Buenos días. Les damos la bienvenida a la conferencia telefónica de presentación de resultados del primer semestre de 2026 de EDP. Durante la presentación, todos los participantes estarán en modo de solo escucha. Habrá una oportunidad para realizar preguntas después de la presentación.

Si desea realizar una pregunta durante la sesión de preguntas y respuestas, deberá marcar estrella uno y uno en su teléfono. Escuchará un mensaje automático indicándole que su mano ha sido levantada. Para retirar su pregunta, pulse de nuevo estrella uno y uno. Alternativamente, puede enviar su pregunta a través de la webcast.

Si experimentan cualquier dificultad para escuchar la conferencia en cualquier momento, asegúrense de que sus auriculares estén completamente conectados o, en su defecto, intenten llamar desde un dispositivo diferente. Cedo ahora la palabra al Sr. Miguel Viana, Head of Investor Relations and ESG. Adelante, por favor.

Buenos días, señoras y señores. Gracias por asistir a la conferencia telefónica de presentación de resultados del primer semestre de 2026 de EDP. Nos acompañan hoy nuestro CEO, Miguel Stilwell d'Andrade, y nuestro CFO, Rui Teixeira, quienes les presentarán los aspectos más destacados, nuestra ejecución estratégica y el desempeño financiero del primer semestre de 2026.

Pasaremos ahora 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 vía telefónica. Cedo ahora la palabra a nuestro CEO, Miguel Stilwell d'Andrade.

Muy bien. Gracias, Miguel. Buenos días a todos y bienvenidos a la conferencia telefónica de resultados de EDP correspondiente al primer semestre. Iré directamente a la diapositiva tres y empezaré diciendo que EDP ha obtenido un primer semestre de 2026 muy sólido. Tuvimos un EBITDA recurrente de alrededor de EUR 2.7 billion, lo que supone un aumento del 5% interanual. Tuvimos un beneficio neto recurrente de alrededor de EUR 0.8 billion, prácticamente sin cambios respecto al año pasado.

Sin embargo, el mensaje clave es que el grupo está funcionando muy bien en todas sus plataformas principales. Existe un crecimiento muy visible en el negocio de redes, de lo cual hablaré un poco más adelante. El sólido desempeño en FlexGen y Clients, así como la continuidad en la ejecución de EDP Renewables, que también analizamos con más detalle ayer.

Empezando por redes, el EBITDA aumentó un 14% interanual. Esto fue impulsado por los nuevos periodos regulatorios en Iberia, tanto en Portugal como en España, que comenzaron a principios de enero, pero también por el crecimiento en Brazil. Esta es una confirmación importante de que el marco regulatorio vigente se está traduciendo realmente en una inversión mucho mayor, mejores rendimientos y una mayor contribución a los beneficios.

En EDP Renewables, el EBITDA aumentó un 8% interanual, o un 12% excluyendo el efecto de los tipos de cambio, lo cual se apoya principalmente en el crecimiento en los U.S. y en la mejora de las ganancias por rotación de activos. En FlexGen y Clients, el desempeño sigue siendo sólido. Está respaldado por la generación flexible en Iberia; se pueden observar los precios y volúmenes realizados de la hidroeléctrica, así como el bombeo y almacenamiento hidroeléctrico, todo lo cual contribuyó a FlexGen. Esto ocurre a pesar de que la comparativa interanual se vio afectada por los menores precios de la electricidad y los mayores costes de los servicios auxiliares.

En conjunto, el primer semestre nos brinda una mayor confianza en la ejecución del plan de negocio. Asimismo, respalda la mejora de las previsiones que detallaré más adelante, tanto a nivel de EBITDA como de beneficio neto.

Pasamos a la diapositiva cuatro, para profundizar en las redes eléctricas. Este es uno de los ejemplos más claros que tenemos de la mejora en la visibilidad que tenemos en todo el grupo. Las inversiones en redes eléctricas aumentaron un 25% interanual en el primer semestre, alcanzando los EUR 555 million. La aceleración se produce principalmente en Portugal, donde el CapEx aumentó un 40%. También en Brasil, donde aumentó un 20%, y en España, donde aumentó un 4%. Cabe destacar que este crecimiento de la inversión está respaldado por un desarrollo regulatorio positivo en todas las geografías.

En Portugal, el plan de inversión para el periodo 2026-2030 aumentó un 66% hasta alcanzar los EUR 3 billion, con una rentabilidad antes de impuestos sobre la RAB de aproximadamente el 8% para el periodo regulatorio 2026-2029. Además, el gobierno ha ordenado un estudio sobre la justificación para reforzar la inversión en adaptación climática y dotar de mayor resiliencia a las redes. Esto podría respaldar las necesidades de inversión futuras o generar necesidades de inversión adicionales. Se espera que esto ocurra hacia finales de año y deberíamos tener visibilidad al respecto. En España, el plan que propusimos al regulador incrementó el CapEx en un 40% hasta los EUR 1.1 billion.

Con un rendimiento total antes de impuestos sobre la RAB de alrededor del 9% para el periodo 2026-2031, todavía estamos evaluando el impacto del último real decreto publicado por el Gobierno de España sobre los límites del plan de inversiones. Esto podría presentar un potencial de mejora en las inversiones de 2027 a 2030. En general, lo consideramos una noticia positiva.

En Brasil, como saben, contamos ahora con una visibilidad a largo plazo muy sólida, dado que las concesiones de distribución eléctrica tanto de EDP Espírito Santo como de EDP São Paulo se han ampliado 30 años. En general, las redes están entrando claramente en un nuevo ciclo de inversión con retornos regulados atractivos y una fuerte visibilidad en toda Iberia y Brasil.

Pasamos a la diapositiva cinco. Aquí pueden ver algunas de las tendencias clave en Portugal. Creo que lo primero es destacar que Portugal sigue posicionándose como un mercado donde el crecimiento de la demanda se está acelerando, impulsado por la electrificación, el crecimiento demográfico, los vehículos eléctricos, las bombas de calor, el aire acondicionado y también por el desarrollo de los centros de datos. Esperamos que la demanda de electricidad en Portugal crezca a una tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR) de alrededor del 4,5% entre 2026 y 2035. Como mencioné anteriormente, este crecimiento está impulsado por un amplio conjunto de factores, de los cuales una gran parte, alrededor del 60%, corresponderá a los centros de datos durante los próximos años.

Aquí destacaría que Portugal cuenta con una ventaja estructural realmente importante. Esta creciente demanda está mejorando la utilización de la red, lo que ayuda a diluir los costes fijos del sistema sobre una base de consumo mayor. Esto, sumado a la alta penetración de renovables y a la abundancia de recursos, conduce a precios de la electricidad competitivos frente a otros países europeos, algo que es cada vez más relevante para la demanda industrial y para los grandes consumidores de electricidad.

Solo quiero recalcar este punto. A menudo, cuando se produce un gran aumento del consumo, lo primero que se piensa es que esto provocará un incremento en los precios de la electricidad, pero es muy importante tener en cuenta que también diluye los costes fijos. El impacto neto, por ejemplo en este caso, se prevé que sea relativamente neutro en los precios de la electricidad y en las tarifas globales para los clientes.

En lo que respecta específicamente a los centros de datos, Portugal se está posicionando como un centro emergente de centros de datos para hyperscalers. Existe una importante cartera de solicitudes de conexión a la red. Ya tenemos alrededor de 4,6 GW solicitados. Eso equivale aproximadamente al 50% de la demanda máxima actual. También nos estamos beneficiando de una sólida conectividad mediante cables submarinos y de una robusta infraestructura de telecomunicaciones, y estamos viendo esa ventaja en acción. Hace muy poco, es posible que hayan visto a Google. Hubo una inauguración del nuevo cable transatlántico de Google que llega a Sines, justo al sur de Lisboa. Forma parte de la inversión más amplia de 40.000 millones de dólares de la compañía en infraestructura de IA y nube que llega a Portugal.

En última instancia, los centros de datos son más que una simple infraestructura digital, y simplemente quería reforzar este punto. Atraen inversiones, crean empleos cualificados, impulsan el crecimiento del PIB y fortalecen la competitividad digital del país.

Obviamente, tiene que hacerse bien, con una buena regulación y marcos normativos, pero puede generar una cantidad significativa de valor añadido para el país. En resumen, vemos a Portugal hoy en día como una enorme oportunidad de crecimiento en redes, suministro, renovables y, potencialmente, en soluciones integradas para grandes clientes. Portugal es definitivamente un mercado muy dinámico en este momento, y creo que estamos muy contentos de tener una presencia sólida aquí.

En la diapositiva seis, hablando sobre FlexGen. Lo que estamos observando es una mejora estructural en el valor de la generación flexible. La penetración de la energía solar y eólica está aumentando, y el sistema también necesita respaldo y mayor flexibilidad. El margen integrado de los clientes de FlexGen en Iberia ha aumentado materialmente durante la última década, pasando de 19 EUR por megavatio hora en 2017 a 48 EUR por megavatio hora en el primer semestre de 2026, y prevemos que se mantenga en el rango de 40-45 EUR por megavatio hora durante el periodo 2026-2028. Esto refleja un aumento estructural en los diferenciales de precios entre las horas solares y no solares, entre los periodos de alta y baja demanda, y a lo largo de los meses. Estos diferenciales incrementan el valor del bombeo hidroeléctrico y de las centrales de ciclo combinado (CCGTs) como tecnologías de respaldo.

Los servicios auxiliares también están cobrando mayor relevancia. El componente de servicios auxiliares alcanzó los 23 EUR por megavatio hora en el primer semestre de 2026, en comparación con hasta 18 EUR por megavatio hora en el primer semestre de 2025.

Mirando hacia el futuro, los niveles de los embalses se mantienen por encima de la media en junio, en torno al 70%, y los precios proyectados de carga base en Iberia se sitúan en torno a los EUR 110 por megavatio hora para el segundo semestre de 2026 y en torno a los EUR 67 por megavatio hora para 2027, manteniéndose todavía por debajo de los de otros mercados europeos. Sigue siendo más competitivo que en otros mercados. El punto clave aquí es que estamos observando un aumento estructural en los resultados de nuestra cartera flexible y de clientes, lo que pone de relieve el valor de nuestra gestión integrada.

Eso me lleva a la diapositiva siete, donde se habla del suministro de electricidad minorista en Portugal. Simplemente quería destacar esto aquí. Hemos estado reforzando nuestro posicionamiento competitivo en el segmento minorista. El enfoque claro en los precios, en la eficiencia y en la calidad del servicio. EDP tiene alrededor de 4 millones de clientes en Iberia.

Si me centro únicamente en el negocio B2C en Portugal, quería destacar el impacto que estamos observando gracias a algunas de las iniciativas comerciales que hemos estado implementando. Las pérdidas de clientes se han reducido de forma material; han bajado un 13% interanual. Las altas de nuevos clientes han aumentado un 24% interanual. Lo que es más importante, ya vimos una ganancia neta mensual en marzo de 2026, lo cual es una señal positiva de estabilización de la base de clientes. Esta mejora se ha visto respaldada por tres palancas clave. En primer lugar, una estrategia de precios más competitiva con ofertas en todos los segmentos clave de electricidad B2C. En segundo lugar, una campaña de comunicación de mercado masivo muy exitosa, que ha ayudado a mejorar la visibilidad y la competitividad de nuestras ofertas. En tercer lugar, la mejora continua en la experiencia del cliente y la digitalización.

Eso se ha visto complementado con acciones comerciales locales específicas. El equipo realmente se ha desbordado para lograr lo que considero una ejecución muy exitosa de la estrategia. En general, esto respalda la resiliencia de la plataforma integrada FlexGen y Clients, y refuerza nuestra capacidad para captar valor tanto en el negocio de generación como en el de venta al por menor.

Si pasamos a la diapositiva ocho, EDP Renewables. Los fundamentos aquí en EE. UU., particularmente en lo que respecta a las renovables, son muy sólidos. Mencioné esto brevemente ayer. Según las previsiones de la EIA para julio de 2026, se espera que la demanda de electricidad en EE. UU. crezca a una tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR) de alrededor del 2,3% entre 2025 y 2027. Se prevé que esta demanda provenga principalmente de la energía eólica y solar, ya que son las soluciones más baratas y rápidas de implementar, especialmente a medida que la capacidad del carbón disminuye. Este crecimiento de la demanda continúa respaldando el aumento en los precios de los PPA y crea un entorno muy constructivo para la actividad comercial de EDP Renewables.

Desde la aprobación de la One Big Beautiful Bill Act, el 4 de julio del año pasado, de 2025, EDPR ya ha contratado 1,5 GW de nueva capacidad a través de nueve acuerdos. El perfil de riesgo-retorno de esta capacidad contratada es atractivo. Solo un par de métricas clave: alrededor de 290 puntos básicos de spread de IRR sobre WACC, por encima del objetivo de más de 250 puntos básicos, y el 90% del NPV está contratado, superando el objetivo de más del 60%. Con muy poco riesgo en la parte posterior de este contrato.

Además, mirando hacia el futuro, tenemos alrededor de 1 GW de PPAs en fase de discusión activa, y unos 6 GW de proyectos eólicos y solares con "safe-harbor" y fechas de COD entre 2025 y 2030. Contamos con un pipeline de más de 20 GW, con aproximadamente la mitad en MISO y PJM. Finalmente, cabe destacar que seguimos reforzando nuestra estrategia de adquisición de contenido nacional. Disponemos de una base de proveedores diversificada y una mayor resiliencia, lo que respalda la ejecución de nuestro pipeline y de los proyectos en construcción. En EE. UU., la combinación de una fuerte demanda, precios de PPA atractivos, un bajo riesgo regulatorio y un pipeline de alta calidad continúa respaldando nuestra estrategia de crecimiento.

Pasando a la diapositiva nueve, una breve actualización sobre la rotación de activos y la capacidad segura. La ejecución de la rotación de activos en 2026 está progresando muy bien. Seguimos demostrando el atractivo de las inversiones que estamos realizando. Es decir, tenemos datos muy claros que podemos mostrarles a todos sobre la creación de valor de estas inversiones.

Para 2026, hemos firmado transacciones de rotación de activos que representan un valor de empresa total de alrededor de EUR 0,9 mil millones, si consideramos el 100%. Estas incluyen 68 MW en Italia y 384 MW en EE. UU. de solar y baterías. La transacción en EE. UU. en particular, como también destaqué ayer, fue la primera transacción de rotación de activos de un proyecto aprobado tras el Big Beautiful Bill en EE. UU. el año pasado, y realmente demuestra nuestra capacidad para capturar valor en esta geografía. Creo que estamos muy contentos con esa transacción. El valor de empresa implícito por megavatio sigue siendo atractivo.

Es de unos 2.200 millones de EUR por megavatio en Italia y de unos 1.800 millones de EUR en EE. UU., con un promedio total de unos 1.900 millones de EUR por megavatio. Muy importante es que la ganancia sobre el capital invertido es de alrededor del 40%, por lo que está muy por encima del objetivo del 15%.

Se espera que los ingresos, como se mencionó anteriormente, se concentren en el segundo semestre de 2026, y tenemos algunas transacciones adicionales en cartera que se espera cierren todavía este año o en el primer semestre de 2027.

En cuanto a la capacidad asegurada, EDPR cuenta actualmente con 3,4 GW asegurados para el periodo 2026-2028, lo que representa aproximadamente el 70% del objetivo de adiciones de 5 GW. Las adiciones de 2026, como saben, están totalmente aseguradas y en construcción. El 2027 ya tiene un 80% asegurado, nuevamente con métricas de riesgo-retorno muy atractivas y un diferencial entre el IRR y el WACC de alrededor de 285 puntos básicos.

En general, esto proporciona una visibilidad muy sólida sobre la ejecución, manteniendo al mismo tiempo la disciplina en cuanto a rentabilidad y riesgos. Me detendré aquí. Le cedo la palabra a Rui, quien les explicará el desempeño financiero con más detalle, y luego volveré para la guidance y las preguntas.

Muchas gracias, Miguel, buenos días a todos. Comencemos con los resultados de EDP del primer semestre. Una vez más, hemos presentado un conjunto de resultados sólidos; el EBITDA recurrente aumentó un 5% interanual hasta alcanzar los EUR 2.7 billion, o un 6% excluyendo el efecto de tipos de cambio. Esto se debió fundamentalmente al crecimiento en los segmentos de redes y de renovables.

Permítanme desglosar esto. Las redes eléctricas representan ya casi un tercio del EBITDA del grupo y siguen aumentando su contribución a los beneficios. Se trata de un segmento que, obviamente, está ofreciendo un rendimiento muy sólido, con un EBITDA de EUR 109 millones interanual, alcanzando los EUR 874 millones. Esto se ha visto impulsado por el inicio del nuevo periodo regulatorio en Iberia, combinado con un crecimiento rápido y continuo y una disciplina operativa.

El EBITDA de FlexGen y Clients disminuyó en 39 millones de EUR hasta alcanzar los 808 millones de EUR, lo que representa el 30% del EBITDA del grupo. Esto se debió principalmente a la normalización de los precios medios de la electricidad en Iberia y a los mayores costes de servicios auxiliares en el negocio de suministro que también destacamos en el primer trimestre. Estos efectos se producen tras las condiciones excepcionalmente favorables del primer semestre del año pasado, cuando nos beneficiamos tanto de recursos hidroeléctricos muy elevados como de precios de la electricidad muy altos.

EDPR generó un EBITDA de 1.030 millones de EUR, un aumento de 73 millones de EUR interanual, impulsado por las adiciones de capacidad, especialmente en EE. UU., y también por las plusvalías derivadas de las rotaciones de activos. Geográficamente, alrededor del 90% del EBITDA sigue proveniendo de los mercados principales de bajo riesgo: Iberia, Norteamérica y Brasil.

Si pasamos ahora a la diapositiva 12, la disciplina de costes sigue siendo una prioridad clara, tal como hemos estado destacando durante bastante tiempo. A pesar del crecimiento continuo del negocio, los OpEx recurrentes se mantuvieron ampliamente estables en términos nominales y disminuyeron sobre una base ajustada por inflación. Los OpEx recurrentes bajaron un 3% interanual y un 7% en los últimos dos años sobre una base ajustada por inflación y FX, impulsados por una sólida disciplina de costes.

En EDPR, como destacamos ayer, el OpEx por megavatio disminuyó un 5% a pesar del crecimiento de la cartera. Ha habido un despliegue y desarrollo continuo a nivel de todo el grupo de herramientas digitales y de IA, mejorando la eficiencia de O&M, así como de la organización interna, que actualmente está alineada con las perspectivas de crecimiento. Como resultado, la productividad sigue mejorando. El EBITDA por empleado alcanzó los 235.000 EUR, y el OpEx sobre el beneficio bruto ha mejorado durante los últimos dos años. Esto demuestra claramente la capacidad de la compañía para aumentar los beneficios manteniendo bajo control la base de costes.

Permítanme pasar ahora al EBITDA por segmento. Comencemos con el segmento FlexGen y Client. El EBITDA disminuyó un 5% interanual, alcanzando los 808 millones de EUR en el primer semestre de 2026. En realidad, se trata de un primer semestre muy sólido, a pesar de la evolución negativa impulsada principalmente por menores volúmenes hidroeléctricos interanuales, dado que el primer semestre de 2025 fue un periodo extraordinario, con un 41% por encima del promedio en recursos, frente al 19% por encima del promedio en 2026.

Aunque en 2026 tenemos un buen desempeño, en realidad 2025 fue anormalmente alto. Los precios de la electricidad en Iberia fueron más bajos, con el precio promedio del pool en España disminuyendo un 19% interanual. Básicamente, ha sido un promedio de 50 EUR por megavatio-hora este semestre en comparación con los 62 EUR del año pasado. Los costes de servicios auxiliares fueron más altos en el negocio de suministro de electricidad. Esto se ha compensado con una mayor actividad de bombeo que, de hecho, aumentó un 4% interanual.

Permítanme pasar ahora a la diapositiva 14 y tratar el segmento de redes. El EBITDA recurrente en este segmento aumentó un 14% interanual, alcanzando los 874 millones de EUR. Iberia fue el principal contribuyente, con un EBITDA de 536 millones de EUR, un 16% más que el año anterior, lo que refleja los nuevos marcos regulatorios, la expansión del RAB y, obviamente, la continua eficiencia en las operaciones.

Brasil también presentó un sólido desempeño, con un EBITDA que aumentó un 11% interanual hasta alcanzar los EUR 338 millones. Esto se debe, por una parte, al crecimiento de la actividad económica en nuestras áreas de concesión. También a la construcción de transporte que compensa la desconsolidación de Lot 21 y Lot Q tras las ventas de activos. Networks sigue siendo, sin duda, uno de los negocios de mayor calidad y crecimiento de EDP, combinando visibilidad, rentabilidades atractivas y una creciente contribución a los beneficios.

Podemos pasar ahora a la diapositiva 15 sobre EDPR, que mencionamos ayer. EDPR registró un crecimiento del 8% en el EBITDA, que asciende al 12% si excluimos el efecto de las divisas (FX), gracias a las adiciones de capacidad, especialmente en los U.S. También hubo mayores ganancias por rotación de activos. Se produjo un aumento del 4% en la generación y mejoras en la eficiencia operativa. Esto se vio compensado, o ligeramente compensado, por la ralentización o los precios más bajos en Europa, así como por la menor disponibilidad de recursos renovables en Europa. En general, un buen desempeño para EDPR.

En cuanto a los costes, los costes financieros. Los costes financieros netos se mantuvieron prácticamente estables en 472 millones de EUR. El mayor gasto por intereses se debió principalmente a un ligero aumento de la financiación en Europa, del 3,3% al 3,4%. Esto también afectó al impacto de la deuda brasileña. Este efecto fue compensado en gran medida por la mejora en otros resultados financieros, que incluyen una mayor capitalización de los costes por intereses.

Nuestro perfil de deuda sigue siendo muy conservador, de hecho, con aproximadamente dos tercios de la deuda denominada en euros y un acceso continuo a mercados de financiación atractivos, incluyendo nuestra emisión de mayo de un bono verde senior a siete años por EUR 750 million con un cupón del 3.75%. En cuanto a la deuda neta, se situó en EUR 17 billion frente a los EUR 15.4 billion al cierre de 2025. Esto refleja el aumento temporal previsto tras el pago anual de dividendos, la inversión continua y algunos impactos de tipos de cambio.

Mantenemos métricas de crédito sólidas, con un FFO sobre deuda neta del 20,4% y un ratio de deuda neta sobre EBITDA de 3,5x. Para el cierre del ejercicio, nos sentimos totalmente cómodos con la previsión de aproximadamente 16.000 millones de EUR, teniendo en cuenta que la rotación de activos y los ingresos por tax equity se concentrarán en el segundo semestre del año. En cuanto al beneficio neto, para finalizar, el beneficio neto recurrente alcanzó los 753 millones de EUR, prácticamente sin variación interanual o un 1% superior si excluimos el efecto de las divisas (FX).

Este es el resultado de un mayor EBITDA por 131 millones de EUR en comparación con el primer semestre de 2025. Las amortizaciones y provisiones son ligeramente inferiores, en línea con nuestro perfil de inversión.

Mayores costes financieros netos debido a lo que mencioné sobre el coste medio de la deuda, compensados parcialmente por otros impactos. También menores impuestos sobre la renta.

En términos reportados, el beneficio neto alcanzó los 732 millones de EUR, lo que supone un incremento del 3% interanual. Esto incluye 21 millones de EUR en partidas no recurrentes que ya fueron contabilizados en el primer trimestre de este año, 2026.

Con esto, le cedo la palabra a Miguel para sus comentarios finales. Gracias.

Gracias, Rui. Pasemos a la diapositiva sobre la revisión al alza de los beneficios, que creo es lo que la mayoría de la gente está esperando probablemente. Basándonos en el sólido desempeño del primer semestre y también en la mejora de la visibilidad que tenemos para el resto del año, estamos revisando al alza nuestras previsiones de beneficios para 2026 frente a los supuestos del Capital Markets Day, y también frente a la revisión anterior que ya habíamos comunicado en los resultados del primer trimestre. Ahora prevemos un EBITDA recurrente de alrededor de 5.300 millones de EUR y un beneficio neto recurrente de alrededor de 1.400 millones de EUR. Esto supone una revisión al alza del 12% en el beneficio neto frente al rango de previsiones del CMD.

La mejora está respaldada por las tres plataformas de negocio principales. En el lado de la red, refleja obviamente una buena ejecución de los planes de inversión, mejores rendimientos regulados y eficiencia, así como la evolución favorable del Euro frente al real brasileño. En cuanto a FlexGen y Clients, está respaldada por los niveles de los embalses hidroeléctricos en Iberia, que están por encima de la media en julio de 2026, y por los precios de la electricidad a futuro más altos para el segundo semestre del año. A nivel de EDPR, la guía refleja la mejora en las ganancias por rotación de activos que ahora se esperan en torno a los 0,3 mil millones de EUR.

Además de todo esto, hemos mejorado significativamente la eficiencia y la productividad, como ya ha mencionado Rui, la cual considero que es la mejor de su clase, aprovechando la IA y la digitalización de nuestro back office, así como mejoras generales en la productividad. En conjunto, esta revisión al alza de las previsiones demuestra, creo yo, una vez más, la calidad en la ejecución de nuestro plan de negocio en todas las diferentes líneas de negocio.

Mirando hacia adelante, en la diapositiva 21, el impulso positivo que estamos viendo hoy no se limita al año en curso. También incluye visibilidad para los años 2027 y 2028, y crea oportunidades adicionales más allá del periodo del plan actual. A partir de 2026, el rendimiento superior frente a esta guía de CMD está respaldado por FlexGen y Clients, apoyado por sólidos diferenciales de precios entre horas punta y valle y una mayor demanda de servicios de respaldo, así como por la ejecución exitosa de nuestra estrategia de rotación de activos con dos transacciones firmadas y ganancias esperadas de 0,3 mil millones de EUR, lo que nos permite aumentar la guía de beneficio neto al 12% frente a las cifras de CMD, como ya he mencionado.

Para 2027 y 2028, las perspectivas también son positivas. Aquí tienen algunos comentarios: la evolución positiva de los precios futuros de la electricidad y el gas, la dinámica del mercado Iberian FlexGen, un resultado regulatorio para las redes eléctricas mejor de lo esperado, una sólida ejecución de las inversiones y, desde una perspectiva macro, prevemos una evolución favorable del real brasileño y del dólar frente al euro.

Después de 2028, también prevemos diversas oportunidades emergentes. Vemos el repowering de parques eólicos, baterías, hibridación, la renegociación de precios de los PPA y oportunidades de terrenos con suministro eléctrico relacionados con centros de datos. Seguimos observando un crecimiento de la demanda eléctrica de un solo dígito, de bajo a medio, respaldado en los U.S. y en Europa, principalmente en Iberia, concretamente en Portugal, por los centros de datos, los vehículos eléctricos y las tendencias generales de electrificación. Es evidente que también se espera que las inversiones en redes sigan creciendo mucho más allá de 2028, hacia 2030 y durante la próxima década, tanto en Iberia como en Brazil. Las renovables y las baterías son tecnologías de generación extremadamente competitivas, por lo que también seguirán creciendo después de 2028.

En general, un 2026 mucho más sólido, una perspectiva positiva para 2027 y 2028, y un conjunto creciente de oportunidades más allá de 2028. Como se comentó ayer en la conferencia de resultados de EDPR, esperamos ofrecer visibilidad sobre esta orientación para el periodo posterior a 2028 hacia el segundo trimestre de 2027. Con esto, termino mi intervención y estaré encantado de pasar a la sesión de preguntas y respuestas; le devuelvo la palabra a Miguel. Gracias.

Pasamos ahora a la sesión de preguntas y respuestas, y comenzaremos con las preguntas recibidas a través de la web. Tenemos algunas preguntas de Fernando Garcia, RBC, Pedro Alves, CaixaBank, Gonzalo Bordona de UBS, Jorge Alonso de Bernstein, Skye Landon de Redburn y Arturo de Jefferies.

La primera es relativa a la evolución del desarrollo de centros de datos en Portugal, incluyendo preguntas sobre las solicitudes de conexión a la red de 4,6 GW y el desarrollo de los centros de datos MERLIN y Start Campus. ¿Cuál puede ser el impacto de este fuerte crecimiento de la demanda de energía proyectado para Portugal durante la próxima década para el negocio de EDP?

No tengo actualizaciones específicas por ahora, pero lo que diría es que estos son proyectos reales que se están construyendo. Estuve recientemente en Sines visitando también Start Campus y anteriormente en MERLIN, Carregado. Estos están en marcha para ser construidos sobre MERLIN antes del próximo año, y Start Campus ya tiene las primeras partes construidas y ya están comenzando a avanzar con las secciones adicionales. En general, esto simplemente está generando un crecimiento de la demanda muy sólido durante la próxima década.

Hice mucho hincapié en esto durante la presentación, pero es definitivamente algo que apoyará y proporcionará soporte al crecimiento de la inversión en las redes eléctricas, además de lo que ya era necesario para modernizar, digitalizar y aspectos relacionados con la resiliencia climática. Sin duda, esto es positivo para las redes. También será positivo para el negocio de generación porque se necesitará nueva capacidad.

Creo que tenemos una sólida cartera de proyectos: eólica, solar, baterías y almacenamiento por bombeo hidroeléctrico. También es positivo para la capacidad existente de FlexGen. Todo nuestro almacenamiento por bombeo hidroeléctrico ya construido, así como el ciclo combinado. En general, es algo muy positivo para el negocio.

Vemos algunas oportunidades que también podemos desarrollar en torno a los PPAs o para algunos de estos proyectos o terrenos de generación compartida (co-located generation). Seguimos trabajando en ello. Como he dicho, tan pronto como tengamos transacciones específicas o acuerdos comerciales, los proporcionaremos, obviamente.

Simplemente añadiría una nota adicional, que es que en las tierras con suministro eléctrico, estamos aprovechando nuestra cartera de renovables y las conexiones a la red que poseemos, así como algunas posiciones de terreno que tenemos. Ya tenemos alrededor de 500 MW asegurados y hemos identificado más de 1,5 GW de oportunidades adicionales. Nuestro objetivo es, sin duda, capturar valor de estas infraestructuras digitales que se están construyendo. El hecho de que, como dije, lo número uno que se necesita para estos centros de datos es energía. Quiero decir, los chips sin energía no valen nada. Estamos, obviamente, en una posición favorable para proporcionar esa energía y para respaldar todo el desarrollo de esa infraestructura, y ayudar a crear valor para el país y, por supuesto, también para EDP.

La siguiente pregunta proviene de varios analistas, pero también sobre el impacto de la revisión al alza de las previsiones para 2026. ¿Qué significa esto en términos del rendimiento de la segunda parte del año? Miguel.

¿Qué prevemos para el segundo semestre? En primer lugar, vemos un segundo semestre que ofrecerá un crecimiento interanual respecto al primer semestre en todos los segmentos de negocio. En cuanto al negocio subyacente, el crecimiento del EBITDA que esperamos se acelerará del 5% en el primer semestre a alrededor del 8% en el total de 2026, lo que significa que el segundo semestre tendrá un crecimiento del EBITDA de dos dígitos. Obviamente, el 5% más el crecimiento de dos dígitos nos llevará al 8% del año completo.

Analizando por partes, por las distintas divisiones, FlexGen client solutions. Obviamente, existe una estacionalidad en la generación hidroeléctrica entre el invierno y el verano. Observamos una evolución positiva del EBITDA interanual en la segunda mitad del año. Estamos viendo buenos diferenciales entre horas punta y valle, así como una optimización hidroeléctrica. Estamos viendo ese margen de EBITDA que mencioné de al menos EUR 40 por megavatio hora.

Por la parte de EDPR, también estamos observando un crecimiento interanual del EBITDA para el segundo semestre, tanto en el EBITDA subyacente. Esperamos que el EBITDA subyacente crezca interanualmente en el segundo semestre de 2026, pero también, obviamente, una rentabilidad significativamente mayor en las rotaciones de activos, con unas ganancias que se espera que casi se tripliquen respecto al año anterior.

En cuanto a las redes, esto está respaldado principalmente por Iberia. Observamos aquí un sólido crecimiento interanual en el segundo semestre, en línea con el primero. Tuvimos actualizaciones regulatorias positivas en Portugal y España a principios de este año. Esto, obviamente, se trasladará del primer semestre al segundo semestre.

En resumen, proyectamos un crecimiento de doble dígito en el beneficio neto recurrente para el segundo semestre de 2026, incluyendo una aceleración del crecimiento de los beneficios respecto al primer semestre de 2026, incluso excluyendo la contribución de la rotación de activos al beneficio neto. Probablemente me detenga aquí, Miguel.

La siguiente pregunta es sobre las noticias recientes acerca de la aprobación del real decreto sobre nuevas inversiones en distribución en España. ¿Cuál es nuestra valoración, a partir del flujo de noticias, sobre el real decreto que aún no se ha publicado?

Yo diría que es un paso positivo. Hemos estado esperando esto durante bastante tiempo. Es diferente en España que en Portugal. En Portugal, por lo general, ya el año pasado, hace más de un año, ya existía un plan de inversión que se había presentado al regulador. Aprobado por el regulador y luego por el gobierno. Ya teníamos visibilidad completa al entrar en este periodo regulatorio sobre cuáles eran los criterios de inversión.

En el caso de España, los hitos son menos claros. Este es un paso importante para dar visibilidad a estas inversiones adicionales en las redes. Parece reconocer que acelerar la electrificación requiere redes eléctricas más sólidas, resilientes y, simplemente, mejor equipadas. Creo que todos lo reconocemos, pero es bueno verlo reflejado en el real decreto.

En general, el nuevo marco parece aumentar el límite de inversión actual, dejando margen para un incremento adicional en la inversión anual. Ya estábamos incorporando parte de esto en el plan de negocio actual, pero esto ofrece algunos beneficios potenciales adicionales hacia el final de esta década. Aún tenemos que revisar todos los detalles cuando se haga público finalmente, pero la primera impresión es positiva.

Tenemos algunas preguntas respecto al mensaje de la presentación, el cual es claramente optimista en lo que respecta a los años posteriores a 2026, tras la actualización de la guidance de hoy y teniendo en cuenta el objetivo para 2028. ¿Cuáles son nuestros objetivos en términos de guidance para 2028, y qué visibilidad tenemos también en cuanto a los objetivos para 2028 y el periodo posterior a 2028?

Prevemos ofrecer más orientación y tener una mayor visibilidad tanto sobre el objetivo de 2028 como sobre las perspectivas posteriores a 2028 como parte de la actualización estratégica en el segundo trimestre del próximo año. Obviamente, desde el Capital Markets Day del pasado noviembre, solo han pasado unos pocos meses. Ni siquiera ha pasado un año completo.

Solo en estos meses, las condiciones subyacentes del mercado han mejorado. Los fundamentos de demanda más sólidos, el ligero aumento en los precios de los forward power y prevemos que algunos de estos factores que estamos viendo en 2026 y en estas mejoras se mantengan en 2027 y, hasta cierto punto, en 2028.

Como he dicho, vemos un rendimiento superior de la demanda en OpEx y todo lo demás. Probablemente entraré en esto con más detalle en la actualización del próximo año. Simplemente diría que existe una perspectiva generalmente positiva para 2028 y años posteriores.

En cuanto al margen integrado y a FlexGen, observamos que los precios a plazo para 2028 están por debajo de las previsiones. ¿Cómo conciliamos eso, dado que los márgenes que mostramos en la presentación se mantienen estables en el rango de EUR 40-EUR 45 por megavatio hora?

Sí. Las previsiones de margen integrado se basan en un EBITDA de 40 EUR-45 EUR por megavatio hora vendido para este periodo, 2026-2028. Lo que hemos estado observando, y hasta cierto punto era de esperar, es realmente un aumento estructural en el valor de la flexibilidad. A medida que aumenta la penetración de la energía solar y eólica, se ha incrementado la necesidad de bombeo hidráulico y también de los ciclos combinados. Hemos visto que el valor de todos estos activos está destacando realmente. Es algo de lo que hemos hablado, creo, durante años, pero finalmente lo estamos viendo materializarse en las cifras.

En el 2028, creo que es importante señalar que el mercado forward tiene una liquidez muy limitada, por lo que no lo utilizamos ni lo consideramos una referencia fiable en esta etapa. Normalmente, nos basaríamos más en nuestros propios modelos internos o incluso en los precios del gas TTF y los precios del CO2 externamente, ya que cuentan con más liquidez para ese periodo de tiempo.

Solo quiero recalcar que el margen integrado no depende únicamente de los precios del pool de carga base. También se beneficia del diferencial del mercado de ajuste intradía. Depende de los servicios auxiliares. También depende del valor de esta generación integrada y de la cartera de clientes. En general, estamos muy seguros de que las tendencias estructurales del mercado siguen respaldando la resiliencia de nuestro margen integrado, y creo que ese es el punto importante.

Tenemos una pregunta con respecto a las previsiones de la deuda neta para 2026. Si reiteramos las previsiones, ¿cómo vemos esta evolución hasta finales de año?

Gracias, Miguel. Seguimos plenamente cómodos con la guidance de alrededor de EUR 16 mil millones para el cierre del año 2026.

Es habitual que tengamos en el segundo trimestre este aumento de la deuda dado el reparto de dividendos, y también el hecho de que en el segundo semestre del año es cuando normalmente recibimos los ingresos por tax equity, así como los ingresos por rotación de activos. Esa es nuestra expectativa para el año. Estamos totalmente cómodos con la guidance para 2026.

Solo para añadir, en cuanto al coste de la deuda, también prevemos que se mantenga en un nivel similar al que tendremos en este primer semestre de 2026.

Tenemos aquí, quizás podamos pasar a la última pregunta de Alex, de Bank of America, sobre los precios de la energía. Si puede darnos una actualización en cuanto a las coberturas y los niveles para 2027, tanto para EDP Hydro como para EDPR.

Yo me encargo de este. Gracias. La forma en que hemos estado gestionando esto es, obviamente, integrada, y analizando la totalidad de los volúmenes, tanto la generación como los clientes.

Creo que, cada vez más, lo que estamos destacando es el valor del FlexGen, el cual obviamente no está correlacionado con ningún cobertura.

Mantenemos el enfoque conservador en el que intentamos cerrar todas las posiciones que tenemos con los clientes.

Nuevamente, quiero destacar que lo que esperamos para lo que queda de año es, de hecho, una mejora respecto a lo que tuvimos en la segunda mitad del año pasado. Comparando la segunda mitad de este año con la segunda mitad del anterior, este año será mejor que el pasado.

Pasamos ahora a las preguntas telefónicas. La primera pregunta es de Pedro Alves, de CaixaBank BPI. Pedro, adelante, por favor.

Hola, buenos días. Gracias por la presentación. En cuanto a los centros de datos en Portugal, es ciertamente sorprendente que tengamos 4,6 GW de solicitudes de conexión a la red, lo que representa la mitad de la demanda máxima actual en el país. Me interesaría saber cómo evalúan este equilibrio entre generación y demanda aquí.

También quería consultar si han recibido alguna actualización relevante sobre el marco de las zonas de alta demanda en Portugal, las llamadas Zonas de Grande Procura, que pudiera, eventualmente, acelerar las oportunidades de terrenos para energía para ustedes.

La segunda pregunta es sobre la evolución de algunos de los componentes de la deuda neta. En cuanto a las inversiones financieras, me ha llamado la atención que hubo un aumento material en el segundo trimestre. Supongo que esto se relaciona con algo temporal en las inversiones en capital de Ocean Winds; sería útil obtener más detalles al respecto.

También sobre las cuentas por cobrar regulatorias en Portugal, que también aumentaron. Sería estupendo conocer la previsión de construcción para el resto del año y el calendario de recuperación. Gracias.

Muy bien. Gracias, Pedro. En cuanto a los centros de datos, como dices, los 4,6 GW son, en efecto, bastante impresionantes. Solo como contexto, en realidad se solicitaron inicialmente unos 40 GW, más o menos, si retrocedemos aproximadamente un año. Luego, lo que ocurrió fue que el gobierno llevó a cabo este proceso de las zonas de alta demanda. Exigieron que, para participar, era necesario proporcionar garantías estrictas o garantías superiores, garantías bancarias, y también que había que comprometerse con ciertos cronogramas y calendarios para implementar realmente esos proyectos en caso de ser adjudicada esa capacidad. Esto significó que mucha gente, en cierto modo, se retiró, y los 40 GW bajaron a 4,6 GW, lo cual, como dices, sigue siendo una cantidad enorme. Simplemente muestra un poco de la especulación que existe en el mercado cuando no tienes ningún compromiso ni ningún coste asociado a la solicitud de estas interconexiones o peticiones.

En las zonas de alta demanda, no disponemos de un calendario definitivo, pero lo que prevemos es que en los próximos meses, es decir, antes de que termine el año, tengamos visibilidad al respecto y sepamos quién ha sido adjudicatario de los megavatios y cuántos. Se prevé que, en algunos casos, si hay más solicitudes que disponibilidad, podría producirse una subasta, pero según tenemos entendido, eso no ocurrirá, por lo que no habrá necesidad de ello. Eso es en lo que respecta a las zonas de alta demanda.

En cuanto al balance de generación, como bien dice, la demanda está creciendo muy bien en Portugal, ha crecido durante los últimos dos años y se espera que siga creciendo en el futuro. Ha crecido más rápido que la generación. Creo que lo que hemos estado señalando es que, en un momento dado, es necesario poner en orden el balance general de oferta y demanda. Eso significa que hay que agilizar la concesión de licencias y permisos de proyectos, y eso se está haciendo.

El gobierno se ha movido y, como saben, ya ha empezado a avanzar con las zonas de aceleración para las renovables en Portugal. Creo que es una iniciativa muy importante. Ya había sido recomendada por la Comisión Europea allá por 2022 como parte de las directivas RED III. Ahora se está implementando bajo consulta pública, por lo que debería seguir avanzando. También están realizando una reestructuración de algunas de las agencias para asegurar que sean más rápidas y que realmente puedan agilizar algunos de estos procesos. De hecho, nos sentimos bastante optimistas sobre lo que estamos viendo y el movimiento sobre el terreno. En cuanto a su punto, a medida que la demanda crece, puede superar a la generación durante un tiempo, pero en un momento dado, la generación también tendrá que empezar a moverse más rápido para mantener el ritmo y mantener ese equilibrio entre la oferta y la demanda.

Hola, Pedro. En cuanto a la inversión financiera, esto está relacionado con Ocean Winds, y específicamente con uno de los proyectos en el U.K., donde tenemos equity bridge loans y, posteriormente, cuando el proyecto entra en fase de operaciones, básicamente se convierten en equity. Ese es el impacto. Esto ya estaba previsto en nuestra inversión estratégica en los planes CMD.

Pasamos ahora a la siguiente pregunta telefónica, de la línea de Arthur Sitbon de Morgan Stanley. Arthur, adelante, por favor.

Sí. Muchas gracias por aceptar mi pregunta. La primera es una pregunta de seguimiento sobre los centros de datos. Lo primero que me preguntaba es que mencionan un crecimiento de la demanda muy fuerte en Portugal, con este gran proyecto de Start Campus y otros proyectos. Me preguntaba si creen que esto podría, con el tiempo, provocar una divergencia gradual en los precios de la electricidad entre Portugal y España y, de ser así, cómo podría afectar eso a su negocio.

La segunda pregunta relacionada con los centros de datos es simplemente: usted habla de las conexiones a la red que tienen. Creo que mencionó 500 MW en Iberia. Me preguntaba si podría darnos un poco más de detalles sobre dónde se ubican esas conexiones. Imagino que no es lo mismo si están situadas, por ejemplo, cerca de Madrid o en lugares más alejados de los centros de datos principales.

Mi última pregunta es sobre el curtailment en Brasil. Creo que se han logrado avances en relación con la compensación por el curtailment pasado. Me preguntaba cuánto impacto tendrá eso en ustedes y si ya han contabilizado algo al respecto. Muchas gracias.

Gracias, Arthur. En cuanto al primer punto, sobre el crecimiento de la demanda, ¿podría dar lugar básicamente a una división del mercado entre Portugal y España? Afortunadamente, yo diría que Portugal y España tienen un nivel de interconexión muy alto. Probablemente sea uno de los países más interconectados, o dos de los más interconectados en Europa. Incluso recientemente, hubo otra línea que fue mejorada en términos de su capacidad de interconexión.

Sí, es posible, pero lo que hemos estado observando hasta ahora es que existe una cantidad significativa de volumen que puede fluir tanto de España a Portugal como de Portugal a España. De hecho, lo que hemos visto es que España tiene significativamente más energía solar que Portugal en términos relativos; durante muchas de las horas del mediodía, hay un flujo de energía solar desde España hacia Portugal.

En un momento dado, si la demanda continúa creciendo en Portugal y no hay generación adicional, podría producirse una fragmentación del mercado. Eso tendría que incorporarse a la fijación de precios y ya se ha hecho para los clientes. En este momento, lo que destacaría es realmente el alto nivel de interconexión que tenemos. No ha habido fragmentación del mercado, incluso con ese crecimiento en Portugal durante los últimos couple de años.

Tomaré el de la reducción de producción en Brasil, solo para decir que lo que ha salido es, en esencia, que creemos que es un paso en la dirección correcta. Seguimos sin pensar que sea suficiente. Básicamente nos permite ser compensados por una parte significativa de la reducción pasada, pero requeriría que renunciáramos al derecho a luchar por el reembolso de las reducciones futuras. Seguimos evaluando la propuesta y aún tenemos que tomar una decisión sobre si seguiremos adelante con ella o si intentaremos seguir buscando otras formas de ser reembolsados por esa reducción.

Es algo que está afectando a todo el sector en Brasil. Ha sido así durante un tiempo ya. Obviamente, se ha incorporado directamente en las cuentas. La reducción de la producción es menor. Se puede observar en los volúmenes de la generación brasileña. Eso ya está reflejado en las cifras del negocio que estamos viendo.

Se están analizando otras soluciones para sortear también este problema de la curtailment, llevando la demanda más hacia el noreste de Brasil, donde se dispone de toda esta potencia, intentando aprovechar también las baterías. También habrá una subasta de baterías en Brasil. La idea es intentar resolver realmente este problema de curtailment en Brasil.

Sobre las conexiones a la red en Portugal, lo siento, no he captado si la pregunta era sobre Portugal o sobre Iberia en general.

En términos generales, Iberia.

En términos generales, muchas de nuestras interconexiones se encuentran cerca de centros urbanos, al menos las que estamos considerando. En Portugal, en particular, Setúbal, Carregado y Sines son algunos de los puntos clave. También tenemos algunas cerca de Madrid, justo en las afueras, que también estamos teniendo en cuenta. Por lo general, son los lugares que consideramos más atractivos para los centros de datos, lo que significa que deben estar más cerca de los centros urbanos debido a la latencia; al parecer, es un tipo de zona más atractiva. En eso es en lo que han estado trabajando los equipos.

Muchas gracias.

Gracias, Arthur. Tenemos ahora la siguiente pregunta de Jenny Ping de Citi. Jenny, adelante, por favor.

Hola. Muchas gracias. Un par de preguntas por mi parte, por favor. En primer lugar, simplemente dando seguimiento a la pregunta de Arthur sobre Brasil. Dos preguntas sobre eso. En cuanto a la reducción de la producción, ¿podría indicarme la magnitud del reconocimiento histórico si ese es, de hecho, el camino que deciden tomar?

En segundo lugar, en relación con eso, ¿en qué punto estamos respecto al reconocimiento regulatorio de CapEx en términos de un reconocimiento más rápido? Sé que esa revisión sigue en curso, pero ¿hay alguna actualización sobre el cronograma en cuanto a las decisiones y el reconocimiento en ese ámbito? Ese es mi primer bloque.

En segundo lugar, si miro su diapositiva 20 y sumo el rango inferior y superior de las diferentes divisiones que presentan, nos da un EBITDA de entre 5.200 millones de EUR y 5.500 millones de EUR para 2026, y obviamente promedian en un nivel de 5.300 millones de EUR por debajo del punto medio. ¿Podría confirmarme qué necesitan ver, o qué tiene que ocurrir en términos de negocio? ¿Cuál es la parte más incierta de la actividad que les permitiría alcanzar el extremo superior del rango?

Y por último, ¿podríamos volver a la posición de terreno con potencia de 500 MW que mencionan haber asegurado? Perdón, puede que se me haya pasado, pero ¿podrían explicar qué significa exactamente haberla asegurado? ¿Se trata solo de la conexión a la red en sí, o ya existe un contrato de por medio en lo que respecta al data center? Gracias.

Hola, Jenny. No llegué a pillar bien el principio de tu primera pregunta, pero creo que sí capté la segunda parte, que era sobre RAB, ¿verdad? El reconocimiento del RAB. La primera parte, ¿era sobre curtailment?

Se trata solo de la reducción, volviendo a la pregunta de Arthur sobre si reconocieran todo el beneficio histórico por reducción, ¿de qué magnitud estaríamos hablando? Si eso es algo que deciden reconocer y, como resultado, renunciar a los costes futuros por reducción.

Estamos hablando de un valor de alrededor de BRL 100 millones. Estamos viendo cifras aproximadas. Básicamente serían los volúmenes de la ruta que está bajo restricción que serían reconocidos por esta propuesta del regulador.

En la segunda parte, que trata sobre el reconocimiento del RAB. Dado que somos la primera empresa en tener las concesiones renovadas, también somos los primeros en empezar a plantear este tema sobre el reconocimiento del RAB en el ciclo de intereses. Hasta donde sabemos, nosotros lo somos, pero desde entonces, otras empresas también han empezado a renovar sus concesiones de distribución y, por lo tanto, se enfrentan al mismo problema. Existe un grupo de trabajo que ha estado tratando este asunto con el regulador.

Miren, no quiero generar expectativas, pero digamos que el mensaje ha sido positivo. Al menos reconocen el problema. Creo que todavía pasará algún tiempo antes de que se pueda obtener una propuesta firme. Como saben, este año tenemos elecciones presidenciales en Brazil, en noviembre. Es posible que esto ralentice un poco las cosas porque la atención de la gente podría no estar muy centrada en este asunto durante los próximos meses. No es que nuestra atención no esté totalmente centrada en ello, sino que las contrapartes no necesariamente estarán enfocadas al 100%. Yo diría que probablemente sea un momento de tipo 2027 para tomar una decisión. Creemos que es importante. Creo que la gente lo reconoce, la contraparte también lo reconoce y el regulador y el gobierno también lo reconocen. Tiene sentido. Ahora la cuestión es cómo traducir eso en algo concreto desde un punto de vista regulatorio.

En cuanto al segundo punto sobre las previsiones, perdón si he entendido mal, si se suman los tramos de 5.2 a 5.5, creo que cuando dimos la cifra de 5.3, no era porque estuviéramos intentando decir que estábamos siendo conservadores. Para nosotros, al dar esos rangos, eso representaba aproximadamente el punto medio de dichas cifras. Si luego depende de la hidroeléctrica, ¿qué pasará con la hidroeléctrica en el cuarto trimestre? Dependerá de lo que ocurra con los precios. Hay diferentes factores que pueden afectar, digamos, a la parte de gen tailor, que obviamente es más incierta. Las redes, creo, son muy predecibles.

En cuanto a EDPR, creo que también hemos hablado de las rotaciones de activos. Hemos dado una orientación muy clara al respecto. En el subyacente, prevemos una aceleración o una mejora en el mismo. Una vez más, esto depende del viento y del sol. Existe una cierta volatilidad en los volúmenes, que también intentamos gestionar para el P50 en esos escenarios.

En cuanto a la parte de "powered lands", ¿qué significa "secured"? En primer lugar, creo que tendremos, con suerte, buenas noticias durante los próximos meses, en las que algunos desarrolladores de centros de datos quieren utilizar algunos de nuestros emplazamientos existentes para, esencialmente, ubicar un centro de datos en régimen de co-ubicación y, potencialmente, utilizar parte de nuestro terreno actual. Estas son situaciones en las que estamos aprovechando nuestros emplazamientos existentes y potenciándolos para crear valor debido a un centro de datos que realmente quiere utilizar parte de ese terreno o co-ubicarse allí.

En cuanto a los nuevos desarrollos de tipo greenfield, básicamente se trata de contar con la interconexión, es decir, la capacidad de consumir de la red, teniendo un tamaño que sea relevante. Normalmente, los cientos de megavatios es cuando empieza a ser relevante para los data centers. Contar con algún tipo de opciones de terreno a su alrededor que les permita construir el data center real. A eso nos referimos con "powered land", esencialmente es eso. Es tener ese terreno con cierto grado de licencias y permisos para poder desarrollar realmente el sitio y contar con esa interconexión para poder consumir de la red, lo cual, como saben, es un recurso escaso en muchos países. Espero que esto ayude.

Sí. Gracias. Perdón, solo para aclarar-

Sí

Esos 500 MW, eso aún está pendiente, aunque esté asegurado según lo que ha dicho hoy, el anuncio para salir al mercado todavía no se ha comunicado oficialmente.

Sí

En cuanto a qué centro de datos, etcétera, eso está por venir, como usted dice, en los próximos meses.

Sí. Cuando decimos eso, significa que tenemos, digamos, lo básico listo para poder ofrecer un paquete que sea comercializable. A partir de ahí, depende de encontrar a una contraparte que esté dispuesta a negociar ese paquete o esos paquetes en condiciones que consideremos atractivas. Contar con el powered land asegurado significa que tenemos esos elementos listos. Luego, necesitamos a alguien con quien transaccionar para cristalizar realmente ese valor.

Entendido. Perfecto. Muchas gracias.

De acuerdo, gracias.

Con esto damos por concluida la sesión de preguntas y respuestas, y cedo la palabra a nuestro CEO para sus comentarios finales.

Para las palabras finales, solo haré un par de observaciones. En primer lugar, creo que hemos tenido un excelente primer semestre. Creo que es innegable, y eso nos hace muy optimistas para 2026, y es por eso que también estamos actualizando por segunda vez este año nuestras previsiones para el ejercicio.

Este es un buen desempeño en todos los diferentes segmentos: FlexGen, Networks y EDPR. Observamos una mejora en la red y una mejora en las perspectivas posteriores a 2026, 2027 y 2028. No voy a dar cifras específicas al respecto, pero obviamente, dadas las condiciones favorables generales que estamos viendo, es positivo. Un fuerte crecimiento de la demanda; quiero decir, todas las cosas de las que hablamos en la llamada. Eso es bueno.

Estamos observando una mejora en la visibilidad posterior a 2028. Como mencioné anteriormente, actualizaremos esa información en un par de trimestres. Estamos trabajando básicamente para consolidar algunas de las diferentes hipótesis y volver a ponernos en contacto con ustedes al respecto.

En resumen, creo que estamos en una excelente posición, demostrando ser un gran año para EDP. También hay muy buenas perspectivas para los próximos dos años. En general, creo que es muy positivo. No quería terminar sin desearles unas felices vacaciones a quienes se vayan de ellas, y espero volver a hablar con ustedes a su regreso, probablemente a principios de septiembre. Hablamos pronto. Gracias.