Qué dijo la dirección de National Grid plc en la llamada del Q4 2025

Un primer año sólido dentro del plan quinquenal

National Grid cerró su ejercicio fiscal 2025 con un beneficio operativo subyacente de 5.400 millones de libras, un 12% más que el año anterior a tipos de cambio constantes. La compañía atribuye ese resultado a mayores ingresos regulados y a costes controlables prácticamente planos. El beneficio por acción subyacente quedó en 73,3 peniques, ligeramente por encima de la orientación, aunque el crecimiento se limitó al 2% debido a la dilución derivada de la ampliación de capital de 7.000 millones de libras ejecutada el año pasado. La inversión de capital alcanzó un récord de 9.850 millones de libras, un 20% más, y la base de activos regulados creció un 10,5%. El dividendo total del año asciende a 46,72 peniques por acción, un 3,2% más en línea con el índice de inflación CPIH del Reino Unido.

La dirección subrayó la resiliencia del modelo de negocio ante la incertidumbre macroeconómica: los negocios regulados en el Reino Unido tienen la base de activos indexada a la inflación, en Estados Unidos alrededor del 90% de la cadena de suministro es de origen doméstico y aproximadamente el 70% de los activos brutos en dólares está cubierto con deuda denominada en esa divisa. Como regla general, la compañía estima que un movimiento de 0,05 dólares en el tipo de cambio dólar-libra implica un impacto de tan solo 1 penique en el BPA anualizado.

Lo que viene: inversión récord y marcos regulatorios clave

Para el ejercicio 2026, la compañía espera una inversión de capital superior a 11.000 millones de libras, un crecimiento de la base de activos de alrededor del 11% y un aumento del BPA en la parte baja del rango del 6%-8%, afectado por la debilidad del dólar frente a la libra. La deuda neta se prevé que aumente en algo más de 6.000 millones de libras, excluyendo los ingresos esperados por la venta de National Grid Renewables y Grain LNG. La dirección reconfirmó íntegramente el marco financiero quinquenal anunciado en abril de 2024: inversión de 60.000 millones de libras, crecimiento de activos del 10% anual y crecimiento del BPA del 6%-8%.

En el Reino Unido, la atención regulatoria se centra en el proceso RIIO-T3, cuya determinación provisional de Ofgem se espera para el 25 de junio y la definitiva en diciembre. National Grid ha solicitado una rentabilidad sobre recursos propios real del 6,3% y pide que las características de generación de caja y los mecanismos de incentivos acompañen ese retorno. En Estados Unidos, la propuesta conjunta para la filial Niagara Mohawk en Nueva York —que eleva la rentabilidad permitida del 9% al 9,5% e incrementa el gasto de capital en torno al 50% en tres años— aguarda la aprobación de la comisión regulatoria (PSC) antes del verano. En Massachusetts, la compañía espera acordar los mecanismos de recuperación del plan de modernización del sector eléctrico, que contempla hasta 2.000 millones de dólares de inversión en cinco años.

Ángulo relevante para mercados hispanos: La dirección confirmó que parte de la cadena de suministro estadounidense incluye transformadores de poste fabricados en México, así como acero importado de India y Canadá. Ante el riesgo arancelario, la compañía señaló que existen proveedores alternativos en el mercado doméstico y que cualquier sobrecoste adicional podría recuperarse en la siguiente revisión tarifaria.

Turno de preguntas: los analistas presionan en varios frentes

Los analistas concentraron sus preguntas en cuatro áreas. Primero, el retraso de 16 meses en Eastern Green Link 1 (EGL1), un proyecto de 2.500 millones de libras: Ofgem no está inicialmente dispuesta a conceder una prórroga del plazo y la dirección defendió que tiene evidencia suficiente de las limitaciones de la cadena de suministro global en el momento en que asumió el proyecto, aunque admitió que el regulador considera que esa evidencia no ha sido suficientemente aportada hasta ahora. La dirección insistió en que este caso no es extrapolable al resto de los proyectos ASTI, que cuentan con contratos y mecanismos de aprovisionamiento anticipado ya en vigor. Segundo, la asequibilidad de las tarifas en Nueva York y Massachusetts, donde los clientes han sufrido facturas elevadas por los altos precios de las materias primas en el invierno; la compañía acordó con el regulador de Massachusetts una reducción del 10% en las facturas de gas en marzo y abril, diferida para recuperarse en verano. Tercero, el impairment de 303 millones de libras en la participación en Community Offshore Wind —la joint venture con RWE— ante la incertidumbre regulatoria en el sector eólico marino de la costa noreste de Estados Unidos; la dirección aclaró que se trata de un deterioro contable y que mantiene abierta la posibilidad de retomar el proyecto. Cuarto, el rendimiento por debajo del objetivo en la distribución eléctrica del Reino Unido (7,9% frente al objetivo de entre 8% y 8,25%), explicado por los costes extraordinarios de la tormenta Darragh y por un mecanismo de ajuste de precios reales (RPE) cuyos índices no han reflejado los costes reales incurridos; la compañía espera mejorar hacia 100 puntos básicos de superación al final del periodo ED2.