Qué dijo la dirección de Constellation Energy Corporation en la llamada del Q2 2026

Un trimestre sólido y guía revisada al alza

Constellation Energy reportó para el segundo trimestre de 2026 un beneficio GAAP de 1,42 dólares por acción y un beneficio operativo ajustado de 2,55 dólares por acción, 0,64 dólares más que en el mismo período del año anterior. La compañía atribuyó la mejora principalmente a la aportación de Calpine tras su integración, a precios de capacidad más altos en PJM y a un desempeño comercial que generó mayores márgenes con clientes y optimización de cartera en momentos de volatilidad. Como contrapeso, el trimestre registró más días de parada nuclear planificada de lo habitual y un reconocimiento de ingresos del programa ZEC de Illinois inferior al del mismo período de 2025, diferencia que, según la dirección, no afecta al resultado anual. Con estos resultados, la compañía elevó su guía de beneficio operativo ajustado para todo 2026 a un rango de 11,50 a 12,50 dólares por acción, subiendo el punto medio en 0,50 dólares.

Contratos nucleares, Crane y recompras de acciones

Desde la llamada de resultados del primer trimestre, Constellation firmó aproximadamente 920 megavatios en acuerdos nucleares a largo plazo, con una duración media de 18,5 años y con clientes con grado de inversión. Entre ellos destaca el primer contrato de compra de energía nuclear de Walmart, calificado por el consejero delegado, Joe Dominguez, como el primero de su clase entre grandes minoristas. Con estos acuerdos, la compañía ha contratado ya en torno al 30 % de su producción base de energía limpia bajo contratos a largo plazo. En materia de crecimiento del activo, la NRC aprobó la enmienda de licencia para nuevo combustible en la central Crane —la antigua Three Mile Island—, despejando el camino hacia su reinicio previsto para la segunda mitad de 2027. Adicionalmente, Constellation firmó un acuerdo para vender el Brazos Valley Energy Center en Texas a LS Power por 860 millones de dólares (unos 1.420 dólares por kilovatio), lo que satisfará el último requisito del Departamento de Justicia vinculado a la adquisición de Calpine. En cuanto a la asignación de capital, la compañía destinó aproximadamente 2.200 millones de dólares a recompras de acciones en los cuatro meses transcurridos desde su presentación de perspectivas de marzo, con una autorización pendiente de 2.800 millones adicionales.

Perspectivas regulatorias y mercado de datos

La dirección subrayó la velocidad inédita con que FERC está presionando a PJM para clarificar las normas de conexión de grandes cargas a la red. La compañía espera que PJM publique una respuesta sobre co-localización en torno a noviembre de 2026 y que FERC emita una orden en el primer o segundo trimestre de 2027, muy por delante del calendario de 2029 que PJM manejaba anteriormente. Dominguez argumentó que la capacidad existente —tanto en generación como en redes— está infrautilizada más del 99 % de las horas del año, y que aprovecharla es la vía más rápida y económica para alimentar la expansión de los centros de datos, antes de que entre en operación nueva generación. También mencionó que Constellation está impulsando ante la EPA que los cortes de suministro ordenados por FERC se excluyan del límite anual de 50 horas para el uso de generadores de respaldo en centros de datos, lo que ampliaría las opciones disponibles para esos clientes.

Turno de preguntas: precios, Illinois y Texas

Los analistas intentaron sin éxito obtener detalles de precio sobre los nuevos contratos nucleares. La dirección reiteró que el rango orientativo de 20 a 50 dólares por megavatio-hora divulgado en marzo sigue vigente, pero se negó a precisar dónde dentro de ese rango se sitúan los acuerdos recientes, alegando que corresponde a los clientes decidir si hacen pública su estrategia de compra. Ante preguntas sobre Illinois, Dominguez fue explícito: la compañía no tiene negociaciones activas con el estado en este momento y esperará al proceso de planificación integrada de recursos que el estado tiene previsto realizar. Respecto a ERCOT, la dirección reconoció la debilidad actual de precios en Texas, pero la calificó de completamente prevista, dado que la instalación de baterías y otras fuentes precedió temporalmente a la conexión de los centros de datos aún en construcción. La venta de Brazos Valley fue presentada precisamente como evidencia de que el mercado privado valora los activos de gas en Texas incluso en un entorno de precios deprimido.