Al boom energético le falta subir una térmica: Central Puerto

Brief:

Central Puerto es el mayor generador privado de electricidad de la Argentina, con un market share del 20%, por encima de Pampa quien ostenta el 19% incluyendo los activos comprados a Petrobras.

Sin embargo, y como veremos a lo largo del análisis, sus activos son más valiosos y eficientes, y han sido incorporados sin la emisión constante de deuda. Hoy Cental Puerto administra una red de activos de inmenso valor y no tiene deuda financiera.

A su vez, su managment es reconocido en todo el mercado por ser uno de los más profesionales y eficientes en la materia, al surfear crisis de deuda en 2007, desendeudar, pagar dividendos y crecer…, en un contexto adverso para el sector.

Drivers:

·       El Gobierno ha decidido eliminar progresivamente los subsidios energéticos, hasta llegar a 0 al finalizar su mandato. Esto se traduce en tarifas más altas para los usuarios, con mayores ingresos plenos para los actores privados del Sistema. Si bien han aumentado, aún la tarifa energética residencial de la Argentina está muy por detrás de nuestros vecinos. La tarifa promedio es de usd 64 x MWH, mientras que en Chile es usd 133, Brasil usd 139, Perú usd 140 y Uruguay 196 usd.

·       La Argentina se encuentra un estado crítico de generación energética, con una capacidad de disponibilidad regular por debajo de la demanda –y de sus picos- por lo que debe hacer trabajar equipos que pasan a indisponibilidad rápidamente, o bien importar saldos de países vecinos. Ello obligará, bajo la nueva lógica del Gobierno, a remunerar fuertemente la oferta privada para que no sólo aparezca, sino para lo haga en forma rápida y abundante. Algo de esto ya hemos estado viendo tanto para energías tradicionales como renovables con la dolarización de todas las remuneraciones al sector, asi como el sendero de dos aumentos anuales hasta 2019.

·       Es inminente la entrada en operación comercial del ciclo combinado de Vuelta de Obligado –VOSA- , lo que activa el esquema de devolución de CAMMESA a los beneficiarios del fideicomiso adhoc, donde CEPU posee el el 56%. Esto implicará un salto en el Activo –al no estar debidamente computado, sino a costo y dólar histórico- y en las utilidades de la Compañía a partir de 2018: la deuda a registrar asciende a más de USD 500 millones de capital + intereses a ser percibidos a lo largo de 120 cuotas mensuales, y el ingreso esperado por este concepto en 2018 suma USD 77 millones. Es decir, VOSA significará por sí sola alrededor de $1 por acción en 2018, tomando un tipo de cambio promedio para el período de $19.5 (promedio del Presupuesto 2018 es $19.30). Durante este mes se están realizando ensayos de conexión y la Empresa proyecta su 2018 con este ciclo en operación. A su vez, no sólo Central Puerto está interesada en ello, sino que CAMMESA es también parte interesada, al precisar –como hemos visto- aumentar con urgencia la capacidad energética del país, con el aliciente de una economía en crecimiento y demandando energía en forma creciente.

·       En el primer trimestre de 2018 entran en operación los dos parques eólicos licitados y adjudicados, que demandaron una inversión de USD 230 millones, siendo el 70% provisto por un brazo financiero de la CAF y el resto con aportes de capital de CEPU. Lo interesante es que la TIR adjudicada en los pliegos ronda el 17% y la tasa de interés de estos préstamos es accesible. Por lo que CEPU ganará un diferencial de tasas cercano al 10% por sobre USD 150 millones, e ingreso pleno sobre USD 80 millones. En términos agregados, podría estar contribuyendo a los resultados 2018 con USD 30 millones anuales, que ajustados al 80% que es la participación de CEPU en CEPU Renovables asciende a USD 24 millones.

·       En síntesis, nuevos proyectos de generación a iniciar en pocos meses que podrían representar utilidades nuevas por USD 100 millones, en torno a $1.30 x acción.

Fundamentos:

Central Puerto es el mayor generador privado de electricidad, con una capacidad de generación de 3.791 MW. No obstante ello, y pese a no tener proyectos aprobados en los últimos años, el Directorio decidió adquirir equipamiento como sí.  Aprovechando la caja, solidez financiera y el tipo de cambio, anticiparon compras de turbinas, descontando que nuevas condiciones para el sector más temprano que tarde llegarían.

Adquirieron cuatro turbinas de gas de gran potencia y alta eficiencia: una GE con capacidad para 373MW, dos Siemens de 298MW cada una y otra Siemens de 285MW. A su vez, compraron un predio de 130 hectáreas en Zarate para almacenar primero, e instalar después nuevos proyectos de generación. Es decir, para que se ponga en consideración: Central Puerto adquirió anticipadamente las turbinas necesarias para incrementar en un 33% su capacidad de generación.

Un costo no menor de una central…, ya lo anticipó. Esto habilitará nuevos proyectos por 1.254 MW en su ciclo simple, pudiendo incrementar en 600MW adicionales si se cerrasen los ciclos, mediante tres turbinas adicionales. Managment está en eso, presentando proyectos de esta envergadura en cada licitación que lanza el Ministerio de Energía, siendo adjudiatario ya de 400 MW que podrían entrar en operación en 2019/2020.

En 2020 también vencerán los fideicomisos de Timbues y Belgrano pasando a patrimonio de CEPU entre el 15 y 30% -actual participación en ambas-, incremetándose el activo y las utilidades, al dejar de percibir ingresos por servicios de operación y pasar a facturar la energía despachada como actor del mercado.

Por otro lado, el segundo trimestre de 2017 trabajó con 2/3 del Q con la nueva remuneración de potencia y con un tipo de cambio promedio de $15.72. En este 3T el tipo de cambio promedio fue un 10% superior, sumando al mes que faltó. Y en el cuarto trimestre tendremos con un tipo de cambio esperado  5% superior al 3T, sumada a que en noviembre la potencia “base” aumenta 16% en dólares y la potencia “adicional” un 100% en dólares! Esta misma variación, de 100% en dólares para el componente “adicional” aplica tanto para generación térmica como hidroeléctrica. 

¿Cómo se remunera? CAMMESA paga una cantidad determinada de dinero por la potencia “mínima”, que surge de la tecnología y escala de la turbina; un componente “base” que técnicamente llama “disponibilidad garantizada ofrecida (DiGO)”, que en rigor es aquella potencia que el generador se compromete a ofertar al mercado mayorista. Para que se entienda, para que CEPU pueda ofrecer permanentemente un plus de potencia al sistema en caso de que se lo demande, tiene que estar activando procesos permanentemente. No es que moviendo un interruptor sale del reposo y entra en actividad en un instante. Esto es lo que la normativa llama “base” y es lo que aumenta, a partir de noviembre, otro 16% en dólares. Pero por último, tenemos lo que se llama la “DiGOAsig”, que es el componente "adicional", que es nada más y nada menos que aquella disponibilidad garantizada ofrecida, pero asignada. Es decir, efectivamente despachada y comercializada. Este componente es el que, a partir de noviembre, se incrementa en un 100% en dólares. No todos los generadores privados ofrecen “DiGO”, ni mucho menos logran “DiGOAsig”, solo aquellos generadores eficientes son capaces de hacerlo. Hablando mal y pronto, CECO está más preocupada por garantizar y cumplir su potencia mínima ofrecida que por satisfacer picos de demanda del sistema.

Con lo que el 4T tendríamos 2/3 con nuevos precios y más tipo de cambio. Parados en diciembre, frente a enero digamos, los ingresos habrán crecido por: a) tipo de cambio de 14% y potencia base al 36%, y adicional al 114%. Un porcentaje de aumento de ingreso por potencia en pesos notable contra costos de explotación que no se movieron más del 20%, siendo que la rentabilidad marginal de estos aumentos es muy grande, al tener buena parte del costo hundido y/o atado a convenio.

Así y todo, durante el segundo trimestre tuvo una ganancia operativa de $872 millones de pesos, con resultados financieros que siempre contribuyen, al tener una posición positiva e incremental. Neto de impuestos a las ganancias, el trimestre cerró una ganancia neta de $750 millones, equivalentes a $0.50 x acción, frente a los $0.36 del primer trimestre, donde tuvo menor tipo de cambio y menor remuneración.

Actualmente,  rigen tres variantes de remuneración: energía existente, energía nueva y energía renovable. La mayor parte de la generación es la existente que se pagaba en 2016 unos usd 10 cash por MWh, en 2018 estos MWh serán remunerados a usd 18, mientras que los “nuevos” en torno a usd 34 y los renovables a usd 60. Es por ello que todas las empresas de energía están bañando de proyectos ante cada licitación y Central Puerto al tener ya predios y turbinas compradas está en una posición ventajosa porque puede postular menores tiempos de puesta en servicio. 

A su vez, la perspectiva es que “energía existente” y “nueva” convergan sus precios a partir del 2019, por lo que “energía existente” continuará aumentando en términos reales su facturación.

Pocos sectores se encuentran bajo la certidumbre de aumentar sus ventas y su precio, con la salvaguarda de contratos dolarizados, como la generación eléctrica. Y CEPU se presenta con la mejor opción para surfear este proceso. A su vez, CEPU autorizó la emisión de una obligación negociable por hasta USD 1.000 millones por caso que tuviera que recurrir rápidamente a capital para financar proyectos de envergadura, y es de público conocimiento el objetivo de listar acciones en Estados Unidos, lo que augura demanda y un poco de espuma en las cotizaciones.

Target:

Bajo una perspectiva conservadora, Cental Puerto podría obtener ingresos a lo largo de 2018 promedios de $0.65 por acción por su capacidad existente –dependiendo de variaciones de tipo de cambio, y teniendo en cuenta los dos aumentos que habrá a lo largo del año-, que agregados y consolidados a los ingresos por VOSA y CP Renvoables, alcanzamos $3.9 pesos por acción: trabajando un P/E entre 15 años –bajo un escenario estable- pero hasta de 20 años, siendo optimista, y viendo lo que se está pagando en el sector en empresas fuertemente endeudadas, podríamos esbozar un target para la acción de entre $58.5 (15) y $78 (20), representando un upside enorme a capturar.

Extras:

·       CEPU tiene una participación relevante en dos distribudoras de gas del Centro y Cuyo del país, donde gracias a mejoras en las tarifas han ido recuperando margen.  2T16 aportaron $49 millones versus $73 millones del 2T17…, si bien marginal para lo que genera la CEPU “energética”, todo suma. A su vez, son participaciones que se han revaluado notablemente los últimos meses, por caso que optaran por desprenderse de ellas.

·       El volumen operado en las últimas semanas está generado un crecimiento notable en la ponderación de CEPU en el Merval de cara al próximo trimestre, impulsando a fondos comunes de inversión a replicar dicha composición.

     En noviembre de 2017 tendremos la adjudicación de la Ronda 2 de energías renovables, donde CEPU intentará conseguir nuevos megas eólicos y/o solares.

 
      El proyecto de ley que está ingresando al Congreso para que a partir del Ejercicio 2018 las empresas puedan incorporar en sus balances el reflejo de la inflación pasada generará en muchas empresas, principalmente en aquellas de capital intensivas, una oportunidad para que a un costo bajo, se actualicen los valores de los bienes de uso de la Sociedad. Sólo en la parte de "turbinas" los seguros superan en $1.000 millones su valor contable, dando a espacio para la activación. Esto permitirá incrementar, en primer lugar, el patrimonio de la Sociedad (+ activo - penalidad impositiva), pero fundamentalmente, aumentará las amortizaciones contables, reduciendo la utilidad imponible a IIGG, sin por ello afectar en un ápice la generación de efectivo por parte de la Compañía.

De cara a la reclasificación a MSCI Emergentes + ADR, más electricidad y mejor pagada, mucha generación de caja sin deuda (dividendos), así como unas políticas gubernamentales revalidadas electoralmente, generarán un terreno fértil para que CEPU tenga un gran 2018.