El mercado cuestiona el apalancamiento de Enel. La deuda neta escaló hasta 61.011 millones de euros en el primer semestre de 2026, casi 4.000 millones más que al cierre de 2025, frente al 12,2% que gana Iberdrola en bolsa en el año.
La cifra no responde a un accidente de calendario. Entre enero y junio, el grupo italiano destinó 1.500 millones de euros a la recompra de acciones y 2.900 millones al pago del dividendo, mientras las inversiones netas alcanzaban los 5.000 millones. Tres salidas de caja simultáneas —redes, retribución al accionista y servicio de la deuda— que explican el salto del pasivo. El Periódico de la Energía sitúa ese cóctel en el centro de la desconfianza del mercado.
Del programa de recompra de 6.500 millones de euros ya se ha ejecutado un 54%. La eléctrica se financia con deuda nueva para recomprar títulos propios en un momento en el que el coste marginal de esa deuda sube mes a mes, y ese es el punto que el inversor institucional no termina de digerir.
Una deuda de 61.011 millones que tensiona el ratio
El ratio de apalancamiento financiero —deuda financiera neta sobre EBITDA— se situó en 2,6x al cierre del primer semestre, frente a las 2,5x de diciembre de 2025. En su presentación estratégica de febrero, la compañía fijó el objetivo de elevar ese ratio hasta aproximadamente 3,0x durante el periodo del plan 2026-2028. Con la ejecución ya avanzada, el indicador sigue lejos de la meta.
Las proyecciones del consenso apuntan a una deuda neta de 63.000 millones de euros al cierre de 2026 y de 69.000 millones en 2027. La explicación técnica es doble: buena parte del plan inversor se concentra en el segundo semestre y todavía queda recorrido en el programa de recompra. Nada de esto debería pillar por sorpresa al inversor, porque el plan de recompras se diseñó en su día precisamente para apalancar el balance después de tres años de desinversiones intensas de activos.
El apalancamiento no es un error de cálculo: es una decisión de asignación de capital que ahora se juzga con el coste de la deuda al alza.
El contraste con Iberdrola, Endesa y las integradas europeas
Casi el 70% de las inversiones del semestre se destinó a redes reguladas y un 18% a renovables. En conjunto, el 87% del capital fue a parar a actividades reguladas o con ingresos predecibles, una política idéntica a la de Iberdrola, Endesa, EDP o SSE. El modelo integrado que combina redes, generación y comercialización sigue funcionando entre los inversores, sobre todo por la menor volatilidad de los resultados.
El negocio de redes creció un 10% interanual en EBITDA ajustado y ya aporta el 41% del EBITDA del grupo. El lastre llega por el trading energético, que no repetirá el ejercicio excepcional de 2025: la caída será de 1.000 millones de euros, hasta dejar esa línea en 500 millones. El consenso espera que el resto de actividades compense con holgura, con una mejora de casi 800 millones en el EBITDA consolidado.
| Magnitud | Dato actual | Referencia | Variación |
|---|---|---|---|
| Deuda neta | 61.011 millones (1S 2026) | Cierre de 2025 | +casi 4.000 millones |
| Ratio deuda neta/EBITDA | 2,6x (1S 2026) | 2,5x (cierre de 2025) | +0,1x |
| Deuda neta prevista | 63.000 millones (cierre 2026, consenso) | 69.000 millones (2027, consenso) | +6.000 millones |
La gran diferencia con el resto del sector no está en el destino del dinero, sino en su origen. Enel recompra títulos con un 54% del plan ejecutado mientras buena parte de las utilities europeas ha optado por ampliaciones de capital para financiar el crecimiento. Esa elección explica el castigo relativo en bolsa: la acción cede un 2,8% en el año, frente a la revalorización del 12,2% de Iberdrola y al buen comportamiento de EDP y SSE.
El precedente del petróleo y el coste creciente de la deuda
La rentabilidad del bono italiano a diez años ha subido 115 puntos básicos desde el cierre de 2025, hasta el 4,66%. El encarecimiento del capital golpea con más fuerza a las utilities más endeudadas, y el movimiento se agudizó desde finales de julio, cuando arrancó la segunda gran corrección del precio de los bonos europeos.
El sector petrolero ofrece la referencia más útil. BP suspendió sus recompras en febrero de 2026 y priorizó el desapalancamiento; TotalEnergies desaceleró su plan; Equinor ha condicionado el ritmo de sus futuras recompras a su nivel de apalancamiento, y Shell llegó a suspender temporalmente la ejecución. Cuatro grandes compañías que han leído el mismo mercado que ahora mira a Enel.
En Brasil, el regulador eléctrico Aneel retrasó a su reunión del 6 de octubre la decisión sobre la rescisión de la concesión de Enel. La acción ignoró el giro regulatorio y cayó un 1% al inicio de la sesión, en línea con el conjunto del sector. El frente brasileño sigue siendo relevante por peso en el perímetro, pero no altera el diagnóstico del balance.
La lectura técnica es incómoda. La política de apalancamiento resultaba razonable en 2025, cuando Enel devolvía caja al accionista en lugar de lanzarse a grandes adquisiciones, el pecado habitual del sector hace quince años. Hoy el mismo diseño se juzga con un coste de financiación creciente y con el bono italiano instalado por encima del 4,6%. El mercado no pide renunciar a la retribución, sino acompasar recompras y desapalancamiento, como ya han hecho BP, TotalEnergies y Equinor.
📊 Las Claves para el Inversor
- Qué vigilar: La publicación de resultados del tercer trimestre y el grado de avance del programa de recompra, que condicionará la deuda de cierre de 2026 frente a los 63.000 millones que estima el consenso.
- Reacción del valor: La acción acumula una caída del 2,8% en el año frente al 12,2% de Iberdrola; el mercado descuenta ya parte del mayor coste de la deuda y vigila el ratio 3,0x del plan.
- Precedente sectorial: BP, TotalEnergies, Equinor y Shell recortaron o condicionaron sus recompras para priorizar el desapalancamiento, la referencia que el mercado maneja para Enel.
