Buenos días. Les damos la bienvenida a la conferencia telefónica de presentación de los resultados del ejercicio 2025 de EDP. [Instrucciones del operador] Cedo ahora la palabra al Sr. Miguel Viana, responsable de IR y ESG. Adelante, por favor.

Buenos días. Gracias por asistir a la conferencia de resultados de 2025 de EDP. Nos acompañan hoy nuestro CEO, Miguel Stilwell de Andrade, y nuestro CFO, Rui Teixeira, quienes les presentarán los aspectos más destacados de nuestra ejecución estratégica y del desempeño financiero de 2025.

A continuación, pasaremos a la sesión de preguntas y respuestas, en la que atenderemos sus consultas, comenzando por las preguntas escritas que pueden introducir a partir de este momento en nuestra plataforma de webcast y, posteriormente, por teléfono. Cedo la palabra a nuestro CEO, Miguel Stilwell de Andrade.

Gracias, Miguel. Buenos días a todos y bienvenidos a la conferencia de resultados de 2025. Justo antes de presentar nuestros resultados ayer, quería referirme a los fenómenos meteorológicos extremos que han afectado a Portugal. Como saben, Portugal se vio azotado por una serie de tormentas devastadoras que comenzaron a finales de enero y se prolongaron durante gran parte de febrero, alcanzando en ciertos momentos vientos de más de 200 kilómetros por hora, lo que causó daños materiales sin precedentes en las infraestructuras del país, incluyendo nuestra propia infraestructura de red y también a los clientes.

Creo que lo primero que debo decir es que respondimos de inmediato con un apoyo coordinado a gran escala de todos los equipos internos y externos. Contamos con personal procedente de España, Brasil, Francia e Irlanda, y quería agradecer también a todos esos equipos. Los equipos de redes e hidroelectricidad trabajaron las 24 horas para limitar los daños causados por la tormenta y restablecer el suministro eléctrico a nuestros consumidores. Naturalmente, lo primero es que nuestros pensamientos están con las personas y las comunidades afectadas. Entendemos el daño que esto ha causado y la frustración de las personas que estuvieron sin suministro durante esas semanas. Desde el principio, nuestra prioridad absoluta fue restablecer el suministro de la manera más rápida, segura y eficaz posible. Ya hemos recuperado al 100% de los clientes, quedando solo unas pocas situaciones específicas pendientes que se resolverán muy pronto. Pero creo que lo peor, sin duda, ya ha pasado.

También quería expresar mi más sincero agradecimiento por el profesionalismo y la dedicación absolutamente extraordinarios demostrados por los equipos, tanto internos como externos, en todo el país. Me refiero a la respuesta desde la reparación de la red hasta la gestión de la energía hidroeléctrica, el apoyo a las comunidades y la logística de emergencia. Fue, sinceramente, ejemplar. Creo que realmente mostró lo mejor de EDP en cuanto al compromiso de estar al lado de nuestros clientes y de las comunidades a las que servimos, especialmente en los momentos en que más nos necesitan. Volveré a este punto más adelante en la presentación para hablar con más detalle sobre el impacto que esto ha tenido en nosotros.

Pero ahora pasaré al grueso de la presentación. Pasamos a la Diapositiva 3, que muestra esencialmente una visión general de nuestros resultados para 2025. Y empezaría diciendo que EDP obtuvo un conjunto de resultados muy sólidos para 2025. El EBITDA recurrente alcanzó los EUR 5 billion, superando así la guidance de EUR 4.9 billion. Esto se debe principalmente a un cuarto trimestre mejor de lo esperado en el segmento integrado en Iberia, gracias a unos recursos hidroeléctricos superiores a la media en el cuarto trimestre. Si comparamos esto con 2024, el EBITDA subió un 1% interanual. Por tanto, reflejó un repunte en el desempeño de EDPR, que, como saben, tuvo adiciones de capacidad récord hacia finales del año pasado.

El beneficio neto recurrente se situó en EUR 1.3 billion, también por encima de la guidance, aunque es un 8% inferior frente a 2024, lo que se explica principalmente por el aumento de los gastos financieros. La deuda neta cerró el año con muy buen resultado, en EUR 15.4 billion, mejor que la guidance de EUR 16 billion, lo que nos permitió tener un FFO sobre deuda neta excelente del 21%, frente al 19% de la guidance. Este margen al alza respecto a la guidance en todos los niveles nos permitió aumentar la retribución al accionista. Por ello, proponemos un dividendo de EUR 0.205 por acción. Se trata de un ligero incremento que se pagará este año, ya en 2026, sujeto, obviamente, a la aprobación de la Junta General de Accionistas.

Pasamos a la siguiente diapositiva para hablar con un poco más de detalle sobre FlexGen y los clientes. Aquí vemos una mejora estructural en el valor de la flexibilidad. Realmente quería destacar que, si observan a la izquierda, hay un gráfico reciente de la Agencia Internacional de la Energía que muestra las tasas de captura en España por tecnología. Muestra cómo el mercado está recompensando cada vez más a los activos capaces de responder a la volatilidad de los precios y a las necesidades del sistema. Se puede observar cómo los precios de captura del gas natural suben claramente en 2024 y '25. La hidroeléctrica con embalse también muestra una tendencia al alza, mientras que las tecnologías más intermitentes y menos flexibles, particularmente la solar, muestran claramente un descenso en las tasas de captura en 2025. La conclusión aquí es que la flexibilidad se está integrando estructuralmente en los precios y esperamos que esto siga siendo una característica del mercado a largo plazo.

Y esto se puede ver en las cifras de EDP para 2025. La generación neta hidroeléctrica fue de casi 10 terawatt hours. Ha bajado un 2% interanual, pero sigue siendo un año muy sólido para ellos. La prima hidroeléctrica frente a la carga base aumentó al 21%, reforzando así el valor de la producción flexible. En cuanto al bombeo hidroeléctrico, los volúmenes de bombeo aumentaron a 2.3 terawatt hours en el año, un 24% interanual, con un diferencial de bombeo frente a la carga base que alcanzó el 75%. Si miran a la derecha de la diapositiva, ofrecemos una actualización sobre los niveles de los embalses en 2026. Debido a las fuertes lluvias, los niveles de los embalses se encuentran en máximos históricos. Alcanzaron alrededor del 96% en febrero de 2026, frente al aproximadamente 76% de enero. Esto también es coherente con el índice de producción hidroeléctrica en Portugal, que ha duplicado su media histórica en lo que va de año. Obviamente, esto es consecuencia de las fuertes tormentas de las que acabo de hablar en Portugal en enero y febrero.

Un aspecto importante a tener en cuenta es que la consecuencia de estas condiciones meteorológicas extremas en el mercado es que también tuvimos precios de pool anormalmente deprimidos, lo que, sumado a los mayores costes de servicios auxiliares en febrero, afectó los resultados. Esto se refleja en que los precios del pool en Portugal pasaron de alrededor de EUR 71 por megavatio hora en enero a aproximadamente EUR 8 por megavatio hora hasta mediados de febrero. Por tanto, hubo precios de pool más bajos en febrero y mayores costes de servicios auxiliares.

Si pasamos a la siguiente diapositiva, entraremos en un poco más de detalle sobre las tormentas aquí en Portugal, esencialmente durante la primera mitad del 1 de febrero. Primero, como mencioné, quiero destacar los esfuerzos realizados por el equipo. Se hizo un esfuerzo enorme para restaurar el suministro eléctrico y asegurar que las inundaciones en las presas fueran limitadas. Las tormentas afectaron a unos 6,000 kilómetros de red y dañaron alrededor de 5,800 torres. Tuvimos a más de 2,000 personas movilizadas sobre el terreno, cerca de 2,400 personas. Y, como dije, ya para esta semana pudimos restablecer el servicio al 100% de los clientes. En cuanto a la hidroeléctrica, monitorizamos continuamente las precipitaciones. Creo que en este caso fue fundamental el uso de modelos hidrológicos avanzados, lo que nos permitió anticiparnos de forma proactiva a lo que se avecinaba y también prever algunas de las descargas y coordinarlas con las autoridades ambientales. Por tanto, creo que desempeñamos un papel significativo en el control de inundaciones.

En el plano práctico con los clientes y las comunidades, hemos implementado planes para garantizar el apoyo en los pagos y la facturación para los clientes afectados, así como asistencia con las reinstalaciones de generación distribuida (DG) solar. A un nivel más social, también entregamos más de 90 toneladas de materiales esenciales, incluyendo ventiladores, tejas y materiales de techado, básicamente para ayudar a las personas a proteger sus hogares. También ayudamos a las personas en zonas más aisladas a tener acceso a las comunicaciones, incluyendo dispositivos Starlink y baterías externas.

En términos de impacto financiero, esperamos que esto resulte en unos EUR 80 million en CapEx para la reconstrucción de infraestructuras, lo cual estará parcialmente cubierto por el seguro. Seguimos evaluando los costes e impactos adicionales y actualizaremos esta información en los resultados del primer trimestre, pero esto muestra claramente la creciente vulnerabilidad que está causando el cambio climático y la importancia, por encima de todo, de contar con sistemas resilientes y flexibles, así como de la inversión a largo plazo en redes.

Y eso me lleva a la siguiente diapositiva, donde quería recalcar que, incluso antes de estos eventos, desde el año pasado, ya hemos incrementado significativamente la inversión para responder a las crecientes necesidades del sistema. La electrificación, la integración de renovables y la resiliencia de la red implican que las inversiones brutas para el periodo '26 a 2030 alcanzarán los EUR 4.1 billion, frente a los EUR 2.6 billion del periodo '21 a '25. Esto supone un aumento global del 58% en Iberia, ligeramente superior en Portugal que en España, aunque ambas geografías contribuyen significativamente; en Portugal es de alrededor del 66%, lo que supone un aumento de casi el 70%. La mayor parte de esto se destina a reforzar la resiliencia de la red. Estamos presupuestando alrededor de — o más de — EUR 500 million para la resiliencia de la red, con el fin de asegurar que la red esté preparada para mayores cargas, una mayor generación distribuida y una mayor complejidad del sistema.

Y, afortunadamente, esta mayor inversión está respaldada por una visibilidad regulatoria mucho más sólida, como hemos mostrado aquí en la parte derecha. Como saben, el nuevo marco regulatorio establece un rendimiento nominal antes de impuestos del 6.7% para este periodo hasta 2029 en Portugal. Y en España, el marco establece un rendimiento del 6.58% para el periodo hasta 2031. Lo más importante es que ambos marcos se cerraron a finales del año pasado, lo que nos aporta claridad y estabilidad para el próximo ciclo de inversión. También creo que es importante señalar que, en Portugal, los presupuestos generales del Estado para 2026 aclaran las condiciones bajo las cuales las nuevas inversiones en redes están exentas del impuesto extraordinario. Esto respalda realmente la inversión incremental que estamos realizando en las redes.

Continuando con las redes. Si pasamos a la siguiente diapositiva, podrán ver que los nuevos términos regulatorios y los planes de aprobación permitirán un crecimiento del EBITDA en Iberia para las redes. Por lo tanto, crece hasta superar los EUR 1 billion durante este periodo. Debemos tener en cuenta que, en este periodo en Portugal, existen ingresos heredados que finalizan en 2026 por un valor de alrededor de EUR 40 million; eliminarlos significa que tendríamos un EBITDA normalizado en 2025 de alrededor de EUR 0.89 billion, que alcanzaría los EUR 1.05 billion en 2028. Esto supone un crecimiento del EBITDA del 18% de 2025 a 2028, ya actualizado con los nuevos términos. Por tanto, esto no es solo un efecto puntual hasta 2028. El crecimiento continuará más allá de 2028, respaldado por los rendimientos aprobados y también por los planes de inversión que comentamos en la diapositiva anterior. Todo esto nos da confianza en que el impulso continuará con fuerza mucho más allá de 2028, hasta 2030 y posteriormente.

Si pasamos a la siguiente diapositiva y hablamos rápidamente de Iberia. Creo que lo que diría aquí es que Iberia está entrando en un periodo de crecimiento de la demanda eléctrica mucho más fuerte, impulsado por la electrificación. A la izquierda, pueden ver el crecimiento de la demanda de energía en 2025 frente a 2024. Portugal lidera con un 3.6% y España con un 2.8%, lo que significa que Iberia está superando claramente a varios de los mercados europeos. Y no es solo un efecto de un año. Es decir, obviamente, estamos viendo un fuerte impulso hacia 2026. Solo en enero, la demanda fue del 7.9% en Portugal y del 4.8% en España, ya ajustada por temperatura. De cara al futuro, estimamos un CAGR del 2% en la demanda eléctrica ibérica durante el periodo que llega hasta 2030. Por tanto, el crecimiento de la demanda debería estar respaldado, en general, no solo por el buen desempeño de la economía, sino por una cartera de proyectos de centros de datos de más de 18 gigawatts que han sido anunciados o que están disponibles públicamente. Me gustaría destacar aquí que EDP está participando, obviamente, en muchos de estos proyectos; dos de los más avanzados que se encuentran aquí en Portugal son el Merlin Data Center, al norte de Lisboa, con 180 megawatt, con el que firmamos un MOU en julio de 2025, y también el proyecto Start Campus en Sines, con un MOU que firmamos ayer. Y se espera que el proyecto de Sines alcance los 1.2 gigawatt en los próximos años. Puedo dar más detalles sobre lo que esto significa en la sesión de preguntas y respuestas si lo consideran apropiado.

Si seguimos hablando de Iberia. Esta es una diapositiva que creo que también es extremadamente importante porque no se trata solo del crecimiento de la demanda. También es que Iberia combina este crecimiento de la demanda con precios de la energía estructuralmente asequibles. Esto se ve respaldado por la mejora de los fundamentos del sistema, lo cual es una ventaja realmente importante para los clientes, para la electrificación y para la competitividad general de la economía. Así que, cuando se habla tanto en Europa y en otros lugares sobre asequibilidad y competitividad, Iberia tiene una ventaja realmente distintiva en Europa, y creo que nos beneficiaremos de ello en el frente de la electrificación.

A la izquierda, pueden ver la evolución de los precios de la electricidad B2C. La conclusión clave es que Portugal y España se sitúan entre los mercados más asequibles de Europa, aproximadamente un 17% por debajo de la media europea. De cara al futuro, a nivel europeo, el norte de Europa se enfrenta a mayores inversiones de red previstas, lo que suele ejercer una presión al alza sobre los precios para el usuario con el tiempo. Por el contrario, en Portugal y España, tenemos varios elementos estructurales que creemos que respaldarán la asequibilidad. Uno es el sistema eléctrico histórico, que se espera que esté totalmente amortizado para 2028. Esto significa que habrá reducciones de costes significativas en la estructura tarifaria en el futuro. En segundo lugar, existe una retirada gradual de los esquemas de apoyo heredados, como las Feed in Tariffs en Portugal y el esquema Recore en España, lo que también reduce los costes de las tarifas de acceso. Así, específicamente en Portugal, el regulador ha simulado reducciones anualizadas en las tarifas de referencia para el usuario final B2C de 2026 a 2030. Esto ayuda a crear margen para acomodar nuevas necesidades del sistema, como servicios auxiliares, mecanismos de capacidad e inversiones adicionales en redes, sin comprometer la competitividad. Creo que podemos tener lo mejor de ambos mundos: más inversión, más servicios auxiliares y más mecanismos de capacidad para asegurar un sistema más fuerte y resiliente, manteniendo al mismo tiempo reducciones anualizadas en las tarifas para el usuario final.

Pasamos a EDPR. De nuevo, ayer tuvieron más detalles al respecto. Así que solo una breve nota aquí. Estamos observando un impulso de ejecución muy sólido y una mejor visibilidad sobre el negocio y el cumplimiento del plan. En los últimos 6 meses, EDPR ha asegurado 1.3 gigawatts de capacidad. Y en la parte izquierda, pueden ver los principales proyectos asegurados durante este periodo. Es una combinación de PPAs con empresas de servicios públicos y compañías tecnológicas globales. También tenemos acuerdos de Build and Transfer en los EE. UU. Por lo tanto, se trata de un conjunto de offtakers y estructuras realmente diversificado. Y para el periodo de 2026 a 2028, ya tenemos 2.8 gigawatts asegurados, y esperamos seguir asegurando más proyectos en las próximas semanas y meses. Si lo desglosamos año tras año, 2026 ya está asegurado al 100%. Por lo que casi todo está en construcción, con un par de proyectos entrando en fase de construcción a muy corto plazo. Esto nos da mucha confianza para 2026. 2027 ya está asegurado al 65% y 2028 al 10%. Así que ya tenemos aproximadamente un 55% asegurado para el periodo 2026-2028. Como digo, tenemos buena visibilidad sobre proyectos adicionales que están en el pipeline para ayudarnos a cumplir con el resto de este plan. Con esto, termino aquí y le cedo la palabra a Rui para que analice los resultados de 2025 con más detalle; yo volveré para las conclusiones. Gracias.

Gracias, Miguel, y buenos días a todos. Permítanme empezar con los resultados de EDP. El EBITDA recurrente alcanzó los EUR 5.03 billion en 2025. Ha subido un 1%, pero si excluimos las ganancias por rotación de activos y el efecto FX, el crecimiento subyacente fue del 7% interanual, impulsado por el sólido desempeño de EDPR y la resiliencia en el segmento de redes.

Si observamos las cifras recurrentes por segmento, Renovables, Clientes y Gestión de Energía aumentaron EUR 65 million interanual, alcanzando los EUR 3.4 billion, lo que representa el 69% del EBITDA del grupo. Dentro de este segmento, la división de Hidro, Clientes y Gestión de Energía disminuyó EUR 216 million interanual, lo que refleja principalmente la normalización de las condiciones de suministro de gas en Iberia frente al entorno externo que tuvimos en 2024. Esto fue compensado con creces por el sólido desempeño de EDPR, con un aumento de hasta EUR 190 million interanual, reflejando que las cifras récord de adiciones de 2024 se han traducido en una mayor generación.

En el área de redes, el EBITDA recurrente se situó en EUR 1.54 billion, lo que representa ahora el 31% del EBITDA del grupo. Aunque el EBITDA disminuyó EUR 68 million interanual, esto se explica principalmente por el impacto de FX en Brasil y las ganancias de capital de los activos; de nuevo, excluyendo FX y la rotación de activos, el EBITDA subyacente de redes aumentó un 3%, respaldado por un desempeño positivo en Iberia, tanto por el marco regulatorio como por el refuerzo de la disciplina operativa.

Finalmente, el OpEx recurrente disminuyó un 2% interanual, o un 5% en términos reales, reforzando también la disciplina operativa, que detallaré en la siguiente diapositiva. Si observan el OpEx, esta diapositiva destaca un facilitador importante de nuestro desempeño de EBITDA, que es la disciplina de costes sostenida. El OpEx recurrente disminuyó EUR 1.88 billion, con una tendencia a la baja año tras año, lo que supone una reducción total de alrededor de EUR 160 million en 2025 frente a 2023. En los últimos 12 meses, la inflación fue de alrededor del 3% y, aun así, logramos una reducción nominal del 2% en el OpEx recurrente. Excluyendo el FX, el OpEx es ligeramente inferior, lo que significa que estamos absorbiendo eficazmente la inflación mediante ganancias en eficiencia y productividad. Esto se está traduciendo en una mejora de los ratios de eficiencia. El OpEx como porcentaje del beneficio bruto mejoró del 28% en 2023 al 26% en 2025. Los impulsores clave de esto son que EDPR está logrando un crecimiento eficiente. Estamos reduciendo el OpEx ajustado por megavatio en un 12% interanual hasta los EUR 40,000 por megavatio, todo ello mientras escalamos la capacidad, con una plantilla más ágil y enfocada y alineada con las prioridades de crecimiento de la compañía, así como iniciativas digitales e impulsadas por IA para mejorar la eficiencia en O&M, la toma de decisiones y la experiencia del cliente. Creo que el mensaje es muy claro: estamos creciendo e invirtiendo mientras mejoramos estructuralmente la base de costes. Y, obviamente, esto respalda la generación de caja a medida que cumplimos el plan.

Pasemos ahora al segmento FlexGen y Clients. El EBITDA en '25 se situó en EUR 1.46 million. Esto supone una caída del 13% interanual, lo que refleja la normalización frente a un 2024 extraordinario, pero también un aumento estructural de los ingresos por flexibilidad. En Iberia, como saben, el 2024 se vio afectado por costes extraordinarios de suministro de gas. El precio de cobertura de baseload en 2025 se normalizó de EUR 90 por megawatt hour a EUR 70 por megawatt hour. Sin embargo, esto se compensó parcialmente por unos ingresos más sólidos en generación flexible. La generación por bombeo aumentó un 24%, con diferenciales de bombeo alcanzando el 75% sobre los precios de baseload. La prima de la hidroeléctrica mejoró hasta el 21% y la generación de CCGT aumentó aproximadamente 3 terawatt hours, reflejando las necesidades del operador del sistema. En Brasil, el EBITDA disminuyó de EUR 184 million a EUR 156 million, debido principalmente al impacto de ForEx. En resumen, aunque el EBITDA principal refleja la normalización, el repunte estructural de la flexibilidad fue muy sólido, con una contribución de EUR 0.3 billion al grupo en su conjunto.

Pasamos ahora a la Diapositiva 15, para tratar EDPR, de la que también comentamos ayer en la llamada; el EBITDA recurrente subyacente ex ForEx creció un 27% interanual. Este crecimiento, un crecimiento muy robusto, refleja un aumento significativo de la generación tras las récord ampliaciones de capacidad en '24, compensando el peor desempeño de las fuentes renovables y también la normalización de los precios de venta, principalmente en Europa. En general, EDPR sigue mostrando un sólido impulso operativo que se traduce en el crecimiento de la capacidad hacia el crecimiento de los beneficios.

Ahora, veamos el EBITDA de Networks en la Diapositiva 16. El EBITDA recurrente alcanzó EUR 1.54 billion en 2025, lo que representa una disminución del 4% interanual, pero esto se explica principalmente por la devaluación del real brasileño. La ausencia de ganancias por rotación de activos en Brasil, que ascendieron a EUR 71 million en '24, la combinación de la desconsolidación de activos de transmisión, la disminución en la actualización del valor residual de la distribuidora y la actualización de la inflación en transmisión. Pero esto se compensa globalmente con la mejora del desempeño operativo. Una vez más, excluyendo FX y rotación de activos, el EBITDA subyacente aumentó un 3%. Cuenta con una contribución importante de EUR 56 million en EBITDA de Iberia, la siguiente actualización de la inflación en Portugal y el crecimiento del RAB en general. En definitiva, el segmento de redes muestra un desempeño operativo resiliente con un marco regulatorio muy favorable, tal como Miguel acaba de describir de cara al futuro.

Sobre los costes financieros, en la siguiente diapositiva. Los costes financieros netos aumentaron de EUR 865 million a EUR 989 million. Hay dos factores principales que explican esto. El primero es que los costes de intereses netos añaden unos EUR 54 million. Reflejan una mayor deuda media y un mayor coste de la deuda en reales brasileños, donde el coste medio subió del 11.7% al 14.1%, reflejando las condiciones macroeconómicas del país. Excluyendo Brasil, el coste medio de la deuda se redujo al 3.3%. Segundo, menores capitalizaciones y otros efectos que contribuyen con una adición de EUR 69 million. Esto se explica en gran medida por la reducción de EUR 1.2 billion en obras en curso a medida que los proyectos entran en operación y, por tanto, reducen los intereses capitalizables. Si miran a la derecha, la deuda nominal media por divisa se mantiene ampliamente estable interanual. La cartera sigue estando denominada predominantemente en euros con un 64%, seguida del dólar estadounidense con un 16% y el real brasileño con un 15%. Finalmente, en cuanto a la actividad de financiación reciente, emitimos un bono senior a 6 años de EUR 650 million en enero con un cupón del 3.25%. Esto confirma el acceso competitivo de EDP a la financiación en los mercados de deuda.

Pasemos ahora al flujo de caja en la siguiente diapositiva. El flujo de caja orgánico alcanzó EUR 3.3 billion, un aumento de EUR 0.5 billion interanual, impulsado por la mejora del EBITDA y la gestión del capital de trabajo. Los intereses netos pagados ascienden a EUR 0.8 billion, compensando parcialmente la mejora operativa. En cuanto a las inversiones, las inversiones brutas totalizaron EUR 3.9 billion, principalmente EUR 2.4 billion en EDPR y EUR 1.1 billion en Electricity Networks, además de EUR 0.4 billion en FlexGen y Clients. Estas inversiones brutas se financiaron mediante EUR 1.6 billion de rotación de activos y EUR 0.8 billion de ingresos por Tax Equity. También hay EUR 0.5 billion de otros impactos, relacionados principalmente con pagos a proveedores de activos fijos. Como resultado, se obtuvo un total de EUR 1.7 billion de inversiones netas de caja, de las cuales cerca del 50% se destinó a redes eléctricas y alrededor del 40% a EDPR.

Pasando a la diapositiva 19, la deuda neta se situó en EUR 15.4 billion, frente a los EUR 15.6 billion de finales de 2024, superando la guidance de EUR 16 billion que comunicamos al mercado. Los principales factores que impulsaron el cambio en la deuda neta incluyen EUR 3.3 billion de flujo de caja orgánico. Obviamente, el pago anual de dividendos de EUR 0.8 billion y la recompra de acciones de EUR 100 million a lo largo de 2025. También los EUR 1.7 billion de inversiones netas en efectivo que acabo de explicar, EUR 0.8 billion de cuentas a cobrar regulatorias y unos EUR 0.3 billion por tipo de cambio y otros conceptos, relacionados principalmente con deuda denominada en USD. Por tanto, como resultado de la gestión del flujo de caja, la disciplina en el balance general y, lógicamente, un flujo de caja operativo muy sólido, contamos con métricas crediticias sólidas con un FFO/deuda neta del 20.9% y un ratio deuda neta/EBITDA de 3.3x.

Ahora, sobre el beneficio neto. El beneficio neto alcanzó los EUR 1.28 billion. Esto supone una reducción del 8% interanual. Este descenso se debe principalmente a un mayor EBITDA de EUR 74 million, un aumento de la amortización y depreciación (D&A) y provisiones de EUR 60 million interanual, reflejando la trayectoria de inversión, mayores costes financieros netos debido al mayor coste de la deuda y menores capitalizaciones, así como un ligero incremento en el impuesto sobre sociedades e intereses minoritarios. Excluyendo las plusvalías por rotación de activos y el efecto de tipo de cambio, el beneficio neto subyacente aumentó un 3%, confirmando un desempeño operativo muy sólido, tal como acabamos de describir. En términos reportados, el beneficio neto alcanzó los EUR 1.15 billion, incluyendo el impacto negativo de EUR 130 million, relacionado principalmente con algunos elementos no recurrentes en EDPR. Por tanto, el beneficio neto reportado aumentó un 44% interanual, impulsado también por el repunte del desempeño de EDPR en comparación con el resultado negativo de 2024. Esta mejora en el beneficio neto respalda nuestra propuesta de aumentar el dividendo a EUR 0.205 por acción, un 2.5% por encima de la guidance, a pagarse en 2026, sujeto, por supuesto, a la aprobación en la junta general de accionistas.

Ahora, permítanme abordar un tema que considero relevante respecto a la sensibilidad del beneficio neto a los precios de la electricidad frente a lo que presentamos en el CMD. En esta diapositiva —solo para recordar a todos— nuestra exposición al mercado energético está bien diversificada. Como saben, tenemos una gestión energética muy activa. La cartera está predominantemente contratada a largo plazo, lo que proporciona una gran visibilidad del flujo de caja y, lógicamente, reduce el impacto a corto plazo de la volatilidad de los precios. En Iberia y Brasil, tenemos una posición corta estructural en generación, que cubrimos a través de nuestro negocio de suministro, compensando así parcialmente los movimientos de los precios mayoristas. En el CMD, informamos que un movimiento simultáneo de 5 EUR por megavatio hora en todos los mercados implicaría un impacto de aproximadamente EUR 60 million en el beneficio neto de 2028. Desde entonces, los forwards de Iberia para 2028 han caído alrededor de EUR 10 por megavatio hora. Sin embargo, por otro lado, las curvas de forwards de EE. UU. y Brasil están subiendo. Por tanto, esta diversificación de la cartera, sumada a una gestión energética activa, ha reducido la sensibilidad. Así, hoy, el mismo movimiento de 5 EUR por megavatio hora en todos los mercados en la misma dirección implicaría un impacto de aproximadamente EUR 45 million en el beneficio neto de 2028, frente a los EUR 60 million que presentamos en el CMD; es decir, una reducción de la sensibilidad. El desglose de la exposición merchant es aproximadamente 65% Europa, 20% Brasil y 15% Norteamérica. Con esto, cedo la palabra a Miguel para sus comentarios finales. Gracias.

Gracias, Rui. Como dices, creo que profundizar en la sensibilidad al precio de la electricidad es un punto importante a destacar, ya que sé que hay preguntas al respecto. En cualquier caso, pasemos a la última diapositiva, justo antes de abrir la sesión de preguntas y respuestas. Resumiendo los resultados de 2025 y nuestra perspectiva para 2026 y años posteriores.

Primero, en relación con 2025, creo que es innegable que hubo una ejecución y un cumplimiento de lo prometido muy sólidos. En todo el grupo, superamos la guidance, y estamos viendo un claro cambio estructural en FlexGen y Clientes, con el valor de la flexibilidad manifestándose con mucha fuerza. Al mismo tiempo, EDPR también ha mejorado su desempeño gracias a su continuo enfoque en mercados con calificación A, logrando una mejor visibilidad en la ejecución de su plan de negocio.

En la división de redes, hemos mejorado significativamente la visibilidad tras el cierre de los periodos regulatorios en Portugal y España, y también hemos avanzado en Brasil con la prórroga de las concesiones. Y lo más importante es que todo esto se ha logrado con disciplina financiera y una mayor eficiencia en Suecia. Me he referido, concretamente, tanto al lado de los costes como al de la deuda, apoyando el mantenimiento de unos ratios de solvencia sólidos.

En segundo lugar, analizando el guidance para 2026. Esperamos un EBITDA recurrente de alrededor de EUR 4.9 billion a EUR 5 billion, respaldado por la contribución equilibrada de toda la cartera. Las redes aportarán alrededor de EUR 1.5 billion a EUR 1.6 billion, y el EBITDA será de unos EUR 2.1 billion, como mencionamos ayer. FlexGen y Clients aportarán alrededor de EUR 1.3 billion a EUR 1.4 billion, y reafirmamos nuestro beneficio neto recurrente de EUR 1.2 billion a EUR 1.3 billion.

Respecto a los objetivos para 2028. A lo largo de los próximos dos años, seguimos previendo unos ingresos de inversión bruta de alrededor de EUR 12 billion. Y recalco que esto se financiará con disciplina y se verá respaldado por unos EUR 6 billion en rotaciones y desinversiones de activos. Mantendremos nuestros objetivos de balance sin cambios. Por tanto, nuestro objetivo es un FFO sobre deuda neta de alrededor del 22%. Y en cuanto a la generación de beneficios, mantenemos nuestro compromiso de alcanzar los EUR 5.2 billion de EBITDA recurrente y los EUR 1.3 billion de beneficio neto recurrente para 2028.

En resumen, todo es coherente. Hemos tenido una ejecución sólida en 2025. Tenemos una visibilidad muy clara para 2026 y estamos reiterando nuestro guidance para 2028. Con esto, paso con gusto a la sesión de preguntas y respuestas. Te cedo la palabra, Miguel. Gracias.

Comenzaremos abordando las preguntas enviadas por escrito. Después, pasaremos a las preguntas en directo por teléfono. [Instrucciones del operador]

Comenzaremos con las preguntas por escrito. Tenemos la primera pregunta de un analista de RBC y otros analistas de GB Capital, Deutsche Bank y CaixaBank en relación con el guidance para 2026 que hemos proporcionado. Estamos proyectando un EBITDA estable frente a lo que presentamos en el CMD, mientras que en EDPR hubo una ligera revisión. Por tanto, si pudieran explicarnos detalladamente este mejor guidance.

Claro. Como mencioné, creo que nos sentimos muy cómodos con 2026. Me refiero a un par de puntos que han mejorado desde el Capital Markets Day de noviembre pasado. La tasa de retorno regulada para la distribución en Portugal fue mejor que la propuesta inicial, lo cual supuso un factor positivo. El callback se suspendió en diciembre, y anteriormente asumíamos que tendríamos eso durante los próximos dos años. Así que eso también es positivo.

Enero y febrero registraron, obviamente, entradas hidroeléctricas muy fuertes. Y les mostré las cifras sobre el estado de los embalses; están en niveles máximos históricos. Por tanto, tienen la capacidad completa. Así que también hay una buena visibilidad para los próximos meses en cuanto a la hidroeléctrica.

Por el lado ligeramente negativo, tuvimos precios mayoristas bajos en febrero y servicios auxiliares superiores a lo normal en términos de oferta; también algunas restricciones en la red de transporte debido a las tormentas, que aún están por resolverse. Eso es lo negativo. Pero esperamos que esto disminuya en los próximos meses y que los precios mayoristas en Iberia también se normalicen de nuevo en el próximo periodo.

En cuanto a ForEx y FX, tenemos un dólar ligeramente más bajo frente al euro, tal como comentamos ayer a nivel de EDPR. Pero, por otro lado, estamos viendo un rebote positivo del real brasileño. Ahora vemos 6 BRL por euro frente a nuestras previsiones del plan de negocio de 6.6 BRL por euro para 2026. Así que hay bastantes aspectos positivos y un par de negativos, pero, en conjunto, francamente nos sentimos muy seguros con el guidance para 2026.

Sí. Tenemos una segunda pregunta sobre la deuda neta. ¿A qué se debió la desviación positiva de nuestra cifra de deuda neta en 2025, es decir, los EUR 15.4 billion frente a los EUR 16 billion de guidance que habíamos proporcionado? Y también una pregunta sobre la actualización de la evolución prevista de la deuda neta durante 2026.

Gracias, Miguel. En primer lugar, el cuarto trimestre fue muy bueno en términos de flujo operativo, con una sólida contribución del segmento integrado en Iberia. Ese es el primer punto.

Obviamente, hay cierto impacto del capital circulante que veremos revertirse en el... ahora en 2026. Por lo tanto, lo que diría es que, en primer lugar, para 2026 prevemos una deuda neta de alrededor de EUR 16 billion hacia el cierre del ejercicio.

Normalmente, como saben, durante la primera mitad del año experimentamos un aumento de la deuda neta, ya sea por este capital circulante. También tengan en cuenta que tenemos la transacción en Grecia, así como el pago de dividendos en el segundo trimestre. Y luego, a medida que empezamos a recibir las entradas de efectivo por la rotación de activos y los ingresos por tax equity hacia finales de año, la deuda tiende a bajar de nuevo. Por eso prevemos alrededor de EUR 16 billion para 2026.

Tenemos entonces una pregunta sobre las noticias de ayer respecto al memorando de entendimiento con Start Campus. ¿Qué significa esto para EDP y para este compromiso? Preguntas de Alex, de Bank of America, y de Fernando, de CRBC.

Así que es un paso interesante. Creo que es uno de los muchos que hemos estado dando. Es, esencialmente, un MOU que refleja el interés de ambas partes en explorar las sinergias entre sus actividades. Es decir, nosotros como expertos en el sector energético y ellos en el de infraestructuras.

Diría que el MOU consta en realidad de tres partes. Creo que la primera es que EDP sea considerada el socio energético estratégico de los proyectos de Start Campus, ya sea mediante el suministro eléctrico tal cual o a través de la adicionalidad de proyectos para la infraestructura que se construirá en Start Campus. La segunda es simplemente la sinergia entre el centro de datos o proyecto y la infraestructura que ya gestionamos, por ejemplo, en la central eléctrica de Sines. Por ejemplo, en lo que respecta al agua para refrigeración.

Y la tercera es una potencial colaboración para otros centros de datos que ese campus pueda querer desarrollar en Portugal, aprovechando los activos y las capacidades de EDP en cuanto a terrenos y activos de generación que poseemos en Portugal, para así explorar posibles colaboraciones.

Creo que, por encima de todo, abre la posibilidad de crear valor adicional a partir de nuestros activos y operaciones actuales, así como de obtener una mayor visibilidad sobre los futuros volúmenes de demanda, lo que podría respaldar el desarrollo de una cartera considerable de proyectos de energía renovable, tal como hemos comentado anteriormente. En resumen, creo que es un paso, uno de los muchos que esperamos dar en esta área.

También hay una pregunta de Pedro Alves, de Caixa Bank, sobre la evolución del tipo impositivo efectivo. Es decir, sobre el 28% en 2025 y también explicando hacia dónde nos dirigimos; es decir, explicar ese 28% y cómo prevemos su evolución para 2026.

Para 2025, el tipo impositivo del 28% se debió principalmente a que tuvimos menores ganancias por rotación de activos y algunos costes que no son deducibles fiscalmente, lo que afectó básicamente al tipo.

Pero si pensamos en 2026, se podría considerar algo en torno a los 20 bajos. Esto se debe a que esperamos, de nuevo, aumentar el capital y las ganancias por rotación de activos de las transacciones, así como la disminución del tipo impositivo en Portugal, que, como saben, bajará un punto porcentual cada año hasta 2028. Así que para 2026 estaremos en torno a los 20 bajos.

Tenemos una pregunta de Pedro, de CaixaBank, sobre si podemos explicar un poco mejor la actualización de la inflación en términos reales, concretamente el impacto en nuestro EBITDA en las redes brasileñas en 2025, y cómo vemos su evolución para 2026 y 2028.

En 2025, tuvimos la prórroga de la concesión en Espirito Santo por otros 30 años. Y esperamos tener esa misma prórroga para Sao Paulo, la cual ya ha sido aprobada por el regulador. Solo estamos pendientes de la firma final en las próximas semanas.

Por tanto, existe un impacto positivo por la actualización de la inflación de este valor residual, que existió en 2025 y que pasará a ser inmaterial a partir de 2026. Para ser específicos, en 2025, en las redes eléctricas de Brasil, tuvimos alrededor de EUR 70 million de EBITDA por actualizaciones de inflación tanto en las distribuidoras como en las transmisoras. Y tuvimos alrededor de EUR 20 million de EBITDA provenientes de las 2 líneas de transmisión que vendimos en el cuarto trimestre de 2025. Así pues, el impacto de esta actualización de la inflación en las redes ya ha disminuido en 2025 frente a 2024, pero en 2026 será inmaterial.

Creo que es importante señalar lo siguiente. Estamos en conversaciones con la ANEEL, que es el regulador en Brasil. Tanto nosotros como las otras distribuidoras, aunque nosotros estamos más avanzados en este proceso por ser los primeros en renovar nuestras concesiones, para cambiar el reconocimiento de las inversiones en la base de activos de la compañía. Como mencioné, creo, en el Capital Markets Day, y simplemente lo reiteraré, actualmente solo se reconocen cada 5 años mediante provisiones tarifarias.

Por tanto, aún no hay una conclusión, pero vemos una señal positiva en que, al menos, el regulador está dispuesto a considerar esto, lo que nos permitiría tener este reconocimiento de inversiones intra-ciclo en lugar de tener que esperar al final del periodo regulatorio. Así que es un trabajo en curso. Estamos ciertamente muy comprometidos con ello y creemos que otros también lo estarán en cuanto empiecen a ver que sus concesiones también se renuevan.

Tenemos una pregunta de Jorge Alonso, de Bernstein. También, respecto al entorno actual de los precios de la electricidad, ¿qué confianza tenemos para mantener nuestro guidance de 2028? Y en relación con los supuestos que proporcionamos en el CMD y los forwards actuales, ¿cómo vemos el guidance para '28?

Como también expliqué brevemente con esa diapositiva de sensibilidad, quiero decir, efectivamente tenemos, como saben, posiciones cortas estructurales en generación tanto en Iberia como en Brasil. Esto lo cubrimos principalmente a través del negocio con nuestros clientes, pero también contamos con una gestión de energía muy activa.

Y luego, en el resto de los otros mercados, como saben, desde la perspectiva de EDPR, el 85% está realmente contratado a largo plazo. Sobre esto, básicamente, lo que hemos hecho desde el CMD es, obviamente, aumentar la cobertura. Por lo tanto, hemos estado trabajando activamente en la cobertura de la gestión de energía. Así, para 2026, el 85% de los volúmenes están cubiertos a un precio superior a EUR 64 por megavatio hora. Para '27 y '28, tenemos aproximadamente el 50% de los volúmenes de carga base cubiertos por encima de los precios forward actuales. Así que, obviamente, esto nos aporta estabilidad y previsibilidad frente a los cambios en las curvas forward.

Pero también en otros mercados, en EE. UU., la exposición está concentrada principalmente en PJM y MISO. Estamos viendo que los precios a plazo suben alrededor de $5 por megavatio hora. También en Brasil, donde tenemos una menor exposición, aunque sigue siendo relevante, el PLD ha estado subiendo significativamente desde el CMD.

Por eso, en conjunto, una vez más, esta diversificación de la cartera y la gestión energética tan activa nos dan confianza respecto al guidance de 2028. Y lo que es más importante, como dije, de hecho hemos reducido la exposición de la cartera a estos movimientos de precios. En el CMD de noviembre, estimábamos alrededor de EUR 60 million. Y ahora estamos ante una cifra sustancialmente inferior.

Ahora tenemos una pregunta de Manuel Palomo, de BNP. ¿Cuál es su opinión sobre la creciente preocupación por la asequibilidad y la aprobación del decreto energético por parte del gobierno italiano para reducir los precios, y si podríamos esperar algún efecto contagio?

Bueno, creo que este es un punto importante para dar un paso atrás. Creo que todos estamos centrados en la competitividad de la economía. Y lo que es bueno para la economía en su conjunto es bueno para las empresas.

Como mencioné, la mayor parte de nuestra exposición está en Iberia, y hemos incluido específicamente una diapositiva que muestra que en Iberia, Portugal y España, ya tenemos algunos de los precios más bajos de Europa. Y se espera que la tendencia sea incluso a la baja a medida que terminen algunos de los costes actuales del sistema, como los pagos del déficit tarifario, que se están amortizando, o las primas a la generación (feed-in tariffs), por ejemplo. Por tanto, la tendencia es que ya es mucho más baja que el resto de Europa y sigue bajando. Así que la asequibilidad y la competitividad, creo, en Iberia son en realidad un aspecto positivo. Y significa que pueden asumir inversiones adicionales, pueden asumir una especie de servicios auxiliares sin afectar a la asequibilidad.

En cuanto al caso italiano, creo que todavía tiene que pasar por lo que podríamos llamar un proceso, digamos, finalmente prolongado, y estoy seguro de que hay mucho debate a nivel europeo. Conceptualmente, se entiende de algún modo, pero no se está de acuerdo con lo que se está haciendo. Ya hubo mucho debate hace dos años sobre el diseño del mercado, sobre cómo hacer que el mercado mayorista funcione de forma distinta. Y, en última instancia, siempre se vuelve a la idea de que el sistema de precios marginales es el que mejor funciona. El CO2 tiene que internalizarse y eso sigue siendo una prioridad clave para Europa. Por tanto, es algo a seguir de cerca, pero no esperamos que tenga un impacto material en Iberia.

Pasamos ahora a las preguntas telefónicas, y empezamos con la primera pregunta de Fernando, de Royal Bank of Canada. Fernando, adelante, por favor.

Tengo curiosidad porque estoy viendo un aumento significativo en la producción de CCGT en Portugal, y esto a pesar de la fuerte producción hidroeléctrica y eólica en lo que va de año, particularmente en febrero. Así que mi pregunta es: ¿esto se explica por la eliminación del clawback portugués? ¿Y podría esto representar un potencial potencial al alza respecto a su impacto positivo estimado? Creo que mencionó EUR 25 million para 2026.

Excelente. Así es, tiene razón, la producción de CCGT ha aumentado. Está más relacionado con... es decir, los servicios auxiliares; los operadores del sistema querían mantener estos activos funcionando como respaldo del sistema. Ya existía esta tendencia, como sabe, tras el apagón del año pasado. Después, empezó a disminuir.

Ahora ha aumentado significativamente debido a algunos problemas específicos aquí en Portugal relacionados con todas las tormentas que ocurrieron y la interrupción de la red. No diría que es una mejora, probablemente sea un factor negativo en el sentido de que unos costes de servicios auxiliares más altos tendrían un efecto dominó si no se repercuten a los proveedores. Así que es algo a seguir de cerca.

Esperamos que esto se normalice en las próximas semanas, pero básicamente se trata de las CCGT operando de forma continua durante el mes de febrero.

Y tenemos una última pregunta de Alberto Gandolfi, de Goldman Sachs. Alberto, adelante, por favor.

Mi primera pregunta es sobre Brasil. ¿Es una región en la que creen que podrían aumentar su exposición? Existen activos potencialmente a la venta. ¿Están conformes con el status quo? ¿O es algo que, dada la mayor rentabilidad en Portugal y la claridad en las redes españolas, podrían considerar reducir un poco su peso?

La segunda pregunta es una aclaración sobre la diapositiva 21. ¿Es correcto afirmar que el impacto de EUR 45 million en el beneficio neto está ajustado por una cobertura del 50%? En otras palabras, sin cobertura, ¿simplemente duplicamos los EUR 45 million? ¿O es...? ¿Podría ayudarnos un poco con este punto?

Y la última, sobre la oportunidad de los centros de datos: parece que están muy activos en este pujante mercado portugués. ¿Podría preguntarles si tienen previsto construir capacidad adicional en caso de que firmen un PPA allí? ¿O se trataría de capacidad existente? Y, de producirse, ¿se realizaría a nivel de EDP o de EDPR?

Muy buenas preguntas. En relación con Brasil, escuchen, tenemos una larga trayectoria allí de más de 30 años. Creo que tenemos un gran negocio allí. Seguimos buscando oportunidades de crecimiento siempre que tenga sentido dentro de la exposición global a Brasil que hemos limitado, tal como siempre hemos mencionado.

Obviamente, seguimos evaluando la mejor manera de asignar el capital. En este sentido, en el pasado hemos vendido activos en Brasil. Me refiero a que, incluso recientemente, realizamos la rotación de activos de las líneas de transmisión. Vendimos la hidroeléctrica. Por tanto, seguiremos ajustando y perfeccionando nuestra exposición a Brasil y, lógicamente, reasignaremos el capital hacia donde consideremos que es mejor en cada momento, ya sea en Europa o en EE. UU. en la actualidad. Pero diría que nos gusta contar con esta diversificación geográfica porque nos permite asignar el capital de forma muy eficiente, dependiendo de los diferentes ciclos en cada región.

Sobre la tercera pregunta, y después pasaré a la segunda. Respecto a la tercera pregunta, esencialmente, lo que estamos viendo es que hay una cierta cantidad de energía que probablemente pueda suministrarse tal cual, ya que existe un margen de reserva suficiente en el sistema para poder abastecer a estos centros de datos sin necesidad de construir necesariamente nuevas centrales eléctricas. Y creo que eso es positivo para el sistema. Solo tenemos que asegurarnos de que las redes estén ahí, pero ese es esencialmente el problema clave porque, mientras haya margen de reserva, se puede suministrar.

Si la demanda empieza a superar cierto nivel y si empezamos a tener que [Start Campus and Merlin and others], entonces sí, tendremos que pensar en capacidad incremental de diferentes tecnologías. Y dependiendo de cuál sea esa tecnología incremental, si son renovables, se hará definitivamente a través de EDP Renewables, que como saben, tiene la exclusividad para el desarrollo de renovables, al menos en Nigeria, pero también en otras partes del mundo. Si se tratara, por ejemplo, de una tecnología térmica, entonces obviamente sería con EDP, o si fuera hidroeléctrica, por ejemplo, sería a través de EDP.

Pero... hay una cantidad determinada que puede cubrirse con la capacidad existente y, por encima de ese nivel, es cuando se empieza a tener que construir capacidad incremental; obviamente estamos analizando eso y pensando en cuándo entraría en el plan de proyectos. Pero también dependerá de cómo evolucione la demanda.

Alberto, en cuanto al segundo punto, quiero decir que esto también es el resultado de diferentes efectos de diversificación. Al analizar la cartera en su conjunto, a través de las distintas tendencias y, de nuevo, gracias a la gestión activa que realizamos en cada uno de los mercados, es como estamos reduciendo la sensibilidad de EUR 60 million a EUR 45 million.

Y, de nuevo, teniendo en cuenta que esto es —si todos los mercados se movieran en la misma dirección— para preservar el plan. Así que no, no se puede, por así decirlo, duplicar la sensibilidad si la cobertura bajara a 0. Es algo un poco más complejo que eso.

Así que le cedo la palabra a nuestro CFO para sus comentarios finales.

Comentarios finales. Solo quiero reiterar, una vez más, que 2025 fue un gran año para EDP. Creo que cumplimos y lo hicimos de forma sólida en todos los distintos indicadores, ya fuera en EBITDA, beneficio neto, deuda neta, los ratios de solvencia o la mejora del dividendo. Así que ha sido un año realmente sólido para el '25.

Y creo que entramos en 2026 también con una buena base, con niveles de hidroelectricidad y reservas en máximos históricos, con una regulación mejorada y mejores perspectivas tanto en España como en otras geografías donde operamos, como los EE. UU. Así que, realmente, creo que tenemos mucha confianza también en el guidance para 2026. Y creo que ese es uno de los mensajes que realmente quería reiterar.

Y de cara al futuro, seguimos viendo grandes proyectos en cartera, especialmente por parte de EDPR, lo que nos hace sentir confianza respecto a 2028. Es decir, obviamente seguiremos monitorizando estas cuestiones en torno a los precios de la electricidad. Pero, como ha mencionado Rui, estamos relativamente protegidos en ese sentido. Y creemos que es un debate que se desarrollará durante los próximos meses en Europa.

Pero, a fin de cuentas, todos coincidimos en que la competitividad es importante, pero también lo es mantener la estabilidad de las normas y asegurar que haya margen para invertir o para que los inversores realicen su asignación de capital y se sientan seguros con sus inversiones, ya sea en la parte de redes o en la de generación.

Así que, en resumen, un buen 2025, buenas perspectivas para 2026, reiteramos el guidance con confianza y mirando también hacia los próximos años, reiterando también nuestro guidance para 2028. Con esto, muchas gracias. Espero verles pronto y seguimos en contacto.