Hasta junio, el resultado neto de Endesa ha sido de 800 millones de euros, un 9% menos que en el mismo periodo de 2023. El ebitda descendió un leve 2,5%, hasta 2.413 millones, estabilizando su evolución respecto al inicio del año. La generación de caja suma 1.000 millones en el segundo trimestre del año, recuperándose de forma sólida desde el trimestre anterior -afectado por el laudo de Qatar-. Desde junio de 2023, Endesa ha añadido 800 megavatios (MW) de nueva capacidad renovable, alcanzando los 10.100 MW. Incluyendo la nuclear, Endesa logra ya un 90% de su producción eléctrica peninsular libre de emisiones de CO₂, ocho puntos más que a final del primer semestre del año pasado.
Tras el cierre de la central de As Pontes a final de 2023, el parque de generación de Endesa en la Península Ibérica queda libre de carbón. Adjudicado el contrato de demolición de la central, que se desarrollará durante los próximos cuatro años.
La compañía incide en la necesidad de mejorar y actualizar la regulación de las redes de distribución, elevando la tasa de retribución en línea con lo que ha sucedido ya en otros países europeos que han finalizado la revisión regulatoria de este negocio, lo que la situaría entre el 7,3% y el 8,7%. Cifra en 30GW la potencia rechazada en España entre 2020 y 2023 por falta de capacidad de red y llama a no perder esta oportunidad para la reindustrialización y el crecimiento. Pide también una regulación que respalde la inversión en nuevos grupos de generación en Canarias ante la obsolescencia de la flota actual. Junto a ello, la compañía reitera que el aumento del 30% ya en vigor de la tasa Enresa para financiar el desmantelamiento de las centrales no está alineada con el protocolo nuclear de 2019 y pone en riesgo la viabilidad económica de las plantas.
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). Endesa ha alcanzado a cierre del primer semestre del año unos resultados que le permiten reafirmar ante el mercado el cumplimiento de los principales objetivos financieros marcados para el conjunto del ejercicio 2024. Estas metas pasan por lograr un resultado bruto de explotación (ebitda) de entre 4.900 y 5.200 millones, y un resultado ordinario neto de 1.600-1.700 millones.
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.
En otro orden de cosas, Bogas, ha instado 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.
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.
