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

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.

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.

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.

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.

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

Sí, es correcto. Está en el pedido.

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.

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.

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.

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.

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.

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.