las Cuentas anuales consolidadas requiere la realización de estimaciones e hipótesis. Se relacionan

a continuación las normas de valoración que requieren una mayor cantidad de estimaciones:

a. Inmovilizado intangible y material (Notas 2.4.3. y 2.4.4.)

La determinación de las vidas útiles del inmovilizado intangible y material requiere de estimaciones respecto al nivel

de utilización de los activos, la evolución tecnológica esperada y la existencia de límites legales o cualquier otra

restricción a su uso que pudiera preverse. Las hipótesis respecto al nivel de utilización, marco tecnológico y su

desarrollo futuro implican un grado significativo de juicio, en la medida en que el momento y la naturaleza de futuros

eventos son difíciles de prever.

b. Deterioro de valor de los activos no financieros (Nota 2.4.6.)

El valor recuperable estimado de las UGEs aplicado a las pruebas de deterioro ha sido determinado a partir de los

flujos de efectivo descontados basados en las proyecciones realizadas por Naturgy, que históricamente se han

cumplido sustancialmente.

No obstante, en determinados casos menos frecuentes, se utiliza el valor razonable menos los costes de venta como

referencia para determinar el valor recuperable, cuando este enfoque refleja mejor el importe que podría obtenerse

en condiciones de mercado.

En la Nota 4 se detallan las principales hipótesis utilizadas para determinar el valor recuperable de los activos no

financieros.

c. Derivados, otros instrumentos financieros y contratos de compra y venta de gas (Nota 2.4.8.)

El valor razonable de los instrumentos financieros que se comercializan en mercados activos se basa en los precios

de mercado a la fecha del Estado de situación financiera consolidado. El precio de cotización de mercado que se

utiliza para los activos financieros es el precio corriente del comprador.

El valor razonable de los instrumentos financieros que no cotizan en un mercado activo se determina usando técnicas

de valoración. Naturgy utiliza una variedad de métodos y realiza hipótesis que se basan en las condiciones del

mercado existentes en cada una de las fechas del Estado de situación financiera consolidado:

• El valor razonable de las permutas de tipo de interés se calcula como el valor actual de los flujos futuros de

efectivo estimados.

• El valor razonable de los contratos de tipo de cambio a plazo se determina usando los tipos de cambio a plazo

cotizados en el mercado en la fecha del Estado de situación financiera consolidado.

• El valor razonable de los derivados de precios de commodities se determina usando las curvas futuras de

precios cotizados en el mercado en la fecha del Estado de situación financiera consolidado.

En el curso de sus negocios, Naturgy dispone de contratos de compra y venta de gas. La evaluación para determinar

su calificación como contratos de “uso propio” requiere la aplicación de juicios por parte de la dirección en relación a

las previsiones de oferta y demanda de gas, cuyo seguimiento se efectúa de manera sistemática.

A efectos de información a revelar, se asume que el importe en libros de los acreedores comerciales y de las cuentas

a cobrar menos la corrección valorativa por deterioro por pérdida esperada de valor de las mismas se aproximan a su

valor razonable. Asimismo, el valor razonable del resto de pasivos financieros a efectos de la presentación de

información financiera se estima descontando los flujos contractuales futuros de efectivo al tipo de interés corriente

del mercado del que puede disponer Naturgy para instrumentos financieros similares.

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d. Provisiones por obligaciones con el personal (Nota 2.4.18.)

El cálculo del gasto por pensiones, otros gastos de prestaciones posteriores a la jubilación u otros pasivos posteriores

a la jubilación, requiere la aplicación de varias hipótesis. Naturgy estima al cierre de cada ejercicio la provisión

necesaria para hacer frente a los compromisos por pensiones y obligaciones similares, de acuerdo con el

asesoramiento de actuarios independientes. Los cambios que afectan a dichas hipótesis pueden dar como resultado

diferentes importes de gastos y pasivos contabilizados. Las hipótesis más importantes para la valoración del pasivo

por pensiones o prestaciones posteriores a la jubilación son el consumo de energía de los beneficiarios en su período

de pasivos, la edad de jubilación, la inflación y la tasa de descuento utilizada. Además, las hipótesis de la cobertura de

la seguridad social son esenciales para determinar otras prestaciones posteriores a la jubilación. Los cambios futuros

en estas hipótesis tendrán un impacto sobre los gastos y pasivos futuros por pensiones.

e. Provisiones (Nota 2.4.19.)

Naturgy realiza una estimación de los importes a liquidar en el futuro, incluyendo los correspondientes a obligaciones

contractuales, contratos onerosos derivados de las mismas, litigios pendientes, costes futuros para el

desmantelamiento y cierre de determinadas instalaciones y restauración de terrenos u otros pasivos. Dichas

estimaciones están sujetas a interpretaciones de los hechos y circunstancias actuales, proyecciones de

acontecimientos futuros y estimaciones de los efectos financieros de dichos acontecimientos, así como al resultado

de las negociaciones asociadas a los contratos de aprovisionamiento de gas.

f. Impuesto sobre beneficios (Nota 2.4.22.)

El cálculo del gasto por el impuesto sobre beneficios requiere la interpretación de normativa fiscal en las

jurisdicciones donde opera Naturgy. La determinación de si la autoridad tributaria aceptará un determinado

tratamiento fiscal incierto y del desenlace esperado respecto a litigios pendientes, requiere la realización de

estimaciones y juicios significativos. Naturgy evalúa la recuperabilidad de los activos por impuestos diferidos en base

a las estimaciones de resultados fiscales futuros y de la capacidad de generar resultados suficientes durante los

períodos en los que sean deducibles dichos impuestos diferidos. Los pasivos por impuestos diferidos se registran de

acuerdo con las estimaciones realizadas de los activos netos que en un futuro no serán fiscalmente deducibles y por

las diferencias temporarias que implicarán tributación en periodos futuros.

g. Reconocimiento de ingresos (Nota 2.4.23.)

Los ingresos por el suministro de energía son reconocidos cuando el bien ha sido entregado al cliente en base a las

lecturas periódicas del contador. Asimismo, incluye una estimación de la energía suministrada pendiente de facturar

al momento del cierre contable, debido a que no ha sido objeto de medición como consecuencia del desarrollo normal

de los ciclos del proceso de lectura.

La estimación de la energía devengada pendiente de facturar se realiza de forma diferenciada para cada uno de los

segmentos de negocio del grupo atendiendo a sus particularidades. Las principales variables que intervienen en la

determinación de la estimación de ingresos son el precio y los volúmenes consumidos y comprados.

• Precios: se determinan en función de los precios para los distintos tipos de clientes teniendo en cuenta las

curvas de consumo estimado.

• Consumo: aplicación del consumo diario estimado derivado de los perfiles históricos de los distintos tipos de

clientes ajustados estacionalmente y por otros factores que pueden medirse y que afectan al consumo.

• El volumen de energía adquirida por las sociedades comercializadoras del grupo para atender la demanda.

Naturgy dispone de experiencia y de sistemas de información suficientemente desarrollados que permiten garantizar

la precisión de las estimaciones registradas por este concepto en el epígrafe de Importe neto de la cifra de negocios

del Estado del resultado consolidado y el cumplimiento de los requisitos establecidos en la normativa contable.

Históricamente, no se ha realizado ningún ajuste material correspondiente a los importes registrados como ingresos

no facturados y no se espera tenerlos en el futuro.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Determinadas magnitudes del sistema eléctrico y gasista, incluyendo las correspondientes a otras empresas que

permiten estimar la liquidación global del sistema que deberá materializarse en las correspondientes liquidaciones

definitivas, podría afectar a la determinación del importe correspondiente al déficit de las liquidaciones de las

actividades reguladas eléctricas y gasistas en España.

h. Determinación del plazo de arrendamiento (Nota 2.4.20.)

Para la determinación del plazo de arrendamiento, Naturgy considera todos los hechos y circunstancias relevantes

que crean un incentivo económico significativo al arrendatario para ejercer la opción de renovación o no ejercer la

opción de cancelación. Las opciones de renovación o terminación solo se incluyen en la determinación del plazo de

arrendamiento si es razonablemente cierto que el contrato va a extenderse o no va a cancelarse. En el caso de que

ocurra un evento significativo o un cambio significativo en las circunstancias que pudieran afectar a la determinación

del plazo, Naturgy revisa las valoraciones realizadas en la determinación del plazo de arrendamiento.

i. Estimación de ingresos de las instalaciones de generación de energía renovable en régimen retributivo

específico

De acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 413/2014 (RD 413/2014), las instalaciones de generación de

energía renovable en España reciben determinados incentivos (régimen retributivo específico). El RD 413/2014

establece que mediante orden ministerial se actualizarán determinados parámetros retributivos en cada semiperíodo

regulatorio.

En dicho RD 413/2014 se regula el procedimiento a seguir en el caso en el que los precios de una

cesta de precios de mercados eléctricos (contado y futuros), aplicándole diversos coeficientes de ponderación y de

apuntamiento real por tecnología correspondientes a los distintos semiperíodos de la vida útil regulatoria del activo

resultarán inferiores (ajustes positivos) o superiores (ajustes negativos) a los precios estimados por el regulador al

inicio del semiperíodo regulatorio y que fueron utilizados en la determinación de los incentivos a percibir por las

inversiones bajo el alcance de la normativa.

Para determinar el ajuste contable por las desviaciones en el precio de mercado en las instalaciones de Generación

Renovable sujetas al régimen retributivo específico, Naturgy, de acuerdo con su mejor estimación futura de los

precios de mercado de la energía, realiza la estimación del Valor Neto Actualizado (VNA), así como de la retribución a

la inversión a obtener en cada una de las instalaciones tipo (IT) en las que opera el Grupo en España en el recálculo de

parámetros retributivos del siguiente semiperíodo regulatorio.

Estas estimaciones, junto con el análisis de otros factores cualitativos, determinan si abandonar el régimen

retributivo no tendría consecuencias económicas significativamente más adversas que permanecer en el mismo y,

por tanto, no se aplica el tratamiento contable general y se reconoce sólo el activo en caso de generarse

desviaciones del mercado positivas. El importe por desviaciones negativas no reconocido por este motivo a 31 de

diciembre de 2025 y 31 de diciembre de 2024 asciende a 12 millones de euros y 17 millones de euros,

respectivamente.

La estimación de los precios futuros de mercado se basa en la senda de precios considerada entre las principales

hipótesis descritas en la Nota 4.

j. Riesgos e incertidumbres geopolíticas

Durante el ejercicio 2025, el entorno geopolítico ha continuado siendo una fuente relevante de incertidumbre, con

impactos potenciales en los mercados energéticos globales y en la actividad del Grupo. En particular, se destacan los

siguientes aspectos:

El conflicto bélico entre Ucrania y Rusia, iniciado en febrero de 2022, persiste sin señales claras de resolución a corto

plazo, manteniendo la tensión en los mercados energéticos internacionales y una volatilidad en los precios de las

materias primas. No obstante, en los últimos meses se ha observado una estabilidad relativa en los precios del gas,

favorecida por los elevados niveles de almacenamiento, la diversificación de las fuentes de suministro y una demanda

moderada.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El Consejo de la Unión Europea adoptó el 19º paquete de sanciones contra Rusia el 23 de octubre de 2025 que

incluye una prohibición desde el 1 de enero de 2027 de compra, importación o transferencia, directa o indirecta de

GNL originado en o exportado desde Rusia bajo contratos de duración superior a un año suscritos antes del 17 de

junio de 2025 (los contratos a corto plazo quedan prohibidos desde abril de 2026); su vigencia fue extendida el

pasado 22 de diciembre hasta el 31 de julio de 2026.

En paralelo, el Consejo y el Parlamento Europeo alcanzaron en diciembre de 2025 un acuerdo para la aprobación de

un Reglamento que establece la prohibición de las importaciones de gas natural ruso, tanto por gasoducto como en

forma de gas natural licuado (GNL). Esta normativa prevé la entrada en vigor de la prohibición de importación a la

Unión Europea en el caso de los contratos de GNL a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027 siempre que hubieran

sido suscritos antes del 17 de junio de 2025 y no modificados con posterioridad, y para los contratos de gas por

gasoducto a partir del 30 de septiembre de 2027, con un régimen transitorio para contratos existentes y requisitos

de autorización previa para garantizar su cumplimiento.

La Comisión Europea ha manifestado que la prohibición se considera un supuesto de fuerza mayor para las empresas

titulares de dichos contratos de largo plazo, de modo que el incumplimiento de los compromisos de recepción del gas

no generaría responsabilidad para el comprador.

Naturgy mantiene, como parte de su cartera de aprovisionamiento, un contrato de gas natural licuado a largo plazo

de origen ruso suscrito en 2013 con Yamal LNG, que incluye cláusulas take-or-pay hasta el año 2041 para un

volumen de 38 TWh anuales. Desde el inicio del conflicto, Naturgy ha recibido los volúmenes estrictamente

establecidos en el contrato. En el ejercicio 2025, el volumen suministrado bajo este contrato representó

aproximadamente el 16% del aprovisionamiento global del Grupo (16% en 2024).

A excepción de lo comentado anteriormente, Naturgy no tiene otros contratos de largo plazo eventualmente

afectados por las sanciones ya aprobadas y tampoco tiene participaciones en sociedades que operen en Rusia o

Bielorrusia o inversiones en estos países, ni saldos de efectivo u otros activos líquidos equivalentes indisponibles

como consecuencia de las medidas y sanciones mencionadas.

Adicionalmente, el contexto geopolítico global se ha visto afectado por crecientes fricciones comerciales, que han

provocado una volatilidad persistente en los precios de la energía y las materias primas, así como interrupciones en

las cadenas de suministro y cambios en los patrones comerciales internacionales. Estos factores pueden generar

riesgos adicionales sobre los costes operativos, la disponibilidad de equipos y materiales y los plazos de ejecución de

proyectos. Como medidas de mitigación, el Grupo mantiene contratos diversificados con múltiples proveedores y

área geográficas, gestión de inventarios estratégicos, planificación flexible de proyectos, uso de contratos con

cláusulas de contingencia, evaluación continua de riesgos logísticos y colaboración con operadores para asegurar

rutas alternativas, así como planes de contingencia para garantizar la continuidad de las operaciones.

Por otra parte, durante 2025 se ha mantenido un contexto de elevada tensión en Oriente Medio derivado del ataque

terrorista de octubre de 2023 y de la posterior escalada militar. En junio de 2025 las partes anunciaron un alto el

fuego que permitió la liberación de rehenes y prisioneros, así como la apertura parcial de corredores humanitarios. No

obstante, a 31 de diciembre de 2025 el entorno continúa siendo inestable: si bien el acuerdo de alto el fuego sigue

vigente, persisten incidentes aislados de violencia y un clima de tensión que mantiene elevada la prima de riesgo

geopolítico. Aunque las estimaciones actuales indican que este conflicto no tendrá un impacto significativo en el

suministro energético global, el Grupo continúa realizando un seguimiento estrecho de la situación.

Con fecha 31 de agosto de 2025 se hizo efectiva la finalización del contrato de los servicios de operación y

mantenimiento de los ciclos combinados de gas israelíes de Ramat Gavriel y Alan Tavor que Naturgy venía prestando

desde 2019 a través de sus filiales Spanish Israeli Operation and Maintenance Company Ltd. Al igual que en 2024,

durante el presente ejercicio esta sociedad registró un resultado bruto de explotación inferior a 1 millón de euros.

Durante los primeros días de enero de 2026 se produjo una intervención militar en Venezuela por parte de Estados

Unidos, que incluyó bombardeos en el norte del país y la captura del presidente de la república. Aunque estos eventos

generaron conmoción política y protestas en la región, tras un análisis preliminar no se han identificado riesgos ni

efectos significativos para las actividades de Naturgy, dado que el Grupo no opera infraestructuras ni mantiene

exposiciones en ese país.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Siendo este un escenario en constante evolución y resultando difícil predecir en qué medida y durante cuánto tiempo

seguirán afectando estos conflictos, Naturgy realiza un seguimiento constante de las variables macroeconómicas y

de negocio para disponer en tiempo real de la mejor estimación de los potenciales impactos, tomando también en

consideración las diversas recomendaciones de los órganos de supervisión nacionales y supranacionales en la

materia.

En relación con los riesgos de tipo de interés, precio de commodities, crédito y de liquidez, véase Nota 18.

k. Cambio climático y transición energética

Naturgy aspira a seguir siendo un actor clave en la transición energética hacia un modelo de economía circular y de

progresiva descarbonización, reduciendo la huella de carbono y los impactos ambientales negativos e integrando la

biodiversidad en la estrategia de negocio. Todo ello, considerando el avance de la tecnología y los marcos y acuerdos

internacionales y su implementación en las políticas energéticas y normativa aplicable en materia de medioambiente

en cada una de las geografías donde opera.

En coherencia con este propósito, Naturgy tiene un Plan de Transición Climática (PTC) donde se detallan las sendas

de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y los objetivos intermedios que se requieran según la

normativa aplicable, que permitan comprender los esfuerzos de mitigación que realiza la compañía.

Los objetivos de Naturgy de reducción de emisiones de GEI previstos para el año 2030 son los siguientes:

• Reducción de emisiones de Alcance 1 y 2 de un 36% respecto al año 2022 (año base del PTC), estando alineado

con la senda de reducción del calentamiento global a 1,5ºC.

• Reducción de las emisiones de Alcance 3 en España del 22% frente a 2022. Este objetivo esta alineado con la

senda de reducción “Well Below 2 Degrees” (WB2D). Si se consideran las emisiones del resto de países, la

reducción de Alcance 3 se prevé en un 8%, también con respecto al año 2022.

En 2025, la reducción respecto a 2022 ha sido de un 12% para las emisiones de Alcance 1 y 2 y de un 15% para las

emisiones totales de Alcance 3. En comparación con 2024, la disminución se ha visto condicionada por el incremento

en la producción de las plantas de ciclo combinado de gas, requerida para garantizar la seguridad del suministro,

especialmente en España a raíz de la operación reforzada por el apagón general ocurrido el 28 de abril de 2025.

Para alcanzar los objetivos establecidos en el PTC, Naturgy continuará promoviendo y liderando un modelo de

negocio y un plan de inversiones completamente alineados con el trilema energético: la seguridad de suministro, la

accesibilidad y asequibilidad de la energía y la mitigación del impacto ambiental.

El Plan Estratégico de Naturgy 2025-2027, contempla seguir invirtiendo en la transición energética, destinando las

principales inversiones a generación renovable, redes eléctricas y gases renovables. Además, se prevé continuar

desarrollando soluciones energéticas que promuevan la eficiencia a un coste competitivo para los clientes.

En este sentido, las principales líneas de acción del PTC contempladas en el Plan Estratégico 2025-2027 emanan de

un modelo de negocio integrado de electricidad y gas que promueve la descarbonización de la energía a través de la

neutralidad tecnológica y al menor coste posible para los consumidores, concretamente:

• Promover las energías renovables solar y eólica en la generación de electricidad junto con el crecimiento

necesario de las redes eléctricas y con la energía de respaldo que aportan los ciclos combinados de gas natural.

• Desarrollar los gases renovables como palanca para la descarbonización del gas natural a través del biometano

producido a partir de residuos orgánicos y, a medio/largo plazo, del hidrógeno verde generado con excedentes

de electricidad renovable. Con ello, se promueve la descarbonización al menor coste posible para el consumidor

y la economía circular con el uso de los residuos o excedentes.

• Ofrecer productos y servicios ecoeficientes y neutros en carbono a precios competitivos a nuestros clientes.

• Mayor electrificación de la demanda final en aquellos usos donde sea más eficiente.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El PTC de Naturgy contribuirá al objetivo futuro de transformación del mix energético contemplado en el Plan

Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para el periodo 2023-2030, aprobado por el Consejo de Ministros del

gobierno de España el 24 de septiembre de 2024, alineado también con el objetivo europeo de neutralidad climática

en 2050 en la Unión Europea (UE). Para el resto de los países en los que se opera, se han tenido en cuenta los planes

nacionales publicados y las sendas de reducción de GEI de la Agencia Internacional de la Energía en el escenario “Net

Zero Roadmap”.

La información sobre el PTC, la estrategia de descarbonización del Grupo y los objetivos de reducción de emisiones

de GEI se desglosan en el capítulo “E1- Cambio climático” del Estado de Información no Financiera Consolidado e

Información sobre Sostenibilidad del Grupo del ejercicio 2025, que se prepara siguiendo las recomendaciones del

Task Force on Climate-Related Financial Disclosures (TCFD) a las que Naturgy se ha adherido y ha ido adoptando

desde su publicación en 2017. A finales de 2023, el TCFD anunció que se disolvía como grupo de trabajo, y el Consejo

de Normas Internacionales de Sostenibilidad (ISSB por sus siglas en inglés) ha asumido las responsabilidades de

seguimiento del TCFD a partir de 2024.

El 26 de febrero de 2025, la Comisión Europea presentó el paquete Ómnibus I, destinado a simplificar el marco

regulatorio aplicable al reporting en materia de sostenibilidad. Durante el ejercicio se han aprobado diversas normas

vinculadas a este paquete, que se han considerado en la elaboración del presente informe, sin introducir cambios

sustanciales. Por el momento, la Directiva sobre Informes de Sostenibilidad Corporativa (CSRD), aprobada en 2022 y

aún pendiente de transposición en España, así como las Normas Europeas de Información sobre Sostenibilidad (NEIS)

aprobadas mediante el Acto Delegado (UE) 2023/2772, mantienen su contenido prácticamente inalterado. En este

contexto, Naturgy ha seguido la recomendación emitida el 19 de noviembre de 2025 por la CNMV, en coordinación

con el ICAC, elaborando su informe de sostenibilidad conforme a las NEIS vigentes y a la Ley 11/2018 de información

no financiera y diversidad. Esta actuación garantiza la comparabilidad y consistencia de la información divulgada con

la del resto de emisores de la Unión Europea.

Adicionalmente, se ha tenido en cuenta lo requerido en el Real Decreto 214/2025 de 18 de marzo que establece la

creación de un registro de huella de carbono y la obligación de calcular y publicar planes de reducción de emisiones

de gases de efecto invernadero para ciertas organizaciones en España.

Estas Cuentas anuales consolidadas se han elaborado considerando los compromisos de descarbonización adquiridos

por Naturgy, así como los riesgos e incertidumbres relacionados con el cambio climático y la descarbonización de la

economía. En su preparación se ha considerado lo establecido en la publicación del IASB “Efectos de los asuntos

relacionados con el clima en los estados financieros” (actualizado en julio de 2023) sobre el impacto del cambio

climático en la aplicación de las NIIF en la información financiera y las directrices establecidas en el estándar de

cambio climático “NEIS E1. Cambio climático”, que desarrolla el marco de información en sostenibilidad corporativa

definido por la CSRD en esta materia. Por último, también se han tenido en cuenta las recomendaciones emitidas por

The European Securities and Markets Authority (ESMA) comunicadas hasta la fecha.

A continuación, se describen las principales estimaciones y juicios contables realizados por la dirección y

administradores de Naturgy para la elaboración de las Cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2025 relacionados

con los efectos previstos por el cambio climático y la transición energética.

1. Recuperabilidad de los activos no financieros

Tal y como se detalla en la Nota 2.4.6., el valor de los activos no financieros se analiza, para determinar las posibles

pérdidas por deterioro, siempre que algún suceso o cambio en las circunstancias indique que el valor neto contable

puede no ser recuperable. Adicionalmente, con independencia de la existencia de cualquier indicio de deterioro, se

revisa, al menos anualmente, para los fondos de comercio y los inmovilizados intangibles que, o bien no están en

explotación, o tienen vida indefinida. Las proyecciones de flujos de caja utilizadas en los test de deterioro de los

activos no financieros se han basado en la mejor información prospectiva disponible y recogen los planes de inversión

existentes en cada Unidad Generadora de Efectivo (UGE) destinados a mantener la capacidad operativa de los

activos. Dichas proyecciones responden a la estrategia de Naturgy que tiene en consideración el rango de

condiciones económicas que pueden existir en el futuro previsible en relación con el cambio climático y la transición

energética. Asimismo, tienen en cuenta el efecto esperado en los precios de mercado de electricidad mayorista y

minorista derivado de la entrada en operación de nuevas instalaciones de generación renovable y la evolución que

puedan tener los precios del gas, el petróleo y los derechos de emisión, así como la demanda prevista.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

En España, las instalaciones de generación térmica de electricidad de Naturgy continúan reguladas por la Directiva

2003/87/CE que establece el Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea (EU ETS). Esta

Directiva ha sido objeto de múltiples revisiones, incluida la reforma aprobada en 2023 mediante las Directivas (UE)

2023/958 y 2023/959, para reforzar la ambición climática dentro de la Fase IV (2021‑2030). Estas modificaciones

alinean el sistema con los objetivos del paquete Fit for 55, en consonancia con el Acuerdo de París, estableciendo

para los sectores cubiertos por el EU ETS una reducción del 62% de las emisiones en 2030 respecto a 2005,

contribuyendo así al objetivo global de la UE de reducir las emisiones netas en al menos un 55% respecto a 1990

para esa misma fecha. Asimismo, a partir del 1 de enero de 2024, el ámbito de aplicación del EU ETS se ha ampliado

para incluir las emisiones procedentes de las actividades de transporte marítimo, aplicable a buques cuyo puerto de

carga y/o descarga esté ubicado en países de la UE/EEE, con una implantación progresiva hasta 2027 (véase Anexo

IV, Marco Regulatorio, apartado 2.3.3).

Naturgy realiza una gestión integral de la cartera para la adquisición de los derechos de emisión equivalentes a las

emisiones verificadas de sus instalaciones de ciclos combinados y cogeneraciones y de su actividad de transporte

marítimo. Para dicho aprovisionamiento, Naturgy participa activamente tanto en el mercado primario, a través de las

subastas, como en el secundario. Estas emisiones corresponden principalmente a las centrales de ciclo combinado de

gas de España y al GNL empleado por los buques, en menor medida, y representaron el 91,1% de las emisiones

directas (alcance 1) de Naturgy en España en 2025.

En México, los test de deterioro relativos a los ciclos combinados consideran la entrega de derechos de emisión

equivalentes a las toneladas de CO2 emitidas. En línea con el Programa de Prueba del Sistema de Comercio de

Emisiones, actualmente vigente, hasta el año 2026 se contempla que la asignación de derechos gratuitos cubre las

emisiones previstas de acuerdo con las proyecciones de producción. A partir de 2027, si bien a la fecha no han sido

definidos los criterios de asignación gratuita de derechos ni la senda de reducción de emisiones que será requerida, se

prevé que las emisiones generadas serán cubiertas por la asignación gratuita y cuando esta última no sea suficiente o

bien, dicha asignación desaparezca, los costes de CO2 serán trasladados al precio de venta como un coste de

operación más de forma similar a lo ocurrido en su momento en el mercado europeo.

A 31 de diciembre de 2025, las instalaciones de cogeneración tienen un carácter residual dentro de la cartera de

generación de Naturgy, representando aproximadamente un 0,3% de la potencia instalada y con un valor neto

contable de 22 millones de euros.

Los precios de CO2 considerados en el test de deterioro se detallan en la nota 4. Adicionalmente, otra información

relevante sobre los costes de derechos de emisión en 2025 y 2024 se desglosa en la Nota 16 Provisiones.

En los casos de las proyecciones de flujos utilizadas para los test de deterioro que presentan valores terminales,

estos fueron calculados teniendo en cuenta una tasa de crecimiento a largo plazo alineada con la evolución futura de

la demanda que Naturgy cuantifica mediante la utilización de sus modelos energéticos, siendo consistente con las

expectativas actuales sobre la transición hacia una economía baja en carbono y con la consideración de los riesgos

físicos y de transición asociados al cambio climático.

Se han considerado niveles de hidraulicidad, eolicidad y generación fotovoltaica de los activos renovables de Naturgy

asociados a la proyección de condiciones meteorológicas subyacentes (temperatura, precipitación, velocidad del

viento y potencia solar).

Se han estimado los costes de desmantelamiento de las centrales de ciclo combinado y de generación renovable de

acuerdo con el objetivo a largo plazo.

La estimación de los flujos de caja para el valor en uso de cada una de las UGEs, tal y como requiere la normativa

contable, tiene en cuenta el estado actual de los activos, por lo que no incluyen inversiones futuras por cambios

tecnológicos o aquellas inversiones previstas en la transición energética en relación con las cuales no existen

actualmente activos.

Las tasas utilizadas para el descuento de flujos contemplan todos los factores relevantes que afectan a la percepción

de riesgo, incluyendo aquellos asociados a la transición energética y a los riesgos físicos por efecto del cambio

climático. El coste del capital considerado en cada una de las tasas utilizadas incorpora implícitamente las

expectativas de los mercados sobre el acceso y los costes de financiación, siempre que estos riesgos sean relevantes

para el sector y el contexto específico del activo.

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Tal como se indica en la Nota 4, la actualización del test de deterioro de los activos no financieros no ha implicado el

registro de deterioros adicionales en el ejercicio porque se haya puesto de manifiesto que el valor recuperable de las

UGEs está por debajo del valor neto contable, por las expectativas de materialización de algún riesgo relacionado con

el cambio climático o la transición energética.

Naturgy seguirá actualizando sus planes operativos y las perspectivas de precios para tener en cuenta los cambios

en el entorno económico y el ritmo de la transición energética.

2. Principales activos del Grupo sujetos a riesgo del cambio climático y transición energética:

Naturgy revisa de forma continua si las incertidumbres derivadas del cambio climático requieren modificaciones en la

estructura de segmentos operativos reportados (véase Nota 3). Tras dicho análisis, la estructura se ha mantenido sin

cambios respecto al ejercicio anterior.

a. Centrales térmicas de carbón

Tras el cierre de todas las centrales de carbón de Naturgy en el primer semestre de 2020, el Grupo no ha vuelto a

generar electricidad con carbón. Estas instalaciones están totalmente amortizadas/provisionadas al 31 de diciembre

de 2025. Durante el ejercicio, se ha continuado avanzando en su desmantelamiento, quedando únicamente

pendiente la obtención del acta de desmantelamiento de dos centrales, cuya emisión se prevé para la primera parte

del ejercicio 2026.

b. Centrales de ciclos combinados de gas

Las centrales de ciclo combinado de gas del Grupo (en España y México) representan actualmente la tecnología de

generación disponible más ecoeficiente para dar el respaldo necesario a las energías renovables y permitir su amplia

penetración, al mismo tiempo que garantizan la seguridad de suministro, ambos aspectos clave para la transición

energética.

En España, es importante considerar que toda la capacidad instalada de estas centrales está incluida en el PNIEC,

aprobado para el período 2023-2030, que está alineado con el objetivo europeo de conseguir la neutralidad climática

en 2050. Estas instalaciones son un elemento fundamental para asegurar el crecimiento de las energías renovables

en el sistema eléctrico nacional, ya que son el respaldo para mantener el suministro eléctrico ante situaciones de

falta de viento, sol o agua. En línea con esto, en el mes de diciembre de 2024 fue sometido a consulta pública el

Proyecto de Orden del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico que propone la creación de un

mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español. A 31 de diciembre de 2025, este proyecto

continúa sin aprobarse (Ver Anexo IV. Marco regulatorio. 2.2.4.1).

Al 31 de diciembre de 2025, el valor neto contable del inmovilizado de estos activos es de 1.739 millones de euros,

de los que 974 millones de euros corresponden a ciclos combinados en España. El valor neto contable del parque de

generación de ciclos combinados en España se estima para los años 2030, 2040 y 2050, en 636, 289 y 0 millones de

euros, respectivamente. Por otra parte, el valor neto contable, sin considerar el fondo de comercio (Nota 5) de los

ciclos combinados en México se estima para los años 2030, 2040 y 2050 en 530, 210 y 0 millones de euros,

respectivamente.

Una evolución de la electricidad producida por debajo de las hipótesis utilizadas por Naturgy e indicadas en la Nota 4,

podría repercutir en la recuperabilidad del valor neto contable de estos activos reconocidos en el Estado de situación

financiera consolidado a 31 de diciembre de 2025. Véase análisis de sensibilidad en la nota 4 de la Memoria

consolidada.

c. Centrales Nucleares

Naturgy participa en España, junto a otros grupos energéticos, en las centrales nucleares de Almaraz y Trillo. Al 31 de

diciembre de 2025, el valor neto contable del inmovilizado de estos activos es de 207 millones de euros.

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Naturgy considera el Protocolo de Desmantelamiento acordado en 2019 con la Empresa Nacional de Residuos

Radioactivos (Enresa), que establece un cronograma progresivo para el cierre de todas las centrales nucleares, en

línea con la transición energética hacia fuentes renovables y el objetivo de descarbonización para 2050. Este

protocolo también ha sido contemplado en el PNIEC en lo que respecta a lo previsto hasta el año 2030. A 31 de

diciembre de 2025, no se ha producido ninguna resolución oficial por parte del Gobierno de España en relación con

una posible revisión o ampliación del calendario del cierre de las centrales nucleares. Véase punto 2.2.4.1.2. del

Anexo IV de Marco Regulatorio.

d. Centrales hidráulicas

Al 31 de diciembre de 2025, el valor neto contable del inmovilizado de estos activos en España es de 879 millones de

euros. El valor recuperable de estos activos podría verse afectado ante una potencial reducción futura de la

hidraulicidad, mayor de la prevista, derivada del cambio climático, especialmente en las centrales fluyentes. Entre las

hipótesis utilizadas para el análisis de deterioro de la UGE de Generación de electricidad hidráulica, se considera la

evolución de la hidraulicidad, y su impacto en los caudales hidrográficos y, por tanto, en la producción.

e. Activos del negocio Renovable

Al 31 de diciembre de 2025, el valor neto contable del inmovilizado de estos activos (sin incluir las centrales

hidráulicas detalladas en el apartado anterior) es de 7.343 millones de euros, de los que 4.779 millones de euros

corresponden a activos en España. El principal riesgo percibido para estos activos, aunque altamente improbable, es

la potencial evolución negativa a futuro del recurso solar y eólico, que son las variables clave en el resultado

económico de esta línea de actividad. También pueden producirse recortes de los marcos retributivos de las energías

renovables y la bajada de precios en mercados mayoristas marginalistas por aumento de producción renovable con

reducido coste variable. En los test de deterioro del ejercicio 2025 no se han considerado modificaciones en el

funcionamiento del mercado mayorista aún no aprobadas y se han considerado las previsiones de recurso solar y

eólico.

f. Activos de transporte y distribución de electricidad y gas

Al 31 de diciembre de 2025 el valor neto contable del inmovilizado de estos activos es de 13.868 millones de euros.

Del importe total, 5.678 millones de euros corresponden a activos de transporte y distribución de gas y 8.190

millones de euros a transporte y distribución de electricidad. Por países, en España, 2.422 millones de euros

corresponden a la actividad de gas y 6.705 millones de euros corresponden a la actividad de electricidad, 299

millones de euros en Argentina corresponden principalmente a la actividad de gas y en el resto de los países en

Latinoamérica, 609 millones de euros en Brasil, 1.654 millones de euros en Chile y 731 millones de euros en México

corresponden a la actividad de gas y 1.448 millones de euros en Panamá corresponden a la actividad de electricidad.

Estos activos regulados son esenciales para garantizar un suministro confiable y posibilitar la transición hacia fuentes

de generación renovable, al tiempo que han demostrado una alta resiliencia frente a los desafíos técnicos y

climáticos. Los aumentos de temperatura y una mayor frecuencia de eventos climáticos extremos podrían implicar

mayores pérdidas técnicas (ver la evaluación de dichos riesgos en el apartado E1-9 del Estado de Información no

Financiera Consolidado e Información sobre Sostenibilidad), deterioro de los niveles de calidad de servicio, un

aumento de los costes de operación y mantenimiento y de las inversiones anuales, si bien en magnitudes que

entendemos deberían ser incluidas en las revisiones tarifarias plurianuales de estos negocios regulados. Los planes de

inversión y de respuesta ya en vigor, la experiencia acumulada y el diseño de las redes (mallado y soterramiento de

líneas) actuarían como medidas mitigantes. Un potencial desarrollo masivo de la generación distribuida se vería

parcialmente compensado por la creciente electrificación de la economía (por ejemplo, el coche eléctrico) y las

inversiones en redes inteligentes.

La planificación de Naturgy para los próximos años contempla en España la convivencia de una demanda del gas

natural con la del biometano, previendo su distribución a través de las infraestructuras actuales del Grupo. Se estima

que el transporte de biometano no requiera de inversiones significativas para la adecuación de las redes actuales. En

el caso del hidrógeno, su distribución continua bajo estudio, previendo que el nivel de inversión dependerá del

porcentaje de blending que, junto con la regulación, determinará la viabilidad del uso de la infraestructura actual,

estimando que para vehicular porcentajes bajos de hidrógeno no será necesario la realización de inversiones

relevantes para adecuar la red actual, según los análisis realizados.

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Para los activos de transporte y distribución de gas en Argentina, Brasil, Chile y México, se prevé la misma estrategia

aplicada para España, aunque con una implantación más lenta y siempre acorde con las políticas energéticas de cada

país.

g. Comercialización

La UGE del negocio de Comercialización tiene unos activos operativos netos, sin considerar el fondo de comercio, al

31 de diciembre de 2025 de 179 millones de euros. El impacto del cambio climático y transición energética sobre el

negocio comercial se considera de carácter menor, pues la menor demanda de gas natural podría verse

contrarrestada por el mayor crecimiento que previsiblemente supondrá la electrificación de la economía y la

comercialización de gases renovables.

En términos de riesgos de transición, el posicionamiento actual de Grupo, como consecuencia de su foco inversor en

energías renovables y redes, lo coloca en una situación favorable para afrontar dichos riesgos. El Grupo considera que

las oportunidades que se derivan de la descarbonización de la economía global (crecimiento en renovables,

inversiones en redes inteligentes integradoras, electrificación de la demanda, biometano, hidrógeno verde, entre

otros) son superiores a los riesgos.

3. Vidas útiles de los activos no financieros

La transición energética y el ritmo al que esta progrese puede impactar en la vida útil restante de los activos. No

obstante, Naturgy revisa la vida útil de sus activos, como mínimo, al término de cada periodo anual.

La determinación de las vidas útiles de los activos no financieros requiere de estimaciones respecto al nivel de

utilización de los activos, la evolución tecnológica esperada y la existencia de límites legales o cualquier otra

restricción a su uso que pudiera preverse. Sobre la base de las hipótesis consideradas en relación con los activos de

Naturgy, en el año 2025, no ha sido necesario reestimar la vida útil de los activos como consecuencia de potenciales

impactos, directos o indirectos, derivados del cambio climático, incluso para el caso particular de las infraestructuras

de transporte y distribución de gas, considerando la utilización prevista, a corto y medio plazo, de gases renovables.

En la determinación de las vidas útiles (Nota 2.4.4) de los activos en España se consideran los objetivos del PNIEC y

los compromisos asumidos en el PTC, el protocolo firmado con Enresa en el caso específico de las instalaciones

nucleares y los plazos de las concesiones administrativas en el caso de las centrales hidráulicas. Para los activos de

Redes de Distribución de Gas y Electricidad se ha tenido en cuenta la regulación de cada país, así como los plazos de

las concesiones.

Como se indica en el apartado anterior, en el periodo que transcurrirá hasta 2030, los ciclos combinados de gas

amortizarán un porcentaje muy relevante de su valor neto contable a 31 de diciembre de 2025, previéndose para el

año 2050 que estén totalmente amortizados.

4. Provisiones por desmantelamiento

La transición energética y el ritmo al que esta progrese puede adelantar también el desmantelamiento de los ciclos

combinados de gas. Se espera que la mayoría de los ciclos combinados que Naturgy posee en España comiencen a

desmantelarse en el periodo 2042-2046 al llegar al final de su vida útil. En el caso de México, las vidas útiles de las

centrales irán finalizando entre los años 2041 y 2043, a excepción de la última instalación puesta en servicio cuya

finalización será en 2050 y se ha considerado el desmantelamiento de las mismas a la finalización de su vida útil. No

obstante, a la fecha no existe en México un plan nacional que contemple el cierre de estas instalaciones.

Las centrales hidráulicas están sujetas al régimen de concesión administrativa temporal. A la terminación de los

plazos establecidos para las concesiones administrativas, las instalaciones han de revertir al Estado en condiciones

de buen uso, lo que se consigue gracias a los programas de mantenimiento. Por tanto, no requieren del registro de

provisiones por desmantelamiento a excepción de los casos en los que, al extinguirse la concesión, su mantenimiento

resulte contrario al interés público o bien, la continuidad del aprovechamiento sea inviable. Para estas excepciones,

Naturgy tiene registrado provisiones de desmantelamiento, que en todo caso representan una proporción menor del

total de este tipo de activos.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Además del calendario de las actividades de desmantelamiento, Naturgy también ha tenido en cuenta la tasa de

descuento en consonancia con la vida útil media restante de dichos activos.

Las estimaciones de los costes de desmantelamiento se basan en el entorno regulatorio y externo conocido a la

fecha actual.

5. Contratos de aprovisionamientos de gas

Naturgy mantiene contratos de aprovisionamiento de gas natural a largo plazo que garantizan la seguridad de

suministro y la estabilidad de precios, aspectos esenciales para la transición energética. Estos contratos se han

evaluado en el contexto de la estrategia de descarbonización del Grupo, considerando que el gas natural continúa

siendo una tecnología de respaldo necesaria para la integración masiva de energías renovables en el sistema

eléctrico. Asimismo, Naturgy analiza de forma continua la evolución regulatoria y de mercado en todas las geografías

donde opera para asegurar que dichos contratos sean compatibles con los objetivos de reducción de emisiones y con

la progresiva incorporación de gases renovables, como el biometano y el hidrógeno verde, en la cartera de

aprovisionamiento.

6. Recuperabilidad de los activos por impuesto diferidos

Se espera que existan suficientes beneficios imponibles dentro del periodo de planificación para garantizar la

recuperación de los activos por impuestos diferidos reconocidos contablemente a 31 de diciembre de 2025. La

estimación de la recuperabilidad de estos activos se ha realizado con los mismos juicios e hipótesis que los utilizados

para el cálculo del valor recuperable de los activos no financieros.

7. Regulación

El Acuerdo de París ha tenido un impacto muy relevante en el desarrollo de nuevas políticas climáticas y en la

aprobación de nueva normativa. Concretamente, la UE ha aprobado diferentes regulaciones en esta materia, tras

haber asumido el objetivo vinculante de neutralidad climática a 2050 en la Legislación Europea sobre el Clima en

2021, bajo el paraguas del Pacto Verde Europeo de 2019, que constituye la nueva estrategia de crecimiento de la

UE. España también ha emitido diferentes regulaciones sobre este asunto, destaca la Ley 7/2021 de Cambio

Climático y transición energética, por lo que la regulación en esta materia se encuentra en constante evolución y

podría tener efectos negativos y presentar oportunidades para las actividades del Grupo.

En relación con el resto de países donde Naturgy opera, se siguen las políticas energéticas y la regulación en materia

de cambio climático, si bien la regulación de la UE es, con diferencia, la más desarrollada.

8. Distribución de dividendos

No se espera que los riesgos de cambio climático pudieran afectar la capacidad de pago de dividendos a los

accionistas debido a la fuerte generación de caja y existencia de reservas.

En el caso de los negocios regulados, un escenario en el que sigan dándose las condiciones para mantener el ritmo

actual de inversiones es compatible con los niveles de dividendos observados a la fecha. Sin embargo, en el caso de

los negocios liberalizados resulta difícil hacer una declaración prospectiva sobre la capacidad futura de pago de

dividendos debido a riesgos e incertidumbres desconocidos que podrían hacer que los resultados, el rendimiento o los

acontecimientos reales difirieran sustancialmente de los contemplados en las proyecciones del Grupo.

9. Riesgos físicos

Naturgy reconoce la necesidad de mantener un análisis continuo que permita una evaluación exhaustiva de la

resiliencia climática de todos sus activos, al mismo tiempo que sigue supervisando esta cuestión para garantizar que

sus operaciones sean seguras y que las instalaciones del Grupo puedan seguir operándose en condiciones climáticas

extremas. En este sentido, Naturgy evalúa de forma continua los riesgos físicos para cada activo (ver la evaluación de

dichos riesgos en el apartado “E1-9 del Estado de Información no Financiera Consolidado e Información sobre

Sostenibilidad”).

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El diseño y la construcción de los activos de Naturgy contempla la mitigación de los riesgos físicos, relacionados o no

con el cambio climático, y los costes asociados se incluyen en el reconocimiento inicial de los activos del Estado de

situación financiera consolidado. Adicionalmente, la compañía incorpora medidas de adaptación a los riesgos físicos

del cambio climático, en línea con la Taxonomía Europea, para reducir la vulnerabilidad y fortalecer la resiliencia de

sus instalaciones existentes.

En los últimos años, no se han registrado eventos climáticos que hayan causado consecuencias relevantes en las

operaciones ni daños económicos significativos, salvo:

• En octubre de 2024 se produjo una dana con lluvias extremas e inundaciones significativas que afectó a la

Comunidad Valenciana en España, especialmente a las redes de distribución de gas que fueron los activos más

expuestos.

• Durante gran parte del verano de 2025 se produjo una ola histórica de incendios forestales que arrasaron zonas

de Galicia, León y Zamora en áreas donde Naturgy dispone de redes eléctricas e instalaciones de generación

renovable, lo que obligó a cortes preventivos, aislamiento de tramos y reconfiguración en tiempo real de la red

para mantener el suministro, siendo necesario también desenergizar instalaciones, sectorizar activos y bloquear

equipos clave, incluidas centrales hidroeléctricas en Lugo y parques eólicos en León y Zamora, para garantizar la

seguridad y evitar la propagación de las llamas.

En ambos casos, no hubo consecuencias relevantes en la operación ni daños físicos en los activos del Grupo ubicados

en la zona, lo que puso de manifiesto la resiliencia de las instalaciones y la efectividad de las medidas de mitigación y

adaptación a los riesgos físicos climáticos, por lo que estos sucesos no implicaron ninguna reevaluación de los riesgos

físicos en los test de deterioro de los activos del Grupo. Tampoco requirieron la realización de cambios en lo relativo a

la política de adaptación al cambio climático y de la evaluación del riesgo asociado a lluvias extremas, inundaciones e

incendios.

A largo plazo, se espera que la cartera de negocios de Naturgy evolucione con la transición energética, teniendo en

cuenta en todo momento el equilibrio del trilema energético: la seguridad del suministro, la accesibilidad y

asequibilidad de la energía y la mitigación del impacto ambiental. La toma de decisiones sobre la futura cartera de

negocios estará guiada por el ritmo de progreso de la sociedad a medida que vaya avanzando hacia el cumplimiento

de los objetivos de reducción de emisiones. Situar el sistema energético en la senda de las emisiones netas cero

requerirá una acción coordinada sin precedentes entre los proveedores de energía, los consumidores y, sobre todo,

las administraciones gubernamentales.

Nota 3. Información financiera por segmentos operativos

La estructura de segmentos operativos de Naturgy está alineada y es coherente con el modelo de reporting al

Consejo de Administración de Naturgy, encargado de revisar regularmente los resultados de los segmentos dentro

del proceso de toma de decisiones operativas de la entidad para decidir sobre los recursos que deben asignarse a

cada uno de ellos y evaluar su rendimiento.

La identificación y agregación de los segmentos operativos se realiza considerando factores materiales, tales como la

similitud de las características económicas, la naturaleza de los productos y servicios, los procesos operativos, los

tipos de clientes, los métodos de distribución y el entorno regulatorio. Sobre esta base, únicamente se agregan

aquellos segmentos que presentan características relevantes sustancialmente similares y un perfil de rendimiento

comparable a largo plazo, lo que justifica su presentación conjunta.

Durante el ejercicio 2025, el Grupo ha revisado la estructura de segmentos operativos considerando las condiciones

geopolíticas y climáticas existentes. Esta revisión no ha puesto de manifiesto la necesidad de modificar los criterios

de identificación o agregación aplicados.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

A 31 de diciembre de 2025, los segmentos operativos se encuentran agrupados en dos grandes bloques, Redes de

Distribución y Mercados de Energía:

• Redes de Distribución: agrupa los segmentos de negocios dedicados a la gestión de infraestructuras reguladas

de distribución y transporte de gas y electricidad. La definición de cada segmento operativo de esta agrupación

se ha realizado considerando principalmente el área geográfica (país), la naturaleza de la actividad, el entorno

regulatorio, el tipo de cliente y la homogeneidad de los procesos operativos.

– Gas España: engloba el negocio regulado de distribución de gas en España.

– Gas México: engloba el negocio regulado de distribución y comercialización de gas en México.

– Gas Brasil: engloba el negocio regulado de distribución y comercialización de gas en Brasil.

– Gas Argentina: engloba el negocio regulado de distribución y comercialización de gas en Argentina.

– Gas Chile: engloba el negocio regulado de distribución y comercialización de gas en Chile.

– Electricidad España: engloba el negocio regulado de distribución de electricidad en España.

– Electricidad Panamá: engloba el negocio regulado de distribución y comercialización de electricidad en

Panamá.

– Electricidad Argentina: engloba el negocio regulado de distribución y comercialización de electricidad en

Argentina.

Dentro de este bloque, también se integra un holding que desarrolla actividades transversales vinculadas

directamente con los negocios de esta agrupación.

• Mercados de Energía: integra los segmentos de negocios liberalizados con el siguiente detalle:

– Gestión de la Energía: este segmento agrupa actividades caracterizadas por operar en mercados

liberalizados:

• la comercialización del gas natural licuado, así como la actividad de transporte marítimo;

• la gestión del aprovisionamiento y resto de infraestructuras de gas y la comercialización a grandes

consumos intensivos en energía; y

• la gestión del gasoducto de Medgaz, consolidada por el método de participación.

La agrupación responde a la similitud en los riesgos y retornos asociados a la exposición a precios de

mercado, la gestión activa de contratos y la orientación a grandes consumidores y operadores energéticos,

así como a la integración de la cadena de valor del gas en un entorno competitivo.

– Generación Térmica: estos segmentos se definen principalmente en función del área geográfica (España y

Latinoamérica), la tecnología utilizada (generación convencional mediante combustibles fósiles, nuclear y

ciclos combinados) y el entorno regulatorio específico de cada país. Se consideran también los procesos

operativos y la gestión centralizada de los activos en cada área geográfica, lo que permite reflejar

adecuadamente los riesgos, retornos y particularidades de cada mercado.

• España: incluye la gestión del parque de generación térmica convencional (aquella que utiliza

combustibles para la generación de calor y que no tiene un régimen especial) en el ámbito de España

(nuclear y ciclos combinados de gas).

• Latinoamérica: incluye la gestión del parque de generación térmica convencional en México, República

Dominicana y Puerto Rico, este último integrado por el método de participación a través de la sociedad

EcoEléctrica LP.

– Generación Renovable: estos segmentos se delimitan atendiendo al área geográfica (España, Estados

Unidos, Latinoamérica y Australia), la tecnología empleada (eólica, solar, minihidráulica, cogeneración e

hidráulica), el marco regulatorio y el grado de desarrollo de los proyectos en cada región. Esta segmentación

permite reflejar las diferencias en el entorno competitivo, los incentivos regulatorios y las oportunidades de

crecimiento en cada mercado.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

• España: incluye la gestión del parque y los proyectos de generación de fuentes de energía eólica,

minihidráulica, solar y cogeneración, incorporando adicionalmente la generación de electricidad

hidráulica, situados en España, así como el porfolio de desarrollo en el resto de los países de Europa.

• Estados Unidos: incluye la gestión del parque y los proyectos de generación fotovoltaica que se

desarrollan en Estados Unidos.

• Latinoamérica incluye la gestión del parque y los proyectos de generación de electricidad renovable

situados en Latinoamérica (Brasil, Chile, Costa Rica, México y Panamá).

• Australia: incluye la gestión del parque y los proyectos de generación de electricidad renovable en

Australia.

– Gases Renovables: recoge la gestión de los proyectos de gases renovables, principalmente biometano e

hidrógeno verde. La definición del segmento responde a la naturaleza innovadora de las actividades, el

marco regulatorio específico y el enfoque estratégico en el desarrollo de nuevas soluciones energéticas

sostenibles.

– Comercialización: este segmento se define en función del objetivo de la actividad principal que consiste en

la gestión del modelo comercial a clientes finales para gas, electricidad y servicios. Se consideran factores

como el tipo de cliente (residencial, industrial y comercial), la diversificación de productos y servicios, la

integración de nuevas tecnologías y el desarrollo de la marca en España.

También se incluye un holding que desarrolla actividades transversales vinculadas directamente con los

negocios de esta agrupación.

• Resto: incluye básicamente los gastos de funcionamiento de la Corporación, así como otras actividades

menores y residuales.

Los resultados e inversiones por segmentos para los períodos de referencia son los siguientes:

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Información financiera por segmentos – Estado del resultado


2025	Redes de Distribución										Mercados de Energía											Resto	Eli.	Total
	Gas España	Gas México	Gas Brasil	Gas Argentina	Gas Chile	Elec. España	Elec. Panamá	Elec. Argentina	Holding y Eli.	Total	Gestión de la Energía	Gen Térmica		Generación Renovable				Gases Renova bles	Comer.	Holding y Eli.	Total
												España	LatAm	España	Estados Unidos	LatAm	Australia
												España	LatAm	España	Estados Unidos	LatAm	Australia
INCN consolidado	919	798	1.046	598	777	881	975	172	—	6.166	4.316	1.496	780	150	25	157	102	42	6.221	—	13.289	—	—	19.455
INCN entre segmentos	73	—	(1)	—	—	30	—	—	—	102	1.949	1.141	—	615	—	8	1	1	942	(3.902)	755	—	(857)	—
INCN	992	798	1.045	598	777	911	975	172	—	6.268	6.265	2.637	780	765	25	165	103	43	7.163	(3.902)	14.044	—	(857)	19.455
Aprovisionamientos	(94)	(495)	(668)	(320)	(399)	—	(704)	(98)		(2.778)	(5.369)	(1.606)	(444)	(56)	—	(42)	(1)	(29)	(6.278)	3.897	(9.928)	—	857	(11.849)
Gastos de personal neto	(51)	(24)	(22)	(38)	(29)	(55)	(10)	(12)	(13)	(254)	(44)	(67)	(22)	(53)	(6)	(16)	(6)	(11)	(87)	(19)	(331)	(47)	—	(632)
Otros ingresos/gastos de explotación/imputación subvenciones/resultado enajenación inmovilizado	(91)	(34)	(67)	(93)	(45)	(115)	(51)	(18)	(12)	(526)	(37)	(401)	(40)	(234)	(8)	(25)	(25)	(7)	(263)	(23)	(1.063)	(51)	—	(1.640)
Resultado bruto de explotación	756	245	288	147	304	741	210	44	(25)	2.710	815	563	274	422	11	82	71	(4)	535	(47)	2.722	(98)	—	5.334
Amortización y pérdidas por deterioro	(255)	(59)	(50)	18	(56)	(281)	(61)	(1)	—	(745)	(93)	(138)	(64)	(293)	(4)	(34)	(51)	(4)	(150)	—	(831)	(36)	—	(1.612)
Deterioro pérdidas crediticias	(2)	(9)	(15)	(7)	—	(2)	(8)	(2)	1	(44)	—	(9)	—	(1)	—	—	—	—	(86)	—	(96)	1	—	(139)
Otros resultados	—	—	—	—	19	—	—	—	(9)	10	(16)	—	—	1	—	4	—	—	—	—	(11)	(2)	—	(3)
Resultado de explotación	499	177	223	158	267	458	141	41	(33)	1.931	706	416	210	129	7	52	20	(8)	299	(47)	1.784	(135)	—	3.580
Resultado financiero neto	(114)	(44)	(13)	6	(15)	(153)	(71)	(10)	(34)	(448)	(19)	29	(10)	(74)	(12)	202	(59)	(1)	18	(239)	(165)	1.492	(1.383)	(504)
Resultado método participación	—	7	—	—	33	2	—	—	—	42	26	—	72	2	—	—	—	—	—	—	100	—	—	142
Impuesto sobre beneficios	(105)	(44)	(63)	(47)	(77)	(78)	(24)	(9)	(17)	(464)	(117)	(110)	(61)	(10)	(17)	—	—	2	(74)	3	(384)	15	—	(833)


2024	Redes de Distribución										Mercados de Energía											Resto	Eli.	Total
	Gas España	Gas México	Gas Brasil	Gas Argentina	Gas Chile	Elec. España	Elec. Panamá	Elec. Argentina	Holding y Eli.	Total	Gestión de la Energía	Gen Térmica		Generación Renovable				Gases Renov ables	Comer.	Holding y Eli.	Total
	Gas España	Gas México	Gas Brasil	Gas Argentina	Gas Chile	Elec. España	Elec. Panamá	Elec. Argentina	Holding y Eli.	Total	Gestión de la Energía	España	LatAm	España	Estados Unidos	LatAm	Australia	Gases Renov ables	Comer.	Holding y Eli.	Total
INCN consolidado	903	671	1.502	642	857	818	1.006	223	—	6.622	4.441	903	775	123	11	147	47	45	6.152	1	12.645	—	—	19.267
INCN entre segmentos	84	—	—	—	—	33	—	—	—	117	1.445	841	—	647	—	8	2	1	978	(2.433)	1.489	—	(1.606)	—
INCN	987	671	1.502	642	857	851	1.006	223	—	6.739	5.886	1.744	775	770	11	155	49	46	7.130	(2.432)	14.134	—	(1.606)	19.267
Aprovisionamientos	(54)	(346)	(1.116)	(346)	(335)	—	(705)	(108)	—	(3.010)	(4.875)	(1.103)	(390)	(50)	—	(23)	(1)	(36)	(6.112)	2.422	(10.168)	—	1.613	(11.565)
Gastos de personal neto	(80)	(21)	(19)	(51)	(27)	(55)	(10)	(23)	(17)	(303)	(31)	(65)	(20)	(44)	(5)	(15)	(5)	(9)	(83)	(17)	(294)	(46)	—	(643)
Otros ingresos/gastos de explotación/imputación subvenciones/resultado enajenación inmovilizado	(90)	(30)	(69)	(109)	(47)	(126)	(53)	(29)	(1)	(554)	(228)	(297)	(42)	(231)	1	(29)	(7)	(8)	(287)	(2)	(1.130)	(3)	(7)	(1.694)
Resultado bruto de explotación	763	274	298	136	448	670	238	63	(18)	2.872	752	279	323	445	7	88	36	(7)	648	(29)	2.542	(49)	—	5.365
Amortización y pérdidas por deterioro	(259)	(63)	(52)	23	(57)	(269)	(59)	(1)	—	(737)	(86)	(128)	(77)	(238)	(14)	(32)	(30)	(4)	(140)	—	(749)	(38)	—	(1.524)
Deterioro pérdidas crediticias	(2)	(10)	(15)	(7)	—	2	(13)	(2)	—	(47)	40	(18)	(1)	(3)	—	—	—	(1)	(77)	—	(60)	17	—	(90)
Otros resultados	—	—	—	—	42	—	—	—	(9)	33	(235)	—	—	—	—	—	—	—	—	—	(235)	—	—	(202)
Resultado de explotación	502	201	231	152	433	403	166	60	(27)	2.121	471	133	245	204	(7)	56	6	(12)	431	(29)	1.498	(70)	—	3.549
Resultado financiero neto	(94)	(53)	(2)	(21)	23	(158)	(79)	(19)	(28)	(431)	(74)	(17)	2	(65)	(3)	141	(38)	(2)	15	(182)	(223)	1.136	(947)	(465)
Resultado método participación	—	2	—	—	23	1	—	—	—	26	33	—	64	(3)	—	—	—	—	—	—	94	—	—	120
Impuesto sobre beneficios	(110)	(50)	(71)	(29)	(118)	(61)	(29)	(19)	5	(482)	(104)	(33)	(77)	(17)	5	6	(16)	3	(132)	3	(362)	9	—	(835)

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Información financiera por segmentos – Activos, Pasivos e Inversiones


2025	Redes de Distribución										Mercados de Energía											Resto	Eli.	Total
	Gas España	Gas México	Gas Brasil	Gas Argentina	Gas Chile	Elec. España	Elec. Panamá	Elec. Argentina	Holding y Eli.	Total	Gestión de la Energía	Gen Térmica		Generación Renovable				Gases Renov ables	Comer.	Holding y Eli.	Total
												España	LatAm	España	Estados Unidos	LatAm	Australia
												España	LatAm	España	Estados Unidos	LatAm	Australia
Activos de explotación (a)	2.663	820	836	410	1.713	5.650	1.583	104	9	13.788	2.035	1.997	1.018	5.186	786	397	1.667	38	1.330	(621)	13.833	148	(208)	27.561
Inversiones método de la participación	—	10	—	—	56	8	—	—	—	74	150	7	266	57	—	—	—	—	—	1	481	4	—	559
Pasivos de explotación (a)	683	99	333	127	90	1.238	295	39	134	3.038	1.412	1.204	172	669	241	35	44	10	1.138	(575)	4.350	328	(210)	7.506
Inversión inmovilizado Intangible (b)	20	23	67	33	—	45	1	23	—	212	10	4	1	13	—	2	—	—	163	—	193	13	—	418
Inversión inmovilizado material (c)	108	60	—	5	52	399	163	—	—	787	—	143	26	464	147	16	129	2	2	—	929	5	—	1.721


2024	Redes de Distribución										Mercados de Energía											Resto	Eli.	Total
	Gas España	Gas México	Gas Brasil	Gas Argentina	Gas Chile	Elec. España	Elec. Panamá	Elec. Argentina	Holding y Eli.	Total	Gestión de la Energía	Gen Térmica		Generación Renovable				Gases Renova bles	Comer.	Holding y Eli.	Total
												España	LatAm	España	Estados Unidos	LatAm	Australia
												España	LatAm	España	Estados Unidos	LatAm	Australia
Activos de explotación (a)	2.796	784	833	413	1.774	5.507	1.713	109	11	13.940	2.760	1.688	1.227	4.923	804	740	1.626	39	1.487	(754)	14.540	213	(263)	28.430
Inversiones método de la participación	—	4	—	—	39	6	—	—	—	49	247	7	277	61	—	—	—	—	—	1	593	5	—	647
Pasivos de explotación (a)	689	88	345	127	171	1.287	298	49	141	3.195	1.313	1.022	167	562	144	61	88	13	1.293	(721)	3.942	378	(261)	7.254
Inversión inmovilizado Intangible (b)	14	6	56	25	—	41	1	21	—	164	7	4	1	10	—	1	—	1	143	—	167	9	—	340
Inversión inmovilizado material (c)	107	59	—	4	51	400	134	—	—	755	1	126	45	434	240	7	305	2	3	—	1.163	7	—	1.925

^(a) Más abajo se incluye la conciliación entre “Activos de explotación” y “Pasivos de explotación” con “Total Activo” y “Total Patrimonio Neto y Pasivo” consolidados, respectivamente.

^(b) Se incluye en este apartado la inversión en “Inmovilizado intangible” (Nota 5) detallada por segmentos de operación.

^(c) Se incluye en este apartado la inversión en “Inmovilizado material” (Nota 6) detallada por segmentos de operación.


	2025	2024		2025	2024
Activos de explotación	27.561	28.430	Pasivos de explotación	7.506	7.254
Fondo de Comercio	2.894	2.948	Patrimonio neto	11.373	11.653
Inversiones contabilizadas método de la participación	559	647	Pasivos financieros no corrientes	13.992	15.095
Activos financieros no corrientes	408	419	Pasivo por impuesto diferido	1.925	1.945
Activo por impuesto diferido	1.858	2.009	Pasivos financieros corrientes	2.771	2.927
Activos no corrientes mantenidos para la venta (Nota 11)	363	—	Pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta (Nota 11)	310	—
Instrumentos financieros derivados (Nota 10)	500	127	Instrumentos financieros derivados (Notas 19 y 20)	490	1.192
Administraciones públicas (Nota 10)	251	117	Dividendos a pagar (Nota 19)	19	19
Activos por impuesto corriente	45	42	Administraciones públicas (Nota 20)	537	540
Otros activos financieros corrientes	305	471	Pasivos por impuesto corriente (Nota 20)	178	211
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes	4.357	5.626	Total Patrimonio Neto y Pasivo	39.101	40.836
Total Activo	39.101	40.836

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Información por áreas geográficas

Los activos de Naturgy, que incluyen los activos de explotación, según criterio del detalle anterior, y las inversiones

contabilizadas aplicando el método de la participación asignados, según la ubicación de los mismos son los

siguientes:


	31.12.2025	31.12.2024
España	18.141	18.360
Latinoamérica	7.213	7.913
Argentina	514	522
Brasil	929	931
Chile	1.838	2.214
México	1.913	2.049
Panamá	1.619	1.755
Resto LatAm	400	442
Resto de Europa	313	374
Otros	2.453	2.430
Australia	1.667	1.626
Estados Unidos	786	804
Total	28.120	29.077

Las inversiones en inmovilizados materiales e intangibles de Naturgy, según la descripción realizada anteriormente,

asignadas según la ubicación de los activos son:


	31.12.2025	31.12.2024
España	1.393	1.310
Latinoamérica	470	410
Panamá	164	135
México	124	116
Brasil	68	57
Chile	52	51
Argentina	61	50
Resto LatAm	1	1
Otros	276	545
Australia	129	305
Estados Unidos	147	240
Total	2.139	2.265

El importe neto de la cifra de negocios por área geográfica se detalla en la Nota 22.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 4. Pérdidas por deterioro de valor de los activos no financieros

4.1 Definición de las Unidades Generadoras de Efectivo

A 31 de diciembre de 2025, las Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs) coinciden con las que se tenían a 31 de

diciembre de 2024, siendo las siguientes:

• Redes de Distribución

– Redes de Gas España: Constituye una única UGE puesto que el desarrollo, operación y mantenimiento de la

red de distribución de gas se gestiona de forma conjunta.

– Redes de Electricidad España: Constituye una única UGE puesto que la red está formada por un conjunto

de elementos de activo interrelacionados cuyo desarrollo, operación y mantenimiento se gestiona de forma

conjunta.

– Redes Latinoamérica: Se considera que existe una UGE para cada negocio y país en el que se opera, al

tratarse de negocios sujetos a distintos marcos regulatorios. Incluye el negocio regulado de distribución de

gas en Argentina, Brasil, Chile y México y el negocio regulado de distribución de electricidad en Argentina y

Panamá.

• Mercados de Energía

– GNL y Mercados y Aprovisionamientos: Se considera que existe una única UGE ya que se gestiona a nivel

global tanto la comercialización del gas natural licuado como la actividad de transporte marítimo, así como

el aprovisionamiento y resto de infraestructuras de gas y la Comercialización a grandes consumos intensivos

en energía.

– Gasoductos: Incluye la UGE que gestiona el gasoducto de Medgaz.

– Generación Térmica España: Se considera que existe una UGE única para la generación de electricidad

térmica en España (nuclear y ciclos combinados).

– Generación Térmica Latinoamérica: Se considera que existe una UGE de generación de electricidad

térmica en cada país en el que se opera (México, República Dominicana y Puerto Rico) al tratarse de

negocios sujetos a distintos marcos regulatorios y gestionados de manera independiente.

– Generación Renovable España: Se considera una UGE para generación de electricidad renovable (eólica,

minihidráulica, solar y cogeneración) y otra UGE para la generación de electricidad hidráulica.

– Generación Renovable Estados Unidos: Se consideran UGEs para aquellos activos del país en los que se

puede identificar una generación de flujos de efectivo independientes de otros.

– Generación Renovable Latinoamérica: Se considera que existe una UGE de generación de electricidad

renovable en cada país en el que se opera (Brasil, Costa Rica, México, Panamá y Chile) al tratarse de

negocios sujetos a distintos marcos regulatorios y gestionados de manera independiente.

– Generación Renovable Australia: Se consideran UGEs para aquellos activos del país en los que se puede

identificar una generación de flujos de efectivo independientes de otros.

– Gases Renovables: Se considera una UGE que recoge la gestión de los proyectos de gases renovables.

– Comercialización: La gestión comercial de gas natural, electricidad y servicios se realiza de manera integral,

maximizando el valor del porfolio mediante la localización en el cliente y con un alto potencial de

crecimiento en servicios y soluciones, por lo que se considera una única UGE.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

4.2 Información sobre los test de deterioro realizados

El Grupo analiza el valor de los activos no financieros para determinar posibles pérdidas por deterioro cuando existen

indicios de que su importe en libros podría no ser recuperable, y realiza pruebas de deterioro anuales para el fondo de

comercio y los activos intangibles con vida indefinida o no disponibles para su uso.

Naturgy ha evaluado el valor recuperable de las UGEs en base al Plan Estratégico 2025-2027, considerando la

actualización del escenario energético y las modificaciones regulatorias realizadas desde su aprobación por el

Consejo de Administración el 18 de febrero de 2025, que contempla seguir invirtiendo en la transición energética,

destinando las principales inversiones a generación renovable, redes eléctricas y gases renovables.

El horizonte temporal de las proyecciones se ha ampliado para llegar a un periodo de 10 años o bien el de la vida útil

remanente para determinados activos y concesiones. Al estimar los flujos de efectivo, también se han considerado

diferentes escenarios futuros posibles, si estos proporcionan información más relevante para reflejar las condiciones

económicas esperadas.

Los test de deterioro realizados han prestado especial atención a la identificación y valoración de los riesgos e

incertidumbres geopolíticas, así como a los riesgos derivados del cambio climático y la transición energética, por su

potencial impacto en la recuperabilidad de los activos. Ambos aspectos se desarrollan en detalle en las Notas 2.4.25.j

(Riesgos e incertidumbres geopolíticas) y 2.4.25.k (Cambio climático y transición energética), a las que se remite para

una mayor información.

– Riesgos e incertidumbres geopolíticas:

Los flujos de efectivo estimados consideran los efectos de la evolución de los mercados internacionales de energía, la

volatilidad de precios, la regulación y las restricciones comerciales, así como la percepción de riesgo país y sectorial,

que afectan especialmente a las tasas de descuento y a las hipótesis de crecimiento. Asimismo, se ha tenido en

cuenta la evolución de parámetros económicos relevantes, tales como las tasas de inflación y de interés de cada país

en el que el Grupo opera.

– Riesgos del cambio climático y transición energética:

Los test de deterioro reflejan el posicionamiento estratégico de Naturgy en la transición energética y la

descarbonización, considerando los objetivos del Plan de Transición Climática y los compromisos internacionales. Se

han tenido en cuenta los riesgos físicos y de transición, las sendas de precios de CO₂, la evolución regulatoria y

tecnológica, y los posibles efectos sobre la vida útil y el valor recuperable de los activos.

Cabe destacar que el Estado de Información no Financiera Consolidado e Informe de Sostenibilidad presenta algunos

escenarios teóricos de temperatura solicitados por las NEIS en relación con los riesgos climáticos y sus efectos sobre

la evolución del clima a largo plazo, en 2030, 2040 y 2050 con la finalidad de demostrar los efectos sobre el

desempeño del Grupo en dichas circunstancias y condiciones en los años indicados y únicamente para este propósito.

En cualquier caso, el escenario que coincide con la visión del Grupo es el considerado para la elaboración de los test

de deterioro, que comprende todas las cuestiones detalladas en la nota 2.4.25.k Cambio climático y transición

energética.

Las hipótesis consideradas para elaborar la senda de precios utilizada en las proyecciones están en línea con la

transición energética y los flujos de efectivo proyectados contemplan las metas de reducción de emisiones de gases

de efecto invernadero, así como los impactos del cambio climático en la recuperabilidad de los activos no financieros.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Aspectos sobre las proyecciones utilizadas

Los aspectos más sensibles que se incluyen en las proyecciones utilizadas son los siguientes:

• Redes de Electricidad España:

– Retribución. Importe y crecimiento de la retribución. En relación al marco regulatorio se han revisado los flujos

de efectivo futuros de estos negocios considerando las publicaciones del regulador descritas en el Anexo IV

sobre la metodología de retribución de la actividad regulada de distribución de electricidad.

Con fecha 22 de diciembre de 2025, la CNMC aprobó las siguientes circulares que entrarán en vigor el 1 de

enero de 2026 y serán aplicables al periodo regulatorio 2026-2031:

• Circular 8/2025, que establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de

distribución de energía eléctrica en España para el periodo regulatorio 2026-2031. La metodología

incorpora medidas orientadas a aumentar la eficiencia, mejorar la calidad, reducir pérdidas e impulsar la

electrificación. Se alinean los límites de inversión con los establecidos por el Gobierno, retribuyendo

inversiones auditadas hasta el 0,13 % del PIB.

• Circular 9/2025, que modifica la metodología establecida en la Circular 2/2019 para el cálculo de la tasa de

retribución financiera de las actividades reguladas de transporte y distribución de energía eléctrica, así como

de regasificación, transporte y distribución de gas natural. Asimismo, fija la tasa de retribución financiera

aplicable a las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de energía eléctrica en el

periodo 2026-2031, que se incrementa en 100 puntos básicos respecto al periodo anterior, alcanzando el

6,58 %.

– Costes de operación y mantenimiento. Estimados a partir de los costes históricos de la red gestionada.

– Inversiones. Considerando las inversiones necesarias para mantener el uso regular de la red y la calidad del

suministro, así como, la digitalización de las redes eléctricas y la estimación de la inversión en línea con los

requerimientos del sector.

• Redes Latinoamérica:

Para las UGEs de Redes de Gas en Brasil, Chile, Argentina y México y de Redes de Electricidad en Argentina y

Panamá:

– Evolución de las tarifas. Valoración de las tarifas en cada uno de los países, en función de las condiciones

regulatorias existentes y las revisiones tarifarias, actuales y previstas, teniendo en consideración la experiencia

derivada de las anteriores revisiones tarifarias en cada país.

El detalle de la situación regulatoria de las empresas distribuidoras de gas y electricidad que posee el Grupo en

Latinoamérica se describe en el “Anexo IV. Marco Regulatorio”, apartado 3.1.4. A continuación, se destacan las

principales consideraciones:

• Redes de gas en Brasil: El 1 de enero de 2025 entraron en vigor las nuevas tarifas para CEG y CEG RIO,

incorporando ajustes conforme a la variación del índice de inflación anual IGP-M (+6,33%), según las

deliberaciones del 23 de diciembre de 2024. Tras el acuerdo alcanzado en la 4ª Revisión Tarifaria Integral

(RTI) durante el ejercicio 2024, se reanudó el proceso de negociación de la 5ª RTI (periodo 2023-2027),

actualmente en fase de análisis de la tasa de remuneración y de la base de activos. En relación con la

concesión de San Paulo Sul, la revisión quinquenal prevista para mayo de 2025 fue pospuesta por el

regulador en abril de 2025, manteniéndose sin definición a 31 de diciembre de 2025.

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• Redes de gas en Argentina: Como continuación del proceso de revisión tarifaria para el quinquenio

2025-2029 iniciado en agosto de 2024, ENARGAS publicó en abril de 2025 las Resoluciones 263/2025 y

264/2025, mediante las cuales se aprueban la Revisión Quinquenal de Tarifas (2025-2029) y los cuadros

tarifarios correspondientes a Naturgy BAN, S.A. y Naturgy NOA, S.A. Dichas resoluciones implican

incrementos tarifarios del 14,92% para Naturgy BAN, S.A. y del 2,57% para Naturgy NOA, S.A., aplicables en

31 cuotas mensuales a partir del 1 de mayo de 2025. Tras las publicaciones de las resoluciones donde se

determina el ajuste mensual de las tarifas en el primer semestre de acuerdo a los índices establecidos por

Enargas en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), durante el segundo semestre se han ido aprobando

mensualmente resoluciones para actualizar los cuadros tarifarios según la fórmula definida en la RQT.

En el caso de las proyecciones de Distribución de gas Argentina, a pesar de la aprobación de la Revisión

Tarifaria, se han considerado diferentes escenarios, básicamente de su actualización mensual por la

inflación, al considerar que el entorno económico puede influir en esta actualización.

– Coste de aprovisionamientos. Estimados conforme a los modelos predictivos desarrollados en base al

conocimiento de los mercados energéticos de cada país, considerando adicionalmente las regulaciones para las

distribuidoras detalladas en el Anexo IV.

– Costes de operación y mantenimiento. Estimados a partir de los costes históricos de la red gestionada.

– Inversiones. Considerando las inversiones necesarias para mantener el uso regular de la red y la calidad del

suministro y seguridad.

• Generación Térmica España:

Las hipótesis y proyecciones de esta UGE consideran los posibles impactos de la transición energética y el

incremento de fuentes de energía renovable, aunque contemplan la necesidad de la totalidad de la potencia

instalada de las unidades de generación de ciclos combinados en el horizonte de las proyecciones (2034), tal y como

está considerado en la revisión del PNIEC para el período 2023-2030.

En las centrales nucleares, Naturgy considera el Protocolo de Desmantelamiento acordado en 2019 con la Empresa

Nacional de Residuos Radioactivos (Enresa), que establece un cronograma progresivo para el cierre de todas las

centrales nucleares, en línea con la transición energética hacia fuentes renovables y el objetivo de descarbonización

para 2050, considerando en el test de deterioro la producción hasta el cierre de las mismas.

Las principales hipótesis consideradas han sido las siguientes:


	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033	2034
Precio pool €/MWh (*)	63,8	56,2	55,1	68,2	73,4	74,9	81,4	83,0	85,0	84,9
Brent (USD/bbl) (*)	69,2	61,9	62,2	69,0	70,0	70,0	89,4	90,5	91,6	93,6
Gas Henry Hub (USD/MMBtu) (*)	3,5	4,2	4,0	3,6	3,6	3,6	4,3	4,3	4,4	5,2
PVB (€/MWh) (*)	37,0	25,8	24,6	26,5	26,5	26,5	27,7	28,9	28,7	30,3
CO2 €/t (*)	73,8	83,2	85,6	77,4	89,1	93,1	98,4	103,7	126,2	136,7

(*) importes estimados a la fecha de realización del test

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Los aspectos más sensibles que se incluyen en la estimación del importe recuperable determinado de acuerdo al

valor en uso y aplicando la metodología detallada en la Nota 2.4.6., son los siguientes:

– Electricidad producida. La evolución de la demanda a largo plazo se ha estimado en base a proyecciones de

analistas, considerando adicionalmente los contratos existentes con las comercializadoras de Naturgy. La cuota

de participación se ha estimado en función de la cuota de mercado de Naturgy en cada tecnología y de la

evolución que se espera de la cuota de cada tecnología en el mercado total, en consonancia con la evolución

futura esperada del "mix" de generación, manteniendo la disminución esperada de la producción térmica,

compensada por la creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español que

retribuirá la capacidad firme y que se encuentra actualmente en tramitación. A corto plazo, tras el incidente de

“cero tensión” en el sistema eléctrico peninsular (“apagón”) que tuvo lugar el 28 de abril de 2025, se ha

considerado el papel que están desarrollando los ciclos combinados para garantizar la seguridad de suministro.

– Precio de la electricidad. Los precios de la energía en el mercado empleados, se han calculado con los modelos

que cruzan la demanda esperada con las previsiones de la oferta, considerando la evolución previsible del

parque de generación en España, en base a las previsiones sectoriales, a la evolución del escenario energético

en base a las curvas de futuros y a previsiones de analistas. Adicionalmente, se incorporan en la estimación los

impactos derivados de los contratos existentes con las comercializadoras del Grupo.

– Coste de los combustibles. Estimado en base a los precios de mercado.

– Costes de operación y mantenimiento. Han sido estimados a partir de los costes históricos del parque

gestionado y los planes de negocio de las centrales nucleares.

– Adicionalmente, se ha contemplado:

• El Reglamento y la Directiva de reforma del Mercado Eléctrico, presentado por la Comisión europea el 14 de

marzo de 2023 y que contempla, entre otros, fomentar la contratación a plazo, los PPAs y los contratos por

diferencias para nuevas inversiones de generación, la eliminación del carácter temporal de los mecanismos

de capacidad, una mayor flexibilidad del sistema utilizando la respuesta de la demanda y el almacenamiento

así como, medidas a adoptar por los estados miembros en caso de crisis y mayor protección de los

consumidores finales.

• La extensión para las instalaciones de generación nuclear de los contratos de venta existentes con las

comercializadoras del Grupo.

• Los costes del impuesto sobre el valor de la producción eléctrica del 7% y los valores unitarios para la

financiación del Bono Social.

• La aprobación del Real Decreto 589/2024 para las instalaciones de generación nuclear, por el que se

aumenta el importe de la tasa de ENRESA, consecuencia de la construcción de los almacenamientos

temporales descentralizados (ATD).

Hasta la fecha, Naturgy ha optado por no realizar cierres temporales en las diez plantas de ciclo combinado

de gas autorizadas tras el fallo del Tribunal Supremo en 2023 y, por lo tanto, no se ha considerado este

hecho en la actualización del test de deterioro del ejercicio 2025.

• Generación Térmica Latinoamérica:

Para las UGEs de generación de electricidad térmica en México y República Dominicana:

– La Generación Térmica en México se realiza durante la mayor parte de su vida útil al amparo de contratos de

compraventa de energía que determinan modelos de negocio estables y no están sujetos a riesgos de

fluctuación en función de variables de mercado. En República Dominicana y en México, al término de los

contratos, los precios de la energía se fijan en función del mercado y se estiman en base a la evolución del

escenario energético del país incluyendo la evolución previsible del parque de generación, y considerando la

demanda y oferta esperada, así como los costes de producción.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

– Costes de operación y mantenimiento. Han sido estimados a partir de los costes históricos del parque

gestionado.

– En la actualización del valor recuperable de los ciclos combinados de México, se ha considerado entre las

hipótesis, el incremento de los permisos de desarrollo de instalaciones de energía renovable, que afectarán al

precio de mercado utilizado en las proyecciones a la finalización de los contratos de venta de energía a largo

plazo con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

– La entrega de derechos de emisión equivalentes a las toneladas de CO2 emitidas. Hasta el año 2026, se

contempla que la asignación de derechos gratuitos, establecida en el borrador de las Bases del Sistema de

Comercio de Emisiones, cubre las emisiones previstas de acuerdo con las proyecciones de producción.

A partir de 2027, si bien a la fecha no han sido definidos los criterios de asignación gratuita de derechos ni la

senda de reducción de emisiones que será requerida, se prevé que las emisiones generadas serán cubiertas por

la asignación gratuita y cuando esta última no sea suficiente o bien, dicha asignación desaparezca, los costes de

CO2 serán trasladados al precio de venta como un coste de operación más, de forma similar a lo ocurrido en su

momento en el mercado europeo.

En el caso de la UGE de Generación Puerto Rico:

– Las principales estimaciones consideradas en los flujos generados corresponden al contrato con Puerto Rico

Electric Power Authority (PREPA), vigente hasta finales de 2032.

• Generación Renovable España:

Las hipótesis y proyecciones que afectan a las UGEs de la Generación de Electricidad Renovable y Generación de

Electricidad Hidráulica se han basado en la mejor información prospectiva existente a la fecha.

En el caso de la Generación Electricidad Renovable España se considera que el valor razonable menos los costes de

venta es la mejor estimación del valor recuperable, por lo que su valoración incluye los flujos necesarios que los

participantes del mercado tendrían en cuenta al fijar el valor de la UGE utilizando la técnica de valor presente y para

determinados activos por valores comparables de mercado. La determinación del valor razonable se ha realizado en

base a fuentes de información externas y la estimación de la compañía por tanto es una estimación de nivel 3.

Las hipótesis referentes a la evolución del precio del pool en las UGEs de Generación de Electricidad Renovable y

Generación de Electricidad Hidráulica coinciden con las consideradas en la UGE de Generación Térmica España.

Los aspectos más sensibles que se incluyen en el análisis de deterioro realizado son los siguientes:

– Electricidad producida.

• Para la UGE de Generación de Electricidad Renovable, se han utilizado previsiones de horas de

funcionamiento de cada parque coherentes con sus producciones históricas, predicciones en base a

históricos de parques similares en el caso de que no existieran datos históricos y análisis de recurso.

Adicionalmente, se ha considerado el aumento de la producción debido a las hibridaciones y/o

repotenciaciones previstas en el parque existente.

• Para la UGE de Generación de Electricidad Hidráulica, se considera la evolución de la hidraulicidad y su

impacto en los caudales hidrográficos y, por tanto, en la producción.

– Precio de la electricidad. Los precios de la energía en el mercado empleados se han calculado con los modelos

que cruzan la demanda esperada con las previsiones de la oferta, considerando la evolución previsible del

parque de generación en España, en base a las previsiones sectoriales y a la evolución del escenario energético

en base a las curvas de futuros y a previsiones de analistas. Adicionalmente, se incorporan en la estimación los

impactos derivados de los contratos existentes con las comercializadoras del Grupo.

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– Retribución.

• Para las instalaciones con derecho a retribución específica de la UGE de Generación Renovable, la

retribución se ha estimado en función de los parámetros retributivos para el período de ingresos regulados

establecido. Concretamente, se ha considerado la Orden TED/741/2023, por la que se actualizaron los

parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de

energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos, a efectos de su

aplicación al semiperiodo regulatorio 2023-2025. Con fecha 27 de enero de 2026 se ha publicado la orden

para la actualización de los parámetros retributivos de aplicación en el periodo regulatorio 2026‑2031.

• En el caso específico de las instalaciones de cogeneración, se considera la metodología de actualización de

la retribución a la operación de las instalaciones de generación eléctrica cuyos costes de explotación

dependen esencialmente del precio del combustible.

– Costes de operación y mantenimiento. Han sido estimados a partir de los costes históricos del parque

gestionado y contratos existentes.

– Inversiones. Se consideran las inversiones necesarias para mantener el uso regular de las instalaciones y en el

caso de Generación de Electricidad Renovable, se incluyen en los flujos de caja de nuevos proyectos disponibles

para su desarrollo, repotenciación, almacenamiento e hibridaciones, así como el valor de la capacidad de

generación de nuevos proyectos de generación renovable.

– Adicionalmente, se contempla lo siguiente:

• En los flujos proyectados se estiman los costes del impuesto sobre el valor de la producción eléctrica del 7%

y los valores unitarios para la financiación del Bono Social.

• Los contratos de venta existentes con las comercializadoras del Grupo.

• Las medidas previstas de regulación del agua embalsada para uso hidroeléctrico.

• Generación Renovable Estados Unidos:

Desde 2021 se gestiona una cartera de proyectos basada en tecnología solar y sistemas de almacenamiento,

adquirida ese mismo año y mantenida hasta la actualidad.

A cierre del ejercicio 2025, se encuentran en operación dos parques solares: 7V Solar Ranch con una capacidad

instalada de 302 MW y Grimes, con una potencia de 262 MW. Asimismo, se prevé la puesta en marcha durante el

próximo ejercicio del parque Mark Center, con una potencia de 124,5 MW.

Tal como se indica en el “Anexo IV. Marco Regulatorio”, la entrada en el gobierno de la nueva administración en enero

de 2025 ha supuesto, en la primera parte del año, importantes novedades legislativas, orientadas a la protección de

la industria manufacturera local y a una relajación de los compromisos del país en la lucha contra el cambio climático.

En este contexto, se han revisado los impactos de dichas medidas sobre los proyectos en construcción y en

desarrollo. En el caso de Mark Center, no se estima un impacto material, salvo costes adicionales derivados de

componentes no adquiridos a proveedores locales. Para mitigar este efecto, se han planificado las adquisiciones en

función de las ventanas de exención arancelaria establecidas.

De forma paralela, se ha aprobado un programa para la venta de los proyectos de la cartera de desarrollo. El entorno

regulatorio continúa mostrando un elevado nivel de incertidumbre, condicionado por la introducción de nuevos

aranceles y las restricciones a proveedores no locales, factores que afectan especialmente a los proyectos en fase de

desarrollo (Nota 10).

Como parte del proceso de gestión y desinversión, en 2025 se llevó a cabo un análisis exhaustivo de la cartera que

dio lugar al reconocimiento de deterioros en determinados activos debido a dificultades en la interconexión de los

proyectos y en la obtención de licencias. Al mismo tiempo, se revirtieron deterioros previos gracias a la mejora en las

expectativas de precios.

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• Generación Renovable Latinoamérica:

Incluye las UGEs de generación de electricidad de Brasil, Costa Rica, México, Panamá y Chile.

Los aspectos más sensibles que se incluyen en el análisis de deterioro realizado son los siguientes:

– Precio de la electricidad: La generación de electricidad renovable en Latinoamérica se realiza al amparo de

contratos de compraventa de energía que, en general, determinan modelos de negocio estables y no están

sujetos a riesgos de fluctuación en función de variables de mercado.

– Costes de operación y mantenimiento. Estimados a partir de los costes históricos y en base a las mejores

previsiones cuando no existen datos históricos.

– En el caso de Renovables Chile, desde el reintegro al mercado de corto plazo, autorizado por el Coordinador

Eléctrico Nacional en junio 2023, la compañía ha venido operando con normalidad en el mercado y cumpliendo

con los compromisos establecidos en los contratos de suministro con las compañías distribuidoras.

Aun así, las limitaciones en las redes de transmisión y la diferente composición del mix de generación entre los nodos

en los que el Grupo inyecta la energía y aquellos en los que tiene asumidos sus compromisos de venta con las

distribuidoras siguen teniendo un impacto desfavorable en los márgenes de la compañía. Esta situación dificulta el

cumplimiento de sus obligaciones con los acreedores, motivo por el cual se han iniciado las gestiones para la venta de

los proyectos de Cabo Leones y San Pedro (Nota 10).

En esta situación, se mantienen las hipótesis consideradas en el test de deterioro del ejercicio 2024 y

no se contemplan escenarios que puedan ocasionar un incremento significativo del deterioro ya registrado en los

activos de esta sociedad.

• Generación Renovable Australia:

– La generación de electricidad en Australia se realiza durante la mayor parte de su vida útil en función de los

contratos de compraventa de energía que determinan modelos de negocio estables y no están sujetos a riesgos

de fluctuación en función de variables de mercado. Al término de los contratos, los precios de la energía se fijan

en función del mercado y se estiman en base a la evolución del escenario energético del país incluyendo la

evolución previsible del parque de generación y considerando la demanda y oferta esperada, así como los costes

de producción.

– Costes de operación y mantenimiento. Estimados a partir de los costes históricos y en base a las mejores

previsiones cuando no existen datos históricos.

• Comercialización:

– Margen de Comercialización. Se han utilizado previsiones de evolución del número de clientes y de la demanda,

considerando los márgenes unitarios de los contratos suscritos y las estimaciones de los mismos en las

renovaciones de los contratos.

– En los flujos proyectados se consideran:

• Los valores unitarios para la financiación del Bono Social.

• Se mantiene la prohibición del corte de suministro de gas y electricidad a vulnerables hasta 31 de diciembre

de 2026.

En el caso de los activos de distribución de GLP, se ha considerado una estimación del valor razonable para

determinar el importe recuperable de estos activos.

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Tasas de descuento y tasas de crecimiento utilizadas

Las tasas de descuento antes de impuestos utilizadas en los test de deterioro realizados en los ejercicios 2025 y

2024 han sido:


Tasa de descuento		2025	2024
Redes de Distribución
	Redes de Electricidad España	6,8%	6,8%
	Redes de Gas y Electricidad Latinoamérica	10,9 % - 22,1 %	10,3 % - 22,1 %
	Redes de Gas Argentina (1)	16,6%	22,1%
Mercados de energía
	Generación Térmica España	8,2%	8,5%
	Generación Térmica Latinoamérica	9,8 % - 13,1 %	9,5%-12,9 %
	Generación de Electricidad Renovable España	6.9%	7,0%
	Generación de Electricidad Hidráulica España	7,2%	7,3%
	Generación Renovable Latinoamérica	11,3 % - 18,2 %	10,9 %-18,1 %
	Generación Renovable Australia	9,2%	9,1%
	Generación Renovable Estados Unidos	7,7%	7,4%
	Gases Renovables	7,8 % - 8,6 %	8,4%
	Comercialización	7,1%	7,6%
(1) Tasa determinada en USD

Las tasas de crecimiento, determinadas según se indica en la nota 2.4.6, en los test de deterioro realizados en los

ejercicios 2025 y 2024 han sido:


Tasa de crecimiento		2025	2024
Redes de Distribución
	Redes de Electricidad España	2,0%	2,0%
	Redes de Gas y Electricidad Latinoamérica	2 % - 6,5 %	1,6%-7,9%
	Redes de Gas Argentina	6,5%	7,9%
Mercados de energía
	Generación Térmica España	2,0%	1,9%
	Generación Térmica Latinoamérica	2,7%	1,8%
	Generación de Electricidad Renovable España	2,0%	1,9%
	Generación de Electricidad Hidráulica España	2,0%	1,9%
	Generación Renovable Latinoamérica	2,7 %- 3,6 %	1,8 % - 2,9 %
	Generación Renovable Australia	2,1%	2,5%
	Generación Renovable Estados Unidos	2,7%	1,8%
	Gases Renovables	2.0%	1,9%
	Comercialización	(0,04)%	(0,1)%

4.3 Resultado de los tests de deterioro realizados

La actualización de los tests de deterioro realizados en los ejercicios 2025 y 2024 y la comparación de los valores

recuperables, calculados conforme a la metodología descrita en la Nota 2.4.6., con los valores netos contables

registrados ha ocasionado los siguientes resultados:

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Ejercicio 2025

Se han registrado deterioros/reversiones de deterioro resultando en un importe neto de deterioro de 11 millones de

euros, contabilizado en el epígrafe de “Amortización y pérdidas por deterioro de activos” (Nota 28) con el siguiente

detalle:

– Distribución Gas Argentina:

Se ha reconocido una reversión neta por importe de 30 millones de euros en la UGE de Distribución de Gas en

Argentina. Este importe refleja el efecto de la mejora en las proyecciones de flujos de efectivo derivadas de las

revisiones tarifarias, que han dado lugar a la recuperación parcial del valor de los activos previamente

deteriorados. En consecuencia, se ha registrado una reversión en el epígrafe “Reversión / (Pérdidas) por

deterioro” correspondiente al inmovilizado intangible (véase Nota 5). El valor de la UGE de Distribución de Gas

Argentina, determinado de acuerdo a su valor en uso en base a los escenarios de revisión de tarifa considerados

es de 275 millones de euros.

– Generación Renovable España

En la UGE Generación Renovable España, se han dotado deterioros de activos por un importe total de 56

millones de euros, de los cuales 6 millones de euros corresponden al inmovilizado inmaterial y 50 millones de

euros al inmovilizado material, desglosados del siguiente modo:

▪ 21 millones de euros por la suspensión del desarrollo de un parque eólico tras el hallazgo de restos

arqueológicos que lo hacen inviable;

▪ 16 millones de euros que corresponden a proyectos eólicos y fotovoltaicos en desarrollo desestimados

como consecuencia de la no viabilidad económica de los mismos;

▪ 15 millones de euros por la evaluación del impacto de una sentencia judicial que declara ilegal un parque

eólico que venía operando desde el año 2010 (Nota 36);

▪ 3 millones de euros por la apertura de recursos adicionales sobre permisos concedidos a parques eólicos en

Galicia (Nota 36); y

▪ 1 millón de euros por el deterioro de proyectos en cartera en Europa, tras la finalización de los acuerdos de

prospección (para la búsqueda de nuevos proyectos) y de codesarrollo y el escaso interés del mercado

francés por proyectos pequeños que reducen significativamente las posibilidades de venta.

– Generación Renovable Estados Unidos:

Se han evaluado los distintos proyectos que se tienen en cartera, registrándose un deterioro por importe de 23

millones de euros en el epígrafe “Reversión / (Pérdidas) por deterioro” del inmovilizado material (Nota 6)

estando asociados a proyectos adquiridos que se estima que no se lleven a cabo debido principalmente a

dificultades en relación con la interconexión y la obtención de licencias. Adicionalmente se ha considerado una

reversión debido a la mejora en los flujos de efectivo proyectados, impulsada principalmente por unas

expectativas de precios más favorables en dos parques respecto de las previsiones iniciales registrándose una

reversión por importe de 38 millones de euros, registrado en el epígrafe de “Reversión / (Pérdidas) por

deterioro” por 25 millones de euros del Inmovilizado intangible (Nota 5) y del Inmovilizado material (Nota 6) por

importe de 13 millones de euros. El valor de la UGE de Generación Renovables Estados Unidos determinado de

acuerdo a su valor en uso, es de 668 millones de euros.

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Ejercicio 2024

Se registraron deterioros/reversiones de deterioro por importe de neto de 18 millones de euros de reversión en el

epígrafe de “Amortización y pérdidas por deterioro de activos” con el siguiente detalle:

– Distribución Gas Argentina:

Se registró una reversión del deterioro dotado en el ejercicio 2020 por 38 millones de euros, registrado en el

epígrafe de “Reversión / (Pérdidas) por deterioro” del Inmovilizado Intangible (Nota 5), generado principalmente

por los impactos estimados de las revisiones tarifarias que se recogen en las proyecciones de los flujos de

efectivo. El valor de la UGE de Distribución de Gas Argentina, determinado de acuerdo a su valor en uso en base

a los escenarios de revisión de tarifa considerados, era de 221 millones de euros.

– Generación Térmica España

Se registró una dotación de deterioro por importe neto de 11 millones de euros registrado en el epígrafe de

“Reversión / (Pérdidas) por deterioro” del Inmovilizado material (Nota 6). Se generó básicamente por problemas

en la operación de una instalación, que provocó el registro del deterioro del activo de la misma y a nivel de la

UGE, se consideró una reversión por la mejora en los flujos de efectivo proyectados, ocasionada básicamente

por las expectativas de creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español que

retribuirá la capacidad firme (Ver Anexo IV Marco regulatorio, punto 2.2.4.1). El valor de la UGE de Generación

Térmica España, determinado de acuerdo a su valor en uso, era de 1.036 millones de euros.

– Generación Renovable España

Se dotó un deterioro por importe de 5 millones de euros registrado en el epígrafe de “Reversión / (Pérdidas) por

deterioro” en la UGE Generación Renovable España al evaluar el impacto de que prosperaran los recursos

interpuestos sobre los permisos de varios parques eólicos en construcción registrándose un deterioro

correspondiente al Inmovilizado material (Nota 6).

– Generación Renovable Estados Unidos:

Se evaluaron los distintos proyectos que se tenían en cartera, registrándose un deterioro por importe de 4

millones de euros, del que, 1 millón correspondía al Inmovilizado intangible (Nota 5) y 3 millones al Inmovilizado

material (Nota 6), estando asociados a proyectos adquiridos que no se estimaba que se llevaran a cabo debido

principalmente a dificultades en relación con la interconexión y la obtención de licencias.

4.4 Análisis de sensibilidad

Se ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad sobre los resultados de los test de deterioro descritos. Se ha

considerado para cada una de las siguientes variaciones de sus hipótesis clave, de forma independiente, con el

siguiente resultado:

Ejercicio 2025

Generación Térmica España: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 27 millones de euros.

– una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

– una disminución de la electricidad producida del 5% supondría un deterioro de 215 millones de euros.

– una disminución en el precio promedio de la electricidad durante la vida restante de la instalación de 1 euro/

MWh, unida a la variación del coste de gas relacionado y de CO2, supondría un deterioro de 24 millones de

euros.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Generación Hidráulica España: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

– una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

– una disminución de la electricidad producida del 5% no supondría deterioro.

– una disminución en el precio promedio de la electricidad durante la vida restante de la instalación de 1 euro/

MWh supondría una reducción del valor razonable de la UGE de 12 millones de euros, sin generar deterioro.

Generación de Electricidad Renovable España: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

– una disminución de la electricidad producida del 5% no supondría deterioro.

– una disminución en el precio promedio de la electricidad durante la vida restante de la instalación de 1 euro/

MWh supondría una reducción del valor razonable de la UGE de 61 millones de euros, sin generar deterioro.

– un aumento de un 5% de los costes de operación y mantenimiento no supondría deterioro.

– un aumento de un 5% del coste de la inversión no supondría deterioro.

Redes de Distribución Gas Argentina: el resultado del análisis de sensibilidad es el siguiente:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 5 millones de euros.

– una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 2 millones de euros.

– una disminución de la evolución tarifa/retribución de un 5% supondría un deterioro de 15 millones de euros.

– un aumento de los costes operación y mantenimiento de un 5% supondría un deterioro de 4 millones de euros.

– un aumento de las inversiones de un 5% supondría deterioro de 5 millones de euros.

Generación Térmica México: el resultado del análisis de sensibilidad realizado es:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

– una disminución de la tasa de crecimiento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

– una disminución del 5% del precio de venta de la electricidad a mercado no supondría deterioro.

Generación Renovable Estados Unidos: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

– un aumento del 5% del coste de la construcción no supondría deterioro.

– una disminución del 5% del precio de venta de la electricidad a mercado no supondría deterioro.

Generación Renovable Brasil: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

Generación Renovable Panamá: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos supondría un deterioro de 3 millones de euros.

Generación Renovable Costa Rica: El resultado del análisis de sensibilidad realizado es:

– un aumento de la tasa de descuento de 50 puntos básicos no supondría deterioro.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Resto de las UGEs

Para el resto de las UGEs, Naturgy ha llevado a cabo un análisis de sensibilidad de las variaciones desfavorables que,

en base a la experiencia histórica, razonablemente puedan sufrir los mencionados aspectos sensibles en los que se ha

basado la determinación del importe recuperable. En concreto, los análisis de sensibilidad más relevantes realizados,

han sido los siguientes:


	Aumento	Disminución
Tasa de descuento	50 puntos básicos	—
Tasa de crecimiento	—	50 puntos básicos
Electricidad producida	—	5%
Precio de electricidad	—	5%
Costes combustibles y aprovisionamiento	5%	—
Evolución tarifa/retribución	—	5%
Costes operación y mantenimiento	5%	—
Inversiones	5%	—

Estos análisis de sensibilidad realizados para cada hipótesis básica de forma independiente no harían variar las

conclusiones obtenidas respecto de que el importe recuperable es superior al valor neto contable de cada una de

estas UGEs. De hecho, de acuerdo a la evolución de las variables energéticas y de los modelos retributivos acordes a

la experiencia histórica, no se identifican variaciones que impliquen deterioros adicionales.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 5. Inmovilizado intangible

El movimiento producido en los ejercicios 2025 y 2024 en el inmovilizado intangible es el siguiente:


	Concesiones CINIIF 12	Otras concesiones y similares	Aplicaciones informáticas	Otro inmovilizado intangible	Subtotal	Fondo de comercio	Total
	Concesiones CINIIF 12	Otras concesiones y similares	Aplicaciones informáticas	Otro inmovilizado intangible	Subtotal	Fondo de comercio	Total
Coste bruto	1.910	1.341	1.245	1.325	5.821	2.930	8.751
Fondo de amortización	(947)	(23)	(924)	(697)	(2.591)	—	(2.591)
Pérdidas por deterioro	(180)	—	—	(11)	(191)	—	(191)
Valor neto contable a 31.12.2023	783	1.318	321	617	3.039	2.930	5.969
Inversión (Nota 3)	98	—	115	127	340	—	340
Dotación a la amortización (Nota 28)	(51)	(1)	(112)	(162)	(326)	—	(326)
Reversión / (Pérdidas) por deterioro (Notas 4 y 28)	38	—	—	(1)	37	—	37
Diferencias de conversión (1)	(55)	(35)	(3)	1	(92)	18	(74)
Adquisición de activos (Nota 2.4.1.d.)	—	—	—	12	12	—	12
Reclasificaciones y otros	—	—	—	22	22	—	22
Valor neto contable a 31.12.2024	813	1.282	321	616	3.032	2.948	5.980
Coste bruto	2.165	1.306	1.350	1.503	6.324	2.948	9.272
Fondo de amortización	(1.087)	(24)	(1.029)	(877)	(3.017)	—	(3.017)
Pérdidas por deterioro	(265)	—	—	(10)	(275)	—	(275)
Valor neto contable a 31.12.2024	813	1.282	321	616	3.032	2.948	5.980
Inversión (Nota 3)	115	—	162	141	418	—	418
Dotación a la amortización (Nota 28)	(59)	(2)	(119)	(171)	(351)	—	(351)
Reversión / (Pérdidas) por deterioro (Notas 4 y 28)	30	—	—	19	49	—	49
Diferencias de conversión (1)	(62)	(24)	(2)	(3)	(91)	(54)	(145)
Adquisición de activos (Nota 2.4.1.d.)	—	—	—	4	4	—	4
Reclasificaciones y otros (2)	—	—	5	3	8	—	8
Valor neto contable a 31.12.2025	837	1.256	367	609	3.069	2.894	5.963
Coste bruto	2.100	1.281	1.438	1.210	6.029	2.894	8.923
Fondo de amortización	(1.033)	(25)	(1.071)	(589)	(2.718)	—	(2.718)
Pérdidas por deterioro	(230)	—	—	(12)	(242)	—	(242)
Valor neto contable a 31.12.2025	837	1.256	367	609	3.069	2.894	5.963

(1) Incluye el efecto de la inflación de Argentina (Nota 2.4.2.).

(2) Recoge traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” (Nota 11).

En la Nota 3 se incluye el detalle de las inversiones en inmovilizado intangible por segmentos.

La composición del saldo del epígrafe "Concesiones CINIIF 12" está afectada por la evolución asimétrica a lo largo de

los últimos años de los índices de inflación y el tipo de cambio en Argentina que impacta en los negocios de Redes de

Distribución de Gas y Electricidad que Naturgy tiene en este país, al tratarse de una economía hiperinflacionaria.

Tal y como se detalla en la Nota 4, en el ejercicio 2025 se han registrado los siguientes deterioros y reversiones de

deterioro:

• Redes Gas Argentina: una reversión del deterioro registrado en 2020, por importe de 30 millones de euros de

Concesiones CINIIF 12 (Nota 4).

• Generación Renovable Estados Unidos: una reversión de deterioro por importe de 25 millones de euros en Otro

inmovilizado intangible (Nota 4 ).

• Generación Renovable España: un deterioro por importe de 6 millones de euros en Otro inmovilizado intangible

(Nota 4).

Como resultado de los tests de deterioro realizados en el ejercicio 2024 se registraron los siguientes deterioros:

• Redes Gas Argentina: una reversión del deterioro registrado en 2020, por importe de 38 millones de euros de

Concesiones CINIIF 12 (Nota 4).

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

• Generación Renovable Estados Unidos: un deterioro por importe de 1 millón de euros en Otro inmovilizado

intangible (Nota 4 ).

Durante el ejercicio 2025, se han registrado altas por adquisición de activos en el epígrafe Otro inmovilizado

intangible por importe de 4 millones de euros correspondientes en su totalidad a la adquisición de 7 proyectos de

biometano en el negocio de Gases Renovables. Durante el ejercicio 2024 se registraron altas por adquisición de

activos renovables por importe de 12 millones de euros de los cuales, 9 millones de euros correspondían al negocio

de Generación Renovable Australia, derivados de la adquisición, a través de la sociedad Fraser Coast Solar

Development Finco PTY, Ltd., de un proyecto solar en avanzado estado de desarrollo, y 3 millones de euros

correspondían al negocio de Gases Renovables derivados de la adquisición de 14 proyectos de biometano. (Nota

2.4.1.d.).

En el epígrafe "Concesiones CINIIF 12" se incluyen las concesiones que se consideran activos intangibles de acuerdo

con la CINIIF 12 "Acuerdos de concesión de servicios" (Nota 33).

El epígrafe “Otras concesiones y similares” incluye principalmente:

• Las concesiones de vida útil indefinida, registradas como consecuencia de combinaciones de negocios, según el

siguiente detalle:


	31.12.2025	31.12.2024
Distribución eléctrica España	684	684
Distribución gas Chile	566	579

El epígrafe “Otro inmovilizado intangible” incluye principalmente:

• Licencias de explotación de parques de Generación Renovable que ascienden a 223 millones de euros a 31 de

diciembre de 2025 (225 millones de euros a 31 de diciembre de 2024). Este importe incluye 29 millones de

euros en Estados Unidos tras el traspaso realizado a Activos mantenidos para la venta (Nota 11) (12 millones

de euros a 31 de diciembre de 2024), 13 millones de euros en Brasil (14 millones de euros a 31 de diciembre de

2024) y 16 millones de euros en Australia (20 millones de euros a 31 de diciembre de 2024), correspondiendo

el importe restante a licencias de parques de Generación Renovable en España.

• El valor de los costes de captación de clientes activados bajo la NIIF 15 por un importe de 192 millones de euros

a 31 de diciembre de 2025 (178 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

• El valor de los contratos de aprovisionamiento de gas y otros derechos contractuales adquiridos como

consecuencia de las combinaciones de negocios en Chile por un importe de 32 millones de euros a 31 de

diciembre de 2025 (44 millones de euros a 31 de diciembre de 2024), de Naturgy Aprovisionamientos, S.A.

relacionados con el contrato de Omán 17 millones de euros a 31 de diciembre de 2024 y derechos

contractuales y proyectos adquiridos en combinaciones de negocios del negocio de Generación Renovable en

España por importe de 46 millones de euros (48 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El movimiento y composición del fondo de comercio por UGE o agregaciones de UGEs en los ejercicios 2025 y 2024

es el siguiente:


	01.01.2025	Diferencias de conversión	Deterioro	Combinaciones de negocios	31.12.2025
Redes de Distribución	1.298	(18)	—	—	1.280
Gas México	20	—	—	—	20
Gas Brasil	12	—	—	—	12
Gas Chile	52	(1)	—	—	51
Electricidad España	1.070	—	—	—	1.070
Electricidad Panamá	144	(17)	—	—	127
Mercados de Energía	1.650	(36)	—	—	1.614
Gestión de la Energía	19	—	—	—	19
Generación Térmica	309	(36)	—	—	273
LatAm	309	(36)	—	—	273
Generación Renovable	895	—	—	—	895
España	885	—	—	—	885
LatAm	8	—	—	—	8
Estados Unidos	2	—	—	—	2
Comercialización	427	—	—	—	427
Total	2.948	(54)	—	—	2.894


	01.01.2024	Diferencias de conversión	Deterioro	Combinaciones de negocios	31.12.2024
Redes de Distribución	1.297	1	—	—	1.298
Gas México	23	(3)	—	—	20
Gas Brasil	14	(2)	—	—	12
Gas Chile	55	(3)	—	—	52
Electricidad España	1.070	—	—	—	1.070
Electricidad Panamá	135	9	—	—	144
Mercados de Energía	1.633	17	—	—	1.650
Gestión de la Energía	19	—	—	—	19
Generación Térmica	291	18	—	—	309
LatAm	291	18	—	—	309
Generación Renovable	896	(1)	—	—	895
España	885	—	—	—	885
LatAm	9	(1)	—	—	8
Estados Unidos	2	—	—	—	2
Comercialización	427	—	—	—	427
Total	2.930	18	—	—	2.948

Naturgy mantiene a 31 de diciembre de 2025 compromisos de inversión por 28 millones de euros (23 millones de

euros a 31 de diciembre de 2024), básicamente para el desarrollo de la red de distribución de gas de concesiones

consideradas activos intangibles bajo la CINIIF 12.

El inmovilizado intangible incluye, a 31 de diciembre de 2025, elementos en uso totalmente amortizados por un

importe de 689 millones de euros (684 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

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Nota 6. Inmovilizado material

El movimiento durante los ejercicios 2025 y 2024 en las diferentes cuentas de inmovilizado material y de sus

correspondientes amortizaciones acumuladas y provisiones ha sido el siguiente:


	Terrenos y construcciones	Instalaciones técnicas de gas	Instalaciones técnicas de generación eléctrica	Instalaciones técnicas de transporte y distribución eléctrica	Otro inmovilizado	Inmovilizado en curso	Total
	Terrenos y construcciones	Instalaciones técnicas de gas	Instalaciones técnicas de generación eléctrica		Otro inmovilizado	Inmovilizado en curso	Total
Coste bruto	447	11.778	16.604	8.655	477	2.259	40.220
Fondo de amortización	(184)	(7.428)	(7.188)	(3.266)	(299)	—	(18.365)
Pérdidas por deterioro	—	(126)	(3.063)	—	—	—	(3.189)
Valor neto contable a 31.12.2023	263	4.224	6.353	5.389	178	2.259	18.666
Inversión (Nota 3)	11	165	111	167	35	1.436	1.925
Desinversiones	(7)	—	(1)	—	(5)	(11)	(24)
Dotación a la amortización (Nota 28)	(16)	(347)	(439)	(281)	(12)	—	(1.095)
Pérdidas por deterioro (Notas 4 y 28)	—	—	(19)	—	—	—	(19)
Diferencias de conversión (1)	—	(149)	23	79	18	13	(16)
Adquisición de activos (Nota 2.4.1.d.)	—	—	—	—	—	1	1
Reclasificaciones y otros (2)	(4)	59	1.413	342	(10)	(1.771)	29
Valor neto contable a 31.12.2024	247	3.952	7.441	5.696	204	1.927	19.467
Coste bruto	440	11.736	17.899	9.242	588	1.927	41.832
Fondo de amortización	(193)	(7.659)	(7.390)	(3.546)	(384)	—	(19.172)
Pérdidas por deterioro	—	(125)	(3.068)	—	—	—	(3.193)
Valor neto contable a 31.12.2024	247	3.952	7.441	5.696	204	1.927	19.467
Inversión (Nota 3)	13	166	166	170	44	1.162	1.721
Desinversiones	(2)	(3)	(2)	—	(1)	(10)	(18)
Dotación a la amortización (Nota 28)	(16)	(314)	(483)	(291)	(22)	—	(1.126)
Pérdidas por deterioro (Notas 4 y 28)	(1)	—	(9)	—	—	(50)	(60)
Diferencias de conversión (1)	(6)	8	(217)	(150)	(13)	(83)	(461)
Reclasificaciones y otros (2)	(3)	91	811	330	(29)	(1.400)	(200)
Valor neto contable a 31.12.2025	232	3.900	7.707	5.755	183	1.546	19.323
Coste bruto	432	11.807	18.081	9.442	613	1.546	41.921
Fondo de amortización	(199)	(7.803)	(7.394)	(3.687)	(430)	—	(19.513)
Pérdidas por deterioro	(1)	(104)	(2.980)	—	—	—	(3.085)
Valor neto contable a 31.12.2025	232	3.900	7.707	5.755	183	1.546	19.323

(1) Incluye el efecto de la inflación de Argentina (Nota 2.4.2.).

(2) Incluye, principalmente:

• el traspaso a explotación del inmovilizado en curso.

• las adiciones al activo por costes de desmantelamiento de instalaciones (Nota 16).

• el traspaso a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” (Nota 11).

En la Nota 3 se incluye el detalle de las inversiones en inmovilizado material por segmentos.

Tal y como se detalla en la Nota 4, en el ejercicio 2025 se ha registrado un deterioro por importe de 50 millones de

euros asociado a varios parques eólicos y proyectos solares en el negocio de Generación Renovable España y un

deterioro neto de 10 millones de euros en relación a proyectos en curso y en funcionamiento de Generación

Renovable Estados Unidos.

En el ejercicio 2024, se dotó un deterioro por importe de 11 millones de euros en el negocio de Generación Térmica

España, 5 millones de euros al evaluar los recursos interpuestos a varios parques eólicos en construcción del negocio

de Generación Renovable España y 3 millones de euros en relación a proyectos en construcción de Generación

Renovable Estados Unidos (Nota 4).

Durante el ejercicio 2025 no se han registrado altas por adquisición de activos en Inmovilizado material. Durante el

ejercicio 2024 se registraron altas por adquisición de activos renovables por importe de 1 millón de euros,

correspondientes a Inmovilizado en curso, en el negocio de Generación Renovable Australia, derivado de la

adquisición, a través de la sociedad Fraser Coast Solar Development Finco PTY, Ltd., de un parque en avanzado

estado de desarrollo (Nota 5).

Asimismo, a finales del ejercicio 2025 se produjo el traspaso al saldo de “Activos no corrientes mantenidos para la

venta” de un importe de 231 millones de euros correspondiente a los activos en Chile de Cabo Leones y GPG Solar,

así como de Inca de Varas y de los proyectos solares en desarrollo en Estados Unidos (Nota 11).

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El desglose del inmovilizado en curso por negocios es el siguiente:


	31.12.2025	31.12.2024
Redes distribución	365	319
Gas España	14	22
Gas México	8	8
Gas Chile	62	71
Gas Argentina	4	4
Electricidad España	215	173
Electricidad Panamá	62	41
Mercados de energía	1.181	1.608
Gestión de la Energía	—	23
Generación Térmica España	151	185
Generación Térmica LatAm	35	36
Generación Renovable	991	1.362
España	605	622
LatAm	5	19
Australia	273	338
Estados Unidos	108	383
Gases Renovables	4	2
Total	1.546	1.927

Durante los ejercicios 2025 y 2024 se han puesto en marcha varios parques de generación renovable en Australia y

en Estados Unidos.

A 31 de diciembre de 2025 y 2024 Naturgy no disponía de inmuebles de inversión de valor significativo.

El inmovilizado material incluye, a 31 de diciembre de 2025, elementos en uso totalmente amortizados por un

importe de 3.629 millones de euros (3.296 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Es política de Naturgy contratar todas las pólizas de seguros que se estimen necesarias para dar cobertura a los

posibles riesgos que pudieran afectar a los elementos de inmovilizado.

Naturgy mantiene a 31 de diciembre de 2025 compromisos de inversión por 366 millones de euros (410 millones de

euros a 31 de diciembre de 2024), básicamente para la construcción de nuevas instalaciones de Generación

Renovable y para el desarrollo de la red de distribución de gas y de electricidad.

Los gastos financieros activados en el ejercicio 2025 en proyectos de inmovilizado durante su construcción

ascienden a 47 millones de euros (93 millones de euros en 2024). Los gastos financieros capitalizados en el ejercicio

2025 representan el 6,0% del total de los costes financieros por endeudamiento neto (11,0% para el ejercicio 2024).

La tasa media de capitalización durante los ejercicios 2025 y 2024 ha ascendido a 3,2% y 2,9%, respectivamente.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 7. Activos por derecho de uso

El movimiento durante los ejercicios 2025 y 2024 de las diferentes cuentas de activos por derecho de uso y de sus

correspondientes amortizaciones acumuladas y provisiones ha sido el siguiente:


	Terrenos y construcciones	Buques transporte de gas	Elementos de Transporte	Otro inmovilizado	Total
	Terrenos y construcciones	Buques transporte de gas	Elementos de Transporte	Otro inmovilizado	Total
Coste bruto	585	1.191	25	50	1.851
Fondo de amortización	(146)	(495)	(15)	(6)	(662)
Valor neto contable a 31.12.2023	439	696	10	44	1.189
Adiciones	168	—	8	—	176
Desinversiones	(4)	—	(4)	—	(8)
Dotación a la amortización (Nota 28)	(49)	(65)	(5)	(2)	(121)
Diferencias de conversión	(7)	—	—	3	(4)
Reclasificaciones y otros	(3)	—	—	—	(3)
Valor neto contable a 31.12.2024	544	631	9	45	1.229
Coste bruto	736	1.191	25	53	2.005
Fondo de amortización	(192)	(560)	(16)	(8)	(776)
Valor neto contable a 31.12.2024	544	631	9	45	1.229
Adiciones	66	61	9	—	136
Desinversiones / Bajas	(7)	(49)	(2)	(12)	(70)
Dotación a la amortización (Nota 28)	(47)	(70)	(6)	(1)	(124)
Diferencias de conversión	(16)	—	—	(4)	(20)
Reclasificaciones y otros (1)	(27)	—	—	(27)	(54)
Valor neto contable a 31.12.2025	513	573	10	1	1.097
Coste bruto	748	1.042	28	1	1.819
Fondo de amortización	(235)	(469)	(18)	—	(722)
Valor neto contable a 31.12.2025	513	573	10	1	1.097

(1) Incluye, principalmente, el traspaso a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” (Nota 11).

Naturgy tiene contratos de arrendamiento suscritos en los que es arrendatario para la siguiente categoría de activos

subyacentes:

• Terrenos de uso energético para centrales de ciclo combinado, parques eólicos, parques fotovoltaicos,

instalaciones de centros de transformación, instalaciones de gas propano (GLP) o gas natural licuado (GNL).

• Construcciones (principalmente, oficinas, locales, naves y plazas de garaje).

• Buques, por el fletamento a largo y medio plazo de transporte de gas.

• Elementos de transporte.

A 31 de diciembre de 2025 en “Buques por transporte de gas” se incluyen ocho buques en régimen de arrendamiento

financiero a largo plazo (siete buques a 31 de diciembre de 2024) (nota 17).

A finales del ejercicio 2025, se ha realizado el traspaso a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” de 56

millones de euros correspondientes a los “Activos por derecho de uso” de Ibereólica Cabo Leones II, S.A. y GPG Solar

Chile 2017, S.p.A., así como de Inca de Varas I, S.p.A. e Inca de Varas II, S.p.A. (Nota 11).

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Nota 8. Inversiones en sociedades

8.1 Asociadas y negocios conjuntos

El detalle de las Inversiones registradas por el método de la participación es el siguiente:


	31.12.2025	31.12.2024
Asociadas	52	50
Negocios conjuntos	507	597
Total	559	647

En el Anexo I se relacionan todas las empresas asociadas y negocios conjuntos participados por Naturgy indicando su

actividad y el porcentaje de participación de control y patrimonial.

Las participaciones más significativas corresponden a EcoEléctrica L.P. y a la participación en Medgaz a través de

Medina.

El movimiento de los ejercicios 2025 y 2024 de las inversiones contabilizadas por el método de la participación,

detallando las participaciones más significativas, es el siguiente:


	EcoEléctrica, L.P.	Medina/ Medgaz	Otros negocios conjuntos	Total Negocios conjuntos	Asociadas	Total
Valor de la participación a 01.01.2024	260	191	107	558	54	612
Inversión	—	—	1	1	—	1
Desinversiones	—	—	—	—	—	—
Participaciones en el resultado	64	18	42	124	(4)	120
Dividendos recibidos	(63)	(12)	(26)	(101)	—	(101)
Diferencias de conversión	16	—	—	16	—	16
Otro resultado global	—	—	(1)	(1)	—	(1)
Reclasificaciones y otros	—	—	—	—	—	—
Valor de la participación a 31.12.2024	277	197	123	597	50	647
Inversión	—	—	—	—	—	—
Desinversiones	—	—	(43)	(43)	—	(43)
Participaciones en el resultado	72	21	47	140	2	142
Dividendos recibidos	(50)	(69)	(30)	(149)	—	(149)
Diferencias de conversión	(33)	—	(1)	(34)	—	(34)
Otro resultado global	—	1	—	1	—	1
Reclasificaciones y otros	—	—	(5)	(5)	—	(5)
Valor de la participación a 31.12.2025	266	150	91	507	52	559

A 31 de diciembre de 2025, Naturgy vendió, a través de su filial Naturgy Aprovisionamientos, S.A su participación del

7,4% en Qalhat LNGS A.O.C.

Al margen de la venta anteriormente mencionada, tanto en el ejercicio 2025 como en el ejercicio 2024 no se han

producido variaciones significativas en el epígrafe de Inversiones contabilizadas por el método de la participación. Las

variaciones en este epígrafe corresponden, básicamente, a la evolución de los fondos propios de estas sociedades.

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El detalle de activos, pasivos, ingresos y resultados de las principales participaciones en negocios conjuntos de

Naturgy es el siguiente (según porcentaje de participación):


	31.12.2025		31.12.2024
	EcoEléctrica, L.P. (50 %)	Medina/ Medgaz (50 %)	EcoEléctrica, L.P. (50 %)	Medina/ Medgaz (50 %)
Activo no corriente	220	372	241	403
Activo corriente	58	32	48	29
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes	3	10	1	11
Pasivo no corriente	(5)	(215)	(6)	(195)
Pasivos financieros no corrientes	—	(159)	—	(134)
Pasivo corriente	(7)	(39)	(6)	(40)
Pasivos financieros corrientes	—	(34)	(2)	(33)
Activos netos	266	150	277	197
Deuda financiera neta (1)	(3)	182	1	156

⁽¹⁾ Deuda financiera neta: Pasivos financieros no corrientes+Pasivos financieros corrientes-Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.


	2025		2024
	EcoEléctrica, L.P. (50 %)	Medina/ Medgaz (50 %)	EcoEléctrica, L.P. (50 %)	Medina/ Medgaz (50 %)
Importe neto de la cifra de negocios	104	79	98	75
Aprovisionamientos	—	—	—	—
Gastos de personal	(6)	(1)	(6)	(1)
Otros ingresos/(gastos de explotación)	(17)	(6)	(18)	(5)
Resultado bruto de explotación	81	72	74	69
Amortización y pérdidas por deterioro de inmovilizado	(8)	(30)	(8)	(30)
Deterioro pérdidas crediticias	—	—	—	—
Resultado explotación	73	42	66	39
Resultado financiero	2	(12)	—	(12)
Resultado entidades método participación	—	—	—	—
Resultado antes de impuestos	75	30	66	27
Impuesto de sociedades	(3)	(9)	(2)	(9)
Atribuido a socios minoritarios	—	—	—	—
Resultado atribuido del ejercicio procedente de operaciones continuadas	72	21	64	18
Participación en el resultado	72	21	64	18

No existen pasivos contingentes de las participaciones en negocios conjuntos.

A 31 de diciembre de 2025 y 2024 no existen compromisos de adquisición de las participaciones en negocios

conjuntos. Los compromisos contractuales de venta a 31 de diciembre de 2025 y 2024 son los siguientes:


Venta	31.12.2025	31.12.2024
Transporte de energía (1)	399	473
Prestación servicios por cesión capacidad (2)	638	808
Total obligaciones contractuales	1.037	1.281

⁽¹⁾ Incluye los compromisos a largo plazo de transporte de gas de Medgaz.

⁽²⁾ Refleja los compromisos de prestación de servicios por los contratos de cesión de capacidad de generación eléctrica de EcoEléctrica L.P. a Puerto

Rico Electricity Power Authority.

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8.2 Operaciones conjuntas

Naturgy participa en diferentes operaciones conjuntas que cumplen las condiciones indicadas en la Nota 2.4.1.b y

que se detallan en el apartado 3 del Anexo I, donde se indica que estas operaciones se consolidan mediante el

método de integración proporcional. Las participaciones relevantes en operaciones conjuntas al 31 de diciembre de

2025 y 2024 son las siguientes:


	2025	2024
Comunidad de Bienes Central Nuclear de Almaraz	11,3%	11,3%
Comunidad de Bienes Central Nuclear de Trillo	34,5%	34,5%
Comunidad de Bienes Central Térmica de Anllares	66,7%	66,7%

La aportación de las operaciones conjuntas a los activos, pasivos, ingresos y resultados de Naturgy es la siguiente:


	31.12.2025	31.12.2024
Activo no corriente	83	85
Activo corriente	103	86
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes	—	—
Pasivo no corriente	(108)	(108)
Pasivos financieros no corrientes	—	—
Pasivo corriente	(46)	(48)
Pasivos financieros corrientes	(11)	(11)
Activos netos	32	15
Deuda financiera neta (1)	11	11

(1) Deuda financiera neta: Pasivos financieros no corrientes + Pasivos financieros corrientes - Efectivo y otros medios líquidos equivalentes.


	2025	2024
Importe neto de la cifra de negocios (1)	231	240
Gastos de explotación	(178)	(170)
Resultado bruto explotación	53	70
Amortización y pérdidas por deterioro	(25)	(24)
Resultado explotación	28	46
Resultado financiero	—	—
Resultado antes de impuestos	28	46
Impuesto de sociedades	(7)	(11)
Resultado atribuido del ejercicio procedente de operaciones continuadas	21	35

(1) En la cifra de negocios y con el fin de reflejar la aportación del conjunto de la actividad se incluyen también los ingresos por venta de energía de

origen nuclear que corresponde a los comuneros.

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Nota 9. Activos financieros

El detalle de los epígrafes de activos financieros no corrientes y corrientes a 31 de diciembre de 2025 y 2024 ,

clasificados por naturaleza y categoría es el siguiente:


31.12.2025	VR con cambios en Otro resultado global	VR con cambios en resultados	Coste amortizado	Total
Instrumentos de patrimonio	5	—	—	5
Derivados (Nota 18)	64	—	—	64
Otros activos financieros	—	—	339	339
Activos financieros no corrientes	69	—	339	408
Derivados (Nota 18)	25	—	—	25
Otros activos financieros	—	—	280	280
Activos financieros corrientes	25	—	280	305
Total	94	—	619	713


31.12.2024	VR con cambios en Otro resultado global	VR con cambios en resultados	Coste amortizado	Total
Instrumentos de patrimonio	8	—	—	8
Derivados (Nota 18)	53	—	—	53
Otros activos financieros	—	—	358	358
Activos financieros no corrientes	61	—	358	419
Derivados (Nota 18)	109	33	—	142
Otros activos financieros	—	—	329	329
Activos financieros corrientes	109	33	329	471
Total	170	33	687	890

La clasificación de los activos financieros registrados a valor razonable a 31 de diciembre de 2025 y a 31 de

diciembre de 2024, es la siguiente:


	31.12.2025				31.12.2024
Activos financieros	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total
Activos financieros	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total
Valor razonable con cambios en Otro resultado global	—	89	5	94	—	162	8	170
Valor razonable con cambios a resultados	—	—	—	—	—	33	—	33
Total	—	89	5	94	—	195	8	203

El movimiento en los ejercicios 2025 y 2024 de los activos financieros registrados a valor razonable en función del

método empleado para el cálculo de su valor razonable es el siguiente:


	2025				2024
	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total
A 1 de enero	—	195	8	203	—	231	7	238
Variaciones reconocidas directamente en patrimonio	—	(61)	—	(61)	—	(8)	—	(8)
Variaciones reconocidas en resultados (1)	—	(14)	—	(14)	—	8	1	9
Diferencias de conversión	—	(15)	—	(15)	—	3	—	3
Traspasos y otros (2)	—	(16)	(3)	(19)	—	(39)	—	(39)
A 31 de diciembre	—	89	5	94	—	195	8	203

(1) En 2025 corresponde en su totalidad a Derivados.

(2) En 2025 incluye, principalmente, los traspasos a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” a la fecha en la que se aplica esta

clasificación (Nota 11). En 2024 incluía el cobro de 39 millones de euros de los cobros aplazados y garantizados del acuerdo alcanzado en

marzo de 2021 con el gobierno egipcio en el contexto de unas disputas con Unión Fenosa Gas, S.A.

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9.1 Valor razonable con cambios en otro resultado global

• Instrumentos de patrimonio:

Incluye la participación del 85,4% en Electrificadora del Caribe, S.A. ESP (Electricaribe) valorada a 0 millones de

euros a 31 de diciembre de 2025 y 2024. Asociado con esta participación y su deterioro, se mantiene

registrado un activo por impuesto diferido de 105 millones de euros a 31 de diciembre de 2025 y 2024,

correspondiente a la pérdida fiscal que será deducible una vez se materialice la liquidación (véase nota 36).

Además, se incluyen en este epígrafe participaciones menores en sociedades no cotizadas por importe de 5

millones de euros (8 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

• Derivados:

Corresponde a la valoración de los derivados de cobertura ligados a pasivos financieros por importe de 89

millones de euros (Nota 18), de los cuales 25 millones de euros están clasificados en el activo corriente (162

millones de euros a 31 de diciembre de 2024, de los que 109 millones de euros correspondían al activo

corriente).

9.2 Valor razonable con cambios en resultados

• Derivados:

A 31 de diciembre de 2024, se incluían 33 millones de euros por los derivados financieros de las sociedades

Ibereólica Cabo Leones II, S.A. y GPG Solar Chile 2017, S.p.A. Debido al incumplimiento, en dicha fecha, de

determinadas obligaciones en los contratos de financiación de ambos proyectos (véase Nota 17) estos

instrumentos se clasificaron como activo corriente. En junio de 2025, los derivados financieros de GPG Solar

Chile 2017, S.p.A. fueron liquidados, manteniéndose únicamente los correspondientes a Ibereólica Cabo Leones.

A 31 diciembre de 2025, el saldo de la sociedad Ibereólica Cabo Leones II ha sido clasificado como “Activos no

corrientes mantenidos para la venta” (Nota 11).

Durante el ejercicio 2025 estos derivados han generado ineficacias de cobertura cuyo impacto negativo, por

importe de 3 millones de euros, ha sido registrado en el epígrafe “Variaciones de valor razonable en

instrumentos financieros” del Estado del resultado consolidado del ejercicio 2025 (10 millones de euros

positivos en el ejercicio 2024) (Nota 30).

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9.3 Coste amortizado

La composición a 31 de diciembre de 2025 y 2024 se muestra a continuación:


	31.12.2025	31.12.2024
Créditos comerciales	30	31
Fianzas y depósitos	104	110
Otros créditos	205	217
Otros activos financieros no corrientes	339	358
Créditos comerciales	13	11
Financiación del sistema eléctrico	112	75
Financiación del sistema gasista	93	149
Dividendo a cobrar	—	21
Fianzas y depósitos	35	45
Otros créditos	27	28
Otros activos financieros corrientes	280	329
Total	619	687

El desglose por vencimientos a 31 de diciembre de 2025 y 2024 es el siguiente:


Vencimientos	31.12.2025	31.12.2024
Antes de 1 año	280	329
Entre 1 año y 5 años	45	53
Más de 5 años	294	305
Total	619	687

El valor razonable y el valor contable de estos activos no difieren de forma significativa.

En el apartado “Financiación del sistema gasista” se incluyen los desajustes temporales producidos entre los ingresos

y los costes del sistema gasista por importe de 93 millones de euros (149 millones de euros a 31 de diciembre de

2024) que, conforme a la Orden TED/1022/2021, de 27 de septiembre, deben recuperarse en el año gas siguiente.

En concreto, la Orden TED 1022/2021 establece que el desajuste anual será recuperado a través de la primera

liquidación disponible del año gas siguiente. El importe de esta financiación ha sido registrado en su totalidad a corto

plazo por entender que se trata de un desajuste temporal que será recuperado a través de las liquidaciones del

sistema en el plazo de un año.

En el apartado “Financiación del sistema eléctrico” se incluyen los desajustes temporales producidos entre los

ingresos y los costes del sistema eléctrico financiados por Naturgy conforme a la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

Este importe será recuperado a través de las liquidaciones del sistema eléctrico. El importe de esta financiación ha

sido registrado en su totalidad a corto plazo por entender que se trata de un desajuste temporal que será recuperado

a través de las liquidaciones del sistema correspondientes al ejercicio. A 31 de diciembre de 2025 asciende a 112

millones de euros (75 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

En el apartado “Créditos comerciales” se incluyen, principalmente, créditos por prestación de servicios de gestión

energética que han devengado un tipo de interés medio del 4,92% a 31 de diciembre de 2025 (3,92% a 31 de

diciembre de 2024).

En el apartado “Fianzas y depósitos” se incluyen, fundamentalmente, los importes depositados en las

Administraciones Públicas competentes, de acuerdo con la legislación que así lo establece, por las fianzas y

depósitos recibidos de los clientes en el momento de la contratación como garantía del suministro de electricidad y

gas natural (Nota 19) así como depósitos relacionados con las posiciones de derivados cuando se opera en mercados

organizados.

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En el apartado “Otros créditos”, se incluye básicamente:

• El valor de las concesiones de generación en Costa Rica que se consideran créditos, de acuerdo con la CINIIF 12

“Acuerdos de concesión de servicios” (Nota 2.4.3.b y Nota 33) por importe de 75 millones de euros (95 millones

de euros a 31 de diciembre de 2024), de los cuales 12 millones de euros están clasificados en el activo corriente

(14 millones de euros en 2024). Estos créditos se clasifican en este epígrafe por tratarse de un derecho

incondicional a recibir efectivo con importes fijos o determinables.

• Créditos por 120 millones de euros correspondientes al importe devengado de retribución de distribución

eléctrica pendiente de recoger en las liquidaciones del sistema y que será cobrado a través de las mismas en un

plazo superior a 12 meses (94 millones de euros a 31 de diciembre de 2024), clasificados en el activo no

corriente.

Nota 10. Otros activos no corrientes y deudores comerciales y otras

cuentas a cobrar

El detalle de los epígrafes “Otros activos no corrientes” y “Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar” a 31 de

diciembre de 2025 y 2024, clasificados por naturaleza y categoría, es el siguiente:


31.12.2025	VR con cambios en Otro resultado global	VR con cambios a resultados	Coste amortizado	Total
Derivados (Nota 18)	188	9	—	197
Otros activos	—	—	274	274
Otros activos no corrientes	188	9	274	471
Derivados (Nota 18)	240	63	—	303
Otros activos	—	—	3.091	3.091
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	240	63	3.091	3.394
Total	428	72	3.365	3.865


31.12.2024	VR con cambios en Otro resultado global	VR con cambios a resultados	Coste amortizado	Total
Derivados (Nota 18)	58	1	—	59
Otros activos	—	—	281	281
Otros activos no corrientes	58	1	281	340
Derivados (Nota 18)	58	10	—	68
Otros activos	—	—	3.773	3.773
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	58	10	3.773	3.841
Total	116	11	4.054	4.181

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La clasificación de los activos financieros registrados a valor razonable a 31 de diciembre de 2025 y a 31 de

diciembre de 2024 es la siguiente:


	31.12.2025				31.12.2024
Activos financieros	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total
Activos financieros	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total
Valor razonable con cambios en Otro resultado global	6	422	—	428	—	116	—	116
Valor razonable con cambios a resultados	—	72	—	72	—	11	—	11
Total	6	494	—	500	—	127	—	127

El movimiento en los ejercicios 2025 y 2024 de los activos financieros registrados a valor razonable en función del

método empleado para el cálculo de su valor razonable es el siguiente:


	2025				2024
	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total
A 1 de Enero	—	127	—	127	1	137	—	138
Variaciones reconocidas directamente en patrimonio	6	330	—	336	—	(19)	—	(19)
Variaciones reconocidas en resultados (1)	—	63	—	63	(1)	6	—	5
Diferencias de conversión	—	(26)	—	(26)	—	3	—	3
Traspasos y otros	—	—	—	—	—	—	—	—
A 31 de Diciembre	6	494	—	500	—	127	—	127

(1) En 2025 y 2024 corresponde en su totalidad a Derivados.

10.1 Valor razonable con cambios en Otro resultado global

En activos financieros derivados a valor razonable con cambios en Otro resultado global se incluyen derivados

operativos de cobertura de precios de gas por importe de 389 millones de euros (102 millones de euros a 31 de

diciembre de 2024) de los cuales 161 millones están clasificados como no corrientes (45 millones a 31 de diciembre

de 2024) (Nota 18). También se incluyen coberturas de compra de Derechos de Emisión de la Unión Europea (EUAs)

por importe de 5 millones de euros y derivados operativos de cobertura de precios de electricidad por importe de 1

millones de euros, ambos clasificados en el corriente.

Adicionalmente, se incluye en este apartado el valor de los derivados asociados a los contratos de venta de

electricidad a largo plazo de la producción de electricidad de alguna de las instalaciones en Australia con una

valoración de 33 millones de euros, de los cuales, 27 millones de euros se encuentran clasificados en el no corriente

(14 millones de euros a 31 de diciembre de 2024, de los cuales 13 millones de euros se encontraban clasificados en

el no corriente).

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10.2 Valor razonable con cambios en resultados

A 31 de diciembre de 2025, en activos financieros derivados a valor razonable con cambios en resultados se incluyen

derivados operativos de precios de gas por importe de 68 millones de euros, 62 millones de euros clasificados como

corrientes (9 millones de euros a 31 de diciembre de 2024, de los cuales 8 millones de euros eran corrientes),

derivados asociados a los contratos de venta de electricidad a largo plazo de una de las instalaciones en Australia por

importe de 3 millones de euros clasificados en el no corriente y derivados operativos de cobertura de tipos de cambio

por importe de 1 millones de euros clasificado como corrientes (2 millones de euros a 31 de diciembre de 2024,

clasificados como corrientes).

10.3 Coste amortizado


	31.12.2025	31.12.2024
Deudores ingresos por servicios de capacidad (Activo por contrato)	91	110
Otros deudores	183	171
Otros activos no corrientes	274	281
Clientes	3.046	3.595
Cuentas a cobrar de empresas vinculadas (Nota 34)	2	1
Provisión por deterioro por pérdidas crediticias de deudores	(597)	(745)
Clientes por ventas y prestaciones de servicios	2.451	2.851
Administraciones públicas	251	117
Pagos anticipados	105	121
Deudores ingresos por servicios de capacidad (Activo por contrato)	17	75
Deudores varios	222	567
Otros deudores	595	880
Activo por impuesto corriente	45	42
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	3.091	3.773
Otros activos no corrientes y deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	3.365	4.054

El valor razonable y el valor contable de estos activos no difieren de forma significativa.

En el apartado “Deudores ingresos por servicios de capacidad” se recogen los ingresos pendientes de facturar

reconocidos por la linealización en el periodo de vigencia de los contratos de prestación de servicios por la cesión de

capacidad de generación eléctrica con la Comisión Federal de Electricidad de México.

A 31 de diciembre de 2025, el epígrafe “Clientes” recoge los saldos acumulados por las ventas de electricidad y gas

pendientes de facturar que ascienden a 1.027 millones de euros (1.160 millones de euros a 31 de diciembre de

2024).

Con carácter general, las facturaciones pendientes de cobro no devengan intereses, estando establecido su

vencimiento en un período medio de 17 días.

El apartado “Otros deudores” no corrientes recoge un importe de 71 millones de euros (72 millones de euros a 31 de

diciembre de 2024) en relación con la decisión del Tribunal Supremo Federal de Brasil en mayo de 2021 a favor de las

sociedades de Naturgy, CEG y CEG Río, por la que se reconoce el derecho de crédito relacionado con las cantidades

indebidamente pagadas por la inclusión del Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias e

Prestação de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação (ICMS) en la base de cálculo

del Programa de Integração Social (PIS) y la Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS). Este

activo, que las sociedades brasileñas fueron autorizadas a compensar desde diciembre de 2023, se registró con

abono a una cuenta a pagar registrada en el epígrafe “Otros pasivos no corrientes” del Estado de situación financiera

consolidado (Nota 19) en base al entendimiento que el crédito fiscal será traspasado a los clientes finales, si bien su

desembolso no tendrá lugar en el corto plazo.

Asimismo, a 31 de diciembre de 2025 el saldo de “Otros deudores” incluye los ajustes por desviaciones de precios de

las instalaciones de Generación Renovable España sujetas al régimen retributivo específico (Nota 2.4.25.i.) por

importe de 80 millones de euros, clasificados en el no corriente, y 20 millones de euros clasificados en el corriente

(93 millones de euros clasificados en “Otros deudores” no corrientes a 31 de diciembre de 2024).

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El saldo corriente de “Deudores varios” incluía, a 31 de diciembre de 2024, 74 millones de euros correspondientes al

derecho de cobro tras la resolución del Tribunal Supremo en relación con el incidente de ejecución de sentencia por

las cantidades abonadas en concepto de financiación del bono social soportado por las sociedades comercializadoras

de mercado libre del grupo. En mayo de 2025, la Administración pagó 63 millones de euros por el importe del

principal y en junio se percibieron los intereses devengados por importe de 12 millones de euros, por tanto, a 31 de

diciembre de 2025 no queda ningún saldo vivo por este concepto (Nota 24).

A 31 de diciembre de 2024, el saldo corriente de “Deudores varios” incluía un importe de 351 millones de euros

pendiente de reembolso por parte de Sonatrach asociado a la regularización del precio del año 2024 del contrato de

aprovisionamiento de gas. Este saldo fue liquidado a lo largo del año 2025, por lo que a 31 de diciembre de 2025 no

existe saldo por este concepto.

A 31 de diciembre de 2025, Naturgy tiene saldos no vencidos por valor de 518 millones de euros (600 millones de

euros a 31 de diciembre de 2024), que han sido objeto de operaciones de factoring sin recurso, por lo que se ha

procedido a dar de baja dichos importes del activo del Estado de situación financiera consolidado a 31 de diciembre

de 2025 y 2024.

El movimiento de la provisión por deterioro por pérdidas crediticias de deudores es el siguiente:


	2025	2024
A 1 de enero	(745)	(910)
Dotación de deterioro por pérdidas crediticias	(139)	(90)
Bajas	272	228
Diferencias de conversión	15	27
A 31 de diciembre	(597)	(745)

Nota 11. Activos no corrientes y grupos enajenables de elementos

mantenidos para la venta y actividades interrumpidas

Durante el ejercicio 2025, el Grupo ha clasificado en este epígrafe tres grupos enajenables de elementos cuya

recuperación del valor en libros se espera que se produzca fundamentalmente mediante su venta.

Ibereólica Cabo Leones II, S.A. y GPG Solar Chile 2017, S.p.A. (Cabo Leones y GPG Solar)

Este grupo incluye las sociedades Ibereólica Cabo Leones II, S.A., titular del parque eólico Cabo Leones, y GPG Solar

Chile 2017, S.p.A., operadora del parque solar San Pedro y que pertenecen al segmento de Generación Renovable

Latinoamérica. Ambos activos se ubican en el norte de Chile y corresponden a instalaciones de generación renovable

en operación, junto con sus contratos de venta de energía y estructuras de financiación asociadas.

Los dos proyectos han experimentado dificultades relevantes para atender sus compromisos financieros con los

flujos generados por la actividad ordinaria (Nota 17). Estas dificultades derivan de factores estructurales del sistema

eléctrico chileno, entre ellos los déficits de capacidad en las redes de transmisión y la diferente composición del mix

de generación entre los nodos en los que el Grupo inyecta energía y aquellos en los que tiene asumidos sus

compromisos de venta con las distribuidoras. Esta situación ha afectado negativamente a la rentabilidad de ambos

proyectos.

El Grupo ha decidido llevar a cabo su desinversión y ha iniciado un proceso estructurado de negociación con

potenciales compradores. Los activos se encuentran disponibles para su venta inmediata en sus condiciones actuales

y, en base al grado de desarrollo del proceso de desinversión y el interés identificado en el mercado, la dirección

considera que su venta es altamente probable y que se completará dentro del plazo de un año.

Estos activos no se consideran actividades interrumpidas, dado que no representan una línea de negocio ni una zona

geográfica de explotación significativa para el Grupo. Su enajenación no supone una modificación sustancial en los

ingresos, clientes o procesos principales de Naturgy.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Inca de Varas I, S.p.A. e Inca de Varas II, S.p.A. (Inca de Varas)

Los activos de las sociedades Inca de Varas I S.p.A. e Inca de Varas II S.p.A. corresponden a los proyectos de

construcción de dos centrales fotovoltaicas y capacidad de almacenamiento unida a las mismas, mediante un

sistema de baterías en el norte de Chile, en la región de Atacama. Ambos proyectos, que pertenecen al segmento

Generación renovable Latinoamérica, se encuentran en fase de desarrollo e incluyen derechos, permisos, estudios

técnicos, y diversas obras en curso necesarias para su futura construcción.

Con fecha 21 de octubre de 2025 se ha llegado a un acuerdo para la venta de estos proyectos. Este acuerdo está

sujeto a condiciones suspensivas antes de la fecha de cierre de la operación. A la fecha de formulación de estas

Cuentas anuales consolidadas, la dirección considera que el cierre de la operación de venta es altamente probable y

que se completará en los próximos meses.

El proyecto no se presenta como actividad interrumpida, puesto que no constituye una línea de negocio diferenciada

ni un área geográfica relevante dentro de la estructura operativa del Grupo. Su venta no implica una reducción

significativa de los ingresos o de las actividades principales de Naturgy.

Proyectos de desarrollo fotovoltaico en Estados Unidos (proyectos solares en Estados Unidos)

Este grupo está integrado por una cartera de proyectos en desarrollo de instalaciones fotovoltaicas y de baterías en

Estados Unidos y que pertenecen al segmento de Generación Renovable Estados Unidos. Los proyectos se

encuentran en distintos grados de desarrollo, incluyendo en su mayoría derechos sobre los terrenos, derechos de

interconexión, así como permisos medioambientales y documentación técnica. Cabe señalar que Naturgy cuenta

actualmente con tres instalaciones fotovoltaicas en operación en este país, de modo que la cartera clasificada forma

parte de un conjunto adicional de oportunidades de desarrollo.

El Grupo ha decidido recuperar el valor de esta cartera de proyectos mediante su venta y ha iniciado negociaciones

con potenciales compradores. Los proyectos se encuentran disponibles para su venta inmediata en sus condiciones

actuales y, a la vista del interés recibido y del progreso de las negociaciones, la dirección considera que su venta es

altamente probable y prevé su cierre dentro del plazo de un año.

Estos activos no se consideran actividades interrumpidas, ya que no representan por sí solos una línea de negocio o

un área geográfica significativa y separada del resto de las operaciones del Grupo. Su venta no conlleva una

reducción sustancial de los ingresos ni de los procesos esenciales de Naturgy.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El desglose por naturaleza de los activos clasificados como mantenidos para la venta y de los pasivos vinculados, a

31 de diciembre de 2025, es el siguiente:


2025	Cabo Leones y GPG Solar	Inca de Varas	Proyectos solares Estados Unidos	Total
Inmovilizado intangible	—	4	4	8
Inmovilizado material	184	1	46	231
Activos por derechos de uso	55	1	—	56
Activos financieros no corrientes	—	—	—	—
Otros activos no corrientes	—	—	—	—
Activo por impuesto diferido	17	—	—	17
ACTIVO NO CORRIENTE	256	6	50	312
Existencias	—	—	—	—
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	12	—	—	12
Otros activos financieros corrientes	23	—	—	23
Efectivo y otros activos líquidos equivalentes	16	—	—	16
ACTIVO CORRIENTE	51	—	—	51
TOTAL ACTIVO	307	6	50	363

Ingresos diferidos	—	—	—	—
Provisiones no corrientes	7	—	—	7
Pasivos financieros no corrientes	52	1	—	53
Pasivo por impuesto diferido	5	1	—	6
Otros pasivos no corrientes	2	—	—	2
PASIVO NO CORRIENTE	66	2	—	68
Pasivos financieros corrientes	229	—	—	229
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar	13	—	—	13
Otros pasivos corrientes	—	—	—	—
PASIVO CORRIENTE	242	—	—	242
TOTAL PASIVO	308	2	—	310

A 31 de diciembre de 2025, las sociedades Ibereólica Cabo Leones II, S.A. y GPG Solar Chile 2017, S.p.A. incurrían en

determinados incumplimientos de sus obligaciones financieras. No obstante, ambas entidades han acordado con las

entidades financiadoras la recuperación de los pasivos a través de la venta de las sociedades. En consecuencia, los

saldos pendientes de dichas deudas se clasifican como pasivos corrientes al cierre del ejercicio. A 31 de diciembre de

2024, estas sociedades igualmente presentaban incumplimientos de naturaleza similar (Nota 17).

A 31 de diciembre de 2024 el Grupo no disponía de activos no corrientes mantenidos para la venta ni pasivos

vinculados con estos últimos.

Durante el ejercicio 2025, el Grupo no ha generado resultados procedentes de operaciones interrumpidas.

A 31 de diciembre de 2024, el epígrafe “Resultado del ejercicio procedente de operaciones interrumpidas neto de

impuestos” ascendía a 22 millones de euros que incluía, 18 millones de euros por la reestimación de las

indemnizaciones pactadas con el comprador en la venta del negocio de “Distribución de electricidad de Chile”, cuya

venta se completó en julio de 2021, y 4 millones de euros asociados con la venta del negocio de “Distribución Gas

Italia” completada en febrero de 2018.

La actividad de generación de carbón en España se interrumpió en el ejercicio 2020. Durante el ejercicio 2025, se ha

continuado con las labores de desmantelamiento de las instalaciones, estimándose que el proceso finalice durante el

primer semestre de 2026 en las dos centrales en las que aún permanece pendiente de conclusión (véase Nota 25).

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 12. Existencias

El desglose de las existencias es el siguiente:


	31.12.2025	31.12.2024
Gas natural y gas natural licuado	497	500
Carbón y fuel-oil	3	3
Combustible nuclear	75	60
Derechos de emisión de CO2	322	194
Materiales y otras existencias	106	50
Total	1.003	807

Naturgy mantiene a 31 de diciembre de 2025 unos compromisos de adquisición de existencias por importe de 47

millones de euros (49 millones de euros a 31 de diciembre de 2024), que corresponden a combustible nuclear.

Las existencias de gas incluyen básicamente las existencias en los almacenamientos subterráneos, en tránsito

marítimo, en plantas y en gasoductos, recogiendo asimismo la valoración de las existencias mínimas de seguridad y

por tanto restringidas en su libre disposición, conforme a lo establecido por la legislación, por importe de 193

millones de euros a 31 de diciembre de 2025 (277 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Las existencias de derechos de CO2 incluyen los derechos de CO2 para hacer frente principalmente a las emisiones

certificadas de las instalaciones de ciclos combinados y cogeneraciones. A partir del 1 de enero de 2024, mediante la

modificación de la Directiva 2003/87/CE, el comercio de derechos de emisiones de la UE se ha extendido a las

emisiones procedentes de las actividades de transporte marítimo, para aquellos buques en los que el puerto de carga

y/o descarga esté ubicado en países de la UE/EEE (Espacio Económico Europeo), en el ámbito del EU ETS (Véase

Anexo IV Marco Regulatorio, apartado 2.3.3). La implantación será progresiva hasta el año 2027. Durante el ejercicio

2025 se entregó el 40% de las emisiones correspondientes a 2024, por un importe equivalente a 6 millones de euros.

A 31 de diciembre de 2025, las existencias de derechos de CO2 recogen 13 millones de euros destinadas a cubrir la

entrega del 70% de emisiones generadas en 2025, durante el ejercicio 2026. La obligación de entrega de derechos

de emisión de CO2 derivada de las emisiones realizadas durante el ejercicio, está registrada en el epígrafe

“Provisiones corrientes” (Nota 16).

El importe acumulado a 31 de diciembre de 2025 correspondiente a deterioros de existencias asciende a 46 millones

de euros (18 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Nota 13. Efectivo y otros activos líquidos equivalentes

El detalle del epígrafe “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes” es el siguiente:


	31.12.2025	31.12.2024
Tesorería	2.476	3.847
Otros activos líquidos equivalentes (España y Resto de Europa)	1.261	1.433
Otros activos líquidos equivalentes (Internacional)	620	346
Total	4.357	5.626

Las inversiones en “Otros activos líquidos equivalentes” tienen un vencimiento contractual inferior a 3 meses y

devengan un tipo de interés efectivo ponderado de 2,82% a 31 de diciembre de 2025 (3,72% a 31 de diciembre de

2024).

A 31 de diciembre de 2024 se incluía un saldo de 200 millones de euros correspondientes a dos inversiones

financieras temporales en depósitos realizadas en noviembre y diciembre de 2024 y con duración inferior a 3 meses,

ligados a derechos de emisión de CO2 que consistían en una operación de compra spot y una venta simultánea a

futuro con una misma contraparte, el mismo riesgo y una rentabilidad garantizada. Estos depósitos eran fácilmente

convertibles en importes determinados de efectivo, podían cancelarse en cualquier momento sin penalizaciones y

estaban sujetos a un riesgo insignificante de cambios de valor. A 31 de diciembre de 2025 no se incluyen saldos

correspondientes a este tipo de inversiones.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

A 31 de diciembre de 2025 y 2024 no existen colocaciones en deuda soberana ni existen restricciones por importe

significativo a la disposición de efectivo.

Todas las inversiones en “Efectivo y otros activos líquidos equivalentes” se valoran a coste amortizado.

Nota 14. Patrimonio neto

Los principales componentes del Patrimonio neto se detallan en los siguientes apartados:

14.1. Capital social y Prima de emisión

Las variaciones durante los ejercicios 2025 y 2024 del número de acciones y las cuentas de Capital social y Prima de

emisión han sido las siguientes:


	Número de acciones	Capital social	Prima de emisión	Total
01.01.2024	969.613.801	970	3.808	4.778
Variación	—	—	—	—
31.12.2024	969.613.801	970	3.808	4.778
Variación	—	—	—	—
31.12.2025	969.613.801	970	3.808	4.778

Todas las acciones emitidas están totalmente desembolsadas y con los mismos derechos políticos y económicos.

Durante los ejercicios 2025 y 2024 no se han producido variaciones en el número de acciones ni en las cuentas de

“Capital social” y “Prima de emisión”.

El Consejo de Administración de la Sociedad, y durante un plazo máximo de cinco años a partir del 15 de marzo de

2022, está facultado para aumentar el capital social en la cantidad máxima correspondiente al 50% del capital social

de la Sociedad en el momento de esta autorización, mediante desembolso dinerario, en una o varias veces, en la

oportunidad y cuantía que el mismo decida, emitiendo acciones ordinarias, privilegiadas o rescatables, con voto o sin

voto, con prima o sin prima, sin necesidad de nueva autorización de la Junta General, con la posibilidad de acordar en

su caso la exclusión, total o parcial, del derecho de suscripción preferente hasta el límite del 20% del capital social en

el momento de la presente autorización, así como para modificar los artículos de los Estatutos Sociales que sea

preciso por el aumento o aumentos de capital que realice en virtud de la indicada autorización, con previsión de

suscripción incompleta, todo ello de conformidad con lo establecido en el artículo 297.1.b) de la Ley de Sociedades

de Capital. Asimismo, en base a esta autorización, realizará, en su caso, los trámites y actuaciones necesarias ante los

organismos del mercado de valores, nacionales o extranjeros, para solicitar la admisión a negociación, permanencia

y/o, en su caso, para su exclusión, de las acciones emitidas.

La Ley de Sociedades de Capital permite expresamente la utilización del saldo de la “Prima de emisión” para ampliar

capital y no establece restricción específica alguna en cuanto a la disponibilidad de dicho saldo.

Las participaciones más relevantes en el capital social de Naturgy Energy Group, S.A. a 31 de diciembre de 2025 y a

31 de diciembre de 2024, de acuerdo con la información pública disponible o a la comunicación realizada a la propia

Sociedad, son las siguientes:


Participación en el capital social %
	2025	2024
- Fundación Bancaria Caixa d'Estalvis i Pensions de Barcelona, "la Caixa" (1)	26,0	26,7
- BlackRock, Inc. (2)	12,5	20,9
- CVC Capital Partners PLC (3) (4)	13,8	20,7
- Corporación Financiera Alba, S.A. (3) (5)	5,0	—
- IFM Global Infrastructure Fund (6)	15,5	16,9
- Sonatrach (7)	4,1	4,1

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

(1) Participación a través de Criteria Caixa, S.A.U.

(2) La participación indirecta se ostenta principalmente a través de GIP III Canary 1, S.à.r.l., que posee una

participación directa de 11,422% (a 31 de diciembre de 2024 la participación de GIP III Canary 1, S.à.r.l. era de

20,641%). Adicionalmente, a 31 de diciembre de 2025, BlackRock, Inc. posee un 0,092% de derechos de voto

derivados de instrumentos financieros.

(3) Con fecha 18 de diciembre de 2025, Corporación Financiera Alba, S.A. (Alba), Rioja Investments, S.à r.l., Rioja

Luxembourg, S.à r.l. y Rioja Acquisition, S.à r.l., han acordado llevar a cabo una reorganización de la estructura de

inversión en Naturgy consistente en la separación de Alba como socio de Rioja Luxembourg, S.à r.l. e,

indirectamente, de Rioja Acquisition, S.à r.l. Como consecuencia de esta reorganización, Alba Europe S.à r.l. pasa a

ostentar directamente parte de las acciones de Naturgy que con anterioridad eran titularidad de Rioja

Acquisition, S.à r.l. Como consecuencia de ello, en el mismo día, dichas sociedades acordaron la terminación del

pacto parasocial que estaba vigente desde 2018 y la entrada en vigor, en su lugar, de un nuevo pacto parasocial

entre ellas, en relación con Naturgy.

(4) A través de Rioja Acquisition, S.à.r.l.

(5) A través de Alba Europe, S.à.r.l.

(6) A través de Global InfraCo O (2), S.à.r.l.

(7) Société Nationale pour la Recherche, la Production, le Transport, la Transformation et la Commercialisation des

Hydrocarbures.

La totalidad de las acciones de Naturgy Energy Group, S.A. están admitidas a cotización en las cuatro Bolsas Oficiales

españolas, cotizan en el mercado continuo y forman parte del Ibex35.

El 31 de diciembre de 2025, la cotización de las acciones de Naturgy Energy Group, S.A. se situó en 25,92 euros. El

31 de diciembre de 2024 la cotización fue de 23,38 euros.

En febrero de 2024, Morgan Stanley Capital International (MSCI), referente mundial para inversiones institucionales y

numerosos fondos de inversión y fondos cotizados en bolsa, anunció cambios en la composición de varios de sus

índices. Como consecuencia de ello, Naturgy fue retirada como constituyente de varios índices MSCI, con efecto

desde el cierre de mercado del último día hábil de febrero de 2024. La exclusión se basó en el valor de mercado del

capital flotante de Naturgy, que se encontraba situado por debajo de los umbrales mínimos para los criterios de

inclusión de MSCI, sin que ello guardase relación alguna con el desempeño operativo o financiero del Grupo.

Tal y como se detalla en el apartado “Acciones Propias” de la presente nota, Naturgy ha llevado a cabo diversas

operaciones que han permitido restablecer el nivel de capital flotante requerido para su reincorporación a los índices

MSCI. En consecuencia, en noviembre de 2025, MSCI comunicó la inclusión de Naturgy en sus índices bursátiles, con

efectos a partir del 25 de noviembre de 2025.

14.2. Reservas y ganancias acumuladas

El epígrafe de Reservas incluye las siguientes reservas:


	2025	2024
Reserva legal	200	200
Reserva estatutaria	100	100
Reserva por capital amortizado	31	31
Otras reservas y ganancias acumuladas	5.917	5.649
Reserva voluntaria Naturgy Energy Group, S.A.	9.731	9.731
Otras reservas y ganancias acumuladas	(3.814)	(4.082)
	6.248	5.980

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

14.2.1. Reserva legal

Por lo dispuesto en la Ley de Sociedades de Capital debe destinarse una cifra igual al 10% de los beneficios a dicha

reserva hasta que represente, como mínimo, el 20% del capital social. La reserva legal puede utilizarse para

aumentar el capital en la parte que supere el 10% del capital ya aumentado.

Salvo para la finalidad mencionada, y siempre que no supere el 20% del capital social, la reserva legal únicamente

puede utilizarse para compensar pérdidas y siempre que no existan otras reservas disponibles suficientes para este

fin.

14.2.2. Reserva estatutaria

En virtud de los Estatutos Sociales de Naturgy Energy Group, S.A., el 2% del beneficio neto del ejercicio debe

asignarse a la reserva estatutaria hasta que ésta alcance, al menos, el 10% del capital social.

14.2.3. Reserva por capital amortizado

Tras la aprobación de la Junta General Ordinaria de Accionistas de 26 de mayo de 2020, en el ejercicio 2020 se

realizó una reducción de capital por amortización de acciones propias con la disminución de 14 millones de euros de

capital y 284 millones de reservas voluntarias.

Adicionalmente, en aplicación del artículo 335 c) de la Ley de Sociedades de capital, se constituyó una Reserva por

capital amortizado por un importe igual al valor nominal de las acciones amortizadas, con el carácter de indisponible.

El total acumulado de la Reserva por capital amortizado asciende a 31 millones de euros a 31 de diciembre de 2025

y 2024.

14.2.4. Otras reservas y ganancias acumuladas

Corresponde básicamente a reservas voluntarias por beneficios no distribuidos.

14.3. Remuneraciones basadas en acciones

Con fecha 31 de julio de 2018, el Consejo de Administración aprobó un plan de incentivo variable a largo plazo (ILP)

en el que participaban el Presidente Ejecutivo y otros directivos, cuyas características fueron comunicadas como

Información Relevante el 6 de diciembre de 2018 y aprobadas por la Junta General de Accionistas de 5 de marzo de

2019. Este incentivo abarcaba inicialmente el periodo del Plan Estratégico 2018, si bien, el 25 de noviembre de

2021, el Consejo decidió extenderlo para que coincidiera con el vencimiento del nuevo Plan Estratégico 2021.

Con fecha 22 de abril de 2024, el Consejo de Administración, a propuesta del Presidente Ejecutivo, con el objetivo de

poder actuar con absoluta independencia y neutralidad y evitar cualquier conflicto de interés ligado al resultado de

cualquier potencial oferta sobre las acciones de Naturgy, aprobó la modificación del plan de incentivo variable a largo

plazo del Presidente Ejecutivo. A través de esta modificación se retornó al esquema de retribución original previsto

en su contrato de febrero de 2018 y en la Política de remuneraciones aprobada por la Junta General de Accionistas

en junio de 2018. El esquema modificado quedó ligado a objetivos del Plan Estratégico, dejando de ser un plan

basado en acciones. No obstante, se mantenían condiciones relevantes del plan anterior como el supuesto de pérdida

del incentivo, la duración y vencimiento del plan y la cláusula de claw back. Asimismo, se estableció que, bajo el plan

modificado, el Presidente no podía percibir más de lo que se hubiera podido percibir bajo el esquema anterior ILP. La

Junta General de Accionistas celebrada el 25 de marzo de 2025 ratificó el acuerdo del Consejo de Administración

adoptado en su sesión del 22 de abril de 2024.

Con fecha 18 de febrero de 2025, el Consejo de Administración de Naturgy aprobó el Plan Estratégico 2025,

acordando por ello, la liquidación anticipada del incentivo variable a largo plazo vigente. Asimismo, el Consejo de

Administración, siguiendo la propuesta de la Comisión de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo,

decidió que se liquidase en efectivo el valor del excedente del vehículo societario generado de acuerdo con las

condiciones establecidas inicialmente, en lugar de la entrega de acciones.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Tras la aprobación del vencimiento anticipado del plan de incentivo variable a largo plazo, se registró de forma

anticipada la consolidación de los derechos a la fecha de liquidación en el Estado del resultado consolidado, en el

epígrafe “Gastos de Personal”, un importe de 2 millones de euros (2 millones de euros en el ejercicio 2024), con

abono al epígrafe de “Reservas” del Estado de situación financiera consolidado (Nota 25).

Tras la aprobación de las modificaciones anteriores del plan de incentivo variable a largo plazo por el Consejo de

Administración y la ratificación de la Junta General de Accionistas, se procedió al reconocimiento del pasivo total del

compromiso devengado desde 2018 al valor razonable a la fecha de liquidación como una reclasificación del

patrimonio neto y, posteriormente, al pago a los veintitrés directivos beneficiarios. La liquidación correspondiente al

periodo de siete años comprendido entre 2018 y 2024 ha supuesto un importe anual de 9.584 miles de euros.

14.4. Acciones propias

Los movimientos habidos durante los ejercicios 2025 y 2024 con acciones propias de Naturgy Energy Group, S.A. han

sido los siguientes:


	Número de acciones	Importe (millones de euros)	% Capital
01.01.2024	8.879.595	206	0,9%
Plan de adquisición de acciones	—	—	—%
Entrega empleados	—	—	—%
31.12.2024	8.879.595	206	0,9%
Oferta pública de adquisición	88.000.000	2.332	9,1%
1ª Colocación acelerada	(19.305.000)	(506)	(2,0)%
2ª Colocación acelerada	(34.100.000)	(893)	(3,5)%
Entrega empleados	(254.365)	(7)	—%
31.12.2025	43.220.230	1.132	4,5%

La Junta General de Accionistas del 25 de marzo de 2025 autorizó al Consejo de Administración para que, en un

plazo no superior a los cinco años, pueda adquirir a título oneroso, en una o varias veces, acciones de la Sociedad que

estén totalmente desembolsadas, sin que nunca el valor nominal de las acciones adquiridas directa o indirectamente,

sumándose al de las que ya posean la Sociedad y sus filiales supere el 10% del capital suscrito, o cualquier otro que

legalmente se establezca. El precio o valor de contraprestación no podrá ser inferior al valor nominal de las acciones

ni superar en un 20% el valor de su cotización en la última sesión de Bolsa anterior a la operación.

Ejercicio 2025

Oferta pública de adquisición

A la fecha de la publicación del anuncio previo de la oferta pública de adquisición (14 de marzo de 2025), Naturgy era

titular de 8.879.595 acciones propias, de las cuales 8.639.595 acciones tenían la consideración de autocartera

indirecta por ser titularidad de Naturgy Alfa Investments, S.A.U. (filial íntegramente participada por Naturgy Energy

Group, S.A. de forma indirecta).

El Consejo de Administración del 25 de marzo de 2025 adoptó por unanimidad, entre otros, el acuerdo por el cual,

Naturgy Energy Group, S.A. adquiría las 8.639.595 acciones de la Sociedad pertenecientes a Naturgy Alfa

Investments, S.A.U. a un precio de 26,50 euros, en relación con la terminación anticipada del plan de incentivo

variable a largo plazo, acordada por el Consejo de administración de la Sociedad en su reunión de 18 de febrero de

2025 (Ver apartado “Remuneraciones basadas en acciones”, incorporado en esta Nota). Con fecha 14 de mayo de

2025, Naturgy Energy Group, S.A., sociedad dominante del Grupo, ejecutó esta adquisición.

Con fecha 25 de marzo de 2025, la Junta General Ordinaria de Accionistas de Naturgy Energy Group, S.A., acordó

aprobar la formulación de una oferta pública, voluntaria y parcial de adquisición sobre un máximo de 88.000.000 de

sus propias acciones, representativas del 9,08% del capital social y dirigida a todos los accionistas de Naturgy.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

La oferta no fue dirigida sobre las 8.879.595 acciones propias que Naturgy tenía en autocartera antes de su

lanzamiento, representativas del 0,92% de su capital social, que han sido inmovilizadas para impedir su transmisión,

en el marco de la misma. En consecuencia, la oferta se dirigió a los titulares de las 960.734.206 acciones de Naturgy,

representativas del 99,08% del capital social, y a la adquisición del número máximo de acciones indicado

anteriormente.

La oferta se formuló como una compraventa de acciones con una contraprestación de 26,50 euros por acción,

previéndose abonar íntegramente en efectivo.

Los términos establecidos en la oferta fueron idénticos para la totalidad de las acciones de Naturgy a las que se

dirigía la oferta, siendo esta voluntaria y con un precio fijado libremente por Naturgy de conformidad con lo previsto

en el artículo 13.5 del Real Decreto 1066/2007, sin que esté sujeto a las reglas sobre precio equitativo del artículo 9

del Real Decreto 1066/2007.

Los accionistas titulares de acciones representativas de más del 10% del capital de Naturgy Energy Group, .S.A.:

Criteria Caixa, S.A.U. (Fundación Bancaria Caixa d'Estalvis i Pensions de Barcelona); Rioja Acquisition, S.à r.l. (CVC

Capital Partners PLC); GIP III Canary 1, S.à r.l. (BlackRock, Inc.) y; Global InfraCo O (2), S.à r.l. (IFM Global

Infrastructure Fund), se comprometieron a aceptar la oferta con la totalidad de sus acciones.

Dado que la oferta se formuló respecto de un número de acciones representativo del 9,08% del capital social de

Naturgy, inferior al 84,97% del capital social respecto del cual se han recibido compromisos de aceptación, se

preveía que el número total de valores incluidos en las declaraciones de aceptación excedería el número de acciones

a las que se dirige la oferta. En consecuencia, se contempló la aplicación del mecanismo de distribución y prorrateo

previsto en el artículo 38.1 del Real Decreto 1066/2007.

La oferta se enmarcó en el Plan Estratégico 2025-2027, uno de cuyos pilares fundamentales consiste en el

restablecimiento de unos niveles adecuados de capital flotante (free float), y tiene como propósito primordial que

Naturgy adquiera acciones propias en autocartera para que, cuando se considere razonable, posible y conveniente de

acuerdo con las condiciones de mercado existentes en cada momento, dichas acciones puedan ser objeto de

colocación ordenada por la Sociedad, total o parcialmente, en una o varias veces, por el procedimiento y en los

términos y condiciones (incluido precio de colocación) que el Consejo de Administración de Naturgy considere más

adecuados, acrecentando el capital flotante (free float) y avanzando en el objetivo de retornar a los principales

índices bursátiles, en especial, los de la familia MSCI.

La expectativa de Naturgy consiste en colocar en el mercado, durante el periodo de vigencia del Plan Estratégico

2025-2027, tanto las acciones adquiridas en la oferta pública de adquisición voluntaria y parcial como las restantes

acciones actualmente mantenidas en autocartera por la Sociedad.

El acuerdo de la Junta General de Accionistas aprobado el 25 de marzo de 2025 no contemplaba la amortización de

las acciones adquiridas y, teniendo en cuenta la intención recogida en el Plan Estratégico 2025-2027 de aumentar el

capital flotante (free float), el Consejo de Administración, con fecha 6 de mayo de 2025, se ha comprometido a no

proponer a la Junta General de Accionistas la amortización de las acciones adquiridas durante dicho período.

La oferta no consistió en una oferta de exclusión de las reguladas en los artículos 65 de la Ley de los Mercados de

Valores y de los Servicios de Inversión (LMVSI) y 10 del Real Decreto 1066/2007, ni en una oferta pública de

adquisición por reducción de capital mediante adquisición de acciones propias de las reguladas en el artículo 12 del

Real Decreto 1066/2007.

El periodo de aceptación transcurrió entre el 30 de mayo y el 13 de junio de 2025. Tras la conclusión de este periodo,

el número de acciones finalmente adquiridas en el marco de la oferta ascendió a 88 millones, lo cual supuso un

desembolso en efectivo de 2.332 millones de euros. Como resultado, a 30 de junio de 2025, el número total de

acciones en autocartera de Naturgy ascendía a 96.879.595.

Colocación de autocartera

Durante el segundo semestre de 2025, Naturgy llevó a cabo una serie de operaciones sobre acciones propias

enmarcadas en la estrategia de retorno al mercado de las acciones adquiridas en la oferta pública de adquisición

descrita anteriormente, contribuyendo a la mejora de la liquidez de la acción y facilitando su inclusión en los índices

bursátiles internacionales.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El 7 de agosto de 2025, Naturgy completó dos operaciones de disposición de acciones propias: una colocación

acelerada de 19.305.000 acciones (aproximadamente el 2,0 % del capital social) llevada a cabo por una entidad

colocadora y dirigida a inversores cualificados, por un importe total percibido de 500 millones de euros, y una venta

bilateral de 34.100.000 acciones (aproximadamente el 3,5 % del capital social) a una entidad financiera

internacional, por un importe de 883 millones de euros. En ambas operaciones, el precio de ejecución fue de 25,9

euros por acción, equivalente al precio de la oferta pública de adquisición parcial de acciones propias (26,5 euros por

acción), ajustado por el dividendo a cuenta de 0,60 euros por acción pagado el 30 de julio de 2025.

Simultáneamente con la venta bilateral de 34.100.000 acciones, Naturgy suscribió un contrato de permuta

financiera (“total return swap”) con la misma entidad financiera con la que realizó la venta, en virtud del cual

Naturgy mantiene la exposición económica sobre las acciones vendidas. Dado que la permuta está supeditada al

contrato de compraventa, los efectos contables se analizan de forma conjunta.

La permuta financiera implica que la entidad colocadora realiza la colocación de las acciones en el mercado bajo

condiciones pactadas. En el momento de constitución de la permuta, no se efectúa el pago inicial de los 883 millones

de euros, por parte de Naturgy, ya que el importe equivalente al producto del número de acciones objeto del contrato

por el precio pactado se compensa con el asociado a la venta bilateral. En el momento de la liquidación por la venta

de acciones a terceros:

• Naturgy abonará una parte fija equivalente al 1 % del importe inicial, calculado sobre las acciones vendidas a

terceros y por el periodo transcurrido desde la firma del contrato hasta su liquidación;

• la entidad colocadora abonará la diferencia entre el precio de colocación de las acciones y su precio inicial, y;

• la entidad colocadora abonará a Naturgy el importe inicial vinculado a la compra de las acciones colocadas.

Asimismo, durante la vigencia del contrato de permuta, Naturgy percibe los dividendos que la entidad colocadora

haya recibido por las acciones sujetas al contrato. En el mes de noviembre de 2025, Naturgy ha recibido 17 millones

de euros por este concepto, registrados en Otras reservas.

Dado que Naturgy mantiene los riesgos y beneficios asociados a las acciones, objeto de la venta bilateral y de la

permuta financiera, estas no se dan de baja del patrimonio del grupo. Estas operaciones se consideran como una

intermediación para la colocación de acciones por parte de la entidad financiera, sin que exista una operación de

financiación ni, por tanto, un pasivo financiero, ya que el importe recibido por la venta se compensa con el

desembolso inicial del contrato de permuta.

En relación con el proceso de colocación acelerada, Naturgy asumió el compromiso de no disponer de sus acciones

remanentes en autocartera y de no llevar a cabo cualquier operación dirigida a reducir su exposición económica bajo

la Permuta Financiera, durante un periodo de 60 días desde la finalización del proceso de colocación acelerada.

Con fecha 9 de octubre de 2025, Naturgy realizó una nueva colocación acelerada de 34.100.000 acciones propias

(aproximadamente el 3,5% del capital social) entre inversores cualificados, por un importe total de 883 millones de

euros, siendo el precio de ejecución también de 25,9 euros por acción y también asumiendo un compromiso de no

disposición (lock-up) de 60 días sobre las acciones restantes en autocartera, así como de no llevar a cabo cualquier

operación dirigida a reducir su exposición económica bajo la permuta financiera suscrita el 7 de agosto de 2025. El

importe neto recibido ascendió a 879 millones de euros.

Derivado de estas operaciones de colocación de acciones, el resultado por operaciones con acciones propias

registrado en Otras reservas asciende a un importe negativo de 17 millones de euros, sin considerarlos gastos

asociados a las mismas.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Entrega a empleados

En ejecución de los acuerdos adoptados por la Junta General de Accionistas de Naturgy Energy Group, S.A., se puso

en marcha el Plan de Adquisición de Acciones correspondiente al ejercicio 2025, dirigido a empleados de Naturgy en

España que, voluntariamente, decidan acogerse al mismo. El Plan permite a sus participantes recibir parte de su

retribución en acciones de Naturgy Energy Group, S.A. con un límite máximo anual de 12.000 euros. Durante el mes

de agosto de 2025 se entregaron a los empleados un total de 254.365 acciones por importe de 7 millones de euros.

Tras estas operaciones y considerando la permuta financiera, a 31 de diciembre de 2025, el número total de

acciones en autocartera de Naturgy asciende a 43.220.230, lo cual representa el 4,5% del capital total.

Ejercicio 2024

Durante el ejercicio 2024 no se produjeron operaciones con acciones propias.

14.5. Ganancias por acción

Las ganancias básicas por acción se calculan dividiendo el beneficio atribuible a Accionistas de la Sociedad

dominante entre el número medio de las acciones ordinarias en circulación durante el año:


	31.12.2025	31.12.2024
Beneficio atribuible a accionistas de la Sociedad dominante	2.023	1.901
Número medio de acciones ordinarias en circulación	930.410.592	960.734.206
Ganancias por acción de las actividades continuadas (en euros):
- Básicas	2,17	2,00
- Diluidas	2,17	2,00
Ganancias por acción de las actividades interrumpidas (en euros):
- Básicas	—	(0,02)
- Diluidas	—	(0,02)

El número medio de acciones ordinarias utilizado en el cálculo de las ganancias por acción de los ejercicios 2025 y

2024 es el siguiente:


	2025	2024
Número medio de acciones ordinarias	969.613.801	969.613.801
Número medio de acciones propias	(39.203.209)	(8.879.595)
Número medio de acciones en circulación	930.410.592	960.734.206

Las ganancias básicas por acción coinciden con las diluidas, dado que no han existido instrumentos que pudieran

convertirse en acciones ordinarias durante dichos ejercicios y no se cumplen las condiciones para considerar, en el

cálculo de las ganancias diluidas, las acciones correspondientes al incentivo retributivo descrito en el apartado

“Remuneraciones basadas en acciones” de esta Nota.

14.6. Dividendos

A continuación, se detallan los pagos de dividendos efectuados por Naturgy Energy Group, S.A., sociedad dominante

del grupo Naturgy, durante los ejercicios 2025 y 2024:


		31.12.2025		31.12.2024
	% sobre Nominal	Euros por acción	Importe (1)	% sobre Nominal	Euros por acción	Importe (1)
Acciones ordinarias	180%	1,8	1.682	140%	1,4	1.357
Resto de acciones (sin voto, rescatables, etc.)	—	—	—	—	—	—
Dividendos totales pagados	180%	1,8	1.682	140%	1,4	1.357
a) Dividendos con cargo a resultados o remanente	180%	1,8	1.682	140%	1,4	1.357
b) Dividendos con cargo a reservas o prima de emisión	—	—	—	—	—	—
c) Dividendos en especie	—	—	—	—	—	—

(1) El importe de los dividendos pagados neto de aquellos percibidos por empresas del grupo asciende a 1.676 millones de euros y 1.345 millones de

euros a 31 de diciembre de 2025 y 2024, respectivamente.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Adicionalmente, el importe de dividendos pagados a participaciones no dominantes en el ejercicio 2025 asciende a

244 millones de euros (226 millones de euros en 2024), de los cuales 17 millones de euros corresponden a

remuneraciones a otros instrumentos de patrimonio (35 millones de euros en 2024). Por tanto, los pagos por

dividendos totales han ascendido a 1.920 millones de euros (1.571 millones de euros en 2024).

Ejercicio 2025

Con fecha 18 de febrero de 2025, el Consejo de Administración aprobó la propuesta que elevó a la Junta General de

Accionistas de distribución del beneficio neto de la Sociedad correspondiente al ejercicio 2024 y del remanente de

ejercicios anteriores, que fue la siguiente:

BASE DE REPARTO

Resultado..................................................................... 1.057

Remanente..............................................................…. 2.446

Base de reparto..…............................................. 3.503

DISTRIBUCIÓN:

A DIVIDENDO: cantidad, cuyo importe bruto agregado será igual a la suma de las siguientes cantidades (el

“Dividendo”):

i. 969 millones euros (“el Dividendo a Cuenta Total”), correspondientes a los dos dividendos a cuenta del

ejercicio 2024 abonados por Naturgy Energy Group, S.A., equivalentes conjuntamente a 1,00 euro por

acción por el número de acciones que no tenían la condición de autocartera directa en las fechas

correspondientes según fue aprobado por el Consejo de Administración conforme a los estados contables

provisionales formulados y de acuerdo con los requisitos legales exigidos, que ponían de manifiesto la

existencia de liquidez suficiente para la distribución de dichos dividendos a cuenta del resultado

correspondientes al ejercicio 2024 y,

ii. La cantidad que resulte de multiplicar 0,60 euros por acción por el número de acciones que no tengan la

condición de autocartera directa en la fecha en que se determinen los titulares inscritos con derecho a

percibir el dividendo complementario (el “Dividendo complementario”).

De dicho Dividendo, ya se ha abonado la cantidad de 969 millones euros los días 1 de agosto y 6 de

noviembre de 2024. El abono del Dividendo Complementario se efectuará, en la cantidad por acción

indicada más arriba, a través de las entidades participantes en la Sociedad de Gestión de los Sistemas de

Registro, Compensación y Liquidación de Valores, S.A.U. (Iberclear). El citado dividendo se hará efectivo a los

accionistas a partir del próximo 9 de abril 2025.

Se faculta, a tal efecto, al Consejo de Administración, con expresa facultad de sustitución del consejero o

consejeros que se estimase pertinente, para que pueda realizar todas las actuaciones necesarias o

convenientes para llevar a cabo el reparto y, en particular, con carácter indicativo y no limitativo, designar a

la entidad que debiera actuar como agente de pago.

A REMANENTE: Importe determinable que resultará de restar a la Base de reparto el importe destinado a Dividendo.

TOTAL DISTRIBUIDO …......................................................... 3.503

Esta propuesta de aplicación del resultado y del remanente de ejercicios anteriores formulada por el Consejo de

Administración para su aprobación por la Junta General de Accionistas incluía el pago complementario de 0,60 euros

por cada acción con derecho a percibirlo y que se encontrase en circulación en la fecha de propuesta de pago, el 9 de

abril de 2025.

Finalmente, la Junta General de Accionistas celebrada el 25 de marzo de 2025 aprobó el dividendo complementario

de 0,60 euros por acción, para aquellas acciones que no tenían la condición de autocartera directa en la fecha en que

se llevó a cabo el reparto y que fue pagado íntegramente el 9 de abril de 2025.

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Tras la liquidación del dividendo complementario, el importe destinado a Remanente ascendió a 1.952 millones de

euros.

El Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A aprobó, en su reunión del 22 de julio de 2025, distribuir

un dividendo a cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2025 de 0,60 euros por acción en circulación, pagadero

a partir del 30 de julio de 2025.

Naturgy Energy Group, S.A. contaba, a la fecha de aprobación del dividendo a cuenta, con la liquidez necesaria para

proceder a su pago de acuerdo con lo establecido en la Ley de Sociedades de Capital. El estado contable de liquidez

provisional a 30 de junio de 2025 formulado por los Administradores el 22 de julio de 2025 fue el siguiente:


Resultado después de impuestos		1.229
Reservas a dotar		—
Cantidad máxima distribuible		1.229
Previsión de pago máximo del dividendo a cuenta		524
Liquidez de tesorería	1.864
Líneas de crédito no dispuestas	5.251
Liquidez total		7.115

El Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. acordó, en su reunión del 28 de octubre de 2025,

distribuir un segundo dividendo a cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2025 de 0,60 euros por acción en

circulación, pagadero a partir del 5 de noviembre de 2025.

La Sociedad contaba, a la fecha de aprobación del dividendo a cuenta, con la liquidez necesaria para proceder a su

pago de acuerdo con lo establecido en la Ley de Sociedades de Capital. El estado contable de liquidez provisional a

30 de septiembre de 2025 formulado por los Administradores el 28 de octubre de 2025 fue el siguiente:


Resultado después de impuestos		1.358
Reservas a dotar		—
Cantidad máxima distribuible		1.358
Dividendo a cuenta resultado 2025		524
Previsión de pago máximo del dividendo a cuenta		576
Liquidez de tesorería	1.757
Líneas de crédito no dispuestas	5.250
Liquidez total		7.007

Con fecha 17 de febrero de 2026, el Consejo de Administración aprueba la propuesta que elevará a la Junta General

de Accionistas de distribución del beneficio neto de la Sociedad correspondiente al ejercicio 2025 y del remanente de

ejercicios anteriores, que es la siguiente:

BASE DE REPARTO

Resultado..................................................................... 1.321

Remanente..............................................................…. 1.952

Base de reparto..…............................................ 3.273

100

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

DISTRIBUCIÓN:

A DIVIDENDO: cantidad, cuyo importe bruto agregado será igual a la suma de las siguientes cantidades (el

“Dividendo”):

i. 1.100 millones euros (“el Dividendo a Cuenta Total”), correspondientes a los dos dividendos a cuenta del

ejercicio 2025 abonados por Naturgy Energy Group, S.A., equivalentes conjuntamente a 1,20 euros por

acción por el número de acciones que no tenían la condición de autocartera directa en las fechas

correspondientes según fue aprobado por el Consejo de Administración conforme a los estados contables

provisionales formulados y de acuerdo con los requisitos legales exigidos, que ponían de manifiesto la

existencia de liquidez suficiente para la distribución de dichos dividendos a cuenta del resultado

correspondientes al ejercicio 2025 y,

ii. La cantidad que resulte de multiplicar 0,57 euros por acción por el número de acciones que no tengan la

condición de autocartera directa en la fecha en que se determinen los titulares inscritos con derecho a

percibir el dividendo complementario (el “Dividendo complementario”).

De dicho Dividendo, ya se ha abonado la cantidad de 1.100 millones euros los días 30 de julio y 5 de

noviembre de 2025. El abono del Dividendo Complementario se efectuará, en la cantidad por acción

indicada más arriba, a través de las entidades participantes en la Sociedad de Gestión de los Sistemas de

Registro, Compensación y Liquidación de Valores, S.A.U. (Iberclear). El citado dividendo se hará efectivo a los

accionistas a partir del próximo día 31 de marzo de 2026.

Se faculta al efecto al Consejo de Administración, con expresa facultad de sustitución en el consejero o

consejeros que estime pertinente, para que pueda realizar todas las actuaciones necesarias o convenientes

para llevar a cabo el reparto y, en particular, con carácter indicativo y no limitativo, designar a la entidad que

deba actuar como agente de pago.

A REMANENTE: Importe determinable que resultará de restar a la Base de reparto el importe destinado a Dividendo.

TOTAL DISTRIBUIDO …......................................................... 3.273

Esta propuesta de aplicación del resultado y del remanente de ejercicios anteriores formulada por el Consejo de

Administración para su aprobación por la Junta General de Accionistas incluye el pago complementario de 0,57

euros por cada acción con derecho a percibirlo y que se encuentre en circulación en la fecha de propuesta de pago, el

31 de marzo de 2026.

En este sentido, en caso de que en el momento de la distribución del tercer y último pago del dividendo de 2025

propuesto (0,57 euros por acción) se mantuviera el mismo número de acciones propias que al cierre de 2025, el

importe aplicado a remanente sería de 1.626 millones de euros.

Ejercicio 2024

Con fecha 26 de febrero de 2024, el Consejo de Administración aprobó la propuesta que elevó a la Junta General de

Accionistas de distribución del beneficio neto de Naturgy Energy Group, S.A. correspondiente al ejercicio 2023 y del

remanente de ejercicios anteriores, que figuraba en la Nota 14 de las Cuentas anuales consolidadas del ejercicio

anual terminado el 31 de diciembre de 2023.

Esta propuesta de aplicación del resultado y del remanente de ejercicios anteriores formulada por el Consejo de

Administración para su aprobación por la Junta General de Accionistas incluía el pago complementario de 0,40 euros

por cada acción con derecho a percibirlo y que se encontrase en circulación en la fecha de propuesta de pago, el 9 de

abril de 2024.

Posteriormente, la Junta General de Accionistas celebrada el 2 de abril de 2024 aprobó el dividendo complementario

de 0,40 euros por acción, para aquellas acciones que no tuvieran la condición de autocartera directa en la fecha en

que se llevó a cabo el reparto y que fue pagado íntegramente el 9 de abril de 2024.

101

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Tras la liquidación del dividendo complementario, el importe destinado a Remanente ascendió a 2.446 millones de

euros.

El Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A aprobó, en su reunión del 22 de julio de 2024, distribuir

un dividendo a cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2024 de 0,50 euros por acción, para aquellas acciones

que no tuvieran la condición de autocartera directa en la fecha en que se llevase a cabo el reparto, y que fue pagado

íntegramente el 1 de agosto de 2024.

Finalmente, el Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. acordó, en su reunión del 29 de octubre de

2024, distribuir un segundo dividendo a cuenta con cargo a los resultados del ejercicio 2024 de 0,50 euros por

acción, para aquellas acciones que no tuvieran la condición de autocartera directa en la fecha en que se llevase a

cabo el reparto, y que fue pagado el 6 de noviembre de 2024.

14.7. Otros componentes de patrimonio

A continuación, se detalla el movimiento de Otros componentes de patrimonio:


	Activos financieros a valor razonable	Operaciones de cobertura	Efecto fiscal	Total reservas por revaluación de activos y pasivos	Diferencias de conversión	Total
31.12.2023	(468)	326	50	(92)	(1.381)	(1.473)
Variación de valor	—	(1.174)	206	(968)	52	(916)
Imputación a resultados	—	443	(69)	374	9	383
31.12.2024	(468)	(405)	187	(686)	(1.320)	(2.006)
Variación de valor	—	227	(97)	130	92	222
Imputación a resultados	—	366	(59)	307	2	309
31.12.2025	(468)	188	31	(249)	(1.226)	(1.475)

En el epígrafe de “Diferencias de conversión” se incluyen las diferencias de cambio descritas en la Nota 2.4.2. como

consecuencia de la variación del tipo de cambio del euro con respecto a las principales divisas de las sociedades

extranjeras de Naturgy. Adicionalmente, se incluye en este epígrafe el efecto de la reexpresión de los Estados

financieros de sociedades en economías hiperinflacionarias.

14.8. Participaciones no dominantes

A continuación, se detalla el movimiento de Participaciones no dominantes:


	Participaciones no dominantes
	Participaciones no dominantes
Saldo a 01.01.2024	2.481
Resultado global total del ejercicio	407
Distribución de dividendos	(186)
Amortización sobre la emisión de obligaciones subordinadas	(500)
Remuneraciones obligaciones perpetuas subordinadas	(29)
Otras variaciones	2
Saldo a 31.12.2024	2.175
Resultado global total del ejercicio	284
Distribución de dividendos	(230)
Amortización sobre la emisión de obligaciones subordinadas	(169)
Remuneraciones obligaciones perpetuas subordinadas	(13)
Otras variaciones	(16)
Saldo a 31.12.2025	2.031

102

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Los detalles correspondientes a las participaciones no dominantes más significativas son los siguientes:


		2025			2024
Sociedad	Patrimonio neto atribuido	Resultado consolidado del ejercicio	Dividendos devengados y otras remuneraciones	Patrimonio neto atribuido	Resultado consolidado del ejercicio	Dividendos devengados y otras remuneraciones
Sociedad	Patrimonio neto atribuido	Resultado consolidado del ejercicio	Dividendos devengados y otras remuneraciones	Patrimonio neto atribuido	Resultado consolidado del ejercicio	Dividendos devengados y otras remuneraciones
Metrogas, S.A.	365	41	50	390	100	37
Companhia Distribuidora de Gás do Río de Janeiro, S.A.	147	43	12	117	45	30
Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V.	88	16	—	111	21	—
Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.	114	14	4	119	17	—
EcoEléctrica, L.P.	74	21	—	72	18	—
Naturgy México, S.A. de C.V.	48	13	18	41	14	28
Ceg Río, S.A.	52	11	3	45	12	5
Aprovisionadora Global de Energía, S.A.	38	32	35	48	45	38
Nedgia Catalunya, S.A.	147	32	—	147	35	—
Nedgia Madrid, S.A.	43	13	—	45	15	—
Otras sociedades (1)	469	112	104	423	101	42
Subtotal	1.585	348	226	1.558	423	180
Acciones preferentes	110	4	4	110	6	6
Obligaciones perpetuas subordinadas	336	10	13	507	17	29
Otros instrumentos de patrimonio	446	14	17	617	23	35
Total	2.031	362	243	2.175	446	215

(1) 2025 incluye dividendos devengados por importe de 13 millones de euros distribuidos por la sociedad Holding Negocios de Gas, S.A. (4 millones en

2024).

La información financiera correspondiente a las participaciones no dominantes más significativas es la siguiente

(importes al 100%):


	31 de diciembre 2025			31 de diciembre 2024
Sociedad	Activos totales	Pasivo no corriente	Pasivo corriente	Activos totales	Pasivo no corriente	Pasivo corriente
Metrogas, S.A.	1.659	(529)	(259)	1.688	(659)	(99)
Companhia Distribuidora de Gás do Río de Janeiro, S.A.	737	(203)	(204)	734	(282)	(188)
Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V.	595	(145)	(48)	733	(167)	(65)
Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.	1.597	(946)	(291)	1.587	(646)	(554)
EcoEléctrica, L.P. (1)	278	(5)	(7)	289	(6)	(6)
Naturgy México, S.A. de C.V.	681	(459)	(69)	610	(219)	(249)
Ceg Río, S.A.	223	(44)	(50)	230	(65)	(51)
Aprovisionadora Global de Energía, S.A.	141	(43)	(18)	173	(36)	(35)
Nedgia Catalunya, S.A.	1.005	(103)	(117)	1.015	(104)	(126)
Nedgia Madrid, S.A.	334	(33)	(64)	341	(36)	(59)

(1) La información financiera correspondiente a EcoEléctrica, L.P., que se integra siguiendo el método de la participación, se muestra prorrateada por

su porcentaje de participación.

En el Anexo I se incluye el detalle de sociedades participadas por Naturgy indicando su actividad y porcentaje de

participación de control y patrimonial.

En el análisis realizado para determinar que Naturgy ejerce el control sobre las entidades consolidadas no han surgido

supuestos que hayan requerido de un juicio complejo para su determinación, dado que Naturgy tiene derecho a

rendimientos variables procedentes de su implicación en la participada y tiene capacidad de influir en esos

rendimientos a través de su poder en la participada, habiéndose basado en la representación de Naturgy en el

Consejo de Administración de la filial y la participación en las decisiones significativas. Por otro lado, en términos

generales, no existen restricciones significativas sobre la capacidad de Naturgy para acceder a los activos o

utilizarlos, así como para liquidar sus pasivos.

14.8.1. Obligaciones perpetuas subordinadas

A 31 de diciembre de 2025 y 2024, el detalle de las emisiones de obligaciones subordinadas perpetuas realizadas por

Naturgy Finance Iberia, S.A.U., es el siguiente:

103

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


	Nominal vivo
Emisión	A 31.12.2025	A 31.12.2024	Opción de amortización anticipada	Cupón
Noviembre 2021	331	500	2027	2,374%

En mayo de 2025 Naturgy amortizó un importe de 169 millones de euros de las obligaciones subordinadas perpetuas

emitidas en noviembre de 2021 y cuyo cupón era del 2,374% (Nota 17). Esta operación ha supuesto un impacto

positivo por importe de 2 millones de euros registrado en el epígrafe de “Reservas”.

En abril de 2024 Naturgy amortizó totalmente la emisión de 500 millones de euros realizada en abril de 2015 y cuyo

cupón era del 3,375%.

Los intereses devengados por estas obligaciones no son exigibles, sino que son acumulativos, si bien Naturgy debe

hacer frente a su pago en caso de que reparta dividendos o decida ejercer la opción de cancelación anticipada.

Aunque estas obligaciones no tienen establecido vencimiento contractual alguno, Naturgy Finance Iberia, S.A.U. tiene

la opción de amortizarlas anticipadamente en la fecha de opción de amortización anticipada y posteriormente, en

cada fecha de pago del interés.

Naturgy reconoce el efectivo recibido en el epígrafe “Participaciones no dominantes” incluido dentro del patrimonio

neto del Estado de situación financiera consolidado, por considerar que las emisiones no cumplen las condiciones

establecidas para su consideración como pasivo financiero, dado que Naturgy no mantiene el compromiso

contractual de entrega de efectivo u otro activo financiero, ni una obligación de intercambio de activos o pasivos

financieros, estando las circunstancias que le obligan a ello enteramente a discreción de Naturgy.

Los intereses devengados en 2025 ascienden a 10 millones de euros (17 millones de euros en 2024) y se han

registrado en el epígrafe de “Participaciones no dominantes” del Estado del resultado consolidado de 2025 y 2024.

14.8.2. Acciones preferentes

Unión Fenosa Preferentes, S.A.U. realizó, en el ejercicio 2005, una emisión de acciones preferentes por importe

nominal de 750 millones de euros de los que, en el ejercicio 2015, se recompraron en efectivo 640 millones de euros,

quedando en circulación el resto.

Los dividendos son variables y no acumulativos: devengando un interés de Euribor a tres meses más un diferencial del

1,65%. El dividendo se paga por trimestres naturales vencidos, condicionado a la existencia de beneficio distribuible

de Naturgy, (considerando como tal el menor entre el beneficio neto declarado de Naturgy y el beneficio neto de

Naturgy Energy Group, S.A. como garante) y al pago de dividendo por parte de Naturgy Energy Group, S.A. Asimismo,

Unión Fenosa Preferentes, S.A.U. tiene opción, pero no obligación, de abonar a los titulares de las acciones

preferentes una remuneración en especie mediante el incremento del valor nominal de las mismas.

Las acciones son perpetuas, con opción para el emisor de amortizarlas a su valor nominal.

Naturgy reconoció el efectivo recibido en el epígrafe “Participaciones no dominantes” incluido dentro del patrimonio

neto del Estado de situación financiera consolidado, por considerar que la emisión no cumplía las condiciones

establecidas para su consideración como pasivo financiero, dado que Naturgy no mantiene el compromiso

contractual de entrega de efectivo u otro activo financiero, ni una obligación de intercambio de activos o pasivos

financieros, estando las circunstancias que le obligan a ello enteramente a discreción de Naturgy.

104

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 15. Ingresos diferidos

El detalle y los movimientos producidos en este epígrafe durante los ejercicios 2025 y 2024 han sido los siguientes:


	Subvenciones de capital	Ingresos por acometidas	Otros	Total
01.01.2024	101	767	83	951
Importe recibido	6	94	136	236
Aplicaciones a resultados	(8)	(40)	(13)	(61)
Diferencias de conversión (1)	—	4	3	7
Traspasos y otros	—	1	(5)	(4)
31.12.2024	99	826	204	1.129
Importe recibido	3	82	125	210
Aplicaciones a resultados	(11)	(36)	(13)	(60)
Diferencias de conversión (1)	(1)	(5)	(15)	(21)
Traspasos y otros	8	(2)	(4)	2
31.12.2025	98	865	297	1.260

(1) incluye el impacto de la hiperinflación de Argentina.

En este epígrafe se incluyen básicamente:

• Las subvenciones de capital recibidas, correspondientes principalmente a los Convenios con Comunidades

Autónomas u otras entidades para la gasificación o electrificación de municipios y otras inversiones gasistas o

eléctricas, para las que Naturgy ha cumplido todas las condiciones establecidas y que se valoran por el importe

concedido (Nota 2.4.16.).

• Ingresos recibidos para la construcción de instalaciones de conexión a la red de distribución de gas o

electricidad (acometidas), que se registran por el efectivo recibido, así como cesiones recibidas de dichas

instalaciones, que se registran por su valor razonable (Nota 2.4.16. ).

• En Otros ingresos diferidos se recogen, principalmente, los importes correspondientes a créditos fiscales por

inversión (Investment Tax Credit o “ITC”), derivados de la finalización de la construcción en Estados Unidos de

los parques solares de Grimes, por importe de 111 millones de euros, recibidos durante el ejercicio 2025 y 7V,

por importe de 122 millones de euros, recibidos durante el ejercicio 2024.

Nota 16. Provisiones

El detalle de las provisiones a 31 de diciembre de 2025 y 2024 es:


	31.12.2025	31.12.2024
Provisiones por obligaciones con el personal	333	366
Otras provisiones	1.298	1.475
Provisiones no corrientes	1.631	1.841
Provisiones corrientes	590	361
Total	2.221	2.202

105

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16.1 Provisiones por obligaciones con el personal

A continuación se incluye un desglose de las Provisiones relativas a las obligaciones con el personal:


	2025			2024
	Pensiones y otras obligaciones similares	Otras obligaciones con el personal	Total	Pensiones y otras obligaciones similares	Otras obligaciones con el personal	Total
A 1 de enero	327	39	366	359	29	388
Dotaciones/reversiones con cargo a resultados	19	25	44	20	10	30
Pagos en el ejercicio	(19)	(50)	(69)	(19)	—	(19)
Diferencias de conversión	(5)	—	(5)	(10)	—	(10)
Variaciones reconocidas directamente en patrimonio	(6)	—	(6)	(25)	—	(25)
Traspasos y otras aplicaciones	(1)	4	3	2	—	2
A 31 de diciembre	315	18	333	327	39	366

Pensiones y otras obligaciones similares

El desglose de las provisiones por pensiones por país es el siguiente:


Desglose por país	31.12.2025	31.12.2024	01.01.2024
España	228	245	260
Brasil	43	43	63
Chile	4	4	6
México	34	28	27
Resto	6	7	3
Total	315	327	359

España

La mayor parte de los compromisos post-empleo de Naturgy en España consisten en la aportación de cantidades

definidas a planes de pensiones del sistema de empleo. A 31 de diciembre de 2025 y 31 de diciembre de 2024,

Naturgy tenía en vigor los siguientes compromisos de prestación definida para determinados colectivos:

• Pensiones a pensionistas jubilados, personas discapacitadas, viudas y huérfanos pertenecientes a determinados

colectivos.

• Compromisos de pago de complementos de pensiones de prestación definida con el personal pasivo del antiguo

grupo Unión Fenosa jubilado con anterioridad a noviembre de 2002 y una parte residual del personal activo.

• Cobertura de jubilación y fallecimiento a favor de determinados empleados.

• Subsidio de gas para personal activo y pasivo.

• Energía eléctrica para el personal activo y pasivo.

• Compromisos con empleados jubilados anticipadamente hasta que alcancen la edad de jubilación y planes de

jubilación anticipada.

• Complementos salariales y cotizaciones a la seguridad social para un colectivo de prejubilados hasta el

momento de acceso a la jubilación ordinaria.

• Asistencia sanitaria y otras prestaciones.

106

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Brasil

A 31 de diciembre de 2025 y a 31 de diciembre de 2024, Naturgy tiene en vigor las siguientes prestaciones para

determinados empleados en Brasil:

• Plan de prestaciones definidas posteriores a la relación laboral, con cobertura para la jubilación, fallecimiento

durante el trabajo y pensiones por discapacidad y cantidades globales.

• Plan de asistencia sanitaria posterior a la finalización de la relación laboral.

• Otros planes de prestaciones definidas posteriores a la relación laboral que garantiza pensiones temporales,

pensiones de vida y cantidades globales dependiendo de los años de servicio.

Chile

A 31 de diciembre de 2025 y a 31 de diciembre de 2024 Naturgy tiene en vigor las siguientes prestaciones para

determinados empleados en Chile:

• Indemnización por cese de la relación laboral para determinados empleados con motivo de su jubilación, cese, o

fallecimiento, calculado en función de la antigüedad del trabajador en la empresa.

• Premios de antigüedad que se satisfacen en el momento de cumplir 5, 10, 15, 20, 25 y 30 años de servicio.

México

A 31 de diciembre de 2025 y a 31 de diciembre de 2024, Naturgy tiene en vigor las siguientes prestaciones para

determinados empleados en México:

• Prima de antigüedad pagadera tras 15 años de servicio.

• Indemnización por cese de la relación laboral para empleados, sin el requisito de servicio, pagadero en caso de

fallecimiento durante el trabajo, discapacidad y despido.

• Indemnización por cese de la relación laboral equivalente a 3 meses de sueldo más 20 días de salario por año de

servicio.

• Compensación adicional solo en caso de retiro equivalente a un 1% del salario base por años de servicio.

107

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El detalle de las provisiones para pensiones y obligaciones similares, desglosado por los países con los saldos más

relevantes, reconocidas en el Estado de situación financiera consolidado, así como el movimiento del valor actual de

las obligaciones y del valor razonable de los activos del plan es el siguiente:


	2025				2024
	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México
Valor actual de las obligaciones
A 1 de enero	654	93	4	31	714	133	6	30
Coste del servicio del ejercicio	—	—	—	2	—	—	—	1
Coste de intereses	21	13	—	3	22	12	—	3
Variaciones reconocidas en patrimonio	(23)	1	—	5	(23)	(17)	—	(5)
Beneficios pagados	(56)	(12)	—	(1)	(59)	(11)	(1)	—
Diferencias de conversión	—	—	—	(3)	—	(24)	(1)	2
Traspasos y otros	(1)	—	—	—	—	—	—	—
A 31 de diciembre	595	95	4	37	654	93	4	31

Valor razonable activos del plan
A 1 de enero	409	50	—	3	454	70	—	3
Rendimiento esperado	13	8	—	—	14	7	—	—
Aportaciones	(1)	—	—	—	—	—	—	—
Variaciones reconocidas en patrimonio	(12)	1	—	—	(15)	(5)	—	—
Prestaciones pagadas	(42)	(7)	—	—	(44)	(7)	—	—
Diferencias de conversión	—	—	—	—	—	(15)	—	—
Traspasos y otros	—	—	—	—	—	—	—	—
A 31 de diciembre	367	52	—	3	409	50	—	3

Provisiones para pensiones y obligaciones similares	228	43	4	34	245	43	4	28

Las cantidades reconocidas en el Estado del resultado consolidado para todos los planes de prestación definida

mencionados anteriormente son las siguientes:


	2025				2024
	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México
Coste de servicio del ejercicio	—	—	—	2	—	—	—	1
Coste de intereses	21	13	—	3	22	11	—	3
Rendimiento esperado de los activos del plan	(13)	(8)	—	—	(14)	(6)	—	—
Cargo total en Estado del resultado	8	5	—	5	8	5	—	4

Las prestaciones a pagar, en función de la duración de los compromisos anteriores, son las siguientes:


	2025				2024
	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México
De 1 a 5 años	—	—	—	1	—	—	—	—
De 5 a 10 años	13	43	4	9	14	43	4	9
Más de 10 años	215	—	—	24	231	—	—	19
Provisiones para pensiones	228	43	4	34	245	43	4	28
y obligaciones similares	228	43	4	34	245	43	4	28

La duración media ponderada de las obligaciones por prestaciones definidas es la siguiente:


	2025				2024
Años	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México
Duración media ponderada compromisos por pensiones	13,66	8,42	7,27	14,10	14,44	8,95	7,32	13,73

108

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El movimiento en el pasivo reconocido en el Estado de situación financiera consolidado es el siguiente:


	2025				2024
	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México
A 1 de enero	245	43	4	28	260	63	6	27
Dotación a pérdidas y ganancias	8	5	—	5	8	5	—	4
Contribuciones pagadas y aportaciones	(13)	(5)	—	(1)	(15)	(4)	(1)	—
Variaciones reconocidas en patrimonio	(11)	—	—	5	(8)	(12)	—	(5)
Diferencias de conversión	—	—	—	(3)	—	(9)	(1)	2
Traspasos y otros	(1)	—	—	—	—	—	—	—
A 31 de diciembre	228	43	4	34	245	43	4	28

El importe acumulado de las ganancias y pérdidas actuariales reconocidas directamente en patrimonio es negativo

en 82 millones de euros a 31 de diciembre de 2025 (negativo en 88 millones de euros a 31 de diciembre de 2024)

con el siguiente detalle:


	2025	2024
España	10	(1)
Brasil	(65)	(65)
México	(14)	(9)
Chile	(13)	(13)
Total	(82)	(88)

La variación reconocida en el patrimonio se corresponde con las pérdidas y ganancias actuariales que se deben,

fundamentalmente, a variaciones en:


	2025				2024
	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México
Hipótesis financieras	(6)	5	—	7	(7)	(16)	—	(5)
Hipótesis demográficas	—	—	—	(1)	—	—	—	—
Experiencia	(4)	(1)	—	(1)	(1)	1	—	—
Limitación de activos	(1)	(4)	—	—	—	4	—	—
A 31 de diciembre	(11)	—	—	5	(8)	(11)	—	(5)

Las principales categorías de los activos del plan, expresadas en porcentaje sobre el valor razonable total de los

activos son las siguientes:


	2025				2024
% sobre total	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México
Títulos	—%	15%	—%	—%	—%	22%	—%	—%
Bonos	100%	74%	—%	100%	100%	72%	—%	100%
Inmuebles y otros activos	—%	11%	—%	—%	—%	7%	—%	—%

El rendimiento real sobre los activos del plan durante el ejercicio 2025, correspondiente a España y Brasil, ha sido de

21 millones de euros (20 millones de euros en 2024). En el caso de México los rendimientos sobre los activos no han

alcanzado el millón de euros ni en 2025 ni en 2024.

109

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Las hipótesis actuariales han sido las siguientes:


	31.12.2025				31.12.2024
	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México

Tipo de descuento (1)	3,30% - 4,02%	11,75% - 12,37%	5,60%	8,80% - 9,40%	2,66% - 3,49%	12,49% - 12,96%	5,76%	10,55% - 10,70%
Rendimiento esperado activos plan (1)	3,30% - 3,78%	12,05%	n/a	8,95%	3,30% - 3,49%	12,55%	n/a	10,55%
Incrementos futuros en salario (1)	n/a	n/a	2,25% - 5,10%	5,00%- 5,50%	2,00%	n/a	2,25% - 5,10%	5,00 - 5,50%
Incrementos futuros en pensión (1)	2,00%	n/a	n/a	n/a	2,00%	n/a	n/a	n/a
Tipo de inflación (1)	2,00%	4,00%	3,00%	4,00%	2,00%	4,50%	3,00%	4,00%
Tabla de mortalidad	PER2020_C ol_Ord1	AT-2000 smoothed	RV 2020	EMSSA 15-22	PER2020_C ol_Ord1	AT-2000 smoothed	RV 2020	EMSSA 2009
Esperanza de vida:
Hombre
Jubilado a los 65 años en el ejercicio actual	25,27	20,04	22,60	20,70	25,13	20,04	22,60	22,03
Empleados de 45 años actualmente, al momento de su jubilación	27,75	18,21	23,21	17,98	27,63	18,21	23,21	23,67
Mujer
Jubilado a los 65 años en el ejercicio actual	28,98	22,61	26,59	23,35	28,85	22,61	26,59	24,38
Empleados de 45 años actualmente, al momento de su jubilación	31,25	20,70	27,19	22,47	31,15	20,70	27,19	25,64

⁽¹⁾Anual

Estas hipótesis son aplicables a todos los compromisos de forma homogénea con independencia del origen de sus

convenios colectivos.

Los tipos de interés para el descuento de las obligaciones post empleo son aplicados en función de los plazos de cada

compromiso y la curva de referencia es calculada a partir de los tipos observables de bonos corporativos de alta

calidad crediticia (AA), emitidos en la zona euro.

El importe de las prestaciones a pagar y las estimaciones de las contribuciones a realizar para el ejercicio 2026 en

millones de euros son:


	Prestaciones				Contribuciones
	España	Brasil	Chile	México	España	Brasil	Chile	México

Post-empleo	48	7	—	1	5	—	—	—
Post-empleo médicas	4	3	—	—	4	3	—	—
A 31 de diciembre	52	10	—	1	9	3	—	—

El siguiente cuadro recoge el efecto de una variación de un 1% en el tipo de inflación, de un 1% en la tasa de

descuento y de un 1% en el coste de la asistencia sanitaria sobre las provisiones y costes actuariales:


	Inflación 1%	Tasa de descuento +1%	Asistencia sanitaria +1%
	Inflación 1%	Tasa de descuento +1%	Asistencia sanitaria +1%
Valor actual de las obligaciones	31	(62)	9
Valor razonable activos del plan	22	(36)	—
Limitación al activo	—	(1)	—
Provisión para pensiones	9	(25)	9

Coste de servicio del ejercicio	—	—	—
Coste de intereses	1	3	1
Rendimiento esperado de los activos del plan	1	2	—

110

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Otras obligaciones con el personal

Junto con la aprobación del Plan Estratégico 2021, se aprobó la extensión temporal del plan de incentivos a largo

plazo que había sido implementado con el Plan Estratégico 2018 para los directivos de Naturgy no incluidos en el

plan mencionado en la Nota 14. La modificación del plan extiende el plazo del mismo hasta el 31 de diciembre de

2025, para determinados beneficiarios en activo, con el fin de que contribuya a la consecución del Plan estratégico

2021.

A 31 de diciembre de 2024, la provisión por este compromiso ascendía a 39 millones de euros.

Al igual que lo ocurrido para el plan de incentivos descrito en la Nota 14, con fecha 18 de febrero de 2025, el Consejo

de Administración de Naturgy aprobó la liquidación del plan de incentivo plurianual 2018-2024. La liquidación a favor

de este segundo grupo de directivos, y también correspondiente al periodo de siete años comprendido entre 2018 y

2024, ha supuesto un importe anual de 7.145 miles de euros. Este importe ha sido cubierto por las provisiones

registradas para tal efecto.

Por otra parte, la Junta General de Accionistas celebrada el 25 de marzo de 2025, autorizó al Consejo de

Administración para establecer un nuevo esquema de remuneración variable plurianual único y que está dirigido a

todos los directivos de Naturgy, referenciado al rendimiento anual obtenido por un accionista.

Dicho esquema tendrá una duración ordinaria de tres años comenzando el 1 de enero de 2025, tomará como valor de

referencia el rendimiento anual obtenido por un accionista, considerando un valor inicial de las acciones y, como valor

final, el precio de cotización medio ponderado de los 90 días naturales anteriores a la finalización del incentivo,

considerando además de dicho diferencial, los dividendos pagados al accionista durante el tiempo de duración del

incentivo.

Este nuevo esquema de remuneración variable plurianual genera derechos económicos cuya cuantía permanece

contingente hasta la finalización del periodo del plan, por lo que no podrá confirmarse su cantidad definitiva hasta el

31 de diciembre de 2027. Asumiendo como probable un grado de cumplimiento del 100% de las condiciones

establecidas, el importe devengado durante el ejercicio 2025 ascendería a 17,0 millones de euros, de los cuales 7,7

millones corresponderían a la Alta Dirección.

111

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

16.2 Otras provisiones corrientes y no corrientes

El movimiento de las provisiones corrientes y no corrientes es el siguiente:


	Provisiones no corrientes			Provisiones corrientes	Total
	Por costes de cierre de instalaciones	Otras provisiones	Total	Provisiones corrientes	Total
01.01.2024	531	929	1.460	543	2.003
Dotaciones / reversiones con cargo a resultados:
– Dotaciones por actualización financiera	11	14	25	—	25
– Dotaciones con cargo a otros epígrafes del estado del resultado	80	220	300	289	589
– Reversiones	(1)	(303)	(304)	(47)	(351)
Dotaciones / reversiones con cargo a inmovilizado	62	—	62	—	62
Pagos / Entrega de derechos de emisión	(26)	(8)	(34)	(467)	(501)
Diferencias de conversión	—	(29)	(29)	(4)	(33)
Traspasos y otros	12	(17)	(5)	47	42
31.12.2024	669	806	1.475	361	1.836
Dotaciones / reversiones con cargo a resultados:
– Dotaciones por actualización financiera	12	9	21	—	21
– Dotaciones con cargo a otros epígrafes del estado del resultado	9	66	75	543	618
– Reversiones	(15)	(83)	(98)	(17)	(115)
Dotaciones / reversiones con cargo a inmovilizado	16	—	16	—	16
Pagos / Entrega de derechos de emisión	(17)	(109)	(126)	(292)	(418)
Diferencias de conversión	(6)	(9)	(15)	(6)	(21)
Traspasos y otros	(27)	(23)	(50)	1	(49)
31.12.2025	641	657	1.298	590	1.888

En el epígrafe de “Provisiones por costes de cierre de instalaciones” se incluyen las provisiones para hacer frente a

obligaciones derivadas del desmantelamiento, restauración y otros costes relacionados con las instalaciones,

básicamente de los segmentos operativos de Generación Térmica, Gestión de la Energía y Generación Renovable.

En el epígrafe de “Otras provisiones” no corrientes se incluyen las provisiones constituidas para hacer frente a

obligaciones derivadas principalmente de reclamaciones fiscales, litigios y arbitrajes, seguros y otras

responsabilidades. En el año se han producido dotaciones por la evolución de ciertas reclamaciones civiles,

administrativas y fiscales existentes en varias sociedades del Grupo.

Durante el ejercicio 2025, el saldo del epígrafe 'Otras provisiones' se redujo en 115 millones de euros en relación con

la provisión que Metrogas mantenía por el proceso judicial con Transportadora de Gas del Norte, S.A., tras el acuerdo

alcanzado entre las partes. Esta variación se detalla en la Nota 36. En el ejercicio 2024 esta provisión había sido

actualizada mediante una reducción, en línea con la valoración de los cambios ocurridos en el proceso judicial durante

dicho ejercicio.

A 31 de diciembre de 2025, el saldo de “Otras provisiones” incluye asimismo las provisiones relacionadas con la

regularización propuesta por la inspección parcial del Gravamen Temporal Energético de los ejercicios 2023 y 2024

(Nota 21). Estas provisiones fueron dotadas mayoritariamente en 2024, habiéndose registrado en 2025 únicamente

su actualización financiera.

En menor medida, el epígrafe recoge el saldo correspondiente al expediente sancionador de UFD Distribución

Electricidad S.A. que se encuentra pendiente de resolución (Nota 36).

112

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Asimismo, el saldo de “Otras provisiones” se redujo en 24 millones de euros por el pago de indemnizaciones pactadas

con el comprador del negocio de Distribución de Electricidad en Chile, que habían sido dotadas en el ejercicio anterior.

Por último, el movimiento de este epígrafe en 2024 incluía las reversiones de provisiones relacionadas con los

arbitrajes con Endesa (véase Nota 36).

En el epígrafe de “Provisiones corrientes” se incluye, principalmente, la dotación a la provisión por emisiones de CO2

del ejercicio 2025 por importe de 492 millones de euros (262 millones de euros en 2024), que se entregarán en el

ejercicio siguiente. En este ejercicio se ha producido la entrega de los derechos de emisión de CO2 relativa a las

emisiones realizadas en el ejercicio 2024, con un impacto en provisiones corrientes de 264 millones de euros, con

contrapartida a los derechos de emisión registrados en “Existencias” (véase nota 12).

La estimación de las fechas de pago de las obligaciones no corrientes provisionadas en este epígrafe es de 846

millones de euros entre uno y cinco años (1.004 millones de euros a 31 de diciembre de 2024), 29 millones de euros

entre cinco y diez años (57 millones de euros a 31 de diciembre de 2024) y 423 millones de euros a más de diez años

(414 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Nota 17. Pasivos financieros

La composición de la deuda financiera a 31 de diciembre de 2025 y 2024 es la siguiente:


	31.12.2025	31.12.2024
Emisiones de obligaciones y otros valores negociables	4.896	5.027
Deuda financiera con entidades de crédito	7.978	8.675
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)	—	14
Pasivos por arrendamiento (Nota 2.4.21)	1.118	1.379
Deuda financiera no corriente	13.992	15.095
Emisiones de obligaciones y otros valores negociables	789	1.392
Deuda financiera con entidades de crédito	1.806	1.322
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)	11	19
Pasivos por arrendamiento (Nota 2.4.21)	160	183
Otros pasivos financieros	5	11
Deuda financiera corriente	2.771	2.927
Total	16.763	18.022

La clasificación de los pasivos financieros registrados a valor razonable a 31 de diciembre de 2025 y a 31 de

diciembre de 2024, es la siguiente:


	31.12.2025				31.12.2024
Pasivos financieros	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total	Nivel 1 (precio cotización en mercados activos)	Nivel 2 (variables observables)	Nivel 3 (variables no observables)	Total
Valor razonable con cambios a resultados	—	—	—	—	—	—	—	—
Derivados de cobertura	—	11	—	11	—	33	—	33
Total	—	11	—	11	—	33	—	33

El resto de pasivos financieros se valoran a coste amortizado.

113

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El valor contable y el valor razonable de la deuda financiera no corriente es el siguiente:


	Valor contable		Valor razonable
	31.12.2025	31.12.2024	31.12.2025	31.12.2024

Emisión de obligaciones y otros valores negociables	4.896	5.027	4.863	4.936
Deuda Financiera con entidades de crédito y otros pasivos financieros	7.978	8.675	7.996	8.738

Las emisiones de obligaciones y otros valores negociables cotizan de manera que su valor razonable se estima de

acuerdo a su cotización (Nivel 1). De la deuda financiera con entidades de crédito y otros pasivos financieros se

determina el valor razonable de las deudas con tipos de interés fijos que se estima sobre la base de los flujos de caja

descontados sobre los plazos restantes de dicha deuda. Los tipos de descuento se determinaron sobre los tipos de

mercado disponibles a 31 de diciembre de 2025 y a 31 de diciembre de 2024 sobre deuda financiera con

características de vencimiento y crédito similares. Estas valoraciones están basadas en la cotización de instrumentos

financieros similares en un mercado activo o en datos observables de un mercado activo (Nivel 2).

Las siguientes tablas describen la deuda financiera por instrumento a 31 de diciembre de 2025 y a 31 de diciembre

de 2024 y su calendario de vencimientos, considerando el impacto de la cobertura de los derivados:


	2026	2027	2028	2029	2030	2031 y siguientes	Total
	2026	2027	2028	2029	2030	2031 y siguientes	Total
31.12.2025
Emisión de obligaciones y otros valores negociables
Fija	776	169	835	1.254	597	1.726	5.357
Variable	13	169	74	3	5	64	328
Bancos institucionales y otras entidades financieras
Fija	109	126	344	216	196	1.579	2.570
Variable	2	2	2	20	19	336	381
Pasivos por arrendamiento
Fija	160	166	133	103	80	636	1.278
Bancos comerciales y otros pasivos financieros
Fija	878	161	54	704	—	3	1.800
Variable	833	437	1.267	787	799	926	5.049
Total fija	1.923	622	1.366	2.277	873	3.944	11.005
Total variable	848	608	1.343	810	823	1.326	5.758
Total	2.771	1.230	2.709	3.087	1.696	5.270	16.763


	2025	2026	2027	2028	2029	2030 y siguientes	Total
	2025	2026	2027	2028	2029	2030 y siguientes	Total
31.12.2024
Emisión de obligaciones y otros valores negociables
Fija	1.388	852	878	807	1.242	1.049	6.216
Variable	4	7	166	4	5	17	203
Bancos institucionales y otras entidades financieras
Fija	91	91	91	309	163	1.407	2.152
Variable	14	19	37	38	37	200	345
Pasivos por arrendamiento
Fija	183	174	161	122	122	800	1.562
Bancos comerciales y otros pasivos financieros
Fija	342	1.080	69	21	853	5	2.370
Variable	905	1.021	587	1.671	408	582	5.174
Total fija	2.004	2.197	1.199	1.259	2.380	3.261	12.300
Total variable	923	1.047	790	1.713	450	799	5.722
Total	2.927	3.244	1.989	2.972	2.830	4.060	18.022

114

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

En el caso de no considerar el impacto de los derivados en la deuda financiera, la deuda financiera a tipo fijo

ascendería a 7.754 millones de euros a 31 de diciembre de 2025 (8.927 millones de euros a 31 de diciembre de

2024) y a tipo variable a 8.998 millones de euros a 31 de diciembre de 2025 (9.062 millones de euros a 31 de

diciembre de 2024).

Las siguientes tablas describen la deuda financiera bruta nominada por monedas a 31 de diciembre de 2025 y a 31

de diciembre de 2024 y su calendario de vencimientos, considerando el impacto de la cobertura de los derivados:


	2026	2027	2028	2029	2030	2031 y siguientes	Total
	2026	2027	2028	2029	2030	2031 y siguientes	Total
31.12.2025
Deuda denominada en euros	879	692	2.119	2.138	1.208	4.252	11.288
Deuda denominada en moneda extranjera:
Dólar estadounidense	1.274	177	361	125	438	514	2.889
Peso chileno	198	87	77	—	39	73	474
Peso mexicano	226	217	128	58	1	179	809
Real brasileño	131	39	6	5	6	42	229
Dólar australiano	35	14	15	760	4	210	1.038
Peso argentino	28	4	3	1	—	—	36
Total	2.771	1.230	2.709	3.087	1.696	5.270	16.763


	2025	2026	2027	2028	2029	2030 y siguientes	Total
	2025	2026	2027	2028	2029	2030 y siguientes	Total
31.12.2024
Deuda denominada en euros	1.536	1.116	1.475	2.688	1.926	3.299	12.040
Deuda denominada en moneda extranjera:
Dólar estadounidense	927	1.558	209	261	119	455	3.529
Peso chileno	76	193	89	—	—	—	358
Peso mexicano	232	222	177	—	50	66	747
Real brasileño	106	135	20	7	7	40	315
Dólar australiano	29	16	16	16	728	200	1.005
Peso argentino	21	4	3	—	—	—	28
Total	2.927	3.244	1.989	2.972	2.830	4.060	18.022

La deuda financiera en euros ha soportado en el ejercicio 2025 un tipo de interés efectivo medio del 2,58% (2,36%

en el ejercicio 2024 ) y la deuda financiera en moneda extranjera ha soportado un tipo de interés efectivo medio en el

ejercicio 2025 del 7,17% (7,94% en el ejercicio 2024 ), incluyendo los instrumentos derivados asignados a cada

transacción.

La media de la deuda financiera bruta asciende a 15.712 millones de euros (15.251 millones de euros en 2024) y se

ha calculado como el promedio de los saldos a cierre de todos los meses del año de la deuda financiera bruta

excluyendo la deuda por arrendamiento financiero.

A 31 de diciembre de 2025, Naturgy tiene líneas de crédito por una cantidad total de 5.681 millones de euros (5.859

millones de euros a 31 de diciembre de 2024), de las cuales 5.560 millones de euros no están dispuestas (5.611

millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Existen deudas financieras con entidades de crédito por importe de 3.778 millones de euros (4.392 millones de euros

a 31 de diciembre de 2024) y bonos emitidos por 393 millones de euros (174 millones de euros a 31 de diciembre de

2024) que se encuentran sujetos al cumplimiento de determinados ratios financieros.

115

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

La mayor parte de la deuda financiera viva incluye una cláusula relativa al cambio de control, ya sea por adquisición

de más del 50% de las acciones con voto o por obtener el derecho a nombrar a la mayoría de miembros del Consejo

de Naturgy Energy Group, S.A. Dichas cláusulas están sujetas a condiciones adicionales, de modo que su activación

depende de la simultaneidad de algunos de los siguientes eventos: la reducción importante de la calificación

crediticia o rating provocada por el cambio de control, o la pérdida del grado de inversión por las agencias

calificadoras; la incapacidad de cumplir las obligaciones financieras del contrato; un perjuicio material para el

acreedor, o un cambio material adverso en la solvencia. Estas cláusulas suponen el reembolso de la deuda dispuesta

si bien suelen contar con un plazo mayor al concedido en los supuestos de resolución anticipada.

En concreto, los bonos emitidos, en volumen de 4.819 millones de euros (5.851 millones de euros a 31 de diciembre

de 2024), como es habitual en el euromercado, serían susceptibles de vencimiento anticipado siempre que ese

cambio de control provocara una caída superior a dos escalones o dos “full notches” en al menos dos de las tres

calificaciones que tuviera y todas las calificaciones cayesen por debajo de “investment grade” y siempre que la

Agencia Calificadora expresase que la reducción de la calificación crediticia viene motivada por el cambio de control.

Asimismo, existen préstamos por un importe de 5.101 millones de euros que podrían ser objeto de reembolso

anticipado en caso de cambio de control (5.360 millones de euros a 31 de diciembre de 2024). La mayoría de ese

importe está ligado a financiaciones de infraestructuras con fondos del Banco Europeo de Inversiones que requieren,

además del evento del cambio de control, una reducción del rating, y cuentan con plazos especiales de reembolso de

la deuda más extensos a los de los supuestos de resolución anticipada.

A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas, Naturgy no se encuentra en situación de

incumplimiento de sus obligaciones financieras o de cualquier tipo de obligación que pudiera dar lugar a una situación

de vencimiento anticipado de sus compromisos financieros, excepto por Parque Eólico Peñarroldana, S.L., donde se

incumplen ciertas obligaciones de los contratos de financiación. Se ha obtenido una dispensa que evita la terminación

anticipada de estos contratos por parte de los bancos financiadores.

A 31 de diciembre de 2024 GPG Solar Chile 2017, S.p.A e Ibereólica Cabo Leones II, S.A, presentaban

incumplimientos de naturaleza similar, lo cual llevó a clasificar como corriente un saldo de 248 millones de euros

(166 millones de euros en Cabo Leones II, S.A. y 82 millones de euros en GPG Solar Chile 2017, S.p.A.). A 31

diciembre de 2025, los saldos de las sociedades GPG Solar Chile 2017, S.p.A e Ibereólica Cabo Leones II, S.A, han sido

clasificados como “Pasivos no corrientes mantenidos para la venta” (Nota 11).

A 31 de diciembre de 2025, Naturgy tiene deudas con entidades de crédito con activos en garantía por importe de

948 millones de euros (1.141 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Naturgy está en un proceso de optimización continua de la financiación asignada a cada una de las unidades de

negocios para aumentar la visibilidad en las cuentas, su autonomía financiera y obtener financiación en la misma

moneda donde se originan los flujos de caja, con el objetivo de obtener mayor flexibilidad.

El Grupo continúa trabajando en reforzar su perfil financiero; en esta línea, se han realizado operaciones de

refinanciación que no implican modificaciones sustanciales de las condiciones de la deuda inicial por importe de

4.220 millones de euros por refinanciación de préstamos y líneas de crédito con entidades de crédito en España y

710 millones de euros en negocios internacionales.

Asimismo, se han formalizado nuevas operaciones de financiación con entidades de crédito en España por 3.116

millones de euros y en negocios internacionales por importe de 661 millones de euros.

A continuación, se describen los instrumentos de financiación más relevantes:

116

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

17.1 Emisión de obligaciones y otros valores negociables

En el ejercicio 2025 y en el ejercicio 2024 la evolución de las emisiones de los valores representativos de la deuda ha

sido la siguiente:


	A 1.1.2025	Emisiones	Recompras o reembolsos	Diferencias de conversión y otros	A 31.12.2025
Emitidos en un estado miembro de la Unión Europea que han requerido el registro de un folleto informativo	5.841	1.909	(2.940)	12	4.822
Emitidos fuera de un estado miembro de la Unión Europea	578	402	(129)	12	863
Total	6.419	2.311	(3.069)	24	5.685


	A 1.1.2024	Emisiones	Recompras o reembolsos	Diferencias de conversión y otros	A 31.12.2024
Emitidos en un estado miembro de la Unión Europea que han requerido el registro de un folleto informativo	6.999	1.000	(2.154)	(4)	5.841
Emitidos fuera de un estado miembro de la Unión Europea	630	195	(165)	(82)	578
Total	7.629	1.195	(2.319)	(86)	6.419

El detalle de las características más relevantes de los principales programas de emisión de obligaciones y otros

valores negociables de Naturgy, sin considerar el impacto de los intereses devengados y no pagados, es el siguiente:


31.12.2025
Programa/Sociedad	País	Año formalización	Moneda	Límite Programa	Nominal Dispuesto	Disponible	Emisiones año
Programa Euro Commercial Paper (ECP)
Naturgy Finance Iberia, S.A.U.	España	2010	Euros	1.000	—	1.000	909
Programa European Medium Term Notes (EMTN)
Naturgy Finance Iberia, S.A.U.	España	1999	Euros	12.000	4.819	7.181	1.000
Obligaciones Negociables y Certificados Bursátiles
Guimarania I Solar SPE Ltda	Brasil	2020	Real brasileño	6	6	—	—
Guimarania II Solar SPE Ltda	Brasil	2020	Real brasileño	6	6	—	—
Sobral I Solar Energia SPE Ltda.	Brasil	2018	Real brasileño	17	17	—	—
Sertao I Solar Energia SPE Ltda	Brasil	2018	Real brasileño	15	15	—	—
Naturgy México S.A. de C.V.	México	2011	Pesos mexicanos	474	470	4	183
Naturgy BAN, S.A.	Argentina	2015	Pesos argentinos	59	—	59	—
Metrogas, S.A.	Chile	2015	Pesos chilenos	376	249	127	111
Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.	Panamá	2025	Dólares estadounidenses	299	106	193	108

117

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


31.12.2024
Programa/Sociedad	País	Año formalización	Moneda	Límite Programa	Nominal Dispuesto	Disponible	Emisiones año
Programa Euro Commercial Paper (ECP)
Naturgy Finance Iberia, S.A.U.	España	2010	Euros	1.000	—	1.000	—
Programa European Medium Term Notes (EMTN)
Naturgy Finance Iberia, S.A.U.	España	1999	Euros	12.000	5.851	6.149	1.000
Obligaciones Negociables y Certificados Bursátiles
Guimarania I Solar SPE Ltda	Brasil	2020	Real brasileño	7	7	—	—
Guimarania II Solar SPE Ltda	Brasil	2020	Real brasileño	7	7	—	—
Sobral I Solar Energia SPE Ltda.	Brasil	2018	Real brasileño	17	17	—	—
Sertao I Solar Energia SPE Ltda	Brasil	2018	Real brasileño	16	16	—	—
Naturgy México S.A. de C.V.	México	2011	Pesos mexicanos	464	405	59	195
Naturgy BAN, S.A.	Argentina	2015	Pesos argentinos	6	—	6	—
Metrogas, S.A.	Chile	2015	Pesos chilenos	133	133	—	—

El detalle del saldo nominal emitido bajo el programa EMTN es el siguiente:


Emisión	Nominal dispuesto		Vencimiento	Cupón (%)
	31.12.2025	31.12.2024
Enero 2015	—	401	2025	1,38
Abril 2016	348	425	2026	1,25
Enero 2017	182	883	2027	1,38
Octubre 2017	300	300	2029	1,88
Noviembre 2017	—	800	2025	0,88
Enero 2018	850	850	2028	1,50
Noviembre 2019	900	900	2029	0,75
Abril 2020	239	292	2026	1,25
Octubre 2024	500	500	2030	3,25
Octubre 2024	500	500	2034	3,63
Mayo 2025	500	—	2031	3,38
Mayo 2025	500	—	2035	3,88
Total	4.819	5.851

Ejercicio 2025

En mayo de 2025 Naturgy ha realizado dos emisiones de bonos bajo su programa EMTN por valor de 500 millones de

euros cada una, con vencimiento a 6 y 10 años y un cupón de 3,375% y 3,875%, respectivamente. Estos recursos se

destinaron a una oferta de recompra de bonos por un importe de 831 millones de euros con vencimientos entre 2026

y 2027. Esta operación ha supuesto un impacto positivo por importe de 9 millones de euros registrado en el epígrafe

de “Otros Ingresos financieros”. Además, los recursos obtenidos se destinaron también a la recompra de parte de las

obligaciones perpetuas subordinadas por importe de 169 millones de euros (Nota 14).

Asimismo, durante el ejercicio 2025 han llegado a vencimiento bonos de dicho programa por importe total de 1.201

millones de euros y cupón medio de 1,04%.

Durante el 2025, se han realizado emisiones bajo el programa ECP por importe de 909 millones de euros, que han

vencido durante el mismo ejercicio, no habiendo ningún importe dispuesto a 31 de diciembre de 2025 (a 31 de

diciembre de 2024, no había emisiones vivas).

118

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

A nivel internacional, también se han realizado emisiones de bonos en Chile por importes de 37 millones de euros a 5

años y tasa fija del 3,30% y por importe de 74 millones de euros a 10 años y tasa fija del 3,50%, así como emisiones

de bonos en Panamá por importes de 70 millones de dólares (61 millones de euros) a 5 años y tasa fija del 7% y por

importe de 55 millones de dólares (47 millones de euros) a 7 años y tasa variable de SOFR 3 meses + 3,5% de

margen. Naturgy México S.A. de CV emitió dos bonos, uno por importe de 1.500 millones de pesos mejicanos

equivalentes a 70 millones de euros, con vencimiento a 3 años y tasa TIIE +0,63%, y un segundo bono por importe de

2.500 millones de pesos mejicanos equivalentes a 113 millones de euros, con vencimiento a 7 años y tipo fijo del

9,98%. Los bonos emitidos en México incluyen una cláusula de cambio de control, que supone la obligación de hacer

una oferta de recompra a los bonistas que desearan vender sus bonos.

Ejercicio 2024

Durante el 2024, no se realizaron emisiones bajo los programas de EMTN y ECP.

En marzo de 2024 llegó a vencimiento un bono emitido por Naturgy México S.A. de CV por importe de 2.900 millones

de pesos mejicanos equivalentes a 165 millones de euros. En el mismo mes de marzo, Naturgy México S.A. de CV

emitió un bono por importe de 3.500 millones de pesos mejicanos equivalentes a 195 millones de euros, con

vencimiento a 3 años y tasa TIIE +0,49%. Los bonos emitidos en México incluyen una cláusula de cambio de control,

que supone la obligación de hacer una oferta de recompra a los bonistas que desearan vender sus bonos.

En octubre de 2024 Naturgy ha realizado dos emisiones de bonos bajo su programa EMTN por valor de 500 millones

de euros cada una, con vencimiento a 6 y 10 años y un cupón de 3,25% y 3,625%, respectivamente. Estos recursos

se destinaron a una oferta de recompra de bonos por un importe de 1.000 millones de euros de obligaciones con

vencimientos entre 2026 y 2027. Esta operación ha supuesto un impacto positivo por importe de 19 millones de

euros registrado en el epígrafe de “Otros Ingresos financieros”.

Asimismo, durante el 2024 llegó a vencimiento bonos por importe total de 1.154 millones de euros y cupón medio de

1,75%.

17.2 Deuda financiera con entidades de crédito

Deuda con entidades de crédito en Europa (bancos comerciales / institucionales)

A 31 de diciembre de 2025, la deuda financiera con entidades de crédito (bancos comerciales) incluye préstamos

bancarios por un importe de 4.410 millones de euros (4.519 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Adicionalmente, por lo que se refiere a la deuda financiera con entidades de crédito institucionales, el Banco Europeo

de Inversiones (BEI) mantiene otorgada financiación a Naturgy a 31 de diciembre de 2025 por importe de 2.331

millones de euros con vencimientos entre el 2026 y el 2044 (2.064 millones de euros dispuestos a 31 de diciembre

de 2024).

En España, Naturgy ha formalizado un segundo tramo de la línea de crédito del Banco Europeo de Inversiones (BEI)

para financiación de proyectos renovables por importe de 250 millones de euros durante 17 años y una tasa variable

referenciada al Euribor 6-meses, adicionalmente también se ha formalizado un préstamo con el Banco Europeo de

Inversiones (BEI) para financiación de redes de electricidad por importe de 100 millones de euros durante 12 años y

una tasa variable referenciada al Euribor 6-meses. Este préstamo y línea de crédito no han sido dispuestos.

Por otro lado, se mantienen dos préstamos con el Instituto de Crédito Oficial (ICO) por un importe total de 380

millones de euros con vencimiento máximo en 2034 (400 millones de euros a 31 de diciembre 2024).

Naturgy tiene además un perfil de vencimiento de la deuda y una posición de balance cómodos, así como flexibilidad

en la ejecución de inversiones y gastos para transitar por el escenario económico actual.

119

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Deuda con entidades de crédito en Latinoamérica (bancos comerciales / institucionales)

A 31 de diciembre de 2025, la deuda en Latinoamérica ascendió a 1.871 millones de euros (2.251 millones de euros

a 31 de diciembre 2024) con diversas entidades financieras. El desglose geográfico de estas deudas es el siguiente:


País	31.12.2025	31.12.2024
Chile	300	567
Panamá	1.034	1.068
Brasil	185	268
México	317	321
Otros	35	27
	1.871	2.251

Deudas con entidades de crédito en otros países (bancos comerciales / institucionales)

A 31 de diciembre de 2025, la deuda con entidades de crédito de otros países corresponde exclusivamente a

Australia y asciende a 792 millones de euros (762 millones de euros a 31 de diciembre de 2024), para la financiación

de los parques en construcción y desarrollo.

17.3 Pasivos por arrendamiento

Los principales pasivos reconocidos a 31 de diciembre de 2025 y a 31 de diciembre de 2024 en este epígrafe por

arrendamientos financieros son los siguientes:

– Buques en régimen de arrendamiento financiero cuya deuda asciende a 715 millones de euros a 31 de

diciembre de 2025, según el siguiente detalle:


Año adquisición	Capacidad (m³)	Vencimiento	Opción de ampliación
2014	173.400	2032	—
2016	176.300	2036	—
2016	176.300	2036	—
2018	178.800	2037	—
2018	178.800	2037	—
2025	130.400	2029	—
2025	138.000	2029	5 años
2025	138.000	2029	5 años

– Otros pasivos financieros de relevancia asociados a contratos de arrendamiento, relativos a arrendamientos de

edificios de oficinas y de los terrenos de uso energético ligados a las instalaciones de generación cuya deuda

asciende a 563 millones de euros a 31 de diciembre de 2025 (Nota 7).

La actividad de Naturgy como arrendador en contratos que califiquen como arrendamientos financieros es poco

relevante, destacando los derechos de cobro comerciales por la cesión del derecho de uso de instalaciones de gas y

gestión energética.

La deuda por contratos de arrendamiento financiero ha soportado, a 31 de diciembre de 2025, un tipo de interés

efectivo medio del 5,75% (5,8% a 31 diciembre de 2024).

120

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

17.4 Financiación ligada al cumplimiento de objetivos ASG (factores ambientales,

sociales y de gobierno corporativo)

La financiación ligada a los indicadores ASG corresponde a líneas de crédito en España, cuyo coste está vinculado al

menos a uno de los indicadores ASG adjuntos:

• Emisiones GEI directas: reducción de la media trianual (Mt CO2/GWh)

• Intensidad en CO2 de la generación eléctrica: reducción de la media trianual (tCO2/GWh)

• Consumo de agua: reducción de la media trianual (hm3)

• Mujeres en puestos directivos (%)

El ajuste en el coste de la deuda está vinculado al nivel de cumplimiento de las métricas anteriores y su variación

respecto a los indicadores del año anterior.

Dichas líneas de crédito, por importe de 2.885 millones de euros (3.723 millones de euros a 31 de diciembre de

2024), no han sido dispuestas, por lo que el impacto del grado de cumplimiento de estos indicadores en el coste

financiero no tiene un efecto significativo.

Adicionalmente, las condiciones de dicha financiación no ponen de manifiesto la existencia de un derivado implícito

que deba ser separado.

Nota 18. Gestión del riesgo e Instrumentos financieros derivados

18.1. La gestión del riesgo

El Modelo de Control y Gestión de riesgos de Naturgy, determina metodologías de valoración del riesgo y modeliza,

controla, gestiona y establece el reporte del riesgo del Grupo, garantizando el mantenimiento de un perfil de riesgo y

de unos límites de riesgo objetivo, que aseguren que el nivel de exposición, en el desarrollo de sus actividades, sea

consistente con los objetivos anuales y estratégicos.

Este modelo tiene en cuenta los principios de integración, segregación, homogeneidad, coherencia y transparencia

del Gobierno Corporativo, y se estructura en cuatro pilares:

• Gobernanza (Risk Governance): define la gobernanza para cada tipología de riesgo, estableciendo la

normativa necesaria y realizando una asignación de responsabilidades.

• Identificación y evaluación del riesgo (Risk Assessment): establece las metodologías de valoración de

riesgos, armonizando los procedimientos comunes de identificación, valoración y tratamiento de la

información asociada a cada riesgo, para garantizar la uniformidad y coherencia tanto en la cuantificación

individual de los riesgos, como en su posterior agregación, con el objetivo de lograr una visión homogénea e

integrada de los mismos.

• Límites de riesgo (Risk Appetite): establece la tolerancia al riesgo a través de la fijación de límites para las

categorías de riesgo más relevantes, alineados con los objetivos del Grupo.

• Reporte y monitorización del riesgo (Risk Reporting): establece el reporte sistemático y periódico del

riesgo a diferentes niveles de gestión, materializado a través del Mapa Corporativo de Riesgos, Informes de

riesgos recurrentes y/o informes elaborados para necesidades concretas.

El Mapa Corporativo de Riesgos identifica y cuantifica los riesgos susceptibles de afectar al desempeño de

Naturgy, proporcionando una visión global, homogénea e integrada de los mismos.

121

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

18.1.1. Riesgo de tipo de interés

Las variaciones de los tipos de interés modifican el valor razonable de aquellos activos y pasivos financieros que

devengan un tipo de interés fijo, así como los flujos de efectivo de los activos y pasivos financieros referenciados a un

tipo de interés variable, por lo que afectan tanto al patrimonio como al resultado, respectivamente.

El objetivo de la gestión del riesgo de tipos de interés es mantener un equilibrio entre la deuda variable y fija que

permita reducir los costes de la deuda financiera dentro de los parámetros de riesgo establecidos.

Naturgy utiliza permutas financieras para gestionar su exposición a fluctuaciones en los tipos de interés cambiando

deuda a interés variable por deuda a tipo fijo.

La estructura de deuda a 31 de diciembre de 2025 y 2024 (Nota 17), una vez consideradas las coberturas a través

de los derivados contratados, es la siguiente:


	31.12.2025	31.12.2024
Tipo de interés fijo	11.005	12.300
Tipo de interés variable	5.758	5.722
Total	16.763	18.022

La tasa de interés variable está sujeta principalmente a las oscilaciones del Euribor, del SOFR (tasa de interés de

referencia para el dólar estadounidense), del BBSY (tasa de interés de referencia para el dólar australiano) y los tipos

referenciados de México, Brasil, Argentina y Chile.

La sensibilidad del resultado y del patrimonio (Otros componentes de patrimonio) a la variación de los tipos de interés

es la siguiente:


	Incremento/descenso en el tipo de interés (puntos básicos)	Efecto en el resultado antes de impuestos	Efecto en el patrimonio antes de impuestos
2025	+50	(29)	51
	-50	29	(51)
2024	+50	(29)	70
	-50	29	(70)

Durante 2025, la inflación en la Zona Euro se ha mantenido en niveles moderados, reflejando una cierta estabilización

tras el fuerte descenso registrado entre 2022 y 2024. En diciembre de 2025, el índice de precios al consumidor se

situó en el 1,9%. Esta evolución ha permitido al Banco Central Europeo (BCE) aplicar cuatro reducciones en los tipos

de interés oficiales (en febrero, marzo, abril y junio de 2025), situando el tipo de interés de las operaciones principales

de financiación en el 2,15%. Desde entonces, el BCE ha mantenido los tipos estables.

En cuanto a los tipos de interés en Estados Unidos, durante el primer semestre de 2025 la tasa de los fondos

federales se mantuvo estable en el 4,50%. A partir de septiembre, la Reserva Federal inició recortes motivados por la

necesidad de apoyar el mercado laboral y la moderación gradual de la inflación. Estos recortes se materializaron en

reducciones en septiembre, octubre y diciembre, situándose en el rango del 3,50% y el 3,75%.

En relación con Australia, durante el primer semestre de 2025 el tipo oficial se mantuvo en el 3,85%, pero en agosto

el Banco de la Reserva de Australia (RBA) redujo la tasa al 3,60% ante una inflación todavía en torno al 3,3% anual,

por encima del rango objetivo del 2-3%, y un crecimiento económico débil.

En todo caso, la deuda de Naturgy a tipo de interés variable a 31 de diciembre de 2025 representa solo el 34% del

total (32% a 31 de diciembre de 2024).

122

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

18.1.2. Riesgo de tipo de cambio

Las variaciones de los tipos de cambio pueden afectar al valor razonable de:

• Contravalor de los flujos de efectivo asociados a compraventa de gas y otras materias primas denominados

en moneda distinta a la moneda local o funcional.

• Deuda denominada en monedas distintas a la moneda local o funcional.

• Operaciones e inversiones en monedas diferentes del euro, por lo que respecta al contravalor del patrimonio

neto aportado y los resultados.

Para mitigar estos riesgos Naturgy financia sus inversiones, en la medida de lo posible, en moneda local. Asimismo,

intenta hacer coincidir, siempre que sea posible, los costes e ingresos referenciados en una misma divisa, así como los

importes y vencimiento de activos y pasivos que se derivan de las operaciones denominadas en divisas diferentes del

euro.

Para las posiciones abiertas, los riesgos en monedas que no sean la moneda funcional son gestionados, de

considerarse necesario, mediante la contratación de permutas financieras y/o derivados financieros de cobertura.

La divisa diferente del euro en que más opera Naturgy es el dólar estadounidense. La sensibilidad del resultado y del

patrimonio de Naturgy (Otros componentes de patrimonio) a una variación del 5% (incremento y decremento) del

tipo de cambio del dólar frente al euro sobre los instrumentos financieros derivados contratados es la siguiente:


	Incremento/descenso en el tipo de cambio dólar	Efecto en el resultado antes de impuestos	Efecto en el patrimonio antes de impuestos
2025	+5%	—	4
	-5%	—	(4)

2024	+5%	—	14
	-5%	—	(15)

Asimismo, los activos netos de sociedades extranjeras cuya moneda funcional es distinta del euro están sujetos al

riesgo de fluctuación del tipo de cambio en la conversión de los estados financieros de dichas sociedades en el

proceso de consolidación. La exposición a países con riesgo en los que existe más de un tipo de cambio no es

significativa.

El patrimonio neto de Naturgy a 31 de diciembre de 2025 en la moneda peso argentino asciende a 246 millones de

euros (252 millones de euros a 31 de diciembre de 2024). Una variación del 5% del tipo de cambio del peso argentino

frente al euro representa un efecto en el patrimonio, antes de impuestos, de 12 millones de euros (13 millones de

euros a 31 de diciembre de 2024).

Los impactos por evolución del tipo de cambio sobre la conversión de las principales partidas en los Estados

financieros consolidados a 31 de diciembre de 2025 han sido:


	% variación vs 2024 (1)	Resultado bruto de explotación	Resultado consolidado del ejercicio atribuible a la Sociedad dominante	Deuda financiera neta (2)
Dólar estadounidense (USD)	4,4%	(33)	(14)	(155)
Peso mexicano (MXN)	9,3%	(28)	(7)	12
Real brasileño (BRL)	8,2%	(24)	(7)	3
Peso argentino (ARS)	59,6%	(94)	(48)	19
Peso chileno (CLP)	5,2%	(16)	(7)	(9)
Otras monedas	—	(5)	1	(74)
Total	—	(200)	(82)	(204)

(1) Corresponde a la variación de los tipos de cambio medios acumulados, excepto para el caso de Argentina, en el que se aplica el tipo de cambio de

cierre al considerarse una economía hiperinflacionaria.

(2) Corresponde a la variación de los tipos de cambio al cierre de cada periodo.

123

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

18.1.3. Riesgo de commodity

La volatilidad en los precios de las materias primas energéticas (gas natural, petróleo, electricidad) constituye un

riesgo significativo para el Grupo, dado su impacto directo en los costes de aprovisionamiento y en los márgenes

comerciales. Factores geopolíticos, como tensiones en regiones productoras o cambios en políticas de exportación,

pueden alterar la oferta y demanda global, generando fluctuaciones abruptas en los precios.

En el ámbito de los negocios de gas, cabe señalar que los resultados de explotación de Naturgy están vinculados a la

compra/venta de gas para el suministro de una cartera diversificada de clientes.

La mayor parte de los contratos de aprovisionamiento de gas se firman a largo plazo, con unos precios de compra en

base a una combinación de distintos precios de commodities, básicamente precios del crudo y sus derivados, y a los

costes de los hubs de gas natural.

Por otra parte, los precios de venta a los clientes finales se firman por lo general a corto/medio plazo y vienen

condicionados por el equilibrio oferta/demanda que existe en cada momento en el mercado de gas. Esto puede

implicar un desacople con respecto a los precios de aprovisionamiento de gas.

Por tanto, Naturgy se encuentra expuesto al riesgo de variación del precio del aprovisionamiento de gas con respecto

al precio de venta de los clientes finales. La exposición a este riesgo se gestiona y mitiga por cobertura natural,

tratando de equilibrar las exposiciones a commodities de ambos precios. Adicionalmente, los contratos más

relevantes de suministro a largo plazo permiten gestionar esta exposición mediante mecanismos de flexibilidad de

volúmenes y de revisión de precios.

Cuando no es posible lograr una cobertura natural se gestiona la posición, dentro de parámetros de riesgo

razonables, contratando derivados para reducir la exposición al riesgo de desacoplamiento de precio, designándose

generalmente como instrumentos de cobertura contable. No obstante, podrían producirse ineficacias en estas

coberturas causadas por la modificación de las fechas previstas de las operaciones de compra y venta, a la reducción

respecto a los volúmenes cubiertos y al desacoplamiento respecto de los índices cubiertos en las operaciones de

compra y venta.

En los negocios integrados de electricidad, la exposición agregada de Naturgy viene determinada por el

posicionamiento estratégico generación/comercialización y por las políticas de precios de venta finales en la

comercialización eléctrica.

A finales de 2021 los precios del gas iniciaron una escalada hasta alcanzar niveles máximos en 2022, impulsados por

los efectos de la guerra en Ucrania y la reducción de suministros rusos. A partir de 2023, se observó una corrección a

la baja que condujo a una fase de relativa estabilidad hacia el cierre del primer semestre de 2024. Posteriormente, se

produjo un repunte significativo hasta febrero de 2025, seguido de una nueva corrección que dio lugar a un entorno

de mayor estabilidad hacia finales del primer semestre de 2025.

Durante el segundo semestre de 2025, las conversaciones de alto el fuego entre Ucrania y Rusia, los elevados niveles

de almacenamiento, la diversificación de las fuentes de suministro y una demanda moderada, han contribuido a

situar los precios europeos del gas natural a niveles más bajos, en torno a los niveles alcanzados en el primer

semestre de 2024.

Como consecuencia del 19º paquete de sanciones del Consejo Europeo vigente actualmente hasta julio de 2026 o

por efecto del Reglamento europeo de importaciones publicado el 2 de febrero de 2026 y vigente desde el día

siguiente, surgen implicaciones sobre el contrato de aprovisionamiento de GNL a largo plazo de origen Yamal que se

describe en el apartado 2.4.25.j de estas Cuentas anuales consolidadas. El Grupo cuenta con una cartera de

aprovisionamientos diversificada, que contribuirá a mitigar el impacto potencial de la citada normativa europea

(véase Anexo IV).

La sensibilidad del resultado y del patrimonio (Otros componentes de patrimonio) a la variación, tanto del valor

razonable de los derivados contratados para cubrir el precio de commodities, como de los derivados destinados a

operaciones de trading es la siguiente:

124

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


	Incremento/descenso en el precio del gas	Efecto en el resultado antes de impuestos	Efecto en el patrimonio antes de impuestos
2025	+10%	(1)	(85)
	-10%	1	85

2024	+10%	—	(241)
	-10%	—	241


	Incremento/descenso en el precio de la electricidad	Efecto en el resultado antes de impuestos	Efecto en el patrimonio antes de impuestos
2025	+10%	(16)	(110)
	-10%	15	110

2024	+10%	(2)	(131)
	-10%	4	131


	Incremento/descenso en el precio de los derechos de emisión de CO2	Efecto en el resultado antes de impuestos	Efecto en el patrimonio antes de impuestos
2025	+10%	—	2
	-10%	—	(2)

2024	+10%	—	—
	-10%	—	—

La sensibilidad de los distintos segmentos a los precios del gas y la electricidad es la siguiente:

• Distribución de gas y electricidad: es una actividad regulada cuyos ingresos y márgenes están vinculados a los

servicios prestados gestionando infraestructuras de distribución, con independencia de los precios de las

commodities distribuidas.

• Comercialización de gas y electricidad: los márgenes de las actividades de comercialización de gas y

electricidad están directamente afectados por los precios de las materias primas. En este sentido, Naturgy

cuenta con una política de riesgos que determina, entre otras, el rango de tolerancia de la compañía, definido

mediante los límites de riesgo en vigor. Entre las medidas empleadas para mantener el riesgo dentro de los

límites establecidos, destaca una política de gestión activa de aprovisionamientos, balance entre las fórmulas

de adquisición y venta y cobertura puntual de operaciones, con el fin de maximizar el binomio riesgo-beneficio.

Complementariamente a la política antes mencionada, Naturgy cuenta en gran parte de la cartera de sus

aprovisionamientos con mecanismos, a través de cláusulas, de revisión de precios de carácter ordinario y

extraordinario. Dichas cláusulas permiten, a medio plazo, la modulación de impactos ante eventuales

desacoples entre los precios de venta de Naturgy en sus mercados y la evolución de los precios de su cartera de

aprovisionamientos.

18.1.4. Riesgo de crédito

El riesgo de crédito se define como incertidumbre asociada al deterioro de la calidad crediticia o al impago por parte

de los diferentes segmentos de clientes y/o contrapartes comerciales y financieras con que las que opera Naturgy.

Naturgy realiza análisis de solvencia en base a los cuales se asignan los correspondientes límites de crédito y

determinan las coberturas a aplicar. A partir de dichos modelos, puede medirse la probabilidad de impago de un

cliente, y puede controlarse la pérdida esperada de la cartera comercial. Asimismo, se hace seguimiento recurrente

de la calidad crediticia y exposición de la cartera, para garantizar que las pérdidas potenciales se encuentran bajo los

límites de la normativa interna. Esto permite tener capacidad de anticipación en cuanto a su gestión.

125

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El riesgo de crédito de las deudas comerciales se refleja en el Estado de situación financiera consolidado, al

presentarlas netas de las provisiones por pérdidas crediticias esperadas (Nota 10). Estas provisiones se estiman

considerando la información disponible sobre eventos pasados (como el comportamiento de pagos de los clientes),

las condiciones actuales y elementos prospectivos (por ejemplo, factores macroeconómicos como la evolución de

producto interior bruto, la inflación, los tipos de interés, entre otros). La estimación se realiza conforme a la

segregación de carteras de clientes en las distintas áreas geográficas en las que opera el Grupo.

Durante el ejercicio, el Grupo revisó y actualizó el escenario macroeconómico utilizado en el modelo de pérdidas

crediticias esperadas, así como ciertos parámetros relevantes como la probabilidad de incumplimiento y la pérdida,

dado el incumplimiento para las distintas áreas geográficas. El objetivo fue reflejar la evolución reciente de variables

relevantes en los mercados y segmentos de clientes, influenciadas entre otros factores, por la volatilidad en los

mercados energéticos y financieros. Esta actualización se enmarca en el proceso ordinario de estimación e incorpora

información sobre eventos pasados, condiciones actuales y previsiones razonables y sustentables, conforme al

enfoque prospectivo exigido por la norma. De la actualización realizada no se han identificado cambios significativos

atribuibles directamente a riesgos o incertidumbres geopolíticas.

El riesgo de crédito asociado a las cuentas por cobrar derivadas de la actividad comercial es históricamente reducido.

Esto se debe, por un lado, al corto plazo de cobro a los clientes, que minimiza la exposición crediticia acumulada por

cliente antes de que pueda aplicarse la suspensión del suministro por impago, de acuerdo con la regulación

correspondiente. Por otro lado, el Grupo aplica políticas de gestión de riesgo que optimizan la calidad crediticia de la

cartera global y establecen medidas adicionales de mitigación del riesgo. Asimismo, en todas las operaciones de

Naturgy con clientes en mercados organizados, es el propio operador del sistema quien gestiona directamente las

garantías y asume la responsabilidad en caso de que una contraparte incumpla sus obligaciones de cobro o de

suministro.

En cuanto a otras exposiciones con contrapartes en las operaciones con derivados financieros y colocación de

excedentes de tesorería, para mitigar el riesgo de crédito, se realizan en bancos e instituciones financieras de alta

solvencia acorde con los criterios exigidos internamente. En los ejercicios 2025 y 2024 no se han producido impagos

o quebrantos significativos.

Asimismo, para cubrir el riesgo de cobro de determinados clientes en mercados no organizados, el Grupo negocia y

recibe garantías de entidades financieras y de terceros. A 31 de diciembre de 2025, Naturgy había recibido garantías

por 386 millones de euros para cubrir este riesgo (591 millones de euros a 31 de diciembre de 2024). Durante el

ejercicio 2025, no se han ejecutado garantías en este sentido (importe menor al millón de euros a 31 de diciembre de

2024).

A 31 de diciembre de 2025 y 2024, Naturgy no tenía concentraciones significativas de riesgo de crédito. El riesgo de

concentración se minimiza a través de la diversificación, gestionando y combinando varias áreas de impacto. En

primer lugar, disponer de una cartera comercial geográficamente distribuida a nivel internacional; en segundo lugar,

una oferta de productos diversa, que incluye desde el suministro de energía hasta la implantación a medida de

soluciones energéticas; en tercer lugar, existen diferentes tipos de clientes como residenciales, empresarios

autónomos, pequeña y gran empresa, tanto de ámbito privado como público y de distintos sectores de actividad.

El análisis de antigüedad de los activos financieros y la pérdida esperada de los mismos a 31 de diciembre de 2025 y

a 31 de diciembre de 2024 es el siguiente:


31.12.2025	Total	Corriente	De 0-180 días	De 180-360 días	Más de 360
Ratio pérdida esperada	19,6%	1,3%	22,6%	83,2%	93,7%
Clientes por ventas y prestaciones de servicios	3.048	2.229	265	107	447
Pérdida esperada	597	29	60	89	419

31.12.2024	Total	Corriente	De 0-180 días	De 180-360 días	Más de 360
Ratio pérdida esperada	20,7%	1,0%	28,8%	70,0%	99,5%
Clientes por ventas y prestaciones de servicios	3.596	2.648	271	110	567
Pérdida esperada	745	26	78	77	564

126

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

La ratio de pérdida esperada está calculada como el cociente de la pérdida esperada entre el saldo de clientes por

ventas y prestación de servicios.

El movimiento de la provisión por pérdida esperada se desglosa en la Nota 10.

A 31 de diciembre de 2025, el saldo de provisión por deterioro por pérdidas crediticias (pérdida esperada) incluye la

morosidad de las comercializadoras en el Mercado Eléctrico Mayorista por importe de 108 millones de euros (97

millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Respecto al riesgo de crédito de proveedores, la solvencia de cada uno de los suministradores de productos y

servicios se garantiza a través de la revisión recurrente de su información financiera, especialmente antes de una

nueva contratación. Para ello, en función de la criticidad del proveedor en cuanto a su servicio o concentración, se

aplican los criterios de valoración correspondientes. Dicho procedimiento está soportado por los mecanismos y

sistemas de control y gestión de proveedores.

18.1.5. Riesgo de liquidez

Naturgy mantiene unas políticas de liquidez que aseguran el cumplimiento de los compromisos de pago adquiridos,

diversificando la cobertura de las necesidades de financiación y los vencimientos de la deuda. Una gestión prudente

del riesgo de liquidez incorpora el mantenimiento de suficiente efectivo y activos realizables y la disponibilidad de

fondos de importe adecuado para cubrir las obligaciones de crédito.

A 31 de diciembre de 2025 y 2024 las disponibilidades de liquidez son las siguientes:


Fuente de liquidez	Disponibilidad 2025	Disponibilidad 2024
Líneas de crédito disponibles (Nota 17)	5.560	5.611
Efectivo y otros medios líquidos equivalentes (Nota 13)	4.357	5.626
Total	9.917	11.237

Adicionalmente, se dispone de capacidad para emitir deuda en mercado de capitales no utilizada por importe de

8.564 millones de euros (7.214 millones de euros a 31 de diciembre de 2024) (Nota 17).

El detalle de los pagos estimados de los pasivos financieros existentes a 31 de diciembre de 2025 y 2024 es el


	2026	2027	2028	2029	2030	2031 y siguientes	Total
	2026	2027	2028	2029	2030	2031 y siguientes	Total
31.12.2025
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar (Nota 20)	4.222	—	—	—	—	—	4.222
Pasivos financieros (1)	3.471	1.834	3.275	3.616	2.155	8.277	22.628
Derivados financieros	11	—	—	—	—	—	11
Total	7.704	1.834	3.275	3.616	2.155	8.277	26.861


	2025	2026	2027	2028	2029	2030 y siguientes	Total
	2025	2026	2027	2028	2029	2030 y siguientes	Total
31.12.2024
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar (Nota 20)	4.762	—	—	—	—	—	4.762
Pasivos financieros (1)	3.664	3.908	2.557	3.502	3.322	7.181	24.134
Derivados financieros	19	14	—	—	—	—	33
Total	8.445	3.922	2.557	3.502	3.322	7.181	28.929

⁽¹⁾ Incluye los flujos de caja relacionados con los pasivos financieros, la amortización del principal y los pagos de intereses que se devengarán en cada

uno de los ejercicios, desglosados por su vencimiento. No incluye los derivados financieros.

127

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El Grupo ha analizado los posibles efectos de acontecimientos recientes, incluyendo el conflicto en Ucrania, las

tensiones en Oriente Medio y la volatilidad en los mercados energéticos y financieros, sobre su capacidad para

atender obligaciones a corto plazo y mantener la liquidez en los distintos negocios que lo conforman. Tras este

análisis, no se han identificado impactos significativos ni riesgos adicionales. El Grupo mantiene una posición de

liquidez robusta, respaldada por líneas de crédito disponibles y una adecuada diversificación de fuentes de

financiación, sin restricciones para cumplir con los compromisos financieros.

18.1.6. Gestión del capital

El principal objetivo de la gestión del capital de Naturgy es asegurar una estructura financiera que optimice el coste

de capital, manteniendo una sólida posición financiera, para compatibilizar la creación de valor para el accionista con

el acceso a los mercados financieros a un coste competitivo para cubrir las necesidades de financiación.

Naturgy considera, como indicador de los objetivos fijados para la gestión del capital, mantener en el largo plazo un

nivel de apalancamiento de alrededor al 50%.

La clasificación crediticia de la deuda de Naturgy a largo plazo es la siguiente:


	2025	2024
Standard & Poor’s	BBB (*)	BBB (*)
Fitch	BBB (*)	BBB (*)

^(*)S&P: Perspectiva estable, Fitch: Perspectiva estable.

El ratio de apalancamiento es el siguiente:


	2025	2024
Deuda financiera neta:	12.317	12.201
Deuda financiera no corriente (Nota 17)	13.992	15.095
Deuda financiera corriente (Nota 17)	2.771	2.927
Efectivo y otros medios equivalentes (Nota 13)	(4.357)	(5.626)
Derivados de activo ligados a pasivos financieros (Nota 18)	(89)	(195)

Patrimonio neto:	11.373	11.653
Atribuido a la sociedad dominante (Nota 14)	9.342	9.478
Participaciones no dominantes (Nota 14)	2.031	2.175

Apalancamiento (Deuda financiera neta / (Deuda financiera neta + Patrimonio neto))	52,0%	51,1%

128

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

18.2. Instrumentos financieros derivados

El detalle de los instrumentos financieros derivados por categorías y vencimientos es el siguiente:


	31.12.2025		31.12.2024
	Activo	Pasivo	Activo	Pasivo

Instrumentos financieros derivados de cobertura	252	300	111	388

Cobertura de tipos de interés
Cobertura de flujos de efectivo	52	—	53	14

Cobertura de tipos de interés y tipo de cambio
Cobertura de flujos de efectivo	12	—	—	—

Cobertura de tipo de cambio
Cobertura de flujos de efectivo	—	—	—	—

Cobertura de precio de commodities
Cobertura de flujos de efectivo	188	300	58	374

Otros instrumentos financieros	9	8	1	1
Precio de commodities	9	8	1	1
Tipo de interés	—	—	—	—

Instrumentos financieros derivados no corrientes	261	308	112	389

Instrumentos financieros derivados de cobertura	266	141	169	790
Cobertura de tipos de interés
Cobertura de flujos de efectivo	20	6	50	2

Cobertura de tipos de interés y tipo de cambio
Cobertura de flujos de efectivo	—	5	—	2

Cobertura de tipo de cambio
Cobertura de flujos de efectivo	5	2	59	15
Cobertura de valor razonable	1	—	2	1

Cobertura de precio de commodities
Cobertura de flujos de efectivo	240	128	58	770

Otros Instrumentos financieros	62	52	41	46
Precio de commodities	62	52	8	46
Tipo de interés	—	—	33	—

Instrumentos financieros derivados corrientes	328	193	210	836
Total	589	501	322	1.225

El valor razonable de los derivados se determina en base al precio de cotización en un mercado activo (Nivel 1) y a

variables observables en un mercado activo (Nivel 2).

Se incluyen en el epígrafe de “Otros instrumentos financieros” los derivados no designados contablemente de

cobertura.

129

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

A 31 de diciembre de 2025, los derivados de activo ligados a pasivos financieros ascienden a 89 millones de euros (195

millones de euros a 31 de diciembre de 2024) que corresponden a:

• derivados de tipo de interés por importe de 52 millones de euros en el activo no corriente y 20 millon es de

euros en el activo corriente (53 millones de euros en el activo no corriente y 83 millones de euros en el activo

corriente a 31 de diciembre de 2024).

• derivados de cobertura de tipo de interés y de tipo de cambio por importe de 12 millones de euros en el activo

no corriente.

• derivados de cobertura de tipo de cambio de flujos de efectivo por importe de 5 millones de euros en el activo

corriente (59 millones de euros en el activo corriente a 31 de diciembre de 2024).

El impacto en el Estado del resultado consolidado de los instrumentos financieros derivados es el siguiente:


	2025		2024
	Resultado explotación	Resultado financiero	Resultado explotación	Resultado financiero
	Resultado explotación	Resultado financiero	Resultado explotación	Resultado financiero

Cobertura flujos de efectivo (1)	(394)	43	(462)	68
Cobertura valor razonable	23	—	(1)	(4)
Otros instrumentos financieros	3	(2)	(17)	15

Total	(368)	41	(480)	79

(1) El Importe Neto de la Cifra de Negocios de 2024 incluía 36 millones de euros como consecuencia del vencimiento de los instrumentos de cobertura de

venta de gas que, a 31 de diciembre de 2023, mantenían una ineficacia por el mismo importe debido al desacoplamiento respecto de los índices

cubiertos en las operaciones de venta.

130

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El detalle de los instrumentos financieros derivados a 31 de diciembre de 2025 y 2024, su valor razonable y el

desglose por vencimientos de los valores nocionales es el siguiente:


	Valor Razonable	31.12.2025
		Valor Nocional
(millones de euros)		2026	2027	2028	2029	2030	Posteriores	Total
COBERTURA DE TIPO DE INTERÉS:
Cobertura de flujos de efectivo:
Permutas financieras (EUR)	21	115	415	763	496	1	8	1.798
Permutas financieras (USD)	7	609	1	2	2	2	17	633
Permutas financieras (MXN)	—	84	—	—	—	—	—	84
Permutas financieras (AUD)	38	6	11	10	11	15	672	725
COBERTURA DE TIPO DE CAMBIO:
Cobertura de flujos de efectivo:
Seguro de cambio (USD)	3	134	6	—	—	—	—	140
Seguro de cambio (AUD)	—	—	18	—	—	—	—	18
Cobertura de valor razonable:
Seguros de cambio (EUR) (1)	—	19	—	—	—	—	—	19
Seguros de cambio (USD)	1	70	—	—	—	—	—	70
COBERTURA DE TIPO DE INTERÉS Y TIPO DE CAMBIO:
Cobertura de flujos de efectivo:
Permutas financieras (USD)	6	8	9	9	70	68	—	164
Permutas financieras (UF)	1	—	—	—	—	37	74	111
COBERTURA DE COMMODITIES:
Cobertura de flujos de efectivo:
Derivados precios de commodities (EUR)	(17)	364	77	25	2	—	—	468
Derivados precios de commodities (USD)	135	706	431	352	33	33	219	1.774
Derivados precios de commodities (AUD)	(118)	114	115	116	117	117	676	1.255
OTROS:
Derivados precios de commodities (EUR)	(2)	—	156	46	—	—	—	202
Derivados precios de commodities (USD)	10	15	3	—	—	—	—	18
Derivados precios de commodities (AUD)	3	—	17	23	23	26	166	255
Total	88	2.244	1.259	1.346	754	299	1.832	7.734

⁽¹⁾ Contratados por sociedades con moneda funcional distinta al euro.

131

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


	Valor Razonable	31.12.2024
		Valor Nocional
(millones de euros)		2025	2026	2027	2028	2029	Posteriores	Total
COBERTURA DE TIPO DE INTERÉS:
Cobertura de flujos de efectivo:
Permutas financieras (EUR)	29	483	55	336	216	496	9	1.595
Permutas financieras (USD)	30	2	689	2	2	2	22	719
Permutas financieras (MXN)	4	—	82	—	—	—	—	82
Permutas financieras (AUD)	24	(115)	7	12	11	11	720	646
COBERTURA DE TIPO DE CAMBIO:
Cobertura de flujos de efectivo:
Seguro de cambio (USD)	(14)	319	—	—	—	—	—	319
Seguro de cambio (AUD)	58	604	—	—	—	—	—	604
Cobertura de valor razonable:
Seguros de cambio (EUR) (1)	—	5	—	—	—	—	—	5
Seguros de cambio (USD)	1	424	—	—	—	—	—	424
COBERTURA DE TIPO DE INTERÉS Y TIPO DE CAMBIO:
Cobertura de flujos de efectivo:
Permutas financieras (USD)	(2)	4	5	5	5	65	—	84
COBERTURA DE COMMODITIES:
Cobertura de flujos de efectivo:
Derivados precios de commodities (EUR)	20	227	20	2	—	—	—	249
Derivados precios de commodities (USD)	(856)	1.056	565	239	39	39	285	2.223
Derivados precios de commodities (AUD)	(192)	96	122	136	146	147	1.031	1.678
OTROS:
Derivados precios de commodities (EUR)	(4)	—	—	—	—	—	—	—
Derivados precios de commodities (USD)	(34)	35	—	—	—	—	—	35
Permutas financieras (USD)	33	211	—	—	—	—	—	211
Total	(903)	3.351	1.545	732	419	760	2.067	8.874

⁽¹⁾ Contratados por sociedades con moneda funcional distinta al euro.

132

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El detalle del valor razonable de los instrumentos financieros derivados de commodities y de los volúmenes (en

unidades físicas) por vencimientos a 31 de diciembre de 2025 y 2024, es el siguiente:


31/12/2025	Valor Razonable (en millones de euros)	Unidades físicas
31/12/2025	Valor Razonable (en millones de euros)	2026	2027	2028	2029	2030	Posteriores	Total
Cobertura de compra
Gas (TBTU)	(88)	115	84	50	—	—	—	249
Electricidad (GWh)	(7)	2.244	236	73	38	—	—	2.591
CO2 (miles de toneladas)	5	235						235
Cobertura de venta
Gas (TBTU)	299	120	84	63	—	—	—	267
Electricidad (GWh)	(209)	4.169	3.835	3.831	3.826	3.768	21.287	40.716
Otros (no cobertura)	11	—	—	—	—	—	—	—
Total	11


31/12/2024	Valor Razonable (en millones de euros)	Unidades físicas
31/12/2024	Valor Razonable (en millones de euros)	2025	2026	2027	2028	2029	Posteriores	Total
Cobertura de compra
Gas (TBTU)	15	208	87	40	—	—	—	335
Electricidad (GWh)	(3)	1.370	46	3	3	3	—	1.425
Cobertura de venta
Gas (TBTU)	(786)	176	85	40	—	—	—	301
Electricidad (GWh)	(254)	3.162	3.636	4.180	4.349	4.340	28.846	48.513
Otros (no cobertura)	(38)	—	—	—	—	—	—	—
Total	(1.066)

133

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 19. Otros pasivos no corrientes y corrientes

La composición de este epígrafe a 31 de diciembre de 2025 y 2024 se muestra a continuación:


	31.12.2025	31.12.2024
Fianzas y depósitos	236	245
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)	308	375
Otros pasivos	358	324
Otros pasivos no corrientes	902	944
Dividendos a pagar	19	19
Gastos devengados y no pagados	58	100
Otros pasivos	48	60
Otros pasivos corrientes	125	179
Total otros pasivos	1.027	1.123

El valor razonable y el valor contable de estos pasivos no difieren de forma significativa.

En el apartado “Fianzas y depósitos” se incluyen fundamentalmente los importes recibidos de los clientes en el

momento de la contratación como garantía del suministro de electricidad y gas natural y que, de acuerdo con la

legislación que así lo establece, han sido depositados en las administraciones públicas competentes (Nota 9 ), así

como los importes recibidos de los clientes como garantía del suministro de gas licuado del petróleo.

En “Instrumentos financieros derivados” se incluye el valor a mercado de determinados contratos de venta de

energía de las filiales australianas que ascienden a 140 millones de euros (181 millones de euros a 31 de diciembre

de 2024) y de las filiales estadounidenses por importe de 88 millones de euros (57 millones de euros a 31 de

diciembre de 2024). Estos contratos están firmados con el estado en el que operan o con corporaciones privadas y

les permiten cubrir el precio de venta de la electricidad a futuro para un determinado volumen de MWh por el periodo

acordado. Además, a 31 de diciembre de 2025, se incluyen derivados operativos de cobertura de precios de gas por

importe de 79 millones de euros (137 millones de euros a 31 de diciembre de 2024) y de electricidad por 1 millón de

euros.

A 31 de diciembre de 2025 en “Otros pasivos” no corrientes se incluye la contrapartida de los importes a cobrar en

Brasil por la inclusión del Imposto sobre Operações relativas à Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços de

Transporte Interestadual e Intermunicipal e de Comunicação (ICMS) en la base de cálculo del PIS y COFINS descritos

en la Nota 10 por importe de 118 millones de euros (109 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Asimismo, a 31 de diciembre de 2025 el saldo de “Otros pasivos” incluye 60 millones de euros clasificados como no

corrientes y 13 millones de euros en corrientes, asociados a las desviaciones negativas en el precio de mercado en

las instalaciones de Generación Renovable (Nota 2.4.25.i) (79 millones de euros no corrientes y 20 millones de euros

corrientes a 31 de diciembre de 2024). Además, referente también al negocio de Generación Renovable España, se

incluyen 102 millones de euros correspondientes a subvenciones recibidas condicionadas a la realización de las

inversiones comprometidas, clasificadas en el no corriente (este importe recoge 39 millones de euros concedidos en

el ejercicio 2025, considerados en el “Estado de flujos de efectivo consolidado”, dentro del epígrafe “Otros cobros de

actividades de inversión”). A 31 de diciembre de 2024 se incluía un saldo de 78 millones de euros recibido en su

totalidad en el ejercicio 2024.

En el apartado “Otros pasivos” también se recogen 32 millones de euros no corrientes por la linealización en el

periodo de vigencia de los contratos de prestación de servicios por la cesión de capacidad de generación eléctrica

con la Comisión Federal de Electricidad de México (Pasivo por contrato) (27 millones de euros clasificados como no

corrientes a 31 de diciembre de 2024).

134

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 20. Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar

El detalle a 31 de diciembre de 2025 y 2024 es el siguiente:


	31.12.2025	31.12.2024
Acreedores comerciales	3.171	3.035
Acreedores comerciales empresas vinculadas (Nota 34)	6	8
Proveedores	3.177	3.043
Instrumentos financieros derivados (Nota 18)	182	817
Administraciones públicas	537	540
Remuneraciones pendientes de pago	140	145
Otros acreedores	8	6
Otros acreedores	685	691
Pasivos por impuesto corriente	178	211
Total	4.222	4.762

El valor razonable y el valor contable de estos pasivos no difieren de forma significativa.

Dentro del epígrafe de “Instrumentos financieros derivados” se incluyen, principalmente, los derivados de precios de

commodities por importe de 164 millones de euros a 31 de diciembre de 2025 (790 millones de euros a 31 de

diciembre de 2024). Además, este epígrafe recoge el valor a mercado de los contratos de compraventa de energía de

las filiales australianas que ascienden a 11 millones de euros a 31 de diciembre de 2025 (24 millones de euros a 31

de diciembre de 2024), de las filiales estadounidenses que ascienden a 5 millones de euros (3 millones de euros a 31

de diciembre de 2024) y coberturas de tipo de cambio por 2 millones de euros a 31 de diciembre de 2025.

20.1 Información sobre el periodo medio de pago a proveedores

El periodo medio de pago se ha elaborado de acuerdo a la Ley 15/2010, por la que se establecen medidas de lucha

contra la morosidad de las operaciones comerciales, así como las modificaciones establecidas en la Ley 18/2022, de

28 de septiembre, de creación y crecimiento de empresas.

De acuerdo con la normativa anterior, la información a incorporar en la memoria de las Cuentas anuales consolidadas

en relación con el período medio de pago a proveedores en operaciones comerciales de sociedades radicadas en

España es la siguiente:


	2025	2024
Total pagos (millones de euros)	10.775	10.517
Total pagos pendientes (millones de euros)	261	349
Periodo medio de pago a proveedores (días) (1)	18	22
Ratio de operaciones pagadas (días) (2)	18	22
Ratio de operaciones pendientes de pago (días) (3)	18	28
Total pagos dentro del plazo establecido en la normativa de morosidad (millones de euros)	10.731	10.465
% del importe pagado dentro del plazo establecido en la normativa de morosidad respecto el total de importe pagado	99,59%	99,51%
Número de facturas pagadas en el plazo establecido en la normativa de morosidad	24.341.964	23.727.572
% de facturas pagadas dentro del plazo establecido en la normativa de morosidad respecto el total de facturas pagadas	99,24%	98,76%
(1) Calculado considerando los importes pagados y los pendientes de pago.
(2) Periodo medio de pago en las operaciones pagadas en el ejercicio.
(3) Antigüedad media saldo proveedores pendientes de pago.

135

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 21. Situación fiscal

Naturgy Energy Group, S.A. es la sociedad dominante del grupo Consolidado fiscal 59/93, en el que se integran todas

aquellas sociedades residentes en España participadas, directa o indirectamente, en al menos un 75% por la

sociedad dominante y que cumplan determinados requisitos, lo que implica la determinación de forma conjunta del

resultado fiscal del grupo y las deducciones y bonificaciones a la cuota. El grupo consolidado fiscal para el ejercicio

2025 se indica en el Anexo III.

El resto de sociedades de Naturgy tributan de forma individualizada de acuerdo con sus respectivos regímenes.

La conciliación entre el “Impuesto sobre beneficios” registrado y el que resultaría de aplicar el tipo nominal del

Impuesto vigente en el país de la sociedad dominante (España) sobre el “Resultado antes de impuestos” para los

ejercicios 2025 y 2024 es la siguiente:


	2025	%	2024	%

Resultado antes de impuestos	3.218		3.204
Impuesto teórico	805	25,0%	801	25,0%
Efecto resultados netos método participación	(35)	(1,1%)	(30)	(0,9%)
Aplicación tipos impositivos sociedades extranjeras	44	1,4%	45	1,4%
Deducciones fiscales	(3)	(0,1%)	(31)	(1,0%)
Otros conceptos (1)	22	0,7%	50	1,6%
Impuesto de Sociedades	833	25,9%	835	26,1%

Desglose del gasto corriente/diferido:

Impuesto corriente	830		832
Impuesto diferido	3		3
Impuesto sobre beneficios	833		835

(1) En 2025 “Otros conceptos” corresponde, principalmente, al efecto de la no deducibilidad del 5% de los dividendos, así como de

las retenciones de los dividendos recibidos de Argentina, compensado parcialmente por la deducibilidad del gravamen energético de

2024. En 2024 correspondía, principalmente, a la no deducibilidad del gravamen energético (Nota 26) y a la no deducibilidad del 5%

de los dividendos.

Las rentas acogidas al régimen fiscal de las transmisiones de activos realizadas en cumplimiento de la normativa de

defensa de la competencia, Disposición Adicional 4ª del TRLIS, y las inversiones en que se materializaron en ejercicios

pasados, se detallan a continuación:


Año Venta	Importe obtenido de la venta	Importe reinvertido	Importe plusvalía	Importe plusvalía incorporada en base imponible	Importe plusvalía pendiente incorporación en base imponible
Año Venta	Importe obtenido de la venta	Importe reinvertido	Importe plusvalía	Importe plusvalía incorporada en base imponible	Importe plusvalía pendiente incorporación en base imponible
2002	917	917	462	21	441
2003	141	141	79	—	79
2004	292	292	177	11	166
2005	432	432	300	2	298
2006	310	310	226	—	226
2007	105	105	93	—	93
2009	161	161	87	—	87
2010	790	790	556	1	555
2011	468	468	394	2	392
2012	38	38	32	—	32
Total	3.654	3.654	2.406	37	2.369

La reinversión se realizó en elementos patrimoniales de inmovilizado afectos a actividades económicas, habiendo

sido efectuada tanto por la propia Sociedad transmitente como por el resto de empresas del Grupo Fiscal en virtud

de lo dispuesto en el artículo 75 del TRLIS.

136

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El detalle del efecto impositivo correspondiente a cada componente del apartado “Otro resultado global del ejercicio”

del Estado consolidado de resultado global es el siguiente:


	A 31.12.2025			31.12.2024
	Bruto	Efecto Impositivo	Neto	Bruto	Efecto Impositivo	Neto
Coberturas de flujos de efectivo	606	(160)	446	(784)	153	(631)
Diferencias de conversión	6	—	6	55	—	55
Ganancias y pérdidas actuariales (Nota 16)	6	(1)	5	25	(6)	19
Otros ajustes	(11)	3	(8)	—	—	—
Total	607	(158)	449	(704)	147	(557)

El movimiento y la composición de los epígrafes de impuestos diferidos son los siguientes:


Activos por impuesto diferido	Provisiones obligaciones personal	Provisiones insolvencias y otras provisiones	Créditos fiscales (1)	Diferencias amortización	Valoración activos e instrumentos financieros	Otros	Total
01.01.2024	223	891	125	475	94	111	1.919
Creación/(reversión)	(17)	(44)	77	(66)	—	24	(26)
Movimientos ligados ajustes patrimonio	(6)	—	—	—	149	—	143
Diferencias de conversión	(4)	(19)	3	(11)	3	—	(28)
Traspasos y otros	3	2	3	—	—	(7)	1
31.12.2024	199	830	208	398	246	128	2.009
Creación/(reversión)	(16)	(75)	91	(41)	—	14	(27)
Movimientos ligados ajustes patrimonio	(1)	—	—	—	(121)	3	(119)
Diferencias de conversión	(1)	(5)	(9)	(12)	(12)	(4)	(43)
Traspasos y otros (2)	—	(6)	(19)	44	5	14	38
31.12.2025	181	744	271	389	118	155	1.858

(1) Al 31 de diciembre de 2025 y de 2024 los créditos fiscales corresponden, principalmente, a deducciones pendientes de aplicación. La recuperación

de estos créditos está razonablemente asegurada por no tener plazo de vencimiento y corresponder a sociedades que han venido obteniendo

históricamente beneficios de manera recurrente.

(2) Incluye el traspaso a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” (Nota 11).

Naturgy ha reevaluado la recuperabilidad de los activos por impuestos diferidos considerando los acontecimientos

recientes que afectan al entorno económico y regulatorio, incluyendo la evolución del conflicto en Ucrania, las

tensiones en Oriente Medio y las medidas adoptadas por la Unión Europea en materia energética y fiscal. Tras

analizar las proyecciones de resultados y los planes fiscales actualizados, se concluye que existe una probabilidad

suficiente de generar beneficios fiscales futuros, por lo que no se han identificado problemas de recuperabilidad.

137

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


Pasivos por impuesto diferido	Diferencias amortización	Plusvalías diferidas	Valoración combinación de negocios (1)	Valoración activos e instrumentos financieros	Otros	Total
Pasivos por impuesto diferido	Diferencias amortización	Plusvalías diferidas	Valoración combinación de negocios (1)	Valoración activos e instrumentos financieros	Otros	Total
01.01.2024	653	207	692	77	387	2.016
Creación/(reversión)	(7)	—	(28)	—	6	(29)
Movimientos ligados ajustes patrimonio	—	—	—	(3)	—	(3)
Diferencias de conversión	(8)	—	(8)	1	10	(5)
Traspasos y otros	(5)	—	—	4	(33)	(34)
31.12.2024	633	207	656	79	370	1.945
Creación/(reversión)	(20)	—	(21)	—	11	(30)
Movimientos ligados ajustes patrimonio	—	—	—	39	—	39
Diferencias de conversión	(30)	—	(9)	(7)	(22)	(68)
Traspasos y otros (2)	2	—	(8)	(6)	51	39
31.12.2025	585	207	618	105	410	1.925

(1) En el apartado de “Valoración combinación de negocios” se incluye, principalmente, el efecto fiscal de la parte de la diferencia de fusión

consecuencia de la absorción de Unión Fenosa, S.A. por Naturgy Energy Group, S.A. realizada en el ejercicio 2009, asignada a activos netos adquiridos,

que no tendrá efectos fiscales. También se incluye el efecto fiscal de la asignación del precio de adquisición de CGE por Naturgy realizada en el

ejercicio 2014 y de diversas adquisiciones previas realizadas por CGE. Adicionalmente, se incluye el efecto fiscal de la asignación del precio de

adquisición de ASR Wind realizada en el ejercicio 2023.

(2) Incluye el traspaso a “Pasivos no corrientes mantenidos para la venta” (Nota 11).

A 31 de diciembre de 2025 no existen créditos fiscales pendientes de registrar (41 millones de euros a 31 de

diciembre de 2024).

Durante el ejercicio 2022 se iniciaron actuaciones de inspección a Naturgy Energy Group, S.A. en concepto de

retenciones e ingresos a cuenta sobre rendimientos del capital mobiliario satisfechos a entidades no residentes,

siendo el periodo en comprobación de abril de 2018 a diciembre de 2020. En julio de 2023 fue firmada acta de

disconformidad que, a la fecha de formulación de las presentes Cuentas anuales consolidadas, se encuentra recurrida

ante el Tribunal Económico Administrativo Central (Nota 36).

En lo referente a las Actas de inspección por comprobaciones efectuadas en concepto de Impuesto sobre Sociedades

de los ejercicios 2011-2015, firmadas en disconformidad y que regularizaban la deducción por doble imposición

internacional, en fecha 29 de septiembre de 2022 se recibió resolución del Tribunal Económico Administrativo

Central (TEAC) relativa al recurso interpuesto en que se desestimaba íntegramente la reclamación. Contra la misma,

se interpuso recurso contencioso administrativo ante la Audiencia Nacional. A la fecha de formulación de las

presentes Cuentas anuales consolidadas ya se han cumplido todos los trámites en la Audiencia Nacional, salvo el

señalamiento del procedimiento para votación y fallo. La ejecutividad de la resolución se halla suspendida y la deuda,

que asciende a 20 millones de euros (19 millones de euros a 31 de diciembre de 2024), teniendo en cuenta los

intereses de demora suspensivos devengados, se encuentra totalmente provisionada en el epígrafe

“Provisiones” (Nota 16).

En julio de 2025 se ha comunicado el inicio de actuaciones inspectoras de carácter general a ocho sociedades del

Grupo 59/93 en el Impuesto sobre Sociedades (régimen de consolidación fiscal) para los ejercicios 2020 a 2023 y las

mismas sociedades para el Grupo de entidades 273/08 en lo que se refiere al IVA (régimen de Grupo de entidades) y

las retenciones a cuenta del trabajo y actividades profesionales en el IRPF para los ejercicios comprendidos entre

junio de 2021 y diciembre de 2024. Adicionalmente se ha comunicado el inicio de actuaciones de comprobación por

los conceptos retenciones a cuenta del Impuesto sobre la Renta de No Residentes y retenciones a cuenta sobre

rendimientos del capital mobiliario para el período comprendido entre junio de 2021 y diciembre de 2024. En enero

de 2026 se amplió la comunicación a dos entidades adicionales para los mismos ejercicios y tributos que la realizada

en julio de 2025, salvo por lo relativo a retenciones a cuenta del IRPF que se limita al período octubre de 2021 a

diciembre de 2024.

No se prevé que la conclusión de estos procesos de comprobación tenga impacto en el Estado del resultado

consolidado del grupo.

138

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

En lo referente al Gravamen Temporal Energético, en febrero de 2024 la Agencia Tributaria notificó el inicio de

procedimiento de inspección parcial respecto del correspondiente al ejercicio 2023. En virtud de lo dispuesto en la

Ley General Tributaria, se solicitó a la inspección que las actuaciones se transformaran en actuaciones de carácter

general.

En septiembre de 2024 se firmó acta de disconformidad en la que se proponía una regularización por importe total

de 86 millones de euros (83 millones de euros de cuota y 3 millones de euros de intereses). Contra esta propuesta de

regularización se presentaron alegaciones que fueron desestimadas por la Agencia Tributaria en resolución notificada

el 27 de enero de 2025, lo que implica la ratificación de la propuesta de regularización. En febrero de 2025, Naturgy

recurrió la liquidación ante el Tribunal Económico Administrativo Central, dentro del plazo legalmente establecido, y

prestó aval bancario para suspender el ingreso de la deuda tributaria, suspensión que fue admitida en el mismo mes

de febrero de 2025.

En marzo de 2025 la Agencia Tributaria notificó el inicio de procedimiento de inspección de carácter general

respecto del Gravamen Temporal Energético correspondiente al ejercicio 2024. En octubre de 2025 se firmó acta de

disconformidad en la que se proponía una regularización por importe total de 43 millones de euros (41 millones de

euros de cuota y 2 millones de euros de intereses), la cual fue firmada en disconformidad. En enero de 2026 se ha

recibido acuerdo de liquidación que confirma la propuesta del Acta y exige el ingreso de la deuda incoada. En

respuesta, se presentará en el plazo legal el recurso correspondiente, además de solicitar la suspensión de la

ejecutividad mediante el otorgamiento de un aval bancario.

A 31 de diciembre de 2025 Naturgy mantiene dotada una provisión para cubrir el riesgo derivado tanto de la

regularización correspondiente al ejercicio 2023 como de la del ejercicio 2024.

En este sentido, cabe mencionar que, tras haber analizado en profundidad la norma que regula el gravamen

energético, en 2023 el Grupo planteó una demanda ante la Audiencia Nacional y realizó solicitud de devolución de

ingresos indebidos por los importes ya ingresados en 2023 (en relación con el ejercicio 2022) por importe de 165

millones de euros, así como por los importes ingresados en 2024 (en relación con el ejercicio 2023) por importe de

89 millones de euros.

En lo que respecta al Impuesto Especial de Hidrocarburos, el 8 de julio de 2024, el Tribunal Supremo dictó sentencia,

en aplicación de la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE), declarando que la anulación de

la exención del mencionado impuesto en el suministro de gas natural destinado a la generación de electricidad,

introducida por la Ley 15/2012, era contraria al derecho europeo por considerar que los motivos medioambientales

aducidos no respondían a ningún análisis concreto, ni política medioambiental concreta. Posteriormente, el Abogado

del Estado interpuso incidente de nulidad ante el Tribunal Supremo y recurso de amparo ante el Tribunal

Constitucional, ambos desestimados. Finalmente, el Abogado del Estado se allanó en los tres procedimientos en

curso ante la Audiencia Nacional, según notificaciones recibidas en septiembre de 2025. En diciembre de 2025, la

Audiencia Nacional estimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por Naturgy relativo al ejercicio 2016,

por un importe de 30 millones de euros más intereses. Tras este fallo, el Grupo mantiene recursos contencioso-

administrativos pendientes de resolución ante la Audiencia Nacional por un importe de 77 millones de euros más

intereses, correspondientes a los ejercicios 2014 y 2015, respecto de los cuales se prevé que se adopte el mismo

criterio aplicado para el caso del ejercicio 2016, dado que se trata de casos sustancialmente parecidos (Nota 23).

Adicionalmente, permanecían abiertos dos procedimientos ante el Tribunal Económico-Administrativo Central

(TEAC), respecto de los cuales, en noviembre de 2025, se notificó resolución aplicando el criterio del Tribunal

Supremo. En consecuencia, el TEAC estimó las pretensiones de Naturgy, y a cierre del ejercicio 2025, la Agencia

Tributaria ya ha efectuado la devolución al Grupo de un importe de 39 millones de euros en concepto de cuota, más

intereses que asciende a 11 millones de euros.

De acuerdo con la normativa tributaria española, a la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas, el

Grupo en España tiene abiertos a inspección por las autoridades fiscales los cuatro últimos ejercicios de los

impuestos principales que le son de aplicación no afectados por los procedimientos de inspección indicados en los

párrafos anteriores.

139

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Con carácter general, en el caso del resto de sociedades Naturgy, los períodos abiertos a inspección son los

siguientes:


País	Período
Argentina	2020-2025
Brasil	2021-2025
Chile	2020-2025
México	2024-2025
Panamá	2024-2025
Costa Rica	2023-2025
República Dominicana	2023-2025
Estados Unidos	2023-2025
Australia	2022-2025

Como consecuencia, entre otras, de las diferentes posibles interpretaciones de la legislación fiscal vigente, podrían

surgir pasivos adicionales como consecuencia de una inspección. En todo caso, Naturgy considera que dichos pasivos,

en caso de producirse, no afectarían significativamente a las presentes Cuentas anuales consolidadas.

Naturgy evalúa los tratamientos fiscales inciertos y refleja el efecto de la incertidumbre sobre la ganancia (pérdida)

fiscal, las bases fiscales y las pérdidas o créditos fiscales no utilizados. Naturgy tiene adecuadamente cubiertas las

posibles obligaciones derivadas de diversas reclamaciones fiscales sin que existan litigios o tratamientos fiscales

inciertos que sean individualmente significativos.

En materia de legislación, el 21 de diciembre de 2024 se publicó la Ley 7/2024 de 20 de diciembre, por trasposición

y anticipación a la implantación de las reglas establecidas en el denominado Pilar 2 de la OCDE y de la Directiva (UE)

2022/2523, aprobada el 15 de diciembre de 2022, relativa al establecimiento de un nivel mínimo global de

imposición para los grupos de empresas multinacionales y los grupos nacionales de gran magnitud en la Unión

Europea y que establecía una tributación mínima del 15% para el conjunto de sociedades del Grupo, en cada país en

el que opera.

La Ley 7/2024 de 20 de diciembre, estableció un Impuesto Complementario para garantizar un nivel mínimo global

para los grupos multinacionales y los grupos nacionales de gran magnitud, entre otras normas tributarias.

El Proyecto de Ley del Impuesto Complementario, que dió lugar a la aprobación de la Ley 7/2024 de 20 de diciembre

incluía, en el proceso de enmiendas, una disposición final en la que se derogaba el artículo 1 de la Ley 38/2022 lo que,

de facto, suponía la derogación del Gravamen Temporal Energético y anulaba la posibilidad de prórroga para 2025

por la vía del Real Decreto-ley.

Como consecuencia de la derogación del artículo 1 de la Ley 38/2022 mediante la disposición final de la Ley 7/2024

quedó sin efecto para el ejercicio 2024 la prohibición de considerar no deducible en el Impuesto sobre Sociedades el

importe del Gravamen Temporal Energético correspondiente al ejercicio 2024. En consecuencia, el importe

efectivamente pagado por este Gravamen en 2024 (89 millones de euros) fue considerado deducible en la

liquidación del impuesto sobre sociedades correspondiente al ejercicio 2024. En el mismo sentido, el importe

correspondiente a la provisión dotada para cubrir el riesgo derivado del procedimiento de inspección y posterior

recurso correspondiente al Gravamen Temporal Energético de 2024 (43 millones de euros) también ha sido

considerada deducible a efectos de determinar el importe devengado por el Impuesto sobre Sociedades del ejercicio

2025.

En respuesta a esta derogación, en la siguiente sesión del Consejo de Ministros de fecha 23 de diciembre de 2024, se

aprobó el Real Decreto-ley 10/2024 de 23 de diciembre, publicado en el BOE el 24 de diciembre, por el que se

imponía nuevamente el Gravamen Temporal Energético para el ejercicio 2025, sobre la base del Importe neto de la

cifra de negocios de 2024.

En el Pleno del Congreso de los Diputados celebrado el 22 de enero de 2025, el Parlamento no convalidó el Real

Decreto-ley 10/2024 de 23 de diciembre por lo que este decayó y, en consecuencia, no se ha devengado ningún

importe en concepto de Gravamen Temporal Energético en el ejercicio 2025.

140

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

La Ley 7/2024 también reintrodujo las disposiciones del Real Decreto-ley 3/2016 declaradas inconstitucionales por

el Tribunal Constitucional en su sentencia de 18 de enero de 2024. De todas ellas, las más relevantes para el Grupo

Naturgy fueron la reversión por deterioro de participaciones en el capital de otras sociedades que hubieran resultado

deducibles antes del 1 de enero de 2013, con un impacto previsto de cuota a devolver de 9 millones de euros, más

intereses de demora estimados en 2 millones de euros, y la devolución de una cuota de 16 millones de euros, más

intereses de 2 millones de euros, derivados de la anulación de la limitación a la compensación de bases imponibles

negativas. De estos importes, a la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas solo ha sido

ingresado por parte de la Agencia Tributaria el importe de 16 millones de euros más 2 millones de euros de intereses

correspondientes a la anulación de la limitación a la compensación de bases imponibles negativas.

La cuota recuperada derivada de la reversión por deterioro de participaciones, deberá ser reintegrada en los tres

ejercicios siguientes, de acuerdo a lo dispuesto en la Ley 7/2024, no habiéndose reintegrado nada hasta el momento,

en tanto no se ha recibido todavía acuerdo devolución derivada de la sentencia del Tribunal Constitucional.

La Ley 38/2022 introdujo una modificación en el régimen de consolidación fiscal con efectos limitados al ejercicio

2023 según la cual, la base imponible de los grupos que tributan en régimen de consolidación sólo podrá incorporar el

50% de las bases imponibles negativas individuales, quedando el otro 50% pendiente de aplicar en los diez ejercicios

siguientes. La Ley 7/2024 antes mencionada, prorrogó esta norma a los ejercicios 2024 y 2025, lo que ha supuesto

un incremento neto de cuota en el Impuesto sobre sociedades de 2025 de 37 millones de euros (74 millones de

euros en 2024).

El Real Decreto-ley 8/2023 de 27 de diciembre, publicado en el BOE del 28 de diciembre, incorporó una serie de

medidas fiscales, con impacto durante el ejercicio 2024, entre las que cabe destacar las siguientes:

• Prórroga en la aplicación del tipo de IVA reducido del 10% a las entregas de electricidad a clientes con potencia

instalada inferior a 10 KW o que se encontrasen en riesgo de exclusión social (hasta el 31 de diciembre de

2024), así como a las entregas de gas natural (hasta el 31 de marzo de 2024), y de pellets, briquetas y leña

procedentes de la biomasa destinados a sistemas de calefacción (hasta 30 de junio de 2024).

• Se eliminó paulatinamente la suspensión del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica de

forma que, en la determinación de la base imponible del primer trimestre de 2024 solo se tomó el 50% del

importe total que correspondía percibir al contribuyente por la producción e incorporación al sistema de energía

eléctrica, medida en barras de central. Para el segundo trimestre se tomó el 75% del importe y para los tercer y

cuarto trimestres se tomó el 100% de la base imponible.

• Se aumentó paulatinamente el tipo impositivo del Impuesto Especial sobre la Electricidad de forma que durante

el primer trimestre de 2024 el tipo impositivo aplicable fue del 2,5% y para el segundo trimestre el tipo

impositivo fue del 3,8% y, a partir del tercer trimestre, se volvió al tipo impositivo previsto en la Ley 38/1992 de

Impuestos Especiales fijado en el 5,11269632%.

Durante el ejercicio 2025 no se ha publicado ninguna normativa fiscal que haya impactado de forma significativa a

Naturgy.

141

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 22. Importe neto de la cifra de negocios

El detalle de este epígrafe en el Estado del resultado consolidado del ejercicio 2025 y 2024 es el siguiente, desagregado por categorías con la estructura de información por

segmentos de operación (en Nota 2.4.23 Reconocimiento de ingresos y gastos, se detalla el modelo de reconocimiento para cada tipo de ingreso):


	Redes de Distribución									Mercados de Energía							Total
2025	Gas España	Gas México	Gas Brasil	Gas Argentina	Gas Chile	Elec. España	Elec. Panamá	Elec. Argentina	Total	Gestión de la Energía	Gen Térmica	Gen Renovable	Gases Renov ables	Comer.	Holding y Eli.	Total	Total
Ventas de gas y acceso a redes de distribución	859	768	1.037	591	773	—	—	—	4.028	1.427	—	—	32	3.070	—	4.529	8.557
Ventas de electricidad y acceso a redes de distribución	—	—	—	—	3	853	972	170	1.998	281	1.926	377	—	2.734	—	5.318	7.316
Ventas de GNL	—	—	—	—	—	—	—	—	—	2.604	—	—	—	—	—	2.604	2.604
Altas de abono y verificación de instalaciones	21	5	1	—	—	9	2	—	38	4	—	—	—	31	—	35	73
Cesión capacidad de generación eléctrica	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	348	—	—	—	—	348	348
Alquiler de contadores e instalaciones	25	—	3	—	—	19	—	—	47	—	—	—	—	311	—	311	358
Otros ingresos	14	25	5	7	1	—	1	2	55	—	2	57	10	75	—	144	199
Total	919	798	1.046	598	777	881	975	172	6.166	4.316	2.276	434	42	6.221	—	13.289	19.455


	Redes de Distribución									Mercados de Energía							Total
2024	Gas España	Gas México	Gas Brasil	Gas Argentina	Gas Chile	Elec. España	Elec. Panamá	Elec. Argentina	Total	Gestión de la Energía	Gen Térmica	Gen Renovable	Gases Renov ables	Comer.	Holding y Eli.	Total	Total
Ventas de gas y acceso a redes de distribución	838	636	1.491	637	855	—	—	—	4.457	1.404	—	—	44	3.133	—	4.581	9.038
Ventas de electricidad y acceso a redes de distribución	—	—	—	—	1	790	994	220	2.005	167	1.302	302	—	2.597	—	4.368	6.373
Ventas de GNL	—	—	—	—	—	—	—	—	—	2.869	—	—	—	—	—	2.869	2.869
Altas de abono y verificación de instalaciones	27	6	1	—	—	10	1	—	45	1	—	—	—	40	—	41	86
Cesión capacidad de generación eléctrica	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	374	—	—	—	—	374	374
Alquiler de contadores e instalaciones	24	—	3	—	—	18	—	—	45	—	—	—	—	301	—	301	346
Otros ingresos	14	29	7	5	1	—	11	3	70	—	2	26	1	81	1	111	181
Total	903	671	1.502	642	857	818	1.006	223	6.622	4.441	1.678	328	45	6.152	1	12.645	19.267

142

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

22.1 Información por áreas geográficas

El importe neto de la cifra de negocio de Naturgy asignado según el país de destino se detalla en el cuadro siguiente:


	2025	2024
España	9.949	9.292
Resto de Europa	2.079	2.489
Francia	586	848
Portugal	440	584
Países Bajos	305	620
Bélgica	245	29
Reino Unido	163	166
Alemania	119	117
Italia	109	94
Turquía	44	—
Grecia	34	—
Otros Europa	34	31
Latinoamérica	5.797	6.243
México	1.536	1.419
Brasil	1.068	1.560
Panamá	977	999
Argentina	802	934
Chile	800	842
Puerto Rico	496	356
República Dominicana	104	124
Resto Latinoamérica	14	9
Otros	1.630	1.243
China	398	287
Taiwán	284	—
Estados Unidos de América	282	89
Corea del Sur	258	239
Japón	234	301
Australia	102	47
Tailandia	72	55
India	—	102
Resto países	—	123
Total	19.455	19.267

En aplicación del tratamiento contable descrito en la Nota 2.4.17, el Importe neto de la cifra de negocios del ejercicio

2025 incluye un efecto positivo de 33 millones de euros, correspondiente al resultado neto de las desviaciones

positivas y negativas de precios de las instalaciones de Generación Renovable España sujetas al régimen retributivo

específico. Dichas desviaciones fueron registradas en los epígrafes “Otros deudores”, corrientes y no corrientes (Nota

10), y “Otros pasivos”, corrientes y no corrientes (Nota 19), del Estado de situación financiera consolidado. En el

ejercicio 2024, este impacto ascendió a un importe positivo de 36 millones de euros.

143

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 23. Aprovisionamientos

El detalle de este epígrafe en el Estado del resultado consolidado del ejercicio 2025 y 2024 es el siguiente:


	2025	2024
Compras de energía	10.359	10.009
Servicio acceso a redes de distribución	1.175	1.266
Otras compras y variación de existencias	315	290
Total	11.849	11.565

Durante el ejercicio 2025, el Grupo ha registrado un efecto positivo por un total de 146 millones de euros

relacionados con la recuperación del Impuesto Especial de Hidrocarburos (IEH) soportado entre los ejercicios 2014 y

2018 por la actividad de generación eléctrica mediante ciclos combinados de gas en España. El IEH es un tributo que

grava los productos destinados a ser utilizados como combustible o carburante, (como el gas natural) conforme al

régimen jurídico general dispuesto por la Ley 38/1992, de Impuestos Especiales. La posibilidad de solicitar la

devolución de este impuesto surge a raíz de la jurisprudencia del Tribunal Supremo y del Tribunal de Justicia de la

Unión Europea, que han declarado improcedente la supresión de la exención aplicable al gas natural destinado a la

producción de electricidad, introducida por la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, al

considerar que no concurren motivos medioambientales que justifiquen su gravamen.

En diciembre 2025, la Audiencia Nacional estimó el recurso contencioso-administrativo interpuesto por Naturgy en

relación con el impuesto correspondiente al ejercicio 2016 por un importe de 30 millones de euros más intereses.

Tras dicho fallo, el Grupo mantiene recursos contencioso-administrativos pendientes de resolución ante la Audiencia

Nacional por un importe de 77 millones de euros más intereses, correspondientes a los ejercicios 2014 y 2015.

Aunque ya existía jurisprudencia favorable, el hecho determinante que refuerza la expectativa de recuperación de los

importes pendiente de sentencia ha sido la notificación, en septiembre de 2025, del escrito de allanamiento del

Abogado del Estado en todos los recursos en curso, lo que ha permitido considerar la recuperación como

prácticamente cierta.

Por otra parte, en diciembre de 2025, el Tribunal Económico-Administrativo Central (TEAC) ha resuelto

favorablemente los recursos de alzada correspondientes al período septiembre 2017-diciembre 2018, por un

importe de 39 millones de euros más intereses, reconociendo el derecho a la devolución de las cuotas ingresadas

indebidamente.

Los registros contables se han realizado con efecto positivo en el epígrafe de Aprovisionamientos, dado que en su

momento el importe del impuesto formó parte del coste del gas adquirido para la generación eléctrica en España.

Nota 24. Otros ingresos de explotación

El detalle de este epígrafe en el Estado del resultado consolidado del ejercicio 2025 y 2024 es el siguiente:


	2025	2024
Otros ingresos de gestión	99	161
Servicios de construcción o mejora concesiones CINIIF 12 (1)	80	75
Total	179	236

(1) Valor razonable estimado por referencia a los gastos incurridos (Nota 26), sin margen.

En el ejercicio 2024, el epígrafe “Otros ingresos de gestión” incluía 63 millones de euros correspondientes al derecho

de indemnización por las cantidades abonadas en concepto del coste de financiación del bono social en el mercado

libre, soportado por las sociedades comercializadoras del mercado libre del Grupo. Este derecho surge tras la

resolución del Tribunal Supremo notificada en julio de 2024. Dicho importe se registró, junto con los intereses por

actualización, con contrapartida en el epígrafe “Otros deudores” del Estado de situación financiera consolidado,

habiendo sido cobrado en el ejercicio 2025 (Nota 10).

144

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 25. Gastos de personal

El detalle de este epígrafe en el Estado del resultado consolidado del ejercicio 2025 y 2024 es el siguiente:


	2025	2024
Sueldos y salarios	480	489
Indemnizaciones por cese	70	81
Costes Seguridad Social	96	93
Planes de aportación definida	24	21
Planes de prestación definida (Nota 16)	2	1
Remuneraciones basadas en acciones (Nota 14)	2	2
Trabajos realizados para el inmovilizado del grupo	(80)	(80)
Otros	38	36
Total	632	643

El número medio de empleados de Naturgy ha sido de 6.834 personas durante el ejercicio 2025 y de 7.014 personas

durante 2024 y su desglose por categorías es el siguiente:


	2025	2024
Alta Dirección	17	16
Directivos	539	507
Mandos intermedios	383	382
Personal excluido de convenio	1.381	1.423
Personal de convenio	4.514	4.686
Total	6.834	7.014

El número medio de personas empleadas en el curso del ejercicio con discapacidad mayor o igual al 33%, distribuido

por categorías es el siguiente:


	2025	2024
Alta Dirección	—	—
Directivos	2	3
Mandos intermedios	3	3
Personal excluido de convenio	21	16
Personal de convenio	95	86
Total	121	108

El número de empleados de Naturgy al término de los ejercicios 2025 y 2024 distribuido por categorías, géneros y

áreas geográficas es el siguiente:


	31.12.2025			31.12.2024
	Hombres	Mujeres	Total	Hombres	Mujeres	Total
Alta Dirección	13	4	17	13	4	17
Directivos	321	224	545	335	197	532
Mandos intermedios	255	133	388	244	121	365
Personal excluido de convenio	676	624	1.300	770	648	1.418
Personal de convenio	3.040	1.474	4.514	3.148	1.461	4.609
Total	4.305	2.459	6.764	4.510	2.431	6.941

145

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


	2025	2024
España	3.883	4.017
Resto de Europa	19	19
Latinoamérica	2.799	2.833
Resto	63	72
Total	6.764	6.941

Se incluye el número de empleados de las entidades de operaciones conjuntas prorrateado por su porcentaje de

participación, tanto en el cálculo del número medio de empleados como en el cálculo del número de empleados al

término del ejercicio de Naturgy. A 31 de diciembre de 2025, el número de empleados de dichas entidades asciende

a 135 personas (141 personas el 31 de diciembre de 2024) y el número medio de empleados en el ejercicio 2025

asciende a 137 personas (144 personas en el ejercicio 2024).

Tanto en el cálculo del número de empleados al término del ejercicio como en el cálculo del número medio de

empleados, no se han tenido en cuenta los empleados de las sociedades que se clasifican como operaciones

interrumpidas (Nota 11) y los empleados de las sociedades que se consolidan siguiendo el método de la participación,

según el siguiente detalle:


	2025		2024
	Número empleados a final de ejercicio	Número medio de empleados	Número empleados a final de ejercicio	Número medio de empleados
Operaciones interrumpidas (1)	8	9	12	18
Sociedades método participación	56	57	56	56

(1) Los empleados incluidos corresponden a la actividad de generación de carbón en España, interrumpida en el ejercicio 2020 (Nota 11).

Nota 26. Otros gastos de explotación

El detalle de este epígrafe en el Estado del resultado consolidado del ejercicio 2025 y 2024 es el siguiente:


	2025	2024
Tributos	605	696
Operación y mantenimiento	353	414
Publicidad y otros servicios comerciales	123	130
Servicios profesionales y seguros	150	144
Servicios de construcción o mejora concesiones CINIIF 12 (Nota 24)	80	75
Suministros	60	60
Prestación de servicios a clientes	56	57
Servicios Lean	122	124
Otros	330	301
Total	1.879	2.001

A 31 de diciembre de 2024, el epígrafe de “Tributos” recogía el importe correspondiente al gravamen energético por

importe de 213 millones de euros. La sociedad obligada al pago por ser operador principal en el sector energético,

Naturgy Energy Group, S.A., procedió a su repercusión al resto de sociedades que forman parte del Grupo fiscal.

Durante el ejercicio 2025, el Grupo no ha devengado ningún importe en concepto de gravamen energético. Si bien el

Real Decreto-ley 10/2024, de 23 de diciembre, contemplaba el restablecimiento de este gravamen para el ejercicio

2025, dicho texto legal no fue convalidado por el Congreso de los Diputados en su sesión del 22 de enero de 2025

(véase nota 21).

146

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El epígrafe “Tributos” recoge 235 millones de euros correspondientes al Impuesto sobre el Valor de la Producción de

Energía Eléctrica (IVPEE). El importe registrado en 2025 muestra un incremento significativo frente al ejercicio

anterior (149 millones de euros en 2024), debido principalmente a la restitución gradual del impuesto iniciada en

2024, tras su suspensión en 2021, hasta recuperar el tipo del 7% a partir de julio de 2024. Este incremento se ve

reforzado por una mayor actividad de generación sujeta al tributo, tanto en el segmento de Generación Térmica

España como en el de Generación Renovable España.

Nota 27. Resultado enajenación de inmovilizado

En 2025 no se han producido Resultados por enajenación de inmovilizado.

En 2024 los Resultados por enajenación de inmovilizado correspondían principalmente a plusvalías por ventas

realizadas por la sociedad Naturgy Candela Devco LLC de Generación Renovable Estados Unidos. Específicamente,

se trataba de un importe de 4 millones de euros por la venta de los activos asociados al proyecto Agua Fría Solar,

LLC. (Nota 2.4.1) y 6 millones de euros por la plusvalía generada por el segundo hito de la venta de los activos

asociados al proyecto Vulcan, formalizada en 2023.

Nota 28. Amortización y pérdidas por deterioro activos no financieros

El detalle de este epígrafe en el Estado del resultado consolidado del ejercicio 2025 y 2024 es el siguiente:


	2025	2024
Amortización inmovilizado intangible (Nota 5)	351	326
Amortización inmovilizado material (Nota 6)	1.126	1.095
Amortización activos por derecho de uso (Nota 7)	124	121
Reversión deterioro inmovilizado intangible (Notas 4 y 5)	(49)	(37)
Deterioro inmovilizado material (Notas 4 y 6)	60	19
Total	1.612	1.524

Nota 29. Otros resultados

Con fecha 6 de marzo de 2025, Metrogas, S.A., filial del Grupo Naturgy en Chile, alcanzó un acuerdo con

Transportadora de Gas del Norte, S.A. (TGN) para poner fin a todas las disputas judiciales iniciadas en 2011, que se

encontraban en curso ante tribunales de la República Argentina. Como resultado de dicho acuerdo se registró una

reversión de provisión por un importe de 20 millones de dólares estadounidenses (19 millones de euros) (Nota 36).

La composición restante de este epígrafe corresponde a una serie de impactos negativos menores.

En 2024 este epígrafe recogía los efectos del laudo arbitral emitido en junio de 2024 en el procedimiento con EDP,

así como una actualización de la provisión por las reclamaciones de TGN contra Metrogas, filial chilena del grupo

Naturgy, a partir de la revocación del fallo de primera instancia dictada en Argentina en dicho ejercicio (véase Nota

36 para ambos casos).

147

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 30. Resultado financiero neto

El detalle de este epígrafe en el Estado del resultado consolidado del ejercicio 2025 y 2024 es el siguiente:


	2025	2024

Intereses	179	220
Otros ingresos financieros (1)	125	186
Total ingresos financieros	304	406

Coste de la deuda financiera (2)	(708)	(710)
Gastos por intereses de pensiones	(16)	(15)
Otros gastos financieros (3)	(69)	(117)
Total gastos financieros	(793)	(842)

Variaciones de valor razonable en instrumentos financieros (4)	(2)	12
Diferencias de cambio netas	(13)	(41)
Resultado financiero neto	(504)	(465)

(1) En 2025, recoge los intereses de demora derivados de la recuperación del Impuesto Especial de Hidrocarburos

(IEH) por importe de 55 millones de euros (Nota 23), así como el impacto positivo por importe de 9 millones

de euros ligado a la operación de emisión y recompra de bonos EMTN realizada en mayo de 2025 (Nota 17).

En 2024, incluía los ingresos en concepto de la reversión parcial de la provisión por la reclamación contra

Metrogas, S.A. por parte de Transportadora de Gas del Norte, S.A. (TGN) (Nota 36), así como los ingresos por

la actualización financiera de la indemnización reconocida por la financiación del bono social en el mercado

libre (Nota 24). También incluía el impacto positivo por importe de 19 millones de euros ligado a la operación

de emisión y recompra de bonos EMTN realizada en octubre de 2024 (Nota 17).

(2) Incluye coste de los pasivos financieros por arrendamiento (83 millones de euros en 2025 y 85 millones de

euros en 2024) y otros costes de refinanciación (11 millones de euros en 2025 y 15 millones de euros en

2024).

(3) Incluye las actualizaciones financieras de las provisiones descritas en la Nota 16, así como el ajuste por

inflación aplicable a las sociedades de Redes de Distribución en Argentina al tratarse de una economía

hiperinflacionaria, con impactos negativos de 25 millones de euros en 2025 y 59 millones de euros en 2024.

(4) Corresponde, principalmente, a la variación de valor de instrumentos financieros derivados (Notas 9 y 18). En

2025 incluye la variación de valor de los derivados financieros de Ibereólica Cabo Leones II, S.A. y GPG Solar

Chile 2017, S.p.A. por 3 millones de euros negativos (10 millones de euros positivos en 2024 ). Los derivados

financieros de GPG Solar Chile 2017, S.p.A. fueron liquidados en junio de 2025 (Nota 9).

148

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 31. Efectivo generado en las operaciones de explotación y otros

detalles de los flujos de efectivo

La composición del efectivo generado en las operaciones de explotación de 2025 y 2024 es la siguiente:


		2025	2024

Resultado antes de impuestos		3.218	3.204

Ajustes del resultado:		1.800	1.793
Amortización y pérdidas por deterioro de inmovilizado (Notas 4, 5, 6, 7 y 28)		1.612	1.524
Otros ajustes del resultado neto:		188	269
	Resultado financiero neto (Nota 30)	504	465
	Resultado entidades valoradas método participación (Nota 8)	(142)	(120)
	Otros resultados (Nota 29)	3	202
	Aplicaciones a resultados de ingresos diferidos (Nota 15)	(60)	(61)
	Resultado por enajenación de inmovilizado (Nota 27)	—	(10)
	Otros ajustes (1)	(117)	(207)
Cambios en el capital corriente (excluyendo los efectos de cambios en el perímetro y diferencias de conversión):		614	58
	Existencias	13	301
	Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	524	(575)
	Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar	77	332
Otros flujos de efectivo de las actividades de explotación:		(1.107)	(1.063)
	Pagos de intereses	(681)	(703)
	Cobros de intereses	180	221
	Cobros de dividendos	168	82
	Pagos por impuestos sobre beneficios	(774)	(663)
FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN		4.525	3.992

(1) Otros ajustes al resultado incluye principalmente en 2025 y 2024 los movimientos de las provisiones (Nota 16).

El detalle de pagos por inversiones en empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio a 31 de diciembre de

2025 y 2024:


	2025	2024
Adquisición activos Fraser Coast Solar Development PTY, Ltd.	—	(10)
Adquisición activos Gases Renovables	(3)	(4)
Otros	—	(1)
Total	(3)	(15)

El detalle de cobros por desinversiones en empresas del grupo, asociadas y unidades de negocio a 31 de diciembre de

2025:


	2025	2024
Venta de Qalhat (Nota 8)	17	—
Total	17	—

149

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

El detalle de los Cobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio a 31 de diciembre de 2025 y 2024 es el siguiente:


	2025	2024
Enajenación	1.391	—
Acciones propias Naturgy Energy Group, S.A. (Nota 14)	1.374	—
Dividendos asociados acciones propias (Nota 14)	17	—
Adquisición	(2.580)	(510)
Amortización obligaciones subordinadas (Nota 14)	(169)	(500)
Acciones propias Naturgy Energy Group, S.A. (Nota 14)	(2.332)	—
Plan Incentivo a largo plazo	(67)	—
Otros movimientos con minoritarios	(12)	(10)
Total	(1.189)	(510)

El movimiento de la deuda financiera en los ejercicios 2025 y 2024, presentando separadamente los cambios que

generan flujos de efectivo de aquellos que no lo hacen, ha sido el siguiente:


	01.01.2025	Genera flujos de efectivo		No genera flujos de efectivo		31.12.2025
	01.01.2025	Aumento	Disminución	Diferencias de conversión	Traspasos y otros (1)	31.12.2025
Emisiones de obligaciones y otros valores negociables	6.419	2.311	(3.069)	5	19	5.685
Deuda financiera con entidades de crédito	9.997	1.263	(921)	(340)	(215)	9.784
Instrumentos financieros derivados	33	—	—	—	(22)	11
Pasivos por arrendamientos	1.562	—	(223)	(122)	61	1.278
Otros pasivos financieros	11	—	—	(1)	(5)	5
Total (Nota 17)	18.022	3.574	(4.213)	(458)	(162)	16.763

(1) Incluye el traspaso a “Activos no corrientes mantenidos para la venta” (Nota 11).


	01.01.2024	Genera flujos de efectivo		No genera flujos de efectivo		31.12.2024
	01.01.2024	Aumento	Disminución	Diferencias de conversión	Traspasos y otros	31.12.2024
Emisiones de obligaciones y otros valores negociables	7.629	1.195	(2.319)	(79)	(7)	6.419
Deuda financiera con entidades de crédito	6.863	4.246	(1.148)	11	25	9.997
Instrumentos financieros derivados	6	—	—	—	27	33
Pasivos por arrendamientos	1.463	—	(117)	48	168	1.562
Otros pasivos financieros	9	3	(1)	—	—	11
Total (Nota 17)	15.970	5.444	(3.585)	(20)	213	18.022

150

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 32. Combinaciones de negocios

Durante los ejercicios 2025 y 2024 no se han producido combinaciones de negocios (Nota 2.4.1.d.).

Nota 33. Acuerdos de concesión de servicios

Naturgy gestiona diversas concesiones que contienen disposiciones para la construcción, operación y mantenimiento

de instalaciones, así como obligaciones de conexión y de suministro de energía durante el periodo de concesión, de

acuerdo con la normativa de aplicación (Anexo IV.). A continuación, se detalla el período de concesión y el período

restante hasta el vencimiento de las concesiones que no tienen carácter indefinido:


Empresa	Actividad	País	Periodo de Concesión (años)	Periodo restante inicial (años)
Naturgy BAN, S.A. (*)	Distribución de gas	Argentina	35 (prorrogables 10)	2
Naturgy NOA, S.A. (*)	Distribución de gas	Argentina	35 (prorrogables 10)	2
Naturgy San Juan, S.A. (*)	Distribución de electricidad	Argentina	60	31
Companhia Distribuidora de Gás do Río de Janeiro, S.A, Ceg Rio, S.A. y Gas Natural Sao Paulo Sul, S.A.	Distribución de gas	Brasil	30 (prorrogables 20/30)	2-5
Unión Fenosa Generadora Torito, S.A.	Generación hidráulica de electricidad	Costa Rica	20	hasta 6
Naturgy Generación S.L.U., S.A. y Naturgy Renovables, S.L.U.	Generación hidráulica de electricidad	España	14-65	hasta 38
Naturgy México S.A. de C.V. y Comercializadora Metrogas S.A. de C.V.	Distribución de gas	México	30 (prorrogables 15)	2-13
Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A. y Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui, S.A.	Distribución de electricidad	Panamá	15	3

*La Ley Nº 27.742, de 8 de julio de 2024, modificó el periodo de prórroga de 10 a 20 años. Además, las sociedades cambiaron su denominación social

durante el periodo de vigencia de la concesión: Naturgy BAN, S.A. (antigua Gas Natural BAN, S.A.), Naturgy NOA, S.A. (antigua Gasnor, S.A.) y Naturgy

San Juan, S.A. (antigua Energía San Juan, S.A.).

De conformidad con lo previsto en el marco regulatorio actual, en octubre de 2024 Naturgy ejerció su derecho a

solicitar la prórroga de la licencia de distribución en Argentina por un período adicional de veinte años (Anexo II.

Marco Regulatorio 3.1.4.3).

Asimismo, los contratos de distribución de gas de CEG y CEG Río, vigentes hasta 2027, pueden ser prorrogados por

otros 30 años. En 2024 Naturgy presentó formalmente la solicitud de prórroga que está siendo evaluada por el

regulador (Anexo II. Marco Regulatorio 3.1.4.1).

Como se indica en la Nota 2.4.3.b., Naturgy aplica la CINIIF 12 “Acuerdos de concesión de servicios”, siendo de

aplicación el modelo de activo intangible básicamente a las actividades de distribución de gas en Argentina y Brasil y

a la actividad de distribución de electricidad en Argentina, y el modelo de activo financiero a la actividad de

generación eléctrica en Costa Rica.

Las concesiones de las centrales hidráulicas en España (Nota 2.4.4.) se encuentran fuera del alcance de la CINIIF 12,

entre otras razones como consecuencia de que los precios de venta de energía se fijan en el mercado. El resto de

concesiones del ámbito internacional se encuentran fuera del alcance de la CINIIF 12 como consecuencia de que el

concedente no controla una participación residual significativa en la infraestructura al término de la vigencia del

acuerdo y simultáneamente determina el precio del servicio. En estas concesiones se continúan registrando los

activos en el epígrafe de “Inmovilizado material”.

151

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 34. Información de las operaciones con partes vinculadas

A los efectos de información de este apartado se consideran partes vinculadas las siguientes:

• Los accionistas significativos de Naturgy, entendiéndose por tales los que posean directa o indirectamente

participaciones iguales o superiores al 5% y ostenten derechos políticos, así como los accionistas que, sin ser

significativos, hayan ejercido la facultad de proponer la designación de algún miembro del Consejo de

Administración.

Atendiendo a esta definición, los accionistas significativos de Naturgy a 31 de diciembre de 2025 son:

– Fundación Bancaria Caixa d’Estalvis i Pensions de Barcelona, “la Caixa”, participación a través de Criteria

Caixa S.A.U. (Criteria)

– BlackRock Inc., principalmente a través de GIP III Canary 1, S.à.r.l. (BlackRock)

– CVC Capital Partners PLC, a través de Rioja Acquisition, S.à.r.l. (CVC)

– IFM Global Infrastructure Fund, a través de Global InfraCo O (2), S.à.r.l. (IFM)

• Los administradores y personal directivo/Alta dirección de la sociedad y su familia cercana. El término

“administrador” significa un miembro del Consejo de Administración y el término “personal directivo” significa el

Presidente Ejecutivo, en relación con sus funciones ejecutivas y las personas con funciones de alta dirección con

dependencia directa del Consejo de Administración, de sus Comisiones o del Presidente Ejecutivo. Las

operaciones realizadas con administradores y personal directivo/Alta dirección se detallan en la Nota 35.

• Las operaciones realizadas entre sociedades del grupo forman parte del tráfico habitual y se han cerrado en

condiciones de mercado. En empresas del grupo se incluye el importe correspondiente al porcentaje de

participación de Naturgy sobre los saldos y transacciones con sociedades que se consolidan por el método de la

participación.

Los importes agregados de operaciones con partes vinculadas en miles de euros a 31 de diciembre de 2025 son los

siguientes:


2025	Accionistas significativos				Administradores y Personal directivo	Sociedades del grupo
Gastos e Ingresos (en miles de euros)	Criteria	CVC	BlackRock	IFM	Administradores y Personal directivo	Sociedades del grupo
Gastos financieros	—	—	—	—	—	59
Arrendamientos	—	—	—	—	—	4
Recepción de servicios	—	—	—	—	—	1.529
Compra de bienes (1)	—	—	—	—	—	71.386
Otros gastos	—	—	—	—	—	—
Total gastos	—	—	—	—	—	72.978
Ingresos financieros	—	—	—	—	—	791
Arrendamientos	—	—	—	—	—	—
Prestación de servicios	—	—	—	—	—	—
Venta de bienes (1)	1.001	4.775	—	238	—	62.330
Otros ingresos	—	—	—	—	—	1.772
Total ingresos	1.001	4.775	—	238	—	64.893

(1) Incluye básicamente compras y ventas de energía principalmente con Qalhat LNG S.A.O.C., Sociedad Galega do Medio Ambiente, S.A. y CH4

Energía S.A. de C.V.

152

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


Otras transacciones (en miles de euros)	Accionistas significativos				Sociedades del grupo
Otras transacciones (en miles de euros)	Criteria	CVC	BlackRock (2)	IFM	Sociedades del grupo
Compra de activos materiales, intangibles u otros activos (3)	704.865	546.759	544.798	446.245	—
Acuerdos de financiación: créditos y aportaciones de capital (prestamista)	—	—	—	—	—
Dividendos y otros beneficios distribuidos (1)	434.210	336.787	335.579	274.851	—

(1) Los dividendos recibidos por los Administradores y la Alta dirección (Nota 35) durante el ejercicio 2025 han sido de 285 miles de euros.

(2) Dividendos recibidos a través de la participación de GIP III Canary 1, S.à.r.l.

(3) Venta de acciones Naturgy Energy Group, S.A.


Deudores y acreedores comerciales (en miles de euros)	Accionistas significativos				Administradores y Personal directivo	Sociedades del grupo
Deudores y acreedores comerciales (en miles de euros)	Criteria	CVC	BlackRock	IFM	Administradores y Personal directivo	Sociedades del grupo
Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	84	477	—	1	—	1.586
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar	—	—	—	—	—	6.410

Los importes agregados de operaciones con partes vinculadas en miles de euros a 31 de diciembre de 2024 son los

siguientes:


2024	Accionistas significativos				Administradores y Personal directivo	Sociedades del grupo
Gastos e Ingresos (en miles de euros)	Criteria	CVC	BlackRock	IFM	Administradores y Personal directivo	Sociedades del grupo
Gastos financieros	—	—	—	—	—	76
Arrendamientos	—	—	—	—	—	4
Recepción de servicios	—	—	—	—	—	1.551
Compra de bienes (1)	—	—	—	—	—	74.943
Otros gastos	—	—	—	—	—	—
Total gastos	—	—	—	—	—	76.574
Ingresos financieros	—	—	—	—	—	909
Arrendamientos	—	—	—	—	—	—
Prestación de servicios	—	—	—	—	—	—
Venta de bienes (1)	994	1.059	—	887	—	78.589
Otros ingresos	—	—	—	—	—	1.942
Total ingresos	994	1.059	—	887	—	81.440

(1) Incluye básicamente compras y ventas de energía principalmente con Qalhat LNG S.A.O.C., Sociedad Galega do Medio Ambiente, S.A. y CH4

Energía S.A. de C.V.

153

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


Otras transacciones (en miles de euros)	Accionistas significativos				Sociedades del grupo
Otras transacciones (en miles de euros)	Criteria	CVC	BlackRock (2)	IFM	Sociedades del grupo
Compra de activos materiales, intangibles u otros activos	—	—	—	—	—
Acuerdos de financiación: créditos y aportaciones de capital (prestamista)	—	—	—	—	—
Dividendos y otros beneficios distribuidos (1)	362.544	281.201	280.193	212.387	—

(1) Los dividendos recibidos por los Administradores y la Alta dirección (Nota 35) durante el ejercicio 2024 fueron de 241 miles de euros.

(2) Dividendos recibidos a través de la participación de GIP III Canary 1, S.à.r.l.


Deudores y acreedores comerciales (en miles de euros)	Accionistas significativos				Administradores y Personal directivo	Sociedades del grupo
	Criteria	CVC	BlackRock	IFM

Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar	226	16	—	41	—	813
Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar	—	—	—	—	—	7.642

154

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 35. Información sobre miembros del Consejo de Administración y

la Alta Dirección

35.1. Retribuciones a los miembros del Consejo de Administración

La política retributiva de los miembros del Consejo de Administración fue aprobada por la Junta General de

Accionistas de 15 de marzo de 2022 y es revisada periódicamente por el Consejo de Administración, previo informe

de la Comisión de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo, con el fin de mantenerla alineada con las

mejores prácticas del mercado de referencia y con los objetivos señalados en los Estatutos Sociales.

El importe devengado por los miembros del Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A., por su

pertenencia al Consejo de Administración, Comisión de Auditoría y Control (CAU), Comisión de Nombramientos,

Retribuciones y Gobierno Corporativo (CNRyG) y Comisión de Sostenibilidad (CS), ha ascendido a 4.514 miles de

euros (3.737 miles de euros en 2024). A continuación, se detalla el importe de 2025 (expresado en euros):


	Cargo	Consejo	CAU	CNRyG	CS	Total

D. Francisco Reynés Massanet	Presidente Ejecutivo	1.100.000	—	—	—	1.100.000
Dña. Helena Herrero Starkie	Consejera Coordinadora	210.000	65.000	—	85.000	360.000
D. Ramón Adell Ramón	Vocal	180.000	65.000	—	—	245.000
D. Enrique Alcántara-García Irazoqui (1)	Vocal	60.000	—	21.667	—	81.667
Dña. Isabel Estapé Tous	Vocal	180.000	—	—	65.000	245.000
Dña. María Isabel Gabarró Miquel (2)	Vocal	138.387	—	43.333	—	181.720
Dña. Lucy Chadwick	Vocal	180.000	—	—	65.000	245.000
D. Rajaram Rao	Vocal	180.000	—	65.000	—	245.000
D. Martin Catchpole (2)	Vocal	138.387	—	—	—	138.387
D. Claudi Santiago Ponsa	Vocal	180.000	85.000	65.000	—	330.000
D. Pedro Sainz de Baranda Riva	Vocal	180.000	65.000	85.000	—	330.000
D. Jaime Siles Fernández-Palacios	Vocal	180.000	—	—	65.000	245.000
D. Nicolás Villén Jiménez (2)	Vocal	138.387	—	—	—	138.387
Rioja Acquisition, S.à.r,l., D. Javier de Jaime Guijarro (3)	Vocal	41.613	—	15.027	—	56.640
D. Javier de Jaime Guijarro (3)	Vocal	138.387	—	49.973	—	188.360
D. José Antonio Torre De Silva López de Letona	Vocal	180.000	65.000	—	—	245.000
Dña. Marta Martínez Alonso (2)	Vocal	138.387	—	—	—	138.387
		3.543.548	345.000	345.000	280.000	4.513.548

(1) Hasta 29 de abril de 2025.

(2) A partir del 25 de marzo de 2025.

(3) A partir del 25 de marzo de 2025 se formaliza su nombramiento como consejero persona física en sustitución del consejero persona jurídica Rioja

Acquisition, S.à.r.l

En el ejercicio 2025, al igual que en 2024, no se han percibido importes por otros conceptos.

A 31 de diciembre de 2025 el Consejo de Administración está formado por 15 miembros (12 miembros a 31 de

diciembre de 2024), la Comisión de Auditoría y Control por 5 miembros (5 miembros a 31 de diciembre de 2024), la

Comisión de Nombramientos, Retribuciones y Gobierno Corporativo por 5 miembros (5 miembros a 31 de diciembre

de 2024) y la Comisión de Sostenibilidad por 4 miembros (4 miembros a 31 de diciembre de 2024).

Los miembros del Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A., excluyendo al Presidente Ejecutivo, no

han percibido remuneración en concepto de participación en beneficios o primas, ni indemnizaciones, ni tienen

concedidos créditos ni anticipos. Tampoco han recibido acciones ni opciones sobre acciones durante el ejercicio, ni

han ejercido opciones ni tienen opciones pendientes de ejercitar.

155

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Los miembros del Consejo de Administración se encuentran cubiertos con la misma póliza de responsabilidad civil

que asegura a todos los administradores y personal directivo de Naturgy. En el ejercicio 2025, el importe de la prima

satisfecha por Naturgy Energy Group, S.A. ha ascendido a 447 miles de euros (519 miles de euros en 2024).

35.2. Retribuciones a la Alta Dirección

A los efectos exclusivos de la información contenida en este apartado, se considera Alta Dirección al Presidente

Ejecutivo, en relación con sus funciones ejecutivas, y a los directivos con dependencia directa del Consejo de

Administración, de sus Comisiones o del Presidente Ejecutivo.

Como consecuencia del criterio establecido en el párrafo anterior, a 31 de diciembre de 2025, 17 personas

conforman este colectivo (17 personas a 31 de diciembre de 2024).

Los importes devengados en el ejercicio 2025 por los 17 miembros de la Alta Dirección en concepto de retribución

fija, retribución variable y otros conceptos han ascendido a 14.662 miles de euros (7.750 miles de euros, 6.615 miles

de euros y 297 miles de euros, respectivamente) y a 14.382 miles de euros en el ejercicio 2024 (7.328 miles de

euros, 6.759 miles de euros y 295 miles de euros, respectivamente). Al igual que en 2024, el importe

correspondiente a la retribución variable anual del Presidente Ejecutivo se liquidará como aportación voluntaria a su

plan de previsión social de acuerdo con lo establecido contractualmente.

Adicionalmente, con fecha 18 de febrero de 2025, el Consejo de Administración de Naturgy acordó el vencimiento

anticipado del plan de incentivo variable a largo plazo que se explica en las notas 14 y 16 de estas Cuentas anuales

consolidadas. La liquidación de este plan, correspondiente al periodo de siete años comprendido entre 2018 y 2024,

y aplicable a los 17 miembros de la Alta Dirección, ha supuesto un importe anual total de 7.539 miles de euros.

Durante el ejercicio 2024, los directivos que conformaban la Alta Dirección no percibieron anticipos del Plan de

incentivo variable a largo plazo.

Asimismo, el Consejo de Administración, para dar cumplimiento al esquema vigente de retribución variable plurianual,

aprobó un nuevo incentivo para el periodo 2025-2027, aplicable al conjunto de los directivos de Naturgy, incluidos

los 17 miembros de la Alta Dirección (véase Nota 16).

Las aportaciones a planes de pensiones y seguros colectivos, junto con las primas satisfechas por seguros de vida,

han ascendido a 2.018 miles de euros en el ejercicio 2025 (1.923 miles de euros en el ejercicio 2024). El importe de

los fondos acumulados por estas aportaciones, asciende para el conjunto de los directivos a 38.031 miles de euros a

31 de diciembre de 2025 (32.913 miles de euros a 31 de diciembre de 2024).

A 31 de diciembre de 2025, Naturgy tiene concedidos avales sobre créditos a la Alta Dirección por valor de 1.115

miles de euros (1.115 miles de euros a 31 de diciembre de 2024), y a dicha fecha no existen anticipos concedidos a

este colectivo (29 miles de euros a 31 de diciembre de 2024). Asimismo, durante el ejercicio 2025 no se han

abonado indemnizaciones por terminación de la relación laboral a la Alta Dirección, del mismo modo que no se

efectuaron pagos por este concepto en el ejercicio 2024.

El contrato del Presidente Ejecutivo, establece una indemnización por cese o por no renovación del cargo de

Consejero por importe de dos anualidades de la suma de las siguientes retribuciones anuales: (i) retribución dineraria

fija total anual, (ii) la retribución variable anual y (iii) el incentivo a largo plazo en términos anuales. Si al momento de

calcularse la indemnización no hubiera finalizado el incentivo a largo plazo, deberá esperarse hasta la fecha de

finalización de dicho incentivo para calcular y, en su caso, abonar, la parte derivada de este en términos anuales. No

procedería indemnización en caso de incumplimiento grave y culpable de sus obligaciones profesionales que

ocasionase un perjuicio significativo a los intereses de Naturgy. Adicionalmente, y en concepto de pacto de no

competencia post-contractual por un año, se establece una indemnización equivalente a una anualidad de

retribución fija total.

Los contratos suscritos con 10 de los miembros de la Alta Dirección contienen una cláusula que establece una

indemnización equivalente a la legalmente establecida y que oscila, en función de la antigüedad, entre las dos y las

tres anualidades y media. Dicha cláusula aplica para los supuestos de despido improcedente, así como los

contemplados en los artículos 40, 41 o 50 del Estatuto de los Trabajadores y en uno de los contratos para ciertas

situaciones de cambio de control. Asimismo, los 10 contratos contienen una cláusula que establece una

compensación equivalente a una anualidad de retribución fija por no competencia post-contractual por un período de

hasta dos años.

156

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

35.3. Operaciones con miembros del Consejo de Administración y de la Alta

Dirección

Los Administradores tienen el deber de evitar situaciones de conflicto de interés tal y como establece el Reglamento

del Consejo de Administración de Naturgy Energy Group, S.A. y los artículos 228 y 229 de la Ley de Sociedades de

Capital. Adicionalmente, dichos artículos establecen que las situaciones de conflicto de interés en que incurran los

administradores serán objeto de información en las cuentas anuales.

En 2025 y 2024 los Administradores de Naturgy Energy Group, S.A. no han comunicado al Consejo de Administración

ninguna situación general de conflicto de intereses.

En las operaciones con partes vinculadas (accionistas significativos) que se han sometido a la aprobación del Consejo,

previo informe favorable de la Comisión de Auditoría, se han abstenido, en cada caso, aquel o aquellos

Administradores relacionados con la parte vinculada implicada.

Los miembros del Consejo de Administración y de la Alta Dirección no han llevado a cabo, durante los ejercicios 2025

y 2024, operaciones vinculadas ajenas al tráfico ordinario o que no se hayan realizado en condiciones normales de

mercado con Naturgy Energy Group, S.A. o con las sociedades del grupo.

Nota 36. Litigios y arbitrajes, garantías y compromisos

36.1. Litigios y arbitrajes

Las sociedades del Grupo Naturgy son parte en ciertas disputas judiciales y extrajudiciales dentro del curso ordinario

de sus actividades. A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas los principales litigios o

arbitrajes en los que se hallan incursas las sociedades de Naturgy son las siguientes:

Reclamaciones contribuciones PIS y COFINS en Brasil

En septiembre de 2005 la Administración Tributaria de Río de Janeiro dejó sin efecto el reconocimiento que había

admitido previamente en abril de 2003 para la compensación de los créditos por las contribuciones sobre ventas

denominados PIS y COFINS pagadas por Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro - CEG, sociedad

participada en un 54,2% por Naturgy. La instancia administrativa confirmó dicha resolución en marzo de 2007, por lo

que la sociedad interpuso el recurso ante la jurisdicción contencioso-administrativa (Justicia Federal do Rio de

Janeiro). Posteriormente, se notificó el 26 de enero de 2009 una acción civil pública contra CEG por los mismos

hechos.

En noviembre de 2015 la Justicia Federal do Rio de Janeiro dictó en primera instancia una sentencia acogiendo

parcialmente el recurso de CEG, determinando la devolución y el pago del importe único del crédito tributario más las

costas por 105 millones de reales brasileños (16 millones de euros) y rechazando la imposición de intereses

moratorios y multas. La sentencia fue apelada por la Hacienda Federal de Brasil y por CEG ante el Tribunal Federal de

Rio de Janeiro (Cámara de Apelación).

Con fecha 6 de diciembre de 2023, el Tribunal Federal de Río de Janeiro (Cámara de Apelación) dictó sentencia

confirmando la condena impuesta en primera instancia por el monto principal más la actualización monetaria

correspondiente. Esta decisión puede ser recurrida ante al propio Tribunal y también ante el Tribunal Supremo. Tanto

Naturgy como la Administración han recurrido dicha sentencia, de modo que la condena podría tanto aumentar como

reducirse. A la vista de las dos primeras sentencias coincidentes se estima remoto, tanto lo uno como lo otro, y

probable que se mantengan dichos pronunciamientos.

A 31 de diciembre de 2025 , la provisión registrada asciende a 424 millones de reales brasileños, equivalentes a 66

millones de euros (63 millones de euros a 31 de diciembre de 2024). La probable salida de recursos relacionada con

esta causa dependerá del tiempo que dure la tramitación del recurso judicial.

157

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Reclamación contra Metrogas, S.A.

Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN) interpuso en 2011 y 2015 varias demandas contra Metrogas, S.A.

(Metrogas), sociedad chilena participada en un 55,6% por Naturgy, ante distintos Juzgados Nacionales de primera

Instancia en lo Civil y Comercial de Argentina por supuestos incumplimientos contractuales en el transporte de gas

argentino hacia Chile ocurridos durante la crisis del gas argentino.

Con fecha 4 de agosto de 2022, Metrogas recibió una sentencia condenatoria de primera instancia por la que se la

condenaba al pago a TGN, en concepto de facturas pendientes de pago y resolución anticipada de contratos (lucro

cesante), por un importe aproximado de 250 millones de dólares (213 millones de euros), más costas e intereses.

Tras el recurso en apelación de la sentencia de primera instancia presentado por Metrogas, el 7 de mayo de 2024 la

Cámara Civil y Comercial Federal de Argentina estimó completamente la apelación, revocando la sentencia de

primera instancia y absolviendo a Metrogas. Posteriormente, los recursos extraordinarios presentados por TGN

fueron desestimados. No obstante, con fecha 6 de diciembre de 2024, TGN presentó un recurso extraordinario de

queja ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación, por lo que, a cierre del ejercicio 2024, la sentencia de la Cámara

no se consideraba firme.

A 31 de diciembre de 2024, se consideraba que revelar información adicional sobre este proceso podía perjudicar

gravemente la posición de Naturgy en la disputa con TGN, por lo que se optó por ajustarse a la descripción mínima

permitida por la NIC 37.92 para este tipo de casos.

El 6 de marzo de 2025, Metrogas aceptó la propuesta presentada por TGN para poner fin a los litigios en curso ante

tribunales argentinos. El acuerdo contempló el pago por parte de Metrogas de un importe total de 100 millones de

dólares estadounidenses (85 millones de euros), distribuido en dos cuotas: la primera, por 60 millones de dólares,

abonada en la fecha de aceptación; y la segunda, por 40 millones de dólares, con vencimiento previsto el 10 de enero

de 2026.

Como consecuencia de dicho acuerdo, durante el primer semestre de 2025 se registró una reversión del saldo de la

provisión por importe de 20 millones de dólares estadounidenses (19 millones de euros), reconocida en el epígrafe de

“Otros resultados” de los Estados financieros consolidados a 31 de diciembre de 2025 (Nota 29).

A 31 de diciembre de 2025, el epígrafe “Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar” del Estado de situación

financiera consolidado recoge un saldo de 34 millones de euros correspondiente a la cuota pendiente del acuerdo

mencionado, no existiendo otros saldos en disputa con TGN. Dicho saldo fue cancelado por Naturgy en enero 2026

según lo estipulado en el acuerdo mencionado.

Procedimientos arbitrales del Grupo

Arbitraje con EDP

Con fecha 28 de junio de 2024, un tribunal arbitral con sede en Nueva York emitió un laudo que estableció una

compensación a pagar por Naturgy a favor de EDP por un importe neto de 195 millones de dólares (184 millones de

euros) más intereses y una parte de los gastos del arbitraje. El fallo del tribunal está relacionado con el contrato, ya

concluido, por el cual, EDP entregaba a Naturgy gas natural licuado de Trinidad y Tobago y, Naturgy reentregaba un

volumen equivalente de gas a EDP en la Península Ibérica.

En agosto de 2024, Naturgy pagó a EDP un importe total de 248 millones de dólares (229 millones de euros), de

acuerdo con lo establecido por el laudo, por lo que, a 31 de diciembre de 2024, no existía provisión alguna por este

concepto. El importe mencionado fue registrado en el Estado del resultado consolidado del ejercicio 2024 según el

siguiente detalle: -235 millones de euros por indemnización a EDP en el epígrafe de “Otros resultados”; -46 millones

de euros en “Gastos financieros” por los intereses devengados hasta la fecha de pago; gastos de arbitraje por -3

millones de euros en “Otros gastos de explotación”; 23 millones de euros de ingresos en el “Importe Neto de la Cifra

de Negocios” por indemnizaciones recibidas de EDP y 28 millones de euros de facturas que se hallaban pendientes de

cobro en relación con el contrato, registrados como reversión de provisión en “Deterioro por pérdidas crediticias” más

4 millones de euros por diferencias de cambio.

158

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

En septiembre 2024, Naturgy presentó una demanda ante un juzgado de Nueva York en la que reclamaba la

anulación del laudo mencionado, demanda que posteriormente fue retirada de forma voluntaria con el objetivo de

proceder a través de otras vías alternativas de reclamación o mitigación de efectos. Por lo expuesto, Naturgy

considera que el procedimiento se mantiene en curso, si bien no se han producido novedades relevantes respecto a la

situación descrita en las Cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2024.

A 31 de diciembre de 2025, no existen saldos en el Estado de situación financiera consolidado relacionados con este

asunto.

Arbitrajes con Endesa

Durante el año 2024, se emitieron laudos favorables para Naturgy respecto a los dos arbitrajes que se mantenían con

Endesa en relación con los contratos de suministro de gas para la generación eléctrica, ya concluido, y de

compraventa de gas natural licuado, actualmente vigente.

En el primer semestre de 2024 se resolvió el arbitraje relativo al contrato de suministro para generación que motivó

el registro de las reversiones de las provisiones que existían a 31 de diciembre de 2023 por 31 y 12 millones de euros

con impacto en el “Importe neto de la cifra de negocio” y en el epígrafe de “Deterioro de pérdidas crediticias”,

respectivamente, más la recuperación de costes de arbitraje por 2 millones de euros.

Durante el segundo semestre de 2024, como consecuencia del fallo relacionado con el contrato de compraventa de

gas natural licuado, se produjo el reconocimiento de un efecto positivo de 8 millones de euros en “Importe neto de la

cifra de negocio” por la reversión de la provisión que existía a 31 de diciembre de 2023.

A 31 de diciembre de 2025, no existen saldos en disputa en relación con estos arbitrajes.

A 31 de diciembre de 2025, tampoco existen otros arbitrajes en curso que requieran el registro de una provisión, ni el

desglose de un pasivo de carácter contingente.

Incentivo medioambiental a las centrales de carbón en España

En 2007, las autoridades españolas introdujeron un régimen (incentivo medioambiental) para apoyar la instalación de

nuevos filtros de óxido de azufre en las centrales de carbón existentes. En noviembre de 2017 la Comisión Europea

abrió una investigación para determinar si dicho incentivo se ajustaba a las normas sobre ayudas estatales de la

Unión Europea, motivando el registro de una provisión únicamente por los importes percibidos a partir de noviembre

2017 por 19 millones de euros, dejando al margen un importe de 67 millones de euros correspondiente al periodo

anterior a 2017 en el que no estaba vigente el Real Decreto.

Con fecha 8 de septiembre de 2021 el Tribunal General de la Unión Europea dictó sentencia desestimatoria del

recurso de anulación interpuesto por Naturgy frente a la decisión de la Comisión, sentencia que fue recurrida en

casación ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea y que motivó la estimación como probable de una sentencia

confirmatoria del fallo del Tribunal General que obligase a devolver la totalidad de las ayudas recibidas.

El 14 de diciembre de 2023, el Tribunal de Justicia de la Unión Europea estimó el recurso de casación interpuesto por

Naturgy frente a la Sentencia del Tribunal General. El fallo de la sentencia estaba basado en razones puramente

formales y, en concreto, señalaba que la decisión de incoar el expediente de investigación no estaba suficientemente

motivada.

A la fecha de formulación de estas Cuentas anuales consolidadas, se mantiene la consideración de probable de este

riesgo, en espera a que se conozca la decisión de la Comisión acerca de la apertura de un nuevo expediente, puesto

que la sentencia del Tribunal de Justicia no se pronunció sobre el fondo del asunto, sino que únicamente se pronunció

sobre la falta de motivación del acuerdo de iniciación.

A 31 de diciembre de 2025 el riesgo asociado a este procedimiento se encuentra provisionado en el epígrafe

“Provisiones no corrientes” por un importe de 105 millones de euros (102 millones de euros a 31 de diciembre de

2024) (Nota 16).

159

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Permisos de instalaciones de generación renovable en España

Existen algunos permisos/autorizaciones concedidos a algunas instalaciones de Generación Renovable Eólica o

Fotovoltaica en España, construidas o en construcción, que han sido recurridos en vía judicial, lo cual, en caso de que

se estimaran tales recursos, podrían afectar a su viabilidad. Para los casos en los que se considera probable la

materialización del riesgo se estima un impacto de 38 millones de euros (26 millones de euros a 31 de diciembre de

2024).

Para el resto de los casos, no se considera probable la materialización del riesgo, aunque se ha estimado un impacto

máximo asociado de 99 millones de euros (100 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

Expedientes de caducidad de concesiones hidráulicas en España

A 31 de diciembre de 2025, existen expedientes administrativos iniciados por parte de distintas Confederaciones

Hidrográficas en relación con la caducidad de determinadas concesiones hidráulicas, alegando la finalización del

plazo concesional. Naturgy ha presentado alegaciones en vía administrativa oponiéndose a la extinción, aportando

documentación que acredita que los plazos de las concesiones continúan vigentes conforme a las resoluciones y

títulos concesionales existentes.

El riesgo asociado a estos procedimientos se ha calificado como posible y se ha estimado en un importe máximo de

60 millones de euros. A la fecha de formulación de estas cuentas anuales consolidadas, no se ha registrado provisión,

dado que no se considera probable la salida de recursos.

Electricaribe

El 14 de noviembre de 2016 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios de la República de Colombia

comunicó la intervención de Electricaribe, sociedad participada por Naturgy, así como el cese de los miembros del

órgano de administración y del gerente general y su sustitución por un Agente especial designado por la

Superintendencia. Posteriormente, el 14 de marzo de 2017, la Superintendencia anunció la decisión de liquidar la

sociedad Electricaribe.

El 22 de marzo de 2017 Naturgy inició un procedimiento arbitral ante el Tribunal de la Comisión de las Naciones

Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (CNUDMI) y el 15 de junio de 2018 formalizó la demanda en que

reclamaba aproximadamente 1.600 millones de dólares. El 4 de diciembre de 2018 la República de Colombia

presentó la contestación a la demanda y formuló una reconvención por aproximadamente 500 millones de dólares.

En marzo de 2021 se dictó laudo arbitral que desestimó las reclamaciones, tanto de Naturgy como del Estado

colombiano (Nota 9).

Por otro lado, el Estado colombiano, a través de sus distintas entidades mantiene abiertos diversos procedimientos

administrativos y judiciales contra el grupo Naturgy o sus empleados por razón de Electricaribe, incluyendo, la

Fiscalía, la Superintendencia de Servicios públicos y la Superintendencia de Sociedades.

Actas en disconformidad por retenciones

Con fecha 7 de julio de 2023 se firmaron actas en disconformidad en concepto de retenciones a cuenta del impuesto

sobre la renta de no residentes para el periodo 2018-2020 por importe de 195 millones de euros, incluyendo

intereses, contra las que se ha presentado reclamación económica administrativa ante el Tribunal Económico

Administrativo Central. A 31 de diciembre de 2025, no se considera probable que el riesgo que se pone de manifiesto

en ellas acabe materializándose.

160

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Reclamaciones de tasas y tributos en el extranjero

A 31 de diciembre de 2025, Naturgy mantiene varias reclamaciones relacionadas con tasas o tributos de

administraciones públicas de países en los que desarrolla actividades económicas. Se estima que existe un riesgo de

probable materialización por un valor total de 60 millones de euros (72 millones de euros a 31 de diciembre de

2024). El calendario de las salidas de recursos dependerá de la evolución de los procedimientos administrativos/

judiciales, no habiéndose registrado avances significativos respecto a la situación existente a cierre del ejercicio anual

anterior.

Se considera que revelar más información sobre estas reclamaciones, podría perjudicar gravemente la posición de

Naturgy en la disputa actual que mantiene con las contrapartes correspondientes, por lo que se decide ajustarse a la

descripción mínima amparada por la NIC 37.92 para este tipo de casos.

Querella de la Audiencia Nacional contra Naturgy Generación S.L.U.

Durante el primer semestre de 2024, la Fiscalía de la Audiencia Nacional presentó una querella contra Naturgy

Generación S.L.U. por posible comisión de un delito por las ofertas realizadas por la central térmica de ciclo

combinado de Sabón 3, entre marzo de 2019 y diciembre de 2020 a raíz de un expediente sancionador de la CNMC.

El 4 de abril de 2025, la Audiencia Nacional acordó el archivo del procedimiento, por lo que a 31 de diciembre de

2025 no existe riesgo alguno relacionado con este asunto más allá del procedimiento contencioso administrativo

ante la Audiencia Nacional donde Naturgy también cuestiona la sanción impuesta por la CNMC.

Liquidaciones del mecanismo de minoración

Existen diferencias de criterio entre la CNMC y las sociedades comercializadoras del grupo sobre la aplicación del

mecanismo de minoración por la generación por un importe que podría alcanzar 271 millones de euros, por lo que, a

31 de diciembre de 2025, Naturgy mantiene registrada una provisión por dicho importe.

Expedientes sancionadores a UFD Distribución Electricidad S.A.

A 31 de diciembre de 2024, Naturgy mantenía una provisión de 20 millones de euros relacionados con dos

expedientes sancionadores abiertos por la CNMC por el supuesto abuso de posición de dominio de la sociedad del

grupo, UFD Distribución Electricidad S.A., en la actividad de alquiler de contadores a determinados clientes y un

supuesto trato diferencial a las comercializadoras eléctricas del Grupo.

El 17 de diciembre de 2025, la CNMC notificó la imposición de una sanción por importe de 5 millones de euros, que

ha sido aplicada contra la provisión existente. Esta sanción ha sido pagada, habiéndose puesto fin así a este primer

expediente.

En relación con el segundo expediente, el 2 de febrero de 2026 la CNMC notificó a Naturgy una propuesta de archivo

del mismo.

Interrupción del suministro eléctrico en España

Con fecha 28 de abril de 2025 se produjo una interrupción del suministro eléctrico en la península ibérica cuyas

causas están aún en fase de análisis por parte de las autoridades competentes. El restablecimiento del servicio se

realizó de forma progresiva a lo largo del mismo día y el principio del día siguiente. En dicho contexto, diversos

operadores del sector, entre ellos Naturgy, han sido objeto de requerimientos informativos y se han recibido

reclamaciones por importes no materiales por parte de terceros afectados.

161

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

No obstante, es posible que terceros o las Administraciones públicas quieran iniciar reclamaciones o procedimientos

administrativos o judiciales contra alguna sociedad del grupo una vez avancen las investigaciones. A la fecha de

formulación de estos Estados financieros consolidados, el riesgo de un resultado adverso y material se considera

remoto tras el análisis hecho del comportamiento de las instalaciones de generación y distribución del grupo, la

ausencia de reclamaciones materiales y, en última instancia, la cobertura de los seguros del grupo. Por ello, no se ha

reconocido responsabilidad en relación con dichas reclamaciones, no se han producido desembolsos vinculados a las

mismas, ni se estima que se produzcan en el futuro. Naturgy está evaluando los gastos que se le han ocasionado por

dicha interrupción para reclamarlos cuando se conozca la causa de la misma.

A 31 de diciembre de 2025, el Estado de situación financiera consolidado de Naturgy incluye provisiones por litigios,

según la mejor estimación realizada con la información disponible a la fecha de formulación de estas Cuentas anuales

consolidadas sobre la evolución de los mismos y las negociaciones en curso, que cubren los riesgos estimados. Por

tanto, Naturgy considera que no se derivarán pasivos adicionales significativos por los riesgos descritos en este

apartado de esta Nota.

36.2. Garantías

A 31 de diciembre de 2025 y 2024, las garantías prestadas por Naturgy eran las siguientes:

• Avales prestados ante terceros, básicamente por compromisos de inversiones, construcciones y expansión de

red de distribución, concursos, licitaciones y contratos de sus actividades por importe de 1.331 millones de

euros (1.978 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

• Avales correspondientes a las obligaciones económicas contraídas por la participación en el sistema gasista

español (MIBGAS) y en el sistema eléctrico español (MEFF y OMIE) por 546 millones de euros (582 millones de

euros a 31 de diciembre de 2024).

• Avales prestados ante organismos públicos principalmente por las obligaciones tributarias por importe de 410

millones de euros (313 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

• Garantías por las emisiones de deuda realizadas por las sociedades del grupo Natural Finance Iberia, S.A. y

Unión Fenosa Preferentes, S.A.U. por un importe total de 5.260 millones de euros (6.461 millones de euros a 31

de diciembre de 2024).

• Garantías por las obligaciones de los contratos de compra y transporte de gas y de fletamento de buques de

gas a largo plazo (de 20 a 25 años) de las sociedades del grupo Naturgy LNG Marketing Ltd, Naturgy LNG GOM

Limited y Naturgy Aprovisionamientos, S.A. A 31 de diciembre de 2025 dichos contratos ascienden a 6.530

millones de euros (6.722 millones de euros a 31 de diciembre de 2024) valorados en base a las condiciones de

mercado actuales de las materias primas y de las divisas a las que están referenciados.

• Garantías PCGs (Parent Company Guarantees) asociadas a los instrumentos derivados contratados por un

importe total de 1.503 millones de euros (1.381 millones de euros a 31 de diciembre de 2024).

• Deudas con entidades de crédito con activos en garantía por importe de 948 millones de euros (1.141 millones

de euros a 31 de diciembre de 2024).

Dado que las garantías mencionadas se otorgan básicamente con el fin de garantizar el cumplimiento de obligaciones

contractuales o compromisos de inversiones, los acontecimientos que llevarían a su ejecución, y por tanto el

desembolso en efectivo, serían incumplimientos por Naturgy de sus obligaciones en relación al curso ordinario de su

actividad, lo cual se considera que tiene una probabilidad de ocurrencia reducida. Naturgy estima que los pasivos no

previstos a 31 de diciembre de 2025, si los hubiera, que pudieran originarse por los avales y garantías prestados, no

serían significativos.

162

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

36.3. Compromisos contractuales

Las siguientes tablas presentan los compromisos contractuales de adquisición y de venta a 31 de diciembre de 2025

(en millones de euros):


		31.12.2025
Adquisición	Total	2026	2027	2028	2029	2030	y siguientes

Compras de energía (1)	45.130	4.762	4.255	4.122	3.808	3.107	25.076
Transporte de energía (2)	2.592	502	447	421	393	232	597
Inversión (3)	394	380	13	1	—	—	—
Compras de combustible nuclear	47	23	24	—	—	—	—
Total obligaciones contractuales	48.163	5.667	4.739	4.544	4.201	3.339	25.673


		31.12.2025
Venta	Total	2026	2027	2028	2029	2030	y siguientes

Ventas de energía (4)	12.633	1.672	1.495	1.446	1.398	1.253	5.369
Prestación servicios por cesión de capacidad (5)	1.278	307	255	152	79	81	404
Total obligaciones contractuales	13.911	1.979	1.750	1.598	1.477	1.334	5.773

(1) Refleja los compromisos a largo plazo para comprar gas natural bajo los contratos de suministro de gas con

cláusulas take or pay negociados y mantenidos para “uso propio” (Nota 2.4.8.). Generalmente, dichos contratos

fueron firmados con un plazo de 20 a 25 años, una cantidad mínima de gas a comprar y mecanismos de revisión

de precios indexados a precios internacionales de gas natural y precios de gas natural en los países de destino.

Los compromisos según dichos contratos se han calculado en base a los precios de gas natural a 31 de

diciembre de 2025.

Incluye un importe total de 10.945 millones de euros correspondiente a los compromisos a largo plazo de

compra de gas natural de origen ruso que se podrían ver afectados a partir del 1 de enero de 2027 ya sea como

parte del paquete de sanciones del Consejo Europeo o por efecto del Reglamento de importaciones que ha

consensuado el Parlamento Europeo con el Consejo Europeo para la prohibición progresiva de las importaciones

de gas natural ruso. En relación con esta normativa, cuyo detalle figura en el apartado 1. Entorno Europeo del

Anexo IV (Marco Regulatorio) de esta memoria consolidada, la Comisión Europea ha manifestado que las

medidas previstas se consideran un supuesto de fuerza mayor para las empresas titulares de dichos contratos

de largo plazo.

(2) Recoge los compromisos a largo plazo de transporte de gas y electricidad calculados en base a los precios a 31

de diciembre de 2025. Asimismo, incluye los costes operativos identificados de los contratos de fletamento de

buques de transporte de gas en régimen de arrendamiento financiero de los buques que están en operación.

(3) Refleja los compromisos de inversión básicamente para la construcción de varios parques de Generación

Renovable en España, Estados Unidos y Australia, el desarrollo de la red de distribución y otras infraestructuras

de gas y el desarrollo de la red de distribución de electricidad (Notas 5 y 6).

(4) Refleja básicamente los compromisos a largo plazo para vender gas natural bajo los contratos de ventas de gas

con cláusulas take or pay negociados y mantenidos para “uso propio” (Nota 2.4.8.). Se han calculado en base a

los precios de gas natural a 31 de diciembre de 2025. También incluye los compromisos a largo plazo para

vender energía eléctrica, calculados en base a los precios a 31 de diciembre de 2025.

(5) Refleja los compromisos de prestación de servicios por los contratos de cesión de capacidad de generación

eléctrica en México (Nota 2.4.23.). Los compromisos según dichos contratos se han calculado en base a los

precios a 31 de diciembre 2025.

163

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 37. Honorarios auditores de cuentas

El total honorarios devengados por servicios de auditoría y relacionados y otros servicios en el ejercicio 2025

asciende a 5.810 miles de euros (7.057 miles de euros en el ejercicio 2024).

Los honorarios devengados en miles de euros por las distintas sociedades que utilizan la marca KPMG en el ejercicio

2025 y 2024 son:


	Miles de euros
	2025			2024
	KPMG Auditores, S.L.	Resto red KPMG	Total	KPMG Auditores, S.L.	Resto red KPMG	Total
Servicios de auditoría	2.539	2.158	4.697	2.359	2.180	4.539
Servicios de verificación y relacionados con la auditoría	292	387	679	302	569	871
Servicios fiscales	—	77	77	—	295	295
Otros servicios	229	0	229	210	1.004	1.214
Total honorarios	3.060	2.622	5.682	2.871	4.048	6.919

Adicionalmente, otras firmas auditoras han prestado a diversas sociedades del grupo servicios de auditoría por 128

miles de euros en el ejercicio 2025 (138 miles de euros en 2024).

164

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Nota 38. Medioambiente

Naturgy es consciente de los impactos ambientales de sus actividades en el entorno, por lo que el Grupo presta una

especial atención a la protección del medioambiente y al uso eficiente de los recursos naturales para satisfacer la

demanda energética. La Política Global de Sostenibilidad (aprobada en 2025 y que sustituye a la Política de

Medioambiente y a la Política de Derechos Humanos) hace especial énfasis en seguir siendo un actor relevante en la

transición energética y a contribuir a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI),

considerando el avance de las tecnologías y las políticas y regulación energética de cada país donde el Grupo opera.

La responsabilidad más inmediata, concreta y medible de Naturgy con el medioambiente se recoge en el Plan de

Sostenibilidad, cimentado en el Plan Estratégico 2025-2027. El Plan de Sostenibilidad establece los objetivos que

guían al Grupo en su desempeño diario, en línea con la regulación aplicable y las Normas Europeas de Información

sobre Sostenibilidad (NEIS).

En un horizonte temporal más lejano, el Grupo sigue apostando por invertir hoy en actividades sostenibles, muchas

de ellas elegibles respecto a la Taxonomía europea:

• Construir nuevas instalaciones de Generación Renovable para alcanzar una potencia instalada del 9,5 GW en

2027.

• Apostar por gases renovables neutros en carbono con el objetivo de tener una capacidad de inyección de al

menos 1,6 TWh en las redes de gas en España en 2027.

• Integrar la biodiversidad en la estrategia y procesos de decisión de Naturgy y diseñar los planes de transición,

según se requieran, alineados con el Marco Mundial Kunming-Montreal de la Diversidad Biológica.

Para conseguir estos objetivos, el Grupo trabaja en seis ejes ambientales estratégicos:

– Gobernanza y gestión ambiental

– Cambio climático

– Contaminación

– Recursos hídricos

– Biodiversidad y ecosistemas

– Uso de recursos y economía circular

Si bien en el Estado de Información no Financiera Consolidado e Información sobre Sostenibilidad del ejercicio 2025

se incluye información detallada sobre el desempeño y resultados de la gestión ambiental de Naturgy, a continuación

se resumen los hitos más destacables:

Gobernanza y gestión ambiental

• En 2025 se ha aprobado la Declaración de Principios y Políticas (que sustituye a la Política de Responsabilidad

Corporativa) y la Política Global de Sostenibilidad (que sustituye a la Política de Medioambiente y a la Política de

Derechos Humanos). La Declaración de Principios y Políticas define los principios que se derivan del propósito y

los valores de Naturgy, que dirigen sus actividades para establecer relaciones de confianza, estables, sólidas y

de beneficio mutuo con sus grupos de interés, contribuyendo a construir un modelo económico sostenible en las

regiones donde el Grupo opera. Estos principios se desarrollan a través del Código Ético y las Políticas Globales,

entre las que destaca la Política Global de Sostenibilidad, que establece los principios relativos a la definición de

la gobernanza, la estrategia, la identificación de impactos, riesgos y oportunidades y el establecimiento de

métricas y objetivos que garanticen la gestión de las cuestiones de sostenibilidad establecidas en las Normas

Europeas de Información de Sostenibilidad (NEIS), mediante la definición de principios, responsabilidades y

herramientas. En concreto, en el ámbito del medioambiente, se abordan las materias de Cambio climático,

Contaminación, Recursos hídricos, Biodiversidad y ecosistemas, y Uso de recursos y economía circular.

• Naturgy cuenta con un Plan de Sostenibilidad, alineado con al Plan Estratégico 2025-2027, aprobado el 18 de

febrero de 2025, y que establece los objetivos medioambientales del Grupo para dicho período.

• En 2025 se ha mantenido la certificación ISO 14001.

165

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

• Se han evaluado tanto los riesgos climáticos como los relacionados con la naturaleza, utilizando los marcos

voluntarios TCFD (Task Force on Climate-related Financial Disclosures) y TNFD (Taskforce on Nature-related

Financial Disclosures), respectivamente.

Cambio climático

• El Consejo de Administración, durante la sesión del 18 de febrero de 2025, aprobó el Plan de Transición

Climática (PTC), donde se detallan las sendas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y

los objetivos intermedios que se requieran según la normativa aplicable, que permitan comprender los esfuerzos

de mitigación que realiza el Grupo.

• En 2025, se ha producido una reducción de la huella de carbono total (alcances 1, 2 y 3) del 14,3% respecto a

2022 (año base sobre el que se han fijado los objetivos del Plan de Transición Climática). Las emisiones de

alcance 1 (emisiones directas) han sido de 13,1 millones de tCO 2eq, un 14,3% superiores a las del año anterior,

fundamentalmente debido al incremento en la producción de las plantas de ciclo combinado de España,

requerida para garantizar la seguridad del suministro a raíz del apagón general ocurrido el 28 de abril de 2025

(incremento neto de un 63,6% en la generación de electricidad de los ciclos combinados de España respecto al

año 2024). Las emisiones indirectas de alcance 2 han sido de 0,2 millones de tCO2eq, registrando un descenso

del 48,2% con respecto al año anterior, debido a un descenso de la electricidad adquirida no incluida en el

alcance 1, y las de alcance 3, 94,0 millones de tCO 2eq. Estas últimas se han reducido un 12,5% con respecto a

2024 debido a varios motivos, siendo el más relevante el descenso del gas natural distribuido y el volumen de

GNL internacional vendido.

• Los gases renovables (biometano, y a medio/largo plazo el hidrógeno), son la palanca clave para descarbonizar

el negocio de gas de Naturgy. En 2025 el Grupo ha participado en proyectos de biometano, alcanzándose una

capacidad de producción y/o inyección a la red de 0,42 TWh.

• Se han suministrado en España 12.477 GWh de electricidad renovable con garantías de origen certificadas por

la CNMC.

• Se ha comercializado en España biometano con garantías de origen de gas renovable, propias o adquiridas en el

mercado, concretamente 17.824 MWh.

• Se constata que se ha producido un aumento en el consumo de combustibles del 12,6% debido, principalmente,

al mayor funcionamiento de las centrales de ciclo combinado en España.

Contaminación

Los principios que establece la Política Global de Sostenibilidad en esta materia son:

• Prevenir y controlar la contaminación del aire, agua y suelo para reducir los impactos ambientales.

• Diseñar las nuevas instalaciones de acuerdo con los criterios de no causar daño significativo, tal como establece

el reglamento de la taxonomía europea.

En el ejercicio de doble materialidad realizado, la contaminación del suelo no se considera material, por lo que

Naturgy centra sus esfuerzos en minimizar los impactos de la contaminación del aire y del agua, los cuales a su vez se

localizan, fundamentalmente, en la cadena de valor.

Recursos hídricos

• El agua es uno de los recursos naturales utilizados en los procesos del Grupo, al que se presta una especial

consideración a través del análisis de los riesgos relacionados con su uso, el control de la calidad de los vertidos,

la gestión ecológica de los embalses, la ecoeficiencia y la reutilización del agua en los procesos, por ejemplo,

mediante la integración de las aguas residuales de otras actividades. A nivel global se han captado 968,7 hm³,

de los que se han consumido 20,5 hm³, devolviéndose al medio la diferencia en forma de vertidos. En términos

absolutos, en 2025, se ha producido un incremento del consumo de agua del 24,3%. Esto se ha debido al

incremento en la producción de las plantas de ciclo combinado de España, siendo el consumo de agua requerido

para su refrigeración y correcto funcionamiento.

166

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Biodiversidad y ecosistemas

• En el ejercicio 2025, Naturgy ha llevado a cabo múltiples actuaciones en materia de biodiversidad y capital

natural, todas ellas alineadas con la prevención, reducción y compensación de nuestros impactos para avanzar

en el compromiso de la no pérdida neta de biodiversidad y la potenciación del valor de los entornos naturales.

En concreto, se han desarrollado 457 iniciativas de biodiversidad en todo el Grupo.

• En 2025 se han desarrollado actuaciones de restauración ambiental en 448,2 ha. El 11% de esta superficie

corresponde a espacios, hábitats o especies protegidas.

Uso de recursos y economía circular

Los principios que establece la Política Global de Sostenibilidad en esta materia son:

• Utilizar de manera eficiente los recursos, reducir la generación de residuos, fomentando su puesta en valor de

acuerdo con la jerarquía de residuos, y promover nuevos modelos de economía circular.

• Implantar prácticas circulares, especialmente en los nuevos proyectos y en los desmantelamientos de las

instalaciones.

En el ejercicio de doble materialidad realizado, las entradas de recursos y su utilización, así como los residuos

generados son los asuntos donde se han identificado impactos y riesgos materiales que se producen en la cadena de

valor, con motivo de la fabricación de los equipos y materiales necesarios en las operaciones.

Nota 39. Acontecimientos posteriores al cierre

El 13 de febrero de 2026 se formalizó la venta de la cartera de proyectos de desarrollo fotovoltaico y de

almacenamiento mediante baterías en Estados Unidos, previamente clasificada como “Activos no corrientes

mantenidos para la venta” a 31 de diciembre de 2025. Del total de 11 proyectos incluidos en dicha cartera, se

transmitieron 9, quedando pendientes de venta los 2 restantes. La operación se ejecutó tras alcanzarse un acuerdo

definitivo con el comprador y cumplirse todas las condiciones necesarias para su transmisión. La venta no generó un

impacto significativo en el resultado del ejercicio en la fecha de su reconocimiento.

Con fecha 17 de febrero de 2026, el Consejo de Administración ha acordado la propuesta de distribución del

beneficio neto de la Sociedad correspondiente al ejercicio 2025 y del remanente de ejercicios anteriores que elevará

a la Junta General de Accionistas tal y como se describe en la Nota 14.

A excepción de estos hechos, no se han producido acontecimientos posteriores significativos al cierre.

*******************

º167

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

ANEXO I. Sociedades de Naturgy

1. Sociedades dependientes


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Naturgy BAN, S.A.	Argentina	Distribución de gas	I.G.	70,0	70,0
Gascart S.A.	Argentina	Distribución de gas	I.G.	100,0	96,2
Naturgy Noa, S.A.	Argentina	Distribución de gas	I.G.	100,0	96,2
Gasmarket S.A.	Argentina	Distribución de gas	I.G.	100,0	96,2
Gas Sur S.A.	Chile	Distribución de gas	I.G.	100,0	92,3
Innergy Holdings S.A.	Chile	Distribución de gas	I.G.	60,0	55,4
Innergy Soluciones Energéticas S.A.	Chile	Distribución de gas	I.G.	100,0	55,4
Innergy Transportes S.A.	Chile	Distribución de gas	I.G.	100,0	55,4
Metrogas S.A.	Chile	Distribución de gas	I.G.	60,2	55,6
Aprovisionadora Global de Energía, S.A.	Chile	Distribución de gas	I.G.	60,2	55,6
Ceg Río, S.A.	Brasil	Distribución de gas	I.G.	59,6	59,6
Companhia Distribuidora de Gás do Río de Janeiro, S.A.	Brasil	Distribución de gas	I.G.	54,2	54,2
Gas Natural Sao Paulo Sul, S.A.	Brasil	Distribución de gas	I.G.	100,0	100,0
Gas Natural Redes GLP, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	100,0	80,0
Gas Natural Transporte SDG, S.L.	España	Distribución de gas	I.G.	100,0	80,0
Nedgia Andalucía, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	100,0	80,0
Nedgia Aragón, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	100,0	80,0
Nedgia Castilla La Mancha, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	95,0	76,0
Nedgia Castilla y León, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	90,1	72,1
Nedgia Catalunya, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	100,0	80,0
Nedgia Cegas, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	99,7	79,8
Nedgia Galicia, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	68,5	54,8
Nedgia Madrid, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	100,0	80,0
Nedgia Navarra, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	100,0	80,0
Nedgia, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	100,0	80,0
Nedgia Rioja, S.A.	España	Distribución de gas	I.G.	87,5	70,0
Comercializadora Metrogas, S.A. de CV	México	Distribución de gas	I.G.	100,0	70,9
Naturgy México, S.A. de C.V.	México	Distribución de gas	I.G.	70,9	70,9
Agua Negra S.A.	Argentina	Distribución de electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy San Juan, S.A. (anteriormente denominada Energía San Juan, S.A.)	Argentina	Distribución de electricidad	I.G.	100,0	100,0

º168

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Naturgy Argentina Gas y Electricidad, S.A.	Chile	Distribución de electricidad	I.G.	100,0	100,0
UFD Distribución Electricidad, S.A.	España	Distribución de electricidad	I.G.	100,0	100,0
Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui, S.A.	Panamá	Distribución de electricidad	I.G.	51,0	51,0
Empresa de Distribución Eléctrica Metro Oeste, S.A.	Panamá	Distribución de electricidad	I.G.	51,0	51,0
Gasoducto del Pacífico (Argentina) S.A.	Argentina	Infraestructuras de gas	I.G.	56,7	52,4
Gasoducto del Pacífico S.A.	Chile	Infraestructuras de gas	I.G.	60,0	55,4
Petroleum Oil & Gas España, S.A.	España	Infraestructuras de gas	I.G.	100,0	100,0
Europe Maghreb Pipeline, S.L.	España	Infraestructuras de gas	I.G.	77,2	77,2
Natural Energy, S.A.	Argentina	Comercialización de gas	I.G.	100,0	100,0
Gas Natural Serviços, S.A.	Brasil	Comercialización de gas	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Aprovisionamientos, S.A.	España	Comercialización de gas	I.G.	100,0	100,0
Sagane, S.A.	España	Comercialización de gas	I.G.	100,0	100,0
Gas Natural Europe, S.A.S. Société en liquidation	Francia	Comercialización de gas	I.G.	100,0	100,0
Naturgy LNG GOM Limited	Irlanda	Comercialización de gas	I.G.	100,0	100,0
Naturgy LNG Marketing Ltd	Irlanda	Comercialización de gas	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Servicios, S.A. de C.V.	México	Comercialización de gas	I.G.	100,0	70,9
Gas Natural Puerto Rico, Inc	Puerto Rico	Comercialización de gas	I.G.	100,0	100,0
Comercializadora Regulada, Gas & Power, S.A.	España	Comercialización de gas y electricidad	I.G.	100,0	100,0
Gas Natural Comercializadora, S.A.	España	Comercialización de gas y electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Commodities Trading, S.A.	España	Comercialización de gas y electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Iberia, S.A.U. (anteriormente denominada Naturgy Iberia, S.A.)	España	Comercialización de gas y electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Clientes, S.A.U.	España	Comercialización de gas y electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Comercializadora Empresas, S.A.U	España	Comercialización de gas y electricidad	I.G.	100,0	100,0
Biometano Segriá, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Madridejos, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Biobarrax Albacete, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Tarancón, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Caspe, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
GNR Andalucía, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Biogas Mediana, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Carmona, S.LU	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Criptana, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Membrilla, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Corral de Almaguer, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Biogas Lucainena, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Loja, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0

º169

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Bio Vilches, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bio Tobarra, S.L.U	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Bioenergía y valoraciones ambientales Sevilla, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	65,0	65,0
Naturgy Nuevas Energías, S.L.U.	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
H2Meirama, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	100,0	100,0
Pelecanus, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	75,0	75,0
Alnux Solar, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	75,0	75,0
Linurgus, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	75,0	75,0
Atrotus, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	75,0	75,0
Carpodacus, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	75,0	75,0
Artinita, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	75,0	75,0
Hidenita, S.L.	España	Gases Renovables	I.G.	75,0	75,0
Berrybank 2 Asset Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Berrybank 2 Asset Trust	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Berrybank Development Pty, Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Crookwell 3 Development Pty Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Crookwell Development Pty, Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Hawkesdale Asset Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Hawkesdale Asset Trust	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Ryan Corner Development Pty, Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Cunderdin Development Finco Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Cunderdin Development Landco Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Cunderdin Development Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Global Power Generation Australia Pty, Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	99,9	74,9
Berrybank 2 Hold Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Berrybank 2 Hold Trust	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Berrybank Development Finco Pty Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Crookwell 3 Development Finco Pty Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Crookwell Development Finco Pty Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Hawkesdale Hold Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Hawkesdale Hold Trust	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Ryan Corner Development Finco Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Paling Yards Development Finco Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Paling Yards Development Pty Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Fraser Coast Development Finco, PTY, Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Glenellen Development Finco PTY, Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9

º170

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Bundaberg Development Finco PTY, Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Bundaberg Solar Development PTY, Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Glenellen Asset Trust	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Glenellen Asset PTY Ltd	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Fraser Coast Solar Development PTY, Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Global Power Generation Finco PTY, Ltd.	Australia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	74,9
Guimarania I Solar Spe Ltda.	Brasil	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Guimarania II Solar Spe Ltda.	Brasil	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Sertao I Solar Energía, SPE, Ltda	Brasil	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Sobral I Solar Energía, SPE, Ltda	Brasil	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Gestión y Servicios Cabo Leones II	Chile	Generación de Electricidad	I.G.	51,0	38,3
GPG Generación Distribuida, S.p.A.	Chile	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
GPG Solar Chile 2017 SpA	Chile	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Iberéolica Cabo Leones II, S.A.	Chile	Generación de Electricidad	I.G.	51,0	38,3
Inca de Varas I, SPA	Chile	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Inca de Varas II, SPA	Chile	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Parque Eólico Vientos del Pacífico, S.p.A	Chile	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Almar CCS, S.A.	Costa Rica	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Unión Fenosa Generadora La Joya, S.A.	Costa Rica	Generación de Electricidad	I.G.	65,0	48,8
Unión Fenosa Generadora Torito, S.A.	Costa Rica	Generación de Electricidad	I.G.	65,0	48,8
Boreas Eólica 2, S.A.	España	Generación de Electricidad	I.G.	89,6	89,6
Corporación Eólica de Zaragoza, S.L	España	Generación de Electricidad	I.G.	68,0	68,0
Energías Ambientales de Somozas, S.A.	España	Generación de Electricidad	I.G.	97,0	97,0
Naturgy Vento, S.A.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Global Power Generation, S.A.	España	Generación de Electricidad	I.G.	75,0	75,0
J.G.C. Cogeneración Daimiel, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	97,6	97,6
Naturgy Ciclos Combinados, S.L.U.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Generación, S.L.U.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Generación Térmica, S.L.U.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Renovables Canarias, S.L.U.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Renovables Ruralia, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	75,0	75,0
Naturgy Renovables, S.L.U.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Parque Eólico Nerea, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	95,0	95,0
Parque Eólico Peñarroldana, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	95,0	95,0
Societat Eòlica de l´Enderrocada, S.A.	España	Generación de Electricidad	I.G.	76,2	76,2
Tratamiento Cinca Medio, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	90,0	90,0

º171

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Romera Eco Power Solar Energy, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Mangos Energy, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Encarnaciones Energy, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Sol Morón Energy, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
ICE Andújar, S.L.	España	Generación de Electricidad	I.G.	60,1	60,1
Sun&Wind Sierra Sur, A.I.E.	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Energías Renovables Agüimes, S.L.U	España	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Montalto di Castro Solar S.R.L.	Italia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
7V Solar Ranch, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Camino Solar Ranch, LLC	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Bar C Solar, LLC	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Stonefield Solar, LLC	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Esmeralda North Solar Project, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Front Range Midway Solar Project, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Grimes County Solar Project, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
1780 Solar Project, LLC	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Mark Center Solar Project, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Candela Devco LLC	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Solar Operation USA LLC	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Larrea Solar Project, LLC. (anteriormente denominada Rough Hat 2 Solar, LLC)	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Rough Hat Solar, LLC	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Summer Shade Solar, LLC	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Renewables USA Services Corp.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Wagon Wheel Solar Ranch, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Rough Hat Clark Bess, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Rough Hat Clark Manager, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Sunflower Energy Project, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Sunvine Energy Project, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
DT Solar Farms, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Independence Energy Project, LLC.	Estados Unidos	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Spanish Israeli Operation and Maintenance Company, Ltd.	Israel	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
El Gritón Solar S.A. de C.V.	México	Generación de Electricidad	I.G.	80,0	60,0
Fuerza y Energía Bii Hioxo, S.A. de C.V.	México	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Fuerza y Energía de Hermosillo, S.A. de C.V.	México	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Fuerza y Energía de Naco Nogales, S.A. de C.V.	México	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A de C.V	México	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0

º172

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V.	México	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
GPG Energía México, S.A. de C.V.	México	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Energía y Servicios de Panamá, S.A.	Panamá	Generación de Electricidad	I.G.	51,0	38,3
Generadora Palamara La Vega, S.A.	Rep. Dominicana	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	75,0
Naturgy Rinnovabili Italia, SRL	Italia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Renouvelables France SAS	Francia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Foggia Solar SLR	Italia	Generación de Electricidad	I.G.	100,0	100,0
Lignitos de Meirama, S.A.	España	Minería	I.G.	100,0	100,0
Gas Natural Fenosa Engineering Brasil , S.A., En Liquidaçao	Brasil	Servicios Ingeniería	I.G.	100,0	100,0
Operación y Mantenimiento Energy Costa Rica, S.A.	Costa Rica	Servicios Ingeniería	I.G.	100,0	75,0
Naturgy Engineering, S.L.	España	Servicios Ingeniería	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Ingeniería Nuclear, S.L.	España	Servicios Ingeniería	I.G.	100,0	100,0
Operación y Mantenimiento Energy, S.A.U.	España	Servicios Ingeniería	I.G.	100,0	75,0
Proyectos Balmes México, S.A. de C.V.	México	Servicios Ingeniería	I.G.	100,0	75,0
Unión Fenosa Operación México S.A. de C.V.	México	Servicios Ingeniería	I.G.	100,0	75,0
Operations & Maintenance Energy Uganda Ltd	Uganda	Servicios Ingeniería	I.G.	100,0	75,0
Natural Re, S.A.	Luxemburgo	Seguros	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Alfa Investments, S.A.U.	España	Servicios financieros	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Capital Markets, S.A.	España	Servicios financieros	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Participaciones, S.A.U.	España	Servicios financieros	I.G.	100,0	100,0
Unión Fenosa Preferentes, S.A.U.	España	Servicios financieros	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Finance Iberia, S.A.U.	España	Servicios financieros	I.G.	100,0	100,0
Natural Servicios, S.A.	Argentina	Servicios	I.G.	100,0	100,0
Gas Natural do Brasil, S.A.	Brasil	Servicios	I.G.	100,0	100,0
Lean Grids Services Mexico, S.R.L. de C.V.	México	Servicios	I.G.	100,0	100,0
General de Edificios y Solares, S.L.	España	Servicios	I.G.	100,0	100,0
Naturgy InnovaHub, S.L.U.	España	Servicios	I.G.	100,0	100,0
Administración y Servicios ECAP, S.A. de C.V.	México	Servicios	I.G.	100,0	100,0
Administradora de Servicios de Energía México, S.A. de CV	México	Servicios	I.G.	100,0	70,9
Servicios de Energía ECAP, S.A. de C.V. (anteriormente denominada Energía y Confort Administración de Personal, S.A. de C.V.)	México	Servicios	I.G.	100,0	71,5
Sistemas de Administración y Servicios, S.A. de C.V.	México	Servicios	I.G.	71,0	71,0
Naturgy Services, S.A.	Panamá	Servicios	I.G.	100,0	100,0
Inversiones Hermill, S.A.	Rep. Dominicana	Servicios	I.G.	100,0	100,0
Empresa Chilena de Gas Natural S.A.	Chile	Servicios	I.G.	100,0	55,6
Naturgy Chile Gas Natural, S.A.	Chile	Sociedad de cartera	I.G.	92,3	92,3

º173

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
GN Holding Argentina Comercializadora, S.A.	Argentina	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	92,3
Naturgy Argentina, S.A.	Argentina	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Invergás, S.A.	Argentina	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
GN Holding Argentina, S.A.	Chile	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	92,3
Global Power Generation Chile, S.p.A.	Chile	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	75,0
GPG México Wind, S.L.U.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	75,0
GPG México, S.L.U.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	75,0
Holding de Negocios de Gas, S.A.	España	Sociedad de cartera	I.G.	80,0	80,0
Holding Negocios Electricidad, S.A.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
La Propagadora del Gas, S.A.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Acciones, S.L.U.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Distribución Latinoamérica, S.A.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Electricidad Colombia, S.L.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Infraestructuras EMEA, S.L.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Inversiones Internacionales, S.A.	España	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Renewables USA Corp.	Estados Unidos	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Naturgy Solar USA LLC	Estados Unidos	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Unión Fenosa México, S.A. de C.V.	México	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	75,0
Distribuidora Eléctrica de Caribe, S.A.	Panamá	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	100,0
Generación Eléctrica del Caribe, S.A.	Panamá	Sociedad de cartera	I.G.	100,0	75,0
Buenergía Gas & Power, LLC	Puerto Rico	Sociedad de cartera	I.G.	95,0	71,3

⁽¹⁾ Método de consolidación: I.G. Integración Global, I.P. Integración Proporcional y M.P. Método de la Participación.

⁽²⁾ Porcentaje correspondiente de la Sociedad Matriz sobre la filial.

⁽³⁾ Sociedades registradas como Mantenidas para la venta.

º174

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2. Sociedades de negocios conjuntos


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Gasoducto GasAndes, S.A. (Argentina)	Argentina	Infraestructuras de gas	M.P.	43,5	24,2
ENER RENOVA, S.A.	Chile	Generación de Electricidad	M.P.	40,0	40,0
Andes Operaciones y Servicios S.A.	Chile	Infraestructuras de gas	M.P.	50,0	27,8
Gas Natural Producción, S.A.	Chile	Infraestructuras de gas	M.P.	36,2	33,4
Gasoducto GasAndes, S.A. (Chile)	Chile	Infraestructuras de gas	M.P.	43,5	24,2
GNL Chile S.A.	Chile	Infraestructuras de gas	M.P.	33,3	18,5
Medina Partnership, S.A.	España	Sociedad de cartera	M.P.	50,0	50,0
MEDGAZ, S.A.	España	Infraestructuras de gas	M.P.	49,0	24,5
Eléctrica Conquense, S.A.	España	Distribución de electricidad	M.P.	46,4	46,4
Eléctrica Conquense de Distribución, S.A.	España	Distribución de electricidad	M.P.	100,0	46,4
ROBLA HUB, S.L.	España	Gases Renovables	M.P.	50,8	50,8
Rice to Energy, S.L.	España	Gases Renovables	M.P.	33,3	33,3
Colectora la Serrata, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	35,7	35,7
Infraestructuras Eléctricas La Mudarra, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	39,6	37,3
Nueva Generadora del Sur, S.A.	España	Generación de Electricidad	M.P.	50,0	50,0
Toledo PV, A.E.I.E.	España	Generación de Electricidad	M.P.	33,3	33,3
Infraestructuras San Servan SET 400, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	19,2	19,2
Instalaciones San Serván II 400, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	23,8	23,8
Greene W2BM, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	50,0	50,0
SET Veciana, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	32,0	32,0
SEC Valcaire, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	46,9	46,9
Evacuación Villanueva del rey, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	14,8	14,8
Gestión Integral de Reciclaje de Aerogeneradores, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	33,0	33,0
Aprofitament d’Energies Renovables de l’Ebre, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	14,2	14,2
Evacuación San Serván 400, S.L.	España	Generación de Electricidad	M.P.	31,3	31,3
Gas Natural Vehicular del Norte Asociación en Participación	México	Distribución de gas	M.P.	51,3	36,4
CH4 Energía S.A. de C.V.	México	Comercialización de gas	M.P.	50,0	35,4
EcoEléctrica Holdings, LLC.	Puerto Rico	Sociedad de cartera	M.P.	50,0	35,6
EcoEléctrica, L.P.	Puerto Rico	Generación de Electricidad	M.P.	100,0	35,6
EcoEléctrica LLC	Puerto Rico	Sociedad de cartera	M.P.	100,0	35,6

⁽¹⁾ Método de consolidación: I.G. Integración Global, I.P. Integración Proporcional y M.P. Método de la Participación.

⁽²⁾ Porcentaje correspondiente de la Sociedad Matriz sobre la filial.

º175

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3. Entidades de operaciones conjuntas


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Bezana / Bigüenzo	España	Infraestructuras de gas	I.P.	55,6	55,6
Boquerón	España	Infraestructuras de gas	I.P.	4,5	4,5
Casablanca	España	Infraestructuras de gas	I.P.	9,5	9,5
Chipirón	España	Infraestructuras de gas	I.P.	2,0	2,0
Montanazo	España	Infraestructuras de gas	I.P.	17,7	17,7
Rodaballo	España	Infraestructuras de gas	I.P.	4,0	4,0
Central Térmica de Anllares, A.I.E.	España	Generación de electricidad	I.P.	66,7	66,7
Centrales Nucleares Almaraz-Trillo, A.I.E.	España	Generación de Electricidad	I.P.	19,1	19,1
Comunidad de bienes Central Nuclear de Almaraz (Grupo I y II)	España	Generación de electricidad	I.P.	11,3	11,3
Comunidad de bienes Central Nuclear de Trillo (Grupo I)	España	Generación de electricidad	I.P.	34,5	34,5
Comunidad de bienes Central Térmica de Aceca	España	Generación de electricidad	I.P.	50,0	50,0
Comunidad de bienes Central Térmica de Anllares	España	Generación de electricidad	I.P.	66,7	66,7
UTE ESE Clece - Gas Natural	España	Servicios	I.P.	50,0	50,0

⁽¹⁾Método de consolidación: I.G. Integración Global, I.P. Integración Proporcional y M.P. Método de la Participación.

⁽²⁾ Porcentaje correspondiente de la Sociedad Matriz sobre la filial.

º176

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

4. Sociedades asociadas


				% Participación Total
			Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sociedad	País	Actividad	Método de Consolidación (1)	% Participación Control (2)	% Participación Patrimonial
Sistemas Energéticos La Muela, S.A.	España	Generación de Electricidad	M.P.	20,0	20,0
Sistemas Energéticos Mas Garullo, S.A.	España	Generación de Electricidad	M.P.	18,0	18,0
Sociedade Galega do Medio Ambiente, S.A.	España	Generación de Electricidad	M.P.	45,2	45,2
Bluemobility System, S.L. En Liquidación	España	Servicios	M.P.	20,0	20,0
Kromschroeder, S.A.	España	Servicios	M.P.	44,5	44,5

⁽¹⁾ Método de consolidación: I.G. Integración Global, I.P. Integración Proporcional y M.P. Método de la Participación.

⁽²⁾ Porcentaje correspondiente de la Sociedad Matriz sobre la filial.

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Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

ANEXO II. Variaciones en el perímetro de consolidación

Las variaciones en el perímetro de consolidación producidas en el ejercicio 2025 han sido las siguientes:


Denominación de la entidad	Categoría de la operación	Fecha efectiva de la operación	Derechos de voto adquiridos /dados de baja (%)	Derechos de voto tras la operación (%)	Método de integración tras la operación
SET Veciana, S.L.	Venta	10 de enero	(9,2)	39,1	Participación
Global Power Generation Australia Pty, Ltd.	Ampliación de capital (1)	6 de marzo	0,5	74,5	Global
Scioto Farms Solar Project, LLC.	Liquidación	9 de abril	(100,0)	—	Global
Global Power Generation Australia Pty, Ltd.	Ampliación de capital (1)	23 de julio	0,4	74,9	Global
Rough Hat Clark Manager, LLC.	Constitución	25 de septiembre	100,0	100,0	Global
Pelecanus, S.L.	Adquisición	3 de Octubre	75,0	75,0	Global
Sunflower Energy Project, LLC.	Constitución	8 de Octubre	100,0	100,0	Global
Sunvine Energy Project, LLC.	Constitución	8 de Octubre	100,0	100,0	Global
DT Solar Farms, LLC.	Constitución	8 de Octubre	100,0	100,0	Global
Independence Energy Project, LLC.	Constitución	8 de Octubre	100,0	100,0	Global
Alnux Solar, S.L.	Adquisición	16 de Octubre	75,0	75,0	Global
Linurgus, S.L.	Adquisición	16 de Octubre	75,0	75,0	Global
Atrotus, S.L.	Adquisición	16 de Octubre	75,0	75,0	Global
Carpodacus, S.L.	Adquisición	4 de Noviembre	75,0	75,0	Global
Artinita, S.L.	Adquisición	27 de Noviembre	75,0	75,0	Global
Hidenita, S.L.	Adquisición	27 de Noviembre	75,0	75,0	Global
SET Veciana, S.L.	Venta	11 de Diciembre	(7,10)	32,0	Participación
Sociedade Galega do Medio Ambiente, S.A.	Ampliación de capital (2)	26 de Diciembre	(3,80)	45,2	Participación
Qalhat LNG S.A.O.C.	Venta	31 de Diciembre	(7,40)	—	—

(1) Durante el ejercicio se han realizado dos ampliaciones de capital por compensación de deuda que incrementan el porcentaje de derechos adquiridos tanto en

la propia sociedad como en sus filiales (Nota 2.6).

(2) La sociedad “Sociedade Galega do Medio Ambiente, S.A” efectuó una ampliación de capital a la que Naturgy no acudió, disminuyendo su participación en el

capital social de esta sociedad en un 3,8%.

178

Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Las variaciones en el perímetro de consolidación producidas en el ejercicio 2024 fueron las siguientes:


Denominación de la entidad	Categoría de la operación	Fecha efectiva de la operación	Derechos de voto adquiridos / dados de baja (%)	Derechos de voto tras la operación (%)	Método de integración tras la operación
Biometano Segria, S.L.	Constitución	17 de enero	100,0	100,0	Global
Evacuación Villanueva del Rey, S.L.	Adquisición	23 de enero	14,8	14,8	Participación
Sobral I Solar Energía, SPE, Ltda.	Adquisición	26 de enero	15,0	100,0	Global
Sertao I Solar Energía, SPE, Ltda.	Adquisición	26 de enero	15,0	100,0	Global
Energías Renovables Agüimes, S.L.U.	Constitución	8 de febrero	100,0	100,0	Global
Gas Natural Fenosa Ingeniería México, S.A. de C.V.	Liquidación	13 de marzo	100,0	—	—
Win4H2-R1, S.L.	Enajenación	21 de marzo	50,0	—	—
Fraser Coast Solar Development PTY, Ltd.	Adquisición	19 de abril	100,0	100,0	Global
Naturgy Informática, S.A.U.	Liquidación	12 de junio	100,0	—	—
Global Power Generation Finco PTY, Ltd.	Constitución	18 de junio	100,0	100,0	Global
Wagon Wheel Solar Ranch, LLC.	Constitución	21 de junio	100,0	100,0	Global
Esmeralda North Solar Project, LLC.	Constitución	1 de julio	100,0	100,0	Global
Naturgy Renewables USA Services Corp.	Constitución	16 de julio	100,0	100,0	Global
Agua Fría Solar, LLC.	Enajenación	7 de agosto	100,0	100,0	Global
Naturgy LNG Singapore PTE. LTD.	Liquidación	14 de septiembre	100,0	—	—
Rough Hat Clark Bess, LLC.	Constitución	24 de septiembre	100,0	100,0	Global
Defiance County Solar Project, LLC.	Liquidación	22 de octubre	100,0	—	—
Esmeralda North Solar, LLC.	Liquidación	22 de octubre	100,0	—	—
FT. Meade Solar, LLC.	Liquidación	22 de octubre	100,0	—	—
Marshville Solar, LLC.	Liquidación	22 de octubre	100,0	—	—
Saguache County Solar Project, LLC.	Liquidación	22 de octubre	100,0	—	—
Yeager Solar, LLC.	Liquidación	22 de octubre	100,0	100,0	Global
Adquisición BIOs Gases Renovables
Bio Madridejos, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Biobarrax Albacete, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Tarancón, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Caspe, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
GNR Andalucía, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Biogas Mediana, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Carmona, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Criptana, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Membrilla, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Corral de Almaguer, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Biogas Lucainena, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Loja, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Vilches, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Bio Tobarra, S.L.U.	Adquisición	11 de noviembre	100,0	100,0	Global
Global Power Generation Brasil Geracao de Energía Ltda.	Liquidación	19 de noviembre	100,0	—	—
Unión Fenosa Gas Exploración y Producción, S.A.	Liquidación	22 de noviembre	100,0	—	—
Centrogas S.A.	Liquidación	20 de noviembre	100,0	—	—
Financiamiento Doméstico S.A.	Liquidación	20 de noviembre	99,9	—	—
Naturgy LNG GOM, S.L.	Liquidación	5 de diciembre	100,0	—	—
Canoe Creek Solar Project, LLC.	Liquidación	13 de diciembre	100,0	—	—
Half Moon Solar Project, LLC.	Liquidación	13 de diciembre	100,0	—	—
Hayden Run Solar Project, LLC.	Liquidación	13 de diciembre	100,0	—	—
Knickerbocker Solar Project, LLC.	Liquidación	13 de diciembre	100,0	—	—
Stone Mill Solar, LLC.	Liquidación	13 de diciembre	100,0	—	—
Nedgia Balears, S.A.	Liquidación	17 de diciembre	100,0	—	—

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Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

ANEXO III. Sociedades del grupo fiscal Naturgy

Las sociedades pertenecientes al grupo fiscal Naturgy son las siguientes:


Naturgy Energy Group, S.A.	Naturgy Ciclos Combinados, S.L.U.
BIO CARMONA, S.L.U.	Naturgy Clientes, S.A.U.
BIO CASPE, S.L.U.	Naturgy Comercializadora Empresas, S.A.U.
BIO CORRAL DE ALMAGUER, S.L.U.	Naturgy Commodities Trading, S.A.
BIO CRIPTANA, S.L.U.	Naturgy Distribución Latinoamérica, S.A.
BIO LOJA, S.L.U.	Naturgy Electricidad Colombia, S.L.
BIO MADRIDEJOS, S.L.U.	Naturgy Engineering, S.L.
BIO MEMBRILLA, S.L.U.	Naturgy Finance Iberia, S.A.U.
BIO TARANCÓN, S.L.U.	Naturgy Generación Térmica, S.L.U.
BIO TOBARRA, S.L.U.	Naturgy Generación, S.L.U.
BIO VILCHES, S.L.U.	Naturgy Iberia, S.A.U.
BIOBARRAX ALBACETE, S.L.U.	Naturgy Infraestructuras EMEA, S.L.
BIOGAS LUCAINENA, S.L.U.	Naturgy Ingeniería Nuclear, S.L.
BIOGÁS MEDIANA, S.L.U.	Naturgy InnovaHub, S.L.
Biometano Segria, S.L.	Naturgy Inversiones Internacionales, S.A.
Boreas Eólica 2, S.A.	Naturgy Nuevas Energías, S.L.U.
Comercializadora Regulada, Gas & Power, S.A.	Naturgy Participaciones, S.A.U.
Encarnaciones Energy, S.L.	Naturgy Renovables Canarias, S.L.U.
Energías Ambientales de Somozas, S.A.	Naturgy Renovables Ruralia, S.L.
Energías Renovables Agüimes, S.L.U.	Naturgy Renovables, S.L.U.
Europe Maghreb Pipeline, S.L.	Naturgy Vento, S.A.
Gas Natural Comercializadora, S.A.	Nedgia Andalucía, S.A.
Gas Natural Redes GLP, S.A.	Nedgia Aragón, S.A.
Gas Natural Transporte SDG, S.L.	Nedgia Castilla La Mancha, S.A.
General de Edificios y Solares, S.L.	Nedgia Catalunya, S.A.
Global Power Generation, S.A.	Nedgia Cegas, S.A.
GNR ANDALUCÍA, S.L.U.	Nedgia Madrid, S.A.
GPG México Wind, S.L.U.	Nedgia, S.A.
GPG México, S.L.U.	Operación y Mantenimiento Energy, S.A.
H2Meirama, S.L.	Parque Eólico Nerea, S.L.
Holding de Negocios de Gas, S.A.	Parque Eólico Peñarroldana, S.L.
Holding Negocios Electricidad, S.A.	Petroleum Oil & Gas España, S.A.
J.G.C. Cogeneración Daimiel, S.L.	Romera Eco Power Solar Energy, S.L.
La Propagadora del Gas, S.A.	Sagane, S.A.
Lignitos de Meirama, S.A.	Societat Eòlica de l'Enderrocada, S.A.
Mangos Energy, S.L.	Sol Morón Energy, S.L.
Naturgy Acciones, S.L.U.	Tratamiento Cinca Medio, S.L.
Naturgy Alfa Investments, S.A.U.	UFD Distribución Electricidad, S.A.
Naturgy Aprovisionamientos, S.A.	Unión Fenosa Preferentes, S.A.U.
Naturgy Capital Markets, S.A.

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Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Anexo IV. Marco regulatorio

1. Entorno Regulatorio Europeo

El entorno regulatorio europeo de 2025 se ha caracterizado por la publicación del Pacto Industrial Limpio, los

paquetes legislativos Ómnibus I y Ómnibus II y la Hoja de Ruta RePowerEU y Propuesta de Reglamento relacionado.

Asimismo, destacan la publicación de guías para la implantación de directivas ya aprobadas dentro del conocido

como “Paquete Fit for 55”, la aprobación del Informe sobre la seguridad del abastecimiento energético en la Unión

Europea y la publicación de nuevas disposiciones en el Diario Oficial de la Unión Europea (DOUE) que refuerzan la

eficiencia energética, la resiliencia del sistema y la cooperación internacional climática.

El 26 de febrero de 2025 la Comisión Europea publicó el Pacto Industrial Limpio (Clean Industrial Deal), consistente

en un paquete de medidas orientado a la competitividad y la descarbonización, definiendo una visión estratégica para

los próximos cinco años. Las prioridades de este pacto incluyen abordar los factores estructurales que elevan los

precios de la energía, combatir las ineficiencias en el diseño de peajes e impuestos, y mejorar la integración de

mercados. Además, se busca facilitar PPAs a largo plazo, incentivar servicios de flexibilidad de demanda para los

clientes industriales y priorizar las inversiones en redes eléctricas. También se contempla la expansión de las

infraestructuras de transporte y distribución de electricidad e hidrógeno, redes de transporte de carbono y sistemas

de almacenamiento. Este Pacto se complementa con el Plan de Acción de Energía Asequible, publicado por la

Comisión Europea en la misma fecha, que recoge medidas principalmente orientadas a la reducción de los precios y

los costes de la energía, a acelerar la electrificación y a fomentar la inversión en infraestructuras energéticas.

También el 26 de febrero de 2025, la Comisión Europea presentó un conjunto de propuestas legislativas orientadas a

simplificar el marco normativo de la Unión Europea, reforzar la competitividad y fomentar un entorno propicio para la

inversión. Este paquete de medidas, conocido como Ómnibus I y Ómnibus II, incluye iniciativas clave en materia de

sostenibilidad, como la revisión de las obligaciones de reporte bajo la Directiva de Información Corporativa sobre

Sostenibilidad (CSRD), la Directiva sobre Diligencia Debida de las Empresas en Materia de Sostenibilidad (CSDDD), el

Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM) y la optimización del programa InvestEU. Desde su

presentación, los paquetes han seguido el proceso legislativo europeo, incluyendo negociaciones entre Parlamento,

Consejo y Comisión, con algunas partes de Ómnibus I ya aprobadas en diciembre de 2025.

Desde el inicio de la agresión militar de Rusia contra Ucrania en febrero de 2022, la Unión Europea ha adoptado una

serie de medidas estratégicas para reducir su dependencia energética de ese país. En este contexto, la Comisión

Europea presentó en mayo de 2022 el plan REPowerEU, una hoja de ruta ambiciosa que establecía objetivos

concretos para diversificar las fuentes de suministro, acelerar la transición energética y reforzar la seguridad del

sistema energético europeo.

En línea con estos objetivos, el 6 de mayo de 2025 la Comisión Europea presentó una hoja de ruta para eliminar por

completo las importaciones de energía procedente de Rusia (gas, petróleo y nuclear) en 2027. Esta hoja de ruta se

empezó a desarrollar con la propuesta, publicada el 17 de junio de 2025, de un Reglamento arancelario que

estableció inicialmente la prohibición de importación a partir del 1 de enero de 2028 para contratos de largo plazo

firmados antes de junio de 2025.

En relación con las posibles implicaciones legales para los operadores, la Comisión Europea ha manifestado que esta

prohibición se considera un supuesto de fuerza mayor para las empresas titulares de dichos contratos de largo plazo.

En palabras del Comisario europeo de Energía, Dan Jørgensen: “We have a very clear opinion from the legal team of

the Commission stating that, since this would be a prohibition, a ban, the companies would not get into legal

problems, this is Force Majeure as if it has been a sanction”.

El Consejo de la Unión Europea adoptó el 19º paquete de sanciones contra Rusia el 23 de octubre de 2025 que

incluye una prohibición desde el 1 de enero de 2027 de compra, importación o transferencia, directa o indirecta de

GNL originado en o exportado desde Rusia bajo contratos de duración superior a un año suscritos antes del 17 de

junio de 2025 (los contratos a corto plazo quedan prohibidos desde abril de 2026). La vigencia del paquete de

sanciones fue extendida el pasado 22 de diciembre hasta el 31 de julio de 2026 y requiere de su extensión periódica

para mantener su vigencia.

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Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Posteriormente, el 3 de diciembre de 2025, el Consejo Europeo y el Parlamento Europeo alcanzaron un acuerdo

sobre el Reglamento que establece la eliminación progresiva de las importaciones de gas ruso y que fija un nuevo

calendario vinculante:

• Para los contratos de suministro a corto plazo celebrados antes del 17 de junio de 2025, la prohibición de

importaciones de gas ruso se aplicará a partir del 25 de abril de 2026 para el GNL y a partir del 17 de junio de

2026 para el gas por gasoducto.

• Para los contratos a largo plazo de importación de GNL, la prohibición se aplicará a partir del 1 de enero de

2027.

• En lo que respecta a los contratos a largo plazo de importación de gas por gasoducto, la prohibición entrará en

vigor el 30 de septiembre de 2027.

El acuerdo ha sido aprobado por el Parlamento Europeo el 17 de diciembre de 2025 y adoptado por el Consejo

Europeo el 26 de enero de 2026. Con fecha 2 de febrero de 2026 se ha publicado el correspondiente Reglamento

para su entrada en vigor.

En este nuevo marco regulatorio formado por el Reglamento de sanciones y el Reglamento de importación, algunas

empresas energéticas, entre ellas Naturgy, podrán verse afectadas por la aplicación de las restricciones

mencionadas, especialmente en lo relativo a los contratos de suministro a largo plazo firmados en un contexto

anterior al conflicto.

Asimismo, la Comisión Europea ha presentado propuestas, recomendaciones e informes relevantes en materia de

almacenamiento de gas y mecanismos de capacidad:

• Informe publicado el 3 de marzo de 2025 sobre la simplificación del procedimiento de aprobación de los

mecanismos de capacidad con el objetivo de hacer más eficiente el proceso y garantizar la seguridad del

suministro eléctrico.

• Propuesta legislativa publicada el 5 de marzo de 2025 para la extensión del Reglamento (UE) 2022/1032 hasta

finales del 2027, con el objetivo de garantizar que los estados miembros de la Unión Europea mantengan

niveles adecuados de almacenamiento de gas para enfrentar posibles interrupciones en el suministro. Esta

propuesta fue aprobada y publicada en el DOUE el 10 de septiembre de 2025 a través del Reglamento

2025/1733.

• Recomendación a los estados miembros de la Unión Europea publicada el 5 de marzo de 2025 para la

implementación de los objetivos de llenado de almacenamientos.

El 2 de junio de 2025, la Comisión Europea publicó una comunicación oficial que proporciona orientación sobre la

anticipación de inversiones en redes eléctricas para el futuro y tiene como objetivo facilitar decisiones de inversión

que respondan de forma proactiva a las necesidades futuras del sistema eléctrico europeo.

El 8 de julio de 2025, el Parlamento Europeo publicó el Informe sobre la seguridad de abastecimiento energético, que

evalúa los riesgos, desafíos y estrategias para garantizar el suministro energético estable en la Unión Europea. Este

informe impulsa la resiliencia de infraestructuras y el fin de la dependencia del gas ruso antes de 2027 y aboga por

diversificar las fuentes de suministro energético y acelerar la integración de fuentes limpias de energía autóctona,

como los gases renovables.

El 10 de septiembre 2025 se publicó el Reglamento 2025/1733 que modifica el Reglamento (UE) 2017/1938 en lo

que respecta al papel del almacenamiento de gas. Dicho Reglamento extiende el plazo objetivo del 90% de llenado

de almacenamientos de gas hasta finales de 2027, con determinadas flexibilidades:

• Se podrá alcanzar en cualquier momento, sin necesidad de mantenerlo, entre el 1 de octubre y el 1 de

diciembre, en lugar de cumplirlo específicamente el 1 de noviembre.

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Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

• Establece trayectorias de llenado indicativas, salvo decisión contraria de los estados miembros.

• En caso de “condiciones difíciles” que limiten la capacidad de garantizar el llenado, los estados miembros

tendrán la posibilidad de desviarse hasta el 10% del objetivo.

• Los estados miembros podrán añadir hasta un 5% de flexibilidad cuando se cumplan ciertas condiciones.

El 13 de octubre de 2025 se publicaron las Orientaciones sobre la ejecución del Fondo Social para el Clima (FSC) con

el objetivo de ayudar a los estados miembros a implementar eficazmente este fondo que está destinado a mitigar el

impacto social de la transición ecológica, especialmente en hogares vulnerables, microempresas y usuarios del

transporte y vinculado, principalmente, al Régimen de Comercio de Derechos de Emisión para edificios y transporte

(ETS II), que comenzará en 2027.

Con fecha 9 de diciembre de 2025, el Consejo de la UE y el Parlamento Europeo alcanzaron un acuerdo provisional

sobre la propuesta de la Comisión, que incluye enmiendas que reducen significativamente el alcance de la Directiva

sobre Informes de Sostenibilidad Corporativa (CSRD). El acuerdo provisional aún debe ser refrendado formalmente

por el Parlamento y el Consejo para convertirse en ley.

Con fecha 10 de diciembre de 2025, los colegisladores europeos lograron un acuerdo sobre el nuevo objetivo

climático para 2040, que establece una reducción vinculante del 90% de las emisiones respecto a 1990. El acuerdo

permite el uso, a partir de 2036, de hasta un 5% de créditos internacionales de alta calidad y propone aplazar hasta

2028 la entrada en funcionamiento del régimen ETS II. El texto final está pendiente de aprobación formal por el

Consejo y el Parlamento.

2. Regulación del sector energético en España

2.1. Regulación del sector del gas natural en España

2.1.1. Principales características del sector del gas natural en España

El sector gasista español está regulado por la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, la Ley

18/2014 y el Real Decreto-ley 1/2019 y su normativa de desarrollo.

A grandes rasgos, el sector gasista español se caracteriza por:

• Ser un sector en el que conviven actividades reguladas y no reguladas, siendo las actividades reguladas el

transporte, la regasificación, el almacenamiento y la distribución de gas natural, y las actividades no reguladas

la producción, el aprovisionamiento y el suministro de gas natural realizado por las comercializadoras.

• Se establece el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista y se limitan los desajustes

anuales entre ingresos y costes del sistema.

• En aplicación de la normativa comunitaria, el suministro de gas natural en España está completamente

liberalizado, todos los consumidores españoles pueden elegir libremente proveedor de gas natural desde el 1 de

enero de 2003, si bien se mantiene una tarifa de último recurso para los consumidores de menor volumen. La

actividad de suministro se realiza por las comercializadoras, incluido el suministro de último recurso.

2.1.2. Actividades reguladas del sector del gas natural

Las principales características de las actividades reguladas son i) la necesidad de autorización administrativa previa

de carácter reglado, ii) la asignación de una remuneración establecida normativamente, iii) el sometimiento a

obligaciones específicas de acceso de terceros a la red y iv) el establecimiento de un régimen específico de

separación de actividades.

2.1.2.1. Transporte

La actividad de transporte comprende la regasificación, el almacenamiento y el transporte del gas en sentido estricto

a través de la red de transporte básica de gas de muy alta presión.

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Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

La red de transporte es propiedad principalmente de Enagás, S.A., aunque otras empresas, entre ellas diversas

participadas de Naturgy, tienen una pequeña proporción de esta.

De acuerdo con el Real Decreto-ley 8/2023 de 27 de diciembre, los gestores de red de transporte podrán ejercer

provisionalmente como gestores de red troncal de hidrógeno, en tanto no se produzca la designación definitiva de

Gestores de Redes de Hidrógeno conforme a la normativa europea, y podrán ejercer las funciones de desarrollo de la

red troncal de hidrógeno en el ámbito de los proyectos de interés común europeo.

2.1.2.2. Distribución

El gas natural es transportado desde la red de transporte de muy alta presión al consumidor final a través de la red

de distribución de alta, media y baja presión.

El ejercicio de la actividad de distribución se basa en un régimen de autorizaciones administrativas, que no suponen

derechos exclusivos de uso. Además, al distribuidor de una zona se le otorga preferencia para obtener las

autorizaciones de las zonas limítrofes a la suya.

La actividad de las distribuidoras está restringida a la expansión y gestión de las redes de distribución, sin que puedan

comercializar energía, siendo las comercializadoras específicamente autorizadas las encargadas del suministro.

2.1.2.3. Suministro de GLP

Además de la distribución de gas natural, Naturgy también suministra gas licuado del petróleo (GLP), actividad

regulada en la Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto

Demográfico (MITECO) establece las tarifas de venta del GLP canalizado para los consumidores finales, así como los

precios de cesión del GLP al que lo compran los distribuidores de GLP por canalización, estableciendo los valores

concretos de dichas tarifas o un sistema de determinación y actualización automática de las mismas. Estos precios

se publican mediante resoluciones mensuales.

2.1.3. Régimen económico de las actividades reguladas

Tras la aprobación del Real Decreto-ley 1/2019 se reconoce la competencia de la CNMC para aprobar metodologías

de retribución en el sector del gas natural de aplicación a partir del 31 de diciembre de 2020, la metodología de

peajes, así como la competencia para establecer la metodología y condiciones de acceso y asignación de capacidad

en el sistema de gas. Por ello, la CNMC aprobó las siguientes Circulares que determinan, entre otras, las

metodologías de retribución de las actividades gasistas que son de aplicación durante el periodo regulatorio

2021-2026:

• La Circular 2/2019, de 12 de noviembre de 2019, que establece la metodología de cálculo de la tasa de

retribución financiera de las actividades de regasificación, transporte y distribución de gas natural.

• La Circular 8/2019, de 12 de diciembre de 2019, modificada por la Circular 9/2021, de 15 de diciembre por la

que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación en el sistema de gas natural.

• La Circular 9/2019, de 12 de diciembre de 2019, por la que se establece la metodología para determinar la

retribución de las instalaciones de transporte de gas natural y de las plantas de gas natural licuado.

• La Circular 4/2020, de 31 de marzo, por la que se establece la metodología para determinar la retribución de la

distribución de gas natural.

• La Circular 6/2020, de 22 de julio, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de

transporte, redes locales y regasificación de gas natural.

• La Circular 8/2020, de 2 de diciembre, por la que se establecen los valores unitarios de referencia de inversión y

de operación y mantenimiento 2021-2026 y los requisitos mínimos para las auditorías de inversiones y costes

en instalaciones de transporte de gas natural y plantas de GNL.

• La Circular 7/2021, de 28 de julio, por la que se establece la metodología para el cálculo, supervisión, valoración

y liquidación de mermas en el sistema gasista.

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Naturgy Energy Group, S.A. y sociedades dependientes I Informe financiero anual 2025

Por su parte, desde el MITECO, en virtud del reparto de competencias establecido en el Real Decreto-ley 1/2019, se

adoptó el Real Decreto 1184/2020, de 29 de diciembre, por el que se establecen las metodologías de cálculo de los

cargos del sistema gasista, de las retribuciones reguladas de los almacenamientos subterráneos básicos y de los

cánones aplicados por su uso.

En aplicación de las metodologías citadas se han aprobado, por el MITECO y la CNMC, las siguientes disposiciones de

aplicación en el año 2025:

• Resolución de 23 de mayo de 2024, de la CNMC, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de

transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2025.

• Resolución de 23 de mayo de 2024, de la CNMC, por la que se establece la retribución para el año de gas 2025

de las empresas que realizan las actividades reguladas de plantas de gas natural licuado, de transporte y de

distribución de gas natural.

• Resolución de 12 de agosto de 2024, de la CNMC, por la que se establece la metodología de cálculo del ajuste a

realizar en la retribución anual de las empresas transportistas, regasificadoras y distribuidoras de gas natural

por la prestación de los servicios conexos.

• Orden TED/1013/2024, de 20 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la

retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2025.

• Orden TED/1193/2024 de 30 de octubre, por la que se establecen orientaciones de política energética a la

CNMC en relación con la propuesta de modificación de la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, que establecía

la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de regasificación, transporte y

distribución de gas natural.

Asimismo, en el BOE del 16 de abril se publicó la Resolución de 4 de abril de 2024, de la CNMC, por la que se

determina el precio transitorio del alquiler de contadores inteligentes de gas natural de caudal inferior o igual a 6 m³/

h para clientes conectados a redes de menos de 4 bar y consumo igual o inferior a 50 MWh/año.

Finalmente, el Real Decreto-ley 9/2024 de 23 de diciembre, y el Real Decreto-ley 1/2025 de 28 de enero (al no

convalidarse el primero en el Congreso de los Diputados), volvieron a prorrogar la medida de prohibición de la

suspensión de suministro de gas por impago a los consumidores vulnerables, extendiéndose hasta el 31 de diciembre

de 2025. Esta medida ha sido prorrogada nuevamente hasta el 31 de diciembre de 2026 mediante la publicación del

Real Decreto‑ley 16/2025, de 23 de diciembre.

Entre las disposiciones más relevantes publicadas en 2025, se encuentran las siguientes:

• Resolución de 13 de enero de 2025, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica

la capacidad asignada y disponible en los almacenamientos subterráneos básicos de gas natural para el período

comprendido entre el 1 de abril de 2025 y el 31 de marzo de 2026.

• Orden TED/181/2025, de 13 de febrero, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema

Gasista de competencia ministerial.

• Orden TED/211/2025, de 4 de marzo, por la que se actualiza el sistema de determinación automática de

precios máximos de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del petróleo envasados y se modifica el

sistema de determinación automática de las tarifas de venta, antes de impuestos, de los gases licuados del

petróleo por canalización.

• Resolución de 25 de marzo de 2025, de la Dirección General de Estrategia Industrial y de la Pequeña y Mediana

Empresa, por la que se actualiza el listado de normas de la instrucción técnica complementaria ITC-ICG 11 de

Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos, aprobado por el Real Decreto

919/2006, de 18 de julio.

• Circular 2/2025, de 9 de abril, de la CNMC, por la que se establece el nuevo marco metodológico para el acceso

y asignación de capacidad en el sistema gasista español.

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• Resolución de 27 de mayo de 2025, de la CNMC, por la que se establece la retribución para el año de gas 2026

de las empresas que realizan actividades reguladas de plantas de gas natural licuado, de transporte y de

distribución de gas natural.

• Resolución de 27 de mayo de 2025, de la CNMC, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de

transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2026.

• Resolución de 13 de junio de 2025, de la CNMC, por la que se modifica la Resolución de 3 de abril de 2020, por

la que se establece el procedimiento detallado de desarrollo de los mecanismos de mercado para la asignación

de capacidad en el sistema gasista.

• Resolución de 13 de junio de 2025, de la CNMC, por la que se establece el procedimiento de gestión de las

solicitudes y la contratación de la conexión de plantas de producción de otros gases con la red de transporte o

distribución de gas natural.

• Resolución de 17 de junio de 2025, de la CNMC, por la que se modifica la de 24 de marzo de 2022, por la que se

establecen los procedimientos detallados de desarrollo de los mecanismos de gestión de congestiones y anti-

acaparamiento de capacidad en el sistema de gas natural y se modifican las Resoluciones de 3 de abril de 2020,

sobre mecanismos de mercado para la asignación de capacidad en el sistema gasista, y de 1 de julio de 2020,

sobre balance de gas natural.

• Circular 5/2025, de 18 de junio, de la CNMC, de información regulatoria de costes de la actividad de

distribución de gas natural.

• Resolución de 31 de julio de 2025, de la CNMC, por la que se decide no aplicar los descuentos establecidos en el

artículo 18.4 del Reglamento (UE) 2024/1789, relativo a los mercados interiores del gas renovable, del gas

natural y del hidrógeno.

• Resolución de 18 de septiembre de 2025, de la CNMC, por la que se establece la cuantía de retribución del

gestor técnico del sistema gasista y la cuota para su financiación en el año de gas 2026.

• Orden TED/1062/2025, de 25 de septiembre, por la que se establecen los cargos del sistema gasista y la

retribución y los cánones de los almacenamientos subterráneos básicos para el año de gas 2026.

• Resolución de 26 de septiembre de 2025, de la CNMC, sobre el cálculo, supervisión y valoración de los saldos de

mermas en el sistema gasista correspondientes al año de gas 2024 y su afección a la retribución de los titulares

de las instalaciones.

• Orden TED/1318/2025, de 19 de noviembre, establece las orientaciones de política energética dirigidas a la

CNMC en relación con tres propuestas de Circular: la modificación de la Circular 9/2019 relativa a la

metodología de retribución de las instalaciones de transporte de gas natural y de las plantas de GNL, la

modificación de la Circular 4/2020 que define la metodología de retribución de la distribución de gas natural y

la nueva Circular que fija la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y

regasificación para el periodo 2027‑2032.

• Circular 9/2025, de 22 de diciembre, de la CNMC, que modifica la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, que

establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y

distribución de energía eléctrica, así como de regasificación, transporte y distribución de gas natural. Asimismo,

fija la tasa de retribución financiera aplicable a las actividades de transporte, operación del sistema y

distribución de energía eléctrica para el periodo regulatorio 2026‑2031.

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2.1.4. Actividades no reguladas del sector del gas natural

2.1.4.1. Aprovisionamiento

El aprovisionamiento de gas natural (en forma de gas o de GNL) en España se realiza en su mayoría mediante

operadores de gas como Naturgy. Dada la escasa relevancia de la producción de gas natural en España, aunque es

una actividad no regulada, está sometida a dos tipos de limitaciones, cuyo objetivo consiste básicamente en asegurar

la diversificación del suministro y la introducción de competencia en el mercado: 1) ningún país puede ser el origen de

más del 50% del gas introducido en España, y 2) ningún sujeto o grupo empresarial podrá aportar en su conjunto gas

natural para su consumo en España en una cuantía superior al 70% del consumo nacional, excluidos los

autoconsumos.

En relación con los gases renovables, el fomento de éstos es una de las medidas de descarbonización recogidas en el

Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2023-2030) plasmándose, entre otros aspectos, en la aprobación

de las Hojas de Ruta del Hidrógeno y la Hoja de Ruta del Biogás. Desde el punto de vista regulatorio, cabe destacar el

Real Decreto 376/2022 y la Orden TED/1026/2022 de sistemas de garantías de origen de gas de fuentes

renovables, así como las modificaciones introducidas en la Ley 34/1998 y el Real Decreto 1434/2002 para favorecer

el desarrollo de los gases renovables regulando la conexión de las plantas de producción con la red de transporte y

distribución de gas natural existente y la publicación en el BOE del 30 de abril de 2024 de la Resolución de 19 de abril

de 2024, de la CNMC, por la que se establece el procedimiento de gestión de conexiones de plantas de generación de

biometano con la red de transporte o distribución.

Adicionalmente, cabe destacar que, tras la adecuación de las competencias establecidas por el Real Decreto-ley

1/2019, la CNMC aprobó la Circular 2/2020, de 9 de enero, por la que se establecen las normas de balance de gas

natural.

2.1.4.2. Comercialización

2.1.4.2.1 General

La actividad de Comercialización se basa en los principios de libertad de contratación y elección de suministrador por

parte del cliente. La Comercialización, como actividad liberalizada, tiene una retribución pactada libremente entre las

partes. No obstante, la Ley reconoce el derecho de los consumidores conectados a menos de 4 bar que no superen

un determinado umbral de consumo (50 MWh/año) a ser suministrados a un precio máximo que se denomina tarifa

de último recurso (en adelante TUR). La TUR es revisada trimestralmente cuando las variaciones de costes así lo

exigen, de acuerdo con la metodología establecida en la Orden ITC/1660/2009, de 22 de junio.

Durante el año 2021, a la vista de la excepcional subida de las cotizaciones internacionales del gas natural, se

introdujo en el Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre una limitación excepcional al incremento del coste de

la materia prima a trasladar a la TUR, que fue extendida hasta el 31 de diciembre de 2023 por sucesivos Reales

Decretos-ley, en particular los Reales Decretos-ley 18/2022 y 20/2022. El Real Decreto-ley 8/2023 de 27 de

diciembre, prorrogó de nuevo esta limitación hasta las revisiones de la TUR del 1 de abril de 2024. Las cantidades

soportadas por las comercializadoras de último recurso por la aplicación de esta limitación han sido recuperadas con

cargo a los Presupuestos Generales del Estado.

Asimismo, con el fin de que los consumidores domésticos con calderas centralizadas puedan beneficiarse de una

tarifa regulada, el Real Decreto-ley 18/2022, definió una nueva tarifa TUR para calderas comunitarias con carácter

temporal inicialmente hasta el 31 de diciembre de 2023 y que fue igualmente prorrogada por el Real Decreto-ley

8/2023 hasta el 30 de junio de 2024. También se prorrogaron hasta el 30 de junio de 2024 las medidas de

flexibilidad introducidas en su momento en la contratación de gas para industrias y autónomos. Mediante el RDL

4/2024 se estableció, con carácter indefinido, la nueva tarifa TUR para calderas comunitarias y extendieron hasta el

31 de diciembre de 2024 las medidas de flexibilidad anteriores.

Las tarifas de último recurso (TUR) vigentes durante 2025 son las publicadas en las siguientes Resoluciones:

• Resolución de 26 de diciembre de 2024, de la Dirección General de Política y Minas, por la que se publica la

tarifa de último recurso de gas natural aplicable a partir del 1 de enero de 2025.

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• Resolución de 26 de marzo de 2025, de la Dirección General de Política y Minas, por la que se publica la tarifa

de último recurso de gas natural aplicable a partir del 1 de abril de 2025.

• Resolución de 26 de junio de 2025, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica

la tarifa de último recurso de gas natural aplicable a partir del 1 de julio de 2025.

• Resolución de 26 de septiembre de 2025, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se

publica la tarifa de último recurso de gas natural aplicable a partir del 1 de octubre de 2025.

• Resolución de 22 de diciembre de 2025, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se

publica la tarifa de último recurso de gas natural aplicable a partir del 1 de enero de 2026.

2.1.4.2.2 Mercado organizado de gas

El mercado organizado de gas se constituyó mediante la Ley 8/2015, desarrollándose posteriormente por el Real

Decreto-ley 984/2015 y otros desarrollos reglamentarios. El mercado organizado de gas gestionado por MIBGAS

entró en operación en diciembre de 2015 con la intención de tener alcance en la Península Ibérica, si bien hasta

marzo de 2021 no se comenzaron a negociar productos con entrega en el lado portugués.

2.1.4.2.3 Vulnerabilidad

El Real Decreto-ley 15/2018 creó el Bono Social Térmico que consiste en un pago único anual como ayuda directa

para pagar la calefacción, el agua caliente y la cocina, a consumidores acogidos al bono social eléctrico a 31 de

diciembre del año anterior, con independencia del combustible que utilicen, o como apoyo a actuaciones de ahorro o

mejoras de eficiencia energética. La cuantía a percibir dependerá del grado de vulnerabilidad y de la zona climática.

Su financiación recae en los Presupuestos Generales del Estado.

Ante el excepcional incremento de los precios del gas natural desde el año 2021, se ha venido incrementando el

importe de dichas ayudas y la dotación presupuestaria, así como prorrogando algunas de las medidas adoptadas

durante la pandemia por COVID-19 como la prohibición de cortes de suministro a los consumidores vulnerables o las

medidas de flexibilidad para modificaciones de las condiciones de los contratos de acceso hasta diciembre de 2023 y,

con el Real Decreto-ley 8/2023, hasta junio de 2024. Esta medida fue extendida hasta el 31 de diciembre de 2024

mediante el Real Decreto-ley 4/2024, de 26 de junio, nuevamente extendida hasta el 31 de diciembre de 2025

mediante el Real Decreto-ley 1/2025, de 28 de enero y nuevamente extendida hasta el hasta el 31 de diciembre de

2026 mediante el Real Decreto-ley 16/2026, de 23 de diciembre.

En esta misma línea, el Real Decreto-ley 17/2022 de medidas urgentes en el ámbito de la energía redujo el IVA del

21% al 5% para todos los consumidores de gas hasta el 31 de diciembre de 2022, ampliado hasta el 31 de diciembre

de 2023 por el Real Decreto-ley 20/2022, de 27 de diciembre. El Real Decreto-ley 8/2023 publicado el 27 de

diciembre mantuvo un tipo reducido de IVA para todos los consumidores de gas durante el primer trimestre de 2024,

si bien lo elevó al 10%. A partir del 1 de abril de 2024, el IVA del gas volvió a fijarse en el 21%, alcanzando el tipo que

se tenía antes del establecimiento de las medidas excepcionales mencionadas.

Finalmente, el Real Decreto-ley 9/2024 de 23 de diciembre, volvió a prorrogar la medida de prohibición de la

suspensión de suministro de gas por impago a los consumidores vulnerables, extendiéndose hasta el 31 de diciembre

de 2025.

2.2. Regulación del sector eléctrico en España

2.2.1. Principales características del sector eléctrico en España

El sector eléctrico español está regulado por la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, y por su normativa de desarrollo.

A grandes rasgos, el sector eléctrico tiene las siguientes características principales:

• Es un sector en el que conviven actividades reguladas y no reguladas, siendo las actividades reguladas el

transporte y la distribución de electricidad (así como la operación del sistema); y las actividades no reguladas la

generación y la comercialización de electricidad.

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• Se establece el principio de sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico y se limitan los

desajustes por déficit de ingresos.

• Los ingresos del sector eléctrico provienen de los peajes de acceso y demás precios regulados, de medidas

fiscales específicas y, de manera excepcional, por determinadas partidas provenientes de los Presupuestos

Generales del Estado.

• En aplicación de la normativa comunitaria, el suministro de electricidad en España está completamente

liberalizado, todos los consumidores españoles pueden elegir libremente proveedor de electricidad, si bien se

mantienen unos precios regulados para los consumidores de menor volumen. La actividad de suministro se

realiza por las comercializadoras, incluido el suministro de último recurso realizado por las comercializadoras de

referencia.

2.2.2. Actividades reguladas del sector eléctrico

Las actividades reguladas de transporte y distribución de electricidad se caracterizan por el hecho de que el acceso a

las mismas está sometido a autorización administrativa, su remuneración se establece normativamente, y su

ejercicio está sometido a una serie de obligaciones específicas de separación de actividades en sociedades

separadas, con deber de separación funcional y de separación de marca e imagen de marca, como en el caso del

sector del gas natural.

2.2.2.1. Transporte

El transporte de electricidad une los centros de producción con las redes de distribución y los clientes finales

específicos. La red de transporte es propiedad principalmente de Red Eléctrica de España, aunque la sociedad de

Naturgy, UFD Distribución Electricidad, S.A., tiene una pequeña proporción de la red de transporte secundario.

2.2.2.2. Distribución

La distribución de energía eléctrica comprende todas aquellas actividades que tienen la función de hacer llegar la

energía desde la red de transporte de alta tensión hasta los consumidores finales.

2.2.3. Marco retributivo de las actividades reguladas

Tras la aprobación del Real Decreto-ley 1/2019, se reconoce la competencia de la CNMC para aprobar las

metodologías de retribución en el sector eléctrico, de aplicación a partir del 1 de enero de 2020, la metodología de

peajes, así como la competencia para establecer la metodología y condiciones de acceso al sistema eléctrico.

La CNMC aprobó entonces las siguientes Circulares que definen las metodologías de retribución de transporte y

distribución para el periodo 2020-2025:

• Circular 2/2019 de 12 de noviembre, que establece la metodología para el cálculo de la tasa de retribución

financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, basada en la metodología WACC.

• Circular 5/2019, de 5 de diciembre, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo de la

retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica.

• Circular 6/2019, de 5 de diciembre, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo de la

retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.

• Circular 7/2019, de 5 de diciembre, por la que se aprueban las instalaciones tipo y los valores unitarios de

referencia de operación y mantenimiento por elemento de inmovilizado que se emplearán en el cálculo de la

retribución de las empresas titulares de instalaciones de transporte de energía eléctrica.

• Circular 3/2020 de la CNMC, de 15 de enero, por la que se establece la metodología para el cálculo de los

peajes de transporte y distribución de electricidad.

• Circular 1/2021, de 20 de enero, de la CNMC por la que se establece la metodología y condiciones del acceso y

de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica.

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• Circular 1/2024, de 27 de septiembre, de la CNMC por la que se establece la metodología y condiciones de

acceso y de la conexión en las redes de transporte y distribución de las instalaciones de demanda de energía

eléctrica.

• Circular 1/2025, de 28 de enero, de la CNMC, por la que se modifica la Circular 3/2020, actualizando la

metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, con el objetivo de adaptar

la estructura de peajes a las nuevas exigencias del sistema eléctrico y a criterios de sostenibilidad económica.

Por su parte, desde el MITECO, en virtud del reparto de competencias establecido en el Real Decreto-ley 1/2019,

adoptó el Real Decreto 148/2021, de 9 de marzo, por el que se establecieron las metodologías de cálculo de los

cargos del sistema eléctrico. Asimismo, siguen vigentes algunas de las disposiciones recogidas en el Real Decreto

1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica,

cuya última actualización se publicó el 6 de noviembre de 2025.

En aplicación de dichas Circulares, la CNMC ha publicado hasta la fecha las siguientes resoluciones que establecen

las retribuciones definitivas:

Para las empresas titulares de instalaciones de transporte de energía eléctrica:

• Resolución de 27 de julio de 2023, que establece la retribución definitiva para el ejercicio 2020.

• Resolución de 4 de abril de 2024, que fija la retribución definitiva para el ejercicio 2021.

• Resolución de 12 de marzo de 2025, que determina la retribución definitiva para el ejercicio 2022.

Para las empresas titulares de instalaciones de distribución eléctrica:

• Resolución de 31 de julio de 2024, que establece la retribución definitiva para el ejercicio 2020.

• Resolución de 17 de febrero de 2025, que fija la retribución definitiva para el ejercicio 2021.

• Resolución de 6 de noviembre de 2025, que determina la retribución definitiva para el ejercicio 2022.

Por tanto, permanecen pendientes de aprobación y publicación las resoluciones que establezcan las retribuciones

definitivas para los ejercicios 2023, 2024 y 2025, tanto en transporte como en distribución, conforme a las

metodologías aprobadas. Estas resoluciones sustituirán a las que se han venido aprobando anualmente en enero con

carácter provisional, y actualmente se encuentran en distintas fases de tramitación.

Con fecha 22 de enero de 2025 fueron publicadas en el BOE las resoluciones de 9 de enero y 10 de enero de 2025 de

la CNMC en las que se establece provisionalmente la retribución de las empresas de transporte y distribución de

energía eléctrica para 2025. Con fecha 5 de febrero de 2026 ha sido publicado en el BOE la Resolución de 23 de

enero de 2026 de la CNMC en la que se establece provisionalmente la retribución de las empresas distribuidoras de

energía eléctrica para 2026.

Los valores de los peajes y cargos del sistema eléctrico aplicables a partir del 1 de enero de 2025 fueron aprobados

en las siguientes disposiciones:

• Resolución de 4 de diciembre de 2024, de la CNMC, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso

a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2025.

• Circular 1/2025 de 28 de enero de 2025 de la CNMC, por la que se modifica la Circular 3/2020 de 15 de enero

por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad.

• Resolución de 6 de marzo de 2025 de la CNMC por la que se modifica la Resolución de 4 de diciembre de 2024

por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de

electricidad de aplicación a partir de 1 de enero de 2025.

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• Orden TED/1487/2024, de 26 de diciembre, que establece los precios de los cargos del sistema eléctrico y

diversos costes regulados aplicables en 2025. Asimismo, aprueba el reparto de las cantidades a financiar

relativas al bono social y al suministro de electricidad a los consumidores contemplados en los artículos 52.4.j) y

52.4.k) de la Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, correspondientes al ejercicio 2025

En relación a la rebaja del 80% de los peajes para los suministros electro intensivos, introducida en 2022, el Real

Decreto-ley 9/2024, de 23 de diciembre, extendió esta medida hasta el 31 de diciembre de 2025. Sin embargo, al no

ser convalidado en el Congreso el 22 de enero, la medida dejó de aplicarse desde el 23 de enero. Posteriormente, el

Consejo de Ministros aprobó el Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio, que restablecía la rebaja con efecto

retroactivo desde el 23 de enero. No obstante, este nuevo decreto también fue derogado al no ser convalidado por el

Congreso el 22 de julio, por lo que sus efectos quedaron sin efecto desde esa fecha.

En el mes de julio de 2025, la CNMC sometió a consulta pública dos propuestas de circulares que resultan

especialmente relevantes para la actividad de distribución de energía eléctrica y para la retribución financiera de las

actividades reguladas del sector eléctrico:

• Propuesta de Circular por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de

distribución de energía eléctrica: esta propuesta tiene como objetivo actualizar el marco metodológico aplicable

al cálculo de la retribución de las empresas distribuidoras para el próximo periodo regulatorio 2026-2031. La

nueva metodología mantiene los principios de eficiencia y sostenibilidad establecidos en la Circular 6/2019,

pero introduce ajustes orientados a reforzar la inversión eficiente, facilitar la integración de energías renovables,

y adaptar la retribución a los retos derivados de la digitalización y la transición energética. Asimismo, revisa los

parámetros técnicos y económicos que determinan la base retributiva y los incentivos asociados al desempeño.

Tras finalizar la primera fase de audiencia pública el 7 de agosto, la CNMC abrió una segunda audiencia pública

hasta el 22 de octubre de 2025, incorporando mejoras en la tasa de retribución financiera, así como el

reconocimiento de inversiones en digitalización, seguridad de suministro y protección de avifauna.

• Propuesta de modificación de la Circular 2/2019, relativa a la metodología de cálculo de la Tasa de Retribución

Financiera (TRF): la CNMC ha planteado una revisión de la metodología vigente para el cálculo de la TRF

aplicable a las actividades reguladas de transporte y distribución de electricidad. En particular, se introduce una

nueva metodología para el cálculo del coste de la deuda con el objetivo de mejorar la estimación de las

condiciones de financiación del tercer periodo regulatorio. También se propone una actualización de la ratio de

apalancamiento regulatorio, en línea con las prácticas de otros reguladores europeos. En este caso, la fase de

audiencia pública finalizó el 4 de agosto de 2025.

Finalmente, con fecha 22 de diciembre de 2025, la CNMC aprobó las siguientes circulares que entrarán en vigor el 1

de enero de 2026 y serán aplicables al periodo regulatorio 2026-2031: