Hola y bienvenidos a la conferencia de resultados del primer semestre de 2025 de A2A. Mi nombre es Laura y seré su coordinadora en el evento de hoy. Tengan en cuenta que esta llamada está siendo grabada. [Instrucciones del operador]. Ahora cedo la palabra a su anfitrión, Marco Porro, Head of Investor Relations, para dar comienzo a la conferencia de hoy. Gracias.

Buenas tardes a todos. Gracias por dedicar su tiempo a participar en la presentación de nuestros resultados del primer semestre de 2025. La conferencia será dirigida por nuestro CEO, Renato Mazzoncini, y el CFO, Luca Moroni. Cedo la palabra inmediatamente a Renato para la primera parte de la presentación y, a continuación, intervendrá Luca.

Muy bien. Gracias a todos. Gracias por acompañarnos. Comenzando con la diapositiva #2, los resultados del primer semestre demuestran la ejecución de nuestro plan estratégico. Como recordarán, lo presentamos en noviembre, sentando una base sólida para el crecimiento continuo de nuestra compañía.

Y observando los principales logros, podemos empezar por el impulso industrial en el sector eléctrico. Nuestra estrategia en la transición energética es muy clara. Entre los logros de este semestre se encuentra el hecho de haber completado la rotación de activos hacia las redes eléctricas. Como saben, desde enero, los activos que adquirimos de Enel, concretamente en la provincia de Milán y la parte de la provincia de Brescia, se han integrado con éxito en nuestra cartera de activos. Y al cierre de este semestre, con una puntualidad muy marcada, finalizamos la venta de una parte de nuestra red de gas a la compañía Ascopiave por una contraprestación de EUR 430 million, que ya hemos cobrado exactamente el 3 de junio.

En cuanto al desarrollo de nuestras redes, tal como se presenta en el plan, recientemente inauguramos una subestación primaria en Brescia, que es solo un ejemplo, ya que las subestaciones primarias son el núcleo de la red eléctrica. En nuestro plan industrial, tenemos EUR 3.4 billion de CapEx en los próximos años en redes eléctricas. Lo que es muy importante es que hemos sido capaces de impulsar con fuerza el CapEx también en Duereti, que es precisamente la parte de la red que compramos a Enel en el primer mes de nuestra nueva gestión de la red. Esto no es algo habitual, por así decirlo, porque para poder invertir fuertemente en redes es necesario conocer muy bien cómo está construida la red y demás. Por ello, nuestra ingeniería ha sido capaz de arrancar realmente muy, muy rápido con el plan de CapEx también en esta red.

Una vez más, analizando la estrategia en electricidad, alcanzamos los 1.6 millones de clientes de electricidad en el mercado libre —mercado de masas libre—; tengan en cuenta que nuestra estrategia, considerando también nuestra trayectoria hacia el net zero, consiste en realizar una transición cada vez mayor de clientes de gas a clientes de electricidad. Además, en este semestre, el crecimiento de clientes de electricidad en el mercado de masas libre fue del 11%. Por lo tanto, es muy, muy importante.

El segundo logro es la optimización del perfil de riesgo del negocio. En nuestra unidad de negocio de Generación, hemos asegurado un acuerdo de suministro de GNL a 17 años con British Petroleum por aproximadamente EUR 1 billion de metros cúbicos de GNL cada año, lo que garantiza una mayor seguridad de suministro y estabilidad de precios. Estamos muy satisfechos y este contrato comenzará el próximo año.

Hemos mejorado aún más la visibilidad del flujo de resultados en nuestra red de calefacción urbana, concretamente al ganar la licitación para la concesión de 20 años en Sesto San Giovanni, al norte de Milano, que representa una gran parte del área metropolitana de Milano, con más o menos 100,000 habitantes. Es muy importante.

Y les recordamos que ya hemos alcanzado un EBITDA regulado que ronda el 31%, 32%, gracias en particular a la creciente exposición de nuestra cartera de activos a actividades reguladas y cuasi reguladas. Por supuesto, la adquisición de Enel fue fundamental para alcanzar este objetivo.

Como ya saben, también nos entusiasma la nueva oportunidad que se está materializando rápidamente en nuestro sector, la cual esperamos poder detallar con seguridad en el próximo Capital Market Day. Pero, mientras tanto, probablemente algunos de ustedes hayan visto que anunciamos la inauguración del primer centro de datos de refrigeración líquida conectado a la calefacción urbana. Recuerdan que en noviembre, durante la presentación de — [ era el plan ] — hablamos sobre la oportunidad de intercambiar el calor del centro de datos con la calefacción urbana. Recuerdan que existe un objetivo potencial en Milano, concretamente, de alcanzar los 150,000 apartamentos equivalentes con su recuperación proveniente de la calefacción urbana. Y lo hemos logrado con un primer piloto iniciado en Brescia, y el siguiente llegará en los próximos meses en Milano.

Y seguimos invirtiendo en nuestro desarrollo industrial, habiendo alcanzado ya aproximadamente EUR 400 million en CapEx de desarrollo en el semestre. Por tanto, el CapEx total en el semestre es -- no lo recuerdo, es aproximadamente EUR 700 million. Pero, una vez más, el 60% corresponde a desarrollo. Y esta es la razón por la que nuestro crecimiento es exactamente estable y continuo.

También es muy importante, por supuesto, nuestra relación con nuestros stakeholders; un pago de dividendos de más de EUR 300 million, concretamente, EUR 313 million a nuestros accionistas, en línea con el incremento anual prometido del 4% cada año, como recordarán, junto con un crecimiento industrial constante. Y, por otro lado, el lanzamiento del plan de participación accionaria para empleados de nuestra compañía, con una impresionante suscripción del 86% de nuestros compañeros, fue un objetivo para nosotros realmente muy importante para involucrar a nuestros empleados y aumentar el compromiso con el objetivo futuro de la empresa.

Mirando la diapositiva -- mirando la diapositiva -- perdón, en la parte derecha de la Slide #2, también pueden observar, por supuesto, nuestra mejora de la perspectiva de calificación por parte de Moody's a positiva, lo que es, una vez más, la prueba de que también desde el punto de vista financiero, estamos trabajando bien.

Observando la Slide #3, la consolidación de la nueva compañía Duereti de Enel y el aumento en el precio de las materias primas energéticas condujeron a un incremento en los ingresos, de aproximadamente un 13%, para llegar a EUR 7 billion en el periodo. El EBITDA reportado registró un descenso limitado, alcanzando los EUR 1.22 billion. Pero, como recordarán, seguramente de nuestra llamada del primer trimestre, las grandes diferencias -- existen diferencias principales frente a '24, pero la mayor es el efecto extraordinario derivado de la producción hidroeléctrica durante '24. Recordarán que cerramos el año con 5.2 terawatt hours. Y si compensamos este efecto extraordinario, el EBITDA creció en el primer semestre de '25 frente a '24 un 2%.

El beneficio neto, por la misma razón, disminuyó un 11%. Pero, una vez más, comparando con el ajuste, digamos, por el efecto de la producción hidroeléctrica, aumentó un 1%. El beneficio neto ordinario, excluyendo partidas especiales, por ejemplo, los EUR 8 million correspondientes al ajuste de precio relativo a la adquisición de una participación en Tecnoa. Tecnoa era la planta de valorización energética de residuos industriales en Crotone, en Calabria, al sur de Italia. Y mostró una disminución del 11% en comparación con el H1 '24, situándose en EUR 426 million. Y, una vez más, ajustando '24 con la producción hidroeléctrica, hay un incremento del 2%.

El enfoque en la disciplina financiera continúa, permitiéndonos mejorar la solidez de los ratios financieros. Y como pueden ver, llegamos a un ratio de posición financiera neta sobre EBITDA de 2.3x, lo que supone un descenso frente al 2.5x de '24, y es un resultado muy positivo porque, digamos, es la flexibilidad que nos permitirá afrontar nuevas oportunidades en el futuro.

Diapositiva #4, el CapEx. El CapEx es un elemento clave de nuestra estrategia. Y también este año, el incremento es fuerte, un 23% en comparación con '24. Recuerden que el año pasado también realizamos inversiones adicionales en CapEx —el CapEx industrial, la adquisición en Enel—. Así, la inversión total el año pasado fue de $2.9 billion. Este año, el objetivo es alcanzar aproximadamente entre EUR 1.7 billion y EUR 1.8 billion, y estamos trabajando para lograrlo. EUR 403 million corresponden a desarrollo. El resto es, más o menos, mantenimiento y algunas partidas obligatorias menores. La mayor parte del CapEx es infraestructura inteligente. Esta es la razón por la que nuestra RAB sigue aumentando, pero también la economía circular y la generación son parte fundamental del plan de CapEx.

Y una vez más, la división entre transición energética y economía circular; nuestros dos pilares del plan industrial son 72% y 28%. Es muy importante observar el desglose por los ODS: el 85% está alineado con los ODS frente a un 15% no alineado. Asimismo, la alineación con la taxonomía de la UE es muy alta. Estamos un 51% alineados y un 72% somos elegibles. Esto es muy importante porque es la razón por la que es posible alcanzar nuestra capacidad de aumentar la parte verde de nuestra deuda. Cedo la palabra a Luca para detallar el EBITDA.

Gracias, Renato. Gracias a todos por acompañarnos hoy. Página #5, me gustaría subrayar el crecimiento de algunos negocios, en particular, Smart Infrastructure, que fue el que mejor contribuyó al resultado del primer semestre de '25, con EUR 62 million, seguido de EUR 19 million de la unidad de negocio de Circular Economy, que compensó parcialmente la disminución en la unidad de negocio de Generation & Trading and Market. Por supuesto, volveremos a mencionar varias veces durante la presentación el efecto hidroeléctrico de '24 que, para tener una mejor comparativa, debemos tener en cuenta, recordando que hablamos de EUR 100 million en términos de EBITDA. El resultado del primer semestre, EUR 1.2 billion, ha estado bastante en línea con nuestro objetivo para el año y es consistente con el crecimiento industrial que estamos logrando.

Entremos en detalle en cada unidad de negocio. Generation & Trading, una y otra vez, demuestra que gestionar diferentes tecnologías es una forma de cubrir el perfil de riesgo de la unidad de negocio. De hecho, como pueden ver, considerando una menor producción hidroeléctrica de 750 gigawatt por hora este semestre en comparación con el año pasado, hemos producido 1.2 terawatt más en términos de producción térmica, un aumento del 62%. Esto ha sido una oportunidad para que la compañía compensara parcialmente el impacto negativo. También hemos tenido el efecto del escenario energético afectando el resultado del primer semestre de '25.

En la página 7, pasamos al resultado de mercado, donde podemos destacar el desempeño muy positivo del mercado eléctrico en el negocio de Retail, que compensó por completo la inversión, es decir, algunos costes más elevados en comparación con el año pasado, que podemos considerar como una inversión en marketing y en el rendimiento comercial futuro. Así, de EUR 16 million pasamos a un saldo de menos EUR 14 million; la disminución de EUR 25 million en el resultado podría estar vinculada íntegramente al mercado de salvaguarda. Como recordarán, decidimos licitar en esa subasta a finales del año pasado con un margen decente. Y como el mercado mostró un margen muy, muy bajo, nos quedamos sin ese cliente en nuestra cartera. Es muy importante subrayar lo que también mencionó Renato al principio de la presentación: el aumento de nuestra base de clientes del mercado libre en el segmento de Electricidad, que creció un 11% respecto al año pasado, mientras que hemos tenido una ligera disminución de clientes de gas durante el periodo rodante. Las ventas de electricidad han sido bastante buenas, con un +8%, mientras que las ventas de gas disminuyeron un 6%.

En la unidad de negocio de Economía Circular, en la página 8, seguimos experimentando resultados industriales muy buenos y positivos en términos de KPIs; pueden apreciar en la parte derecha de la diapositiva cómo los KPIs industriales son muy positivos en términos de ventas de electricidad, recuperación de energía y volúmenes de calor. Esto impulsa la positividad del resultado, tanto en tratamiento como en calefacción urbana, por EUR 14 million y EUR 10 million, respectivamente, lo que compensa totalmente los menos EUR 5 million relacionados con el resultado de la subasta de recogida para el área de Milán, la cual comenzó a finales del año pasado y surtirá efecto durante todo el '25.

En la página 9, las muy buenas noticias relacionadas con nuestro negocio de Smart Infrastructure, en particular la distribución eléctrica con el perímetro de Duereti, que proviene de la adquisición de e-distribuzione, representando EUR 44 million en términos de EBITDA, pero también la positividad relacionada con los ingresos regulados, lo que nos permite crecer un 33% en esta unidad de negocio. Es muy importante subrayar lo que hemos considerado en el elemento no recurrente: de esos EUR 27 million, EUR 23 million están relacionados con el ajuste de gas de años anteriores, por lo que debemos considerarlo en términos de margen para el negocio de Gas. El RAB aumentó tanto por la adquisición como por el plan de CapEx, que es bastante sólido, teniendo también en cuenta la nueva compañía Duereti, que ha comenzado muy rápido con la implementación del nuevo plan de CapEx, así como el perímetro anterior. En términos de RAB, alcanzamos EUR 1.6 billion para electricidad y estamos en EUR 1.8 billion para el negocio de Gas.

En la página 10 podemos echar un vistazo a nuestra cuenta de pérdidas y ganancias, partiendo de un EBITDA de EUR 1.2 billion, EUR 469 million de depreciación y amortización (un aumento de EUR 28 million respecto al año pasado, de los cuales EUR 15 million se deben al diferencial de perímetro relacionado con Duereti), una disminución en la provisión de riesgos relacionada con la deuda de los fondos o la deuda relacionada con el vertedero tras las actividades operativas. La posición financiera neta... perdón, los gastos financieros netos fueron de EUR 85 million, con un aumento de EUR 24 million respecto al año pasado debido a la emisión del nuevo bono verde europeo de enero pasado y al préstamo verde, el préstamo puente emitido el año pasado para la adquisición de Duereti. El resultado operativo fue de EUR 635 million. Luego tenemos los impuestos con un tipo impositivo del 29%, participaciones no controladoras por EUR 23 million y el beneficio ordinario neto de EUR 426 million; el elemento especial ya mencionado de EUR 8 million para alcanzar el resultado neto y el beneficio neto de EUR 434.

Página 11. Estamos muy satisfechos con nuestro desempeño financiero. Los flujos de caja son bastante positivos y nos permiten financiar todas las inversiones y los dividendos con nuestros flujos de caja operativos netos; un resultado muy bueno y positivo en términos de gestión del capital circulante neto, que nos aportó EUR 200 million en términos de flujos de caja positivos. Tenemos EUR 300 million de salidas de caja relacionadas con impuestos y gastos financieros. Y, como pueden ver, EUR 1.1 billion de flujos de caja operativos netos, lo que nos dio la oportunidad de financiar plenamente la inversión y los dividendos, resultando en un flujo de caja neto de EUR 126 million. Además, tenemos la entrada de efectivo procedente de la rotación de activos a Ascopiave de nuestro activo de gas que les vendimos. Esto supone una reducción de la posición financiera neta de EUR 510 million, lo que nos permite reducir el apalancamiento de 2.5x a 2.3x, un resultado muy positivo que nos sitúa en una posición muy buena en términos de estabilidad y sostenibilidad financiera en el mercado. Por último, pero no menos importante, la tasa de conversión de caja es superior al 65%, lo que nos ha permitido tener este tipo de partidas en los flujos de caja.

Bien. Para concluir, a pesar de que, hablando con franqueza, el semestre ha sido sumamente positivo, hemos decidido ser prudentes y, por tanto, confirmar la parte alta de nuestro guidance. Las cifras son las que ya conocen: EUR 2.2 billion de EBITDA y EUR 0.7 billion de beneficio neto ordinario.

Y para concluir con la Diapositiva #13, solo para recapitular nuestra estrategia: nuestra estrategia está impulsada completamente por el CapEx. Así también este año, en el '25, tendremos un incremento de doble dígito en el CapEx; recuerden que estamos en línea con los objetivos con un 23%.

Por tanto, observando nuestro plan industrial también en el '25, hemos alcanzado exactamente el beneficio neto ordinario y el EBITDA que anunciamos en el plan industrial a 10 años, como de costumbre.

Como dijo Luca, la generación de flujo de caja es muy sólida, con una conversión de caja de más del 65% solo en el primer semestre. Esto se traduce en una posición financiera neta sólida al cierre del ejercicio, lo que significa que somos capaces de invertir cada vez más. Nuestra estrategia sigue su curso. Gracias, quedamos abiertos a preguntas y respuestas.

[Instrucciones del operador]. Tomaremos ahora la primera pregunta de Sarah Lester, de Morgan Stanley.

Solo tengo una pregunta, por favor, que consta de varias partes y todas relacionadas con el proceso de prórroga de la concesión de distribución eléctrica. ¿Podrían decirnos cuál es la situación más reciente al respecto? ¿Cuándo se espera el próximo documento? ¿Y qué podemos esperar ver en dicho documento? Solo quiero tener muy claro, por favor, qué podemos esperar y cuándo, dado que creo que hoy era una de las fechas que se habían discutido previamente.

Y, siguiendo con eso, ¿podrían recordarnos qué tasa, si es que hay alguna, está ya incluida en su plan de CapEx de noviembre pasado?

En cuanto a la concesión de distribución eléctrica, la ley está incluida en nuestra ley nacional de presupuestos de diciembre pasado. El tema es que necesitamos que ARERA, nuestra autoridad, defina alguna propuesta para nuestro ministerio de la transición ecológica para fijar los elementos de evaluación del CapEx que necesitamos para obtener la nueva concesión.

Y en este momento, el actual Consejo de ARERA expiró el 8 de agosto. Estamos esperando que el parlamento nombre al nuevo Consejo, probablemente durante agosto. Por tanto, esperamos tener noticias en septiembre, ya que está claro que el nuevo Consejo tardará algunas semanas en cerrar este expediente.

Pero lo que es clave para nosotros es que la ley es muy clara. El periodo es muy claro: 20 años. Así que lo único que tenemos que esperar es, precisamente, entender cuáles son los elementos de evaluación del plan de CapEx que tenemos que presentar para abrir la discusión para la nueva concesión.

Así que no hay otros temas, salvo el de la posible exclusión de la tasa de concesión del RAB, ya que la idea es que una parte de dicha tasa se abone en un único pago pero dentro del RAB. Por tanto, no representa un coste para nuestras compañías. En mi opinión personal, esto es coherente con el hecho de que hemos tenido que realizar inversiones muy cuantiosas y rápidas en distribución eléctrica para hacer frente a la electrificación.

Y no podemos... es imposible esperar a 2030, que es la fecha de vencimiento natural de la antigua concesión. Así que no hay novedades. La única novedad es que debemos esperar a que la nueva Junta de ARERA cierre el expediente.

Y solo para dar seguimiento rápidamente, ¿han incluido algún elemento de la tasa en su plan de CapEx de noviembre pasado?

Bueno, la tasa aún no se ha incluido en el plan de CapEx, por supuesto, teniendo también en cuenta que no disponemos de ninguna norma para la estimación. Por lo tanto, la cifra habría sido un número provisional; con el nuevo plan, por supuesto, la ajustaremos en consecuencia cuando se publiquen las reglas del juego por parte de ARERA y del Ministerio de Economía.

Pero, por supuesto, teniendo también en cuenta la sostenibilidad financiera que hemos demostrado tener, creo que la cantidad de dinero de la que estamos hablando no tiene ningún tipo de impacto que nos preocupe en absoluto.

Sí. Pero hay que tener en cuenta otros elementos: el CapEx total en las redes eléctricas durante los últimos 20 años, no solo en Italia sino también en otros países de Europa, fue muy bajo, concretamente porque hubo mucho CapEx en la red de gas. En Italia, la inversión total en la red eléctrica alcanzó los 1980, digamos, y luego durante 30 años solo hubo CapEx en la red de gas, porque la idea era afrontar las nuevas necesidades energéticas con el gas.

Ahora, con la descarbonización, tenemos que volver a invertir en la red eléctrica. Pero nuestro plan industrial en enero de '21 incrementó considerablemente el CapEx para la red eléctrica. Y si observamos nuestro histórico de la red eléctrica, ya hemos llegado a triplicar el CapEx en comparación con el periodo anterior.

Además, en este momento, con la nueva red adquirida a Enel inmediatamente en enero, febrero y marzo, duplicamos el CapEx que Enel realizó en '24. Y esto está contemplado en nuestro plan de CapEx. Así que, hablando con franqueza, imagino que nuestros volúmenes de CapEx en la red eléctrica son más que suficientes para abrir el diálogo con la autoridad para la nueva concesión porque, por nuestra cuenta, hemos decidido aumentar el CapEx.

Pasamos ahora a la siguiente pregunta de Francesco Sala, de Banca Akros.

Tres, si me permite. La primera es la generación hidroeléctrica. Me pregunto qué esperan en términos de volúmenes para la segunda mitad del año y qué está contemplado en su objetivo para 2025.

La segunda cuestión es sobre el tratamiento. El desempeño aquí, tanto en el Q1 como en el Q2, fue especialmente sólido. Me gustaría saber si pueden darnos algo de luz sobre esta tendencia. Y, en segundo lugar, si veremos en el H2 el mismo crecimiento que vimos en el H1.

Y finalmente, sobre, digamos, la generación flexible, me pregunto qué esperan en términos de spark spreads en los próximos meses o, al menos, mientras tengan visibilidad sobre este segmento del mercado.

De acuerdo. Respecto a la primera pregunta sobre los volúmenes, si observamos la producción hidroeléctrica, estamos exactamente en, digamos, el nivel medio de los últimos 10 años, es decir, 4 terawatt hours. En invierno, la nieve no fue muy prometedora, pero está lloviendo. Así que hay una compensación. Y hasta ahora, la producción está totalmente en línea con nuestras expectativas. Así que 4 terawatt hours.

Si observan la producción térmica, la razón por la que produjimos más que el año pasado es doble. La primera es que hubo exactamente menos producción hidroeléctrica. La segunda es que, mirando en Europa, hubo una reducción del viento de más o menos un 15%, 20% dependiendo de las zonas. Y por tanto, vimos menos importaciones desde Francia, probablemente porque Francia exportó a Alemania para compensar la reducción de la producción hidroeléctrica en el norte de Alemania. Por supuesto, no sé qué pueda pasar en el último mes.

Por tanto, en nuestro presupuesto, digamos, hay una producción térmica normal para el próximo semestre. Por supuesto, es posible ver también algún upside en este caso. Sabemos que, digamos, si se tiene como A2A toda la forma de generación, siempre se puede alcanzar el objetivo porque el consumo total en Italia es más o menos el mismo. Y así, si se tiene térmica, hidroeléctrica, solar y plantas de valorización energética de residuos, existe una cobertura natural entre las diferentes fuentes de producción.

En cuanto al tratamiento, el precio que se ha visto en el primer semestre ha sido un 9% superior al de '24. Y esperamos sin duda que mantenga el mismo desempeño. La razón probablemente sea que la relación entre la oferta y la demanda está completamente desequilibrada a favor de la oferta, ya que en Italia hay 4 millones de toneladas de residuos que acaban en vertederos. Y con la llegada de 2035 en la Unión Europea, debemos lograr que no superen el 10% en vertederos. Por tanto, nuestras plantas, cuando tienen capacidad, son capaces de generar, digamos, un buen precio.

¿La tercera, Luca? ¿Generación flexible, spark spread?

Sí. De hecho, se ha respondido parcialmente, ya que el hecho de poder operar con diferentes tecnologías nos ha dado la flexibilidad para mantenernos en una posición muy buena en el mercado. Aprovechando así que otras tecnologías no funcionen en línea con el año anterior o el mes anterior. Y el resultado en los meses de enero y febrero ha sido una producción de plantas térmicas con volúmenes mucho mayores de lo esperado.

En términos de spark spread, podemos permanecer en el mercado y, gracias a la flexibilidad que tenemos en el plan, gestionar también los momentos en los que sea posible aprovechar los precios. Así está la situación. El mercado seguirá mostrando algún spread de un dígito bajo, lo cual no está mal.

Les recuerdo a todos que tenemos cubierta el 70% de nuestra producción fija a [ 120 ], lo que nos da cierta tranquilidad también para la segunda parte del año. Dicho esto, nos sentimos bastante cómodos con el desempeño de la generación para el segundo semestre.

Pasamos ahora a la siguiente pregunta de Javier Suárez, de Mediobanca.

También tengo tres preguntas. La primera es sobre el guidance. Si no me equivoco, el beneficio neto del primer semestre de 2025 representa algo más del 60% del objetivo para todo el año en el extremo superior del rango. Por tanto, la pregunta es: ¿qué impide que la compañía eleve el guidance que tenemos para 2025? Es decir, ¿qué dinámicas prevés para el segundo semestre de 2025 que debamos tener en cuenta y que os llevan a confirmar el guidance en lugar de incrementarlo? Esa sería la primera pregunta.

La segunda pregunta es sobre el negocio de Generación. Creo que habéis dicho que la producción que esperáis para 2025 es de 4 teravatios hora. En la conferencia anterior, mencionasteis 4.1 teravatios hora. Solo quería confirmar si estáis reduciendo el guidance de producción hidroeléctrica para el año o si simplemente estáis redondeando la cifra.

Asimismo, me gustaría conocer el nivel de contribución que esperáis del mercado MSD para este año y el nivel de cobertura que tenéis para 2025 y 2026 a día de hoy.

Y la tercera y última pregunta tiene que ver con el proceso de renovación de la concesión hidroeléctrica. La cuestión es si podéis actualizarnos sobre dicho proceso y si, como parte de ese acuerdo, A2A y el resto del sector podrían destinar parte de la capacidad a la industria de alto consumo energético. ¿Existe esa posibilidad? ¿Y cómo va esa conversación con las distintas administraciones? Cualquier actualización al respecto sería de gran ayuda.

De acuerdo, Javier. Para la primera pregunta, he sido sincero. He dicho que decidimos mantener el guidance de forma prudente. Esta es la respuesta.

Para la segunda, es correcto, 4.1, lo recuerdas muy bien. Sí, porque 4.1 es exactamente el nivel medio de los últimos 10 años, y nuestra previsión es mantener exactamente ese nivel.

Teniendo en cuenta que nuestro almacenamiento, y ya sabes muy bien, nuestro almacenamiento de agua en nuestra cuenca es de 0.5 teravatios hora. Por tanto, se puede entender que la regulación de 0.1 más o menos es muy fácil de realizar. Queremos llegar al cierre de '25 con 4.1 y nuestra cuenca llena, algo que prevemos que será posible. En cuanto a la contribución de MSD...

Sí, respecto a la contribución de MSD, esperamos mantenernos en línea con el año anterior. Aunque en el primer semestre estamos un par de millones por encima del resultado del año anterior, estamos hablando de un importe total de entre EUR 95 million y EUR 100 million, tal como hemos mencionado en varias ocasiones, que es el objetivo del plan a día de hoy.

En términos de cobertura, como he dicho, estamos completamente cubiertos para la segunda parte de este año; el 70% es exactamente el objetivo que queremos alcanzar para mantener una situación cómoda. También hemos alcanzado el 40% para '26 a un precio de EUR 113 [ million ], lo cual es, de nuevo, una posición muy buena con la que nos sentimos muy cómodos.

Bien. Para la pregunta número 4, es un poco más complicado. Recuerdan que llegamos a tratar la supuesta cuarta vía porque las regiones pueden reasignar la concesión hidroeléctrica mediante licitaciones, adjudicación directa, sociedad mixta, y ahora se está debatiendo esta cuarta vía. La cuarta vía requiere un acuerdo con Europa porque, como recordarán, dentro del acuerdo del PNRR está el tema de la licitación para la concesión hidroeléctrica, y está muy claro que nadie quiere realizar licitaciones hidroeléctricas.

Y el mes pasado hubo un debate abierto dentro de [ininteligible], concretamente con el sector de los productos de acero, es decir, con [ Antonio Gozzi ] y los demás, sobre el hecho de contar con cierta liberación hidroeléctrica para reducir un poco el coste de la energía para este sector. Tras algunos meses de debate, efectivamente, hay un acuerdo.

Tengan en cuenta que para nuestra empresa el impacto es aproximadamente de 0, porque el debate es entre el precio de la energía y la tasa de la concesión. Por tanto, nuestra discusión es si existe una liberación hidroeléctrica; por ejemplo, el debate es sobre el 15% de la energía vendida a algo más o menos EUR 70 por megavatio hora. Está claro que es imposible pagar en esa parte de la energía algo más o menos EUR 24 o EUR 25 por megavatio hora en concepto de tasa de concesión. Pero en un acuerdo que parece que podrá alcanzar el objetivo, la región de Lombardía ha decidido que es posible, que es posible aceptar esta hipótesis.

Y precisamente la semana pasada hubo una reunión en la región de Lombardía para alcanzar un acuerdo entre la región, los productores de energía y los consumidores. Y la idea es aplicar esta hipótesis de liberación hidroeléctrica además de las diferentes soluciones para reasignar la concesión. Así que es lo mismo, por así decirlo, si la región decide realizar una licitación o adjudicar mediante la cuarta vía.

Esto es clave y sumamente importante porque la idea no es alcanzar un acuerdo que produzca un efecto tipo de que la cuarta vía no es la mejor opción para la región. Por tanto, es muy importante que tanto la licitación como la cuarta vía sean lo mismo para la región. La idea es modificar un artículo del Decreto [ininteligible] para que la cuarta vía incorpore en cada solución la liberación hidroeléctrica. De este modo, el efecto es que la decisión de realizar una licitación o de hacer una adjudicación directa al actual operador incumbente no cambie nada en cuanto a los ingresos de la región, para que quede claro.

Y también para nosotros, el impacto es realmente insignificante porque para nosotros, digamos, la cuarta vía consiste en presentar [ininteligible] un plan de negocio con la remuneración actual de nuestro CapEx de nuestra operación y mantenimiento. Y así, en este plan de negocio, por un lado está el precio de venta de la energía y, por otro, el coste de la tasa de concesión y, digamos, la suma es de EUR 100 [ million ]. Está claro, Javier.

Ahora tomaremos la siguiente pregunta de Roberto Letizia, de Equita.

La primera es muy rápida. Respecto al guidance de beneficio neto, de hecho especificaron que el guidance es neto de los elementos extraordinarios. Pero hasta ahora, solo hemos visto elementos extraordinarios positivos. ¿Podría aclarar brevemente a qué se refieren con los EUR 700 million, es decir, el límite superior del rango sin considerar los extraordinarios? Después me gustaría...

Perdona, Roberto. Si puedes hablar un poco más lejos del micrófono porque, de lo contrario, no podemos oírte.

Sí, lo repetiré. Lo repetiré. Sí, especificaron que el guidance de beneficio neto en el límite superior del rango proporcionado excluye en realidad los elementos extraordinarios o no recurrentes...

Sí, es correcto. Está en el pedido.

Sí, ¿podría aclararnos qué estamos considerando aquí? Hemos visto el concepto de no recurrente en el EBITDA. ¿Podría explicarnos brevemente qué significa eso? Y sobre los centros de datos... o más bien, ¿a qué elementos se refiere exactamente?

La segunda pregunta es sobre los centros de datos. Muy brevemente, estábamos viendo el primer proyecto, que en realidad son proyectos piloto para ello. Nos preguntábamos si podría darnos una actualización sobre la velocidad a la que se mueve este mercado y, más allá de los proyectos piloto, cuándo cree que podría haber algo que entre en su negocio con mayor consistencia desde un punto de vista comercial. En concreto, ¿qué tan rápido se está moviendo este mercado?

A continuación, ¿podría indicarnos qué tipo de oferta adicional —me refiero a posibles opciones inorgánicas— se está materializando para ustedes en el mercado, tanto en términos de clientes y redes como, eventualmente, de empresas que podrían integrarse para ayudar al crecimiento orgánico?

Y muy brevemente, la última: si pudiera empezar a darnos una idea de cómo se perfila el 2026, más allá de la venta anticipada que mencionó anteriormente. Es decir, las piezas que se están moviendo y que podrían materializarse el próximo año, ya que probablemente actualizarán su plan estratégico; ¿tiene, al menos desde una perspectiva cualitativa, una idea de cómo será el 2026?

De acuerdo. Una vez más, la primera pregunta, sí, confirmo que nos referimos al beneficio neto ordinario. Observando el primer semestre, la diferencia entre el beneficio ordinario y el neto incluye un elemento extraordinario.

Esta es la situación en la que explicamos EUR 8 million relacionados con un ajuste que podemos considerar no recurrente; específicamente, EUR 7 million relacionados con el ajuste del precio por la adquisición de Tecnoa, la planta en Crotone que compramos hace 3 o 4 años. Hubo una resolución de los puntos pendientes, lo que nos supuso un incremento de EUR 7 million, y otros EUR 1 million relacionados con una transacción menor. Esa ha sido la diferencia entre el beneficio neto y el beneficio neto ordinario.

En relación con los centros de datos, tal vez pase la palabra a Renato, quien podrá darles la...

Probablemente, para dar una idea de la increíble aceleración del negocio de centros de datos, basta con decir que, partiendo del hecho de que parece que en Italia todos los centros de datos quieren estar cerca de Milán. Eso significa que, en este momento, el 60% o 70% de la demanda de nuevos centros de datos se concentra alrededor de Milán. De nuevo, digamos que solo en la red eléctrica que compramos a Enel el año pasado y solo desde enero, hemos recibido solicitudes de nuevas conexiones por 220 megawatts. Eso equivale a todo lo que necesita una ciudad como Brescia o Bérgamo; es enorme.

Y por qué piden la conexión a la DSO y no a la TSO es porque, en algunos casos, también hay centros de datos de más de 10 megawatt, que es el tamaño en el que suele producirse el cambio entre la DSO y la TSO. Si le piden una conexión a Terna, digamos, de 30 megawatt, Terna dice: "Vale, es posible, pero tenéis que esperar 3 o 4 años". Para ellos es imposible esperar porque el mercado es ahora. Así que acuden a nuestra DSO y dicen: "Vale, pero ¿es posible tener 10 megawatt para poder empezar? Y luego, cuando llegue la conexión de mayor potencia con Terna, podré crecer, por así decirlo". Y es que la DSO, en particular, ahora que forma parte de A2A, es absolutamente más rápida.

Mi idea es que el mercado de los centros de datos también llegará a Italia en los próximos 2 o 4 años; de hecho, si observa otros países como Irlanda y demás, la idea es que este es el momento para Milán, para Madrid y para otras áreas metropolitanas que deben recuperar capacidad frente a países que, por diversas razones, son más fuertes que nosotros en el sector de los centros de datos.

Y es una oportunidad increíble para A2A porque tenemos la red y tenemos la generación. Necesitan absolutamente carga base. Y la única forma, tanto en EE. UU. como en cualquier parte del mundo, de tener generación de energía de carga base es mediante la generación de gas. Y ya conocen nuestra generación de energía a gas, lo fuerte que es y su capacidad para ofrecer una conexión de carga base. Tenemos calefacción urbana, por lo que tenemos la posibilidad de aumentar el POE, es decir, la sostenibilidad de este modelo, y quizás también la capacidad de ayudar en la obtención de permisos y demás. Así que creo que esto puede convertirse rápidamente en un negocio para nosotros.

Sobre M&A, lo siento, pero la respuesta es la de siempre. Tenemos un plan de CapEx sólido y somos capaces de alcanzar más de EUR 3 billion de EBITDA mediante el crecimiento orgánico, pero está claro que, con nuestra flexibilidad, si surge alguna oportunidad en nuestro camino, sin duda podremos analizarla.

¿2026, por favor? Esa era mi última pregunta.

Bueno, creo que la única respuesta que puede tener ahora es que está en línea con el business plan. Ya lo hemos discutido varias veces y, hasta que preparemos el nuevo presupuesto y el nuevo business plan, nada ha cambiado.

Pasamos ahora a la siguiente pregunta de Alberto De Antonio, de BNP Paribas.

Me quedan dos o tres preguntas. La primera se refiere a un informe publicado recientemente que sugiere que podrían haber estado implicados en algún tipo de manipulación de mercado y que podría haber una decisión final sobre posibles sanciones a más tardar en marzo de 2026. ¿Podría profundizar en cuáles son las implicaciones de este informe? ¿Podría cuantificar cuál sería su escenario base y su peor escenario en términos de sanciones, si las hubiera? Y también, si esto podría provocar cualquier revisión potencial de su objetivo de clean spark spread que tienen en su plan de negocio.

Y la segunda será sobre su balance general, concretamente sobre las cuentas a cobrar vencidas. He observado que en los últimos trimestres el importe ha aumentado sustancialmente, aunque en el último trimestre ha disminuido. ¿Podría explicarnos qué ha impulsado este incremento? ¿Qué deberíamos esperar para los próximos trimestres? ¿Y estas cuentas a cobrar son específicas de una unidad de negocio o provienen de todas las unidades de negocio agresivas?

Y finalmente, una última pregunta sobre la calefacción de distrito. Si no me equivoco, se espera una nueva regulación para 2026. ¿Podría detallar en qué punto nos encontramos respecto a las conversaciones con ARERA? ¿Cuál es el cronograma que podemos esperar y cuáles son sus expectativas en términos de rentabilidad?

De acuerdo. Creo que podemos hablar de ARERA de forma conjunta. Es decir, las preguntas #1 y #3. Respecto a la primera pregunta, creo que puede ser útil dividir los dos elementos que han llegado de ARERA en las últimas semanas. Por un lado, la nueva interpretación del remit. El remit es probablemente un marco regulatorio definido en Europa en 2011 para el funcionamiento del mercado energético, en particular, del precio marginal en el mercado libre de energía. Y todas las empresas que conozco en Italia gestionan el despacho de energía de la misma manera desde 2011. Además, la actual Junta de ARERA fue nombrada hace 7 años para un mandato de 7 años, y nunca se abrió un debate sobre la forma de realizar el despacho de energía.

En primer lugar, resulta muy extraño que en las últimas dos semanas de este Consejo hayan abierto un debate muy complicado, por así decirlo, ya que la discusión es una interpretación de una competencia. En concreto, el debate es si en el precio de fusión es posible introducir un coste de oportunidad, que es el coste de tener un pequeño margen en su producción térmica. Para nosotros, por supuesto, esto es absolutamente normal porque, si la interpretación correcta fuera que hay que volcar la energía en el mercado sin margen, para mí es mucho mejor mantener la planta cerrada, lógicamente.

Por un lado, existe un debate abierto a todas las empresas sobre el despacho de energía en Italia dentro de Electrica Futura [ininteligible]. También porque en esta encuesta, ARERA ha identificado 25 empresas que realizan el despacho de energía. Y, por ejemplo, no hay 25 empresas que realicen el despacho de energía térmica en Italia; hay cuatro o cinco, digamos. Así que es una encuesta abierta también a la producción solar o a una herramienta de producción. Es un debate de muy alto nivel. Y creo que el próximo mes, con el nuevo Consejo, Electrica Futura abordará este tema para encontrar una solución.

Y si me preguntan, no espero en absoluto que tenga efecto en la forma de despachar energía en los próximos años. En particular, la decisión de ARERA de abrir no una sanción, por así decirlo, sino no sé cómo se puede decir, es un proceso para evaluar su sanción relacionada con marzo de '22. Y seguramente recordarán que Putin decidió atacar Ucrania el 24 de febrero de '22. Y recordarán lo que ocurrió en marzo de '22 con la mayor volatilidad energética de toda la historia, con los precios más altos alcanzando los EUR 600, EUR 700, EUR 800 por megavatio hora. Los periódicos decían a todos los ciudadanos que no usaran gas porque no sabían si en octubre tendríamos gas o no. Y nuestra cuenta de margen de llamadas llegó a un par de miles de millones de euros para poder operar energía a largo plazo.

Así que es una situación en la que, digamos, seguramente ninguna empresa se mantuvo en esa posición para intentar ganar EUR 1, EUR 2 o EUR 3 por megavatio hora en el despacho de energía. Así que, francamente hablando, no sé por qué ARERA decidió abrir esto. Hay 250 días, 250 días para concluir este proceso. Si su pregunta es si la eventual sanción es material o no, la respuesta es que no es material. Es más un tema de principios que hay que entender. Y esto es muy importante porque es un piloto, por así decirlo, que también resulta útil para afrontar la interpretación más general de ARERA para todo el mercado energético.

Así que imagino que nosotros, junto con Enel, Edison y todos los socios de Electrica Futura, podremos abordar este debate con la nueva autoridad, ya que el mandato de esta autoridad expiró el 8 de agosto. Esta es la razón por la que también tenemos que esperar para la nueva regulación de la calefacción urbana, porque esta autoridad decidió no avanzar en la discusión de la regulación de la calefacción urbana porque, por supuesto, es correcto dejar en manos de la nueva autoridad la decisión de qué hacer.

En cuanto a las cuentas a cobrar y el desempeño que esperamos hasta finales de año. La tendencia, en términos generales, es que las cuentas a cobrar aumentarán al cierre del ejercicio conforme a la estacionalidad del mercado. Estas están más relacionadas con la unidad de negocio de suministro, que es la unidad de negocio que representa la parte más importante del total de cuentas a cobrar en el balance general.

Pero como hemos perdido la protección del mercado por la razón que expliqué anteriormente, el efecto positivo por otro lado es que tendremos una disminución en las cuentas a cobrar relacionadas con esa parte del segmento; además, algunos de esos clientes cuentan con un mecanismo de garantía con el regulador, lo que nos asegura recibir una determinada cantidad de dinero por aquellos clientes que no pueden ser desconectados. De acuerdo con esto, recibiremos algo así como EUR 60 million en efectivo, lo que contribuirá a mejorar nuestras entradas de caja para el cierre del año.

Quizá una pregunta de seguimiento sobre esta última respuesta. ¿Significa esto que los EUR 60 million son un impacto recurrente? ¿O es simplemente una compensación puntual?

Es un impacto puntual. Está relacionado con el hecho de que... digamos, para esto, habría sido recurrente en caso de que hubiéramos ganado el mercado de protección una y otra vez. Pero en nuestro caso, como perdimos la licitación por la razón que expliqué de que el margen era bastante bajo, debe considerarse como un evento extraordinario.

Y por lo tanto, y disculpas por insistir, de esos EUR 700 million de cuentas a cobrar vencidas, ¿cuánto está relacionado con este salto del mercado de protección que debe ser compensado con solo EUR 60 million?

Aproximadamente EUR 300 millones, aunque podemos ser más precisos más adelante si lo desean. Pero esa es la magnitud, más o menos el 50% del importe total de las cuentas a cobrar que ven en el balance general.

Los demás se ven afectados por la estacionalidad, por supuesto. Así que tienen esta cifra, que al cierre del año representa un escenario en el que se encuentran en el pico de la estacionalidad. Y durante el año, disponen de la caja correspondiente.

Pasamos ahora a la siguiente pregunta de Davide Candela, de Intesa Sanpaolo.

Si me permiten, tengo tres preguntas. La primera sigue siendo sobre los centros de datos, más relacionada con las compras comerciales. Me preguntaba si su estrategia consistirá en participar en la conexión de las redes eléctricas y quizás proponerse como proveedores, o si están considerando la posibilidad de participar e invertir capital en algunos proyectos para acelerar la ejecución y, tal vez, la puesta en marcha, y también contar con algún tipo de acuerdo marco que les beneficie. Simplemente quería saber si pueden darnos una actualización al respecto.

En segundo lugar, sobre el suministro de energía, observando la base de clientes, parece que entre los mayores —los mayores operadores del mercado, al menos desde la perspectiva de las utilities— son de los pocos que no han perdido clientes en el primer semestre del año. Por ello, me gustaría saber si pueden actualizarnos sobre la competencia, cómo ven las tasas de abandono (churn rates) y si hay nuevos competidores que estén presionando realmente en el mercado, o si se trata solo de algo temporal.

Y por último, una aclaración sobre el guidance con respecto a la deuda neta. Si tomo el extremo superior del EBITDA, 2.5x, que es el ratio de deuda/EBITDA que están mostrando, llego a una cifra cercana a los EUR 5.5 billion. El consenso es actualmente algo más de EUR 200 million superior. Por tanto, me preguntaba qué es lo que el consenso no está viendo, o si se trata simplemente de redondeos o de algún fondo de maniobra estructural que se ha recuperado por completo y que no volverá a representar una carga a lo largo del año.

De acuerdo. Respecto a la primera pregunta sobre los centros de datos, precisamente esta semana estamos debatiendo la nueva estrategia, pero queremos introducirla dentro de la actualización del plan industrial. Sin duda, la idea es ser socios, ya que sabemos que podemos ser una pieza clave para un desarrollador de centros de datos porque somos capaces de proporcionar la conexión; pero también hay que ser claros: es una oportunidad increíble para la gestión de la red eléctrica porque no son actividades sujetas a RAB o tarifas, sino que son, por supuesto, actividades comerciales. Y el coste de la conexión para 10 megavatios o 200 megavatios es absolutamente relevante.

Por otro lado, sin suministro de energía de carga base, es imposible —con redundancia, es imposible imaginar— tener un centro de datos. Y, por otra parte, los centros de datos compiten entre sí y por la sostenibilidad, por lo que el KPI de PUE del centro de datos es clave para satisfacer la demanda del cliente final. En una situación como esta, es fácil imaginar cuántos desarrolladores de centros de datos están llamando a nuestra puerta para abrir conversaciones. También somos capaces de aportar capital propio y puede ser una oportunidad interesante, ya que parece muy atractiva en términos de retorno de capital.

Y para nosotros también es interesante el hecho de que la zona donde es probable que se produzca un desarrollo real de centros de datos es precisamente nuestra área. Me refiero, más o menos, al triángulo formado por Milán, Brescia y Bérgamo. Recuerden que los centros de datos también necesitan respaldo ante grandes problemas como inundaciones, terremotos, etc. Por ello, existe la necesidad de contar con respaldo mediante plantas que se mantengan, digamos, a 50 kilómetros de distancia entre sí. Esta es la razón por la que también estamos analizando un triángulo entre diferentes ciudades de Lombardía, cerca de Milán, pero también ciudades como Bérgamo, Brescia o Lacchiarella y otras; todas ellas en nuestros territorios son, sin duda, aptas para servir de respaldo a Milán. En este momento, el gran desarrollo se concentra cerca de Milán. Milán necesita respaldo fuera de la provincia de Milán. Y esta es la otra razón por la que se puede entender lo interesante que resulta actuar como socio.

Si consideran, por ejemplo, que nuestra planta de valorización energética de residuos en Brescia es capaz de suministrar 60 o 70 megavatios de potencia continua, de carga base, con un 50% de energía verde porque proviene de residuos que son neutros en carbono, madera, etc. Este tipo de plantas son muy interesantes para el suministro si se tienen centros de datos. Definiremos claramente nuestra estrategia el próximo mes, pero es absolutamente posible que también nos veamos como inversores en este sector.

Para la base de clientes, nuestra capacidad de competir es clara. De hecho, durante el último año, nuestra tasa de abandono (churn) fue mucho mejor que la media de abandono declarada por ARERA para el resto de los competidores. Y cuando la competencia es mayor, el nivel de calidad que se ofrece a los clientes está directamente vinculado al churn, y el resultado es la posibilidad de crecer o no con la base de clientes. Por tanto, en este momento, estamos muy satisfechos porque nuestra estrategia está funcionando bien. El coste de adquisición aumentó un poco porque decidimos, por así decirlo, no limitarnos solo al canal digital directo, sino también desarrollar mucho la presencia en tiendas en la Península. Actualmente, tenemos clientes en el 99% de los municipios de Italia. Otra razón por la que estamos creciendo es que nuestra marca y nuestro nivel de notoriedad (awareness) son muy altos. Y, probablemente en otra conferencia, mencioné que nuestra notoriedad en este momento es del 67%. Nuestra cuota de mercado es del 6%, 7%. La diferencia entre la cuota de mercado y la notoriedad es la razón por la que existe un embudo que impulsa el crecimiento de nuestra base de clientes.

En relación con el ratio de posición financiera neta/EBITDA, sí, puedo decir que mejorará en comparación con el nivel anterior, situándose por debajo de 2.7, 2.6. Y proyectamos un 2.4, 2.5 para finales de año. Esto se debe al sólido flujo de caja que vamos a experimentar, como habéis visto, pero también por lo que queda de año.

Gracias a todos por participar en esta conferencia de resultados. Gracias por sus preguntas. Si necesitan algún análisis más profundo, por favor, pónganse en contacto con el departamento de IR. Mientras tanto, les deseo un verano muy agradable y relajante. Gracias a todos.

Gracias. Adiós.

Adiós.