Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 1.115 millones de euros en los nueve primeros meses del año, lo que supone un aumento del 0,1% respecto al mismo periodo de 2011, pese a contar con una menor aportación de plusvalías por venta de activos, ha informado este martes el grupo energético.
En términos recurrentes, es decir, ajustando las plusvalías de las desinversiones de activos realizadas tanto en los nueve primeros meses de este año como en el de 2011, el beneficio neto crecería un 22,8%.
El grupo indicó que este crecimiento se fundamenta en la positiva evolución del resultado bruto de explotación (Ebitda), que se situó en 3.827 millones, un 8,1% más, en un contexto macroeconómico exigente y en la disciplina financiera reflejada en la progresiva normalización del ratio de endeudamiento y disminución del gasto financiero.
La cifra de negocio de Gas Natural Fenosa, por su parte, creció un 20,3% entre los pasados meses de enero y septiembre, hasta sumar 18.418 millones de euros.
La compañía ha destacado que el avance del Ebitda se ha registrado a pesar de un entorno macroeconómico, energético y financiero muy exigente, y gracias al adecuado equilibrio entre los negocios regulados y liberalizados en los mercados gasista y eléctrico y a la contribución creciente y diversificada de la presencia internacional.
Todo ello, según el grupo, ha permitido compensar el estancamiento de la contribución de los negocios en España, condicionados por las desinversiones realizadas durante 2011 y por el impacto del Real Decreto-Ley 13/2012.
En concreto, las actividades internacionales representaron el 42,7% del Ebitda hasta septiembre, frente al 36,3% del mismo periodo de 2011, y aumentaron un 27,2% su aportación al Ebitda consolidado del grupo. Este dato contrasta con la aportación al Ebitda de la actividad en España que hasta septiembre de este año representó un 57,3% frente al 63,7% en el mismo periodo del año anterior.
Por su parte, la deuda financiera neta de Gas Natural Fenosa alcanzó los 16.935 millones de euros, y situó el nivel de endeudamiento a 30 de septiembre en el 52,9%. Si se descuenta el déficit de tarifa pendiente de recuperar a 30 de septiembre (1.357 millones de euros), la deuda neta se situaría en 15.578 millones de euros, equivalente a un nivel de endeudamiento del 50,8%.
Entre enero y septiembre, las inversiones alcanzaron los 822 millones de euros, con una disminución del 1,2% respecto al mismo periodo del año anterior. España sigue siendo el principal destinatario, con el 63,5% de las inversiones consolidadas, mientras que los principales focos de inversión en Latinoamérica continuaron siendo México, Brasil y Colombia.
Actividad en España
El Ebitda de la actividad de distribución de gas en España alcanzó los 690 millones, con un descenso del 1,1%. Si se aísla el efecto de la desinversión de activos en la Comunidad de Madrid y de los ingresos no recurrentes que se produjeron en los nueve primeros meses de 2011, el Ebitda hubiera registrado un incremento del 3%.
Sin considerar desinversiones, las ventas de la actividad regulada de gas en España, que agrupan los servicios de acceso de terceros a la red (ATR), de distribución de gas y de transporte secundario, descendieron en un 1% respecto al mismo periodo del año anterior debido a una disminución del consumo industrial por la crisis a nivel nacional.
Por su parte, la cifra de negocios de la actividad de distribución de electricidad registró una disminución del 9,5% respecto al mismo periodo de 2011.
Asimismo, el Ebitda fue de 465 millones de euros, un 13,1% menos, como consecuencia del impacto negativo estimado del Real Decreto-Ley 13/2012, de 30 de marzo, por el que se adoptan medidas de corrección de desajustes entre costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista, y se establece una reducción de los ingresos regulados asociados a la actividad de distribución y gestión comercial del acceso.
Por último, el Ebitda de la actividad de electricidad en España se situó en 666 millones de euros hasta septiembre, un 5,9% más, por la adecuada gestión de la evolución de los precios de los mercados de combustible y el cambio de mix de producción eléctrica con una menor producción hidráulica y su impacto en el coste de generación.
