Dominion Energy, Inc.
NYSE: D
$-0,07 (-0,10%)
Precio Histórico
+$12,30 (+21,12%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$66,35
$59,00 - $70,00
$67,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$3,59
$3,81
$18,89B
Indicadores en vivo
Indicadores que cambian con el precio actual (P/E, P/FCF, dividend yield, beta) y cifras del último período. Se actualizan en tiempo real. Los valores en verde indican métricas favorables.
EPS
3,39
P/E Ratio
20,81
P/FCF
2,20
Dividend Yield
3,78%
Profit Margin
16,93%
Beta
0,64
Ingresos
$17,45B
EBITDA
$8,24B
FCF
$-9,95B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de D
Tesis ejecutiva de la situación de la empresa
Fortalezas, debilidades y riesgos materiales
Valuación frente a sus pares y calidad de balance
Lectura del momentum de resultados, todo enmarcado en datos
Análisis fundamental detallado
Ratios estructurales de valuación, rentabilidad, solvencia y crecimiento, tomados del último balance reportado. Los valores en verde indican métricas favorables.
Valuación
P/B
1,93
EV/EBITDA
13,54
PEG
2,72
P/S
3,11
Rentabilidad
ROE
9,79%
ROIC
N/A
ROA
3,09%
Margen Bruto
47,26%
Margen Operativo
28,75%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
1,55
Current Ratio
0,78
Quick Ratio
0,32
Caja Total
$352,00M
Deuda Total
$52,21B
Crecimiento
Crec. Ingresos
23,10%
Crec. Ganancias
-10,20%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de Dominion Energy, Inc., el informe anual auditado que toda empresa que cotiza en Estados Unidos presenta ante la SEC (Securities and Exchange Commission, el regulador del mercado). Acá va lo que importa de ese documento: cómo gana plata la empresa, qué riesgos declara ella misma y cómo explicó el management el año.
Filing presentado el 23/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
Dominion Energy genera ingresos principalmente como utility eléctrica regulada en Virginia, Carolina del Norte y Carolina del Sur, cobrando tarifas aprobadas por comisiones estatales y FERC para generación, transmisión y distribución de electricidad a unos 4,1 millones de clientes. Complementa sus operaciones reguladas con generación contratada no regulada, principalmente la planta nuclear Millstone en Connecticut y una flota solar bajo contratos de largo plazo.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Dominion Energy Virginia: Operaciones reguladas de generación, transmisión y distribución eléctrica de Virginia Power, que sirve a aproximadamente 2,8 millones de clientes residenciales, comerciales, industriales y gubernamentales en Virginia y Carolina del Norte. Aproximadamente 80% de sus ingresos provienen de clientes jurisdiccionales de Virginia. Los data centers representaron el 28% de las ventas eléctricas de Virginia Power en 2025.
Virginia (~80% de los ingresos del segmento) y Carolina del Norte (noreste del estado)Dominion Energy South Carolina: Operaciones de generación, transmisión y distribución eléctrica de DESC para aproximadamente 0,8 millones de clientes eléctricos en el centro-sur de Carolina del Sur, más distribución de gas natural a aproximadamente 0,5 millones de clientes residenciales, comerciales e industriales en el mismo estado.
Carolina del Sur (porciones central, sur y suroeste)Contracted Energy: Incluye las operaciones de la planta nuclear Millstone en Connecticut (con actividades de energy marketing y gestión de riesgo de precios asociadas) y la flota de generación renovable no regulada de Dominion Energy, principalmente solar en cinco estados, cuyo output se vende bajo PPAs de largo plazo de 15 a 25 años. También incluye instalaciones de renewable natural gas, incluyendo la inversión en Align RNG.
Millstone en Connecticut (mercado ISO-NE); solar en Virginia y cuatro estados adicionalesVentajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Las operaciones eléctricas de distribución y generación de Virginia Power y DESC operan como monopolios regulados dentro de sus territorios de servicio: el filing afirma explícitamente que no existe competencia para el servicio de distribución eléctrica en los territorios de Virginia Power en Virginia y Carolina del Norte, ni en DESC en Carolina del Sur, y que dicha competencia no está permitida actualmente.
El marco regulatorio de Virginia (VCEA y Regulation Act) permite a Virginia Power recuperar costos de nuevos proyectos de generación, líneas de transmisión, cumplimiento ambiental y energías renovables a través de riders tarifarios independientes aprobados por la Virginia Commission, creando visibilidad de retorno sobre un plan de capex de aproximadamente $55 mil millones para 2026-2030.
Dominion Energy cuenta con aproximadamente 30,7 GW de capacidad de generación eléctrica, 10.800 millas de líneas de transmisión y 80.400 millas de líneas de distribución, posicionándola como uno de los principales desarrolladores y operadores de energía offshore wind y solar regulada del país, y el mayor productor de electricidad libre de carbono en Nueva Inglaterra.
A partir de enero de 2027, Virginia Power requerirá a los high load customers (principalmente data centers) contratos de 14 años, garantías colaterales por ese período y mínimos de demanda para conexión. Esto genera lock-in estructural con la base de clientes de más rápido crecimiento del segmento.
Virginia Power posee licencias de operación nuclear extendidas por 20 años para sus cuatro reactores en Surry y North Anna (hasta 2052-2060), representando capacidad de generación cero carbono de bajo costo operativo con alto costo de reemplazo. Los fondos de descomisionamiento acumulados de $4.864 millones superan los costos estimados de $3.536 millones.
Dominion Energy completó la desinversión de sustancialmente todas sus operaciones de distribución de gas (East Ohio, Questar Gas y PSNC) a Enbridge entre marzo y septiembre de 2024 por un total de $9,3 mil millones en efectivo más asunción de deuda, transformándose en una empresa casi exclusivamente de utility eléctrica regulada con ~95% de ganancias esperadas de ese segmento. El CVOW Commercial Project (2,6 GW, ~$11,5 mil millones) sufrió una suspensión temporal de obra por orden del BOEM en diciembre de 2025, resuelta provisoriamente mediante una medida cautelar federal en enero de 2026, evidenciando la exposición regulatoria y política del mayor proyecto de infraestructura de la empresa. Los data centers representaron el 28% de las ventas eléctricas de Virginia Power en 2025, con un crecimiento de demanda proyectado de 5,4% anual en la próxima década según PJM, lo que impulsa un plan de capex de aproximadamente $65 mil millones para 2026-2030. En materia de capital humano, la tasa OSHA Recordable de la empresa fue de 0,26 en 2025, frente a un promedio de industria BLS de 1,9 en 2024, y el 39,1% de su fuerza laboral es diversa según métricas EEO-1 federales.
Los riesgos que declara la propia empresa
Todo 10-K trae una sección de factores de riesgo, y la mayoría es boilerplate legal que aparece en cualquier filing. Estos son los que de verdad distinguen a Dominion Energy, Inc., ordenados por materialidad:
1. Proyecto offshore CVOW: sobrecostos, suspensión BOEM y mecanismo de recuperación limitado
El Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) Commercial Project es el eje de la estrategia de crecimiento de Dominion y concentra riesgos de escala extraordinaria. En diciembre de 2025 la BOEM emitió una orden de suspensión de trabajos que frenó la construcción hasta que en enero de 2026 un tribunal federal emitió una medida cautelar. El mecanismo de recuperación de costos aprobado por la Virginia Commission tiene topes duros: entre USD 10,3 mil millones y USD 11,3 mil millones Virginia Power recupera 50% del incremental, entre USD 11,3 mil millones y USD 13,7 mil millones no hay recuperación alguna, y por encima de USD 13,7 mil millones la recuperación es incierta.
Si se materializa: Si los costos totales superan los topes o si se producen nuevas suspensiones, Virginia Power absorbería pérdidas directas no recuperables, lo que impactaría resultados, flujo de caja y calificación crediticia. También existe riesgo de cancelación con pagos de penalidad bajo contratos vigentes.
2. Revisión bienal de tarifas en Virginia y riesgo de reembolso obligatorio a clientes
Virginia Power está sujeta a revisiones bienales del ROE por parte de la Virginia Commission. Si la empresa gana por encima del ROE autorizado, está obligada a reembolsar a clientes y reducir tarifas. Este proceso involucra el período de prueba histórico y ajustes prospectivos que pueden generar pasivos regulatorios en cualquier trimestre en que el reembolso se considere probable. Es un mecanismo sin equivalente directo en otros estados del territorio de Dominion.
Si se materializa: El reconocimiento de un pasivo regulatorio por reembolso reduce directamente las ganancias del período. Además, reducciones de tarifas prospectivas comprimen el margen de recuperación de costos de capital del ambicioso plan de inversión de la empresa.
3. Obligaciones de coal ash (CCR) en hasta 19 locaciones con regulación federal creciente
Dominion opera impoundments y rellenos de ceniza de carbón en 11 instalaciones, de las cuales 8 corresponden a Virginia Power. La regla final de la EPA de mayo de 2024 amplió el alcance regulatorio a unidades inactivas o cerradas con cenizas post-2015, lo que puede involucrar hasta 19 locaciones de Dominion, incluyendo 12 de Virginia Power. El riesgo combina capex de remediación no recuperado, litigios y penalidades civiles y criminales en caso de derrame.
Si se materializa: Un derrame de ceniza con impacto ambiental significativo podría generar costos de remediación cuantiosos, penalidades, litigios, mayor regulación y daño reputacional que afecten la condición financiera de la empresa.
4. Concentración de demanda en data centers de Loudoun County y riesgo de no poder abastecer la infraestructura necesaria a tiempo
Virginia Power identifica los data centers en el Condado de Loudoun, Virginia como fuente de crecimiento significativo de demanda proyectado por al menos una década. Este crecimiento requiere la construcción simultánea de múltiples proyectos de generación y transmisión, incluyendo potencialmente nuevas plantas de gas natural que enfrentan resistencia de grupos de advocacy. La concentración geográfica de la demanda en una sola área también expone a la empresa a riesgos específicos de esa locación.
Si se materializa: Retrasos en obtener aprobaciones regulatorias o en completar la infraestructura necesaria para abastecer los data centers puede resultar en pérdida de clientes estratégicos, incumplimiento de compromisos contractuales o incapacidad de capturar la oportunidad de crecimiento de ingresos que sustenta el plan estratégico.
5. Requisitos de la VCEA con plazos fijos de capacidad renovable y riesgo de incumplimiento
La Virginia Clean Economy Act (VCEA) impone objetivos mandatorios con fechas y megavatios específicos: 3,0 GW de solar utility-scale para fines de 2024, 16,1 GW de solar/onshore wind para fines de 2035, 5,2 GW de offshore wind antes de 2035, y generación 100% cero carbono para fines de 2045. El cumplimiento requiere aprobación de la Virginia Commission para recuperar costos, y el permitting de proyectos solares y eólicos enfrenta oposición de grupos comunitarios. El retiro de Virginia de RGGI en diciembre de 2023 agrega incertidumbre sobre los mecanismos de cumplimiento de carbono.
Si se materializa: Si la Virginia Commission niega o altera la recuperación de costos para proyectos VCEA, o si demoras en permisos impiden cumplir los plazos mandatorios, la empresa podría enfrentar penalidades regulatorias, impairments de activos y tensión financiera por inversiones no recuperables.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Proveedores: El CVOW Commercial Project depende de proveedores y contratistas únicos por el equipamiento especializado requerido; contratos clave denominados en euros y coronas danesas por aprox. EUR 3,2 mil millones con un único socio de cobertura cambiaria.
Geografía: La demanda de data centers está concentrada principalmente en Loudoun County, Virginia, lo que el propio filing identifica como un riesgo de concentración geográfica de la carga.
Regulación: Virginia Power depende críticamente de la Virginia Commission para aprobación de tarifas, recuperación de costos CVOW y cumplimiento VCEA; y de FERC para tarifas de transmisión wholesale y autoridad de venta a tasas de mercado.
Dos disclosures son inusualmente concretos para un 10-K estándar: la descripción detallada del mecanismo de cost-sharing del CVOW con umbrales numéricos exactos (USD 10,3B, USD 11,3B, USD 13,7B) y la mención explícita de la orden de suspensión de la BOEM de diciembre de 2025 y la medida cautelar obtenida en enero de 2026, lo que revela un evento material ocurrido entre el cierre fiscal y la fecha de presentación. También llama la atención el reconocimiento explícito de la concentración de data centers en Loudoun County como un riesgo de concentración geográfica de demanda, lenguaje que pocas utilities incluyen con esa especificidad. El tono general de la sección de construcción es notablemente más detallado y cauteloso que el resto del documento, lo que sugiere que el CVOW es el riesgo que más preocupa internamente a la gerencia.
El año según el management
El MD&A (Management's Discussion and Analysis) es la parte del 10-K donde la dirección explica los resultados con sus propias palabras. La lectura del año fiscal:
Dominion Energy reportó un aumento del 47% en net income para FY2025, impulsado por mayores retornos de riders en Virginia Power, recuperación de pension plans y crecimiento de clientes, aunque parcialmente compensado por los cargos del proyecto offshore CVOW y la dilución del interés vendido a Stonepeak.
Qué empujó los resultados
- Mayores impactos de mercado sobre pension y otros planes de beneficios post-jubilación (market-related impacts), que impulsaron Other income en $489M (+$489M en Other income; contribución after-tax de $97M en Corporate and Other desde este ítem en 2025 vs. pérdida de $278M en 2024)
- Mayor rider equity return reflejando inversiones de capital en Virginia Power, principalmente en Dominion Energy Virginia (+$507M after-tax en Dominion Energy Virginia; ingreso por riders a nivel consolidado creció $764M en operating revenue). Segmento: Dominion Energy Virginia
- Aumento de non-fuel base rates por el settlement del 2024 electric base rate case en South Carolina y mayor customer usage y crecimiento de clientes en Virginia (+$150M en operating revenue por base rates en South Carolina; +$183M por usage y +$70M por customer growth en electric utility). Segmento: Dominion Energy South Carolina / Dominion Energy Virginia
Qué jugó en contra
- Cargos por costos no recuperables del CVOW Commercial Project (Coastal Virginia Offshore Wind), incluyendo impacto de tarifas arancelarias y suspensión temporal de obras (Cargos netos de $258M ($192M after-tax) en 2025 sobre 100% del proyecto; Virginia Power registró impairment charges de $516M total; Stonepeak absorbió $154M de esos cargos). Segmento: Dominion Energy Virginia (Virginia Power)
- Impacto negativo por la venta del 50% del interés no controlante del CVOW Commercial Project a Stonepeak (cerrada en octubre 2024), que redujo los ingresos netos atribuibles a Dominion Energy (-$275M after-tax en Dominion Energy Virginia en 2025 vs. 2024 por la venta del noncontrolling interest). Segmento: Dominion Energy Virginia
- Aumento del interest expense por emisiones netas de deuda de largo plazo y mayor principal promedio en commercial paper (+$129M en interest and related charges consolidado; +$102M en Virginia Power)
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Recompras de acciones: El board autorizó recompras de hasta $1.0B en noviembre 2020; al 31 de diciembre de 2025, quedaban $920M de capacidad disponible. Dominion no planea recomprar acciones en 2026, salvo las entregadas por empleados para cubrir retenciones impositivas.
Dividendos: La tasa anual de dividendos para 2026 fue fijada en $2.67 por acción, consistente con la tasa de 2025. En enero de 2026 se declararon dividendos de 66.75 cents por acción, pagaderos en marzo 2026.
Capex (inversión en activos): En febrero de 2026, Dominion anunció un plan de capex actualizado de $64.7B para 2026-2030 (incluyendo el 50% del CVOW de Stonepeak), con $11.5B en 2026. Dominion Energy Virginia lidera con $55.8B del total en el período, incluyendo $2.0B para el CVOW Commercial Project.
M&A (compras y ventas de negocios): No hubo M&A en 2025. Las ventas de East Ohio, Questar Gas y PSNC se cerraron en 2024, y el MD&A refiere a la ausencia de sus ingresos en 2025. Dominion vendió el 50% del CVOW a Stonepeak en octubre 2024.
Deuda: En 2025, Dominion emitió $8,675M en long-term debt (senior notes, first mortgage bonds y junior subordinated notes a tasas de 4.600% a 6.200%). Se repagaron $1,663M de deuda con vencimiento programado en 2025. El ratio actual de deuda sobre capital total es 53.5%, contra un máximo permitido de 67.5%. Para 2026, se anticipan emisiones de entre $6.0B y $9.5B en long-term debt.
Caja al cierre: Cash, restricted cash and equivalents al 31 de diciembre de 2025: $343M. Capacidad disponible en facilidades de crédito: $5,964M (joint revolving $4,964M + 364-day revolving $1,000M).
El evento más significativo del MD&A es la complejidad creciente del CVOW Commercial Project: en 2025 Dominion registró $258M netos en cargos no recuperables (sobre la porción de Virginia Power), acumulando así más de $360M en cargos sobre ese proyecto entre 2024 y 2025, con el costo total estimado subiendo a $11.5B y exposición adicional por $0.6B en aranceles sobre equipos; además, una orden de suspensión de obras del BOEM en diciembre de 2025 (revertida por medida cautelar en enero de 2026) y un fallo de la Corte Suprema del 20 de febrero de 2026 sobre tarifas cuyo impacto financiero Dominion declara no poder estimar. Adicionalmente, el flujo de inversión se disparó a -$12,969M en 2025 vs. -$3,183M en 2024, en gran parte por la ausencia de los proceeds de las desinversiones del año previo, lo que hace que el verdadero capex orgánico sea el motor del deterioro del free cash flow. La emisión de $8,675M en long-term debt en 2025 y el anuncio de entre $6.0B y $9.5B adicionales para 2026 subrayan el elevado perfil de apalancamiento que la compañía deberá sostener para financiar su plan de infraestructura.
Resumen generado por Warren AI a partir del texto del 10-K presentado ante la SEC. Un resumen nunca reemplaza al documento: si una cifra pesa en tu decisión, verificala en el filing original. Esto es material educativo y no constituye una recomendación de inversión.
Dividendos
Pagos por acción registrados. 80 pagos desde 31/05/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 27/02/2026 | N/A | $0,668 |
| 05/12/2025 | N/A | $0,668 |
| 05/09/2025 | N/A | $0,668 |
| 29/05/2025 | N/A | $0,668 |
| 28/02/2025 | N/A | $0,668 |
| 29/11/2024 | N/A | $0,668 |
| 30/08/2024 | N/A | $0,668 |
| 31/05/2024 | N/A | $0,668 |