Endesa S.A.

Investor Presentation • Nov 19, 2024

1

19 NOVIEMBRE 2024

Agenda

José Bogas, CEO

Conclusiones

José Bogas CEO

80 años apoyando el desarrollo socioeconómico de España

80 años creando futuro a tu lado

Principales hitos

El reto de electrificar un país

• Llevar electricidad a todo el país
• Desarrollo de la generación eléctrica
• Expansión de la red

Transformación del sector energético

• Crear valor para las comunidades
• Una red eléctrica sólida y de calidad
• Fomentando la electrificación
• Reforzando nuestra relación de confianza con el cliente

Transición hacia una energía sostenible

• Compromiso de descarbonización
• Reducción de emisiones
• Energías limpias

Importantes avances en los objetivos estratégicos del plan anterior

Pilares estratégicos

Cumpliendo nuestros compromisos

Rentabilidad, flexibilidad y resiliencia

eficacia 2

Eficiencia y

3

1

Bien encaminados para alcanzar los objetivos de 2024

Venta del 49,99% de 2 GW de activos solares

Extraordinaria generación de flujo de caja libre

Objetivos financieros (miles M€)

Objetivo 2024 2024E

Endesa en el contexto energético

José Bogas CEO

Electrificación limpia: la solución a tres grandes retos

Marco estratégico de energía y clima Nuevo PNIEC 2023-2030

Un plan más ambicioso, el cuál exige un importante esfuerzo inversor, que requiere una regulación adecuada y acciones concretas

(1) Con respecto al año base 1990

(2) Energía renovable en % del consumo de energía total bruta

(3) Ahorro en el consumo de energía primaria/final frente al nivel de referencia

(4) % de energías renovables sobre la generación total de electricidad

Marco estratégico de energía y clima Sector eléctrico (PNIEC 2030 vs 2023)

Capacidad (GW)

• Ambiciosos objetivos renovables (+84 GW) requiriendo un ágil proceso de concesión de permisos unido a...
• …fuerte repunte de la demanda debido al aumento de la tasa de electrificación: 307 TWh (+55 TWh)
• La seguridad de suministro es clave y para ello se requiere mecanismos de pagos por capacidad

Producción ex-H2 (TWh)

Los objetivos del PNIEC implican un aumento significativo de la demanda eléctrica

Inversiones en electrificación x 3 VS. antiguo PNIEC

del transporte

x 4

Demanda industrial

+ 48%

Residencial & Servicio

+ 5%

Necesidad de impulsar la demanda interna

• Electrificación de sectores económicos clave:
  • Movilidad
  • Industria
  • Calefacción y refrigeración
• Atraer nueva demanda es clave para el desarrollo de renovables
• Desarrollo de redes, digitalización y automatización
• Incentivos a la demanda son esenciales (Mejorar la fiscalidad, fomento de los puntos de carga...)

Solicitudes industriales que ya apoyan la electrificación

Suficiente para alcanzar los objetivos de demanda industrial del PNIEC a 2030 (~ 33TWh)

Costes vs ingresos (1)

x9

Los ingresos superan con creces los costes

Oportunidad única para la reindustrialización y el crecimiento económico

Atraer nueva demanda aprovechando los costes competitivos de la energía y un mix energético descarbonizado

Los ingresos de la nueva demanda compensan con creces el aumento de los costes asociados al desarrollo de la red

Centros de datos: un importante impulsor de la demanda eléctrica

Gran oportunidad económica para atraer nueva demanda

Necesidad de aumentar la inversión en redes para alcanzar los ambiciosos objetivos del PNIEC

Inversiones en redes(1) 2021-30 PNIEC : 52,4 miles M€

Necesidades de la red

• x3 Incremento de la integración de la nueva capacidad Renovable

  • Capacidad para hacer frente a las nuevas necesidades de la demanda
  • Mayor resiliencia y seguridad de suministro
  • Reducción de costes y pérdidas

Requisitos de inversión

• Remuneración adecuada en línea con otros países europeos (7,3%-8,7%)
• Aumentar el tope regulatorio
• Pleno reconocimiento de las inversiones auditadas
• Mejorar el sistema de incentivos
• Simplificación de los procedimientos

Plan Estratégico 2025-27

Los pilares y los principales indicadores del periodo confirmados

Optimización del perfil de riesgo-rentabilidad para potenciar la creación de valor

Mejora rápida y progresiva de la base de activos renovables

Reducción de la exposición a la cartera a activos solares volátiles en favor de centrales hidráulicas de inmediata disponibilidad

• Aumento de la capacidad gestionable para garantizar la flexibilidad y fiabilidad de la base de activos
• La adquisición es crucial para maximizar la remuneración generada por nuestra estrategia integrada

Un plan de inversiones adaptado al nuevo contexto energético: impulsando las inversiones en redes

Inversiones por negocio (miles M€) (1) 10% 39% 9% 42% Plan 2025-27 9,6 Miles M€ -++8% vs. Plan anterior Redes Clientes Renovables Gx Conv.

Factores clave

• ~45% aumento de la inversión en redes, suponiendo la mejora necesaria en la remuneración para abordar la transición energética

• Inversión en energías renovables considerando la opción de creación de valor entre hacer o comprar

• Plan parcialmente desarrollado bajo el esquema "Partnership"

• Optimización de la cartera de clientes de alto valor

• Inversiones en extrapeninsular: a la espera de la resolución de la subasta y la visibilidad regulatoria

Plan de inversión en redes para afrontar los próximos retos

% de la inversión bruta

+45% de inversiones en redes respaldadas por una remuneración adecuada

KPIs

• Transición energética: La inversión en redes como factor clave para alcanzar los objetivos de la transición energética
• Fuerte aumento de las inversiones, sujeto a:
  • Incremento de la remuneración financiera a un 7,5% de RoR
  • Incremento del límite regulatorio de inversión
  • Mejora del sistema de incentivos

(1) Tiempo de Interrupción Equivalente a la Potencia Instalada. Según regulador español. Minutos de interrupción Propio + Programado y Transporte

(2) Número de Interrupciones Equivalente a la Potencia Instalada

(3) En barras de central (criterios REE). A nivel país. No ajustado.

(4) Contribuciones de clientes y subvenciones: 1 miles M€ en el periodo 2025-27

Inversión bruta (miles M€) RAB (miles M€)

Orientaciones Política Energética (30 Oct 24)

Tasa de remuneración de la distribución entre los "peers" europeos

• Competencia mundial por los recursos financieros y las inversiones en la transición energética
• Incentivar el transporte y la distribución de electricidad para atender la nueva demanda e integrar la nueva capacidad renovable
• Adecuada remuneración financiera para afrontar los retos de la transición energética sin penalizar las tarifas de los clientes finales

Tipo español resultante (1)

(nominal antes de impuestos) aplicando la tasa libre de riesgo con la metodología de los países europeos

Cambiando el mix de generación hacia activos de mayor valor añadido

Renovables

• Reajuste del mix de generación vs plan anterior: reduciendo la exposición en solar y centrándonos en activos de mayor valor añadido:
• Adquisición de 0,6 GW activos hidráulicos
• El despliegue de proyectos eólicos se ralentiza por la concesión de permisos

Continuamos "Modelo Partnership"

Sostenibilidad medioambiental

Cero emisiones - Senda alineada con el Acuerdo de Paris (senda 1,5°C) cubriendo las emisiones directas e indirectas a través de objetivos específicos

(2) Sistemas extrapeninsulares

Transición justa

2027

Un plan que preserva el contexto social y económico

⁽¹⁾ El cierre de una central térmica de carbón no es responsabilidad exclusiva de Endesa, sino que está sujeto a un proceso de autorización

Centrados en la recuperación de clientes aprovechando los programas de fidelización y las asociaciones estratégicas

69% 31% 0,9 Miles M€ Comercialización Servicios Clientes liberalizados Electricidad (M) +6% (2) 6,7 7,1 55 56 17 14 13 14 2024E 2027 84 84 Mdo. libre: precio fijo Mdo. libre: precio indexado Otros

Ventas eléctricas totales(1) Inversión bruta (miles M€) (TWh)

• Refuerzo de los canales comerciales con especial atención a la digitalización
• Gestión integrada más adaptada a las necesidades del cliente
• Oferta comercial con programas de fidelización
• Centrados en los clientes de mayor valor

Objetivos financieros para 2025-27

Marco Palermo CFO

Principales objetivos financieros

miles M€

Crecimiento del EBITDA impulsado por la gestión integrada y la mejora regulatoria

• +12% en Gx y Cx con crecimiento en todas las líneas de negocio
• El gravamen temporal energético del 1,2% no estará en vigor más allá de 2024

(1) Cifras redondeadas. Variación según el rango alto de 2027

(2) Incluye Gx térmica, nuclear, extrapeninsular, actividades de aprovisionamiento de gas y otros

(3) Comercialización + Endesa X

^+16% Distribución gracias a mayores inversiones respaldadas por la mejora de la remuneración regulada

16% Aumento del EBITDA de redes

Evolución del EBITDA (miles M€)

• Aumento de la remuneración regulada suponiendo un rendimiento financiero del 7,5% sobre la RAB
• Incremento de otros márgenes compensado por la regularización de años anteriores considerada en 2024

12% Incremento EBITDA Gx y Cx

Evolución del EBITDA(1) (miles M€)

El margen eléctrico liberalizado aumenta ligeramente a lo largo del plan en un contexto de normalización de precios

Mejora del margen del gas gracias a una gestión competitiva de la cartera

Resiliencia del margen eléctrico favorecida por la estrategia integrada y la mejora del mix de ventas

Cobertura de ventas eléctricas liberalizadas (TWh) Margen unitario eléctrico liberalizado(1) (€/MWh)

2

~55 ~56 Incremento de la producción renovable y mejora del mix de ventas a clientes para mejorar el margen

Solido margen eléctrico liberalizado a lo largo del plan:

• Aumento de la producción de tecnologías inframarginales
• Margen Cx resiliente gracias a la reducción de los costes de aprovisionamiento y a la mejora del mix de ventas

Repunte del margen del gas impulsado por una buena gestión de cartera

~ 6

• Rescisión de los contratos de gas de Qatar (2025) y Nigeria (2026), junto con un reequilibrio del mix de ventas
• Una mayor cuota de clientes residenciales aporta estabilidad al margen unitario
• Cartera de contratos de gas altamente competitiva

Estabilidad de los costes fijos absorbiendo los efectos de la inflación y el crecimiento

Evolución del Opex(1) (miles M€)

Continua el plan de eficiencias basado en la optimización, la digitalización y la contención de costes

+17% Resultado Ordinario Neto

miles M€

Evolución del Resultado Ordinario Neto(1) (miles M€)

• Amortización y Perdidas por deterioro Mayor amortización debido al esfuerzo inversor
• Resultados financieros Menor coste de la deuda parcialmente compensado por una deuda bruta ligeramente superior
• Normalización fiscal sin efecto del gravamen temporal energético del 1,2%
• Minoritarios Sin incremento relevante incluso considerando el "modelo Partnership"

La sólida generación de caja impulsa unos sanos parámetros crediticios

KPIs

Evolución de la deuda neta(1) (miles M€)

Deuda bruta (miles M€)

Conclusiones

José Bogas CEO

Una estrategia basada en la creación de valor sostenible para los accionistas

Política de dividendos (€/acc.)

Política de dividendos 2024-27 (1)

• 70% payout y un dividendo mínimo garantizado de 1,0 €/acción
• Eliminación de la barrera de la neutralidad del flujo de caja
• Remuneración al accionista en efectivo mediante 2 pagos anuales

• DPA estimado de ~1,2 €/acc. (+20% vs año anterior y +9% frente al objetivo)
• 0,5 €/acción dividendo a cuenta pagar el de 8 enero 2025

(1) La política de dividendos prevé un DPA mínimo fijo de 1,0 €/acc. durante el periodo 2025-27, con un potencial incremento de hasta el 70% sobre el Resultado Ordinario Neto.

Evolución de los indicadores financieros 2024E-27

TACC 2024E - 2027(1)

2024E 2025 2027

(2) Asumiendo un 70% de payout

Creación de valor para nuestros grupos de interés

Momento clave para alcanzar los objetivos de transición energética a

El nuevo Plan Estratégico sienta las bases para aprovechar las

2030: la regulación debe ser favorable

oportunidades en este contexto

Proporcionando una amplia capacidad financiera para acelerar la inversión

Plan 2024-26 Plan 2025-27

PVB (€/MWh) Precio CO²

(€/ton)

TTF (€/MWh) Precio del Brent (US\$/barril)

Plan 2024-26 Plan 2025-27

Demanda peninsular(1) (TWh) Precio medio del mercado diario(2) (€/MWh)

Crecimiento del PIB España (%) IPC(3) (%)

2024E 2025 2026 2027

(1) En barras de central. Incluye autoconsumo y H2

(2) Precios aritméticos de la electricidad

(3) IPC medio

2025-27 Inversiones brutas por negocio

miles M€

Nota: Cifras redondeadas

• (1) Incluye inversiones en CCGT, generación nuclear, negocios extrapeninsulares, Estructura Corporativa, Servicios y Ajustes y Otros
• (2) Las inversiones en renovables incluyen mantenimiento y crecimiento inorgánico

(3) Incluye las contribuciones de los clientes

Nota: Cifras redondeadas

miles M€

(1) Incluye inversiones en CCGT, generación nuclear, negocios extrapeninsulares, Estructura Corporativa, Servicios y Ajustes y Otros

2025-27 Inversiones netas por negocio

(2) Las inversiones en renovables incluyen mantenimiento y crecimiento inorgánico

(3) Sin incluir las contribuciones de los clientes

Capacidad neta y evolución de la producción

4

26

10

7

(1)

Coberturas

21%

La cartera de proyectos soporta el crecimiento de renovables

Crecimiento renovable en 2025-27: cuota a alcanzar vs cartera de proyectos(1) (GW)

Cartera de proyectos total (2) (TWh)

• (1) A 31 de octubre de 2024. Cifras redondeadas. Proyectos de baterías no incluidos (~4GW)
• (2) Proyectos de baterías incluidos en cada fase
• (3) Sólo se consideran los proyectos con fecha de entrada en servicio 2025-27
• (4) Operador del Sistema. Gestor de la red de transporte

La sólida posición de liquidez permite un cómodo calendario de vencimientos

Glosario de términos (I/II)

Concepto	Cálculo
Coste medio de la deuda financiera bruta (%)	(Coste deuda financiera bruta) / Deuda financiera media bruta
Vida media de la deuda financiera bruta (nº de años)	(Principal número de días de vigencia) / (Principal Vigente al Cierre del Periodo Número Días del Periodo) x x
efectivo Flujo de de las actividades de neto explotación (M€)	Cambios Capital Corriente Otros Efectivo Resultado Bruto Antes de Impuestos Ajustes del Resultado l Flujos de de las + + e n e + Actividades de Explotación
Cobertura (meses) vencimientos de deuda	(nº meses) financiero podría Periodo de vencimientos de la deuda vegetativa l asociado cubrir la liquidez gasto y e que s e con disponible
explotación (EBITDA) (M€) Resultado bruto de	Gastos Ingresos – Aprovisionamientos servicios Ingresos Derivados de Materias Energéticas Trabajos Realizados l y +- y por + por e Grupo - Gastos - Otros Gastos Explotación Otros Activo de Personal Fijos de Resultados para su +
(EBIT) (M€) Resultado de explotación	Resultado bruto de explotación (EBITDA) - Amortizaciones Pérdidas Deterioro y por
Costes fijos / Opex (M€)	Gastos de personal Otros fijos de explotación - Trabajos realizados el Grupo activo gastos + por para su
Margen de contribución (M€)	Ingresos – Aprovisionamientos servicios Ingresos Gastos Derivados de Materias Energéticas +- por y y
Apalancamiento (veces)	Deuda financiera / Resultado bruto de explotación (EBITDA) neta
Inversiones netas (M€)	Inversiones Brutas - Instalaciones Cedidas Subvenciones de Capital y
Fondos Procedentes de Operaciones (Cash Flow) (M€)	Flujos de Efectivo de las Actividades de Explotación - Cambios l Capital Corriente - Trabajos Realizados l Grupo e n e por e para s u Activo

Glosario de términos (II/II)

Concepto	Cálculo
Deuda financiera (M€) neta	Corriente Corriente - Efectivo Deuda Financiera Deuda Financiera Derivados de Deuda Registrados Pasivo otros no + + e n y Medios Líquidos Equivalentes - Derivados de Deuda registrados Activo - Garantías Financieras Registradas Activo en en
Resultado financiero neto (M€)	Ingreso financiero - Gasto financiero +/- Ingresos Gastos Instrumentos Financieros Derivados - Diferencias de cambio netas y por
Ingresos (M€)	Servicios Otros explotación Ingresos Ventas Prestaciones de ingresos de por y +
(M€) Margen eléctrico integrado	Contribución Gx Comercialización SENP - Otros Margen de Margen Renovables Margen - Margen - Margen gestional conv. + + gas

Este documento contiene ciertas afirmaciones que constituyen estimaciones o perspectivas ("forward-looking statements") sobre estadísticas y resultados financieros y operativos y otros futuribles. Estas declaraciones no constituyen garantías de que se materializarán resultados futuros y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de ENDESA o que pueden ser difíciles de predecir.

Dichas afirmaciones incluyen, entre otras, información sobre: estimaciones de beneficios futuros; variaciones de la producción eléctrica de las distintas tecnologías, así como de cuota de mercado; variaciones esperadas en la demanda y suministro de gas; estrategia y objetivos de gestión; estimaciones de reducción de costes; estructura de precios y tarifas; previsión de inversiones; enajenación estimada de activos; variaciones previstas de capacidad de generación y cambios en el "mix" de capacidad; "repowering" de capacidad; y condiciones macroeconómicas. Las asunciones principales sobre las que se fundamentan las previsiones y objetivos incluidos en este documento están relacionadas con el entorno regulatorio, tipos de cambio, commodities, contrapartes, desinversiones, incrementos en la producción y en capacidad instalada en mercados donde ENDESA opera, incrementos en la demanda en tales mercados, asignación de producción entre las distintas tecnologías, con incrementos de costes asociados con una mayor actividad que no superen ciertos límites, con un precio de la electricidad no menor de ciertos niveles, con el coste de las centrales de ciclo combinado y con la disponibilidad y coste de las materias primas y de los derechos de emisión necesarios para operar nuestro negocio en los niveles deseados.

Para estas afirmaciones, ENDESA se ampara en la protección otorgada por Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América para los "forward-looking statements".

Los siguientes factores, además de los mencionados en este documento, pueden hacer variar significativamente las estadísticas y los resultados financieros y operativos de lo indicado en las estimaciones: condiciones económicas e industriales; factores relativos a la liquidez y financiación; factores operacionales; factores estratégicos y regulatorios, legales, fiscales, medioambientales, gubernamentales y políticos; factores reputacionales; y factores comerciales o transaccionales.

Se puede encontrar información adicional sobre las razones por las que los resultados reales y otros desarrollos pueden diferir significativamente de las expectativas implícita o explícitamente contenidas en este documento, en el capítulo de Factores de Riesgo de la información regulada de ENDESA registrada en la Comisión Nacional del Mercado de Valores ("CNMV").

ENDESA no puede garantizar que las perspectivas contenidas en este documento se cumplirán en sus términos. Tampoco ENDESA ni ninguna de sus filiales tienen la intención de actualizar tales estimaciones, previsiones y objetivos excepto que otra consideración sea requerida por ley.

Equipo IR

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Mar Martinez Directora de Relación con Inversores

Equipo de Relación con Inversores Isabel Permuy Javier Hernandez Francesc Trilla

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