Buenos días y bienvenidos a la llamada de resultados semestrales de Elia Group. Soy Stephanie Luyten, responsable de Relaciones con Inversores, M&A y Alianzas Financieras. Y me acompañan nuestro CEO del Grupo y nuestro CFO, Bernard Gustin y Marco Nix. Bienvenidos a ambos.

Buenos días.

Antes de empezar, por favor, tómense un momento para leer el aviso legal que aparece en pantalla. Contiene información importante que les pedimos tengan a bien revisar. Como siempre, las diapositivas de hoy están disponibles en nuestro sitio web, y el guion completo también se publicará poco después de que finalice la transmisión en directo.

Bernard, si nos alejamos de las cifras y analizamos la primera mitad del año, ¿cuáles son para ti los acontecimientos más significativos de Elia Group?

Buenos días a todos y gracias por acompañarnos hoy. Me complace informar de que la primera mitad de 2026 ha sido otro periodo de sólida ejecución para Elia Group. Tanto en Bélgica como en Alemania, nuestros equipos han seguido ofreciendo un sólido desempeño operativo y financiero, al tiempo que avanzan en uno de los programas de inversión en infraestructuras eléctricas más grandes de Europa. Lo que más destaca para mí es nuestra capacidad para combinar el crecimiento con la disciplina. Seguimos invirtiendo a gran escala, hemos fortalecido nuestra estructura de capital, hemos logrado progresos tangibles en proyectos de infraestructura clave y hemos reforzado los cimientos necesarios para respaldar la transición energética y nuestras ambiciones de crecimiento a largo plazo. Estos resultados reflejan el compromiso y la experiencia de nuestros compañeros en todo el grupo, que trabajan cada día para construir el sistema eléctrico que Europa necesitará mañana.

Antes de analizar con más detalle nuestro desempeño financiero y operativo, merece la pena dar un paso atrás y observar el contexto más amplio en el que operamos. El mundo que nos rodea sigue evolucionando a un ritmo acelerado. El panorama energético, la tecnología, la geopolítica, la demanda industrial y las expectativas sociales están cambiando muy rápidamente. Por tanto, si queremos seguir creando valor a largo plazo, debemos mantenernos estrechamente conectados con esas necesidades. Nuestra función no es simplemente construir infraestructuras; consiste en comprender hacia dónde se dirige la sociedad y garantizar que el sistema eléctrico evolucione con ella.

Cada vez más, la transición energética ya no se percibe únicamente como un imperativo climático. Se ha convertido en una cuestión de competitividad, soberanía energética y resiliencia. La dependencia de Europa de la importación de combustibles fósiles la ha expuesto repetidamente a choques geopolíticos. Esto ha encarecido los costes energéticos, ha debilitado la competitividad industrial y ha puesto de relieve la importancia de reforzar la seguridad energética. Y, por supuesto, la crisis energética demostró el valor estratégico de la electrificación y de la integración de las energías renovables. Ambas pueden ayudar a reducir la dependencia de la importación de combustibles y a limitar la exposición a la volatilidad de los mercados globales.

Hoy en día, alrededor del 70% de la electricidad de la UE ya se genera a partir de fuentes de energía limpia autóctonas. Sin embargo, la electrificación de la demanda energética se ha mantenido estancada en el 23% durante más de una década. Por tanto, es evidente que acelerar la electrificación en la industria, el transporte y la edificación es esencial. Reconociendo esto, la Comisión Europea está evaluando un objetivo indicativo de electrificación del 46% para 2040. Esto podría reducir la factura de importación de combustibles fósiles de la UE en EUR 260 billion al año. Alcanzar esta ambición requerirá inversiones a gran escala, respaldadas por marcos de mercado estables y previsibles.

El mes pasado, los ministros de Energía de la Unión Europea alcanzaron un acuerdo sobre una posición negociadora común para el paquete de la red eléctrica europea. Aunque el proceso legislativo sigue en curso, su dirección es significativa.

El paquete refuerza muchos de los principios que Elia Group ha defendido durante años: una planificación coordinada de las infraestructuras, la aceleración de los procedimientos de permisos, interconexiones más sólidas y una cooperación transfronteriza más profunda. En resumen, Europa reconoce cada vez más que para alcanzar sus objetivos de competitividad climática y seguridad de suministro no solo se necesita generación renovable, sino también la infraestructura capaz de transportar electricidad limpia hacia donde sea necesaria.

El mensaje en toda Europa es cada vez más claro. La red no es una consecuencia de la transición energética. La red es una condición previa para ella. Y eso crea una oportunidad sustancial a largo plazo para nuestro Group.

Al mismo tiempo, sería engañoso sugerir que el desafío consiste simplemente en construir más infraestructura. La siguiente fase de la transición energética trata fundamentalmente de la ejecución. ¿Podemos construir la infraestructura necesaria con la rapidez suficiente? ¿Podrán los procesos de concesión de permisos seguir el ritmo del aumento de la demanda? ¿Podrá la cadena de suministro suministrar el equipo necesario? ¿Podrá la sociedad respaldar el desarrollo de infraestructuras a la escala requerida? ¿Se podrá movilizar el capital necesario? ¿Y podrá la regulación proporcionar la previsibilidad suficiente? Estos no son desafíos aislados. Son todas dimensiones del mismo desafío de ejecución.

Así es. Un marco regulatorio favorable sigue siendo un facilitador crítico para nuestro programa de inversión. Si nos fijamos primero en Belgium, a finales de junio hemos alcanzado un hito importante con la publicación, por parte del regulador belga, de la metodología tarifaria definitiva para el periodo 2028-2031. En general, consideramos que este es un resultado constructivo. El regulador ha optado claramente por la estabilidad y la continuidad, preservando las fortalezas clave del marco actual y proporcionando una mayor visibilidad hasta 2031.

Cabe destacar que el marco de trabajo sigue ofreciendo sólidos incentivos para cumplir los objetivos. De hecho, el número de incentivos aumenta de 16 a 18, con un mayor enfoque en la ejecución eficiente de nuestro creciente programa de inversión. En particular, los nuevos incentivos fomentan que los proyectos se ejecuten dentro del presupuesto y apoyan el refuerzo oportuno de la red belga a medida que la electrificación continúa acelerándose.

Desde la perspectiva de la rentabilidad, estos incentivos cobran aún más importancia y se espera que contribuyan con alrededor de 2 puntos porcentuales a la rentabilidad sobre el capital propio (ROE). Esto garantiza una sólida alineación entre la retribución al accionista y un amplio conjunto de objetivos sociales, incluida la prestación eficiente de infraestructuras críticas para la sociedad. Basándonos en las hipótesis actuales y tal como se destaca en la diapositiva, el marco de referencia respalda una rentabilidad sobre el capital propio regulatoria media después de impuestos de alrededor del 8%, incluyendo el componente de remuneración justa, los incentivos y la MACH-Prämie, que se mantiene sin cambios.

En conjunto, creemos que este marco proporciona un buen equilibrio. Ofrece a los inversores una mayor visibilidad, al tiempo que respalda las importantes inversiones necesarias para reforzar los sistemas eléctricos de Belgium para los próximos años.

Y con la mirada puesta en Alemania, el proceso de consulta regulatoria sigue en curso. La BNetzA continúa colaborando con las partes interesadas antes de la determinación del marco final, que se espera para finales de este año. Aunque el proceso se encuentra todavía en fase de borrador, las propuestas ya ofrecen una mayor visibilidad sobre una serie de principios clave.

Estos incluyen un marco armonizado para las actividades onshore y offshore, un retorno sobre el capital propio unificado para todos los activos, un modelo de coste incrementado (cost-plus) con mecanismos de incentivos y un enfoque estandarizado para la remuneración del capital y el coste de la deuda. Cabe destacar que el regulador ha adoptado un proceso de consulta integral y nosotros seguimos participando activamente en el diálogo.

Se espera que la metodología final se determine en el otoño de 2026, mientras que se prevé que los parámetros financieros clave, incluidos el rendimiento sobre el capital propio (ROE) y el coste de la deuda, se finalicen durante el año 27, antes del inicio del nuevo periodo regulatorio. En esta etapa, aún es demasiado pronto para extraer conclusiones definitivas, pero nos alienta el compromiso constructivo de las partes interesadas y el reconocimiento de las importantes necesidades de inversión requeridas para respaldar la transición energética de Germany.

Bien, permítanme pasar ahora a un segundo desafío, que es la resiliencia en las adquisiciones y la cadena de suministro. La escala de infraestructura requerida en toda Europa no tiene precedentes. Esto ejerce una presión cada vez mayor sobre los fabricantes de equipos especializados, los recursos de ingeniería y las cadenas de suministro críticas. En los últimos años, hemos sido testigos de una inflación sustancial de los costes en tecnologías clave, particularmente en la infraestructura HVDC y en los equipos offshore.

La Princess Elisabeth Energy Island ilustra tanto la oportunidad como el desafío. La importancia estratégica del proyecto se mantiene inalterada. Servirá como la primera isla de energía artificial del mundo y se convertirá en una piedra angular del futuro sistema de energía offshore de Bélgica. Al mismo tiempo, los incrementos sin precedentes en el coste de la tecnología HVDC han requerido una optimización del proyecto para garantizar la rentabilidad, preservando al mismo tiempo los objetivos estratégicos.

Por lo tanto, la gestión de las realidades de la cadena de suministro se ha convertido en una capacidad estratégica por derecho propio. Y en Elia Group, nuestra escala proporciona cada vez más una ventaja competitiva. Nuestro programa de infraestructuras abarca Bélgica, Alemania, el Mar del Norte y el Mar Báltico, lo que nos permite establecer asociaciones a largo plazo con los proveedores y crear visibilidad en toda la cadena de valor. Un ejemplo de este enfoque puede verse en la reciente adjudicación de un contrato relacionado con LanWin 6, nuestro desarrollo offshore en curso, y en las iniciativas de colaboración offshore más amplias en las que desempeñamos un papel de liderazgo.

Estos proyectos contribuyen no solo a la transición energética, sino también al desarrollo de la cadena de suministro industrial de Europa. LanWin 6 es, de hecho, un proyecto del que estamos muy orgullosos. Y, en muchos sentidos, es mucho más que un proyecto de infraestructura energética. Es uno de los programas industriales más grandes que se están desarrollando actualmente en Europa. En un momento en el que el continente busca reforzar su competitividad y su autonomía estratégica, proyectos de esta escala impulsan la inversión, estimulan la innovación y sostienen toda una cadena de valor industrial.

Al reunir a fabricantes, ingenieros, empresas de construcción y proveedores de tecnología, LanWin 6 genera una actividad económica de alto valor y empleo cualificado. Se espera que las recientes adjudicaciones de contratos vinculadas al proyecto impulsen la creación de hasta 1.000 nuevos puestos de trabajo en la región de Rostock, lo que subraya su impacto económico tangible en toda Mecklemburgo-Pomerania Occidental. Al mismo tiempo, se está construyendo la infraestructura necesaria para un futuro climáticamente neutro. Es un ejemplo elocuente de cómo la transición energética también puede impulsar un renacimiento industrial en Europa.

Ahora, ampliar la red mediante proyectos de esta escala es esencial, ya que estamos observando un rápido aumento de la demanda de acceso a la red tanto en Belgium como en Germany. Sin embargo, cuando la gente oye la palabra congestión, a menudo asume que la red es simplemente demasiado pequeña. En realidad, el panorama es más complejo. Muchas solicitudes de conexión se presentan mucho antes de que los proyectos estén realmente listos para seguir adelante.

Y, como resultado, la capacidad solicitada puede superar significativamente la demanda que realmente se materialice. El desafío, por tanto, no es construir más infraestructura, sino también garantizar que la capacidad disponible se asigne de manera eficiente. Construir la red para cada escenario teórico no sería ni asequible ni eficiente. En su lugar, necesitamos una visión más clara de la demanda futura y mecanismos que prioricen los proyectos que sean maduros, creíbles y que aporten el mayor valor para la sociedad.

Es por ello que los reguladores y los operadores de sistemas en toda Europa se están alejando de un enfoque basado puramente en el orden de llegada. Se está dando mayor importancia a la madurez de los proyectos, a una gestión de colas más inteligente y a acuerdos de conexión más flexibles. Y en ese sentido, Germany es un muy buen ejemplo. Mientras continúa con su gran programa de expansión de la red, introdujo en 2026 un marco de conexión basado en la madurez. Bajo este marco, los proyectos se priorizan en función de factores como el progreso en la obtención de permisos, la preparación técnica, la viabilidad financiera y el valor para el sistema.

También se están considerando reformas adicionales para alinear mejor los proyectos de nueva generación con el desarrollo de la red y reducir los costes de congestión. En última instancia, el objetivo es claro: no se trata simplemente de construir más red, sino de garantizar que la escasa capacidad de la red se utilice donde aporte el mayor beneficio para los consumidores, la economía y la transición energética.

Y es exactamente por eso por lo que, a nuestro entender, una planificación sólida a largo plazo es cada vez más importante. Como destacó Bernard, el desafío no consiste simplemente en construir más infraestructura, sino en garantizar que las inversiones estén alineadas con las necesidades futuras del sistema y aporten el mayor valor para la sociedad.

Tanto en Alemania como en Bélgica, estas decisiones de inversión se rigen por procesos formales de planificación del desarrollo de la red que traducen los futuros escenarios energéticos en requisitos de infraestructura concretos. Permítanme analizar brevemente el estado actual de estos procesos de planificación.

Empezando por Alemania, el plan actual de desarrollo de la red se basa en 3 escenarios que reflejan diferentes hipótesis sobre la electrificación, el desarrollo de las renovables y el papel del hidrógeno. Lo que resulta alentador es que los 3 escenarios apuntan hacia un crecimiento significativo de la demanda de electricidad. Por tanto, el debate real ya no es si la electrificación tendrá lugar, sino con qué rapidez ocurrirá y cuánta demanda se materializará finalmente. Esto es exactamente lo que intenta abordar el proceso actual del plan de desarrollo de la red.

Los 4 TSO alemanes han completado un análisis de escenarios exhaustivo y han presentado un segundo borrador del plan al regulador, BNetzA, a principios de este año. El proceso atrajo cerca de 1.000 respuestas de partes interesadas. Estas cubren temas como la electrificación, el almacenamiento en baterías, el hidrógeno, las cargas flexibles y el desarrollo offshore.

Dependiendo de la trayectoria del escenario final, el plan apunta actualmente a unas inversiones totales en la red de entre EUR 365 billion y EUR 392 billion hasta 2045.

Actualmente nos encontramos en la fase de consulta pública, que permanecerá abierta hasta finales de agosto. Tras ese periodo, la BNetzA asumirá el proceso de revisión y avanzará hacia la confirmación del plan final de desarrollo de la red. Esperamos tener una claridad mucho mayor sobre la vía preferente y las necesidades de inversión a largo plazo resultantes durante la segunda mitad de 2026 o principios de 2027.

Pasamos ahora a Bélgica. El plan de desarrollo federal es un instrumento de planificación clave para la transición energética de Bélgica. Se actualiza cada 4 años y contempla un horizonte de 10 años, proporcionando una visión a largo plazo de la infraestructura necesaria para dar soporte al sistema energético en evolución del país. El nuevo plan se está elaborando en un contexto significativamente más complejo que el de la edición anterior publicada en 2022.

En los últimos años, el debate energético se ha ampliado considerablemente. Junto a los objetivos de descarbonización, las cuestiones relativas a la seguridad del suministro, la asequibilidad, la competitividad industrial y la soberanía energética han cobrado una importancia creciente en la configuración de las decisiones en materia de política energética. En este contexto, el plan busca definir cómo debe evolucionar el sistema eléctrico belga mediante una combinación de electrificación, generación baja en carbono, mayor flexibilidad y una integración de mercado más sólida, todo ello respaldado por una red de transporte robusta y resiliente.

El borrador del plan se presentó ante la CREG a finales de junio. Se espera que su asesoramiento oficial sobre el borrador del plan de desarrollo se publique a finales de agosto o principios de septiembre. A continuación, se llevará a cabo una consulta pública a finales de este año, antes de que el plan se presente al Ministerio Federal de Energía en 2027 y sea finalmente aprobado.

El ejercicio de planificación en Alemania y Bélgica apunta en la misma dirección. La transición energética ya no es solo una cuestión climática. Se trata cada vez más de competitividad, asequibilidad y seguridad energética. Y, independientemente del escenario, la red sigue siendo un facilitador crítico. Esto nos da la confianza de que la infraestructura que estamos construyendo hoy seguirá siendo altamente relevante durante las próximas décadas.

Pero, por supuesto, identificar la necesidad de infraestructura es solo una parte del desafío. Como destacó Bernard anteriormente, la siguiente fase de la transición energética trata, en última instancia, de la ejecución. La pregunta clave puede ser —es—, ¿podemos llevarlo a cabo sobre el terreno? Y es ahí donde hemos logrado avances significativos durante el primer semestre del año.

Permítanme empezar, quizás, con la Princess Elisabeth Island. Durante los primeros 6 meses del año, hemos completado la fabricación de todos los caissons y continuado con las actividades de instalación en alta mar. Para finales de junio, 19 de los 23 caissons ya han sido instalados con éxito en el mar. Esto marca otro paso importante en la construcción de la primera isla energética artificial del mundo. También seguimos avanzando en la infraestructura eléctrica de la isla, con la fabricación de los módulos AC y los cables submarinos progresando según lo previsto. Echemos un vistazo.

Siempre me impresiona este vídeo y demuestra que lo que hacemos es tecnología en su máxima expresión. Se ha alcanzado otro hito importante en Ventilus: tras varios años de preparación, en abril se concedieron los permisos ambientales, lo que nos permite pasar de la planificación a la ejecución, con el inicio de las obras de construcción este verano. Como recordatorio, Ventilus proporcionará unos 6 gigavatios de capacidad de transmisión a través de un nuevo corredor de 380 kilovoltios en West Flanders y desempeñará un papel fundamental en la integración de energía renovable offshore adicional en el sistema eléctrico de Bélgica.

Más allá de Ventilus, seguimos reforzando la columna vertebral de la red de transporte belga. Durante el primer semestre del año, pusimos en servicio la línea de transporte de 380 kilovoltios Massenhoven-Meerhout-Van Eyck, iniciamos las obras de refuerzo en el corredor Gramme-Van Eyck y continuamos con los avances en el refuerzo entre Mercator y Bruegel. También alcanzamos un hito importante en cuanto a permisos en el proyecto Lonny-Achêne-Gramme. Tras la concesión del permiso de urbanismo en mayo, se espera que las actividades de construcción comiencen en el '27.

Además de fortalecer la red troncal de transporte, también estamos invirtiendo para dar soporte a una creciente demanda industrial y a los intercambios transfronterizos. Se han logrado avances positivos en Baekeland, nuestra nueva subestación de 380/150 kilovoltios en el Puerto de Gante. Una vez operativa, proporcionará capacidad adicional para impulsar la electrificación industrial en una de las regiones económicas más importantes de Bélgica.

También hemos puesto en servicio con éxito el nuevo circuito de transmisión Kallo-Mercator como parte del proyecto Brabo III. Esto representa otro paso importante para completar el bucle de 380 kilovoltios alrededor del Puerto de Amberes y fortalecer aún más la capacidad de interconexión con los Países Bajos. En conjunto, estos proyectos demuestran que la transición energética belga es cada vez más visible a través de inversiones concretas en infraestructuras.

Pero nuestro desafío de ejecución se extiende mucho más allá de Alemania, e incluso más allá de Bélgica. Actualmente, Alemania está llevando a cabo uno de los programas de expansión de red más ambiciosos de Europa, con importantes desarrollos tanto en tierra como en el mar. Marco, ¿podrías explicarnos algunos de los logros de 50Hertz?

Por supuesto. 50Hertz siguió logrando avances sustanciales en una serie de proyectos estratégicos. Estos proyectos están fortaleciendo la seguridad energética, permitiendo la integración de energías renovables a gran escala y sentando las bases para una economía climáticamente neutra. Y, lo que es importante, este progreso fue evidente tanto en tierra como en el mar.

Se ha alcanzado un hito importante con Ostwind 3, el proyecto de conexión a la red para el parque eólico marino Windanker. La plataforma marina se instaló con éxito en el mar Báltico, a unos 40 kilómetros al noreste de la isla Rügen. Una vez operativa, la plataforma recogerá la electricidad del parque eólico Windanker de 300 megavatios, la transformará a 220 kilovoltios y la transmitirá a la nueva subestación terrestre Stilow. Este es un paso importante, no solo porque Ostwind 3 avanza hacia su finalización, sino también porque se trata de la primera plataforma marina en el mar Báltico de la que 50Hertz es plenamente responsable tanto de la construcción como de la operación. Por tanto, marca otro paso en el desarrollo de nuestras capacidades offshore. Asimismo, demuestra nuestra capacidad para entregar infraestructuras complejas en entornos marinos exigentes.

Al mismo tiempo, seguimos avanzando en la próxima generación de conexiones en alta mar. Para Ostwind 4, se han presentado los documentos de solicitud para los tramos de ruta restantes. Esto significa que todas las secciones del proyecto se encuentran ahora en proceso de aprobación. Ostwind 4 será la primera conexión de red en alta mar de corriente continua de alta tensión de 2 gigavatios en el Mar Báltico alemán. Una vez completada, conectará la generación eólica marina al noreste de Rügen con la red de transporte a través de la subestación Stilow. Esto supone un aumento de escala significativo en comparación con las conexiones anteriores en el Mar Báltico y refleja la creciente madurez y ambición de la expansión de la energía eólica marina en Alemania.

También hemos alcanzado un hito importante en el Mar del Norte. En junio, 50Hertz adjudicó un contrato de 1.000 millones de EUR para la construcción de un sistema de convertidores offshore de 2 gigavatios para el programa North Sea Connector 2. Esto es particularmente importante porque, por primera vez, las plataformas de convertidores offshore de este nuevo estándar de 2 gigavatios se construirán predominantemente en Alemania. North Sea Connector 2 comprende la conexión de red offshore LanWin6, como señaló Bernard, y el enlace de CC DC32 como parte de NordOstLink.

Más allá del proyecto en sí, este representa también un hito industrial. Apoya el desarrollo de capacidades de fabricación offshore en Alemania y, al mismo tiempo, refuerza la cadena de suministro europea para infraestructuras energéticas críticas. Como mencionó Bernard anteriormente, la resiliencia de la cadena de suministro se está convirtiendo en una capacidad estratégica por derecho propio. Proyectos como este demuestran cómo las inversiones en redes también pueden contribuir a la creación de valor industrial, al empleo cualificado y a la experiencia tecnológica en Europa.

La cooperación transfronteriza también siguió siendo un tema clave para 50Hertz y, por lo tanto, para el Grupo durante el primer semestre del año. En enero, Alemania y Dinamarca alcanzaron un acuerdo sobre el proyecto Bornholm Energy Island. Se trata del primer interconector híbrido offshore de su tipo que conectará la generación eólica marina en el Mar Báltico con los sistemas eléctricos tanto de Dinamarca como de Alemania. Se espera que el proyecto conecte 3 gigavatios de capacidad eólica marina y combinará la integración de renovables con el intercambio transfronterizo de electricidad.

Otro ejemplo de este enfoque transfronterizo es el Baltic-German Power Link. En febrero, Alemania, Letonia y Lituania firmaron una declaración conjunta de intenciones para explorar una nueva conexión eléctrica híbrida en el Mar Báltico. El proyecto conectaría a Alemania con los países bálticos a través de un cable submarino de aproximadamente 600 kilómetros y podría integrar unos 2 gigavatios de capacidad eólica marina. A los operadores de sistemas de transporte involucrados se les ha encomendado el desarrollo de un concepto de implementación técnica y económica. Se espera una decisión sobre los siguientes pasos a finales de este año.

Aunque todavía se encuentra en una fase inicial, el proyecto subraya la creciente importancia del Mar Báltico como región energética estratégica y el papel de las interconexiones en el fortalecimiento de la seguridad de suministro europea. Esto es precisamente lo que significa para nosotros la ejecución disciplinada a gran escala. No se trata solo de entregar proyectos individuales, sino de construir la infraestructura, las capacidades y las alianzas que Europa necesitará para un sistema energético más electrificado, resiliente e interconectado.

Junto con nuestro enfoque en el desarrollo de la red, la digitalización y la IA, seguimos haciendo hincapié en asegurar proactivamente los recursos financieros necesarios para ejecutar nuestro programa de inversión y respaldar nuestras ambiciones de crecimiento a largo plazo. Al mismo tiempo, continuamos evaluando oportunidades donde podamos aprovechar nuestra experiencia y alianzas en apoyo a las necesidades cambiantes de la infraestructura energética de Europa.

Y esto me lleva a un desarrollo importante que anunciamos esta mañana: nuestra inversión prevista en el Project Tarchon, un interconector submarino que conectará el Reino Unido y Alemania a través de WindGrid, nuestro desarrollador de proyectos agrupados. Tarchon es un interconector HVDC de 1,4 gigavatios diseñado para facilitar los intercambios transfronterizos de electricidad, reforzar la seguridad del suministro y apoyar la integración de las energías renovables en los mercados europeos. Como activo de transporte regulado, está avanzando a través de los procesos de aprobación regulatoria pertinentes en ambos países.

Lo que hace que esta oportunidad sea particularmente atractiva para nosotros es la estructura de la asociación. CPP Investments será el inversor mayoritario y aportará la mayor parte del capital, mientras que WindGrid participará como socio estratégico minoritario con una participación de look-through del 25%. Esto nos permite aportar nuestra experiencia en transmisión manteniendo un enfoque disciplinado en la asignación de capital.

Se espera que la participación de WindGrid en el capital del proyecto ascienda a aproximadamente 200 millones de GBP durante el periodo de construcción, que se prevé que se extienda hasta mediados de la década de 2030. Se espera que la mayor parte de la financiación del proyecto provenga de financiación de proyectos, lo que resulta en un compromiso de capital moderado para Elia Group dentro del contexto de nuestro programa de inversión más amplio. Además de la disciplina financiera de la estructura, la transacción refuerza aún más nuestra asociación con CPP Investments, un socio a largo plazo que comparte nuestra convicción sobre el papel fundamental de la infraestructura de transporte en la transición energética. Bernard, ¿podrías explicar cómo encaja Tarchon dentro de la estrategia general de Elia Group?

Sí. Gracias, Stephanie. Desde la perspectiva del grupo, Tarchon es un muy buen ejemplo de cómo podemos aprovechar las capacidades que hemos desarrollado durante décadas como operador de sistemas de transmisión más allá de nuestro negocio regulado principal en Bélgica y Alemania. Si bien nuestro enfoque principal sigue siendo la ejecución exitosa de los programas de inversión sin precedentes en nuestros mercados locales, también vemos oportunidades selectivas para aplicar nuestra experiencia en el desarrollo, construcción y operación de infraestructuras de transmisión en áreas que están estrechamente alineadas con nuestras competencias principales. Y Tarchon encaja particularmente bien en ese marco.

Se trata de un activo de transporte regulado. Apoya la integración del mercado europeo y la transición energética. Además, nos permite participar junto a un socio de confianza a largo plazo a través de una estructura que preserva nuestra flexibilidad financiera. Lo más importante es que no se trata de buscar el crecimiento por el simple hecho de crecer. Se trata de ser selectivos e invertir en oportunidades donde podamos crear valor mediante nuestra experiencia, manteniendo al mismo tiempo un enfoque disciplinado respecto al riesgo y a la asignación de capital.

En un sentido más amplio, la transacción ilustra nuestra estrategia de combinar una sólida ejecución en nuestro negocio regulado con alianzas estratégicas que nos permiten apoyar la transición energética de Europa más allá de nuestra huella actual. Junto con CPP Investments, somos capaces de participar en oportunidades de infraestructura atractivas manteniendo nuestro enfoque firmemente centrado en ejecutar los sustanciales programas de inversión previstos en Bélgica y Alemania. Este enfoque equilibrado nos permite crear valor a largo plazo para todas las partes interesadas, al tiempo que apoyamos el desarrollo de la infraestructura necesaria para un sistema energético europeo descarbonizado.

Y esto también subraya la importancia de mantener un enfoque financiero disciplinado a medida que continuamos ejecutando nuestro programa de inversión y buscando oportunidades de crecimiento seleccionadas. Permítanme presentarles las principales transacciones de financiación completadas durante el primer semestre y cómo estas respaldan la posición financiera del grupo.

Continuamos ejecutando nuestro conjunto de herramientas de financiación de manera disciplinada. El hito clave fue la emisión de un bono híbrido de 900 millones de EUR. Esto proporciona una financiación atractiva de tipo equity no dilutiva, con un crédito de capital del 50% por parte de Standard & Poor's, y fortalece aún más nuestra estructura de capital. En paralelo, reforzamos nuestra posición de liquidez mediante la firma de más de 2.000 millones de EUR en líneas de crédito revolving en todo el grupo. Esto mejora la flexibilidad financiera y respalda la ejecución de nuestro sustancial programa de inversión. También seguimos diversificando nuestras fuentes de financiación a través de iniciativas adicionales de financiación mediante deuda, incluida una emisión inaugural de notas Schuldschein en 50Hertz. Al mismo tiempo, la sólida posición de liquidez del grupo nos permite amortizar anticipadamente el préstamo a plazo de 300 millones de EUR que vence en el '27. En general, estas transacciones reducen aún más el riesgo de nuestro perfil de financiación, respaldan nuestras métricas crediticias y garantizan que sigamos bien posicionados para financiar la próxima fase de nuestro crecimiento.

Si observamos la posición de deuda neta del Grupo, la deuda neta excluyendo EEG aumentó solo 0,5 mil millones de EUR hasta alcanzar los 14,6 mil millones de EUR. Este incremento moderado refleja la solidez de nuestro perfil de financiación. Seguimos ejecutando nuestro programa de inversiones manteniendo la disciplina del balance. Durante el primer semestre del año, invertimos alrededor de 1,9 mil millones de EUR en Bélgica y Alemania. Esto se financió mediante una combinación de flujo de caja operativo, los ingresos de la ampliación de capital '25 y el uso disciplinado de la financiación mediante deuda.

Nuestro perfil de financiación sigue siendo sólido, con un coste medio de la deuda del 3%. Además, nuestra cartera de deuda es íntegramente a tipo fijo, lo que proporciona protección frente a la volatilidad de los tipos de interés, mientras que nuestra calificación BBB con perspectiva estable de S&P respalda el acceso continuo a los mercados de capitales. Tenga en cuenta que los bonos híbridos no se contabilizan como deuda neta, ya que se registran en el capital propio.

Permítanme tomarme un momento para profundizar en algunas de las cifras principales del primer semestre del año. Ha sido otro periodo de sólida ejecución para Elia Group. En Bélgica y Alemania, seguimos cumpliendo con nuestro programa de inversión, manteniendo al mismo tiempo un sólido rendimiento operativo y financiero. Como acabo de mencionar, el CapEx alcanzó los 1.900 millones de EUR, lo que refleja el progreso continuo en toda nuestra cartera de infraestructuras. Si bien el gasto en inversiones está naturalmente ponderado hacia el segundo semestre del año, como ha sido constante en años anteriores, la ejecución subyacente de nuestro programa sigue según lo previsto. Al mismo tiempo, el beneficio neto por acción de Elia Group aumentó hasta casi 349 millones de EUR.

También seguimos fortaleciendo nuestra organización, dando la bienvenida a más de 330 nuevos colegas durante el primer semestre del año, y hemos logrado avances adicionales en nuestras ambiciones de sostenibilidad a través de nuestro programa de sostenibilidad, ACT NOW.

Analicemos ahora con más detalle los resultados financieros del primer semestre del año. El beneficio ajustado del periodo aumentó un 26% hasta alcanzar casi 411 millones de EUR, lo que refleja un sólido desempeño en todos los segmentos. Bélgica y Alemania siguieron beneficiándose del crecimiento de activos y de mayores rendimientos subyacentes impulsados por el aumento de los tipos de interés, mientras que la contribución de nuestras actividades internacionales y de holding también mejoró.

Nuestro tercer segmento, anteriormente denominado segmento no regulado y Nemo Link, ha sido renombrado como International & holding activities y se presentará bajo esta denominación en lo sucesivo. El beneficio del periodo ascendió a casi 420 millones de EUR. Esto incluye una partida extraordinaria positiva de 9 millones de EUR relacionada con el ejercicio fiscal '23, tras que Elia Group impugnara con éxito el tratamiento fiscal discrecional que se había aplicado anteriormente al combinar el régimen de contribución del grupo con el régimen de deducción de dividendos recibidos para dicho año.

Tras deducir la participación no controladora y la remuneración híbrida, incluyendo la híbrida de nueva emisión, el beneficio neto atribuible a los accionistas de Elia Group alcanzó los 348,7 millones de EUR.

Si nos centramos en la evolución de los beneficios en Bélgica, el beneficio neto ajustado aumentó un 25,8% hasta alcanzar los EUR 163 millones. El principal factor de crecimiento fue una mayor remuneración justa, que ascendió en EUR 21 millones. Esto refleja el crecimiento continuo de nuestra base de activos, el beneficio de todo el año derivado de la inyección de capital de EUR 1 billion completada el año pasado y una mayor rentabilidad regulada impulsada por el aumento del tipo libre de riesgo en Bélgica.

También observamos una contribución positiva de los incentivos, lo que refleja una vez más un sólido desempeño operativo durante el primer semestre del año, mientras que el creciente nivel de activos en construcción derivó en mayores costes de financiación capitalizados. Además, la revisión regulatoria de Saldi 2025 resultó en un menor número de rechazos. Todos estos efectos positivos se vieron parcialmente compensados por la cobertura arancelaria extraordinaria de los costes vinculados a la ampliación de capital que benefició a los resultados del año pasado. En conjunto, los resultados demuestran la continua fortaleza del marco regulatorio belga y nuestra estabilidad y capacidad para traducir el crecimiento sostenido de la inversión en crecimiento de los beneficios.

Pasando ahora a Alemania. El beneficio ajustado del periodo aumentó casi un 21% hasta alcanzar los 250,8 millones de EUR. Este crecimiento se debió principalmente a la expansión continua de la base de activos regulados con la ejecución del programa de inversión. Además, la mayor tasa de remuneración de capital en comparación con el año pasado proporcionó un apoyo adicional a los beneficios.

Estos factores positivos se vieron parcialmente compensados por una mayor depreciación y gastos operativos, ambos consistentes con un negocio que atraviesa un crecimiento sustancial. Los costes de financiación también aumentaron al contraerse deuda adicional para respaldar el programa de inversión, aunque este efecto se vio mitigado parcialmente por la capitalización de los costes de financiación en activos en construcción. En general, el mensaje se mantiene sin cambios. La inversión continua y el crecimiento de los activos se están traduciendo en mayores beneficios y demuestran la solidez de la plataforma de crecimiento en Alemania.

Y finalmente, pasando a nuestras actividades internacionales y de holding. La pérdida neta ajustada mejoró significativamente, disminuyendo en 8,6 millones de EUR hasta alcanzar los menos 3,2 millones de EUR. El principal factor fue una mayor contribución del segmento de holding, que mejoró en 11,5 millones de EUR. Tras la emisión de híbridos y la sólida posición de liquidez del grupo, el préstamo a plazo de 300 millones de EUR con vencimiento en 2027 fue amortizado anticipadamente. Esto resultó en menores costes netos de financiación, mientras que el coste de los híbridos se contabiliza en el patrimonio neto.

La holding también se benefició de una deducción fiscal de 6,8 millones de EUR tras el cambio legislativo del año pasado en relación con la contribución del Grupo, mientras que los costes operativos aumentaron aún más. La evolución positiva se vio parcialmente compensada por mayores gastos de desarrollo de proyectos en WindGrid, lo que refleja el trabajo continuo en futuras oportunidades de crecimiento. Nemo Link siguió rindiendo con mucha fuerza a nivel operativo, manteniendo una disponibilidad del 100%, mientras que su contribución financiera fue ligeramente inferior debido al mecanismo de tope regulatorio y a menores diferenciales en los precios de la energía. Como resultado, el beneficio ajustado del periodo ascendió a una pequeña pérdida de 3,2 millones de EUR.

El beneficio del periodo, sin embargo, alcanzó los 5,7 millones de EUR, beneficiándose de una partida fiscal extraordinaria positiva de 9 millones de EUR vinculada a una reclamación exitosa sobre la declaración fiscal del ejercicio 2023 tras los cambios en la legislación fiscal belga. Marco, te devuelvo la palabra ahora para las previsiones del resto del año.

Gracias, Stephanie. Tras el primer semestre —tras el sólido desempeño del primer semestre—, estamos, por supuesto, reiterando nuestras previsiones para el año completo y seguimos esperando que el beneficio neto por acción de Elia Group se sitúe en un rango de entre 690 millones de EUR y 740 millones de EUR. Estas previsiones incluyen los costes híbridos.

Para Bélgica, las tasas de pedidos más elevadas observadas en los últimos meses respaldan nuestras expectativas de alcanzar un beneficio neto ajustado hacia el extremo superior del rango de previsión de entre 290 millones de EUR y 320 millones de EUR. Asimismo, seguimos en camino para invertir alrededor de 1.700 millones de EUR en la red de Bélgica en el '26.

En Alemania, prevemos que el beneficio neto ajustado se sitúe en un rango de entre 585 millones de EUR y 625 millones de EUR, basándonos en una tasa de retorno de capital regulado del 3%. Se espera que las inversiones del año completo asciendan ahora a unos 4.800 millones de EUR en comparación con nuestras previsiones anteriores. Y como se mencionó anteriormente, esto refleja una reducción moderada impulsada por los efectos de la secuenciación de proyectos, la optimización de los calendarios de pago y las eficiencias en las compras en varios proyectos offshore de gran envergadura. Es importante destacar que el programa de inversión subyacente y la trayectoria de crecimiento a largo plazo se mantienen sin cambios.

Finalmente, pasando a nuestras actividades internacionales y de holding. Ahora prevemos que este segmento contribuya aproximadamente al punto de equilibrio en el beneficio neto ajustado en 2026, en comparación con nuestra expectativa anterior de una pérdida de entre 10 millones de EUR y 30 millones de EUR. Esta mejora en las perspectivas se debe principalmente a menores costes de financiación de holding y a una mayor contribución de Nemo Link. Sujeto a la disponibilidad continua, se espera que Nemo Link por sí solo aporte alrededor de 30 millones de EUR este año.

Antes de concluir, me gustaría decir una última cosa. Hoy hemos hablado de inversiones, infraestructura, digitalización y crecimiento, pero nada de esto es posible sin las personas. En particular, me gustaría agradecer a nuestros compañeros sobre el terreno, a los técnicos, operadores y equipos de proyectos que están allí fuera cada día, asegurándose de que el sistema funcione de forma segura y fiable mientras construyen la red del mañana. Con las temperaturas excepcionales que estamos experimentando en toda Europa esta semana, no siempre es un trabajo fácil. Y, sin embargo, siguen presentándose con profesionalidad, compromiso y un fuerte sentido de la responsabilidad.

La electricidad es una de esas cosas en las que la gente rara vez piensa cuando funciona. Simplemente está ahí. Y así es exactamente como debería ser. Pero detrás de esa fiabilidad hay miles de personas trabajando juntas en Bélgica y Alemania, a menudo fuera de la vista, pero nunca sin impacto. Por eso estoy sinceramente orgulloso de lo que hemos logrado en la primera mitad de este año. No solo por los proyectos que entregamos o los hitos que alcanzamos, sino por la forma en que nuestros equipos siguen haciendo que las cosas sucedan cada día. Así que mi más sincero agradecimiento a todos nuestros empleados, socios y partes interesadas.

Los meses venideros traerán desafíos, pero también tremendas oportunidades. Y si la primera mitad de este año nos ha demostrado algo, es que somos más fuertes cuando trabajamos juntos. Gracias.

Gracias, Bernard. Mientras tanto, se nos ha unido Yannick Dekoninck, Head of Corporate Finance. Por lo tanto, sugiero que podamos comenzar ahora con nuestra sesión de preguntas y respuestas. Veamos. Tenemos una primera pregunta de UBS.

Tres preguntas, si me permite. La primera es, Marco, sobre el CapEx de 2026, lo redujeron en 300 millones de EUR por diversas razones. ¿Cuánto de esos 300 millones de EUR se traslada a 2027 y 2028? ¿Y cuánto se ha perdido básicamente porque están ejecutando el CapEx de forma más barata de lo que anticiparon?

La pregunta número 2 es sobre el EBITDA de 50Hertz en el H1. Me parece un poco bajo cuando miro el histórico porque, históricamente, estabais más cerca del 50%. Si tomo aproximadamente 700 millones de euros del H1 y lo comparo con el consenso, me da algo cercano al 40%. Por lo tanto, ¿podéis ayudarnos a entender qué ha ocurrido en el H1?

Y la última es sobre la revisión regulatoria en curso en Alemania. Creo que no ha habido hitos desde mayo, pero ¿podría comentar sobre cualquier conversación con el regulador, cualquier conclusión de los talleres a los que haya asistido desde mayo? ¿Y dónde prevé que se produzca la mayor resistencia por parte del regulador?

Gracias, Wanda. Ya es una lista larga de preguntas, pero todas son válidas. Quizás en cuanto al CapEx, es de hecho el hecho de que varias razones nos llevaron a la revisión de la guidance. Como regla general, lo describiría así: alrededor de 1/4 de la reducción afecta a este año debido a los ahorros, y los otros 3/4 son más para los próximos años; no se trata solo de posponerlo al próximo año o al siguiente, sino que fue realmente, en particular, en relación con el anuncio de LanWin 6, una especie de reprogramación que se está asignando a un plazo más largo. Por lo tanto, no es simplemente un desplazamiento de un año a otro. Desde esa perspectiva, es posible que necesiten distribuirlo un poco más a lo largo de un periodo más extenso.

En cuanto al EBITDA de 50Hertz, es cierto que en el pasado a menudo observábamos resultados más altos en el primer semestre en comparación con el segundo debido al incremento de los costes operativos, que, para ser justos, desempeñan cada vez un papel menor. Por un lado, sigue siendo una tendencia válida, pero somos prudentes al considerar los efectos de la puesta en marcha. Y dado que prevemos una puesta en marcha masiva a finales de año en el proyecto Ostwind 3, esto es algo que no se refleja en los resultados actuales, no de forma proporcional, pero que afectará a los resultados de cierre de año una vez que podamos realizar la puesta en marcha. Pero aunque vamos por buen camino y estamos bastante seguros de que lo lograremos, el reconocimiento de ese efecto, el llamado efecto "hockey stick", ocurrirá una vez que podamos poner en marcha técnicamente ese activo.

Por último, pero no menos importante, en cuanto al aspecto regulatorio, es correcto que no haya ningún anuncio oficial entre la última publicación y la consulta pública y el siguiente paso. Sin embargo, mantenemos conversaciones constantes con el regulador, analizando diversos tipos de diseños, en particular sobre el modelo WACC que sigue en proceso de elaboración. Como pueden imaginar, se trata del tipo de tipos subyacentes, cómo se reflejan en el modelo WACC, las consideraciones sobre el coste de la deuda, si hay o no una consideración de calificación, entre otros. Estos son elementos que se están tratando activamente a medida que avanzan las conversaciones.

Sin embargo, todavía queda un punto importante pendiente, y ese fue el debate sobre los incentivos. Es probable que la BNetzA inicie un proceso oficial a lo largo del mes de septiembre, que suele ser una consulta pública. Y ese será, según nuestro entendimiento, el siguiente paso visible en ese tipo de discusión antes de que se produzca una especie de fijación del marco a finales de año. Así que, con suerte, esto les aporta un poco más de contexto sobre esos 3 puntos.

Veo que la siguiente pregunta viene de ODDO, Thijs.

Habla Thijs Berkelder, de ABN AMRO, ODDO BHF. Gran desempeño en Bélgica, gracias al reinicio del proyecto o, probablemente, a la aceleración del proyecto Energy Island.

Pero volviendo a Alemania, ¿podría detallar más el retraso en el CapEx que acaba de explicar? ¿Se debe principalmente a LanWin 6? ¿No tiene también que ver con Ostwind 3? Y, ¿podría aclarar exactamente cuándo espera que se produzca la puesta en marcha de Ostwind 3? ¿Sería en algún momento de noviembre o diciembre? Y, ¿es esa la razón principal por la que se muestran cautos con respecto al reconocimiento del proyecto ya en el H1?

Entonces, ¿podría darnos una actualización sobre sus inversiones en EE. UU.? ¿Qué está ocurriendo allí? ¿Cuál es el progreso en esa área?

Y en tercer lugar, ¿podría darnos una actualización sobre lo que se espera del segundo interconector entre Bélgica y el Reino Unido?

Vale. Quizás elija uno primero. Entonces, en cuanto a... es de hecho el hecho de que podemos confirmar que Ostwind 3 entrará en servicio a finales de año. Así que... mencionaron noviembre, diciembre. Esperamos hacerlo un poco antes para mitigar un poco ese efecto de fin de año, pero esa era la razón principal para no considerarlo por el momento.

El cable ya ha sido tendido y la plataforma conectada está instalada. Por lo tanto, el trabajo de instalación ha finalizado, pero están comenzando las pruebas de puesta en marcha. Por lo general, esto toma 6 semanas, quizás más dependiendo de los hallazgos que surjan. Así que, desde esa perspectiva, somos prudentes en esa guía en esta etapa y en la consideración de las cifras.

Pero sí, la revisión del CapEx se ha debido principalmente a la cuestión sobre LanWin 6 y también al cambio en los astilleros de LanWin 3. Por lo tanto, al igual que con el anuncio de LanWin 6, también llevaremos los proyectos de LanWin 3 al astillero de Rostock. Esto supondrá un cambio del astillero español a los astilleros alemanes. Y hay algunos ahorros vinculados a ello. Pero, por otro lado, también hay algunos reprogramaciones. Esa fue la razón principal de este programa, lo llamaría así o causado por este programa, que nos llevó a la revisión de la guidance sobre las cifras de CapEx.

Bueno, en cuanto a EE. UU., como saben, básicamente estamos siguiendo 3 proyectos en este momento, además de continuar con nuestras actividades en energyRe Giga. Los 2 proyectos que son onshore son SOO Green y Clean Path New York, y hay un proyecto offshore, que se llama Leading Light Wind. Creo que seguimos supervisando muy de cerca el desarrollo de estos proyectos subyacentes.

Y en este momento, al menos en los 2 proyectos onshore, es prematuro proporcionar una evaluación actualizada del valor razonable en esta etapa porque no ha cambiado mucho. Y como saben, en los Estados Unidos se aproxima una gran emisión con el midterm. Por lo tanto, veremos las cosas con mucha más claridad después de ese periodo.

Sin embargo, leí en el Handelsblatt, a más tardar ayer, que la energía verde está en auge en los U.S. a pesar de lo que podamos pensar, porque, por supuesto, las necesidades relacionadas con la AI son muy importantes. Y, por supuesto, la forma más rápida de aumentar la generación es a través de las renovables. Así que, aunque pensamos que —y hay un enfoque claro del gobierno federal en contra de las renovables—, todavía están ocurriendo muchos avances en ese ámbito, lo cual creo que puede ser reconfortante.

En cuanto a Leading Light Wind, que es el proyecto offshore, como saben, es un proyecto que estuvo sujeto a un posible reembolso del coste de adquisición del arrendamiento de dicho proyecto. Tenemos una participación bastante pequeña en ese proyecto. Y en este momento, todavía estamos intentando evaluar la consecuencia en caso de que este proceso de reembolso se llevara a cabo porque, por un lado, bueno, tenemos que ver cómo es —cuáles son los beneficios con ello— sabiendo que tenemos una participación muy pequeña allí, energyRe solo tiene el 12,5%. Y les recuerdo que nosotros tenemos el 25% de energyRe. Y, en segundo lugar, saben que mientras hay negociaciones con el estado federal, también hay estados individuales que básicamente demandan este proceso de reembolso. Por lo tanto, creo que es demasiado pronto para sacar conclusiones en este momento. Pero como pueden imaginar, estamos siguiendo esto muy de cerca.

En cuanto a la isla Princess Elisabeth y la parte de DC, es decir, el interconector Nautilus. Bueno, creo que, por nuestra parte, como hemos dicho, hemos trabajado en un diseño renovado que básicamente permite obtener ahorros sustanciales frente a lo que habíamos planeado inicialmente, manteniendo los aspectos principales del proyecto. Y ahora estamos, por supuesto, a la espera de —debe formar parte del plan federal de desarrollo— y así que estamos esperando a que el gobierno y el regulador confirmen el proyecto.

Debo decir que soy prudente pero bastante optimista respecto a que el proyecto se llevará a cabo, ya que es un proyecto clave para la estrategia energética de Bélgica. Y como comenté durante el vídeo, creo que, como europeos, debemos sentirnos muy orgullosos de que este tipo de proyectos, Bornholm o Princess Elisabeth Island, se hagan realidad, porque representan una tecnología de muy alto nivel. Es el futuro de Europa. Y como Elia Group, estamos muy orgullosos de formar parte de estos dos proyectos que son verdaderos proyectos emblemáticos para Europa.

La siguiente pregunta es de Arthur, de Morgan Stanley.

La primera es solo sobre la previsión de beneficio neto para 2026. Obviamente, han aumentado su indicación divisional para la otra división. Indican que estarán en el extremo superior del rango en Belgium. Por lo tanto, me preguntaba, como resultado de estos dos cambios, ¿por qué no aumentaron también su previsión a nivel de grupo? ¿Hay algún aspecto negativo en otras partes del negocio que tal vez se me esté escapando? ¿O es simplemente que están siendo conservadores en esta etapa? Esa es la primera pregunta.

El segundo punto es solo sobre Alemania. Dado que tienen menos CapEx —menos CapEx para el año—, imagino que eso puede tener cierto impacto en sus ingresos permitidos para el año. Por lo tanto, y aquí no cambiaron la guidance sobre el beneficio neto en Alemania, me preguntaba si hubo algún factor positivo que compensara ese impacto.

Quizás yo empiece y luego deje que Yannick complemente ese punto. Por lo tanto, el beneficio para el accionista, sobre el cual estamos dando una guía, incluye el coste de los híbridos y el mejor rendimiento de las entidades operativas, lo que nos otorga cierta flexibilidad al abordar el mercado en el segmento de los híbridos; y aprovechamos el impulso para reducir el riesgo de la financiación mientras ejecutamos nuestro toolkit. Esto conlleva algunos costes, pero el margen disponible se ha utilizado para asegurar costes favorables para el futuro en nombre de ese año.

Desde esa perspectiva, aprovechamos el impulso del mayor margen de beneficio operativo para lograr y lanzamos la emisión híbrida, la cual es, por supuesto, algo por lo que debemos pagar ahora, y eso se refleja en el beneficio, que es el que queda para los accionistas. Así que esa es, quizás, la comparación entre ambos.

En cuanto al CapEx en Alemania, debemos admitir que la revisión de 200 millones de EUR no juega un papel importante, para ser sinceros, en los resultados en sí. Por lo general, solo se recibe una remuneración por la mitad de esa cantidad durante el año y luego el 40% de esa parte con una tasa del 6%. Por lo tanto, estos pocos millones suelen ser algo que ha sido compensado por la mayor tasa de rendimiento subyacente en todo momento.

Desde esa perspectiva, confiamos en mantenernos dentro de las previsiones, ya que se trata de algo que podría absorberse mediante las evoluciones del propio negocio.

Y solo como un breve seguimiento a la primera pregunta, ya que se refiere al coste del híbrido. Pero si mal no recuerdo, cuando presentaron la guidance inicialmente, ya teníais una cierta diferencia entre la suma de vuestros objetivos por división y el beneficio neto para los accionistas. Por lo tanto, pensé que el coste del híbrido ya estaba incluido, o al menos algún tipo de medida de financiación ya estaba contemplado en la guidance inicial.

Es correcto, pero para ser justos, el momento fue distinto. Por lo tanto, como teníamos una posición relativamente larga en efectivo al final del año, desde una perspectiva de liquidez, no hubo necesidad de acudir al mercado.

Y, de hecho, esa fue una jugada más oportunista en la primavera de este año, ya que vimos condiciones todavía bastante favorables antes de que se cerraran las ventanas; y es por eso que entramos en el mercado, ya que desde una perspectiva de liquidez y desde una perspectiva de narrativa, algo más adelante en el año habría sido más favorable desde el punto de vista económico en ese sentido. Así que esa es la discrepancia a la que podría referirse.

La siguiente pregunta es de Dirk, de ING.

Sí, siguiendo la pregunta anterior, si sumo los diferentes componentes de su previsión actualizada y también teniendo en cuenta los comentarios sobre el modelo híbrido, sigo llegando al extremo superior, en torno a los EUR 740 millones, independientemente de cómo lo mire. Así que, tal vez, sea necesario aclarar si se me está escapando algo en la composición de dicha previsión.

Y luego, una pregunta que se repite con más frecuencia, creo, es la perspectiva a medio plazo para su CapEx ahora que los planes de desarrollo de la red están ganando algo más de claridad en Alemania, y quizás también en Bélgica. Teniendo en cuenta que el ritmo de CapEx es de 6.500 millones de EUR en el plan actual, se están acercando a esa cifra también este año. Para fines de modelización más allá de 2028, ¿cuál sería una suposición razonable de cara al futuro? Espero que puedan compartir algunas見tas al respecto.

Quizás, en relación con su pregunta sobre las previsiones, es cierto que si suma los 3 segmentos acabará con una cifra más alta, pero no debe olvidar descontar el 20%, que está vinculado a KfW, obviamente. Por lo tanto, debería restarlo.

Y luego, ahora el coste híbrido es de alrededor de 57 millones de EUR en base anual. Así que es ahí donde debería reflejarse en la guidance.

Bueno, en cuanto al plan de desarrollo de la red, como hemos indicado, sigue en marcha. Y hay un par de procedimientos legislativos, en particular en Alemania, que están en curso y que preparan el terreno para una u otra opción, especialmente con vistas a los grandes enlaces de DC, ya sea que se ejecuten mediante líneas aéreas o cables totalmente subterráneos, los cuales desempeñan un papel significativo en la diferencia de los costes asociados a los mismos. Y, por supuesto, el escenario offshore que se elija es uno de los elementos esenciales para la elaboración de nuestros planes.

Dicho esto, hemos afirmado en varias ocasiones que el CapEx no disminuirá desde esa perspectiva. Si se hace el cálculo sobre el plan anterior o sobre el plan actual, que abarca de '24 a '28 con un CapEx total de EUR 31.6 mil millones, que es el que hemos anunciado, quedan EUR 7.5 mil millones por ejecutar en los próximos 2 años y es probable que esta cifra no sea inferior en el plan que anunciaremos a principios del próximo año.

Desde esa perspectiva, no vamos a ofrecer una orientación clara sobre un nuevo plan de CapEx por el momento, ya que existen demasiados elementos desconocidos muy significativos pendientes. No obstante, podemos confirmar que el grupo seguirá creciendo en el futuro.

Y esperamos poder anunciar algo, a más tardar, en los resultados del Q4 del próximo año. Ahora podemos pasar a la siguiente pregunta de Citi, Piotr.

Piotr Dzieciolowski de Citi. Quería preguntar sobre este CapEx más bajo en Alemania. ¿Es algo puntual o hay alguna proyección para los periodos futuros? Ha mencionado que parte de ello responde a ahorros de costes a nivel de CapEx. Entonces, ¿cómo se... ¿podríamos extrapolar esto también a los periodos futuros?

Y en cuanto al plan de CapEx para el desarrollo de la red en los periodos futuros, quería preguntarle, ¿ve algún escenario en el que el CapEx sea materialmente más alto, de modo que se acelere desde los 7.5 mil millones de EUR, y por lo tanto tenga que recurrir a la capitalización, como tener que levantar capital o utilizar más híbridos?

O bien, porque la forma en que yo lo veo es que, si el CapEx se mantiene estable, toda la estructura de Elia empieza a desengranarse lentamente, por así decirlo. Si sobrevive a 2028 y el CapEx se mantiene estable, el incremento —los 7.500 millones de EUR frente a una base en crecimiento— se convierte en una carga menor de financiar. Entonces, ¿cómo crees que evolucionará esto más allá de 2028?

Sí, hemos cambiado un poco el concepto al respecto. Y, por supuesto, nuestra intención es alcanzar un determinado run rate. Por lo tanto, tal como se ha mencionado ya en una de las preguntas, si este run rate será ligeramente superior o inferior dependerá, por supuesto, de la regulación y de la capacidad para financiarlo.

Y todavía hay algunas discusiones en curso en el sistema regulatorio sobre si existe algún tipo de contraprestación en efectivo para los TSOs, lo que nos ayudaría a financiar una mayor parte del CapEx a través de los flujos de caja; por ejemplo, mediante el acortamiento de los periodos de amortización. Ese es uno de los debates que se están manteniendo. No se ha revelado, pero podría ayudar a financiar el plan.

En general, somos más directos en ese sentido: la asequibilidad no es solo una cuestión para el consumidor, sino también para nosotros. Por lo tanto, desde esa perspectiva, queremos elaborar un plan integral que tenga en cuenta todas las limitaciones que podamos tener, las cuales consisten en los mercados de proveedores, nuestra propia fuerza laboral y nuestras capacidades de financiación, sabiendo que, por supuesto, existen peticiones para ejecutar la infraestructura de una determinada manera.

Pero lo que vamos a hacer por el momento con el plan, que es excelente, es dar forma al proyecto, el cual ya está en marcha en cuanto a la programación y a los hitos de pago anuales para asegurarnos de que nos mantenemos dentro de ciertos límites. Y así, volviendo a su primera pregunta, es posible que no vea los ahorros en el presupuesto total, ya que es probable que adelantemos otros pagos a etapas anteriores para asegurar un equilibrio que reduzca la presión en todo el perfil a largo plazo.

De acuerdo. Entonces podemos pasar a KBC, Wim.

Sí, me limitaré a preguntas sobre Tarchon. Tengo 5 pequeñas, preguntas de respuesta muy rápida. Así que, si les parece bien, las haré una por una. Primero, Stephanie, si he entendido bien, vais a invertir GBP 200 millones, y eso es una contraprestación total en capital propio.

Correcto. ¿Durante el periodo que llega hasta mediados de los 30?

Sí. Sí. Entonces, si lo entiendo bien, unos 170 millones de GBP al completar y el resto al final, de acuerdo.

Ahora bien, como dije, son preguntas muy pequeñas. En segundo lugar, usted obviamente tiene mucha experiencia negociando con el regulador del Reino Unido. ¿Será esto algo parecido a un sistema de remuneración estilo Nemo?

Sí, en efecto, es un activo regulado. Como hemos dicho, por un lado estará regulado bajo un tope y un suelo para el 50% del proyecto y el otro 50% operará bajo la normativa alemana, por lo que será una remuneración RAB.

Muy bien. De acuerdo. Entonces, en cuanto al CapEx total final, supongamos que la puesta en marcha podría ser algo así como 2033. ¿Podría darme una idea de cuál será el importe total de gasto en CapEx para que podamos tener una noción del apalancamiento o del apalancamiento eventual?

Sí. Por tanto, diría que el gasto total estimado en CapEx sería inferior a GBP 5 billion, y diría que está más previsto para mediados de la década de los '30.

35, sí.

Vale. Y luego, el cuarto punto sobre la venta cruzada (cross-selling) porque, obviamente, tienen una participación en el capital. Tienen mucha experiencia en la creación de estas interconexiones. ¿Existe quizás una oportunidad de beneficio para otras divisiones? Pienso en términos de consultoría, ¿qué podrían obtener además de este proyecto?

Bueno, absolutamente. Ese es... el propósito de este proyecto es, en primer lugar, que vemos que en Europa los desarrollos del Mar del Norte son muy importantes y ciertamente queremos formar parte de ellos, pero también queremos ser muy estrictos con nuestra disciplina financiera. Por lo tanto, aquí se trata realmente de una oportunidad para participar en un proyecto muy emocionante, pero junto a un socio financiero muy sólido y centrándonos en aquello en lo que somos buenos.

Y en lo que somos buenos es, básicamente, en la construcción y operación de sistemas de transporte. Y eso lo haremos, por supuesto, utilizando los recursos de WindGrid, pero también, por ejemplo, los recursos de EGI, que es nuestra rama de consultoría, para que podamos participar realmente en el desarrollo de interconectores en el Mar del Norte, al tiempo que limitamos nuestra exposición financiera y nos concentramos en lo que mejor sabemos hacer, que es, básicamente, la gestión de infraestructuras de transporte.

Es también, como usted ha mencionado, una forma de tener una regulación tipo Nemo, y usted sabe cómo Nemo contribuye a nuestros resultados, y estamos muy contentos con ello. Y es también una forma de diversificar nuestra fuente de ingresos.

Vale. Y la última pregunta es más bien sobre... quizás sobre la parte técnica, porque obviamente he notado que tienen la planta NordOstLink. ¿Existe algún cronograma vinculado a NordOstLink? ¿Y es ahí donde se conectará y es la continuación de ese proyecto?

En ese sentido, no es así. El enlace Tarchon se conectará a la red de TenneT. Por lo tanto, y desde esa perspectiva, no hay ningún enlace con el NordOstLink. Además, la tecnología es ligeramente distinta, ya que estamos hablando de un interconector de 1,4 gigavatios, mientras que el NordOstLink se está ejecutando bajo un estándar de 2 gigavatios. Así que, desde ese punto de vista, también hay una diferencia en la tecnología, pero no existe una conexión directa.

Pasemos ahora a las preguntas de Goldman Sachs, Mafalda.

Tengo dos. El primero, creo que Stephanie, mencionaste que te sentirías en condiciones de darnos un poco más de detalle sobre tu plan más allá de 2028 en los resultados del año completo, con suerte, a principios de 2027. ¿Tienes alguna idea de hasta qué año podrías o estás pensando en orientarnos?

Y la segunda pregunta es, quiero decir, basándome en lo que sabe hoy, ¿cuál es el nivel de flexibilidad financiera que cree que tendrá al finalizar sus planes actuales a finales de 2028? ¿Y cuál es el nivel de crecimiento anual de CapEx que cree que su balance puede soportar más allá de esa fecha sin comprometer sus métricas de objetivos de apalancamiento?

En cuanto a su primera pregunta, nosotros... creo que una vez que tengamos claridad sobre la normativa y los planes de desarrollo de la red, nuestra intención es ajustar nuestro plan de CapEx en consonancia con el periodo regulatorio. Por lo tanto, sería para el '27, '31, muy probablemente. No obstante, todavía estamos esperando recibir todas las cifras finales, etcétera, pero ese sería el objetivo.

Probablemente lo haríamos también a través de un Capital Markets Day, sí. Y luego, tal vez para las preguntas financieras, Marco.

Sinceramente, una de las razones por las que no estamos proporcionando previsiones en esta etapa es que, por supuesto, la flexibilidad financiera depende en gran medida de la visibilidad sobre el marco regulatorio y de los componentes incluidos en el mismo.

Por supuesto, lo que estamos trabajando es la ejecución del programa de CapEx, ya que esto también nos beneficia. Ese es uno de los elementos que conocemos un poco mejor, a pesar de estar expuesto a factores externos. Pero desde esa perspectiva, hoy no estamos en posición de ofrecerles una guía sobre el tipo de elementos que solicitan.

Sin embargo, como hemos dicho, existe la posibilidad de que el grupo siga creciendo. Y, por supuesto, nuestra intención es alcanzar una meseta determinada que siga siendo asequible para el grupo. Y eso significa, por supuesto, tanto desde la perspectiva de las capacidades financieras como desde la perspectiva de la calificación y desde el tipo de crecimiento, que es apreciado y absorbible para el grupo.

La siguiente pregunta será para Bartik, de Sakchin.

Soy Bartik Kubicki, de Bernstein, Sakchin. También me gustaría —y pido disculpas por la falta de cámara, pero simplemente no funciona—, si no le importa, hacer esas 3 preguntas.

En primer lugar, sobre esos... de nuevo, volveré a hablar de los ahorros en CapEx, pero volveré al ahorro en sí. Y porque creo, Marco, que mencionaste que aproximadamente 1/4 de estos 300 millones de EUR son ahorros. ¿Qué va a pasar con esos ahorros? ¿Es algo que se comparte básicamente al 100% con los clientes? ¿O el regulador les incentiva a mantener... a tener realmente esos ahorros y pueden quedarse con algunos para ustedes? Esa será la pregunta número uno.

Pregunta número dos, sobre el... cuando presentaron el plan, no el plan en sí, sino el tipo de... realizaron un aumento de capital el año pasado y también mencionaron la posibilidad de desinvertir en algunos de los activos. Por lo tanto, si pudieran actualizarnos al respecto. Y me interesaría más específicamente la entidad belga porque creo que tuvieron que realizar algunos cambios en las leyes de la empresa para permitir una posible desinversión, ¿de acuerdo? No estoy especulando ni nada por el estilo. Simplemente me pregunto en qué punto se encuentran en cuanto a la preparación para la venta de los activos.

Y la tercera pregunta es más bien por curiosidad porque, obviamente, están emitiendo híbridos; muchas empresas de redes están emitiendo híbridos para financiar el crecimiento. Pero están situando los híbridos a nivel de la holding, no a nivel de la OpCo. Y me pregunto si ha habido alguna discusión con el regulador, ya sea en Bélgica o en Alemania, para que les remunerizaran por tener los híbridos a nivel de la OpCo y así ustedes los trasladarían al nivel de la OpCo. Por consiguiente, esto significaría probablemente un coste de deuda permitido más alto, llamémoslo así.

Así que quizás empecemos por la más sencilla. En efecto, los ahorros se trasladan íntegramente a los consumidores. Por lo tanto, actualmente no hay nada que podamos retener, ni siquiera parcialmente. Podría haber una discusión en lo que respecta a la inclusión de cualquier incentivo. Por otro lado, el marco actual nos protege contra los aumentos de costes. Así que, desde esa perspectiva, es más que justo que esto se devuelva en esta etapa al consumidor. Esa es un poco la ambigüedad en la que nos encontramos, pero actualmente, en términos de orden de magnitud, nos inclinamos más por mantener la protección en lugar de las oportunidades, ya que, por supuesto, estamos hablando de cifras de CapEx a gran escala y no siempre somos capaces de generar ahorros reales.

Pero donde vemos la oportunidad, por supuesto, estamos aprovechándola, ya que nuestro mérito es, naturalmente, generar nueva flexibilidad en el uso de los medios que, de otro modo, se invertirían en proyectos que luego estarían en marcha y, con suerte, se pondrían en servicio antes. Esa es nuestra intención: realizar una optimización de la cartera. Como dije, en la cifra total de CapEx, es posible que no vean este importe durante el periodo sobre el que hemos dado visibilidad.

Quizás empezando por nuestro conjunto de herramientas. Sigue siendo válido. Por lo tanto, todas las opciones de financiación que hemos revelado en '25 son opciones válidas. Estamos trabajando en todas ellas. Y uno de los ejemplos es, por supuesto, la ejecución del híbrido como una solución no dilutiva para captar instrumentos similares al capital propio. Dicho esto, una discusión sobre la emisión de híbridos a nivel de OpCo es, por el momento, complicada. Así que, en principio, podríamos hacerlo, pero la probabilidad de que no podamos imputar el coste total al sistema regulatorio es relativamente alta.

Podría producirse un cambio en el futuro en la parte alemana, pero menos en la belga, ya que el principio de deuda implícita en Bélgica sigue favoreciendo la financiación más barata. Y, por supuesto, un bono sénior convencional es un instrumento más económico que una emisión híbrida. En Alemania, esto depende en gran medida de la configuración final del modelo WACC. Por lo tanto, esto podría volver a poner este instrumento sobre la mesa. Existe un debate al respecto sobre si es algo que conviene considerar.

Actualmente, en la estructura del grupo, vemos que es preferible hacerlo a nivel de grupo, también a nivel de topco, por dos razones. Por un lado, con el ring-fencing que hemos implementado, no somos capaces de transmitir todo el crédito de capital (equity credit) al resto del grupo una vez que emitimos a nivel de OpCo. Y en segundo lugar, como habéis mencionado, actualmente no existe un esquema real que garantice la cobertura de los costes relacionados con el híbrido.

Así que eso es, para este periodo regulatorio, algo un poco definido; si la nueva normativa conlleva algún tipo de cambio en nuestra política financiera en ese sentido, eso depende un poco de la configuración final de la regulación. Así que esa es quizás la tercera pregunta relacionada con la segunda. Como dijimos, la disposición de un activo es algo que no estamos excluyendo.

Actualmente, debido a que el plan de CapEx está concentrado en los últimos años, no es necesario entrar en el mercado con ese objetivo. Como, por supuesto, por un lado, disponemos de abundante dinero. La estructura de capital es bastante sólida. La calificación ha sido confirmada. Tenemos tiempo para considerar el siguiente paso. Estamos trabajando en todas las opciones para ser justos.

Sí, para la apertura directa del capital de la filial en Bélgica, es necesario ajustar la ley de electricidad para otorgar derechos de gobernanza. Mientras tanto, existen un par de instrumentos en vigor que no son necesariamente obligatorios. Por lo tanto, desde esa perspectiva, hay otra complejidad que gestionar, pero eso abre un poco el camino a otros instrumentos que podrían considerarse en un momento determinado.

Pero no se está tomando ninguna decisión. Estamos trabajando en ello para tener todos los medios disponibles y así contar con la flexibilidad suficiente para elegir, cuando sea necesario, uno u otro instrumento para asegurar que la financiación se gestione de manera adecuada y suficiente.

La siguiente pregunta nos la hace Juan, de Kepler Cheuvreux.

La mayoría ya han sido respondidas, pero solo quiero aclarar este tema de los híbridos incluido en la guidance. Porque al principio, dijeron que todas las opciones estaban incluidas. Ahora dicen que señalaron que, vale, algunos de los parámetros en Belgium y los costes de tenencia han estado en la parte alta, pero ahora están incluyendo los híbridos en la guidance de 2026.

¿Tienen incluidos algún híbrido en el presupuesto de '27 y '28? Eso es lo que me gustaría aclarar ahora mismo. Y, ¿qué les haría pasar de una desinversión de participación minoritaria a los híbridos en el segundo, considerando todas las opciones de financiación que tienen disponibles en su kit de herramientas?

Creo que lo que intentamos transmitir sobre la guidance es que nuestra guidance actual, que presentamos inicialmente al mercado, incluye en realidad todo tipo de opciones de financiación. Y es por eso que no tenemos que revisar la guidance, ya que se tuvieron en cuenta diferentes escenarios.

Como explicó Marco, el hecho es que realizamos el híbrido porque el mercado presentaba una oportunidad muy favorable. Por lo tanto, no necesitamos ajustar la guidance porque ya habíamos incluido diferentes opciones en ella y, por consiguiente, podemos reconfirmar la guidance.

Y no hemos proporcionado previsiones para el 27 ni para el 28, si no me equivoco. Por tanto, se actualizarán entonces con el resultado de cierre de 2026 y para el año 2027.

Sí. Y nuestras previsiones de EPS que comunicamos en el Capital Markets Day se mantienen, obviamente, sin cambios.

Si me permite seguir. Entonces, en su guidance de EPS para 2028, ¿tienen incluidos algún híbrido para el '27 y el '28?

Contamos con diferentes opciones de financiación incluidas en esa guía. Por lo tanto, funciona bajo distintos escenarios, la guía que hemos proporcionado debido a que hemos afirmado que tendremos un crecimiento del EPS de dos dígitos. La siguiente pregunta vendrá de Deutsche Bank, Olly.

Solo unas pocas preguntas aquí. En primer lugar, con respecto a que el CapEx sea más bajo en Alemania, sé que eso ha ocupado parte de la llamada hoy. Y mencionó que LanWin 6 es uno de los motores principales de ello. ¿Tienen algún otro tipo de activos que vayan a incorporar en el '27 o '28 donde pueda ocurrir el mismo tipo de aplazamiento del CapEx? ¿Se está hablando de alguno de esos otros activos? ¿O deberíamos considerar esto como algo puntual con LanWin 6?

Y luego hemos hablado de forma bastante extensa sobre el plan de desarrollo de la red en Alemania, pero solo para reafirmar, con su comprensión actual de cómo está evolucionando, que la mayoría de los cambios que esperan ver allí se producirán en la segunda mitad de la década de 2030 en lugar de la primera mitad de la década de 2030. Ese ha sido el mensaje anteriormente, si no me equivoco.

Y la última pregunta, en la medida en que pueda comentar sobre esto, lo cual podría no ser mucho. Con respecto al WACC para el próximo periodo regulatorio y cómo podría calcularse según las conversaciones que han estado teniendo, ¿alguna otra reflexión que pueda compartir sobre la tasa libre de riesgo o el adicional de 40 bps, cómo están evolucionando esas conversaciones o cómo podrían llegar a ser? Cualquier detalle que pueda proporcionarnos sería de gran ayuda. Sí, lo dejo aquí.

No estoy seguro de si he captado bien su segunda pregunta, pero quizás pueda empezar por la primera. En cuanto al programa de CapEx, que hemos revelado entre el '24 y el '28, reiteramos que el objetivo sigue siendo ejecutar los 31.6 mil millones de EUR, ya que, por supuesto, estamos siguiendo un enfoque de cartera, lo que podría dar lugar a algunos reajustes de pagos de un año a otro para asegurar que no estresemos el año siguiente, el cual aún no hemos revelado, pero nos aseguramos de que haya una ejecución constante que sea asimilable para el Grupo.

Desde esa perspectiva, incluso si hubiera algunas inversiones de mayor envergadura en curso que pudieran provocar reprogramaciones, realizaremos otros ajustes para asegurar que esto se compense o equilibre hasta cierto punto. Dado que, mientras tanto, hemos contraído los compromisos principales para el proyecto, los cuales tienen un impacto en el horizonte de 3 años y que han quedado pendientes en cuanto a su ejecución, la probabilidad de que existan otros que requieran esa reestructuración no es muy alta.

Pero como he dicho, una vez que haya estado ocurriendo, analizaremos los planes de los grandes proyectos en curso para asegurar que haya una especie de compensación de ese punto y así llegar a la cifra que hemos revelado. Y quizás tome el tercero, y luego veremos cómo ustedes... vamos a responder a su segunda pregunta. Sobre el WACC, debo decir que sigue estando un poco abierto. Por lo tanto, se están siguiendo varias vías. Actualmente, es probable que haya una división de 40-60 entre capital propio y deuda. Eso es bastante seguro.

En el lado de renta variable, existe un gran debate sobre cuál es el tipo libre de riesgo subyacente. Ese es uno. En segundo lugar, está qué factor beta se debe tener en cuenta, ya que existen diferentes tipos de consultas en el ámbito científico que afirman que debe ser más alto o más bajo. Ese es un debate en curso que finalmente arrojará una cifra, que probablemente sea superior al número aplicable actualmente para los activos existentes, que es de 4 puntos porcentuales después de impuestos. Pero la cuestión es qué tan grande parece ese adicional. Así que ese es uno.

En segundo lugar, en cuanto a la deuda, es un poco diferente a lo habitual ya que, por supuesto, la primera pregunta es si será un tipo de interés científico, que es una especie de referencia. Y si es así, ¿qué tipo de referencia se está utilizando: una emisión a 10 o 20 años de emisores industriales alemanes o algo distinto? Y, por supuesto, cuanto más largo sea el plazo, más favorable es para nosotros, ya que somos una holding a largo plazo y buscamos una financiación a largo plazo. Ese es nuestro argumento.

Pero, por supuesto, se puede argumentar que, por ejemplo, un referente a 10 años es más líquido para absorber y por eso el regulador está más a favor de este en comparación con uno a más largo plazo. Pero estos son debates que se están produciendo. Existe un extremo que consiste en prestar mediante un mecanismo de coste más margen, algo que no creo que ocurra, pero al menos no está descartado por completo.

Desde esa perspectiva, es realmente difícil predecir cuál será el resultado final ya que, por supuesto, la petición de la BNetzA de realizar un ajuste de calificación de ese grado científico es algo que agradecemos, pero nos preguntamos cómo se administrará esto, dado que potencialmente no será totalmente absorbible desde su punto de vista. Por tanto, existen varios instrumentos que podrían conducir a diferentes resultados y, tal vez más adelante, a un tipo distinto de optimización o posicionamiento. Así pues, desde ese punto de vista, es muy difícil darles una orientación, pero esto nos otorga un poco del margen de maniobra del que estamos hablando por el momento.

Y, por supuesto, agradecemos la constante implicación en ese aspecto. Pero, para ser justos, a veces hay un poco de ida y vuelta en ese debate. Por ello, seguimos siendo cautelosamente optimistas en que habrá un resultado que nos permita rendir, al menos, como lo hemos hecho en el pasado. Dicho esto, es necesario que se solucionen un par de elementos durante los próximos meses. Y, con suerte, antes del inicio de la discusión sobre los incentivos, habrá una visibilidad un poco más sólida sobre este tipo de elementos.

Y volviendo a su segunda pregunta, Olly, ¿puede repetirla? Lo siento, tampoco la he pillado.

Sí. Lo siento, estaba hablando precisamente del plan de desarrollo de la red alemana. Y lo que dijo sobre esto anteriormente, si recuerdo bien, es que espera principalmente que el impacto se produzca en el segundo semestre de 2030. Por lo tanto, el primer semestre de 2030 no es necesariamente muy distinto a lo que hemos visto anteriormente. ¿Sigue siendo correcto que esperamos ver cambios probablemente en la segunda mitad de la década de 2030?

Dependerá un poco de qué escenario se elija. Así que tiene el escenario A, B y C, y eso determinará un poco el perfilado. Y como hoy mismo ese escenario aún no se ha elegido para nosotros, es un poco difícil comunicar todavía dónde estarán los picos más altos.

Así que, para darles un ejemplo, si el gobierno decide por un escenario que consiste en una menor capacidad offshore y, por supuesto, es probable que se retire un proyecto de la cartera, el cual de otro modo se dirigiría a 50Hertz, el cronograma se ajustará en ese sentido.

Si esto no llega a suceder, entonces, por supuesto, nos veremos obligados en un plazo relativamente corto a lanzar una licitación, lo que requerirá pagos una vez que adjudiquemos a una empresa para el suministro de los cables y la plataforma de conversión offshore para ese proyecto.

Por lo tanto, este tipo de elementos son realmente esenciales para asegurarnos de conocer el camino. Sabemos en qué tipo de modelos de ejecución estamos entrando para garantizar que podamos construir sobre ellos, así como nuestros mapas y planes en términos de ejecución y de financiación.

Y volviendo a sus comentarios sobre el WACC, ¿el ajuste de 40 puntos básicos sigue siendo un tema de debate en cuanto a si podría o no incluirse?

Es una pregunta justa. Al menos lo estamos manteniendo vigente. Actualmente, para ser sinceros, no hay ninguna discusión al respecto. Eso no se está diciendo, es eso. Pero, por supuesto, como dije, hay un vaivén en ese debate.

Podría ser algo que vuelva a surgir en la discusión sobre los incentivos, ya que es algo que probablemente se dedicará más a los operadores de sistemas de transmisión. Por tanto, desde esa perspectiva, podría entender tácticamente la postura de la BNetzA de no incluirlo en el debate general sobre la tasa de rentabilidad.

Sin embargo, esa podría ser una vía para conceder un mayor rendimiento a todo el sector, donde quizás vean una mayor necesidad de empresas como nosotros, que estamos expuestos a una situación extraordinaria en términos de solicitudes de CapEx en comparación con el tamaño de la compañía. Así que... pero como he dicho, no está del todo descartado, aunque actualmente no es algo que vea reflejado en la prensa.

Gracias. Creo que hemos llegado al final del evento de transmisión en vivo de hoy. Me gustaría dar las gracias a todos los que han contribuido a la presentación de hoy. Gracias, Bernard, Marco, Yannick. Les deseo a todos un muy buen día y nos vemos pronto.