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Además, Endesa ha subrayado ante los inversores la recuperación de la demanda de electricidad en la Península Ibérica (un 1,5% en términos ajustados respecto a 2023), “lo que apunta a un cambio de tendencia tras varios ejercicios de descenso”. Los precios medios en el pool eléctrico han seguido su normalización situándose en 52 euros/MWh, un 42% menos que en los nueve primeros meses del año pasado.
En cuanto a la senda de descarbonización, la compañía ha situado la producción libre de emisiones de CO2 en la península en el 88% del total, nueve puntos más respecto al mismo periodo del año anterior. La capacidad de generación peninsular en fuentes renovables (hidroeléctrica, eólica y solar) suma 10.100 MW.
A este respecto, Endesa ha destacado los progresos en la estrategia de ‘partnership’ en el negocio renovable al firmar un acuerdo con un socio para la venta del 49% de su cartera de activos solares en operación por 817 millones, y con el que ha firmado un PPA a quince años para seguir contando con la producción de esas 48 plantas fotovoltaicas.
En este sentido, la inversión total hasta septiembre se situó en 1.300 millones. Los negocios de redes (46% del total) y renovables (21%), los dos pilares de la estrategia de transición energética de la compañía, absorben casi el 70% del total.
En cuanto a la evolución del mercado de comercialización de electricidad, “donde Endesa ha venido subrayando la fuerte competencia vivida en el arranque de 2024 derivada de la bajada de los precios eléctricos, el tercer trimestre se ha cerrado con una estabilización de la clientela en el mercado libre: 6,7 millones”.
En este contexto, la empresa está “impulsando estrategias de fidelización de clientes sobre la base de servicios de valor añadido”. Además, el 80% de las ventas de electricidad a clientes a precio fijo en el mercado libre están soportadas por producción libre de emisiones.
La empresa tiene ya vendida de antemano el 98% de su producción propia para 2024, el 97% para 2025 y el 70% para 2026, lo que le permite proteger sus márgenes de la volatilidad del mercado. En este sentido, el margen de comercialización ha crecido hasta los 18 euros/MWh, desde los 13 registrados en los nueve primeros meses del pasado año.
En cuanto al negocio del gas, se redujo el volumen total comercializado en un 15% hasta 53 TWh, debido especialmente al menor consumo en las centrales de ciclo combinado. La compañía tiene vendido ya el 97% del gas que compra para 2024, el 93% para 2025 y el 70% para 2026. El margen se ha recuperado este ejercicio hasta los 2 euros/MWh, previendo cerrar el año ya por encima de ese nivel.
En cuanto a las principales magnitudes financieras, más allá del Ebitda y el resultado neto, sobresale la generación de caja de 1.500 millones de euros en el tercer trimestre, lo que sitúa esta magnitud en los nueves primeros meses en 2.669 millones, “ligeramente por debajo de 2023, o 800 millones por encima en caso de ajustarse por los efectos extraordinarios que han afectado a la caja de ambos años”. Con ello, la ratio entre flujo de las operaciones y deuda financiera neta se sitúa en el 44%.
La deuda neta alcanza los 10.400 millones de euros, mismo nivel que en el cierre de 2023. La deuda bruta disminuye por su parte un 2% hasta los 13.400 millones. La ratio de apalancamiento (deuda neta respecto al ebitda) decrece hasta 2,4 veces, desde las 2,8 veces de cierre de 2023.
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