Qué dijo la dirección de Brookfield Renewable Partners L.P. en la llamada del Q4 2025

Un año de récords: crecimiento del 10% en FFO y despliegue histórico de capital

Brookfield Renewable Partners cerró 2025 con un FFO de 1.334 millones de dólares, equivalente a 2,01 dólares por unidad, un avance del 10% frente al año anterior y en línea con el objetivo de crecimiento a largo plazo de la compañía. En el cuarto trimestre, el FFO ascendió a 346 millones de dólares (51 centavos por unidad), un 14% más que en el mismo periodo de 2024. La dirección atribuyó estos resultados a la solidez de los flujos contratados e indexados a la inflación, al crecimiento orgánico mediante desarrollo, a adquisiciones acretivas —destacando la privatización de Nayeon y la adquisición de Geronimo Power en Estados Unidos— y al reciclaje de capital. Durante el año, la empresa puso en marcha más de ocho gigavatios de nueva capacidad, un récord histórico, y firmó contratos sobre más de nueve gigavatios de generación. El reciclaje de activos generó ingresos de 4.500 millones de dólares brutos (1.300 millones netos para BEP), por encima del extremo superior de los objetivos de retorno fijados. La liquidez disponible al cierre del ejercicio era de 4.600 millones de dólares, y la compañía anunció un incremento de la distribución anual superior al 5%, hasta 1,468 dólares por unidad, completando quince años consecutivos de crecimiento mínimo del 5%.

Lo que viene: de la transición energética a la adición de energía

El consejero delegado Connor Teskey describió un cambio de paradigma: el sector ha pasado de sustituir generación intensiva en carbono en un entorno de demanda eléctrica plana a añadir capacidad neta nueva a una escala no vista en décadas, impulsada por la electrificación, la reactivación industrial y, sobre todo, la inteligencia artificial. La compañía espera alcanzar una cadencia de entrega de aproximadamente diez gigavatios anuales de nueva capacidad solar y eólica terrestre hacia 2027. En almacenamiento en baterías, la dirección prevé cuadruplicar su capacidad hasta superar los diez gigavatios en los próximos tres años, apoyándose en la plataforma de Nayeon. En nuclear, Westinghouse tiene un acuerdo con el Gobierno de Estados Unidos para el despliegue de nuevos reactores, con ingresos derivados del combustible y el mantenimiento durante más de ochenta años. En hidroeléctrica, la compañía firmó tres contratos de compra de energía a veinte años con grandes consumidores corporativos —los primeros de esta naturaleza para el negocio— y un acuerdo marco con Google para suministrar hasta tres gigavatios de generación hidráulica en Estados Unidos. La empresa también lanzó un programa de reciclaje de activos recién construidos mediante marcos de venta recurrentes con compradores institucionales, que la dirección calificó como un diferenciador significativo para los próximos años.

Turno de preguntas: liquidez, permisos, baterías y adquisiciones

Los analistas interrogaron a la dirección sobre varios frentes. En materia de liquidez, Patrick Taylor confirmó que la compañía mantiene como referencia informal un nivel mínimo de unos 4.000 millones de dólares, que considera adecuado dado el ritmo de reciclaje de capital previsto, aunque reconoció que ese umbral podría revisarse al alza si la cartera orgánica siguiera creciendo. Sobre permisos en Estados Unidos, Teskey diferenció: los proyectos solares no registran retrasos y la demanda corporativa los impulsa; los eólicos terrestres están avanzando más lentamente debido a algunas trabas federales, aunque siguen ejecutándose. En baterías, la dirección indicó que el modelo de ingresos evoluciona hacia contratos de capacidad a largo plazo —en el caso del proyecto de más de un gigavatio en desarrollo con un fondo soberano, sería al 100% contratado—, alejándose del arbitraje en el mercado al contado que predominaba hace dos o tres años. Respecto al entorno de fusiones y adquisiciones, Teskey señaló tres focos de oportunidad: empresas cotizadas con valoraciones comprimidas, desinversiones de activos por parte de utilities con restricciones de capital, y desarrolladores de menor escala con carteras de proyectos atractivas pero sin capacidad de ejecución. Sobre el viento marino, la dirección reconoció una postura más constructiva en Europa, aunque sin compromisos concretos. Una pregunta sobre el impacto de las recientes medidas de la administración Trump en el mercado de PJM no obtuvo una respuesta específica sobre contratos o precios: Teskey la reencuadró como una señal más de la tensión entre oferta y demanda, favorable para el negocio de desarrollo de nueva capacidad.