Pacific Gas & Electric Co.
NYSE: PCG
$-0,07 (-0,39%)
Precio Histórico
+$3,69 (+26,32%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$22,84
$19,00 - $28,00
$23,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$1,65
$1,80
$27,29B
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
1,39
P/E Ratio
12,74
P/FCF
1,21
Dividend Yield
1,14%
Profit Margin
11,83%
Beta
0,27
Ingresos
$25,84B
EBITDA
$10,45B
FCF
$-6,15B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de PCG
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
1,15
EV/EBITDA
9,63
PEG
0,70
P/S
1,38
Rentabilidad
ROE
8,83%
ROIC
N/A
ROA
2,53%
Margen Bruto
39,35%
Margen Operativo
23,92%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
1,88
Current Ratio
1,20
Quick Ratio
0,51
Caja Total
$1,13B
Deuda Total
$62,94B
Crecimiento
Crec. Ingresos
15,00%
Crec. Ganancias
39,80%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de Pacific Gas & Electric Co., 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 12/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
PG&E Corporation es una holding californiana cuyo activo principal, Pacific Gas and Electric Company, genera ingresos vendiendo y distribuyendo electricidad y gas natural a clientes residenciales, comerciales, industriales y agrícolas en el norte y centro de California bajo un esquema de ratemaking regulado por la CPUC y la FERC.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Electric Utility Operations: Generación, transmisión y distribución de electricidad a aproximadamente 5,656,450 clientes residenciales, comerciales, industriales y agrícolas en el norte y centro de California. En 2025 los ingresos operativos totales de electricidad fueron de $18,318 millones.
Northern and Central California exclusivamente.Natural Gas Utility Operations: Transporte, almacenamiento y distribución de gas natural a aproximadamente 4,633,685 clientes. Más del 97% de los clientes core recibe servicio bundled (gas + transporte) directamente de la Utility. En 2025 los ingresos operativos totales de gas fueron de $6,617 millones.
Northern and Central California exclusivamente.Ventajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
La Utility opera bajo un modelo cost-of-service ratemaking aprobado por la CPUC y la FERC, que le garantiza la recuperación de costos razonables y un retorno autorizado sobre su rate base. Sus ingresos base están 'decoupled' de los volúmenes de venta mediante balancing accounts regulatorios, lo que aísla el net income de fluctuaciones en la demanda.
La Utility posee aproximadamente 109,000 circuit miles de líneas de distribución eléctrica, 18,000 circuit miles de líneas de transmisión, y ~45,400 millas de tuberías de distribución de gas más ~5,500 millas de transmisión backbone, configurando una infraestructura de red prácticamente imposible de duplicar en Northern y Central California.
Con ~29,000 empleados regulares, más ~39,000 contratistas de ~1,200 empresas, y activos de generación de 7,815 MW propios, la Utility opera a una escala que le permite ser el proveedor de electricidad y gas de última instancia (provider of last resort) para toda su área de servicio, incluso para clientes que migran a CCAs o DA providers.
Aunque los clientes pueden migrar a CCAs o DA providers para la procura de energía, continúan pagando a la Utility por transmisión, distribución, medición y facturación. Además, la Utility cobra el Power Charge Indifference Adjustment (PCIA) a los clientes que se van, para recuperar los costos de contratos de largo plazo celebrados en su nombre.
La Utility no estuvo involucrada en la ignición de ningún incendio mayor en 2025, marcando un hito operativo relevante dado su historial de wildfire liability. Las licencias de operación de las dos unidades de Diablo Canyon (2,240 MW combinados) expiraron formalmente en 2024 y 2025 pero continúan operando bajo un proceso de relicensing federal, y la Utility recibe un pago fijo de $100 millones más $13 por MWh generado por esa planta en lugar del modelo tradicional de rate-based return. El plan de capex es extremadamente agresivo: $13.4 billion ejecutados en 2025 y proyecciones que escalan hasta $16.3 billion en 2029, con oportunidades adicionales identificadas en transmisión para data centers y electrificación del transporte, sectores que se espera sean el principal driver de crecimiento de carga eléctrica en los próximos años.
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 Pacific Gas & Electric Co., ordenados por materialidad:
1. Litigios por incendios históricos con accruals que superan la cobertura de seguros
PG&E tiene pasivos reconocidos de $1.325 billones por el Kincade fire 2019 y $2.15 billones por el Dixie fire 2021, que exceden la cobertura de seguro disponible de $430 millones y $521 millones respectivamente. Adicionalmente, los Wildfire-Related Securities Claims son un vector de exposición adicional no completamente cuantificado. El Camp fire 2018 tiene una audiencia de restitución pendiente ante el Butte County DA diferida hasta el 24 de abril de 2026, con potencial de condena penal que obligaría restitución íntegra a las víctimas sin posibilidad de offset por seguros.
Si se materializa: Pérdidas que excedan los montos asegurados y las recuperaciones regulatorias autorizadas tendrían un efecto material en la situación financiera, resultados operativos, liquidez y flujos de efectivo. Una condena penal implicaría restitución total a las víctimas sin waiver posible.
2. Riesgo de pérdida de certificación de seguridad bajo AB 1054 y SB 254 y agotamiento del Wildfire Fund
La elegibilidad al Wildfire Fund y al Continuation Account, incluyendo el cap de responsabilidad por incendios catastróficos, depende de que PG&E mantenga una certificación de seguridad vigente emitida por la OEIS. Si pierde esa certificación o si el Continuation Account se agota por reclamos de otras utilities participantes, el cap de responsabilidad deja de aplicar y la carga de la prueba en procedimientos de prudencia se invierte en contra de PG&E. El filing indica que otros utilities participantes pueden agotar el fondo antes que PG&E lo necesite.
Si se materializa: La no disponibilidad o insuficiencia del Continuation Account podría tener un efecto material en la situación financiera, resultados operativos, liquidez y flujos de efectivo. Sin certificación, el cap de responsabilidad por wildfire catastrófico es inaplicable.
3. Endeudamiento de $55.3 billones del Utility y $5.7 billones de PG&E Corp con covenants restrictivos
Al 31 de diciembre de 2025, el Utility tenía aproximadamente $55.3 billones de deuda outstanding y PG&E Corp $5.7 billones adicionales, incluyendo $2.15 billones en notas convertibles senior con vencimiento en 2027. La deuda está en gran parte garantizada por activos del Utility, reduciendo el colateral disponible para financiamiento futuro. Los covenants incluyen restricciones sobre nueva deuda, liens, fusiones y disposición de activos, y un cross-default por encima de $200 millones. El Inflation Reduction Act introduce un impuesto mínimo alternativo del 15% sobre AFSI que podría generar pasivos de caja federales a partir de 2028.
Si se materializa: El alto nivel de deuda limita la flexibilidad operativa, la capacidad de refinanciamiento y el acceso a mercados de capitales. Un incumplimiento de covenants podría acelerar obligaciones de repago y generar cross-defaults. Si el IRS determina que ocurrió un 'ownership change', los NOL carryforwards de $38.3 billones federales y $34.1 billones de California podrían quedar limitados.
4. Proceso de Enhanced Oversight and Enforcement (EOEP) con riesgo de revocación de licencia de utility
El EOEP es un proceso de seis pasos del CPUC que puede incluir, en sus etapas superiores, la designación de un monitor independiente, un chief restructuring officer, receivership, y potencialmente la revisión del Certificate of Public Convenience and Necessity, es decir, la licencia para operar como utility. El CPUC puede colocar al Utility directamente en el escalón correspondiente ante un 'triggering event' sin necesidad de transitar los pasos previos. Paralelamente, San Francisco inició una petición ante el CPUC para valuar los activos eléctricos del Utility en su territorio con intención de adquirirlos vía eminent domain.
Si se materializa: La pérdida de la licencia de operación sería un evento terminal. La municipalización exitosa por parte de San Francisco reduciría la rate base del Utility, sus revenues y su retorno sobre activos, y podría incentivar intentos similares por parte de otros municipios.
5. Stranding de activos de gas natural por políticas de descarbonización de California
Múltiples jurisdicciones de California promulgaron prohibiciones o restricciones al uso de gas natural en edificios, reduciendo la base de clientes de gas. A medida que los activos de gas dejen de ser 'used and useful' bajo la jurisprudencia del CPUC, serán removidos de la rate base, lo que podría resultar en depreciación acelerada o impairment. Al mismo tiempo, los costos de operar un sistema de gas seguro y confiable siguen aumentando (mejoras de seguridad en pipelines), creando una tensión entre ingresos decrecientes y costos crecientes. El Utility tiene inversiones significativas en infraestructura de gas cuya recuperación puede volverse incierta.
Si se materializa: Activos de gas con valor sustancial de inversión podrían quedar stranded, resultando en depreciación acelerada o impairment. La incapacidad de recuperar inversiones en el sistema de gas vía tarifas podría afectar materialmente la situación financiera y los flujos de efectivo.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Geografía: Las actividades de PG&E Corp y del Utility están concentradas en una sola industria (electric and gas utility) y en una sola región (Northern and Central California), sin beneficio de diversificación geográfica o de negocios.
Regulación: El Utility depende casi exclusivamente de las autorizaciones del CPUC y la FERC para recuperar costos y obtener retorno sobre el capital. La pérdida de la certificación de seguridad ante la OEIS implica la pérdida simultánea de múltiples beneficios regulatorios bajo AB 1054 y SB 254.
La sección es inusualmente detallada en la cuantificación de pasivos por incendios: el filing nombra explícitamente cuatro incendios históricos (Camp 2018, Kincade 2019, Dixie 2021, Mosquito 2022) con montos de accrual y cobertura de seguro concretos, lo que es infrecuente en la mayoría de los 10-K de utilities. Llama la atención la mención explícita de la audiencia de restitución del Camp fire diferida al 24 de abril de 2026 bajo el Penal Code section 1202.4, que expone al Utility a restitución criminal no waivable. El volumen de deuda del Utility ($55.3 billones) y los NOL carryforwards federales ($38.3 billones) son cifras de magnitud excepcional que reflejan el peso del proceso de reorganización post-bankruptcy. La discusión del EOEP con posibilidad de revocación de licencia es un disclosure de alto impacto que pocas utilities del S&P 500 incluyen de forma tan directa.
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:
En FY2025, PG&E reportó un ingreso neto consolidado de $2,593M atribuible a accionistas comunes, un 5% superior al año previo, impulsado por el aumento de revenues del Utility en $516M y la reducción de costos de Operating and maintenance, parcialmente contrarrestados por el aumento en Depreciation y el creciente costo de la deuda a nivel de PG&E Corporation.
Qué empujó los resultados
- Revenues adicionales por la extensión de operaciones de Diablo Canyon Power Plant (DCPP), sin comparable en 2024 (Aproximadamente $650M en revenues y $570M en costos asociados reconocidos en 2025). Segmento: Utility - Electric
- Interim rate relief autorizado en el procedimiento 2023 WMCE, con reconocimiento de revenues y costos diferidos en 2025 (Aproximadamente $500M en revenues adicionales vs. 2024, con $500M más en costos diferidos reconocidos). Segmento: Utility
- Reducción de Operating and maintenance por el fin del reconocimiento de gastos diferidos de los procedimientos 2021 y 2022 WMCE y del WGSC que tuvieron impacto en 2024 (Disminución neta de $450M en O&M (contribuciones positivas de aprox. $560M del 2021 WMCE, $540M del 2022 WMCE y $260M del WGSC en 2024 sin equivalente en 2025)). Segmento: Utility
Qué jugó en contra
- Aumento en Depreciation, amortization and decommissioning por crecimiento del plant balance por adiciones de capital y reconocimiento de depreciación diferida (+$445M, o +11%, a $4,634M en 2025 vs. $4,189M en 2024). Segmento: Utility
- Pérdida neta creciente de PG&E Corporation (excluyendo Utility), principalmente por intereses sobre deuda de largo plazo (Pérdida de $472M en 2025 vs. pérdida de $223M en 2024, un incremento de $249M (112%)). Segmento: PG&E Corporation (holding)
- Aumento en el costo de electricidad por mayores costos de procurement, incluyendo contratos de RA locales, costos de la resolución del TO rate case aprobado por FERC y mayor amortización de combustible nuclear (+$348M, o +15%, a $2,609M en 2025 vs. $2,261M en 2024). Segmento: Utility - Electric
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Dividendos: PG&E Corporation tiene una política de dividendos con incrementos consistentes apuntando a un payout ratio de aproximadamente 20% de core earnings para 2028. En 2025 se registró un aumento de $325M en pagos de dividendos respecto a 2024.
Capex (inversión en activos): El Utility utilizó $12,316M en actividades de inversión en 2025 (vs. $11,375M en 2024), con un incremento de $1,418M en capital expenditures. En 2026 el Utility estima invertir $12.4 billion en capital expenditures. Para 2027-2030 propuso invertir aproximadamente $45.0 billion en activos bajo jurisdicción CPUC.
M&A (compras y ventas de negocios): El 29 de enero de 2025, el Utility celebró un acuerdo enmendado con Citizens Energy Corporation para arrendar entitlements de ciertos activos de transmisión por hasta $1.0 billion de inversión total de Citizens, con pagos promedio de aproximadamente $200M por opción de arriendo. En 2025 el Utility realizó un pago de $349M por la compra de la Oakland General Office.
Deuda: En 2025, el Utility registró un aumento neto de $6,574M en borrowings bajo credit facilities y una disminución de $2,675M en net borrowings bajo term loan, más repagos netos de long-term debt de $1,113M. Las credit agreements exigen que el ratio deuda total/capitalización no supere 70% para PG&E Corporation y 65% para el Utility. Al 31 de diciembre de 2025, ambas entidades se encuentran en cumplimiento de todos los covenants financieros.
Caja al cierre: Al 31 de diciembre de 2025, PG&E Corporation tenía $360M en cash and cash equivalents y el Utility $353M. La liquidez total disponible fue de aproximadamente $4.5 billion, incluyendo $3.8 billion de disponibilidad bajo las revolving credit facilities.
El filing cuantifica liabilities pendientes por incendios históricos de $3.825 billion agregados (Kincade $1.325B, Dixie $2.15B, Mosquito $350M), con receivables del Wildfire Fund de $1.150B para el Dixie fire (de los cuales $851M ya fueron cobrados). En noviembre de 2025 el Utility presentó una aplicación solicitando recupero de aproximadamente $1.9 billion adicionales por los fuegos Kincade y Dixie bajo el procedimiento AB 1054. La nueva ley SB 254 impone una restricción relevante: los primeros $2.9 billion de capital expenditures en fire risk mitigation aprobados por la CPUC a partir del 1 de enero de 2026 no podrán incluirse en la equity rate base, lo cual el Utility planea financiar mediante securitización. PG&E Corporation reportó una pérdida creciente a nivel holding de $472M (vs. $223M en 2024), reflejo del mayor costo de la deuda corporativa, mientras que la Utility subyacente generó un income attributable to common stock de $3,065M, un 14% superior al año anterior.
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. 56 pagos desde 29/06/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
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| 31/03/2026 | N/A | $0,05 |
| 31/12/2025 | N/A | $0,05 |
| 30/09/2025 | N/A | $0,025 |
| 30/06/2025 | N/A | $0,025 |
| 31/03/2025 | N/A | $0,025 |
| 31/12/2024 | N/A | $0,025 |
| 30/09/2024 | N/A | $0,01 |
| 28/06/2024 | N/A | $0,01 |