Fuente: Cinco Días
El presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, ha asegurado hoy que la decisión de ampliar la vida útil de la central nuclear de Almaraz (Cáceres) y posponer su cierre hasta 2030 ya “depende únicamente” del Gobierno, una vez que las compañías propietarias (Iberdrola, Endesa y Naturgy) remitieran hace unos días una carta al Ministerio de Transición Ecológica en la que mostraban su disposición a continuar con la explotación hasta ese año. Así lo ha señalado en la presentación de resultados del grupo hasta septiembre, que se ha saldado con un beneficio neto de 5.307 millones de euros, un 17% más sin el efecto de la venta de gran parte de su negocio de México en 2024.
Galán considera que los dos reactores de la central de Almaraz pueden seguir operando hasta 2030 sin que las compañías propietarias soliciten una nueva licencia de seguridad para hacerlo (la tienen por 10 años procedente del Consejo de Seguridad Nuclear), a pesar del calendario pactado en 2019 de cerrar ambas plantas en 2027 y 2028, respectivamente. El resto, hasta 2035. En su opinión, la continuidad de Almaraz “depende ahora únicamente de la decisión del Gobierno central”, que es el que “debe tomar la decisión y afrontar las consecuencias”, y reiteró que “las nucleares son seguras y necesarias. Mucho más que antes para poder evitar posibles apagones y problemas en el servicio”. Por su parte, destacó que hay “una exigencia social de mantenerlas en funcionamiento” pues “todas las semanas hay manifestaciones y la sociedad civil está pidiendo que se mantengan”.
Enlazando con el grave incidente de abril, el presidente de Iberdrola sostiene que “se necesita su energía para mantener las luces encendidas”, además de que “técnicamente pueden seguir operando” y “económicamente son la mejor solución”. Respecto al coste de la operación reforzada que Red Eléctrica tras el apagón, Galán afirmó que ha tenido un impacto negativo de 180 millones a la compañía, que todavía no ha podido repercutir a sus clientes. A medida que se vayan renovando los contratos plurianuales con los clientes del mercado libre, se irá trasladando ese coste. Iberdrola prevé que esto ocurra en un 70% de los contratos en 2025 y en el 90% en 2027. El presidente de la energética (que ha sido señalada en parte como responsable de lo ocurrido) no dudó en asegurar que la responsabilidad del apagón fue del operador del sistema porque varios informes muestran que “claramente fue la falta de energía síncrona” en la planificación la que provocó el cero peninsular del pasado 28 de abril.
Inversiones récord
Iberdrola alcanzó un beneficio neto ajustado de 5.307 millones de euros entre enero y septiembre, lo que supuso un incremento del 17% respecto al mismo periodo del año pasado, sin tener en cuenta las plusvalías obtenidas por la venta de gran parte de su negocio de México en 2024 y la contribución de la venta de contadores inteligentes en Reino Unido en este trimestre, según ha comunicado hoy a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Con el efecto de esas ventas en el ejercicio pasado, el resultado de la compañía cae un 3% en el periodo. Estas cuentas y el anuncio de una previsión de resultados de 6.600 millones para 2025, le han valido a la sociedad una subida histórica en Bolsa del 3,42%, hasta 17,70 euros por acción.
Según palabras del presidente de Iberdrola, “incluso sin contar los 389 millones de euros ya cobrados por costes de redes pasados en los Estados Unidos, el beneficio neto superará los 6.200 millones”, ha asegurado.
El resultado bruto de explotación (ebitda) del grupo ascendió a 12.057 millones, también con un descenso del 4%, debido a los menores precios de la energía, que fueron compensados por una mayor capacidad instalada. El resultado operativo de Redes aumenta un 26% por los mejores resultados en el Reino Unido y Estados Unidos, mientras que el ebitda de Producción Renovable y Clientes cae un 11%, sin tener en cuenta la menor contribución de Mexico tras las desinversiones en este país y el aumento de costes de servicios complementarios del mercado eléctrico en la Península Ibérica. Los ingresos del grupo caen un 2,3%, hasta 33.800 millones de euros.
Iberdrola destaca su solidez financiera en el periodo, con una deuda neta de 48.500 millones de euros, que se recorta en 3.200 millones, con un flujo de caja operativo de hasta 9.750 millones, un 10% más. La compañía ha incrementado su dividendo a cuenta en un 8,2%, hasta 0,25 euros por acción.
La compañía ha aumentado sus inversiones en un 4%, hasta alcanzar un récord de 9.000 millones de euros, el 60% en Reino Unido Estados Unidos. Entre enero y septiembre instaló 2.000 nuevos megavatios renovables y tiene en proyecto o construcción otros 5.500 MW. Un 12% de las inversiones (4.904 millones de euros) se han realizado en el área de redes, cuya base de activos alcanza los 49.300 millones, y se sitúa en línea con los previsto en el plan estratégico 2025-2028. En España, donde suma una potencia de casi 23.000 MW de renovables, la producción se ha disparado, especialmente la solar fotovoltaica, en un 45%. Por su parte la generación de sus centrales de ciclo combinado también aumenta de manera importante en España, hasta un 27% más.
En el área de comercialización, el grupo Iberdrola ha cerrado septiembre con 32,2 millones de contratos, un 2,4% superior al mismo mes del año pasado.
Iberdrola cuenta ya con más de 160.000 millones de euros de activos y una capitalización que supera los 118.000 millones, lo que la sitúa como la primera utility de Europa y es una de las dos más grandes del mundo por valor bursátil.
En el periodo analizado, Iberdrola firmó acuerdos por un valor superior a los 8.000 millones de euros, lo que ha tenido un impacto positivo en su deuda de 4.500 millones. En julio, llevó a cabo una ampliación de capital acelerada de 5.000 millones a un precio de 15,15 euros por acción, operación destinada a financiar el plan de inversiones en redes eléctricas en Estados Unidos.
También en julio, la energética anunció la venta de su negocio restante en México por 3.700 millones de euros a Cox. El perímetro de la operación incluye 15 centrales con 2.600 MW de potencia (1.368 MW de centrales de ciclo combinado y cogeneración y 1.232 MW de activos eólicos y fotovoltaicos), la actividad comercial y la cartera de proyectos en desarrollo, que el comprador pretende poner en operación en el futuro.