Central Costanera, oportunidad desde el lado operativo y desde su subvaluación de activos

CECO: market cap $3300 millones / USD 235 millones

Central Costanera es una de las generadoras térmicas más grande del país, con una capacidad de potencia instalada de 2300 MW brutos (7% de la potencia global).

El 80% de su generación se produce en sus ciclos combinados (más eficientes) y el resto en las TV históricas. Uno de los CC se construyó con financiación del proveedor (Mitsubishi). Dicha deuda le consumió durante largos años las exiguas utilidades que generaba (fruto de la tarifa pisada y los costos volando a la par del nivel de precios), o bien incurriendo en pérdidas para abonar los intereses. 

En 2014 logró una inédita restructuración de ese pasivo que cambió radicalmente el devenir de la empresa, al liberarle importantes recursos para fortalecer el negocio: le condonaron intereses adeudados por USD 66 millones (que se transformaron en USD 61 millones, al implicar un desembolso de USD 5 millones con la firma del acuerdo) y la reprogramación del capital adeudado de USD 120 millones a 18 años de plazo (con un año de gracia). Sólo debe abonar un pago mínimo de USD 3 millones anuales (trimestralmente) del capital, junto a una tasa de interés del 0.25% anual sobre el saldo acumulado. Esto incluye la restricción de cualquier tipo de remuneración a los accionistas, salvo que se acelere –a la vez- la devolución del préstamo hasta un piso de USD 7 millones anuales. No es algo que preocupe al día de hoy. Al 31 de diciembre, habiéndose abonado la primera cuota del capital –luego del año de gracia- la deuda asciende a USD 117 millones, a una tasa del 0.25% al 2032.

A su vez, posee acciones en tres centrales eléctricas que fueron construidas con acreencias acumuladas con CAMMESA. Básicamente y siendo sintético, toda la energía generada es comprada por un ente mayorista estatal, que a su vez le vende a distribuidores y de ahí a los consumidores. A los generadores les pagaba mucho más de lo que le vendía a los distribuidores, dando rienda suelta a los subsidios. Pero a los generadores no les liquidaba el total de las facturas, sino sólo una parte, acumulando el resto. Cuando la pelota se hacía lo suficientemente grande como para construir una central, la encargaba llave en mano y le daba la operación y propiedad a las generadoras en partes proporcionales a la deuda acumulada.

Así CECO tiene pequeñas partecitas de tres centrales, cuya valor contable está también subestimado. Prueba de ello es que, por ejemplo, la participación en TMB está valuada en $10.5 millones…., pero hay una prenda sobre dichas acciones en favor de Mitsubishi por USD 13 millones.

Algo similar ocurre con el resto del parque generador: el grueso del activo no corriente ($1440 millones) corresponde a “Planta y Equipos” y “Terreno y Edificios”. Hay otros $980 millones en obras en curso, que estimo pasarán a “Planta y Equipos” al terminarse. Volvamos a los $1440 millones  de los fierros…., sobre éstos rigen dos pólizas de seguro por hasta 700 millones de euros cada una, algo así como USD 1560 millones en caso de una destrucción total: a un tipo de cambio de 14, son 15 veces más.

También ha tenido importantes quebrantos fiscales producto de recurrentes pérdidas (mayormente provocadas por los otrora altos intereses financieros). Los mismos se han ido acumulando y alcanzan los $517 millones, sin embargo la Sociedad no confía en recuperarlos, aunque seguramente sirvan para pagar menos impuestos futuros.

Otra situación llamativa es una acreencia por cobrar de aquella época en la que Argentina exportaba electricidad a Brasil. Una firma brasilera le adeuda hace añares mucho dinero, unos USD 37 millones. Sin embargo, la Sociedad los tiene totalmente olvidados. Pero quién sabe…, en una de esas algo de eso se cobra algún día.

Yendo a la pata operativa, 2015 fue un muy buen año, incrementando la cantidad generada. Mejoró un 40% su facturación (en línea con el aumento otorgado en 2015), mientras que consiguió bajar sus costos en términos reales, aumentando sólo un 15%, concluyendo en una notoria mejora en el margen bruto de la Sociedad: del 21% al 28%, que –a mayor facturación- implica pasar de $221 millones a una ganancia bruta cercana a los $400 millones, similar a lo que terminó siendo la ganancia operativa, fruto de una dolarización de créditos con CAMMESA.

Todo esto al 31 de diciembre de 2015, donde el escenario es alentador, con resultados operativos del 12% del market cap y activos infravaluados. Vale mencionar que las empresas de servicios son las que suelen pricearse con mayor PER dada su estacionalidad en mercados regulados relativamente estables.

Sin embargo, recientemente se aprobó un importante aumento en la remuneración que cobran las generadoras por despachar electricidad, en distintos ítems. El más importante, correspondiente a la remuneración por costos fijos, aumentó un 70%; por costos variables, un 40%. A su vez, se aplicó un 60% de aumento a la remuneración de mantenimientos no recurrentes.

Adicionalmente, se generó un esquema de incentivos  detallado en el Anexo VII de la resolución tarifaria, por trabajar a tope de capacidad. La remuneración de los costos variables se incrementa en un 15% adicional si se incrementa en un 25% la energía despachada por máquina, dentro de su capacidad de producción. Es decir, si una máquina que puede despachar 10, está despachando 7, llevándola a 9 hay remuneración adicional. De aumentar la cantidad despachada en un 50%, la remuneración adicional desciende a un 10% más, desde los anteriores 15.

A su vez, se confirmó que -al menos durante 2016- CAMMESA seguirá subsidiando la entrega de combustibles fósiles a las generadoras,

Más allá de las paradas programadas que pudiera hacer la Sociedad, durante el 2015 invirtió USD 43 millones en la instalación de 4 generadores de 10 MW cada uno. A fines de 2015 se terminaron de instalar y sincronizar, de modo que desde principios de 2016 se encuentran operativos, disfrutando de la nueva tarifa, que se concedió retroactiva a febrero 2016.

Es decir, este primer trimestre se trabajará con 2/3 del mismo a buenas tarifas, quedando el resto del año para facturar a tarifa plena. Vale mencionar que pese a los aumentos, la tarifa sigue retrasada y se espera para fin de año una revisión integral de tarifas, dado que el atraso post aumentos, se calcula en torno al 100%, según las últimas declaraciones del Ministro Aranguren.