EDP en España recorta un 40% el beneficio de 2012

MADRID 6 Mar. (EUROPA PRESS) -

EDP en España obtuvo un beneficio neto de 131 millones de euros en 2012, un 40% menos que en el ejercicio anterior, debido a aspectos como la incidencia de las medidas regulatorias aprobadas por el Gobierno, los menores extraordinarios o un aumento de los costes financieros relacionados con el déficit de tarifa.

La cifra de negocio ascendió a 4.358 millones, un 3% más, mientras que el beneficio bruto de explotación (Ebitda) se redujo un 12%, hasta 593 millones. Las inversiones no financieras disminuyeron un 15%, hasta 157 millones.

La compañía elevó un 4% su deuda financiera neta, hasta 2.631 millones, y registró un incremento de 1,7 puntos en el ratio de apalancamiento, hasta el 48,3%. La compañía financia en la actualidad 424 millones del déficit de tarifa.

El ejercio estuvo marcado por un nuevo descenso en la demanda de electricidad, que se situó en niveles de 2005, así como por un incremento en la contribución del régimen especial, que incluye las renovables, y por un descenso en los márgenes de producción.

Todos estos aspectos han quedado en parte amortiguados por la política de cobertura entre los negocios de generación y comercialización, una mayor eficiencia del parque de generación, la profundización en la contención de costes y el rigor en la actividad regulada, explica.

A pesar de la caída de la demanda, la producción superó los 10.000 gigavatios hora (GWh) durante el ejercicio, un 2,6% más, mientras que la actividad de distribución sufrió un descenso del 5,4%. EDP en España registró durante el año el mejor indicador de calidad de suministro.

El aumento de la producción responde al incremento del 25% en la actividad térmica clásica, que aportó 6.715 GWh,y del 6,3% en la actividad hidráulica, hasta 621 GWh. Estos incrementos contrastan con un descenso del 42% en la generación a partir de ciclos combinados de gas, hasta 1.598 GWh.

Dentro del régimen ordinario, el grupo dispone en España de una capacidad total neta instalada de 3.885 megavatios (MW), que se distribuye a razón de 1.698 MW de ciclos combinados de gas natural, 1.463 MW de carbón, 426 MW de hidráulica y 156 MW de nuclear, así como 142 MW de régimen especial térmico correspondiente a cogeneración y residuos.

La compañía explica que las condiciones del mercado de combustibles y de los derechos de emisión de CO2, cuyos precios siguen en valores bajos, han traído consecuencias muy distintas para la generación térmica con gas natural y carbón, ya que mientras que los ciclos combinados de gas han visto reducido en un 42% su producción, las térmicas clásicas incrementaron en un 25% la energía generada con carbón.