Endesa ha cerrado el ecuador de 2025 con unos sobresalientes resultados financieros presentados a la comunidad inversora, que reflejan un beneficio bruto de explotación (ebitda) alcanzó los 2.711 millones, el 12% más, por la evolución de los negocios liberalizados y la desaparición del impuesto extraordinario del 1,2% que afectó a los dos años precedentes. El beneficio neto creció un 30% interanual, hasta 1.041 millones. Los datos han permitido una sobresaliente generación de caja: el flujo libre de caja se ha duplicado en términos interanuales hasta 2.400 millones, lo que reconfirma la capacidad de la compañía para autofinanciar las inversiones orgánicas y el pago de dividendos.
Este desempeño se produce en un contexto en el que el impacto de la gestión esde el 28 de abril está incrementando el precio final al cliente . En este sentido, en el segundo trimestre de este año el coste de los servicios de ajuste ha pasado a ser de 20 euros en promedio sobre un precio medio total de 60 euros. Es decir, el coste de estos servicios ha supuesto un tercio del precio medio total en el trimestre. Comparativamente, los servicios de ajuste en el primer trimestre de 2025 fueron 15 euros y, en todo 2024, 12 euros en promedio.
El consejero delegado, José Bogas, ha incidido en el apagón del 28 de abril y en el papel clave que en la senda para lograr la transición energética en España debe jugar una remuneración y regulación adecuada para la red de distribución eléctrica en España.
Bogas ha asegurado, sobre ese 28 de abril, que “Endesa cumplió totalmente con las instrucciones del Operador del Sistema. Todas las centrales de generación operaron cumpliendo al completo el programa del Operador del Sistema. Todas las desconexiones de plantas se produjeron una vez superados los límites técnicos establecidos en los protocolos de seguridad”. Y recordó que el Operador del Sistema es responsable en último término de mantener la estabilidad y el control de la tensión del sistema eléctrico.
En conclusión, el apagón no debe amenazar los objetivos de descarbonización de un país que ha avanzado de forma notable en esas metas con una de las ratios de penetración de renovables más altas del mundo. El foco debe estar ahora en impulsar la electrificación de la demanda mediante la modernización y refuerzo de la red eléctrica, ha estimado.
Bogas advierte de que la propuesta de nuevo modelo retributivo para la red de distribución para el periodo 2026-2031 abierto a consulta pública por la CNMC limita la inversión en electrificación de la demanda que contempla el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Además, la propuesta de tasa de retribución financiera es asimétrica frente a otros sectores y países de nuestro entorno y limita igualmente las inversiones.
El consejero delegado insistía en que la remuneración de la red debe ser justa y atractiva para que permita las inversiones masivas que requiere el proceso de descarbonización de la economía.
RECUPERACIÓN
La evolución de la demanda eléctrica está dando precisamente signos de recuperación con un alza interanual en términos ajustados del 2,9% en el primer semestre en las zonas de distribución de Endesa (2,2% en el conjunto de la España peninsular). Todos los segmentos (residencial, industrial y servicios) han incrementado su consumo, destacando especialmente el residencial, debido a las altas temperaturas de junio; y el de servicios -especialmente en la zona de Aragón con el 15% ás, fundamentalmente en el segundo trimestre del año y debido a la conexión de nuevos centros de datos-.
La primera mitad de 2025 ha confirmado la tendencia ya estructural de crecimiento de las peticiones de acceso y conexión a la red de distribución iniciada en 2021. El incremento registrado en la red de Endesa es exponencial, con alzas anuales del 183%, 102% y 119% en 2002, 2023 y 2024, respectivamente hasta alcanzar los 26GW el pasado año. La estimación para este año es llegar a 29GW, un 12% más.
Este tipo de aumento de las peticiones indica, para el CEO de Endesa, un claro cambio en los patrones de demanda. Sin embargo, una parte relevante de esas peticiones (casi el 50% en 2024) no logra acceso por restricciones en la capacidad de red. En la primera mitad , sólo el 10% de las peticiones ha podido ser atendida por Endesa. Todo ello no hace más que reforzar el argumento de que se necesita el adecuado respaldo regulatorio para reforzar la red y desbloquear todo el potencial detrás de estas peticiones de demanda.
RECHAZO A LA PROPUESTA DE LA CNMC
Bogas ha profundizado en la propuesta de tasa y modelo retributivo para la red de la Comisión Nacional del Mercado de la Competencia (CNMC) con una nueva metodología que Endesa entiende que introduce limitaciones estructurales que dificultan la capacidad del sector para cumplir los objetivos de electrificación y modernización de la red. "Esta propuesta pone en grave peligro alcanzar el nivel de inversión que España precisa para alcanzar sus objetivos de descarbonización, electrificación de la demanda e inversión en redes que contempla el PNIEC, además de estar desalineada con las guías de política energética del Gobierno".
Sobre la metodología retributiva, la compañía considera que está sesgada en contra de la inversión, limitando el gasto de capital a la reposición de la red existente y no hacia su ampliación; las eficiencias contempladas suponen una tasa de captura excesiva, basándose en referencias económicas de años anteriores que están aún pendientes de fijarse de forma definitiva y el modelo de incentivos tiene aún espacio para ser mejorado.
Y sobre la tasa de retribución financiera, que se propone que sea del 6,46%, la entiende discriminatoria y asimétrica respecto a otros sectores regulados en España, y a otros países europeos.
Bogas se mostraba confiado, en cualquier caso, en que la versión final que surja tras el periodo de alegaciones proporcionará las señales económicas adecuadas para encauzar los desafíos de la política energética española.
LAS MAGNITUDES
Endesa ha mantenido estable el volumen de ventas liberalizadas a sus clientes: 35 TWh, de los que 22TWh se han cubierto con producción libre de emisiones (eólica, solar, hidroeléctrica y nuclear). La capacidad instalada peninsular de tecnologías no emisoras en el semestre alcanzó el 79% del total.
El margen unitario del negocio liberalizado eléctrico se situó en 53 euros/MWh, un 9% menos, lo que supone cumplir con la senda de normalización prevista.
El negocio del gas registró un excelente comportamiento en términos interanuales pasando a registrar un margen de 10 euros/MWh gracias a la acertada estrategia de compraventa en el mercado mayorista y al buen comportamiento del negocio B2C.
La deuda neta se situó en el entorno de los 9.900 millones, desde los 9.300 millones de cierre de 2024. Un alza que se produce tras lograr cubrir la inversión orgánica de 1.100 millones y la inorgánica de 950 millones (para adquirir activos hidroeléctricos) con el flujo libre de caja de 2.400 millones, añadiendo a todo ello el pago de dividendos a cuenta del ejercicio 2024 (600 millones) y el gasto en el programa de recompra de acciones por 200 millones al cierre del primer semestre. A cierre de junio se había ejecutado el 40% de este programa, porcentaje que ha subido al entorno del 75% a final de julio.
La deuda financiera bruta ha caído ligeramente a junio en comparación con el cierre del año, hasta 10.400 millones (un 1% menos).