Qué dijo la dirección de CenterPoint Energy, Inc. en la llamada del Q2 2026

Resultados del segundo trimestre y guía anual

CenterPoint Energy reportó un beneficio por acción ajustado (non-GAAP EPS) de 0,40 dólares en el segundo trimestre, por encima del dato GAAP de 0,37 dólares, que excluye gastos asociados a la desinversión de sus distribuidoras de gas. La dirección reiteró su guía para el conjunto de 2026: un BPA ajustado de entre 1,89 y 1,91 dólares, lo que al punto medio representaría un crecimiento del 8% sobre los resultados entregados en 2025. La compañía espera crecer el BPA ajustado a ritmo del 7%-9% anual hasta 2035. Los principales impulsores del trimestre fueron la recuperación regulatoria de inversiones y mejoras en eficiencia operativa, mientras que el clima más suave en Texas e Indiana restó ligeramente.

Expansión del plan de capital y demanda en Texas

Jason Wells anunció un aumento de 1.200 millones de dólares en el plan de inversión a diez años, elevándolo hasta 66.700 millones. De ese incremento, 800 millones se destinarán a mejoras de red para atender a los 14 gigavatios de proyectos elegibles en el proceso ERCOT Batch Zero, y otros 400 millones al proyecto de revitalización del centro de Houston. La compañía sometió más de 17 gigavatios de proyectos de grandes clientes al proceso Batch Zero; 10 GW tienen estudios aprobados y son elegibles como carga base, y 4 GW adicionales como carga en estudio. En conjunto, los 14 GW representarían un incremento superior al 65% sobre el pico actual del sistema de Houston Electric. La dirección señaló que prácticamente todos estos proyectos estarían energizados antes de finales de 2030, y que los grandes clientes generarían ahorros estimados en más de 5.000 millones de dólares para los consumidores residenciales y comerciales durante la próxima década. El plan ampliado no requiere emisión adicional de capital, según confirmó el CFO Christopher Foster.

Oportunidades en Indiana y perfil financiero

La compañía también reportó avances con grandes clientes en Indiana, donde uno de ellos representaría la mayor carga individual servida en esa región. Wells indicó que ya se trabaja en ingeniería, materiales de largo plazo de entrega y en la reserva de posición en la cola de MISO. La compañía espera anunciar detalles más concretos antes de finales de año, y estima que el primer cliente podría generar ahorros de aproximadamente 250 millones de dólares para consumidores residenciales en 15 años. En cuanto al balance, la ratio FFO/deuda según metodología de Moody's mejoró casi 100 puntos básicos frente al primer trimestre, hasta el 13,4%, y la perspectiva negativa de la agencia continúa siendo un factor a vigilar.

Preguntas de analistas: financiación, transmisión e Indiana

El turno de preguntas estuvo centrado en tres ejes. Primero, la capacidad de financiación: varios analistas preguntaron si los ingresos futuros por cargos de demanda —estimados en 6 millones de dólares al mes por gigavatio— y los flujos por las unidades de generación temporal ya están incorporados al plan. Foster confirmó que ninguno de esos tres potenciales catalizadores —cargos de demanda de grandes clientes, resolución de unidades temporales y recuperación del impuesto mínimo corporativo— está aún integrado en las previsiones, lo que los convierte en posibles vientos de cola. Segundo, la transmisión en Texas: los analistas cuestionaron el impacto del debate político en torno a la infraestructura de 765 kV y los plazos del estudio integral de transmisión que la compañía prometió para la segunda mitad de 2026. Wells descartó que el crecimiento vaya a desacelerarse y subrayó que ya se observa un aumento de solicitudes de conexión a nivel de distribución por debajo del umbral de 75 MW que requeriría pasar por Batch Zero. Tercero, en Indiana, los analistas indagaron sobre el perfil regulatorio y la conferencia técnica sobre asequibilidad prevista para el 7 de agosto; Wells no anticipó cambios en los plazos de los casos tarifarios.