CNMC

Madrid, 05/11/2025.— La asociación GasINDUSTRIAL celebró su Foro Industrial del Gas 2025 bajo el lema “10 años juntos impulsando un gas competitivo para la industria”. La jornada reunió a industria y sector energético para debatir la coyuntura del mercado y los retos de la industria gasintensiva en plena transición energética.

Claves del mensaje

• Caída de demanda: pérdida estructural del 20% en los últimos años; en 2025 la demanda industrial de gas es −6% interanual (periodo equivalente).
• Gas natural, energía puente: condición para una transición competitiva mientras maduran los gases renovables (biometano e hidrógeno) a precios asumibles.
• Marco regulatorio: petición de peajes y cargos justos, contratos estables y costes energéticos competitivos.
• Estatuto del Consumidor Gasintensivo: reclamación de una figura con apoyos permanentes (marco fiscal, deducciones, ayudas e inversiones en eficiencia y descarbonización).

Intervención de Verónica Rivière

La presidenta de GasINDUSTRIAL, Verónica Rivière, destacó “diez años de trabajo, diálogo y defensa de la competitividad industrial” y subrayó que fortalecer la industria es la mejor garantía para la estabilidad del sistema gasista.

“La transición energética solo será una oportunidad si se construye sobre bases competitivas. Los gases renovables serán el futuro, pero ahora la transición debe hacerse con cabeza y números. Decisiones que se noten en el €/MWh: peajes y cargos justos, contratos estables y gases renovables realmente competitivos”.

Contexto europeo y competitividad

Rivière recordó el Informe Draghi (2024) y advirtió del riesgo de retraso en reformas que afectan a crecimiento, inversión y costes energéticos. Reclamó acelerar la trasposición del paquete del gas y el despliegue de biometano e hidrógeno bajo criterios de disponibilidad, eficiencia y coste.

Industria y sistema gasista, “de la mano”

GasINDUSTRIAL aboga por una retribución del sistema razonable y regulada, evitando sobrerretribuciones que se traduzcan en más peajes y menos competitividad. Pide a CNMC y al Ministerio un marco que no incremente costes a quienes sostienen la demanda.

Programa y participantes

Tras la apertura de la presidenta, intervino Cristina Lobillo (Comisión Europea), seguida de una mesa redonda con Rocío Prieto (CNMC), María Junco (Enagás GTS), Raúl Yunta (Mibgas) y Manuel García (MITECO).

Endesa registró en los nueve primeros meses del año un beneficio neto de 1.711 millones de euros (+22% interanual) y un EBITDA de 4.224 millones (+9%), lo que le permite reconfirmar el rango alto de sus objetivos para 2025: hasta 5.600 M€ de EBITDA y 2.000 M€ de resultado neto. El flujo libre de caja aumentó un 29%, hasta 3.437 M€.

Estrategia y operaciones corporativas

• Compra del 100% de Cetasa (eólica), donde ya poseía el 37,5%.
• Venta del 49,99% de un paquete de plantas solares en operación a Masdar.
• Acuerdo para adquirir la comercializadora del grupo MasOrange (pendiente de CNMC).
• Tercer tramo del programa de recompra (hasta 500 M€) en marcha hasta el 28 de febrero.

Demanda y precios eléctricos (ene–sep)

• Demanda peninsular ajustada: +1,8%; área de distribución de Endesa en Península: +2,5%.
• Precio medio del pool: 63 €/MWh (+21% interanual) + 17 €/MWh de servicios auxiliares por la operación reforzada tras el apagón del 28 de abril → 80 €/MWh de media.

Mensaje del consejero delegado

“La operación especial anti-apagones supone un sobrecoste relevante. En un sistema con renovables dominantes es clave actualizar la operación y reconsiderar el plan de cierre nuclear previsto, que se inicia en Almaraz, por su papel en la seguridad de suministro”.

Red de distribución: retribución 2026–2031

Endesa pide un marco retributivo acorde a los objetivos de electrificación. Señala que las solicitudes de conexión siguen creciendo y que el sector presenta una saturación de red del 83% (a inicios de septiembre); en Endesa, la capacidad disponible es prácticamente nula, lo que ha obligado a rechazar nuevas conexiones en 2025. Requiere acelerar inversión en redes y actualizar la tasa de retribución para eliminar asimetrías con la UE y otros sectores regulados.

Evolución financiera

• Mejora del EBITDA apoyada por generación y comercialización, estabilidad en distribución y eliminación de la tasa del 1,2% sobre ingresos desde comienzos de año.
• Margen eléctrico integrado: 53 €/MWh, en línea con guía.
• Generación libre de emisiones: 87% de la peninsular; cobertura del 81% de ventas a precio fijo.
• Ventas anticipadas de nuclear y renovables: 85% para 2026 y 59% para 2027.
• Negocio de gas: margen unitario 10 €/MWh, con buena aportación de ventas adelantadas y resiliencia en minorista.

Deuda y caja

Deuda neta: 10.300 M€ (+11% vs. dic-2024). El flujo libre de caja de 3.437 M€ cubre las necesidades de inversión (2.400 M€ brutos). La deuda recoge además el pago de dividendos (~1.500 M€) y la ejecución del segundo tramo de recompra (~450 M€). Apalancamiento (DN/EBITDA 12m): 1,8x, igual que a cierre de 2024.