En concreto, la compañía ha situado su ebitda en 2.413 millones, lo que supone un descenso leve del 2,5% respecto al año anterior, fruto de la normalización del negocio de generación térmica convencional compensada por el crecimiento en renovables, comercialización y redes. Por su parte, el resultado neto se ha situado en 800 millones, un 9% menos, normalizando su evolución tras un primer trimestre afectado por el registro de la tasa extraordinaria del 1.2% sobre ingresos. El resultado ordinario neto (el que se tiene en cuenta para el reparto del dividendo) cae el 12%, a 772 millones. Junto a ello, el flujo de caja también se recupera de forma sólida con 1.025 millones respecto a los tres primeros meses del año hasta sumar 1.192 millones en el semestre.
Todo ello en un contexto de descenso en los precios mayoristas hasta un promedio de 39 euros/MWh, desde los 88 euros del mismo periodo de 2023, un 56% menos. Evolución pareja a la del índice TTF de gas que marcó un precio medio de 29,5 euros/MWh, el 34% menos.
La potencia instalada en fuentes renovables en la Península Ibérica se ha incrementado un 9% desde el cierre del primer semestre de 2023, hasta 10.100MW. Con ello y gracias al fuerte incremento interanual de la generación hidroeléctrica, la producción peninsular libre de emisiones (incluyendo la nuclear) se sitúa en el 90% del total en el semestre, ocho puntos más que hace un año.
La inversión en el semestre fue de 924 millones, un 16% inferior siguiendo la orientación de examinar más selectivamente y con criterios de eficiencia dónde comprometer capital de la compañía. El 70% se destinó a redes (44%) y renovables (22%).
Además, Endesa prevé cerrar en próximas fechas el proceso de venta de una participación minoritaria en la cartera de proyectos solares en operación en España (2.000 megavatios).
Durante la presentación de resultados se actualizó por parte del consejero delegado, José Bogas, la situación regulatoria de tres grandes retos que afronta tanto el sector energético como la propia Endesa como agente clave en él. En primer lugar, se incidió en la necesidad de reformar y mejorar la regulación de la red de distribución para hacerla incentivadora de la inversión, permitiendo aprovechar la oportunidad de reindustrialización y crecimiento que representa la energía renovable y competitiva. Ahora la red no está dimensionada para afrontar las necesidades de la demanda y por ello, entre 2020 y 2023, se han rechazado hasta 30GW de nueva potencia por falta de capacidad de red en toda España.
Para impulsar la inversión en red hasta 2030 esta debe estar, en definitiva, bien remunerada y Endesa defiende elevar la tasa de retribución financiera en línea con lo que ha sucedido en otros países europeos en los que ya ha finalizado la actualización regulatoria de la remuneración de este negocio. Aplicar los parámetros usados en esos otros países europeos supondría situar la tasa en España en una horquilla de entre el 7,3% y el 8,7%.
En segundo lugar, Bogas puso el foco en Canarias para destacar que la flota de generación térmica está obsoleta y que la regulación actual no respalda adecuadamente las necesidades de inversión. Recordó en este sentido los dos concursos lanzados por el Gobierno, el de emergencia que ha derivado en la adjudicación de 155MW sobre los 250MW licitados; y el proceso de concurrencia competitiva para cubrir otros 1.361MW.
En tercer y último lugar, y en relación al incremento del 30% de la tasa Enresa hasta 10,36 euros/MWh en vigor desde el pasado 1 de julio, la compañía se ha reafirmado en su análisis de que este alza no está alineada con el protocolo nuclear de 2019 y pone en riesgo la viabilidad económica de las centrales atómicas.
En cuanto a la evolución del negocio de comercialización de electricidad y gas, el contexto de mercado sigue marcado por una fuerte competencia. Endesa cerró junio con 6,7 millones de clientes en el mercado libre y su estrategia pasa por centrarse en afianzar la lealtad de aquellos que más valor aporten. La compañía ha logrado suministrar el 81% de la electricidad que vende a precio fijo a todo tipo de clientes con su producción propia libre de emisiones.
El margen unitario eléctrico liberalizado se mantuvo estable respecto al primer semestre de 2023 en 58 euros/MWh, y se prevé que en el promedio del año se sitúe en los 54 euros (ligeramente por encima de la cifra del año pasado). La empresa tiene además ya vendida de antemano el 98% de su producción de este año, el 94% de la de 2025 y el 60% de la de 2026, lo que le permite protegerse ante la volatilidad del mercado.
En el negocio del gas, la menor utilización de ciclos combinados y el descenso del consumo generalizado ha reducido un 20% el volumen comercializado, hasta 36 TWh, un 20% menos que en 2023. El margen se recupera hasta aproximadamente dos euros/MWh, cerca del promedio que se estima para todo el ejercicio.
José Bogas, CEO de Endesa, ha destacado sobre este primer semestre del año: “Nuestros resultados nos sitúan en la senda de conseguir los objetivos marcados para 2024. Nuestra estrategia integrada sustenta una gestión efectiva del contexto de volatilidad. Estamos además optimizando nuestra cartera de clientes para incrementar la lealtad de los que aportan más valor, al tiempo que identificamos que existe una oportunidad regulatoria única para apoyar los objetivos de transición energética en España”.
En cuanto a la evolución del endeudamiento de la compañía, aumentó ligeramente la deuda financiera neta hasta los 10.800 millones, mientras que en términos brutos se redujo un 1%, hasta los 13.600 millones. El coste del pasivo se situó en el 3,6% desde el 3,2% de final del pasado año. La ratio de apalancamiento (deuda financiera neta en relación al ebitda de los últimos 12 meses) se mantuvo prácticamente estable: 2,9 veces a final de junio desde las 2,8 veces de cierre de 2023.
