Endesa aumenta un 22% sus beneficios hasta septiembre y prevé 2.000 millones en 2025
Endesa ha registrado un beneficio neto de 1.711 millones de euros en los nueve primeros meses de 2025, lo que representa un incremento del 21,9% en comparación con el mismo periodo del año anterior. La compañía ha confirmado sus objetivos para el ejercicio 2025, proyectando unas ganancias de alrededor de 2.000 millones de euros.
Durante el periodo de enero a septiembre, los ingresos de la eléctrica alcanzaron los 15.948 millones de euros, lo que implica un aumento del 1,2% frente a los nueve primeros meses de 2024. El resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en 4.224 millones de euros al cierre de septiembre, experimentando un crecimiento del 8,8%. Además, el resultado neto ordinario de Endesa alcanzó 1.735 millones de euros, con un incremento del 26,1% en comparación con el año anterior.
Con estas cifras, la empresa reafirma el cumplimiento de sus metas para 2025, anticipando un beneficio neto ordinario que oscila entre 1.900 y 2.000 millones de euros, además de un Ebitda que se proyecta entre 5.400 y 5.600 millones de euros. Sin embargo, la deuda neta del grupo se estableció en 10.300 millones de euros, un 11% más que al cierre de 2024. El flujo libre de caja generado en el periodo fue de 3.437 millones de euros, lo que es más que suficiente para cubrir las necesidades de inversiones orgánicas e inorgánicas, estimadas en 2.400 millones de euros.
Este aumento en la deuda se debe, en parte, al pago de dividendos que ascienden a aproximadamente 1.500 millones de euros y la ejecución del segundo tramo del plan de recompra de acciones, que cifra en unos 450 millones de euros. La ratio de apalancamiento del grupo se ha mantenido estable en 1,8 veces a finales del periodo, la misma cifra que al cierre del año anterior.
Durante estos meses, Endesa ha continuado adelante con su estrategia de eficiencia en el uso de capital. Esto incluye el cierre reciente de la adquisición del 100% de la compañía eólica Cetasa, en la que ya poseía un 37,5% del accionariado, además de la venta del 49,99% de un paquete de plantas solares a Masdar. También se firmó la adquisición de la comercializadora energética del grupo MasOrange, que se encuentra a la espera de la autorización de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
Asimismo, en el marco del programa de recompra de acciones de 2.000 millones de euros aprobado en la Junta de Accionistas de este año, se ha lanzado el tercer tramo por hasta 500 millones, con un plazo de ejecución que finalizará el próximo 28 de febrero.
En cuanto al mercado eléctrico entre enero y septiembre, Endesa ha destacado un crecimiento en la demanda del 1,8% a nivel peninsular y del 2,5% en su área de distribución. Esta recuperación se ha visto impulsada por el consumo del sector industrial y de servicios, en particular gracias a la conexión de centros de datos, así como por un aumento del consumo residencial debido a las altas temperaturas experimentadas el pasado verano. La llegada de nueva demanda industrial ha sido un factor clave en este aumento.
Respecto a los precios del pool eléctrico, se han situado en un promedio de 63 euros por megavatio hora (MWh) en los nueve primeros meses del año, lo que representa un incremento del 21% con respecto al año anterior. A esta cifra se deben añadir unos 17 euros en costos de servicios auxiliares, principalmente derivados de la operación reforzada que realiza el operador del sistema desde el apagón del 28 de abril, lo que lleva el precio eléctrico medio a 80 euros/MWh durante el mismo periodo.
En relación con la situación del sistema eléctrico en la península, el CEO de Endesa, José Bogas, ha señalado que «sigue sin estar claro durante cuánto tiempo mantendrá el operador del sistema su operación especial anti-apagones, que supone un sobrecoste relevante para el sistema». También sugirió que se deben considerar lecciones aprendidas tras el incidente, subrayando la necesidad de actualizar la operación del sistema eléctrico español ante cambios estructurales derivados de la mayor presencia de tecnologías renovables.
Por último, Bogas enfatizó la importancia de reconsiderar el plan de cierre de la planta nuclear de Almaraz, que comenzará en 2027 según el protocolo acordado en 2019, argumentando que esta planta es crucial para garantizar la seguridad de suministro debido a su ubicación en una zona de alta producción renovable.
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