Buenas noches a todos los conectados. Bienvenidos a la presentación de resultados de los primeros 9 meses de 2025. El CEO de Enel, Flavio Cattaneo, abrirá la sesión con los aspectos más destacados; y nuestro CFO, Stéfano De Angelis, presentará los resultados económicos y financieros del periodo.

Rogamos a los conectados a la webcast que envíen sus preguntas únicamente por correo electrónico a investor.relations@enel.com. Antes de comenzar, permítanme recordarles que los medios de comunicación están escuchando tanto la presentación como la sesión de preguntas y respuestas. Gracias. Y ahora, cedo la palabra al CEO.

Gracias, Omar. Bienvenidos a todos. En los últimos meses, hemos seguido implementando nuestra estrategia y nuestros resultados demuestran su eficacia. En primer lugar, el EBITDA y el beneficio neto continuaron creciendo de forma constante, alcanzando EUR 17.3 billion y EUR 5.7 billion, respectivamente. Estamos mejorando la calidad de los activos y la rentabilidad, apoyándonos en geografías estables con alta visibilidad de retornos y un perfil de riesgo equilibrado.

Nuestro enfoque en los países europeos, que ahora representan el 75% del EBITDA del grupo y el 90% del beneficio neto, ha propiciado una mejora en la conversión del EBITDA en beneficio neto. Prevemos que este ratio alcance el 30% al cierre de este año, 5 puntos porcentuales por encima de la media de 2020-2022, debido también a nuestro programa de recompra de acciones, lo que supone un doble beneficio: invertir en nuestros activos industriales y, al mismo tiempo, ofrecer un retorno adicional a nuestros accionistas. Esta mejora continua ha derivado en un crecimiento estable del EPS, confirmando nuestro enfoque en la remuneración del accionista. Además, como es habitual, vamos a distribuir un dividendo a cuenta en enero equivalente al 50% del límite inferior de la guidance, si bien se confirma que el payout final en julio será de hasta el 70% del beneficio neto ordinario.

Como saben, la sostenibilidad medioambiental sigue siendo un eje central de nuestra estrategia, con una producción libre de emisiones que ya alcanza el 84% de la generación total.

A continuación, un breve resumen de nuestro desempeño durante los primeros 9 meses por geografías. Los resultados fueron impulsados por una sólida ejecución operativa en España, debido principalmente a la gestión integrada de posiciones, y en Colombia, debido sobre todo a la buena disponibilidad de recursos hídricos. Un ejemplo claro de nuestra atención a la optimización de procesos y carteras es EE. UU., donde nuestro compromiso ha generado un flujo de caja positivo por primera vez desde el inicio de nuestra actividad. Además, las renovables en otros países se han reestructurado y transformado en una plataforma de crecimiento. En LatAm, la resiliencia de la operación compensó la dinámica de las divisas. Mientras que Italia sigue enfrentando desafíos, la menor disponibilidad de recursos hídricos afectó el resultado de nuestra planta hidroeléctrica.

A la luz de los resultados presentados, confirmamos nuestra previsión de cerrar el año con un EBITDA ordinario alineado con el guidance y un beneficio neto ligeramente por encima del límite superior del rango del guidance. Esto es un indicador claro de ejecución y creación de valor. Cedo ahora la palabra a nuestro CFO para que aporte más detalles.

Gracias, Flavio, y buenas noches a todos. En el tercer trimestre, el grupo confirmó resultados económicos y financieros positivos y consistentes. La limitada exposición al riesgo y la calidad de nuestros beneficios se evidencian en la tendencia lineal a lo largo de los trimestres, con una expansión del beneficio neto sustentada en una mejora estructural de la rentabilidad de nuestra cartera de activos.

Centrándonos en el cumplimiento de nuestros pilares estratégicos, la rentabilidad del grupo sigue siendo sólida, con un beneficio neto que aumenta un 5% interanual, ampliando el crecimiento del 3% reportado en junio, gracias a una mejor conversión del EBITDA, que ahora se sitúa en el 33%. Las eficiencias siguen concentrándose en las etapas iniciales, habiéndose alcanzado ya el 80% del objetivo de 2027. Nuestro programa de eficiencia forma parte y comparte el mismo enfoque que el proceso de asignación de capital, representando nuestra mejor fuente de fondos y libre de costes.

Por último, en cuanto a la sostenibilidad financiera, la deuda neta sobre EBITDA se mantuvo estable en 2.5x a pesar de la ejecución de EUR 1 billion en recompras de acciones, que no estaban incluidas en nuestro guidance para el año. En conclusión, estos resultados extraordinarios confirman una vez más la solidez de nuestro modelo de negocio y la flexibilidad de nuestro balance general.

Antes de profundizar en los resultados, permítanme mostrarles el cumplimiento de la asignación de capital. La ejecución del plan industrial, que pueden ver en la página 6 y que se presentó en noviembre del año pasado, está remodelando progresivamente la cartera de activos del grupo, lo que permite una mejora sustancial del desempeño del negocio. Esto se traduce en una mejor calidad de los activos, con una menor exposición a la volatilidad y un perfil de riesgo-rentabilidad más equilibrado, así como en una mayor rentabilidad de los activos, lo que ha derivado en una mayor conversión de EBITDA tanto en beneficio neto como en FFO.

Gracias a este creciente nivel de inversión desplegada en Europa, el 75% de la contribución al EBITDA proviene ahora de esta zona. La dilución minoritaria se limita al 9% en las operaciones europeas. En el resultado final, esto se traduce en que el 90% de la contribución al beneficio neto proviene tanto de Italia como de España. Esta mejora está impulsada por la combinación de las nuevas perspectivas de inversión y la maximización del valor que se puede extraer de nuestra base de activos.

Paso a la página 7. Aquí muestro cómo el ciclo de inversión anterior se centró en el crecimiento de la capacidad renovable en Latinoamérica y EE. UU. Sin embargo, la menor visibilidad del mercado y una mayor volatilidad generaron un EBITDA inferior al esperado, mientras que la conversión del beneficio neto también se vio afectada por el mayor coste financiero y la depreciación relacionada con los CapEx incrementales.

Por el contrario, el nuevo ciclo de inversión iniciado en 2023 se centra en países y negocios con retornos seguros y visibles. Está demostrando ser más eficiente y eficaz, aportando una mejor contribución al EBITDA gracias a una asignación de capital más efectiva y eficiente y a la reinversión de las eficiencias, como dije anteriormente, con una fuente de financiación a coste cero. Esto es claramente visible en los resultados más sólidos en todas las líneas de la cuenta de resultados, lo que implica una mejor conversión del EBITDA que está destinada a superar el 30% para el año completo, si lo comparamos con el 25% del periodo medio 2020-'22.

La primera ejecución del plan de eficiencia y las mejoras en la eficiencia de conversión han generado un margen de maniobra en el balance general que nos dota de un poder de fuego significativo para implementar los programas de recompra de acciones ya anunciados que tenemos en la página 8. El plan de recompras totalmente ejecutable a nivel de grupo se sitúa en torno a los EUR 6 billion e incluye el importe total de los 3 programas diferentes aprobados tanto a nivel de Enel SpA como de sus filiales por la correspondiente AGM.

Respecto al programa de Enel aprobado por la Junta General de Accionistas por EUR 3.5 billion, estamos en vías de completar el tramo de EUR 1 billion lanzado en agosto. A día de hoy, hemos recomprado el 63% de dicho importe. En el caso de Endesa, donde el programa aprobado por la Junta General asciende a EUR 2 billion, ya se han anunciado EUR 1 billion en 2 tramos diferentes de EUR 500 million, estando el segundo ya en curso y con fecha de finalización el 26 de febrero. A día de hoy, Endesa ha ejecutado EUR 0.5 billion, con un coste medio de adquisición de EUR 26.6 por acción, lo que representa aproximadamente el 1.9% del capital social total.

Por último, la recompra de acciones de Enel Américas se ha completado y ha contado con exceso de demanda por un importe total de USD 470 million. La parte parcial se financió mediante la liquidez disponible. Esta liquidez proviene de la venta de Perú, dentro del plan de desinversión que ejecutamos desde 2022 hasta 2024. La operación, que ya ha concluido y se ejecutó financieramente el 1 de octubre, incrementará la participación del accionista de Enel en la holding Enel Américas del 82.3% al 85.7%.

Esto me lleva a destacar que el programa de recompra de acciones a nivel de filial también incrementó el EPS de Enel SpA, gracias a la mayor proporción del beneficio neto consolidado tras participaciones no controladoras. El equipo de Investor Relations puede realizar este ejercicio con ustedes para calcular el porcentaje de incremento. Actualmente, nos encontramos en torno a un aumento del 1% en el beneficio neto tras participaciones no controladoras gracias a la ejecución de esta parte de las recompras.

En la página 9, pasamos finalmente a los resultados económicos y financieros del trimestre. Como dije anteriormente, el grupo obtuvo un sólido desempeño, mejorando el resultado final del trimestre anterior y las expectativas de tendencia. Cabe recordar que este año nos enfrentamos a efectos exógenos negativos relevantes: un tipo de cambio del euro más fuerte respecto a nuestra guidance del Capital Market Day, el aumento de los costes de servicios auxiliares de red en España impulsado por el breakout, y el programa de reducción de capacidad en Brasil definido por el regulador sin compensación para los generadores.

Incluyendo los impactos de estos, digamos, vientos en contra, nos habríamos mantenido exactamente en el crecimiento previsto del presupuesto y del plan, que es de más del 3%. Sin embargo, la menor exposición a países y negocios donde tenemos este tipo de mayor volatilidad y, en ocasiones, un perfil de riesgo innecesario —representado también por su limitada contribución al resultado final— nos permite mitigar estos vientos en contra a nivel de beneficio neto del grupo. La limitada conversión del EBITDA expuesto a estos impactos negativos suaviza dicho efecto, el cual queda más que compensado por una mejor ejecución, por ejemplo, en términos de deudores dudosos y gastos financieros.

Finalmente, el beneficio neto se situó en EUR 5.7 billion, un 5% más interanual. Es importante recordar que, tal como se indicó en el trimestre anterior, a nivel de beneficio neto, el ajuste relacionado con los diferentes perímetros entre 2024 y 2025 incluye también la venta de Slovenske, que resultó en un impacto negativo no monetario en las cifras reportadas de 2025 debido a la liberación de [ network reserves ] que se contabilizó en el pasado en relación con derivados. Recordemos que tenemos el importante impacto de caja de devolver a Italia más de EUR 1 billion en préstamos a accionistas y todos los intereses que se capitalizaron en años anteriores.

Finalmente, la mejora de nuestros resultados orgánicos también se tradujo en una mayor conversión de caja, lo que nos permitió reducir nuestra deuda neta en EUR 0.6 billion interanual, a pesar de un importe adicional de EUR 1 billion no incluido en nuestro plan de negocio destinado a la remuneración de los accionistas mediante la ejecución de la recompra de acciones, manteniendo estable el ratio de deuda neta sobre EBITDA en 2.5x.

Ahora pasaré a los aspectos más destacados del negocio, dirigiéndome a la página 10. Hablamos de la ejecución de la red, y es importante destacar, como siempre, que desplegamos una inversión muy cuantiosa en este segmento que asciende a EUR 4.7 billion, lo que supone un incremento del 14% al comparar con el mismo perímetro de 2025. Italia cuenta con el único, diría yo, marco regulatorio que evoluciona frente a las nuevas necesidades de evolución de la red para garantizar la resiliencia y el apoyo —el apoyo adecuado— a la seguridad de la red del sistema y la contribución al crecimiento de todo el entorno económico.

Este es el único país donde ya hemos alcanzado el objetivo más importante, que es contar con un marco regulatorio justo que nos permita invertir, y estamos preparados para invertir recursos significativos si encontramos otro marco como este. Anticipo que probablemente habrá alguna pregunta sobre España. Está claro que Italia se ha llevado la mayor parte. Por tanto, cuando decimos que Europa ha obtenido el 80% de estas cuotas, también debemos decir que el 70% de este importe se dedica a Italia. El enorme volumen de inversión impulsó el valor de nuestra RAB, que ya ha alcanzado casi EUR 46 billion, aumentando también la resiliencia y la visibilidad de nuestro EBITDA para los próximos periodos. Finalmente, cabe destacar que, como me han preguntado varias veces —y no sé si esto formaba parte de la comunicación que recibieron de los analistas o del mercado financiero—, el WACC en Italia se confirmó en 5.6%.

Veamos ahora el negocio de generación y suministro. En términos de capacidad, nuestra base de activos renovables creció 3 gigawatt en los últimos 12 meses, respaldando la cuota de producción renovable sobre el total, que se mantiene estable en el 72% a septiembre debido a la falta de recursos hídricos en Italia; aproximadamente, en la comparación interanual, tenemos 1.5 terawatt hour menos este año. Y en España, tanto para los recursos eólicos como solares, y también por el impacto relevante en términos de curtailment en Brasil, ya que es importante destacar que el terawatt no se considera también en los KPIs de producción.

Continuamos desplegando capacidad BESS greenfield, reforzando nuestra posición de liderazgo en almacenamiento, y hemos añadido 1 gigawatt en los últimos 12 meses. Si incluimos nuestra capacidad de bombeo, la capacidad total de almacenamiento del grupo ha alcanzado casi 12 gigawatt. Siguiendo con BESS, en la subasta MACSE en Italia, obtuvimos un resultado extraordinario al adjudicarnos casi el 70% de la capacidad total de almacenamiento en baterías subastada, con 6.7 gigawatt hour de un total de 10.

Pasamos al segmento minorista. En nuestro mercado nacional, los volúmenes se mantienen bastante estables en torno a los 52 terawatt hour. Otro punto importante, que también queremos subrayar, es que a partir de la segunda mitad del año pasado completamos la reestructuración de nuestra cartera de ofertas y ahora nuestra base de clientes es más resiliente, como demuestra la fuerte reducción en la tasa de churn. Además, nuestras ofertas se basan ahora en un nivel de precios sostenible, en línea con el precio actual del mercado.

Pasaré ahora a la página 12 para hablar de la evolución de los resultados. Como dije al principio de mi presentación, el beneficio neto ordinario se situó en EUR 5.7 billion, con un sólido crecimiento del 5% respaldado por los mencionados EUR 8 billion de CapEx. Esto es el resultado de una disciplina financiera estricta pero sencilla y del enfoque basado en el valor que hemos implementado en la gestión del margen integrado.

Ahora me centraré únicamente en algunos temas específicos. El D&A aumentó EUR 100 million respecto al año pasado, pero esto se debe principalmente a una mayor amortización derivada del incremento en el nivel de CapEx desplegado durante el año; sin embargo, esto se vio totalmente compensado por un resultado muy positivo en la evolución de la deuda incobrable, especialmente en Italia, lo cual también estuvo relacionado con la mejora de la -- perdón, de la tasa de churn, confirmando una tendencia estructural que hemos observado a lo largo de todo el año. Y ya en el primer semestre hemos tenido un impacto muy positivo. Por tanto, el CapEx está cumpliendo su función, aportando EBITDA y aumentando el D&A. No se percibe el impacto de este D&A adicional a nivel de EBIT porque la deuda incobrable está funcionando muy bien y reduciendo EUR 300 million -- perdón, EUR 300 million en Italia y EUR 100 million adicionales en España; es decir, EUR 400 million en los 9 meses que compensan los efectos del D&A.

Otro impacto muy positivo es el de los gastos financieros, que han bajado alrededor de EUR 300 million, gracias a la reducción de los costes de la deuda impulsada por la reducción de EUR 4.3 billion en la deuda bruta y un menor coste de la deuda en comparación con el año pasado.

Pasemos ahora a la diapositiva relativa al FFO y la deuda neta. Estoy en la página 13. El FFO de EUR 11.1 billion obtenido en los 9 meses implica una notable conversión de caja del 64%, que se confirmará como [ share ] para los resultados del año completo. El FFO generado en los 9 meses cubrió con creces tanto el despliegue del CapEx orgánico como la adquisición de activos, brownfield en España, siendo el FFO menos CapEx positivo por EUR 2.5 billion. Este flujo de caja neto de explotación, el efectivo neto relacionado con ajustes contables o no recurrentes, financió una remuneración a los accionistas de EUR 7 billion, que comprende aproximadamente EUR 6 billion en dividendos y los EUR 1 billion aproximadamente relacionados con la recompra de acciones.

Por último, la deuda neta se situó en torno a los EUR 57.5 billion, con un ratio FFO/deuda neta notable y confirmado del 25%, lo que supone un aumento de 2 puntos porcentuales respecto al año anterior; otros resultados sólidos que demuestran la calidad de nuestros activos y son muy importantes para nuestra calificación crediticia. Con esto, concluyo mi presentación. Gracias por su atención, y procedamos ahora a abrir la sesión de preguntas y respuestas.

Agradecemos a nuestro CFO. Abrimos ahora la sesión de preguntas y respuestas. Hemos recibido muchas preguntas para la llamada, las cuales hemos resumido por temas y que serán respondidas por el CFO. La primera: el programa de recompra de acciones para Enel SpA. Actualmente están en vías de completar los primeros EUR 1 billion. ¿Qué sigue?

En primer lugar, está claro que hoy contamos con el balance general para ejecutar el programa completo, es decir, los EUR 3.5 billion aprobados por la Junta General de Accionistas.

Es importante recordar que los 18 meses que marcan la diferencia, por ejemplo, con el programa de Endesa —es decir, la duración del programa— es la duración máxima obligatoria por la ley italiana. Por tanto, no es una decisión específica lo que subyace a esos 18 meses.

Claramente, la recompra de acciones es una de las opciones que tenemos para utilizar parte de la flexibilidad financiera disponible. Pero debemos tener en cuenta que tenemos otras oportunidades relevantes para ampliar la base de activos industriales, con el fin de cumplir nuestro objetivo fundamental de asegurar un crecimiento estable y a largo plazo del beneficio por acción.

Gracias, Stéfano. Pasemos a la prórroga de la concesión en Italia. En Italia, estamos esperando el documento final sobre la prórroga de la concesión. ¿Alguna novedad?

No depende de dónde se encuentre, pero el último evento relevante fue la resolución de la ARERA en agosto. Por tanto, actualmente estamos esperando el decreto del Ministerio de Economía. Pero, por ahora, en cuanto a... me ha preguntado por la premisa. Al ser una decisión que no está en nuestras manos, nuestra única premisa —digamos mi única premisa, por llamarlo así— sobre el importe del pago único es la que incluimos en nuestro Capital Market Day de noviembre. Y probablemente algunos de ustedes recuerden que incluimos este importe sin haber tenido aún la oportunidad de revelar la discusión en curso sobre el esquema de la prórroga de la concesión.

En cuanto al calendario para el desembolso de efectivo, este se basa en un proceso gradual cuyo cronograma lo fijan los organismos gubernamentales, ya que intervienen diferentes actores en este proceso. Y esto debería tener como objetivo, como siempre hemos afirmado, el último trimestre de 2026.

Pero permítanme decir sobre este tema que el valor de esta prórroga de la concesión y el correspondiente plan de CapEx extraordinario debe considerarse independientemente de cuándo y cuál sea el pago único, aunque sea un elemento relevante del marco de trabajo; porque la prórroga y el nuevo y mayor límite de CapEx —esto es realmente importante, como he tenido la oportunidad de compartir con algunos de ustedes— nos permitirán invertir más de EUR 15 billion en los próximos 3 años en Italia, con un aumento drástico de la RAB en comparación con el pasado.

No olviden que solo en 2026 tendremos EUR 1 billion de subvenciones en nuestro CapEx. Pero a partir de 2027 y en 2028, no reduciremos el CapEx, el CapEx bruto, en EUR 1 billion, como pueden ver en mis cifras. Por tanto, saben que las subvenciones no se traducen en RAB. Así que, ya sean EUR 3 billion o EUR 4 billion, disponemos de un periodo de 3 años y un nuevo marco que nos permite realizar un nivel extraordinario de CapEx, y contamos con toda la capacidad para lograr un potencial de crecimiento muy significativo en el CapEx que transformaremos en RAB.

Gracias, Stéfano. Pasemos a España. ¿Podría actualizarnos sobre las últimas noticias respecto a la regulación en España? ¿Y cuál es su visión?

No esperamos nuevas actualizaciones antes de finales de noviembre. Después de eso, la regulación se finalizará antes de que termine el año. Endesa ya ha tenido acceso al expediente y, al igual que todos los demás operadores, sigue presentando comentarios como de costumbre.

Creemos que los cambios propuestos por la CMC en los últimos documentos no resuelven el problema de incentivar eficazmente el nivel de inversiones necesario para acelerar la electrificación del país y apoyar la transición energética. Esto significa que, al no establecer un marco de remuneración más predecible y adecuado para satisfacer esta demanda, se perderá una oportunidad histórica para mejorar la competitividad, crear empleo e impulsar el crecimiento económico. Todos estos temas formaban parte del programa del gobierno cuando empezamos a debatir este asunto. No es mi opinión personal sobre España.

Pero para ser pragmáticos, una vez que el marco de remuneración final sea aprobado a finales de año, estaremos en condiciones de reevaluar si se dan las circunstancias, y también evaluaremos los escenarios para un posible potencial de crecimiento en este plan de CapEx. Por tanto, estamos hablando de un potencial de crecimiento. Y esto ocurrirá antes del próximo Capital Market Day programado para febrero de 2026.

Gracias. Siguiente pregunta, si pudiera... ¿podría darnos una actualización sobre la prórroga de la concesión hidroeléctrica?

Hay varias concesiones en Italia que ya han expirado hace varios años. Y conviene recordar que nuestra concesión expirará al finalizar el próximo plan industrial de 3 años. Por tanto, puedo decir que prevemos que el proceso tardará más tiempo en iniciarse. Esto tendrá que involucrar a las autoridades regionales, nacionales y europeas. Así que debería ser distinto al de la distribución.

Esto no significa que... esto no es una consideración negativa. Porque, al mismo tiempo, existe el entendimiento común de que, en el actual escenario macro y geopolítico, las condiciones que dieron forma al marco regulatorio actual deben actualizarse.

Por último, lo que quiero decir es que no tenemos prisa, y creo que no es el momento adecuado para acelerar el proceso por nuestra parte, dado que la agenda regulatoria ya está saturada. Hace algunos años hablábamos de la prórroga de la concesión de la red como un tema relevante, no solo para nuestra compañía, sino para toda la industria.

Una cuestión más sobre concesiones, pero la brasileña. ¿Podría darnos una actualización sobre el proceso de renovación de la concesión en Brasil?

Pero el proceso... hay tres procesos con cronogramas distintos. Así que voy a... sobre la actualización administrativa específica de los tres procesos que pueden compartir con la... también con el departamento de IR. Las discusiones y pruebas subyacentes pertinentes desde nuestro punto de vista, que es nuestro punto de discusión con las autoridades, apuntan todas a la prórroga completa de la concesión de Enel.

Esto se debe a que... vale la pena recordar que nuestro esfuerzo en el país se traduce en un giro radical de la operación, con el objetivo de lograr una mejora drástica en la calidad y la eficacia de nuestros procesos operativos, sumada a una ganancia en términos de productividad y eficiencia en el gasto. Por ejemplo, estamos internalizando actividades de campo críticas para mejorar la gestión y el seguimiento de extremo a extremo de la red, pero este es solo uno de los ejemplos. Estamos incrementando con fuerza —ya estamos incrementando— el capital expenditure y el OpEx dedicados a este plan de reestructuración. Por tanto, a pesar de un punto de partida complejo y desafortunado, con este enfoque, el escenario actual conduce a una renovación completa de la concesión como, diría yo, el único escenario que estamos considerando hoy.

Aparte del tema de la concesión, permítanme también informarles sobre la liberalización del mercado minorista en el país. El gobierno ha definido la liberalización total del mercado minorista con un plazo final de 3 años. Esto significa que nuestra sólida presencia líder en el país debería crear una plataforma de crecimiento capaz de capturar una creación de valor incremental, lo que implica una revalorización potencial pero significativa de nuestras operaciones en Brasil.

Gracias, Stéfano. Una pregunta sobre la subasta de MACSE. ¿Podría profundizar en las inversiones y la rentabilidad esperada?

Esta es la subasta que... es en Italia, la contraparte es Terna, el TSO. Se nos adjudicó alrededor del 70% de la cuota de mercado de la capacidad total en la subasta. Y como ya dije en la presentación, 6.7 gigawatt hour, que es otra forma de, permítanme decir, medir el nivel de capacidad de la subasta en megavatios o gigawatt hour, como prefieran.

La subasta se basó en un mecanismo de 'pay-as-bid'. Por tanto, se observa que tenemos diferentes precios. Resulta muy difícil determinar un punto medio, ya que existen distintos precios para diferentes participantes y para diferentes plantas.

Lo importante es que esta subasta ha generado 15 años de ingresos regulados al 95%, lo que nos proporciona, y también a nuestros accionistas, una visibilidad total del flujo de beneficios con, me atrevería a decir, un perfil de riesgo muy bajo, ya que, aunque tenemos la construcción, en BESS somos, creo yo, la empresa líder. No lo sé con certeza porque nadie me ayudó a entenderlo, pero creo que también podríamos ser líderes sin duda en Europa y quizás también en otros continentes.

Pero no es broma que en cuanto a la ejecución de la construcción de BESS, ya hemos materializado aproximadamente 2 gigawatt en Italia. Por tanto, para nosotros, esto no es un elemento que debamos considerar como un punto de riesgo.

Así pues, la COD de esta capacidad y el EBITDA serán en 2028, según lo establecido en la subasta. Por lo tanto, tendrán una visibilidad total en nuestro próximo plan de negocio y también el impacto positivo de este CapEx derivado de la subasta.

Una cuestión más sobre la subasta, la subasta FER X. El plazo para el proceso competitivo finaliza a finales de año. ¿Cuál es su expectativa sobre el resultado?

Si observan los comunicados de prensa que hemos recibido de los -- permítanme decir, de los organismos administrativos, ya está, digamos, bastante claro que tenemos -- en primer lugar, tenemos 2 subastas diferentes. La principal, la subasta base, y luego tenemos otra más pequeña dedicada a componentes y acuerdos no chinos.

En la primera, ya entendemos, por el comunicado, el comunicado oficial de la GSE, que se han adjudicado alrededor de EUR 60 por megavatio hora, algo -- con algunas capacidades menos, otras capacidades más. Pero hay que tener en cuenta que este precio se ajusta por inflación. Existe una cobertura total por curtailment, y esto ha generado que tengamos, digamos, un escenario solar. La energía solar fue la mayor parte de esta subasta.

Y luego hay un componente adicional en el precio que -- que depende de la geografía. Tienen EUR 4 adicionales, si no me equivoco, en el centro de Italia y EUR 10 adicionales en el norte de Italia. Esto no se ajusta por inflación. Así que, al final, se tiene algo que está en el rango de EUR 65. En algunos casos, se supera los EUR 70. De nuevo, ese promedio de EUR 60 de la subasta base se ajustará por inflación.

En la otra subasta, no tenemos ningún comunicado. Debemos esperar un precio que refleje el diferencial entre el precio de mercado y los precios chinos, algo que podría estar en el rango de EUR 5, dependiendo de si se trata de la opción india o algo más. Pero en la segunda subasta, no disponemos de los comunicados oficiales que sí tenemos para la primera.

Gracias, Stéfano. Pasemos a la evolución del CapEx. ¿Ven oportunidades para invertir más en renovables? En EE. UU., en particular, ¿cuántos megavatios tienen ya asegurados?

Quizás también el kilovatio. Pero, de nuevo, creo que el mercado ya debería empezar a entender nuestro comportamiento. No se trata solo de EE. UU., no es solo Italia, no es solo Alemania. Es una cuestión de invertir donde se tenga un escenario que presente, digamos, un perfil de riesgo-recompensa equilibrado.

Esto significa que en Italia tenemos un enfoque distinto al de España, por ejemplo; no es solo cuestión de Europa, porque en España ahora estamos muy posicionados en términos de generación. En Italia, estamos drásticamente cortos tanto a nivel país como a nivel Enel. Por tanto, el enfoque es diferente. Pero, al final, el objetivo es el mismo, porque en Italia podríamos ser más agresivos en cuanto a la expectativa de precios, por así decirlo. En España, claramente, tenemos expectativas muy bajas porque, cuando analizamos el mercado de los PPA con solar, no es un país donde hoy se pueda imaginar la construcción de una planta fotovoltaica merchant en los próximos meses o en los próximos años.

Pasando a EE. UU., es un país realmente interesante porque, en primer lugar, es uno de los países que entra en nuestro alcance, y ya saben que dentro de nuestro alcance tienen un país donde el escenario de mercado, el escenario geopolítico y el escenario regulatorio es, digamos, visible y, digamos, menos volátil. La discusión sobre el safe harbor es importante. Pero, al mismo tiempo, también es importante considerar que EE. UU. es un mercado que está creciendo. Y este crecimiento es visible hoy; ya se refleja en el precio de los PPA. También es visible en el precio de los diferentes mercados. Y cuando digo diferentes mercados, es más visible en PJM que en [ SPP ] o algo similar.

Así que el enfoque sigue siendo el mismo. En EE. UU., tenemos un pipeline que debería presentar algunas oportunidades interesantes de greenfield bajo el safe harbor. Para transformar esta oportunidad en una decisión final de inversión positiva, ya estamos manteniendo conversaciones sobre PPA, porque tenemos claro que, si vamos a construir una planta greenfield en EE. UU., tendremos un PPA firmado el día de la decisión final de inversión. Y esto forma parte de la evolución que estamos llevando a cabo en estos meses.

Gracias, Stéfano. Ahora pasemos a la guidance. Primera pregunta sobre la guidance de EBITDA. ¿Podría detallarnos la tendencia del último trimestre del año?

Al igual que el año pasado, insisto en que las empresas de servicios públicos también deberían presentar, por así decirlo, una tendencia constante. Por tanto, mi respuesta es que la tendencia será la misma que hemos observado a lo largo de este trimestre. Así, Europa tendrá un pro forma en Italia que será, digamos, casi plano interanual. Y España tendrá un pro forma que presentará un crecimiento interanual de aproximadamente el 5%. Esa es exactamente la cifra que tenemos en septiembre.

Está claro que en Sudamérica tenemos una tendencia más volátil, también teniendo en cuenta el FX. Por ello, esperamos una recuperación en LatAm impulsada por el confirmado desempeño positivo de Colombia, que es el único país relevante de la región que no presenta un FX negativo.

Y el rebote positivo en Brasil; el rebote que se verá en el margen integrado dependerá de dos puntos específicos. El primero es que el impacto del FX debería reducirse porque el año pasado, 2024, el euro comenzó a apreciarse fuertemente frente al real en este periodo, digamos, en el cuarto trimestre del año. Por lo tanto, la comparación interanual se verá beneficiada por un 2024 más débil en el último trimestre de 2024.

Pero el tema más importante, debido a que se trata de un cambio industrial muy relevante que probablemente contabilizaremos si no hay cambios en los procesos, es el impacto positivo del reembolso por curtailment, de acuerdo con el decreto aprobado recientemente por el gobierno brasileño. Como saben, porque leo mucho las noticias diarias de inversores y analistas, esto no es lo que diría que esperaban, ya que era muy difícil prever que se reembolsara el exceso de capacidad cuando el operador de red realiza un corte programado por razones de seguridad. Es decir, es un corte programado, no por un exceso temporal de generación, sino para asegurar la transmisión y el sistema de red.

En este caso, esperábamos con fuerza recibir el reembolso y la decisión es, digamos, positiva ya que, como [escribí], esta es también nuestra posición: la generación distribuida no debería verse afectada por esta definición, ya que es la razón por la que existe ese tipo de congestión en Brasil. No obstante, esto podría introducirse también en el texto final de la ley cuando se transforme en ley. Por tanto, el impacto no es de cientos de millones. Es algo que, digamos, alinea nuestro desempeño con nuestras expectativas, ya que la cantidad cubrirá, más o menos, el impacto total del curtailment, que es el generado por el corte programado del TSO, y el otro es la congestión real que, en nuestra opinión, es algo que forma parte de la estrategia a largo plazo de este sistema energético, ya que ese tipo de evolución en la generación distribuida debería haberse gestionado probablemente hace algunos años.

Pero, de nuevo, no nos alejemos de la reacción positiva que tuvimos. Así pues, Brasil se verá impulsado por estos dos tipos de cambio específicos que no cambiarán, permítanme decir, la tendencia del negocio en LatAm de forma drástica, pero pasaremos de un crecimiento plano a un -- no, permítanme decir, a un crecimiento de un solo dígito en los resultados específicos del cuarto trimestre. Esta es nuestra expectativa.

Gracias. Stéfano, una más sobre el guidance, el guidance de beneficio neto. En cuanto al beneficio neto, situaron el guidance ligeramente por encima del rango previsto. ¿Hasta qué punto esperan superar dicho guidance?

Permítanme decir que creo haber aportado todos los elementos que explican la conversión del EBITDA en beneficio neto. Así que simplemente, permítanme decir, me referiré a algo que no está relacionado con el EBITDA, ya que el mix del EBITDA tendrá un -- permítanme decir, un impacto ligeramente negativo en las participaciones no controladoras.

En términos de estacionalidad, también el año pasado tuvimos, permítanme decir, un trimestre diferente en términos económicos, pero hay que tener en cuenta que también existe una concentración, como siempre, del CapEx que probablemente recuerden que también impacta.

Por lo tanto, probablemente he respondido a la pregunta sobre el capital circulante en este momento, sobre cómo esperan recuperar el capital circulante, ya que la concentración del CapEx es algo histórico que nadie podrá eliminar, dado que todas las industrias tienen esta intensidad de CapEx.

Así que esto será... permítanme decir de nuevo que somos una empresa muy similar a una de servicios públicos. Por tanto, la tendencia lineal continuará, excluyendo este cambio que tenemos una, digamos, mayor participación de la depreciación y un ligero aumento en las participaciones no controladoras debido a la mejora positiva de las operaciones en LatAm.

Gracias. Pasemos a la hidroeléctrica. La producción hidroeléctrica en Italia ha caído 1.5 teravatios hora interanual. ¿Cuál es su previsión para el último trimestre? ¿Y tienen visibilidad para 2026?

En primer lugar, creo que es muy importante tener en cuenta que 2024 fue —si no estoy aquí dentro de 20 años— probablemente el mejor año en términos de [ hidráulica ] en la historia de la hidroeléctrica en Italia. Por tanto, cuando vean la comparación interanual, no deben preocuparse tampoco por nuestro plan, porque nunca elaboramos un plan basándonos en un máximo histórico. Siempre trabajamos con una media. Así que ya esperábamos esta tendencia.

En este momento, Italia no está mejorando. Por lo tanto, no nos recuperaremos. Les digo que recuperaremos las condiciones de 2024. Y para tener una visibilidad completa, todavía tenemos que esperar algunas semanas para tener, digamos, una primera visibilidad sobre la primera parte de 2026. Pero también es importante que en el Capital Market Day, el plan industrial se definió basándose en un recurso hidroeléctrico medio en Italia, al igual que en los demás países.

Gracias, Stéfano. Pasemos al sector retail. Parece que han registrado una caída en clientes minoristas en Italia y España. ¿Cuál es la tasa de abandono (churn)? ¿Y cuáles son los principales factores?

Pero, lamentablemente, en este trimestre ha ocurrido algo muy extraño, ya que hablamos de una reducción de la tasa de abandono (churn) y, sin embargo, se observa una caída en la base de clientes. Se ha confirmado que el churn es significativamente más bajo en comparación con el año pasado. Y esto es lo que esperábamos, ya que todo el proceso de ajuste de precios que llevamos a cabo hasta la primera parte de 2024 se completó al cierre de la primera mitad de 2024. Esto ha comenzado a reportar una mejora en el churn, que ahora es muy sólida y clara.

Pero otro hecho importante ocurrió en un solo día: el 1 de julio, millones de clientes se desplazaron de un lado a otro, ya que perdimos millones de clientes de la base regulada y ganamos aproximadamente 1 millón de clientes en un día. Por tanto, en términos comparables (like-for-like), este es un cambio real, debo decir. El otro también fue real, ya que ese cliente no formaba parte de la parte libre de nuestra base de clientes.

Y esto también es importante para analizar los volúmenes en las cifras reportadas porque, a partir de este trimestre, en un solo día, también perdimos el teravatio-hora de... cuando se observa la cifra total de teravatios-hora vendidos en Italia, en un solo día perdimos millones de clientes, por lo que se perdieron algunos teravatios generados por la llamada base de clientes [ tutti i lati ] que pertenecía a una empresa específica, y probablemente conozcan la historia, que no es precisamente fantástica...

De acuerdo. Gracias por su respuesta. El D&A se mantuvo casi plano interanual a pesar de las nuevas inversiones. ¿Cuáles son los factores determinantes?

Reitero la tendencia: la tendencia industrial de los activos es que tenemos un aumento en el D&A debido al incremento en el plan de inversiones. Tengan en cuenta que, en el pasado, la cifra también reflejaba el plan de desinversiones. Por tanto, cuando se observa la base de activos y la depreciación, al vender un activo, también se vende la depreciación asociada a dicha base de activos.

Ahora que estamos intentando ser más estables y comparables, el pro forma se limita a Perú y Lombardía. Al analizar la parte industrial de la comparativa, empezaremos a ver el incremento de la depreciación que es, por así decirlo, orgánica.

Pero afortunadamente, como dije anteriormente, tenemos una fuerte reducción en la deuda incobrable que verán en la misma línea, si no pasamos a un esquema que tenga, por así decirlo, una descripción abierta de las cifras de D&A en el P&L simplificado.

Una pregunta sobre los centros de datos. ¿Es una oportunidad de negocio para ustedes?

Sí. Tal como se presentó hace un año, esto forma parte de nuestra oportunidad de crecimiento adicional. A día de hoy, estamos trabajando en un pipeline específico de emplazamientos industriales a través de una organización dedicada a tiempo completo establecida a principios del año pasado.

La oportunidad de negocio específica reside en la venta de 'time to market'. ¿Qué significa esto? Un valor intrínseco en el emplazamiento industrial donde podemos ofrecer permisos inmobiliarios, conexiones de red energética listas para su uso y servicios de instalaciones, además de un PPA de energía con una prima por encima de este modelo de negocio, que es distinto al modelo de venta spot; estamos finalizando el primer acuerdo preliminar en Italia, donde tenemos varios emplazamientos potenciales en nuestro pipeline.

Gracias, Stéfano. Pasemos a los gastos financieros. ¿Qué está impulsando la mejora de los gastos financieros respecto a lo previsto en el plan?

Porque ninguno de ustedes... estaba pensando que hay una diferencia... porque creo que ya lo he respondido a través de la presentación, y también hemos incluido esta reducción de EUR 4.3 billion por efecto volumen.

Y luego tenemos... permítanme decir, tenemos que considerar la parte de la deuda a corto y largo plazo. Pero, en términos generales, también tenemos una reducción importante en el coste de la deuda, también gracias a la nueva emisión de los últimos, digamos, 24 meses.

De acuerdo. Gracias por la aclaración.

Perdón, antes de... alguien que estaba en la línea y a quien no respondí... no respondí sobre España. Solo hablé de Italia. España es un mercado completamente diferente. Me refiero al churn de retail.

En España, tenemos una tasa de abandono (churn) drástica. Lo importante es que hemos empezado a adoptar, por así decirlo, un enfoque distinto para cada segmento del mercado en el canal de ventas. Por eso se ven los resultados positivos que tenemos en España, porque no queremos luchar por clientes basándonos únicamente en cifras absolutas de facturación. El resultado es negativo si se analiza la base de clientes, pero si se observa la tendencia y nos comparamos con otros competidores del sector de suministro, diría que tenemos una tendencia ligeramente mejor en términos interanuales.

Por tanto, esperamos que esto sirva también como ejemplo, ya que el churn en España es un abandono estructural de un 25%, algo que nunca había visto en mi vida, ni siquiera en el sector de las telecomunicaciones. Por ejemplo, un churn que ha destruido a grupos de empresas enteros; pero un 25% en España, donde los precios mayoristas son los más bajos de Europa, es algo que depende del comportamiento específico de algunos operadores concretos a los que es importante no seguir, ya que no están creando valor en ese mercado. Esto es importante para [ininteligible].

Gracias, Stéfano. Pasemos al fondo de maniobra (working capital).

Ya dije antes que ya había respondido sobre el working capital. Nuevamente, la estacionalidad siempre es... el año pasado dije que nos recuperaríamos, y nos recuperamos. Así que tienen que empezar a confiar en mí en lo que respecta al working capital.

Pero también porque recuerdo perfectamente que el año pasado dije que tengo la factura, la visibilidad; la visibilidad a corto plazo de nuestro negocio es muy, muy alta. Así que el working capital es algo que... si hay algún cambio, es porque se ha decidido realizar un cambio respecto a las cantidades previstas. Así que no se preocupen por el working capital.

Bien. Gracias, Stéfano. No hay más preguntas. Con esto concluye la sesión de preguntas y respuestas. Hemos cubierto todos los temas principales. No obstante, si queda algo pendiente, el equipo de IR está disponible para realizar un seguimiento tras la llamada. Gracias a todos.

Gracias, y quizás nos veamos antes de Navidad. Feliz Navidad por adelantado porque, en esta ocasión, nos veremos para el Capital Market Day, no en 2 semanas, sino en 3 meses. Adiós.

Gracias.