La empresa sitúa el beneficio bruto (ebitda) en 2.711 millones, un 12% más

• Endesa obtuvo un beneficio neto consolidado de 1.041 millones en el primer semestre, un 30% más, y un beneficio bruto de 2.711 millones, un 12% más, gracias tanto a la ausencia de extraordinarios contabilizados en 2024 como al buen comportamiento de los negocios liberalizados de generación y comercialización.

• El contexto de los precios, especialmente desde el apagón del 28 de abril, está marcado por la volatilidad, agravada por el funcionamiento del sistema desde esa fecha.

• La compañía reitera que todas sus centrales de generación funcionaron según lo previsto el 28 de abril, cumpliendo la orden del Operador del Sistema, y que las desconexiones de las centrales se produjeron en todos los casos al superarse los niveles técnicos de seguridad establecidos.

• La empresa destaca la tendencia al alza de la demanda observada en el primer semestre del año, que se suma al crecimiento exponencial de las solicitudes de nuevas conexiones a la red de distribución que se mantiene ininterrumpidamente desde 2021.

• En este contexto, Endesa advierte de que la propuesta de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) de tasa y modelo retributivo de la red de distribución para el periodo 2026-2031 amenaza los objetivos de política energética del Gobierno, ya que desincentiva la inversión en las redes, necesaria para electrificar la economía.

Endesa ha cerrado el primer semestre del ejercicio 2025, marcado por el apagón del 28 de abril y los cambios que generó en el mercado, con unos excelentes resultados financieros presentados hoy a la comunidad inversora. En concreto, el resultado bruto de explotación (ebitda) alcanzó los 2.711 millones, con un incremento del 12%, gracias al buen comportamiento de los negocios liberalizados y a la desaparición del impuesto extraordinario del 1,2% que afectó a los dos ejercicios anteriores. El beneficio neto creció un 30% respecto al año anterior, alcanzando los 1.041 millones, gracias al aumento del EBITDA. Además, estos resultados permitieron una excelente generación de caja: el flujo de caja libre se duplicó en términos interanuales hasta los 2.400 millones, lo que vuelve a confirmar la capacidad de la empresa para autofinanciar las inversiones orgánicas y el pago de dividendos.

Este comportamiento se produce en un contexto en el que el impacto de la gestión que el Operador del Sistema viene realizando desde el 28 de abril está incrementando el precio final para el cliente. En este sentido, en el segundo trimestre de este año, el coste de los servicios de ajuste se situó en una media de 20 euros sobre un precio medio total de 60 euros. En otras palabras, el coste de estos servicios representó un tercio del precio medio total del trimestre. En comparación, los servicios de ajuste en el primer trimestre de 2025 fueron de 15 euros y en todo 2024 fueron de 12 euros de media.

El consejero delegado de Endesa, José Bogas, profundizó en su presentación al mercado financiero tanto en lo sucedido el 28 de abril como en el papel fundamental que una adecuada retribución y regulación de la red de distribución eléctrica en España debe jugar en el camino hacia la consecución de la transición energética en España.

Bogas también dio garantías sobre la actuación de Endesa el 28 de abril: "Endesa cumplió íntegramente las instrucciones del Operador del Sistema. Todas las centrales de generación funcionaron cumpliendo íntegramente el programa del Operador del Sistema. Todas las desconexiones de las centrales se produjeron una vez superados los límites técnicos establecidos en los protocolos de seguridad." También señaló que el Operador del Sistema es el responsable último de mantener la estabilidad y el control de la tensión del sistema eléctrico.

En conclusión, para el consejero delegado de la compañía, lo ocurrido el 28 de abril no debe amenazar los objetivos de descarbonización del país. España ha avanzado notablemente en estos objetivos, con una de las tasas de penetración de energías renovables más altas del mundo. Ahora hay que centrarse en impulsar la electrificación de la demanda modernizando y reforzando la red eléctrica, dijo.

Una red que se adapta a la creciente demanda

En este sentido, Bogas advirtió de que la propuesta de nuevo modelo retributivo de la red de distribución para el periodo 2026-2031, abierta a consulta pública por la CNMC, limita la inversión en electrificación de la demanda prevista en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Por otro lado, la tasa de retribución financiera propuesta es asimétrica respecto a otros sectores y países de nuestro entorno y desincentiva la inversión.

El Consejero Delegado insistió, como viene haciendo desde hace meses en discursos a la comunidad inversora y en los medios de comunicación, en que la remuneración de la red debe ser justa y atractiva para permitir las inversiones masivas que requiere el proceso de descarbonización de la economía.

La evolución de la demanda eléctrica muestra signos de recuperación, con un incremento anual ajustado del 2,9% en el primer semestre del año en las zonas de distribución de Endesa (2,2% para el conjunto de la España peninsular). Todos los segmentos (residencial, industrial y servicios) han aumentado su consumo, destacando especialmente el residencial por las altas temperaturas de junio; y el de servicios -especialmente en la zona de Aragón, donde el crecimiento es del 15%, fundamentalmente en el segundo trimestre del año y debido a la conexión de nuevos centros de datos.

Observando la tendencia de la última década, el primer semestre de 2025 confirmó la ya estructural tendencia al alza de las solicitudes de acceso y conexión a la red de distribución iniciada en 2021. El crecimiento registrado en la red de Endesa es exponencial, con incrementos anuales del 183%, 102% y 119% en 2002, 2023 y 2024, respectivamente, hasta alcanzar los 26 GW el año pasado. La estimación para este año es alcanzar los 29 GW, lo que supone un incremento del 12%.

Para el consejero delegado de Endesa, este tipo de aumento de las solicitudes indica un claro cambio en los patrones de demanda. Sin embargo, una proporción significativa de estas solicitudes (casi el 50% en 2024) no puede ser atendida debido a las restricciones en la capacidad de la red. En el primer semestre del año, sólo el 10% de las solicitudes pudieron ser atendidas por Endesa. Todo esto no hace sino reforzar el argumento de que es necesario un apoyo regulatorio adecuado para reforzar la red y liberar todo el potencial que hay detrás de estas solicitudes de demanda.

Rechazo de la propuesta de la CNMC

En este sentido, Bogas analizó la citada propuesta de modelo de canon y retribución de la red de la CNMC. En ella se propone una nueva metodología que, a juicio de Endesa, introduce limitaciones estructurales que dificultan la capacidad del sector para cumplir con sus objetivos de electrificación y modernización de la red. "Esta propuesta pone en serio riesgo la consecución del nivel de inversión que España necesita para cumplir con sus objetivos de descarbonización, electrificación de la demanda e inversión en redes establecidos en el PNIEC, además de no estar en línea con las directrices de política energética del Gobierno."

Concretamente, en cuanto a la metodología de remuneración, la empresa considera que:

- Es perjudicial para la inversión, ya que limita los gastos de capital a la sustitución de la red existente en lugar de a su ampliación.

- Las eficiencias contempladas implican una tasa de capturas excesiva, basada en referencias económicas de años anteriores, que aún están pendientes de finalización.

- El modelo de incentivos aún puede mejorarse.

Y sobre la tasa de rendimiento financiero, que se propone que sea del 6,46%:

- Es discriminatorio y asimétrico en relación con otros sectores regulados en España y otros países europeos.

Bogas confió, en cualquier caso, en que la versión final que surja tras el periodo de alegaciones proporcione las señales económicas adecuadas para encauzar los retos de la política energética española.

Magnitudes financieras y operativas

En cuanto al resto de magnitudes financieras y operativas relevantes, la compañía mantuvo estable el volumen de ventas a precio fijo a sus clientes procedentes de producción libre de emisiones: 35 TWh, de los que 22 TWh proceden de energía eólica, solar, hidroeléctrica y nuclear. La capacidad instalada peninsular de tecnologías no emisoras totalizó el 79% del total en el primer semestre del año.

El margen unitario del negocio eléctrico liberalizado se situó en 53 euros/MWh, con una reducción del 9%, lo que supone el cumplimiento de la senda de normalización prevista.

El negocio del gas registró un excelente rendimiento en términos intraanuales, con 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 torno a los 9.900 millones, frente a los 9.300 millones de finales de 2024. Este aumento se produce tras haber conseguido cubrir las inversiones orgánicas de 1.100 millones y las inorgánicas de 950 millones (para adquirir activos hidroeléctricos) con un flujo de caja libre de 2.400 millones, a lo que hay que añadir el pago de dividendos para 2024 (600 millones) y el gasto en el programa de recompra de acciones por 200 millones al final del primer semestre. A finales de junio se había ejecutado el 40% de este programa, porcentaje que se elevó a cerca del 75% a finales de julio.

La deuda financiera bruta disminuyó ligeramente en junio con respecto a finales de año, hasta 10.400 millones (un 1% menos).