El BPA de Pinnacle West en el T3 de 2026 sube al tiempo que las ventas minoristas de APS crecen un 9,5%

Pinnacle West Capital Corp. (NYSE: PNW) reportó en el tercer trimestre de 2026 un beneficio por acción diluida atribuible a los accionistas ordinarios de 3,49 dólares, frente a los 3,39 dólares del mismo periodo del año anterior, impulsado por el crecimiento de clientes y el aumento de la demanda de electricidad —especialmente de usuarios comerciales e industriales—, lo que elevó los ingresos y las ventas minoristas. La empresa fijó su previsión de BPA para 2026 entre 5,05 y 5,25 dólares y ahora prevé un crecimiento de las ventas minoristas de electricidad ajustado por el clima del 8% al 10% para el año.

Los ingresos operativos del tercer trimestre aumentaron a 1.970 millones de dólares desde los 1.820 millones de dólares del mismo periodo del año anterior. Los ingresos minoristas aumentaron en 167 millones de dólares hasta alcanzar los 1.900 millones de dólares, lo que incluye incrementos de 98 millones de dólares procedentes de clientes empresariales y 69 millones de dólares de clientes residenciales. Esas ganancias se vieron parcialmente contrarrestadas por menores ingresos mayoristas y de transmisión.

Los ingresos operativos menos los gastos de combustible y energía comprada aportaron 0,30 dólares por acción al incremento interanual de las ganancias. Las ventas y el consumo sumaron 0,35 dólares por acción, mientras que las condiciones meteorológicas aportaron 0,09 dólares. Los menores márgenes en energía renovable y gestión de la demanda redujeron la comparativa en 0,12 dólares por acción, y la transmisión la redujo en 0,04 dólares. Una mayor depreciación, intereses, impuestos y número de acciones también contrarrestaron parte del beneficio del aumento de las ventas.

La demanda comercial impulsa el crecimiento de las ventas

APS, la empresa de servicios públicos regulada de Pinnacle West, vendió 12.694 GWh a clientes minoristas durante el trimestre, por encima de los 11.467 GWh del año anterior. Las ventas a clientes empresariales aumentaron a 6.583 GWh desde 5.739 GWh, mientras que las ventas residenciales subieron a 6.111 GWh desde 5.728 GWh.

En términos ajustados por el clima, las ventas minoristas crecieron un 9,5% en el trimestre. Las ventas a empresas ajustadas por el clima aumentaron en 826 GWh, en comparación con un incremento de 253 GWh en la demanda residencial. El crecimiento interanual acumulado en las ventas comerciales e industriales fue del 13,9%, según la presentación, a medida que los grandes clientes continuaron intensificando sus operaciones.

El número medio de clientes minoristas aumentó un 1,8% hasta aproximadamente 1,46 millones. El trimestre también se benefició de temperaturas más cálidas: los días-grado de refrigeración fueron 1.444, en comparación con los 1.397 del año anterior y un promedio de 10 años de 1.333. Las condiciones meteorológicas aportaron un estimado de 28 millones de dólares al margen bruto antes de impuestos en el trimestre y 73 millones de dólares durante los primeros nueve meses de 2026.

Pinnacle West prevé para 2026 un crecimiento de las ventas minoristas ajustado por el clima del 8% al 10%, lo que incluye una contribución del 5% al 7% proveniente de nuevas instalaciones de fabricación a gran escala y varios grandes centros de datos. El crecimiento de clientes minoristas se proyecta entre el 1,5% y el 2,5%. La empresa asume condiciones meteorológicas normales para el resto del año.

Las perspectivas de ganancias equilibran el crecimiento de la carga y el aumento de costes

Para 2026, Pinnacle West prevé un margen bruto ajustado —excluyendo los programas de energía renovable y de gestión de la demanda— de 3.450 millones a 3.510 millones de dólares. Los gastos ajustados de operaciones y mantenimiento se proyectan entre 1.090 millones y 1.110 millones de dólares, mientras que se espera que la depreciación, amortización e impuestos distintos del impuesto sobre la renta sumen un total de 1.210 millones a 1.230 millones de dólares.

La dirección identificó el crecimiento de las ventas, la incorporación de clientes, los ingresos por transmisión y las condiciones meteorológicas de 2026 como impulsores positivos interanuales de las ganancias. Se espera que una mayor depreciación, amortización e impuestos sobre la propiedad asociados a instalaciones adicionales en servicio, junto con los costes de financiación y de operación y mantenimiento (O&M), pesen sobre los resultados.

La empresa mantiene su objetivo a largo plazo de un crecimiento del BPA del 5% al 7% desde el punto medio original de sus previsiones para 2024. Asimismo, prevé que las ventas minoristas ajustadas por el clima crezcan entre un 8% y un 10% anual hasta 2030, incluida una aportación del 7% al 9% de grandes clientes comerciales e industriales.

APS cuenta con 5,8 GW de crecimiento de carga comprometido, de los cuales alrededor de 4,9 GW aún no están recibiendo servicio. Más del 90% de esa carga comprometida se encuentra en diversas fases de construcción o planificación, y los proyectos abarcan fabricación, centros de datos, demanda residencial y otros clientes industriales. El plan integrado de recursos de 2026 de la empresa de servicios públicos proyecta que las necesidades anuales de electricidad minorista aumentarán en aproximadamente 42.000 GWh para 2041, lo que duplica con creces la demanda actual.

Gastos de capital y financiación

APS planea 10.350 millones de dólares en inversiones de capital entre 2025 y 2028 para respaldar la generación, transmisión, distribución y otras infraestructuras. La estimación excluye hasta aproximadamente 440 millones de dólares para la conversión de la retirada central eléctrica de Cholla a 380 MW de generación con gas natural y el gasto incremental relacionado con un acuerdo firmado recientemente al que se hace referencia en la presentación.

Las adiciones de capacidad proyectadas incluyen unos 720 MW de generación a gas en Saguaro en 2030 y aproximadamente 1.280 MW en Desert Sun en 2032. APS también prevé invertir cerca de 500 millones de dólares adicionales en el programa de capital de Palo Verde durante la próxima década, además de una inversión de aproximadamente 200 millones de dólares para adquirir casi 100 MW de capacidad nuclear previamente sujeta a un contrato de venta con arrendamiento posterior (sale-leaseback).

El plan de financiación de la compañía para 2026-2028 incluye aproximadamente 8.000 millones de dólares de efectivo proveniente de operaciones tras el pago de dividendos a los accionistas, de 2.600 millones a 2.900 millones de dólares en emisión neta de deuda de APS, de 300 millones a 350 millones de dólares de deuda neta de Pinnacle West y de 1.000 millones a 1.200 millones de dólares en capital social de Pinnacle West. A fecha de octubre de 2026, aproximadamente 920 millones de dólares de las necesidades adicionales de capital ya se habían fijado a través de operaciones a plazo. La dirección señaló que sus objetivos incluyen mantener las calificaciones de grado de inversión, conservar la estructura de capital de APS por encima del 50% de recursos propios y preservar una ratio a largo plazo de fondos de operaciones a deuda de Pinnacle West entre el 14% y el 16%.

Riesgos regulatorios y de ejecución

El proceso tarifario pendiente de APS en Arizona sigue siendo una importante fuente de incertidumbre. La empresa de servicios públicos solicita un aumento neto de ingresos de 609 millones de dólares, lo que representa un impacto inicial estimado del 14,69% para los clientes, y ha propuesto una rentabilidad sobre el capital desembolsado (ROE) permitida del 10,70%. El testimonio del personal de la Comisión de Corporaciones de Arizona apoyó un rango de ROE más bajo, del 9,55% al 9,80%. Se estimaba una decisión final para diciembre de 2026, aunque la presentación indicaba que las fechas regulatorias siguen siendo provisionales y están sujetas a cambios.

Las perspectivas de Pinnacle West también dependen de la recuperación oportuna de los costes, el acceso a capital de deuda y renta variable, y la capacidad de la empresa para añadir infraestructura de generación y transmisión a medida que se desarrollan grandes cargas de consumo. Otros riesgos señalados incluyen los costes de combustible y energía comprada, la exposición al calor extremo e incendios forestales, las operaciones nucleares, los requisitos medioambientales y regulatorios, las amenazas a la ciberseguridad, las restricciones en las cadenas de suministro y la posibilidad de que la demanda proyectada de centros de datos o del sector manufacturero no se materialice según lo previsto.