WEC Energy Group, Inc.
NYSE: WEC
$-2,32 (-2,04%)
Precio Histórico
+$2,93 (+2,70%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$124,81
$108,00 - $140,00
$125,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$5,59
$6,01
$10,81B
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
4,99
P/E Ratio
22,30
P/FCF
N/A
Dividend Yield
3,35%
Profit Margin
16,24%
Beta
0,46
Ingresos
$10,08B
EBITDA
$3,93B
FCF
$-2,07B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de WEC
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
2,68
EV/EBITDA
15,13
PEG
2,53
P/S
3,62
Rentabilidad
ROE
11,68%
ROIC
N/A
ROA
3,04%
Margen Bruto
41,76%
Margen Operativo
28,54%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
1,53
Current Ratio
0,68
Quick Ratio
0,45
Caja Total
$45,60M
Deuda Total
$22,32B
Crecimiento
Crec. Ingresos
9,00%
Crec. Ganancias
7,90%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de WEC Energy Group, 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 20/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
WEC Energy Group gana plata operando utilities reguladas de electricidad y gas natural en Wisconsin, Illinois, Minnesota y Michigan, donde las tarifas aprobadas por reguladores estatales le garantizan la recuperación de costos más un retorno sobre el equity autorizado. Además, tiene una pata no regulada de infraestructura renovable (WECI) que genera Production Tax Credits que vende a terceros bajo el programa de transferibilidad del IRA.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Wisconsin: Generación y distribución eléctrica (WE, WPS, UMERC) y distribución de gas natural (WE, WPS, WG, UMERC) en Wisconsin y en la Upper Peninsula de Michigan. Sirve a ~1.7 millones de clientes eléctricos y ~1.5 millones de clientes de gas. Las tarifas eléctricas de Wisconsin representaron el 90% de los revenues eléctricos totales en 2025 ($4,992.8M de $5,547.4M total eléctrico).
Principalmente Wisconsin (sudeste, noreste, centro y norte) y Upper Peninsula de Michigan. Wisconsin aportó el 90.0% de los revenues eléctricos y el 44.0% de los revenues de gas natural en 2025.Illinois: Distribución de gas natural en Chicago y suburbios del norte de Chicago, operada por PGL y NSG. Sirve a ~1.06 millones de clientes, principalmente residenciales y comerciales/industriales. Illinois aportó el 42.5% de los revenues de gas natural en 2025 ($1,683.6M).
Chicago y suburbios del norte de Chicago, regulado por ICC.Other States: Distribución de gas natural en Minnesota (MERC) y Michigan del sur/oeste (MGU), más operaciones no-utility de MERC de service de electrodomésticos. Sirve a ~444k clientes. Minnesota aportó el 8.3% y Michigan el 5.2% de los revenues de gas natural en 2025.
Minnesota (MERC, regulado por MPUC) y sur/oeste de Michigan (MGU, regulado por MPSC).Electric Transmission: Participación accionaria de aproximadamente 60% en ATC, compañía de transmisión eléctrica regional que opera en Wisconsin, Michigan, Illinois y Minnesota, regulada por FERC. También posee ~75% de ATC Holdco para proyectos de transmisión fuera del footprint tradicional de ATC.
Wisconsin, Michigan, Illinois y Minnesota.Non-Utility Energy Infrastructure: Incluye We Power (arrienda ~2,500 MWs de generación a WE bajo leases de largo plazo aprobados por PSCW con un ROE contractual de 12.7%), Bluewater (almacenamiento de gas natural en Michigan), y WECI (participaciones en 12 plantas renovables, principalmente eólicas y solares, con offtake agreements de 10 a 22 años y PTCs que se venden a terceros bajo la transferibilidad del IRA).
Plantas renovables de WECI en múltiples estados (Illinois, Iowa, Kansas, Wisconsin, entre otros). Bluewater en Michigan.Corporate and Other: Holding companies (WEC Energy Group, Integrys, PELLC), Wispark (desarrollo inmobiliario en sudeste de Wisconsin), WBS (servicios centralizados administrativos para entidades del grupo) y subsidiarias en clean energy investment funds.
Principalmente Wisconsin.Ventajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Monopolio de servicio regulado en territorios exclusivos otorgados por permisos indeterminados ('indeterminate permits') y acuerdos de frontera con otras utilities. Las tarifas son aprobadas por PSCW, ICC, MPSC y MPUC, que históricamente diseñan las tasas para recuperar costos prudentes más un ROE autorizado (9.38%-9.86% según jurisdicción en 2025). Los reguladores no pueden modificar ni terminar los leases de We Power aprobados bajo la Leased Generation Law de Wisconsin.
Los clientes residenciales y pequeños comerciales no pueden cambiar de distribuidor de red: WEC es el único proveedor de distribución eléctrica y de gas en sus territorios. Incluso cuando los clientes eligen un proveedor alternativo de gas, WEC sigue cobrando el servicio de distribución ('transportation service'), de modo que la pérdida de margen por el commodity tiene poco impacto en el net income.
La compañía sirve a ~1.7 millones de clientes eléctricos y ~3 millones de clientes de gas (Wisconsin ~1.5M, Illinois ~1.06M, Other States ~0.44M), lo que le permite distribuir costos fijos de infraestructura sobre una base amplia. Posee 8,375 MWs de capacidad de generación propia e infraestructura de almacenamiento de gas (Bluewater, Manlove Field de 38.8 Bcf, Partello de 2.9 Bcf).
La Leased Generation Law de Wisconsin creó certeza regulatoria expresa para los activos de We Power: la ley prohíbe al PSCW modificar o terminar los leases aprobados excepto en condiciones específicamente previstas, y garantiza la recuperación plena de los costos y el retorno (ROE contractual de 12.7%) en las tarifas eléctricas de WE.
WEC está en medio de una expansión de capital sin precedentes para servir a Very Large Customers (VLCs), es decir, data centers de gran escala que se construyen en sus territorios de servicio. La empresa tiene aprobación del PSCW para construir 1,228 MWs de generación a gas natural y ha solicitado aprobación para otros 1,660 MWs adicionales, en parte como 'bespoke resources' asignados exclusivamente a estos VLCs con un ROE superior (10.48%-10.98% vs. 9.80% estándar) y una relación de equity más alta (57%). Al mismo tiempo, la compañía tiene como meta usar el carbón solo como combustible de respaldo para fines de 2030 y eliminarlo completamente para 2032, habiendo retirado casi 2,500 MWs de generación fósil desde 2018 y alcanzado una reducción del 53% en emisiones de carbono respecto al baseline de 2005. La pata no regulada de WECI monetiza PTCs de plantas renovables vendiéndolos a terceros bajo la transferibilidad del IRA, con prácticamente toda la producción de 2023-2025 ya comprometida.
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 WEC Energy Group, Inc., ordenados por materialidad:
1. Riesgo regulatorio en Illinois: PRP, QIP y desafíos de recovery de costos en PGL
Peoples Gas Light & Coke (PGL) enfrenta un riesgo regulatorio muy concreto en Illinois. La ICC disallowed costos de capital en su orden de 2023, forzando impairments, y en febrero de 2026 PGL acordó un settlement sobre el QIP rider que resultó en cargos al income del Q4 2025. Adicionalmente, la ICC impuso un deadline al 1 de enero de 2035 para reemplazar toda la caería de hierro fundido y dúctil de menos de 36 pulgadas, bajo amenaza de multas civiles. La recuperación de estos costos vía rates es incierta y sujeta a revisión.
Si se materializa: Impairments ya reconocidos en Q4 2023 y Q4 2025. Costos del Pipe Replacement Program (PRP) quedan expuestos a regulatory lag. Riesgo de nuevas disallowances sobre los años de reconciliación del QIP rider (2017-2023) que podrían impactar materialmente los resultados, cash flows y condición financiera de PGL y WEC consolidado.
2. Concentración en clientes de data centers y AI: riesgo de cancelación y no-recovery bajo VLC Tariff
WE (Wisconsin Electric) está incurriendo en gastos significativos de ingeniería, diseño y equipamiento para servir a un número pequeño de clientes de data centers de gran escala que soportan AI, antes de recibir aprobación regulatoria del PSCW para los nuevos VLC Tariff y Bespoke Resources Tariff. Si los proyectos se cancelan por cualquier motivo (baja demanda, no aprobación regulatoria, permisos ambientales), WE enfrentaría penalidades de cancelación contractuales e impairments de activos potencialmente no recuperables en rates. El filing menciona explícitamente que la tecnología subyacente (AI) es emergente e incierta.
Si se materializa: Penalidades de cancelación bajo contratos de compra de equipos y construcción, posibles impairments de activos ya registrados, y riesgo de non-recovery de costos en rates. Los acuerdos de reembolso con los VLCs mitigan parcialmente pero no eliminan el riesgo. Pérdidas materiales posibles si proyectos son cancelados o si los clientes reducen su carga anticipada.
3. Impacto del OBBBA (2025) sobre tax credits renovables: restricciones por entidades extranjeras prohibidas
En julio de 2025, la One Big Beautiful Budget Act (OBBBA) fue promulgada, modificando significativamente los clean-energy tax credits del IRA. La ley introduce restricciones específicas: los créditos solares y eólicos pueden ser negados a proyectos que usen equipamiento de entidades extranjeras prohibidas, o a contribuyentes que superen ciertos umbrales de equity o deuda en manos de dichas entidades. WEC tiene inversiones sustanciales en renovables y utiliza tanto PTCs como ITCs como palanca clave de su estrategia financiera.
Si se materializa: Pérdida o reducción de créditos impositivos en proyectos de energía solar y eólica. Impacto material sobre earnings y cash flows. Posibles cargos contra ganancias si futuros cambios en la tasa corporativa u otras políticas requieren revaluar posiciones. Riesgo adicional sobre la estrategia de transferibilidad (venta a terceros) de créditos bajo el IRA.
4. Clasificación de 'serious nonattainment' de ozono en Wisconsin y riesgo de permisos de generación
En diciembre de 2024, la EPA clasificó partes del territorio de servicio de WEC en Wisconsin como en 'serious nonattainment' bajo el estándar de ozono, lo que afectaría futuros permisos para instalaciones de generación. Si bien Wisconsin obtuvo una suspensión judicial en septiembre de 2025 que regresó el estatus a 'moderate' mientras se resuelve el litigio, el riesgo persiste. Una clasificación definitiva de 'serious' podría requerir controles de emisión más estrictos, compra de emission reduction credits, y frenar el crecimiento económico en el sureste de Wisconsin.
Si se materializa: Costos adicionales por controles de emisión más exigentes, necesidad de comprar emission reduction credits, y posible limitación del crecimiento económico en zonas de servicio clave que impacta la ejecución del capital plan de WEC.
5. Presión ejecutiva federal sobre retiro de plantas de carbón: conflicto con el capital plan
A fines de 2025, el Presidente emitió executive orders dirigidas al DOE para mantener ciertas plantas de carbón operativas por razones de confiabilidad de la red, en conflicto directo con los planes de retiro de WEC. WEC tiene como objetivo eliminar el carbón como fuente de energía para fines de 2032. Órdenes ejecutivas futuras que impidan esos retiros comprometerían el capital plan, el objetivo de net carbon neutrality para 2050, y potencialmente generarían stranded costs.
Si se materializa: Imposibilidad de ejecutar el capital plan de transición energética según lo planificado. Stranded costs si los activos de carbón no pueden retirarse. Posibles pérdidas por abandono y reducción de ingresos. Conflicto con objetivos ambientales que podría afectar la relación con inversores institucionales y otras fuentes de financiamiento.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Clientes: Un número pequeño (small number) de clientes de data centers de gran escala representa inversiones de infraestructura significativas para WE bajo el VLC Tariff; el filing no cuantifica el porcentaje de revenue pero caracteriza explícitamente esta concentración como un riesgo de negocio material.
Proveedores: Las utilities de gas natural de WEC compran casi toda su provisión de gas de fuentes interestatales transportadas bajo firm service agreements; una disrupción en capacity de pipelines interestatales impactaría directamente las operaciones.
Geografía: Concentración en Illinois (PGL/NSG) con exposición regulatoria específica a la ICC, y en el sureste de Wisconsin con el riesgo de nonattainment de ozono de la EPA.
Regulación: Alta dependencia de la ICC en Illinois para recovery de costos del PRP y del QIP rider (2017-2023 bajo revisión), y del PSCW en Wisconsin para aprobación del VLC Tariff y proyectos de generación asociados a data centers.
Esta sección es inusualmente detallada en tres áreas emergentes: el riesgo por la concentración en clientes de data centers de AI bajo el VLC Tariff es una disclosure específica y nueva que pocas utilities de su tamaño nombraban hasta 2025, incluyendo la incertidumbre sobre si la tecnología AI será adoptada masivamente. El conflicto explícito entre las executive orders presidenciales de fin de 2025 (mantener carbón operativo) y el capital plan de WEC es un disclosure de tono marcadamente más urgente que el estándar de la industria. Finalmente, el detalle sobre el settlement del QIP rider de PGL en febrero de 2026 y el cargo ya reconocido en Q4 2025 convierten al Item 1A en una extensión narrativa de eventos materiales muy recientes, lo que sugiere que la compañía usó esta sección para dar contexto anticipado a impactos ya contabilizados.
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:
WEC Energy Group reportó earnings de $1,557.5 millones en FY2025, un leve aumento de $30.3 millones sobre 2024, con un sólido desempeño en Wisconsin más que compensado por un cargo de $205 millones en Illinois por el settlement de los riders UEA y QIP.
Qué empujó los resultados
- Impacto de los Wisconsin rate orders aprobados por la PSCW, efectivos el 1 de enero de 2025, que impulsaron márgenes y beneficios fiscales adicionales en el segmento Wisconsin (+$402.4M en utility margin; contribución neta de +$191.7M al net income del segmento Wisconsin (+22.2% YoY)). Segmento: Wisconsin
- Mayor volumen de ventas retail impulsado por clima más frío en 2025 vs. 2024, con heating degree days 28.0% y 20.0% por encima de 2024 en Milwaukee y Green Bay respectivamente (+$135.5M en utility margin del segmento Wisconsin; electric retail sales volumes +676.6 GWh; natural gas Wisconsin retail +269.1 millones de therms). Segmento: Wisconsin
- Mayor income tax benefit en el segmento Non-utility energy infrastructure, impulsado por aumento de PTCs relacionados con adquisición de nuevas instalaciones de generación renovable en Q4 2024 y Q1 2025 (+$40.5M de income tax benefit incremental; contribución neta al segmento de +$30.3M (+8.0% YoY)). Segmento: Non-utility energy infrastructure
Qué jugó en contra
- Cargo de $205.0M pre-tax en Illinois por el acuerdo de settlement propuesto con el Illinois Attorney General para resolver todas las causas abiertas relacionadas con los riders UEA y QIP de PGL y NSG (-$130.0M impairment de property, plant and equipment + -$75.0M reducción de revenues; impacto neto en net income del segmento Illinois de -$130.0M (-51.6% YoY)). Segmento: Illinois
- Mayor interés expense en el segmento Corporate and other, derivado de emisiones de deuda de largo plazo en mayo y diciembre 2024, y junio y noviembre 2025, combinado con la ausencia en 2025 del gain on debt extinguishment registrado en 2024 (Interest expense corporativo +$49.0M; sin gain on debt extinguishment vs. $23.1M en 2024; net loss del segmento Corporate and other aumentó $74.6M (de -$164.3M a -$238.9M)). Segmento: Corporate and other
- Mayor depreciation and amortization y costos operativos en Wisconsin por activos puestos en servicio bajo el capital plan, incluyendo plantas de energía renovable, sistemas de distribución y transmisión (+$88.2M en D&A; +$46.2M en costos de power plants; +$41.6M en transmission expense; +$32.9M en earnings sharing mechanisms; total other operating expenses Wisconsin +$287.3M). Segmento: Wisconsin
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Dividendos: En enero 2025 el Board aumentó el dividendo trimestral en $0.0575 por acción (6.9%), efectivo con el pago de marzo 2025. En enero 2026, el Board aumentó el dividendo trimestral a $0.9525 por acción (6.7%), efectivo en Q1 2026, equivalente a $3.81 anuales. Dividendos pagados sobre common stock aumentaron $91.6M en 2025 vs. 2024. La compañía lleva pagando dividendos trimestrales consecutivos desde 1942.
Capex (inversión en activos): Capex total FY2025: $4,398.1M (vs. $2,781.1M en 2024, +$1,617.0M). Desglose: Wisconsin $3,860.1M, Illinois $306.1M, Other states $112.5M, Non-utility energy infrastructure $98.6M, Corporate and other $20.8M. Plan 2026-2028: $5,018.1M / $6,949.5M / $6,965.6M. Capital plan 2026-2030 total en utilities reguladas: $33.4B; share de ATC capex: ~$4.1B.
M&A (compras y ventas de negocios): Adquisición de 90% de Hardin III en febrero 2025 por $406.1M neto de cash. En 2024: adquisición de 90% de Delilah I ($462.5M), 90% de Maple Flats ($431.2M), y 13.7% adicional de West Riverside ($97.9M). Contribuciones de capital a ATC aumentaron $96.9M en 2025 vs. 2024.
Deuda: Long-term debt (incluyendo porción corriente) ascendió a $20,017.5M al 31/12/2025 vs. $18,907.1M al 31/12/2024. En 2025 se emitieron WEC 2025 Junior Notes ($600.0M, vencimiento 2056) en junio y noviembre. En 2024 se emitieron 2024A y 2024B Junior Notes ($750.0M, vencimiento 2055) para refinanciar los 2007 Junior Notes ($358.9M redimidos en diciembre 2024). Short-term debt aumentó de $1,116.6M a $1,924.7M, incluyendo $806.9M de net borrowings de commercial paper. Ratio deuda/capitalización total: 61.7% (actual GAAP) y 59.8% (ajustado, consistent con tratamiento de rating agencies). Interest payments totales pendientes sobre deuda de largo plazo: $8,972.8M.
Caja al cierre: Current liabilities excedían current assets en $2,308.7M al 31/12/2025. Cash from operations: $3,379.4M en 2025 (vs. $3,211.8M en 2024). La compañía mantiene líneas de crédito bancarias de respaldo para WEC Energy Group, WE, WPS, WG y PGL. Inversiones en trusts de pensión y OPEB: aproximadamente $3.6B al 31/12/2025.
El hecho más llamativo del MD&A es el cargo de $205.0M pre-tax en Q4 2025 por el acuerdo propuesto de settlement con el Illinois Attorney General sobre los riders UEA y QIP, que incluye un impairment de $130.0M sobre property, plant and equipment de PGL más $75.0M de reducción de revenues como bill credits a clientes en 2026-2028. Este cargo redujo el net income del segmento Illinois en 51.6% YoY. Adicionalmente, el capex de FY2025 casi duplicó al de FY2024 ($4,398.1M vs. $2,781.1M), impulsado principalmente por Wisconsin (+$1,613.0M), anticipando un plan de $18.9B en los próximos tres años. La aprobación de la One Big Beautiful Bill Act en julio 2025 generó modificaciones significativas a los créditos fiscales de energía limpia de la IRA, y WEC ajustó su capital plan para reflejar las nuevas reglas de beginning-of-construction implementadas por el U.S. Treasury en agosto 2025.
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. 81 pagos desde 10/05/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 13/02/2026 | N/A | $0,953 |
| 14/11/2025 | N/A | $0,893 |
| 14/08/2025 | N/A | $0,893 |
| 14/05/2025 | N/A | $0,893 |
| 14/02/2025 | N/A | $0,893 |
| 14/11/2024 | N/A | $0,835 |
| 14/08/2024 | N/A | $0,835 |
| 13/05/2024 | N/A | $0,835 |