Eversource Energy (D/B/A)
NYSE: ES
$-0,63 (-0,84%)
Precio Histórico
+$8,77 (+13,29%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$72,17
$54,00 - $87,00
$73,50
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$4,68
$4,99
$14,42B
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
4,67
P/E Ratio
15,99
P/FCF
1,70
Dividend Yield
4,18%
Profit Margin
12,55%
Beta
0,71
Ingresos
$13,93B
EBITDA
$4,90B
FCF
$587,29M
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de ES
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
1,54
EV/EBITDA
11,42
PEG
2,46
P/S
1,80
Rentabilidad
ROE
N/A
ROIC
N/A
ROA
N/A
Margen Bruto
53,49%
Margen Operativo
23,89%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
1,85
Current Ratio
N/A
Quick Ratio
N/A
Caja Total
$135,35M
Deuda Total
$30,24B
Crecimiento
Crec. Ingresos
9,40%
Crec. Ganancias
7,40%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de Eversource Energy (D/B/A), 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 17/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
Eversource Energy gana plata distribuyendo electricidad, gas natural y agua a clientes residenciales, comerciales e industriales en Connecticut, Massachusetts y New Hampshire a través de subsidiarias reguladas, cobrando tarifas aprobadas por reguladores estaduales y federales que incluyen un retorno sobre las inversiones en infraestructura de distribución y transmisión.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Electric Distribution: Distribución de electricidad a clientes residenciales, comerciales e industriales en Connecticut (CL&P, aprox. 1.32 millones de clientes), Massachusetts (NSTAR Electric, aprox. 1.62 millones de clientes) y New Hampshire (PSNH, aprox. 549,000 clientes). Las utilities compran energía de terceros y la pasan a los clientes sin margen; el retorno proviene exclusivamente de los cargos de distribución e infraestructura.
Connecticut, Massachusetts y New HampshireElectric Transmission: Operación y mantenimiento de instalaciones de transmisión de alta tensión que forman parte de la red interestatal de Nueva Inglaterra, coordinadas por ISO-NE. Las tarifas mayoristas se calculan bajo un esquema de formula rate aprobado por FERC con ROE incluido. Al cierre de 2025, la transmission rate base estimada era aproximadamente $11.3 billion (CL&P $4.6B, NSTAR Electric $4.4B, PSNH $2.3B).
New England (Connecticut, Massachusetts, New Hampshire)Natural Gas Distribution: Distribución y venta de gas natural a clientes residenciales, comerciales e industriales a través de NSTAR Gas (aprox. 306,000 clientes en Massachusetts), EGMA (aprox. 335,000 clientes en Massachusetts) y Yankee Gas (aprox. 256,000 clientes en Connecticut). El costo del gas se pasa a los clientes sin margen; el retorno proviene de los cargos de distribución aprobados por reguladores.
Massachusetts y ConnecticutWater Distribution: Distribución de agua potable a través de Aquarion Company, que opera cinco utilities reguladas de agua que sirven a aproximadamente 249,000 clientes en Connecticut (aprox. 91% de la base de clientes), Massachusetts y New Hampshire. Pendiente de resolución judicial por la venta denegada de Aquarion.
Connecticut (aprox. 91% de clientes), Massachusetts y New HampshireVentajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Eversource opera como utility regulada con franquicias exclusivas otorgadas por el estado. CL&P sirve 157 ciudades en Connecticut, NSTAR Electric sirve 159 ciudades en Massachusetts y PSNH sirve 206 ciudades en New Hampshire bajo regímenes de servicio exclusivo regulado. Las tarifas son aprobadas por PURA, DPU y NHPUC, lo que garantiza recuperación de costos más retorno sobre las inversiones.
Transmission rate base de aproximadamente $11.3 billion al cierre de 2025, con infraestructura de distribución eléctrica que cubre a más de 3.49 millones de clientes eléctricos, 897,000 clientes de gas y 249,000 de agua en tres estados de Nueva Inglaterra.
Aunque los clientes pueden elegir su proveedor de energía, CL&P sigue siendo su empresa de distribución eléctrica independientemente de ese cambio. La migración de clientes a proveedores competitivos no impacta el negocio de distribución ni el operating income de CL&P, NSTAR Electric o PSNH, per el filing.
En el tercer trimestre de 2024, Eversource completó la salida total de su negocio offshore wind, vendiendo sus participaciones del 50% en Revolution Wind, South Fork Wind y Sunrise Wind, quedando únicamente con una inversión de tax equity no controlante en South Fork Wind. La empresa reemplazó en 2025 su meta de carbono neutralidad por nuevas metas: reducción del 45% en emisiones Scope 1 y 2 para 2035 y net zero para 2050 incluyendo Scope 3 asociado al consumo energético de clientes. El DART de seguridad empeoró levemente de 0.76 en 2024 a 0.87 en 2025, aunque sigue dentro de la mitad superior de la industria. Aquarion Water (aprox. 249,000 clientes, 91% en Connecticut) está en proceso de venta cuya aprobación regulatoria fue denegada y está en apelación, lo que representa una incertidumbre estructural relevante sobre el segmento de agua.
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 Eversource Energy (D/B/A), ordenados por materialidad:
1. Contingencia financiera por venta de Revolution Wind y South Fork Wind a GIP
Tras vender su participación del 50% en los proyectos offshore Revolution Wind y South Fork Wind a Global Infrastructure Partners (GIP), Eversource mantiene exposición financiera concreta por ajustes post-cierre. Las obligaciones incluyen compartir sobrecostos de construcción, garantizar el IRR de GIP durante el período constructivo y cubrir costos previos a la operación comercial. La magnitud final depende del costo de construcción de Revolution Wind, demoras por órdenes gubernamentales de stop-work y elegibilidad para Investment Tax Credits (ITCs) al 40% asumido en el precio de venta.
Si se materializa: Pagos adicionales a GIP por encima del monto provisionado, con potencial efecto material adverso en posición financiera, resultados de operaciones y flujos de caja.
2. Riesgo regulatorio en Connecticut: cambios en PURA y posible disallowance de costos de restauración de tormentas
Eversource opera en Connecticut bajo la supervisión de PURA, cuya composición y enfoque regulatorio está evolucionando de forma que puede afectar las tres líneas de negocio (eléctrica, gas natural y agua). La empresa tiene costos significativos de restauración de tormentas aún no aprobados por las comisiones regulatorias. Aunque considera que los costos fueron prudentemente incurridos, reconoce que una parte podría ser desaprobada. Además, cuatro quejas externas ante FERC cuestionan que los ROEs de transmisión dentro de ISO-NE son injustos.
Si se materializa: Disallowance de costos de restauración, reducción del retorno permitido sobre inversiones de transmisión, penalidades y efecto adverso en ratings crediticios, posición financiera y flujos de caja.
3. Exposición a ITC federales de South Fork Wind y riesgo de auditoría del IRS
Eversource mantiene una inversión de tax equity en South Fork Wind estructurada sobre ITCs al 30%. El IRS puede auditar y desafiar el tratamiento impositivo de esos créditos. Separadamente, el ITC del 40% incluido en el precio de venta de Revolution Wind a GIP incorpora un adder del 10% por 'energy community' bajo el Inflation Reduction Act, cuya calificación no está garantizada. Cambios en legislación impositiva o executive orders presidenciales agravan este riesgo.
Si se materializa: Incapacidad de monetizar los ITCs de South Fork Wind y/o pago adicional a GIP si Revolution Wind no califica para el nivel pleno de ITC asumido, con efecto material adverso en resultados.
4. Goodwill de USD 4.23 B sujeto a impairment
Al 31 de diciembre de 2025, Eversource reporta goodwill consolidado de USD 4.23 billones (miles de millones), cifra cuantificada explícitamente en el filing. Este monto representa la prima sobre el valor justo de activos adquiridos y se testea anualmente o ante indicios de deterioro. Presiones regulatorias, cambios en tasas de descuento o deterioro del entorno operativo podrían disparar un cargo no monetario de impairment de magnitud significativa.
Si se materializa: Cargo no monetario que podría afectar materialmente la posición financiera, resultados de operaciones y capitalización total.
5. Competencia en proyectos de transmisión bajo el nuevo framework competitivo de FERC e ISO-NE LTTP
FERC promueve activamente la competencia en la construcción de proyectos de transmisión bajo el proceso LTTP (Longer-Term Transmission Planning) de ISO-NE. Eversource, como operador incumbente, ahora compite contra desarrolladores no incumbentes en licitaciones donde puede enfrentar caps de costos o reducción de ROE para ganar proyectos. El rol de 'asset condition reviewer' es meramente asesor, no le garantiza adjudicaciones. Perder proyectos reduce el crecimiento de rate base y los incentivos regulatorios asociados.
Si se materializa: Reducción de oportunidades de inversión en transmisión, menor crecimiento de rate base y posible compresión de ROE en proyectos adjudicados via licitación competitiva.
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: Dependencia de proveedores de equipos especializados con largos lead times y precios inflados, con competencia intra e inter-industria por esos equipos. No se cuantifica un proveedor específico.
Geografía: Operaciones concentradas en Nueva Inglaterra (Connecticut principalmente para agua y gas; Massachusetts y New Hampshire para electricidad). Exposición específica a PURA en Connecticut para las tres líneas de negocio.
Regulación: Dependencia regulatoria concentrada en FERC para ROE de transmisión e ISO-NE para planificación; en PURA para las operaciones en Connecticut; y en el IRS para la monetización de ITCs de proyectos offshore.
La sección es inusualmente específica en cuanto a la contingencia post-cierre de Revolution Wind y South Fork Wind: detalla las tres categorías de obligaciones retenidas frente a GIP (capex overrun sharing, garantía de IRR, costos pre-operación) y nombra explícitamente el riesgo de executive orders presidenciales sobre los ITCs, lo que es una referencia directa al contexto político de 2025. La cuantificación del goodwill a USD 4.23 B al 31/12/2025 y la mención de cuatro quejas pendientes ante FERC contra los ROEs de ISO-NE son disclosures concretos que anclan el riesgo regulatorio. El riesgo de AI aparece como una sección autónoma con mención de un comité interno de governance, lo que es poco común en utilidades de esta escala y sugiere que la empresa ya tiene despliegues operativos activos de modelos de AI.
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:
Eversource recuperó rentabilidad plena en FY2025 con GAAP EPS de $4.56 (+$2.29 YoY), impulsado por aumentos de tarifas base en distribución eléctrica, gas natural y transmisión, y un cargo por offshore wind de $75M después de impuestos sensiblemente menor al de 2024.
Qué empujó los resultados
- Aumentos de tarifas base aprobados en distribución de gas natural: incrementos en EGMA y NSTAR Gas efectivos noviembre 2024 y noviembre 2025, y en Yankee Gas efectivo noviembre 2025, más mecanismos de capital tracking (Segmento Natural Gas Distribution: ganancias +$69.5M YoY; base natural gas distribution revenues +$198.1M). Segmento: Natural Gas Distribution
- Mayor tasa base de transmisión eléctrica derivada de inversión continua en infraestructura de transmisión, combinada con menor gasto de intereses (Segmento Electric Transmission: ganancias +$52.1M YoY; revenues +$162.3M). Segmento: Electric Transmission
- Aumentos de tarifas base en distribución eléctrica (PSNH efectivo agosto 2024 y agosto 2025, NSTAR Electric efectivo enero 2025) y mecanismo de capital tracking en CL&P, además de menor tasa efectiva de impuestos (Segmento Electric Distribution: ganancias +$35.4M YoY; base electric distribution revenues +$114.1M). Segmento: Electric Distribution
Qué jugó en contra
- Mayor gasto de intereses sobre deuda de largo plazo y ausencia de intereses capitalizados en 2025 por la venta de los proyectos offshore wind en el tercer trimestre de 2024 (Interest Expense total +$132.0M YoY; ausencia de intereses capitalizados contribuyó $69.3M al incremento)
- Cargo por contingencia de offshore wind: aumento de la liability por ajustes de precio de compra con GIP relacionados con Revolution Wind (sobrecostos de construcción, daños al buque instalador, impacto de aranceles, stop-work orders del BOEM) ($284.0M pre-tax ($75.0M after-tax neto de beneficios fiscales de $209M)). Segmento: Eversource Parent and Other Companies
- Mayores gastos de operaciones y mantenimiento, depreciación e impuestos a la propiedad en múltiples segmentos, más cargos de la settlement agreement de NSTAR Electric/EGMA y el resultado adverso del rate case de Yankee Gas (O&M total +$60.9M; Depreciation +$135.1M; Taxes Other Than Income Taxes +$95.0M; cargo NSTAR Electric settlement $17.5M; pérdida Yankee Gas rate case $8.5M pre-tax)
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Dividendos: Dividendos pagados en 2025: $1.09B en efectivo más $23.4M en acciones de tesorería, totalizando $1.12B o $3.01 por acción ($0.7525 por acción por trimestre). El 27 de enero de 2026, el Board aprobó un dividendo de $0.7875 por acción pagadero el 31 de marzo de 2026.
Capex (inversión en activos): Capex 2025: $4.16B invertidos en planta (cash). Capex proyectado 2026-2030: $26.51B totales, incluyendo $11.24B en Electric Distribution, $7.24B en Electric Transmission y $6.80B en Natural Gas Distribution, más $1.23B en IT y mejoras de instalaciones.
M&A (compras y ventas de negocios): Eversource firmó el 27 de enero de 2025 un acuerdo definitivo para vender Aquarion Water a la Aquarion Water Authority (AWA) por un enterprise value de aproximadamente $2.4B ($1.6B de equity y $800M de deuda neta). PURA denegó la transacción el 19 de noviembre de 2025; el Superior Court de Connecticut anuló esa denegación el 15 de enero de 2026 y remitió de vuelta a PURA, con decisión final esperada para el 25 de marzo de 2026. Al 31 de diciembre de 2025, Aquarion fue reclasificada de held-for-sale a held-and-used.
Deuda: En 2025 se emitieron $2.94B de nueva deuda de largo plazo (incluyendo bonos de CL&P, NSTAR Electric, PSNH, Eversource Parent, NSTAR Gas, Yankee Gas y EGMA a tasas entre 4.40% y 5.55%) y se repagaron $1.40B. Al 31 de diciembre de 2025, $1.39B de deuda de largo plazo vence dentro de los próximos 12 meses ($1.00B en Eversource parent y $300M en NSTAR Electric).
Caja al cierre: Cash de $135.4M al 31 de diciembre de 2025 (vs $26.7M al 31 de diciembre de 2024). Capacidad de borrowing disponible bajo programas de commercial paper: $1.12B. Programa ATM de $1.2B activado en mayo 2025; en 2025 se emitieron 7,130,134 acciones por $465.4M neto de costos.
La contingencia de offshore wind sigue siendo el riesgo más relevante: al cierre de 2025 la liability con GIP por Revolution Wind y South Fork Wind asciende a $448.2M (corriente), tras un cargo adicional de $284M pre-tax en el tercer trimestre de 2025 por sobrecostos de construcción, daños al buque instalador, impacto de aranceles y dos stop-work orders del BOEM (agosto y diciembre de 2025). La venta de Aquarion genera alta incertidumbre: PURA denegó la transacción en noviembre de 2025, el Superior Court anuló esa denegación en enero de 2026, y se espera una nueva decisión de PURA para el 25 de marzo de 2026, lo que impidió mantener los activos como held-for-sale al cierre. Adicionalmente, el FERC ROE complaint process para los NETOs (cuatro quejas pendientes desde 2011-2016) mantiene una reserva de $39.1M pre-tax para el segundo período de queja y no puede estimarse el rango de pérdida para los demás períodos, con potencial impacto material. La settlement agreement de NSTAR Electric/EGMA aprobada en diciembre de 2025 generó un beneficio neto pre-tax de $64.8M al permitir la recuperación de $82.3M de costos de adquisición e integración de EGMA, compensando un cargo de $17.5M en créditos a clientes de NSTAR Electric.
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 30/05/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 05/03/2026 | N/A | $0,788 |
| 17/12/2025 | N/A | $0,753 |
| 22/09/2025 | N/A | $0,753 |
| 15/05/2025 | N/A | $0,753 |
| 04/03/2025 | N/A | $0,753 |
| 18/12/2024 | N/A | $0,715 |
| 23/09/2024 | N/A | $0,715 |
| 15/05/2024 | N/A | $0,715 |