La nueva Repsol (REP) sin YPF

Tú sí que lo has hecho bien. A mi me pudo la avaricia....

JPMorgan irrumpe en electricidad en España con la marca Sonnedix
Por Miguel Á. Patiño - 13/04/2026
// Gregorio Morales Schmid es máximo responsable comercial ('chief commercial officer') de Sonnedix //

JPMorgan Asset Management da un salto estratégico en España y reconvierte la plataforma de renovables Sonnedix para ampliar negocio a venta directa de
luz.

Sonnedix, una de las plataformas de renovables más relevantes en España, ultima un nuevo plan para dar un salto estratégico y entrar de lleno en la venta
directa de electricidad. La compañía da así un vuelco histórico para convertirse en una eléctrica independiente integrada verticalmente.

Es decir, además de desarrollar y gestionar operativamente instalaciones de renovables, comercializará electricidad propia y de terceros directamente a
clientes, empezando por el mercado empresarial, en competencia con las grandes eléctricas, entre ellas Iberdrola, Endesa, Naturgy y Repsol.

Sonnedix es uno de los casos de éxito más singulares del panorama de renovables en España. El grupo aglutina inversiones de fondos institucionales gestionados
por JPMorgan Asset Management, vehículo de inversión vinculado a JPMorgan. A pesar de ser una plataforma internacional, con presencia en nueve países,
Sonnedix tiene sede en España, donde arrancaron sus operaciones en 2010.

De Sonnedix a Nortegas

Sonnedix es uno de los dos grandes proyectos de inversión de JPMorgan en el mercado español. Además, JPMorgan Asset Management es el accionista mayoritario
de Nortegas, una de las tres mayores distribuidoras de gas en España, junto a Nedgia (Naturgy) y Redexis.

En la actualidad, Sonnedix gestiona 650 instalaciones fotovoltaicas y eólicas. Suma una capacidad operativa de 4.460 megavatios y una cartera total (sumando
proyectos en desarrollo) de 11.500 megavatios. Sus mayores mercados son, además de España, Chile e Italia. También está presente en Portugal, Polonia,
Reino Unido, Francia, Japón y Alemania.

Además del desarrollo de proyectos propios, Sonnedix ha crecido a golpe de adquisiciones, llegando a protagonizar algunas de las más relevantes en España
en el sector de las renovables, como la macro transacción de Vela Energy con Centerbridge en 2017.

Hasta ahora, Sonnedix había usado la producción eléctrica de las plantas que desarrollaba como mero soporte financiero. Revendía esa producción con contratos
a largo plazo (PPAs en la jerga del sector) que actuaban a modo de garantía para financiar el desarrollo de las propias plantas.

Otro modelo, el caso Engie

A partir de ahora, reestructura el modelo y usará la producción para suministrar a una cartera de clientes. Además, actuará también como central de compras
de la producción de instalaciones de terceros para revenderla en el mercado a sus propios clientes.

El paso que da Sonnedix no es un hecho aislado. Ocurre en un momento de reconfiguración del mapa de las renovables en España.

En un mercado saturado de proyectos, las renovables buscan negocios adicionales. La integración vertical (generación y comercialización de luz) es una
vía. Engie, por ejemplo, acaba de adquirir a Ignis el área de suministro eléctrico a pymes, que cuenta con unos 50.000 clientes.

Endesa, rival y cliente

Sonnedix se está armando operativamente para poder abastecer 24 horas al día siete días a la semana a clientes. Paradójicamente, el grupo ultima un contrato
con Endesa -que también es rival- para que le suministre electricidad como soporte (backup) durante una serie de horas.

IBERDROLA, ENDESA Y REPSOL: GUERRA ONLINE

El sector de comercialización de electricidad ha vivido durante el mes de marzo una revolución comercial histórica, impulsada por dos factores. Por un
lado, la guerra del Golfo Pérsico. Por otro, la nueva normativa sobre servicios de contratación. La guerra del Golfo Pérsico ha vuelto a alterar los mercados
energéticos en todo el mundo.

En electricidad ha afectado por la subida del gas, necesario para alimentar las centrales de ciclo combinado. El impacto en los precios eléctricos en España
ha sido limitado, porque las subidas han sido amortiguadas por una mayor producción de renovables. Pero el temor a una escalada de precios de la luz como
la que se vivió en 2022 por la guerra de Rusia contra Ucrania ha puesto en guardia al mercado y ha reactivado el trasvase de clientes de unas comercializadoras
a otras.

Ese fenómeno ha coincidido además con la llegada de una nueva normativa que prohibe el denominado spam telefónico en electricidad. Es decir, la contratación
telefónica de servicios de suministro, salvo petición expresa del consumidor. Esto ha hecho que las eléctricas deriven sus esfuerzos de captación de clientes
hacia el entorno online, lo que a su vez ha desembocado en una guerra comercial sin precedentes en Internet. Según datos del sector de publicidad online,
en el mes de marzo de este año ha habido 2,2 veces más publicidad online por parte del sector eléctrico que en marzo de 2025. En marzo de este año, se
ha destinado a publicidad online en el sector el 26% de todo lo que se presupuestó para 2025. Grupos como Endesa e Iberdrola (las dos mayores eléctricas),
han llevado a cabo campañas de entre cinco y ocho millones euros, y Repsol, la cuarta eléctrica, ha superado los tres millones de euros.

¿POR QUÉ?

El mercado de los proyectos de renovables en España está saturado. Por eso las empresas de energías verde buscan negocios adicionales.

Una línea de diversificación es la integración vertical. Es decir, sumar al desarrollo de instalaciones la comercialización de luz.

Hasta ahora, las renovables estaban maniatadas, porque no podían suministrar luz todo el tiempo, porque sus instalaciones no la generan de forma ininterrumpida.

Con el desarrollo de baterías, y los contratos financieros de cobertura, ese problema se ha resuelto.
__________


Saludos.

 

Banco Sabadell | El trading update de Repsol para el 1T26, adelantó un trimestre fuerte en upstream, apoyado en el precio del Brent (81,1 d/b vs 65 d/b guidance y 75 d/b BS (e)), gas HH (5,1 d/MBtu vs 4 d/Mbtu guidance, 3,8 d/Mbtu BS(e)) y menores costes de exploración. En industrial, la menor captura del margen de refino (10,9 d/b,), por baja utilización, se compensaría por wholesale and gas trading. Estimamos un EBIT para el 1T26 de cerca de 1.300 M euros (+45% vs 4T25, en línea consenso) y un BDI 1T26 ajustado de unos 875 M euros (+33% vs 4T’25, vs 911 M euros consenso). Revisamos ligeramente el P.O. al alza a 23,34 euros/acc (vs 23,19 euros/acc. anterior) por margen de refino pero nos situamos en INFRAPONDERAR por limitado potencial (+2%). La cotización seguirá estando dirigida por la evolución del Brent. 

 

Renta 4 | Repsol ha firmado un acuerdo con el Ministerio de Hidrocarburos de Venezuela y con la compañía estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) para retomar el control de las operaciones e incrementar la producción de petróleo en Petroquiriquire (60% PDVSA y 40% Repsol), garantizar los mecanismos de pago y fortalecer el marco operativo de sus actividades en el país, bajo el Acuerdo Marco originalmente firmado en 2023. Recordamos que este acuerdo, enmendado en 2024, prevé la ampliación de la duración de las concesiones del yacimiento de Petroquiriquire e incorpora los campos Tomoporo y La Ceiba.  

La producción actual de petróleo de Repsol en Venezuela asciende a unos 45.000 barriles brutos al día, ~15.000 barriles netos, y se espera que aumente un 50% en 12 meses y se triplique en los próximos tres años, si se siguen dando las circunstancias necesarias y utilizando los ingresos que se obtengan en el país, es decir, siendo, al menos, neutral en caja para la Compañía.  

Valoración: Noticia positiva que otorga mayor visibilidad a las operaciones de Repsol en el país, una vez que se cumplen tres condiciones necesarias, aunque no suficientes: 1) el levantamiento de las sanciones a Venezuela; 2) la emisión de la licencia General No. 50A por parte de la Oficina de Control de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro de Estados Unidos (OFAC), que autoriza a Repsol a participar en transacciones vinculadas a las operaciones de crudo y gas con el gobierno venezolano y PDVSA; y 3) la firma de este acuerdo con las autoridades del país.  

Una vez establecido el marco legal y de cooperación entre las partes implicadas, esperamos que la JV comience a retomar la inversión necesaria para alcanzar unos 90.000 barriles brutos al día en los próximos 12 meses y superar los 130.000 barriles diarios en los próximos tres años.  

Recordamos que bajo en nuevo modelo de reporting de la Compañía, la contribución de las JVs se contabilizará mediante el método de puesta en equivalencia, por lo que el incremento de capex y la generación de caja esperada no debería tener impacto en las cuentas de Repsol en tanto en cuanto no reparta dividendos, que no prevemos en el muy corto plazo, pero sí esperaríamos a medio plazo en caso de persistir las actuales condiciones.  

Respecto al cobro de la deuda histórica de PDVSA, cifrada a unos 4.550 millones de euros (~20% market cap) entre créditos y facturas vivas pendientes de cobro (~963 millones de euros) y provisiones (~3.587 millones de euros), no parece que se haya abordado el tema, aunque sin duda creemos que constituye un paso previo necesario.  

Reiteramos recomendación de MANTENER con P.O. 23,70 euros/acción.