El modelo de "centros federales" de NextEra Energy comienza a generar comisiones por 16,5 GW de proyectos de gas sin capital, mientras Virginia se convierte en el principal obstáculo de la fusión
Conferencia de resultados del tercer trimestre de 2026, 21 de octubre de 2026: beneficio por acción (EPS) ajustado al alza un 9,7%; la guía para 2026 apunta hacia la parte alta del rango de $3,92 a $4,02
NextEra Energy reportó un crecimiento del EPS ajustado del 9,7% en el tercer trimestre y del 9,5% en lo que va del año. La gerencia mantuvo sin cambios su guía para 2026 de entre $3,92 y $4,02 por acción, y señaló que apunta hacia el extremo superior, incluso tras asumir que el fenómeno de El Niño mantendrá la generación eólica del cuarto trimestre entre el 90% y el 95% de su promedio a largo plazo. El marco a más largo plazo también se mantiene sin cambios: un crecimiento del EPS ajustado superior al 8% hasta 2032 y el mismo objetivo para el período de 2032 a 2035, tomando como base un valor de $3,71 en 2025. El director financiero (CFO), Mike Dunne, afirmó que la combinación con Dominion Energy elevaría esa tasa de crecimiento por encima del 9% y remitió a los analistas al formulario S-4 para consultar los detalles. La noticia más relevante fue cómo la historia de crecimiento de Energy Resources está cambiando en su estructura y en el riesgo que conlleva.
Centros federales: ingresos por comisiones sobre 16,5 GW sin capital en riesgo
La revelación nueva más trascendental fueron los aspectos económicos del modelo de "centros federales" (federal hubs). NextEra ha firmado acuerdos definitivos para desarrollar, construir y operar tres proyectos en Texas y Pensilvania que suman unos 16,5 GW. Estos proyectos han asegurado $5.700 millones en financiamiento inicial este año. Energy Resources percibe comisiones conforme a un calendario predeterminado por el desarrollo y la construcción, así como durante los primeros 20 años de operaciones, sin aportar capital.
La dirección indicó que cada centro genera aproximadamente el 50% del EPS ajustado que NextEra obtendría si fuera propietaria del proyecto durante los primeros 20 años de operación. Sobre esa base equivalente, los tres centros igualan prácticamente el extremo superior de las expectativas de desarrollo de gas natural de la compañía para 2032, situadas entre 4 GW y 8 GW. Por lo tanto, el modelo alcanza el límite superior de la meta de gas con un balance general mucho más ligero. NextEra también cuenta con la opción de construir y poseer sistemas de almacenamiento en baterías en estos sitios, cuya capacidad estima entre 6 GW y 11 GW, lo que representaría un potencial alcista (upside) del 15% al 30% respecto a sus expectativas de desarrollo de almacenamiento.
La contribución a corto plazo será reducida. Dunne señaló que en 2026 y 2027 los inversores deben esperar "un pago relativamente modesto basado en las actividades de desarrollo", el cual irá en aumento hasta 2032, año en el que comienzan las comisiones operativas que se extenderán hasta 2052. Las contribuciones iniciales ya son visibles en el trimestre. Los centros federales se incluyen ahora en la categoría de nuevas inversiones, que aportaron $0,09 por acción, y pasarán a formar e integrar los activos energéticos existentes tras 12 meses de cobro de comisiones. Los primeros pagos llegaron antes de lo que lo habrían hecho bajo un esquema de contratación convencional, lo que llevó a Steve Fleishman, de Wolfe Research, a preguntar sobre un posible reajuste de las perspectivas. La gerencia no mordió el anzuelo y remitió al formulario S-4 y a la tasa de crecimiento combinada superior al 9%.
El calendario y la ejecución representan los riesgos. NextEra espera atender una demanda de carga significativa tan pronto como en 2028 y 2029 a través de generación detrás del medidor (behind-the-meter), para luego escalar hasta cubrir los requerimientos totales del campus entre 2030 y 2032. Los permisos y aprobaciones aún se están tramitando, mientras que la construcción y la licitación de acuerdos de compra de energía (PPA) se realizan en paralelo. Más allá de los centros, NextEra cuenta con más de 20 GW de proyectos de gran carga avanzados, de los cuales más de 18 GW corresponden a gas. Asimismo, explora una cartera de 30 posibles centros, cifra que espera elevar a 40 para finales de año. La empresa planea construir y poseer hasta 2 GW de gas y hasta 2,6 GW de almacenamiento en el sitio de Paducah, Kentucky.
El gas con menor intensidad de capital alivia la presión de financiamiento, pero la gerencia no reducirá el rango de reciclaje
Nick Campanella, de Barclays, preguntó si los centros con menor uso de capital reducen la necesidad de realizar ventas de activos. Dunne no concedió tal punto. El rango de reciclaje de capital de entre $7.000 millones y $12.000 millones se estructuró a partir de casos históricos en los que los compradores valoraban los activos por encima de la tasación de NextEra. Afirmó que el plan base no depende del reciclaje para cubrir las necesidades de capital accionario y añadió: "Esperaría que retengamos una mayor parte de esos activos a menos que surja una oportunidad atractiva". Las necesidades de capital contable hasta 2032 se reiteraron en un rango de $12.000 millones a $17.000 millones. La dirección destacó un financiamiento diversificado en Europa, Australia, Canadá y EE. UU., relaciones de inversión fiscal (tax equity) y un interés creciente por parte de grandes gestores de activos.
La exposición a las tasas de interés parece estar contenida. NextEra cuenta con más de $48.000 millones en coberturas (hedges) iniciadas a plazo con una tasa promedio cercana al 4% y un plazo promedio (tenor) de unos 9 años. Una variación de 50 puntos básicos en las tasas afecta el EPS de 2028 en apenas $0,01 a $0,03, es decir, menos del 1%.
Virginia: el testimonio de los intervinientes convierte el acuerdo con Dominion en una disputa política
La fusión con Dominion fue el flanco donde la conferencia mostró mayor actitud defensiva. Fleishman señaló que la oficina del gobernador de Virginia y el personal de la Comisión de Corporaciones del Estado (SCC) presentaron posturas esta semana con lo que calificó de "condiciones bastante onerosas", incluidas propuestas de aislamiento patrimonial (ring-fencing). El director ejecutivo (CEO), John Ketchum, afirmó que la compañía aún está analizando los testimonios y presentará una refutación en un par de semanas, antes de las audiencias previstas para mediados de noviembre. Enmarcó el caso en torno a la asequibilidad, el empleo y la energía limpia, y citó casi $2.000 millones en créditos en las facturas residenciales —ampliados ahora de 2 a 4 años—, un incremento de $100 millones para el programa de asistencia EnergyShare, un programa de proveedores de $5.000 millones, 1.000 nuevos empleos en Virginia (incluidos 400 respaldados por cartas de intención de proveedores) y una torre de co-sede en Richmond.
Ketchum no descartó concesiones. "Durante el proceso de refutación y en las propias audiencias, siempre existen oportunidades para alcanzar compromisos en ciertos temas específicos", declaró, al tiempo que defendió firmemente la presentación regulatoria. Al ser consultado sobre el estándar de "no causar daño" (do no harm) de Virginia, respondió: "Me gustan nuestras opciones bajo ese estándar", y añadió que el resultado "no me corresponde decidirlo a mí. Le corresponde decidirlo a la SCC". Se trata de una respuesta prudente dada la postura de la oficina del gobernador. No se vislumbró ningún acuerdo definitivo (settlement) y la gerencia no ofreció detalles sobre los compromisos en Carolina del Norte o Carolina del del Sur, limitándose a señalar que compartirán especificaciones más adelante.
Los accionistas de ambas empresas aprobaron la operación el pasado 3 de septiembre. Los calendarios procesales prevén audiencias en Virginia y Carolina del Sur para noviembre y diciembre, con órdenes finales en enero de 2027. Las audiencias de expertos en Carolina del Norte comenzarán en febrero de 2027. La gerencia mantiene su previsión de cierre para el segundo semestre de 2027. El calendario de audiencias es ajustado y un expediente disputado en Virginia incrementa la probabilidad de que se impongan condiciones capaces de diluir la meta de crecimiento superior al 9% anunciada.
Cartera de pedidos (backlog), almacenamiento y precios de la energía solar
Energy Resources incorporó 3,7 GW a su cartera de proyectos en desarrollo durante el trimestre, de los cuales 2,4 GW corresponden a almacenamiento. Este fue el cuarto trimestre consecutivo por encima de los 3,5 GW. El backlog se sitúa ahora en unos 36,7 GW, tras la puesta en servicio de 1,8 GW de proyectos. La dirección indicó que ha alcanzado más de dos tercios del punto medio de sus expectativas de desarrollo para el período 2026-2029, y Dunne precisó que solo restan 17,6 GW por sumar para alcanzar dicho punto medio. El almacenamiento avanza a un ritmo superior al de otros productos. Brian Bolster, directivo de Energy Resources, señaló que los clientes priorizan actualmente la capacidad y augura "un giro en los próximos trimestres hacia una mayor proporción de energía en detrimento de la capacidad".
Carly Davenport, de Goldman Sachs, advirtió sobre un menor volumen en la cartera solar en determinados años y preguntó por la presión de los costos derivada de las tasas de interés, la Sección 232 y las limitaciones de equipos. La gerencia no cuantificó ninguna inflación de costos ni porcentaje de traslado a precios (pass-through). Ketchum afirmó que la energía solar sigue siendo "una oferta de productos muy atractiva" y destacó la ventaja competitiva de NextEra en su cadena de suministro. Dunne apuntó que los precios de los PPA fijan las tasas de interés en el momento de la firma y que los créditos fiscales y la escasez de energía respaldan el traslado de costos. Bolster aportó un argumento competitivo más incisivo: "Nunca fuimos el postor de menor costo en el mercado. Así que, en realidad, esto nos está beneficiando porque creo que otros están sintiendo mucha más presión, dado que sus márgenes eran más ajustados". Es un argumento verosímil, pero se trata de una aseveración más que de un dato empírico.
La recontratación sigue mostrando condiciones favorables. NextEra firmó un PPA a 20 años por aproximadamente 1 GW de la central de Point Beach, sujeto a la aprobación de la Comisión de Servicios Públicos de Wisconsin (PSC), lo que deja la planta completamente contratada hasta la década de 2050. La recontratación de energías renovables en lo que va del año asciende a unos 1.400 MW con una prima promedio de cerca de $20 por MWh por encima de los precios realizados recientes; el total, incluyendo otros activos, se acerca a los 2.400 MW. Dunne reiteró que Point Beach aportará unos $0.21 por acción en promedio una vez que los contratos vigentes concluyan entre 2031 y 2033. Bolster corrigió a un analista que calificó este hecho como una mejora (upgrade): se trata de la recontratación de capacidad ya existente.
Transmisión y energía nuclear
El capital regulado e invertido, junto con el gasto de capital (capex) asegurado en transmisión eléctrica y de gas, registra un incremento de aproximadamente un 25% desde diciembre de 2025, hasta alcanzar unos $12.700 millones. Esto incluye la selección de NextEra por parte de MISO para dos proyectos de 765 kV en Illinois y una empresa conjunta (joint venture) de $1.200 millones para un gasoducto de 97 millas con Chesapeake Utilities en el sur de Florida. La gerencia mantuvo su meta de una tasa compuesta anual de crecimiento (CAGR) de la base tarifaria de entre el 20% y el 25% para el período 2025-2032. Dunne indicó que el potencial alcista se concentra muy probablemente en la transmisión de gas, impulsado por la demanda de generación propia (bring-your-own-generation), aunque advirtió que las expectativas "ya son bastante elevadas". Bolster dimensionó la escala al señalar que el segmento está transformando "una pequeña utility en una utility de unos $50.000 millones".
El proyecto Duane Arnold avanza según lo previsto para reiniciar operaciones a más tardar en el primer trimestre de 2029, respaldado por un préstamo del Departamento de Energía (DOE) de hasta $1.900 millones que se cerró durante el trimestre. En cuanto a la nueva energía nuclear, la gerencia mantuvo una postura prudente. NextEra cuenta con un potencial de co-ubicación de reactores modulares pequeños (SMR) de 6 GW en instalaciones existentes, pero requerirá estructuras de reparto de riesgos que limiten su exposición. Bolster señaló que la compañía muestra una inclinación favorable hacia los SMR, aunque evaluaría reactores a gran escala si el cliente lo solicita firmemente y se establecen las protecciones adecuadas.
FPL: sólidas rentabilidades, una prueba frente a los huracanes y un acuerdo de gran carga pendiente de firma
Los beneficios de FPL aumentaron $0.06 por acción, impulsados por un incremento del 9,2% en el capital regulatorio empleado. Las ventas minoristas normalizadas por clima crecieron un 1,4%. El rendimiento sobre el capital contable (ROE) regulatorio móvil se sitúa en torno al 11,8% y el capex para el año completo asciende a unos $12.000 millones. FPL revirtió $172 millones del mecanismo de estabilización de tarifas, dejando un remanente aproximado de $1.500 millones después de impuestos.
El huracán Isaias, una tormenta de categoría 2, azotó el noroeste de Florida. FPL restableció el servicio a más del 97% de los clientes afectados para el martes. Las revisiones forenses demostraron que ningún poste endurecido sufrió fallas, que las líneas subterráneas operaron unas 14 veces mejor que las aéreas y que la tecnología de red inteligente (smart grid) evitó aproximadamente 140.000 interrupciones. Ketchum advirtió cautelosamente que estas inversiones "no hacen que la red sea inmune a los huracanes".
Respecto a la gran carga, FPL elevó su expectativa para 2032 de 6 GW a 8 GW y mantiene el objetivo de anunciar un acuerdo antes de final de año. El presidente Scott Bores indicó que los primeros gigavatios apenas requieren algo más que almacenamiento en baterías, dado el parque actual de generación de gas y nuclear. Declinó dar cifras sobre el volumen, y el intento de Barclays por averiguar si el acuerdo rondaría unos cientos de megavatios o se acercaría a 1 GW quedó sin respuesta. Bores señaló además que los acuerdos son de "miles de millones de dólares" y de alta complejidad, y que la empresa está consolidando el apoyo comunitario antes de anunciarlos. Este comentario resulta significativo, ya que sugiere que la oposición local constituye un factor en los plazos. El acuerdo está prometido, pero su anuncio aún no tiene garantizado cumplirse en el calendario previsto.