Endesa obtuvo un beneficio neto de 742 millones de euros en 2023, lo que representa una caída del 71% con respecto a las ganancias de 2.541 millones de euros del ejercicio anterior, por la menor presencia de extraordinarios, ya que en 2022 el grupo registró las plusvalías de la venta parcial de su negocio de movilidad eléctrica a su matriz Enel, mientras que el año pasado sufrió el impacto del gravamen especial del Gobierno a las energéticas y los efectos extraordinarios en el negocio del gas, con el laudo arbitral en contra por un contrato de suministro con Qatar.

Sin tener en cuenta los extraordinarios, el beneficio neto ordinario del grupo fue de 951 millones de euros el año pasado, con un descenso del 60% frente a los 2.398 millones de euros de 2022, informó la compañía.

La empresa destacó que 2023 estuvo marcado por efectos totalmente extraordinarios que han impactado en la compañía, especialmente en el negocio del gas y de carácter regulatorio, como han sido los efectos de la minoración de precios (clawback) o el impuesto del 1,2% sobre los ingresos liberalizados por valor de unos 208 millones de euros para el grupo.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo en 2023 ascendió a 3.777 millones de euros, con un descenso del 32% frente a los 5.565 millones de un año antes por los impactos extraordinarios en el negocio del gas -con 450 millones por el laudo arbitral sobre un contrato de suministro de gas- y provisiones para digitalización de 165 millones de euros. En términos comparables fue de 4.392 millones de euros, un 18% menos.

Mientras, los ingresos de la eléctrica dirigida por José Bogas cayeron un 23% en el conjunto del año, hasta los 25.459 millones de euros.

Así estos impactos extraordinarios han llevado al grupo a no alcanzar los objetivos financieros que se había marcado para el ejercicio de un Ebitda de entre 4.400-4.700 millones de euros y un beneficio neto ordinario de entre 1.400-1.500 millones de euros. No obstante, reafirma el dividendo de un euro por acción para 2023.

A pesar de estas cifras, la compañía destacó la sólida generación de caja en el año del grupo gracias a la positiva gestión del capital circulante regulatorio -abonos pendientes de saldos regulatorios a la compañía por parte de las administraciones públicas-, que eleva el flujo de caja al cierre de 2023 hasta 4.697 millones de euros.

Por su parte, la deuda neta de la compañía se redujo hasta los 10.400 millones de euros, 500 millones de euros menos que un año antes. La deuda bruta cayó el 26%, hasta 13.700 millones de euros, gracias a la disminución notable de los colaterales en un 82% en el año.

El*coste medio de la deuda se sitúa en el 3,2%, mientras que la ratio de apalancamiento (deuda neta respecto al Ebitda en términos comparables) se sitúa en 2,4 veces, desde las dos veces de final de 2022.

Bogas consideró que tras un 2023 afectado por circunstancias extraordinarias, el grupo mantiene para el presente ejercicio «un retorno a la senda de crecimiento basado en la normalización de las condiciones del mercado».

RECONFIRMA SENDA MARCADA EN SU CAPITAL MARKETS DAY.

Asimismo, reconfirmó los objetivos anunciados en el pasado Capital Markets Day de noviembre del grupo de lograr un Ebitda de entre 4.900-5.200 millones de euros, lo que supondría un alza de entre el 11% y el 18%; y elevar entre el 60% y el 70% el beneficio ordinario neto, hasta el rango de 1.600-1.700 millones de euros.

El esfuerzo inversor del grupo en 2023 ascendió a 2.304 millones de euros, con un descenso del 2% frente a un 2022 que fue récord histórico para el grupo en este apartado. De esta cifra, el 38% tuvo por destino la red de distribución.

Por su parte, las renovables focalizaron el 34% de estas inversiones en 2023, para la suma de una nueva potencia ‘verde’ de 600 megavatios (MW) que sitúa en un total de 9.900 MW la capacidad de producción hidroeléctrica, eólica y solar del grupo.

Con ello, e incluyendo la generación nuclear, la producción peninsular libre de emisiones alcanzó el 80% del total, siete puntos más que a cierre de 2022.

En generación convencional, a la que dedicó otro 15% de la inversión anual, destacó la obtención del cierre definitivo de As Pontes, la última central de carbón peninsular de Endesa y la mayor con esta tecnología en España. Con ello, al cierre del ejercicio, el 78% de toda la potencia de la compañía instalada en la España peninsular es libre de emisiones de CO2.

EN LA FASE FINAL DEL PROCESO DE VENTA DE CARTERA FOTOVOLTAICA.

La compañía está avanzando además en el proceso de venta de una participación minoritaria en su cartera de proyectos fotovoltaicos en operación, encontrándose actualmente en la fase final del proceso.

En lo que se refiere al negocio de comercialización de luz, gas y servicios de valor, absorbió un 12% de la inversión del pasado año. El volumen total de clientes eléctricos en el mercado libre en España y Portugal creció hasta 6,9 millones, en un ejercicio marcado por un endurecimiento de las condiciones competitivas.

En este sentido, las ventas de luz de la eléctrica a precio fijo a clientes domésticos y empresariales crecieron hasta 53 teravatios hora (TWh), dos más que en 2022. Aproximadamente el 75% de estas ventas a precio fijo están cubiertas por la producción libre de emisiones de Endesa (nuclear, hidroeléctrica y renovable regulada).

VENDIDO EL 85% PARA 2024 Y 2025 Y EL 50% PARA 2026.

Endesa también destacó que tiene ya vendida de antemano el 95% de su producción propia para 2024 y en torno al 85% en 2025 y 50% en 2026, lo que señaló que le sitúa «en una situación favorable en el actual contexto de normalización progresiva de los precios mayoristas».

En cuanto a puntos de recarga de vehículos eléctricos de la empresa, crecieron un 39% y alcanzaron los 19.300, al tiempo que la potencia de nuevas instalaciones de autoconsumo instaladas por Endesa a clientes en el año se multiplicó por casi cinco veces hasta 184 MW.

Mientras, en el negocio del gas, la comparativa con el excepcional año 2022 arroja un año 2023 en que el margen estuvo afectado por la menor demanda para consumo en las centrales de ciclo combinado, menor consumo de clientes industriales y residenciales, así como por el impacto del laudo del contrato de suministro con Qatar.