Enagás basará su crecimiento futuro en la expansión internacional, para la que buscará oportunidades que se adecúen a los criterios estratégicos ya diseñados por la propia compañía.

El gestor técnico del sistema gasista sostuvo que las inversiones se ajustan a su plan estratégico, que contempla una partida acumulada de 1.550 millones de euros para el periodo 2014-2015, y calculó que, a cierre de este año, su deuda se situará en unos 3.750 millones de euros.

Los objetivos para 2014 son «realistas» y «mejoran los establecidos» en las líneas estratégicas básicas para el periodo 2013-2015. «El balance es sólido y la estructura financiera, conservadora», señaló.

Ana Palacio e Isabel Tocino serán propuestas como consejeras

Por otra parte, Enagás anunció que va a proponer en su próxima junta de accionistas el nombramiento de cinco nuevos consejeros independientes, entre los que están las exministras populares Ana Palacio e Isabel Tocino.

Según dijeron fuentes conocedoras del proceso, junto a Palacio y Tocino se van a proponer los nombramientos de Antonio Hernández Mancha, Gonzalo Solana y Luis Valero.

Tal y como adelantó el diario «La Vanguardia«, los nuevos nombramientos se aprobaron en la reunión del consejo de Enagás de este lunes y deben ser ratificados por la junta de accionistas cuya convocatoria está previsto se haga pública esta misma semana.

Todos sustituyen a otros cinco independientes que cumplían límites de años de permanencia en el consejo siguiendo recomendaciones de buen gobierno corporativo y se trata de perfiles con alta experiencia en gestión, conocimientos empresariales y de política internacional.

Ana Palacio fue ministra de Exteriores, es miembro del Consejo de Estado y en 2008 fue nombrada vicepresidenta de la empresa nuclear francesa Areva, mientras que Isabel Tocino, que fue ministra de Medio Ambiente, dejó la política en 2002 y actualmente es consejera del Banco Santander, entre otros cargos.

Antonio Hernández Mancha, que sustituyó a Manuel Fraga al frente del partido Alianza Popular, es abogado especializado en temas empresariales.

Gonzalo Solana fue presidente del Tribunal de Defensa de la Competencia entre 2000 y 2005, mientras que Luis Valero fue hasta el mes pasado secretario general de Industria tras dirigir durante años la Asociación Nacional de Fabricantes de Automóviles y Camiones (ANFAC).

Los principales accionistas de Enagás son la SEPI con un 5%, Kutxabank, con otro 5% y Oman Oil, con otro 5%.

Por el contrario, estimó que las subidas de las tarifas no responden a los mayores costes de generación, sino especialmente al incremento de los costes regulados, entre los que se encuentran las subvenciones al régimen especial y afirmó que «las primas a las renovables o cogeneración suponen más de 9.000 millones de euros anuales y están entre las más altas de la Unión Europa».

Según cálculos de Gas Natural Fenosa, de los 45.066 millones de euros de costes totales del sistema, el coste de la energía representó un 26,3% (con 11.845 millones de euros, sin incluir los impuestos y las tasas de la Ley 15/2012 en generación), es decir, un 22,2% menos que en 2012, mientras que los costes regulados tuvieron un peso del 47,1% (con 21.238 millones de euros) y los impuestos un 26,6% (con 11.983 millones de euros), un 31,1% más que un año antes.

A este respecto, Villaseca hizo suya una afirmación del Ministerio de Industria que decía que «aunque el coste de producir electricidad es similar al resto de la Unión Europea, los costes regulados son un 40% superiores a los de los países de nuestro entorno».

Dentro de la parte regulada de la tarifa, el déficit de tarifa acumulado asciende en la actualidad a 29.052 millones de euros, tras incorporarse los 3.595 millones de euros previstos para 2013. Entre los costes asociados, la compañía identificó una partida total de 12.009 millones de euros en «subvenciones», que subieron un 6% respecto a 2012, y entre las que citó no solo las primas al régimen especial (9.047 millones de euros), sino también los costes extrapeninsulares (1.806 millones de euros), el servicio de interrumpibilidad (682 millones de euros), el decreto del carbón nacional (246 millones de euros) y el bono social (228 millones de euros).

Un déficit «en la franja de los 3.600 millones de euros»

En este contexto, y pese a los 4.098 millones de euros de déficit de tarifa contabilizados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el consejero delegado de la energética se mostró confiado en que la deuda eléctrica cerrará 2013 «en la franja de los 3.600 millones de euros», en sintonía con las previsiones de Industria, debido a que en las dos liquidaciones pendientes «aflorarán nuevos ingresos», como la recaudación por nuevos impuestos o el impacto de la reducción de las primas a energías renovables.

Villaseca también reconoció el «esfuerzo» realizado por el Gobierno «para abordar el gran problema que es el déficit de tarifa» en lo que lleva de legislatura, ya que, aunque desde la compañía puedan discrepar en algunas medidas, «es un problema sustantivo y se ha abordado con energía».

Del mismo modo, dijo esperar que las medidas acometidas desde el departamento de Industria empiecen a «dar sus frutos», aunque matizó, no obstante, que «aún queda mucho curso por delante».

En este contexto, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, apuntó que, tras algunas de las medidas adoptadas, el actual panorama del sector eléctrico español «no invita a la inversión» ni resulta «halagüeño» ante las tasas, aunque dijo desconocer posibles desinversiones en el mercado.

El nuevo sistema de tarifas es «interesante» pero «complejo»

Asimismo, Villaseca aseguró que el nuevo sistema para fijar los precios de la luz, que vincula la parte energética al mercado mayorista, es una iniciativa «interesante y de calado», aunque pronosticó «complejidad» en su aplicación, puesto que es «difícil» saber si los mercados diarios se comportarán mejor que los trimestrales, por lo que «habrá que ver cómo reaccionan los mercados frente a esto», pues debe realizar «ofertas subsidiadas y con prioridad de acceso».

«No sé decir si esto va a ser más caro o más barato», subrayó, al tiempo que reconoció que el mercado eléctrico mayorista es «muy volátil».

Además, «no todos los hogares disponen de contadores inteligentes» (y algunos de los instalados «no están completamente operativos»), y requiere un trabajo comercial «de relevancia» y en unos plazos de tiempo «muy cortos» (ya que el Gobierno prevé que el nuevo sistema funcione en abril), por lo que abogó por esperar a conocer la normativa.

Según explicó, para evitar la volatilidad del mercado, se establecerá una tarifa estable por la que los comercializadores tendrán que fijar un precio a «un año vista», y «aunque es complejo, tampoco es disparatado», ya que actualmente «se hace eso» por parte de las compañías eléctricas.

Con respecto a las tensiones soberanistas en Cataluña, Villaseca dijo esperar que prosperen el «diálogo y el entendimiento» para resolver la cuestión «de la mejor manera posible».

A pesar del entorno «hostil», GNF obtiene «buenos» resultados

En cualquier caso, Villaseca destacó que a pesar de la «mala situación» del negocio eléctrico en España, y el entorno regulatorio «muy complejo y hostil», los resultados pueden considerarse «buenos», al haber mantenido su beneficio neto el pasado año en 1.445 millones de euros, un 0,3% más que en 2012.

Las «claves» para compensar el «muy severo» impacto regulatorio español proceden del buen comportamiento del negocio internacional, que de nuevo compensó la disminución de sus beneficios en España, y la reducción de costes en 112 millones de euros, con el plan de eficiencia, y que no tendrá efectos sobre la calidad del suministro eléctrico, según aseguró el consejero delegado.

La compañía destacó que su «asentada presencia internacional» y una «estricta política financiera» le permitió contrarrestar el «fuerte impacto» económico de los cambios regulatorios en España, que estimó que le costaron 455 millones de euros, y que el conjunto de medidas regulatorias puestas en marcha desde 2012 tendrán un impacto sobre el beneficio bruto de explotación de 600 millones de euros a partir de este año.

En total, el beneficio bruto de explotación (Ebitda) fue de 5.085 millones de euros, un 0,1% más, por la actividad del negocio exterior, que aumentó un 2,2% y que ya aporta el 44,1% del total del beneficio operativo, al tiempo que la cifra de negocios creció un 0,3%, hasta los 24.969 millones de euros. En cambio, el beneficio bruto de explotación derivado del negocio de electricidad en España cayó un 12,7% y el de distribución eléctrica en el país también descendió, aunque un 4,1%.

No obstante, la multinacional, que el pasado noviembre presentó su plan estratégico para el período 2013-2015, subrayó que sus nuevos objetivos son «realistas» y están ya adaptados a los cambios normativos puestos en marcha en España.

En total, la deuda financiera neta de la compañía sumó 14.641 millones de euros, un 8,5% menos que en 2012, lo que supone un nivel de endeudamiento del 49,4%, si bien tiene pendiente de cobrar en concepto de déficit de tarifa 485 millones de euros.

La reestructuración progresiva de la deuda financiera permite una «óptima» adaptación al perfil de los negocios, consolidándose como un elemento «clave» en la creación sostenida de valor, según explicó la compañía antes de señalar que el 87,7% de la deuda tiene un vencimiento igual o posterior al año 2016, siendo la vida media de la deuda neta de alrededor de 5 años.

En 2013, las inversiones de Gas Natural Fenosa aumentaron un 18%, hasta los 1.636 millones de euros, frente a los 1.386 millones del ejercicio anterior. Las inversiones materiales e intangibles del período alcanzaron los 1.494 millones de euros, un 10,1% más, debido principalmente a la inversión en generación de electricidad en el ámbito internacional, especialmente en México.

Por zonas geográficas, en España las inversiones se recortaron un 4%, pese a permanecer como el principal destinatario, con el 55,7% de las inversiones consolidadas, mientras que las realizadas en el ámbito internacional crecieron un 35% respecto a 2012, representando ya el 44,3%.

En Latinoamérica, México es el principal foco de inversión por el inicio de la construcción del parque eólico de 234 megavatios (MW) que supuso una inversión acumulada de 161 millones de euros.

En cuanto a la actividad de distribución en Europa, las ventas y los servicios de acceso de terceros a la red (ATR) disminuyeron un 2,2%, hasta los 194.975 gigavatios-hora (GWh) de gas, con un 1% más de puntos de suministro, al igual que la distribución de electricidad, cuyas ventas-ATR se redujeron un 2,7%, hasta los 35.307 GWh, con un 0,2% más de puntos de suministro.

El suministro de gas se contrajo un 0,3%, hasta los 326.923 GWh, la energía eléctrica producida cayó un 9,1%, hasta los 34.342 GWh, y la capacidad de generación eléctrica de la compañía disminuyó un 0,8%, hasta los 12.840 MW.

Por tipos de negocio, destacó la actividad mundial de aprovisionamiento y comercialización de gas natural, que creció un 17,3% y aportó 863 millones de euros al beneficio bruto de explotación (Ebitda) total de la compañía.

El Ebitda de distribución de gas en España sumó 917 millones de euros, un 1,9 % más, frente a los 686 millones de euros de Latinoamérica, un 7,2%más, mientras que la distribución de electricidad en España aportó 588 millones de euros, un 4,1% menos y también fue a menos este negocio en Latinoamérica, al suponer 340 millones de euros, es decir, un 7,1% menos.

El beneficio bruto de explotación de la actividad de electricidad en España, esto es, la generación, comercialización mayorista y minorista y el suministro de electricidad a tarifa de último recurso, alcanzó los 789 millones de euros, un 12,7% menos, afectado por los recortes del Gobierno a la generación, mientras que en Latinoamérica ese negocio ascendió a 275 millones de euros un 5,4% más.

En el área económica, Villaseca explicó que la compañía destinará 898 millones a dividendos con cargo a resultados de 2013, lo que supone un 0,3% más que el año anterior, en línea con el aumento del beneficio neto, y propondrá a la Junta General de Accionistas que el pago se realice en efectivo. Además, mantendrá el «pay out» en el 62,1%

En paralelo a esa cifra, la compañía encajó 1.712 millones de euros negativos por la pérdida neta en la cesión de su participación en el proyecto Voyageur en Canadá, la depreciación de sus activos Barnett en Estados Unidos y en Siria, y los gastos y depreciaciones por reestructuraciones en Francia. Otro elemento no recurrente que restó significativamente a sus beneficios fue el efecto de las existencias, que supuso una pérdida de 549 millones de euros.

Por lo que respecta a su actividad corriente, la empresa explicó que los márgenes del negocio de refinado en Europa cayeron a 17,9 dólares por tonelada frente a los 36 dólares en 2012.

Total recordó que el precio medio del petróleo Brent el pasado año fue de 108,7 dólares el barril, comparados con los 11,7 dólares del ejercicio precedente, y que el euro tuvo una cotización media de 1,33 dólares, frente a los 1,28 dólares en 2012. Al final, su facturación disminuyó un 5% con 189.542 millones de euros.

En el cuarto trimestre de 2013, los beneficios sufrieron un descalabro del 31% con 1.605 millones de euros y el resultado neto ajustado del 19% a 2.467 millones de euros, mientras que los ingresos de Total se redujeron un 4% con 47.753 millones de euros entre octubre y diciembre.

En el conjunto de 2013, la petrolera francesa hizo unas inversiones netas de 19.487 millones de euros, un incremento del 14%. Su flujo de caja fue positivo de 1.986 millones de euros, netamente por debajo de los 5.391 millones del año precedente.

En cuanto a su nivel de deuda, subió hasta representar el 23,3% de sus fondos propios a finales de diciembre pasado, frente al 21,9% un año antes y la rentabilidad de los capitales propios fue del 15%, tres puntos porcentuales menos que en 2012.

La dirección de la compañía propuso a la junta de accionistas el reparto, a cuenta de los resultados de 2013, de un dividendo de 2,38 euros por título, frente a los 2,34 euros del pasado año.

El director general, Christophe de Margerie, consideró que el pasado año «marca una etapa importante» para Total, con el lanzamiento de «grandes proyectos» de prospección y extracción en África, Canadá o Rusia y la incorporación de «activos prometedores» en Brasil, lo que permite «confirmar nuestros objetivos y reforzar las perspectivas del grupo más allá de 2017».

El presupuesto de inversiones orgánicas, después de haber llegado a un pico de 28.000 millones de dólares en 2013, este año se situará en 26.000 millones, de los cuales más del 80% se dedicarán a la prospección y extracción de hidrocarburos.

A ese respecto, precisó que continúa su programa de exploración «ambicioso» con un presupuesto «estable» de 2.800 millones de dólares, en particular en Brasil, en la cuenca de Kwanza en Angola, en Costa de Marfil y en Sudáfrica.

Su objetivo es extraer el equivalente de 2,6 millones de barriles de petróleo diarios en 2015 (fueron 2,299 en 2013) y llegar a un potencial de 3 millones diarios en 2017.

En 2013, el mercado ibérico de gas natural se contrajo un 8% interanual, hasta los 32.674 millones de metros cúbicos, principalmente como consecuencia de la contracción del 37% del segmento de consumo de electricidad.

Todo ello fue «reflejo de una coyuntura económica adversa», que influyó en el consumo de productos petrolíferos.

El aumento de la producción petrolífera (15%) y el crecimiento de las exportaciones más allá del mercado ibérico de productos refinados (21%) fueron dos factores que contribuyeron positivamente a las cuentas de la compañía.

Los ingresos totales del grupo ascendieron a 19.620 millones de euros, un 6% más que en 2012, y su resultado bruto de explotación (Ebitda) se incrementó en un 10,5%, hasta los 1.141 millones de euros, respecto a los 1.032 millones de euros registrados en 2012.

El 83% de su negocio procedió del sector de refinado y distribución, muy por delante del de explotación y producción (0,03%) y del de gas (16,7%).

En su facturación, clave fue la venta de gas natural, que alcanzó un máximo histórico de 7.090 millones de metros cúbicos despachados, un 13,4% más, principalmente gracias al mejor desempeño de la actividad de suministro y comercio, y al aumento del 1,1% en las ventas a clientes directos, hasta 4.056 millones de euros.

Por el contrario, los clientes de gas natural disminuyeron un 14,3% el pasado año, mientras que las ventas de electricidad se elevaron en este periodo un 46,7%, hasta 1.904 gigavatios-hora (GWh), mejora en la que contribuyó especialmente la actividad de la planta de cogeneración de Matosinhos (Portugal).

Sin embargo, también aumentaron el año pasado los costes operativos, concretamente un 6%, debido al encarecimiento de las actividades de abastecimiento y transporte, hasta sumar 18.515 millones de euros.

Galp destinó al capítulo de inversión 963 millones de euros en 2013, un 11,8% más, y de ellos tres cuartas partes se dirigieron al sector de explotación y producción, con 723 millones de euros, un 14,2% más, donde se incluyen actividades de prospección como las que se llevan a cabo en el campo Lula/Iracema, en Brasil.

Por su parte, el segmento de gas y potencia aumentó su inversión un 34,4%, hasta los 85 millones de euros, mientras que el de refino y distribución se redujo un 5,1%, hasta los 153 millones de euros.

El margen de refinanciación de la firma lusa, conocido como la diferencia entre el valor del crudo y los ingresos generados por su venta en forma de productos petrolíferos (gasóleo, gasolina, etc.), se mantuvo sin cambios respecto a 2012 en los 2,2 dólares por barril (1,6 euros).

La deuda líquida de Galp aumentó en este periodo un 28%, hasta los 2.147 millones de euros.

Al cierre del ejercicio 2013, Galp Energía tenía 1.439 estaciones de servicio en la Península Ibérica y África, 47 menos que en 2012, como resultado de «los esfuerzos en curso para aumentar la eficiencia de la red», indicó la compañía.