Bienvenidos a la conferencia telefónica de RWE. Michael Müller, CFO de RWE AG, les informará sobre la evolución de los tres primeros trimestres del ejercicio fiscal 2025. Ahora cedo la palabra a Thomas Denny.

Gracias, Laura. Bienvenidos y buenas tardes desde Essen. Gracias por acompañarnos hoy en la conferencia telefónica para inversores y analistas de RWE correspondiente a los primeros 9 meses. Nuestro CFO, Michael Müller, les presentará los aspectos más destacados y el desempeño financiero de los primeros 9 meses, así como las perspectivas para el presente año. Dicho esto, le cedo la palabra a Michael.

Gracias, Thomas, y buenas tardes también a todos ustedes. En los primeros 9 meses de 2025, nuestra cartera ha mostrado un sólido desempeño financiero. Hemos alcanzado más del 80% de nuestro objetivo de EPS ajustado para todo el año 2025.

En el Reino Unido, completamos la venta de un proyecto de desarrollo de un centro de datos en un antiguo emplazamiento de una central eléctrica de RWE a un hyperscaler. La transacción se cerró y los ingresos se recibieron en octubre. La plusvalía contable de EUR 225 million se reporta como extraordinaria en el EBITDA ajustado del tercer trimestre de 2025 del segmento de Flexible Generation. Esta es la segunda transacción de este tipo con un hyperscaler. El año pasado, vendimos un emplazamiento en Alemania a Microsoft. Ambas transacciones demuestran el valor de los emplazamientos actuales de RWE. Estos sitios pueden utilizarse tanto para proyectos de desarrollo de centros de datos como para nuevas instalaciones de almacenamiento de baterías o centrales de ciclo combinado de gas.

Nuestro programa de expansión progresa adecuadamente, con 11.4 gigawatts en construcción al cierre del tercer trimestre. Está previsto que más de 2 gigawatts comiencen a operar antes de que finalice el año. Todos nuestros proyectos de construcción offshore cumplen con el cronograma previsto.

En septiembre de este año, suscribimos una alianza a largo plazo con Apollo Global Management para asegurar la financiación de nuestra participación del 25.1% en Amprion. Apollo ha aportado EUR 3.2 billion. Se contabilizará como patrimonio neto y reforzará aún más nuestro balance general. Dado que el importe se invertirá en Amprion, el efecto se irá diluyendo con el tiempo. La transacción nos permitirá beneficiarnos de los rendimientos futuros del negocio de redes reguladas de Amprion y nos proporcionará flexibilidad de cara al futuro. Prevemos el cierre en las próximas semanas.

Nuestro programa de recompra de acciones de EUR 1.5 billion avanza correctamente. Actualmente, el segundo tramo de EUR 500 million está en curso y se espera que finalice a finales de este año. Lanzaremos el tercer tramo poco después. Desde el inicio del programa, hemos recomprado 26.5 million shares a un precio medio de EUR 34. Se confirma nuestro objetivo de dividendo de EUR 1.2 para el ejercicio fiscal 2025.

Analicemos ahora más detalladamente los resultados financieros de los 9 meses. Como era de esperar, el EBITDA ajustado es inferior debido a la normalización de los precios, las débiles condiciones de viento en Europa y el bajo resultado comercial en la primera mitad de 2025. En total, el EBITDA ajustado se situó en EUR 3.5 billion.

En Offshore Wind, el EBITDA ajustado fue de EUR 915 million. Los beneficios fueron inferiores a los del año pasado debido a las débiles condiciones de viento en el H1 y a los menores precios de cobertura. El viento en el Q3 se ha mantenido en línea con las expectativas.

Onshore wind and solar registraron un EBITDA de EUR 1.2 billion. Esto se debió principalmente a la adición de capacidad y a los mayores precios de cobertura en los EE. UU. En términos interanuales, hemos añadido más de 1.5 gigawatts en los EE. UU. Esto se vio parcialmente compensado por condiciones de viento más débiles y menores precios de cobertura en Europa.

El EBITDA ajustado del negocio de Flexible Generation fue de EUR 1.1 billion. Como se mencionó anteriormente, registramos una plusvalía no recurrente por la venta de un proyecto de desarrollo de un centro de datos en el Reino Unido. En nuestro negocio operativo, hemos visto menores beneficios, lo que refleja la normalización de los precios.

Nuestro negocio de Supply & Trading mostró un buen desempeño comercial en el tercer trimestre tras un primer semestre bajo. El resultado de los 9 meses se situó en EUR 150 million. Otras consolidaciones fueron de EUR 111 million, reflejando un desempeño de Amprion mejor de lo esperado. El resultado financiero ajustado interanual mejoró debido a un aumento de los intereses capitalizados durante la construcción. En los primeros 9 meses de 2025, los intereses capitalizados ascendieron a EUR 570 million. La depreciación ajustada se situó en minus EUR 1.5 billion y aumentó en línea con nuestro programa de crecimiento. Para el tipo impositivo ajustado, aplicamos el tipo impositivo general del 20% para el RWE Group. El beneficio neto ajustado fue de EUR 1.3 billion, lo que resultó en un beneficio por acción ajustado de EUR 1.76.

El flujo de caja operativo ajustado fue de EUR 3.9 billion al cierre del Q3. Los cambios en las provisiones y partidas no monetarias fueron impulsados por la utilización de provisiones y la contribución de beneficios no monetarios de nuestra participación en Amprion y KELAG, donde la participación en el beneficio neto registrada en nuestro EBITDA superó los dividendos de dichas participaciones. Las partidas no monetarias también incluyen la plusvalía por la venta del programa de desarrollo de centros de datos en el Reino Unido, cuyos ingresos se recibieron en octubre. Los cambios en el capital circulante operativo fueron impulsados principalmente por una disminución de las existencias de gas y almacenamiento y de las cuentas a cobrar, compensados parcialmente por una disminución de las cuentas a pagar.

La deuda neta se situó en EUR 15.7 billion. En los primeros 9 meses, hemos invertido EUR 4.6 billion netos en el crecimiento de nuestros negocios de offshore wind, onshore wind, solar y flexible generation. Las inversiones brutas se vieron compensadas por los ingresos por desinversiones, como la venta del 49% de nuestro proyecto Nordseecluster de 1.6 gigawatt y nuestro proyecto Thor de 1.1 gigawatt. Otros cambios en la deuda financiera neta ascendieron a EUR 2.7 billion, impulsados principalmente por efectos temporales de las actividades de cobertura y trading, nuevos contratos de arrendamiento y recompras de acciones. Esto se compensó parcialmente por efectos de tipo de cambio debido a un dólar estadounidense más débil. Al cierre del año, esperamos que la deuda neta se sitúe en torno a EUR 12.5 billion tras la transacción de Apollo.

Echemos ahora un vistazo a nuestro programa de construcción. Nuestros proyectos están progresando bien. En este momento, tenemos 11.4 gigawatts de capacidad en construcción, diversificados en tecnologías y regiones. Está previsto que más de 2 gigawatts comiencen a operar para finales de año, principalmente proyectos de onshore wind, solar y baterías. El programa de construcción también incluye más de 600 megawatts de proyectos solares y de baterías en EE. UU. con perfiles de rentabilidad atractivos, para los cuales tomamos la decisión de inversión en el Q3. Tras la aclaración del IRS sobre la protección de los créditos fiscales (safe harboring), vemos oportunidades de inversión atractivas impulsadas por el crecimiento de la demanda de energía debido a la IA y los centros de datos en EE. UU. No obstante, mantenemos nuestros estrictos criterios de inversión. Los créditos fiscales y los contratos de compraventa (offtakes) deben estar asegurados. Se deben obtener todos los permisos necesarios y el riesgo de tarifa debe ser mitigado.

Nuestros proyectos eólicos marinos también avanzan según lo previsto. En Sofia, nuestro proyecto de 1.4 gigawatt en el Reino Unido, ya se han instalado las 100 cimentaciones y más de la mitad de los aerogeneradores. Esperamos la primera generación de energía para finales de año. La plena explotación comercial se producirá en 2026. Nuestros proyectos eólicos marinos 4, Nordseecluster A y OranjeWind también están progresando adecuadamente y avanzan según lo previsto.

Para 2025, confirmamos nuestras perspectivas. Tras los sólidos resultados de los primeros 9 meses, ahora tenemos aún más confianza en nuestro guidance. Se espera que el EBITDA ajustado se sitúe entre EUR 4.55 billion y EUR 5.15 billion. El beneficio neto ajustado oscilará entre EUR 1.3 billion y EUR 1.8 billion, y el beneficio por acción ajustado entre EUR 1.8 y EUR 2.5. El objetivo de dividendo para este año es de EUR 1.2 por acción. Y ahora, le cedo la palabra a Thomas.

Gracias, Michael. Antes de comenzar con la sesión de preguntas y respuestas, permítanme anunciar nuestra presentación de resultados del ejercicio completo 2025 para el 12 de marzo de 2026. En esa ocasión, la combinaremos con una actualización estratégica. Y ahora, comencemos con la sesión de Q&A. Operador, por favor, comience.

[Instrucciones del operador] Tomaremos ahora nuestra primera pregunta de Ahmed Farman, de Jefferies.

Dos preguntas por mi parte. Me preguntaba si podrían darnos un poco más de detalle sobre cómo ven esta oportunidad que han destacado, en cuanto a las ventas de emplazamientos; ¿de dónde provienen la mayoría de estas consultas? ¿Están viendo un aumento de consultas en las regiones donde se encuentran? Y si existe también un modelo de negocio diferente para captar estas oportunidades en el sentido de — perdón, arrendamiento y prestación de contratos PPA o también la firma de contratos PPA. Simplemente busco un poco más de detalle sobre esto y sobre cómo están evaluando estratégicamente esta oportunidad.

En segundo lugar, en EE. UU., ¿podría ayudarnos a entender si están empezando a ver algunos beneficios de, digamos, los fundamentos de la demanda de energía en EE. UU. en su negocio, ya sea en términos de precios de la energía más altos o de una revalorización de la exposición abierta para la generación, o si al buscar nuevas inversiones, están viendo mayores IRR o NPV en nuevos proyectos de CapEx? Me interesaría entender cómo está evolucionando el mercado y qué están observando al respecto.

Sí, gracias por la pregunta. Empecemos con el tema de los centros de datos. Primero que nada, vemos demanda prácticamente en todos los países de Europa. Nuestros emplazamientos están claramente en Alemania, Países Bajos y el Reino Unido. De hecho, actualmente estamos trabajando en más de 10 proyectos precisamente en esos países.

Y como usted decía, el enfoque puede variar según el proyecto. Supongo que el más sencillo es el que realizamos el año pasado cuando vendimos terrenos a Microsoft. En este caso, se trató de un proyecto de desarrollo en el que también se encargaron de la limpieza del terreno, de asegurar una conexión adecuada a la red y de apoyar en el proceso de obtención de permisos. Luego, también se puede ir un paso más allá y combinar ese desarrollo del centro de datos directamente con el PPA, y eso es algo que efectivamente estamos estudiando. Y después, sí, también se puede desglosar: se puede tratar como una venta única o mediante un arrendamiento por un periodo determinado. Diría que existen diferentes enfoques y que la forma de ejecutarlo depende mucho de cada proyecto individual. Pero esto le ofrece una amplia variedad de actividades que puede realizar.

Cabe mencionar que, obviamente, el enfoque de los centros de datos es una vía. También vemos otras vías, como el uso de emplazamientos existentes para baterías. Es lo que estamos haciendo actualmente con proyectos en Gundremingen o Lingen, entre otros emplazamientos. Por tanto, hay proyectos en marcha sobre este tema. La otra vía es, obviamente, que aún esperamos ver subastas en Alemania para activos de gas. Y aquí también, contar con emplazamientos con conexión a la red es un activo sobre el que podemos construir.

Pasando a su segunda pregunta sobre EE. UU., en primer lugar, vemos claramente una fuerte demanda de PPAs. Y ha hecho la distinción correcta. Una parte es lo relativo a los nuevos proyectos. Y, de hecho, si se tienen buenos proyectos listos para ser construidos, existe un mercado de offtake atractivo. Y, obviamente, estamos intentando aprovechar eso para obtener mejores retornos en los proyectos.

Y en el otro caso, también estamos observando movimiento en el mercado en el sentido de que los compradores también están considerando la contratación de activos existentes o la renegociación de los mismos. Pero, como siempre hacemos, solo comunicamos las cosas una vez que hemos cerrado realmente los acuerdos, tal como hicimos en esta ocasión con la operación del centro de datos.

Michael, si me permites, perdón, solo una pregunta de seguimiento rápida. ¿Podrías proporcionarnos una cifra en megavatios —o gigavatios— de, por ejemplo, proyectos que no estén en construcción en EE. UU., pero que sean proyectos buenos, listos, con permisos y créditos fiscales que podrían desplegarse si las condiciones económicas fueran las adecuadas?

Me refiero a que, en esencia, esa es la cartera que tenemos actualmente. Como hemos dicho, como parte de nuestro programa de inversión y asignación de capital, hemos planificado proyectos que claramente califican para créditos fiscales hasta 2029. Y sí, esa es la cifra.

La siguiente pregunta es de Deepa, de Bernstein.

Tal vez pueda seguir con el tema de EE. UU. para la primera pregunta. Michael, no escuché tu cifra de gigavatios para la capacidad con permisos y derechos adquiridos. ¿Podrías compartirla?

Y, si no recuerdo mal, creo que tienen 10 u 11 teravatios hora de producción merchant en Texas. Anteriormente, creo que siempre decían que no resultaba atractivo contratarlos. Pero, ¿están viendo que la rentabilidad de la contratación de estos activos está mejorando? Esa es mi primera pregunta.

Y la segunda, sobre AR7, ¿alguna opinión? Sé que algunos inversores quedaron algo decepcionados con la cifra principal del presupuesto, pero sabemos que el Secretario de Estado puede revisar las ofertas y aumentarlo. Entonces, ¿qué sensación le transmite su equipo de offshore en el Reino Unido en cuanto a si confían en conseguir algo, porque quizás 900 sea un poco bajo?

Sí. Deepa, sobre la primera pregunta, tiene razón. Tenemos aproximadamente 10 teravatios hora de capacidad merchant en EE. UU. Y ese es el orden de magnitud del que se está hablando potencialmente. Pero, como dije, es solo una percepción que vemos actualmente en el mercado. Y, obviamente, ahora tenemos que centrarnos en el cierre de acuerdos concretos.

La segunda, sobre AR7, sí, para ser muy transparentes, obviamente no estamos contentos con el bajo presupuesto. De hecho, también creemos que, desde una perspectiva macroeconómica, no es lo correcto. Es decir, vemos un aumento en la demanda de energía debido a los centros de datos en el Reino Unido, lo que requerirá capacidad de generación adicional. Creemos que existen proyectos atractivos y también creemos que la tecnología offshore es claramente competitiva en el Reino Unido. Por tanto, consideramos que esta sería una oportunidad ideal para que el gobierno del Reino Unido asegure un mayor número de proyectos offshore.

Me refiero a que, teniendo en cuenta que hace 2 años la subasta fracasó por completo. Y el año pasado adjudicaron tres proyectos, de los cuales uno fue retirado y otro ya existía, por lo que tampoco supuso casi capacidad nueva. Así que creemos que ahora sería una buena oportunidad. Afortunadamente, el gobierno del Reino Unido tiene la discreción de aumentar el presupuesto una vez que haya visto las ofertas. Ahora debemos ver si lo hacen.

Me refiero a que, respecto a nuestro comportamiento en las licitaciones, mencionamos que tenemos un número bastante sustancial de proyectos en los que potencialmente podríamos participar en la subasta. Pero, obviamente, también aprovecharemos la flexibilidad que tenemos para realizar pujas sólidas en dicha subasta.

Michael, no has respondido a mi pregunta sobre cuántos gigavatios habéis logrado asegurar ya en EE. UU. bajo la IRA.

Sí, no... no comunicamos una cifra, pero tenemos capacidad suficiente para construir básicamente todos los proyectos que tenemos planificados en nuestra cartera hasta 2029.

Así que tengan en cuenta que la capacidad para el crédito fiscal que tenemos no será el factor limitante.

Nuestra siguiente pregunta es de Alberto Gandolfi, de Goldman Sachs.

La primera es si podría decirnos cuántos gigavatios podría ofrecer a los desarrolladores de centros de datos, supongo, en aquellos puntos donde actualmente tiene centrales eléctricas que han cerrado recientemente o que están a punto de cerrar. Y si no puede darnos esa cifra, ¿podría decirnos cuántos gigavatios representarían, Michael, estos 10 proyectos que está negociando?

Y la operación que ha anunciado hoy, ¿es representativa de lo que podría ser la valoración? He hecho algunos cálculos y puede que esté totalmente equivocado; estaré encantado de que me corrijan. Pero si no estoy del todo desencaminado, ¿acaba de vender hoy este terreno, emplazamiento y punto de conexión, y lo que sea, por casi EUR 1 million por megavatio?

La segunda pregunta es si puede decirnos cuáles son sus perspectivas para la demanda de energía en Europa Central y el Reino Unido. Está claro que aún no hemos visto un movimiento en la demanda de energía. Pero con la creciente penetración de los vehículos eléctricos, el aire acondicionado y los centros de datos, ahora estamos viendo todos estos anuncios. ¿Podría decirnos cuál es la perspectiva de la demanda?

Y, ¿puede darnos alguna sensibilidad para FlexGen? No sé, un 2% de demanda anual supone unos EUR 500 million o EUR 600 million adicionales de EBITDA, algo así. Soy consciente de que estoy simplificando demasiado.

Sí, gracias por la pregunta. Quiero decir, obviamente no puedo darle la cifra exacta del proyecto, pero supongo que, haciendo un cálculo rápido, si hablamos de 10 proyectos y asumimos un tamaño similar al que acabamos de vender, creo que es una buena estimación de lo que potencialmente podría hacerse. Y creo que el orden de magnitud por megavatio es una estimación razonable. Pero, como he dicho, depende en gran medida de los emplazamientos concretos y de cuánto se desarrolle el proyecto. Claramente, si solo se vende el terreno, es sustancialmente menos. Si incluye una mayor actividad de desarrollo, el valor aumenta, y eso es obviamente en lo que estamos trabajando individualmente en cada proyecto.

El segundo punto es la perspectiva del sector eléctrico en Europa. Es decir, los dos motores a seguir son claramente la IA y la recuperación de la industria. Empecemos por esto último. Todos esperamos una recuperación que aún no estamos viendo, por lo que será el factor decisivo.

El segundo es la IA. Y creo que es una buena noticia que, tras haberlo comentado varias veces en las conferencias, también veamos demanda de capacidad de IA en Europa. Es la primera vez que vemos que se cierran y se comunican acuerdos. Por ejemplo, vimos a Deutsche Telekom con NVIDIA anunciando un acuerdo, y ayer Google anunció uno. Para mí, es una señal clara de que están avanzando hacia inversiones concretas, lo que obviamente también impulsará la demanda de centrales eléctricas.

Dar una estimación exacta de cuánto será el crecimiento y cómo impactaría en la rentabilidad o en los beneficios de FlexGen es complicado. Creo que, cuando hablamos de los ingresos de la generación flexible, es justo decir que vemos los beneficios bastante estables; debido a la creciente escasez derivada del desmantelamiento de activos existentes y al aumento de la demanda de energía, existe claramente una necesidad de capacidad firme y capacidad flexible para captar ese potencial de valor.

La siguiente pregunta es de Harry Wyburd, de BNP Paribas.

Tengo dos preguntas. La primera es una continuación de la pregunta de Ahmed y Alberto, pero centrada específicamente en los precios de carga base en Europa. Mencionó que en EE. UU. —y creo que todos somos muy conscientes de ello— la dinámica de oferta y demanda hace que los precios de los PPA se sitúen muy por encima de las curvas forward implícitas. Los fundamentales son muy sólidos en cuanto a los precios de suministro continuo (round-the-clock).

¿Pero cuál es su visión sobre cómo se desarrollará esto específicamente en Europa? Y me refiero a los precios de carga base porque, obviamente, aquí tenemos mucha más oferta de renovables. ¿Esperaría ver un beneficio positivo o incluso un aumento directo en los precios de carga base en Europa, asumiendo que los precios del gas se mantengan estables ante la recuperación de la demanda de centros de datos e industrial? ¿O cree que es mejor fijarse en el tipo de esquema que Alberto mencionaba en el lado de FlexGen, pagos por capacidad, etcétera? Esa es la primera cuestión.

Y la segunda, siguiendo ese mismo hilo, ¿podría ayudarnos a entender un poco cómo podrían beneficiarse del mercado de capacidad alemán? Obviamente nos hemos centrado mucho en la nueva construcción de gas. Pero, ¿cuál es su visión más reciente sobre cómo funcionará el mercado de capacidad? ¿Qué activos serán elegibles? ¿Tiene alguna idea aproximada de cómo cree que evolucionarán los precios en comparación con el Reino Unido o incluso Irlanda, donde obviamente los pagos son masivos?

Preguntas difíciles, Harry. Empecemos con la carga base. Quiero decir, fundamentalmente, está muy claro que los centros de datos conllevan carga base. Por lo tanto, claramente deberían tener un impacto en los precios de carga base. Eso es muy evidente.

Al final, yo diría que probablemente haya que analizarlo ceteris paribus porque, claramente, también es importante cómo evolucionan los precios del gas, cómo evolucionan los precios del CO2, pero también cómo se produce el despliegue de las renovables. Pero ceteris paribus, si se asume en un modelo un mayor número de centros de datos, sí, eso claramente elevará los precios de carga base. Y también elevará los precios de la generación flexible, porque suelen ser las pocas horas de mayor tensión donde se ven los picos de precios más altos. Así que yo diría que debería impactar en ambos.

Obviamente, habrá algunos efectos compensatorios porque, claramente, unos precios más altos también desencadenarán más inversiones en baterías, generación flexible o renovables. Sí. Por tanto, hay un efecto compensatorio. Pero al final, dado que estamos en este negocio, eso también podría proporcionarnos buenas oportunidades. Una respuesta larga: creo que todo el desarrollo —cualquier crecimiento en la demanda de energía— es beneficioso para nuestro modelo de negocio y, por tanto, positivo.

En cuanto al mercado de capacidad alemán, quiero decir que depende mucho de su diseño exacto. Pero si damos un paso atrás, de nuevo, esto debería ser muy positivo para nosotros porque proporciona una base de ingresos estable para todos nuestros activos, como se ve en el Reino Unido. Es una especie de suelo subyacente que permite estabilizar los beneficios. Y el resto dependerá en gran medida del diseño exacto.

Me refiero a que, según la regulación europea, debe ser tecnológicamente neutro, lo cual creo que sería un buen argumento. Y luego la cuestión es claramente cómo tratará las nuevas construcciones, con un tipo de capacidad que requiere inversiones para su rehabilitación, y qué hará con los activos existentes. Pero, si observan nuestra cartera, tenemos bastantes activos con una utilización baja. Y, obviamente, para ellos sería atractivo poder participar en un mercado de capacidad de este tipo, además de que ofrece potencial de crecimiento para los nuevos activos. Como hemos comentado, los emplazamientos que tenemos disponibles no solo son interesantes para centros de datos, sino también potencialmente para nuevos activos, como la construcción de activos de gas flexibles.

Nuestra siguiente pregunta es de Rob Pulleyn, de Morgan Stanley.

Sí, Rob Pulleyn de Morgan Stanley. Dos preguntas más. Voy a cambiar de tema respecto a los centros de datos, por muy interesantes que sean. Y de hecho, ambas son sobre energía nuclear.

La primera es que RWE posee una participación en la empresa de enriquecimiento de uranio, Urenco, a través de su joint venture URANIT. ¿Existe alguna posibilidad de monetizar este activo, cuyo valor contable, creo, es de solo EUR 72 million, y potencialmente mediante la venta de activos en los EE. UU., dado que el gobierno estadounidense ha clasificado el uranio como un mineral crítico?

En segundo lugar, retomando el tema, ya hemos hablado anteriormente sobre la reactivación de la energía nuclear en Alemania y parece que el actual gobierno alemán no está cumpliendo con la revisión o, al menos, es poco probable, algo que creo que todos reconocemos como la postura de RWE. Sin embargo, en EE. UU., estamos viendo que los hyperscalers están firmando contratos para reactivar la energía nuclear detrás del contador (behind the meter). Desde su perspectiva, ¿sería esto de alguna manera posible en Alemania?

Sí, Rob, gracias por tu pregunta. Es una pregunta muy pertinente. En primer lugar, es evidente que el valor de Urenco ha aumentado últimamente porque la demanda de material enriquecido está creciendo, al igual que los precios. También se observan oportunidades de inversión en nuevas instalaciones de enriquecimiento. Por tanto, es un activo atractivo.

Ahora bien, la complejidad aquí radica en que existe cierta regulación contractual al respecto. No es tan sencillo como simplemente venderlo. Así que, si encontrara a alguien que estuviera dispuesto a comprárnoslo a buen precio, estaríamos encantados de venderlo, pero parece muy difícil porque no es realmente fungible.

Dicho esto, si no podemos venderlo, obviamente el activo en sí gana valor porque, con mayores ingresos, los dividendos crecerán con el tiempo, lo que también contribuye a nuestros beneficios y a nuestra posición de caja. Por tanto, creemos que es un activo atractivo. Lamentablemente, no es tan fungible como nos gustaría.

Sobre la energía nuclear, creo que, para reiterar, no, no prevemos que la energía nuclear regrese a Alemania, y eso también se aplica a la modalidad detrás del contador. No vemos una aplicación para el modelo behind the meter porque, en ambos casos, se requiere la aceptación de los políticos y de la opinión pública alemana, así como una especie de fiabilidad en un apoyo a largo plazo para la energía nuclear, algo que claramente no existe en Alemania.

Nuestra siguiente pregunta es de Peter Crampton, de Barclays.

Solo tengo una pregunta. Se relaciona un poco con vuestro muy sólido tercer trimestre y, obviamente, con la plusvalía de $EUR 225 million en FlexGen. Hemos visto que la otra división de consolidación ha funcionado mucho mejor de lo previsto en el guidance, así como también en lo que respecta a los gastos financieros. ¿Existe alguna razón particular por la que aún no habéis incrementado vuestro guidance para 2025? Esa será mi única pregunta.

Miren, en primer lugar, nos sentimos muy cómodos con el guidance. Y como he mencionado, obviamente, tras un sólido cuarto trimestre, eso me da aún más confianza, pero también hay que ser muy claros: depende en gran medida del clima en el cuarto trimestre. Y, lógicamente, en todo nuestro guidance, hemos asumido vientos normalizados para el cuarto trimestre. Por ahora, octubre ha sido bueno, pero quedan dos meses por delante.

Nuestra siguiente pregunta es de Peter Bisztyga, de Bank of America.

Volviendo al tema de los centros de datos. Claramente, en Alemania, vais a desconectar una enorme capacidad nuclear y de carbón de la red para finales de la década. Y me pregunto, ¿tenéis hoy una idea de cuánto de eso podría ser adecuado para suministrar carga a los centros de datos in situ? Esa es mi primera pregunta.

Y mi segunda pregunta, de hecho, es sobre el punto de la generación behind-the-meter. Me pregunto, primero que nada, si en Alemania, por ejemplo, las subastas de CCGT no cumplen con las expectativas o no tienen un tamaño suficiente, ¿ven una oportunidad para construir generación de gas behind-the-meter para centros de datos que, en algún momento en el futuro, podrían ubicarse en sus puntos de conexión a la red?

Y supongo que una pregunta similar para EE. UU. ¿Podrían construir generación de gas en sus puntos de interconexión a la red existentes y, potencialmente, dar servicio a centros de datos desde allí?

Sí, Peter, gracias por la pregunta. Me refiero a que, en primer lugar, en el lado de la energía nuclear, con las centrales nucleares, se trata de una perspectiva más a largo plazo porque, si se ha desmantelado una central nuclear o si se ha detenido la operación comercial de la misma, el proceso de desmantelamiento requiere que continúe operando durante bastante tiempo hasta que se hayan extraído todas las barras de combustible nuclear de la contención. Así que, claramente, durante los primeros 3 o 4 años, es necesario estar totalmente conectado a la red. Por lo tanto, pasa algún tiempo hasta que la capacidad de la red esté realmente disponible, sí. Así que es un proceso algo más largo.

Sin embargo, obviamente, se pueden utilizar algunos de los terrenos y emplazamientos. Me refiero a lo que hacemos en Gundremmingen, que es una antigua central nuclear, y en Bieblitz también construimos activos de gas anteriormente. Así que existen algunas oportunidades. Y, obviamente, los activos de carbón, sí, eso es algo que claramente se puede hacer. No puedo darte una cifra en gigavatios aquí, pero especialmente los emplazamientos de carbón son atractivos en ese sentido.

Hablando del tema de behind-the-meter, respondería de dos maneras. Una es que, claramente, un activo de gas sin el apoyo de un mercado de capacidad no es una nueva construcción. No es rentable actualmente. Por eso también creemos que se requiere una subasta para introducir nueva capacidad en el mercado, sí. Es diferente para los activos existentes, como respondí anteriormente. Si tienes un activo existente y un mercado de capacidad te proporcionara financiación adicional para mantenerlo en el mercado, eso resulta atractivo. Pero para los nuevos activos, necesitan una remuneración de capacidad adecuada para ser rentables. Y eso es igual tanto para los activos behind-the-meter como para los activos regulares.

En el Reino Unido —en EE. UU. es ligeramente distinto, especialmente debido a la gran demanda de algunos proveedores de centros de datos de contar con carga base. De hecho, estamos estudiando opciones para, potencialmente, suministrar también activos de gas de menor tamaño que complementen nuestra generación renovable, pero aún es pronto.

Nuestra siguiente pregunta es de Piotr, de Citi.

Soy Piotr Dzieciolowski, de Citi. Tengo dos preguntas, por favor. La primera es sobre el rendimiento de Amprion, que está contabilizado en la otra división. Creo que está funcionando mucho mejor de lo que sugeriría el marco regulatorio basándose en el valor contable. ¿Podrían explicar por qué este rendimiento es tan superior? ¿Y cómo se revertirá este efecto en los próximos años? Esa es la primera pregunta.

Y la segunda pregunta es sobre los avances en el ajuste de su cartera de eólica marina merchant. Hemos hablado mucho sobre la demanda y demás. ¿Cómo afecta esto a su capacidad para vender contratos de energía a largo plazo para los proyectos merchant que están construyendo en Dinamarca y Alemania?

Sí. Empecemos con la eólica marina merchant. Claramente, eso es de ayuda. Como saben, todavía tenemos algunos proyectos que queremos contratar antes de la entrada en servicio (COD). Esas son precisamente las conversaciones que están en marcha, somos optimistas y, claramente, esa demanda adicional ayuda en la comercialización de esos activos.

Sobre Amprion, mire, no puedo entrar en detalles. Eso es algo que también tendrán que discutir con la dirección de Amprion en cuanto a las cifras. Pero está claro que están rindiendo mejor de lo previsto, tanto por la optimización de la expansión de la red como por la optimización de la rentabilidad regulatoria de sus activos.

[Instrucciones del operador] Pasamos ahora a la siguiente pregunta de Ingo Becker, de Kepler Cheuvreux.

Michael, respecto a su comentario sobre los centros de datos, según parece, si se mantiene todo lo demás constante y se añade más demanda, los precios deberían subir. Al parecer, existen tendencias estructurales en el mundo real y, concretamente, en el sistema eléctrico, y me interesaría saber cómo cree que evolucionará todo esto.

También me pregunto, ya que mencionó que buscamos la recuperación económica como principal motor: si la economía se encuentra en un entorno de precios energéticos aún más altos, esto seguramente tendrá una vertiente política, algo que ya han empezado a subrayar en el último informe de seguimiento. Simplemente tengo curiosidad por saber qué opina al respecto.

Y la segunda pregunta sería, en la medida en que pueda comentar al respecto, dado que aparentemente las cosas están avanzando y cambiando, cómo cree que su plan y mix de CapEx podrían ajustarse o modificarse en el futuro, quizás con una indicación directa para el periodo posterior a 2027?

Ingo, gracias por la pregunta. Empecemos con la más sencilla sobre los ajustes en el plan de CapEx. Me refiero a que Thomas ya anunció que en el Q3 utilizaremos las cifras de todo el año para aportar más luz sobre nuestra estrategia y ofrecer una actualización de la misma. Y, claramente, la asignación de capital y el CapEx serán el foco de esa discusión. Siento que tengan que esperar hasta que se publiquen esas cifras, pero creo que para entonces también tendremos más claridad sobre algunos de los otros temas, con suerte también sobre los activos de gas en Alemania, para así ofrecer una visión completa.

Respecto a la otra pregunta que planteaste sobre esa circularidad, sí, tienes toda la razón. Es decir, hay algunas repercusiones. Pero hablando de la industria alemana, primero que nada, la situación actual de la industria alemana, sinceramente, no es un tema puramente de precios de la energía. Es decir, sí, hay algunas industrias que se ven afectadas por los precios de la electricidad. Pero también sé por parte de algunos de mis homólogos que, con los precios actuales y a pesar de ciertos apoyos, los precios de la energía no son precisamente el problema. Hay otros asuntos que también deben abordarse.

Creo que es más importante que, de ahora en adelante, se mantenga el estado actual. Es decir, la cuestión es si podemos mantener la asignación gratuita. ¿Qué pasa con las exenciones fiscales? ¿Se mantienen? Así que se trata más de mantener el status quo, lo cual, al final, es necesario para las decisiones de inversión a largo plazo. Pero creo que también hay otras cuestiones que son más decisivas para la industria, como la productividad de Alemania, la fuerza laboral, este tipo de cosas. Así que sí, hay cierto efecto de los precios de la electricidad, pero claramente no es el único.

Me refiero a que la otra cuestión a tener en cuenta, si observamos también nuestros offtakes, es que hablamos de los PPAs. Especialmente en Alemania, la industria también es un comprador potencial. Y creemos que asegurar PPAs a largo plazo es también una buena forma de que la industria fije precios de la electricidad atractivos para un periodo de tiempo más prolongado. Por tanto, creemos que si hay más optimismo, eso también debería ayudarnos a contratar más PPAs y, con ello, facilitar ese proceso.

No hay más preguntas en cola. Le cedo la palabra a Thomas para sus comentarios finales.

Perfecto. Gracias a todos por conectarse. Gracias por el buen debate de esta tarde. Espero ver a muchos de ustedes durante nuestro roadshow en Londres la próxima semana y el resto de este año, o en cualquier otra parte del mundo en los próximos meses. Que tengan un excelente resto del día, hasta pronto.