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

Un trimestre sólido impulsado por la demanda eléctrica

Duke Energy registró en el segundo trimestre de 2026 un beneficio ajustado por acción de 1,43 dólares, frente a los 1,25 dólares del mismo período del año anterior. La dirección atribuyó el avance principalmente al crecimiento de clientes en sus territorios de servicio y a la inversión continua en infraestructura eléctrica. El segmento de Gas Utilities se mantuvo prácticamente plano, en línea con las expectativas estacionales. La compañía reafirmó su horquilla de orientación para el año completo de 6,55 a 6,80 dólares por acción y su objetivo de crecimiento anual del beneficio por acción del 5% al 7% hasta 2030, expresando confianza en terminar en la mitad superior de ese rango a partir de 2028, cuando se espera que los grandes clientes industriales comiencen a consumir energía en volumen.

El clima también contribuyó: un primer trimestre más frío de lo habitual fue seguido de un segundo trimestre caluroso. La dirección advirtió que parte del beneficio meteorológico acumulado podría reinvertirse en mantenimiento de generación en la segunda mitad del año, algo que calificó como práctica habitual de gestión de costes operativos.

Lo que viene: expansión de capacidad y grandes cargas industriales

Duke Energy despliega actualmente más de mil millones de dólares al mes en inversión de capital, en lo que la compañía describe como el mayor plan de capital regulado del sector. La empresa espera añadir 15 gigavatios de capacidad antes de 2031, incluyendo nuevas turbinas de gas suministradas por GE Vernova —el número total bajo el acuerdo marco se amplió a 26 unidades—. Aproximadamente 5 gigavatios de gas están en construcción y otros 2,5 gigavatios en desarrollo. La primera turbina fue entregada en julio al emplazamiento de Person County en Carolina del Norte.

En cuanto a los grandes clientes, la compañía ha firmado acuerdos de servicio eléctrico por 7,8 gigavatios con centros de datos y espera convertir el resto de su cartera de 15,4 gigavatios en contratos antes del primer semestre de 2027. La dirección señaló que la firma de contratos adicionales en Indiana y Florida podría suponer entre 5.000 y 10.000 millones de dólares de inversión de capital adicional dentro del plan quinquenal vigente. En cuanto al nuclear, Duke no fijó ningún calendario para una decisión sobre nueva construcción y condicionó cualquier avance a la obtención de protecciones financieras suficientes para clientes e inversores.

Turno de preguntas: crecimiento del BPA, Indiana y nuclear

Los analistas presionaron sobre si la compañía actualizaría su objetivo de crecimiento del beneficio por acción antes del cuarto trimestre. Harry Sideris respondió que la revisión formal se produce en ese período y que cualquier cambio material se comunicaría antes si fuera necesario, pero no anticipó ningún movimiento inminente. Sobre Indiana, varios analistas preguntaron por el entorno regulatorio, marcado por preocupaciones sobre asequibilidad de las tarifas. La dirección reconoció la preocupación compartida con el regulador y el gobernador del estado, pero no concretó el impacto en su próxima solicitud de tarifa plurianual. También se preguntó por la posible venta de la central de carbón Cayuga: Sideris indicó que el estudio sobre viabilidad de venta llegó el mes pasado y está siendo evaluado, sin que haya una decisión tomada. Sobre el nuclear de nueva generación, la compañía mantiene abiertas las opciones entre el reactor AP1000 —al que otorgó cierta preferencia por el volumen de generación que puede aportar— y los reactores modulares pequeños, pero insistió en que no adoptará ninguna decisión hasta que los riesgos financieros estén cubiertos.