Cuenta atrás para Endesa: por qué la eléctrica se la juega en las próximas semanas

Si pensaba que el sector eléctrico era aburrido, cambie de parecer. Tiene contenido para una serie de varias temporadas y en cada capítulo, como en los culebrones, se podría destapar un evento inminente. Después del gran apagón y terminado (a medias) el pulso por evitar el cierre de la central nuclear de Almaraz 1 en 2027, las grandes compañías del país, con toda su influencia, se juegan ahora buena parte de su beneficio —en el caso de Endesa, alrededor del 37% de su resultado de explotación— a una carta: la decisión que antes de fin de año adoptará la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sobre la retribución de las redes de distribución eléctrica en el periodo 2026-2031.

La cuenta atrás ha comenzado. Endesa tiene unos activos de 11.200 millones (el llamado RAB, que representa la inversión total que la compañía puede recuperar a través de las tarifas reguladas) que se remuneran al 5,58% gracias a la tasa de retribución financiera que fija la CNMC. A partir de enero, si entran en vigor las nuevas reglas, ingresará más por esas inversiones —pasará del actual 5,58% a, como mínimo, el 6,58%, según la propuesta que hay encima de la mesa—, pero por ahora los ánimos no son los mejores.

Endesa no utiliza la palabra “negociación” —el porcentaje lo decide de forma soberana el organismo que preside Cani Fernández en coordinación con la política energética que marca el Gobierno—, pero no duda en trasladar su disgusto por la propuesta que debería aprobarse antes del 31 de diciembre. “La tasa del 6,58% sigue siendo insuficiente. Debería estar en un rango entre el 7% y el 7,5%”, señalan fuentes de la compañía presidida por José Bogas. La espesura técnica alrededor de estos pagos (la metodología) tampoco es del agrado de la compañía. Porque la CNMC se inclina por reducir la prima de riesgo que atribuye a las inversiones que deben hacer las empresas, lo que rebajará la rentabilidad de las distribuidoras como Endesa. “El hecho de que la metodología no garantice el reconocimiento del 100% de las inversiones genera un riesgo a la propia actividad”, dicen en la eléctrica, en un momento en que, recuerdan, son necesarias montañas de dinero para conseguir que la electrificación sea el eje vertebrador de la estrategia industrial y climática del país. Un problema de concepción y, como siempre, de financiación.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima calcula que es necesario invertir 53.000 millones hasta el 2030. Y España ya llega tarde para ponerse al día —necesita triplicar el esfuerzo realizado entre 2021-2025—. En cambio, el 83,4% de los nudos de la red de distribución están saturados, lo que ha impedido conectar nueva demanda eléctrica. Entre 2020 y 2024, se rechazaron más de 100 GW de solicitudes de conexión por falta de capacidad. En 2024, solo se concedió el 10% de la capacidad de acceso solicitada por sectores clave como la industria, los centros de datos, el almacenamiento energético y los puntos de recarga de vehículos eléctricos.

Más allá de este debate, los resultados de la compañía brillan. Los análisis de Renta 4, JP Morgan o Barclays, en línea con lo que ha dicho la empresa, apuntan a que terminará el año en la parte alta de la horquilla de beneficios (con un resultado de explotación de entre 5.400 y 5.600 millones de euros y un beneficio neto de entre 1.900 y 2.000 millones). Su política comercial está cambiando. Por una parte, este año ha perdido unos 350.000 clientes por la competencia de otras compañías, pero ha comprado otros tantos tras hacerse con la comercializadora energética digital de MasOrange. La empresa ha bajado los brazos para no pelearse por los “infieles”, las personas que al menos una vez al año cambian de suministradora buscando mejores precios (un 25% de los contratos del mercado libre). Se debe en parte a que Repsol, que hace siete años se lanzó a comercializar luz y gas, ha logrado captar ya unos tres millones de clientes que antes eran de Naturgy, Iberdrola y Endesa.

La compañía también ha bajado marchas en las inversiones de generación solar fotovoltaica porque los precios no son tan atractivos. Está, en cambio, más interesada por la energía eólica —que sufre retrasos por las protestas sociales y la dificultad de conseguir nuevos permisos—, y, sobre todo, la hidráulica (a principios de año le compró a Acciona 34 centrales con una vida media de 30 años por 1.000 millones). No hay, dicen, miedo a que los escenarios climáticos les hagan sufrir (es decir, que los embalses pierdan capacidad por las sequías), o al menos sus modelos no lo predicen de forma inequívoca. En cambio, añaden, el almacenamiento a través de baterías va a ir siendo más y más rentable por la evolución de la tecnología y la bajada de precios.

El precio de la luz

En medio, o quizá al final de la película, está el consumidor, que tiene que pagar todos los sobrecostes que se disputan en los despachos. Si las previsiones son ciertas, en España disfrutarán de unos precios moderados en los próximos años —mayores que los vecinos franceses pero menores que alemanes o italianos—. Aunque dependerá mucho de lo que pase con la cotización del gas —la tecnología marginal que en el complicado sistema de fijación de tarifas marca de alguna forma los precios al resto— y del mayor o menor empuje para descarbonizar el continente. Parece que fue hace una eternidad, pero hace solo cuatro años los diarios económicos titulaban a toda página que Endesa dejaría de suministrar gas a sus clientes en 2040. La compañía, preguntada por esto, no parece ser tan rotunda ahora. Mantiene la vigencia del calendario, “que se irá acompasando” con el fin de sus grandes contratos de suministro.

Con una mayor penetración de renovables, los modelos hablan de que el megavatio estará en un futuro próximo entre los 61 y los 58 euros. Aunque estando el mundo como está, las previsiones de los analistas podrían saltar por los aires igual que ha pasado con el calendario de cierre de centrales nucleares —consensuado en 2019 y cuestionado en 2025—. Endesa tiene el 100% de la propiedad de Ascó 1, el 85% de Ascó 2 y el 72% de Valdellós. El peligro de apagones sigue pesando en la operación eléctrica, pero el cierre nuclear era hasta ahora prioritario para el Gobierno. Quedan muchos pulsos por librar, muchas temporadas de la serie eléctrica.