FirstEnergy Corp.
NYSE: FE
$-0,52 (-1,05%)
Precio Histórico
+$7,34 (+17,56%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$53,23
$49,00 - $56,00
$53,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$2,73
$2,95
$16,49B
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
1,85
P/E Ratio
26,84
P/FCF
2,27
Dividend Yield
3,77%
Profit Margin
6,94%
Beta
0,45
Ingresos
$15,34B
EBITDA
$5,17B
FCF
$-1,84B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de FE
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
2,03
EV/EBITDA
10,75
PEG
1,57
P/S
1,68
Rentabilidad
ROE
9,46%
ROIC
N/A
ROA
3,76%
Margen Bruto
68,43%
Margen Operativo
20,51%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
1,99
Current Ratio
0,52
Quick Ratio
0,35
Caja Total
$52,00M
Deuda Total
$28,06B
Crecimiento
Crec. Ingresos
11,60%
Crec. Ganancias
12,90%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de FirstEnergy Corp., 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 18/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
FirstEnergy gana plata operando redes reguladas de transmisión, distribución y generación de electricidad que sirven a más de seis millones de clientes en seis estados del Midwest y el Mid-Atlantic, cobrando tarifas aprobadas por reguladores estatales y federales sobre una base de activos de aproximadamente $26.7 billion. El negocio es esencialmente una concesión territorial sin competencia en distribución, con ingresos predecibles atados a la tasa de retorno autorizada sobre su rate base.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Distribution: Distribución de electricidad a aproximadamente 4.3 millones de clientes en Ohio y Pennsylvania a través de las Ohio Companies (OE, CEI, TE) y FE PA. Compra energía para el servicio por defecto de sus clientes y gestiona los costos de entrega de generación eléctrica.
Ohio y Pennsylvania; rate base de $11.1 billion al 31 de diciembre de 2025Integrated: Operaciones de distribución y transmisión de JCP&L, MP y PE, más la generación regulada de MP de 3,610 MWs. Distribuye electricidad a aproximadamente 2 millones de clientes en New Jersey, West Virginia y Maryland, y opera infraestructura de transmisión en varios estados.
New Jersey, West Virginia, Maryland y Virginia; rate base de $10.2 billion al 31 de diciembre de 2025Stand-Alone Transmission: Infraestructura de transmisión de alta tensión en la región PJM a través de FET (50.1% de FE) y KATCo. Ingresos derivados principalmente de forward-looking formula rates actualizadas anualmente con true-up basado en rate base y costos reales.
Ohio, Pennsylvania, West Virginia y Virginia (región PJM); rate base de $5.4 billion en participación de FE al 31 de diciembre de 2025Ventajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Concesión territorial exclusiva: el filing indica explícitamente que 'there generally is no competition for electric distribution service in the Electric Companies' respective service territories in Ohio, Pennsylvania, West Virginia, Maryland, New Jersey and New York'. Las tarifas son fijadas por reguladores estatales (PUCO, PPUC, WVPSC, MDPSC, NJBPU) y federales (FERC) sobre base de costos.
Uno de los sistemas eléctricos investor-owned más grandes del país, con más de 24,000 millas de líneas de transmisión, más de seis millones de clientes, 65,000 millas cuadradas de área de servicio y una population served de aproximadamente 14 millones de personas.
Formula rates en transmisión: los ingresos del segmento Stand-Alone Transmission se derivan de forward-looking formula rates aprobadas por FERC, con true-up anual, lo que reduce la volatilidad de ingresos y garantiza recuperación de costos más retorno autorizado (9.88%-12.7% de ROE para FET).
En febrero de 2025 PJM adjudicó a Valley Link (joint venture de FET, DominionHV y Transource) dos proyectos de transmisión por aproximadamente $3 billion, con participación de FET estimada en $1 billion. Meses después, en febrero de 2026, PJM adjudicó un proyecto adicional a Grid Growth (otra JV de FET) por aproximadamente $1 billion, con participación de FET de $448 million, lo que indica una aceleración del pipeline de capex en transmisión. FE PA es una entidad creada el 1 de enero de 2024 por la consolidación de todas las Pennsylvania Companies en un solo operador, simplificando la estructura regulatoria en ese estado. Adicionalmente, en julio de 2025 FE vendió su participación del 33.3% en Global Holding (operaciones de minería de carbón Signal Peak) por $47.5 million a valor libro, completando su salida del negocio de commodities no regulados. En human capital, el 44% de los 11,186 empleados está bajo convenios colectivos con 15 acuerdos activos.
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 FirstEnergy Corp., ordenados por materialidad:
1. DPA por HB 6 y litigios penales/civiles pendientes
FirstEnergy completó en julio 2024 los tres años del Deferred Prosecution Agreement con la fiscalía de S.D. Ohio, pero las obligaciones del DPA continúan hasta que concluyan todas las causas relacionadas, incluyendo la imputación penal de enero 2025 contra dos ex-altos directivos. Un incumplimiento del DPA habilitaría al gobierno a iniciar acción penal o civil, lo que podría activar defaults cruzados en los contratos de crédito. Adicionalmente, el proceso federal de clase In re FirstEnergy Corp. Securities Litigation sigue abierto y la empresa reconoce que es probable que incurra en una pérdida, aunque no puede estimar su magnitud.
Si se materializa: Potenciales multas o sanciones penales, default en facilidades de crédito con vencimiento inmediato de deuda, daño reputacional ante reguladores y clientes, y costos monetarios sustanciales en la resolución de la demanda de clase.
2. Plan de capex Energize365 de $36 mil millones con riesgos de ejecución y recuperación tarifaria
El plan de negocio Energize365 prevé inversiones de capital de aproximadamente $36 mil millones entre 2026 y 2030, lo que lo convierte en el principal vector de crecimiento y a la vez en la mayor fuente de riesgo operativo y regulatorio. Los proyectos están expuestos a sobrecostos por inflación, escasez de materiales, incumplimiento de contratistas y demoras en permisos. Si los reguladores estatales o FERC no aprueban la recuperación de estos costos en tarifas, el impacto en resultados y cash flows sería material.
Si se materializa: Sobrecostos no recuperables, retrasos en proyectos, pagos de rescisión a contratistas, y deterioro de resultados si los reguladores limitan la recuperación tarifaria de inversiones.
3. Presión tarifaria por capacidad PJM y riesgo de restricción regulatoria al retorno
Las subastas de capacidad de PJM alcanzaron precios históricos que se trasladan a las facturas minoristas. El directorio de PJM y funcionarios estatales y federales expresaron interés en extender el 'price collar' hasta mediados de 2030, y se evalúa una subasta 'backstop' que asignaría costos de generación primero a nuevos data centers y luego a toda la carga PJM. Si los reguladores limitan las inversiones en transmisión y distribución como respuesta a la presión política sobre las tarifas, la empresa no podrá obtener el retorno autorizado sobre su capital. La situación se agrava porque las inversiones de modernización de red también incrementan las facturas.
Si se materializa: Limitación o demora en la recuperación de inversiones de capital, riesgo de disallowances regulatorios, reducción del retorno autorizado sobre patrimonio y deterioro de cash flows.
4. Demanda de data centers de hasta 16.985 MW al 2035 con incertidumbre sobre materialización
FirstEnergy identifica una potencial demanda de data centers de hasta 16.985 MW en sus territorios de servicio para 2035, lo que representa una carga extraordinariamente superior a la de usuarios residenciales o comerciales típicos. Esta demanda requeriría inversiones masivas en transmisión y distribución que podrían no ser recuperables si los data centers no llegan a operar o si la demanda es menor a la proyectada. Al mismo tiempo, si la oferta de generación en PJM no crece al ritmo de la demanda, la empresa podría verse forzada a comprar capacidad a precios de mercado elevados.
Si se materializa: Si los data centers se materializan, se requieren inversiones de infraestructura de alto costo con recuperación tarifaria incierta. Si no se materializan, se producen activos varados y menor crecimiento de ingresos.
5. Goodwill de JCP&L de $1.800 millones con riesgo de impairment
JCP&L registraba aproximadamente $1.800 millones de goodwill al 31 de diciembre de 2025, expuesto a impairment en función de tasas de interés, performance del sector, capital structure, resultados de rate cases futuros y regulaciones ambientales. El riesgo es específico de JCP&L en el contexto del entorno regulatorio de New Jersey, que incluye el Executive Order No. 2 de 2026 del gobernador emitido en enero de 2026, el cual genera incertidumbre adicional sobre la estrategia tarifaria en ese estado.
Si se materializa: Write-off del goodwill deteriorado con impacto adverso directo en el estado de resultados de JCP&L.
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: La empresa menciona dependencia de contratistas y proveedores para el plan de $36 mil millones, con riesgos de incumplimiento e incapacidad para conseguir mano de obra calificada, pero no cuantifica concentración en proveedores específicos.
Geografía: Operaciones reguladas en Maryland, New Jersey, Ohio, Pennsylvania, West Virginia y New York, con exposición específica a regulación estatal diferenciada. New Jersey presenta riesgo incremental por el Executive Order No. 2 de 2026.
Regulación: Dependencia de FERC para recuperación de inversiones en transmisión (ROE, incentive rates, interconexión de data centers) y de seis comisiones estatales para tarifas de distribución. Un resultado adverso en cualquiera de los rate cases activos puede impactar materialmente los resultados.
Dos elementos distinguen esta sección de Item 1A respecto de un 10-K típico de utility. Primero, el peso desproporcionado del legado HB 6: el DPA, los litigios penales contra ex-directivos con imputación de enero 2025 y la demanda de clase con pérdida probable pero inestimable dominan la sección de reputación/legal y generan riesgo de default cruzado en facilidades de crédito, lo que es inusualmente grave para una regulated utility. Segundo, la cuantificación explícita de la demanda potencial de data centers (16.985 MW al 2035) y la referencia concreta al Executive Order No. 2 de 2026 del gobernador de New Jersey emitido apenas 10 días antes del cierre del fiscal year, reflejan un grado de especificidad sobre riesgos emergentes que pocas empresas del sector incluyen en el texto del filing.
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:
FirstEnergy reporto ganancias de $1,020M ($1.77 por accion basica) en FY2025, un 4% mas que en 2024, impulsadas por la implementacion de base rate cases en Pennsylvania, New Jersey y West Virginia y mayor uso de clientes, aunque dos cargos extraordinarios del cuarto trimestre en Ohio, un impairment de $352M y un settlement de $275M, pesaron sobre el segmento Distribution.
Qué empujó los resultados
- Implementacion de base rate cases en Pennsylvania (efectivo enero 2025), New Jersey y West Virginia, que incrementaron revenues de distribution services y generaron mayor retorno sobre capital regulado invertido (Distribution services revenues del segmento Integrated subieron $98M; Distribution segment subio $447M en distribution services revenues; total revenue aumento $1,618M consolidado). Segmento: Distribution e Integrated
- Ausencia de cargos excepcionales de 2024: $100M de penalidad civil SEC, $19.5M settlement con OAG, $200M (pre-tax) en cargos por ARO relacionados a nuevas reglas de CCR y McElroy's Run, $53M impairment en JCP&L por FERC Audit, y $32.5M de contribucion de las Ohio Companies por orden de ESP V (En conjunto, la ausencia de estos items explica una parte material del aumento de $42M en earnings atribuibles a FE). Segmento: Consolidado / Corporate/Other
- Mayor uso y demanda de clientes por temperaturas mas frias en el primer y cuarto trimestre de 2025 (heating degree days 19% por encima de 2024 y 3% por encima de lo normal), y beneficio del mark-to-market de pension y OPEB de $253M pre-tax en 2025 vs. cargo de $22M en 2024 (Residential deliveries +3.2% actual YoY; pension/OPEB mark-to-market mejoro $275M consolidado YoY). Segmento: Consolidado
Qué jugó en contra
- Impairment charge de $352M (pre-tax) en el cuarto trimestre de 2025 relacionado con desallowances en el Ohio base rate case segun la orden aprobada por el PUCO el 19 de noviembre de 2025, que rechazo la recuperacion futura de ciertos activos capitalizados previamente ($352M pre-tax cargado en el segmento Distribution). Segmento: Distribution (Ohio Companies)
- Ohio settlement charge de $275M (pre-tax) en el cuarto trimestre de 2025 derivado del acuerdo aprobado por el PUCO que obliga a las Ohio Companies a pagar restitucion y reembolsos a clientes ($213M after-tax), distribuido en tres ciclos de facturacion a partir de febrero de 2026 ($275M pre-tax cargado en el segmento Distribution). Segmento: Distribution (Ohio Companies)
- Mayor gasto en intereses neto (+$73M) por nuevas emisiones de deuda para financiar el plan de inversion Energize365, ausencia de $151M (pre-tax) en ingresos netos del shareholder derivative lawsuit settlement recibido en 2024, y menores ingresos de la inversion en Global Holding (vendida en julio de 2025) de $58M (pre-tax) (Interest expense neto aumento $73M; ausencia de $151M de shareholder derivative settlement; $58M menos en equity method investment earnings). Segmento: Corporate/Other y Consolidado
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Dividendos: Dividendos en efectivo pagados en 2025: $1,016M. En febrero de 2026, el directorio de FE declaro un aumento de $0.02 por accion a $0.465 por accion trimestral (pagadero el 1 de junio de 2026), un incremento del 4.5% respecto de los dividendos declarados en 2025. Se espera crecimiento modesto de dividendos para permitir retornos mejorados a accionistas sin comprometer las inversiones reguladas.
Capex (inversión en activos): Capital investments de $5,556M en 2025 (vs. $4,499M en 2024 y $3,747M en 2023). Por segmento: Distribution $1,620M, Integrated $2,081M, Stand-Alone Transmission $1,765M, Corporate/Other $90M. El plan Energize365 para 2026-2030 asciende a $36 billion (aproximadamente 25% mayor al plan previo 2025-2029), con forecast de $6,015M en 2026, $6,910M en 2027, $7,640M en 2028, $7,435M en 2029 y $8,260M en 2030.
M&A (compras y ventas de negocios): El 16 de julio de 2025, FEV vendio su 33-1/3% de equity en Global Holding (joint venture de Signal Peak mining y coal transportation) a WMB Marketing Ventures y Pinesdale LLC por $47.5M a valor libro. En febrero de 2025, FET, DominionHV y Transource establecieron Valley Link para desarrollar proyectos de transmision adjudicados por PJM estimados en ~$3B (participacion de FET ~$1B). En febrero de 2026, FET y Transource establecieron Grid Growth con un proyecto adjudicado por PJM de ~$1B (participacion de FET ~$448M).
Deuda: En 2025 se emitieron $5,925M en nueva deuda (incluyendo $2,500M en unsecured convertible notes a 3.625% y 3.875%) y se redimieron $3,129M. FE recompro ~$1,206M de sus 2026 Convertible Notes. Deuda long-term total al 31 de diciembre de 2025: $26,390M (carrying value, tasa promedio ponderada ~4.4%). Short-term borrowings de $325M al cierre de 2025 vs. $550M en 2024. En diciembre de 2025, S&P upgraded el corporate credit rating de FE a BBB+ desde BBB.
Caja al cierre: Cash y cash equivalents de $57M al 31 de diciembre de 2025 (vs. $111M en 2024). Liquidez total disponible de fuentes externas al 16 de febrero de 2026: $4,815M (incluyendo $4,778M de credit facilities disponibles y $37M de cash). Creditos revolventes agregados de $5,900M con vencimientos mayormente en octubre de 2029.
El evento mas significativo del MD&A es la doble penalizacion sobre las Ohio Companies en el cuarto trimestre de 2025: un impairment de $352M pre-tax por disallowances en el base rate case del PUCO y un settlement charge de $275M pre-tax por restituciones a clientes vinculadas al escandalo HB 6, que en conjunto generaron $627M en cargos pre-tax y redujeron las earnings del segmento Distribution en $261M pese al aumento de revenues consolidado del 12%. Paralelamente, FE emitio $2,500M en unsecured convertible notes (3.625%/3.875%) en junio de 2025 para refinanciar los 2026 Convertible Notes y recompro $1,206M de los mismos, una operacion compleja de liability management. Los litigios pendientes (securities class-action en S.D. Ohio, imputacion federal de dos ex-ejecutivos) siguen sin cuantificacion estimable de perdidas segun el filing. El upgrade de S&P y el aumento del plan de inversion a $36B para 2026-2030 senalizan confianza en la trayectoria regulada de la compania.
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. 82 pagos desde 03/08/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 07/05/2026 | N/A | $0,465 |
| 06/02/2026 | N/A | $0,445 |
| 07/11/2025 | N/A | $0,445 |
| 07/08/2025 | N/A | $0,445 |
| 07/05/2025 | N/A | $0,445 |
| 07/02/2025 | N/A | $0,425 |
| 07/11/2024 | N/A | $0,425 |
| 07/08/2024 | N/A | $0,425 |