Dale Gas! (DGCU2)

Post realizado en colaboración con Tolstoi y @iglejav un gran analista y amigo de la casa.

Distribuidora de Gas Cuyana es una empresa dedicada al transporte y distribución de gas natural en la zona de Cuyo, abasteciendo a las provincias de Mendoza, San Juan y San Luis. Es una empresa que cotiza en el panel Merval, con una ponderación cercana a 2%.

Cuenta al 30/09 con 589.600 clientes y un sistema de distribución (redes y gasoductos) de 14419 kilómetros. Su contrato de concesión alcanza al 2027 y es renovable por 10 años.

En los 3 meses finalizados el 30/9, la compañía gano 159 millones de pesos con una facturación de $857M. Ajustando este resultado por una contingencia judicial (no recurrente) la empresa tuvo un margen neto del 22% (de los mas altos del sector). Con este ajuste en mente el BPA trimestral se encuentra en torno a $1 para una empresa que cotiza a $39.6 con un market cap de unos $8000 millones. Debemos tener en cuenta que este invierno ha sido cálido, lo cual ha mermado el volúmen de ventas.
 Es importante aclarar que al tratarse de una distribuidora de gas las ventas de la empresa siguen cierta estacionalidad, observamos que el trimestre "fuerte" estacionalmente es el tercero, ahora bien, no es tanta la concentración en este trimestre, explicando solo el 30% de los despachos anuales basado en el promedio de los últimos 5 años:

La empresa tiene pactados aumentos tarifarios por 40% en Diciembre y por 30% en Abril. Los costos por compras y transporte de gas se llevan poco mas de la mitad de la facturación. Esto implica que en los meses venideros los aumentos tarifarios van a incrementar los ingresos de la compañía a una tasa muy superior al resto de su estructura de costos.

Gas Cuyana tiene un balance sin deuda y con aproximadamente 1400 millones de pesos en efectivo & equivalentes de alta liquidez (LEBACs, bonos, etc). Esto es $6,7 por acción en efectivo y este monto debería crecer con los sucesivos trimestres. Vale mencionar también que en este corto período de tiempo cobrando tarifas bajo el primer ajuste la empresa ha construido una reserva para dividendos que supera $1 por acción, sin contar el resultado del 3q17 y es de esperarse que reparta utilidades siempre que cumpla con los planes de inversión comprometidos.

Es una compañía con un calce en su capital de trabajo muy favorable para rebotes en la economía y para estos aumentos tarifarios (cobran sus facturas en menor tiempo a lo que le pagan a sus proveedores de gas, por ejemplo). Esto le permite ir mejorando de forma significativa sus índices de liquidez cortoplacistas. El current ratio (activo corriente / pasivo corriente) paso de 0,66 a casi 1 en los primeros nueve meses del 2017. A medida que transcurran los trimestres, vamos ir viendo estos indicadores subir a buen ritmo (algo que aumenta la posibilidad del cobro de dividendos en el futuro cercano).

En cuanto al grupo de Control y el floating de la empresa, al 30/09/17 el mismo estaba conformado por Inversora de Gas Cuyana, con el 51% del capital ordinario, dentro del mismo, Magna Inversiones y RPBC gas tienen el 10,71%, siendo el grupo controlante de la sociedad. El FGS por otro lado tiene 52.852.416 acciones clase b. Con lo cual el floating real alcanza el 12,87% de la compañia.

Algo que puede preocupar es la reacción de la demanda ante aumentos en las tarifas, para ello una respuesta plausible la da un estudio de la elasticidad de la demanda de gas:

Ante incrementos de las tarifas finales de un 100% el consumo se puede reducir en un 7%, con la economía en franco crecimiento este número, ya bajo, puede caer algo más. 
https://www.enargas.gob.ar/secciones/audiencias-publicas/RTI/cuyana/Informe_Cuyana.pdf

Si pensamos en el crecimiento posible en los volúmenes vendidos, contrastando la posible caída mencionada, dado el plan de inversiones se observa que en la zona de influencia de la empresa hay una considerable cantidad de hogares sin gas ubicados sobre la red existente, lo cual abarata la inversión necesaria para incluirlos como clientes:

Los nuevos clientes potenciales son 165.000 sobre una base de clientes actual de 590.000 es una ventana de crecimiento interesante. Ante esto la empresa le ha solicitado a TGN un considerable aumento en sus despachos hacia la red de DGCU2, que se encuentra en trámite.

El plan de inversiones 2017-2021, contando las obligatorias y las opcionales suma $4000 millones, el 50% del market cap actual de la empresa, lo que da una idea de los ingresos que el estado ha comprometido ya que la RTI contempla las inversiones y una ganancia de capital "razonable" para la empresa.

Cuánto valen los activos de DGCU a nuevo?

El valor en pesos de Junio de 2016 supera los 32.000 millones de pesos, es lo que se necesitaría según el informe para montar una DGCU a nuevo, como los activos no son nuevos se les aplica un descuento, pero pensamos que es un número a tener presente.


DGCU cerró ayer con un valor bursátil en los $8000M. Factoreando estacionalidad y el cronograma de tarifas, es muy posible que la ganancia neta del 2018 este por encima de los 1100 millones de pesos. Para obtener este número asumimos que los costos por compra y transporte de gas crecen al mismo ritmo que el de los incrementos tarifarios (que son similares al otorgado a TGN) y el resto de la estructura de costos se mantiene y crece en una proporción similar a la de los ingresos (lo cual es conservador ya que los gastos administrativos y comerciales no deberían crecer tan fuertemente). No tenemos en cuenta aquí tampoco el ajuste inflacionario en tarifas que se realiza cada 6 meses por disposición de la RTI. Con estos supuestos conservadores obtenemos:

Lo cual arroja un resultado anual de $1180 millones el cual ajustamos a $1100 millones para contar con mayor margen de seguridad y obtener un Forward PE de 7,3. Es lo más bajo del sector.

Midiendo estos comparables, en combinación con la buena solvencia patrimonial de la empresa, se le puede asignar cómodamente un precio objetivo de $65 asignándole un PER de 12, también cómodamente por debajo del sector.


Disclaimer: el presente informe no es una recomendación ni oferta de ningún tipo, es meramente una opinión argumentada, efectuada con información de acceso público. El inversor debe realizar su propio análisis e investigación antes de realizar cualquier decisión.

IPO Loma Negra

üLoma Negra (LOMA) se apresta para comenzar a cotizar bajo el régimen de oferta pública en Buenos Aires y NY. Ya se encuentra habilitado el ingreso de manifestaciones de interés para el tramo local del proceso de oferta pública bajo el mecanismo de formación de libro (book building). El rango de precios de suscripción indicativo por nueva acción de valor nominal Ps 0,10 oscila entre USD 3 y USD 3,8. El período de la oferta se extenderá hasta el día 31 de Octubre.

üEs el productor de cemento líder en Argentina, donde la capacidad instalada de producción del material esta llegando a su límite de utilización. La empresa espera (basada en un reporte de ABECEB) una tasa de crecimiento anual compuesta de 7,2% durante los próximos 5 años para el mercado local de cemento.

üEl market share de Loma Negra alcanza el 45,4% a Junio de 2017. Cuenta con reservas en sus canteras que cubren 100 años de producción. También participa en el mercado Paraguayo, mediante una participación de 51% en su subsidiaria Yguazú Cementos S.A. que cuenta con un 46% del market share del país vecino.

ü La deuda neta de la empresa al 30/6 alcanzaba los $4446mm, se espera recibir aproximadamente USD 91,9mm por la colocación de la oferta primara, los fondos obtenidos por la oferta secundaria serán aplicados al manejo de la deuda de la compañía controlante de Loma Negra. Luego de ajustarse por el influjo de capital los ratios de la compañía serían:

Shares	Precio @3,40	Market Cap	Market Cap USD	EV
596.026.490	$59,40	$35.402.781.453	$2.026.490.066	$38.323.881.453
Book Value	Price to BV	Cash per Share	Net Debt	USD ARS
4,88	12,2	3,058	$2.921.100.000	17,47
PER LTM	Price to Sales	Resultado Neto LTM	EPS LTM	EPS Growth YoY 6M
34,1	2,9	$1.037.300.000	1,740	341%
Margen Bruto LTM	Margen EBITDA LTM	Margen PreTax LTM	Margen Neto LTM	EBITDA LTM
28,3%	25,3%	12,7%	8,50%	$3.082.600.000
Ventas TTM	Ventas por acción TTM	Crecim. Ventas YoY (6M)	EV/Ebitda
$12.200.400.000	20,46	54%	12.4

üEntre los activos de la empresa se encuentra el 80% de la concesión de la red ferroviaria de carga, con aproximadamente 3.100 km de líneas ferroviarias en cuatro provincias de Argentina, conecta a cinco plantas de producción de la Compañía (Olavarría, Barker, Ramallo, Zapala y L’Amalí) con sus centros de distribución LomaSer, Solá y Bullrich situados cerca de los principales centros de consumo, por ejemplo, el área metropolitana del Gran Buenos Aires, como también con puertos y el yacimiento de petróleo y gas de esquisto Vaca Muerta. La Compañía cree que la conexión de sus plantas y centros de distribución ubicados en las cercanías de los principales centros de consumo de cemento le permiten reducir considerablemente el costo de transporte, optimizar los plazos de comercialización y consolidar más su posición competitiva. La concesión de Ferrosur Roca finaliza en 2023 y puede ser renovada por el Gobierno Argentino por 10 años más. El segmento ferroviario explicó el 11,2% de la facturación de la empresa en 6m17.

PERSPECTIVAS:

üEl principal proyecto de expansión de la empresa es la ampliación de la capacidad instalada de su planta L'Amalí, pasando de las 2,2mm de toneladas actuales a 4,9mm a principios de 2020.   L'Amalí se encuentra ubicada en la provincia de Buenos Aires y será luego de su expansión la mayor planta de Argentina y una de las mayores de Sudamérica. La inversión prevista en la misma incrementará la capacidad de producción de la Compañía en 2,7 millones de toneladas al año, lo cual involucra una inversión de capital de aproximadamente U$S350 millones (U$S130 por tonelada). Tras dos décadas de escasez de inversiones de capital, la capacidad instalada de producción de cemento en el país es limitada y la Compañía cree que, en el corto plazo, Argentina se enfrentará a un déficit estructural de oferta de cemento. En los primeros nueve meses de 2017, el consumo de cemento en Argentina incrementó un 10,7% interanual, según la AFCP.

üLa planta L’Amalí está estratégicamente ubicada en las cercanías de la región de Buenos Aires y del centro de distribución más importantes de la Compañía, LomaSer, en una región de Argentina a la que se le atribuye el 42% del consumo de cemento nacional.

üEl consumo de cemento per cápita Argentino se encuentra entre los mas bajos del continente:

üEl mercado del cemento en Argentina ocupa el tercer lugar en Sudamérica por tamaño, con un consumo de aproximadamente 10,8 millones de toneladas en 2016. El cemento vendido en Argentina es casi exclusivamente de producción nacional. Según la AFCP, las importaciones representaron tan solo un 0,2% del consumo local y las exportaciones fueron prácticamente despreciables a 2016. El sector de la construcción ha iniciado una fase de recuperación en 2017, con un total de crecimiento del 10,7% interanual en el consumo de cemento durante los primeros nueve meses de 2017, de acuerdo con AFCP. Además, el consumo de cemento aumentó 13,0% interanual durante el tercer trimestre de 2017 mientras que el índice del sector de la construcción en Argentina aumentó en 15,5% interanual en septiembre, reflejando una nueva tendencia de recuperación.

üEl siguiente cuadro muestra la demanda estimada de cemento en Argentina en millones de toneladas para los próximos 5 años. En esta estimación de demanda se sustentan los planes de la empresa tendientes a aumentar su capacidad instalada de modo de encontrarse preparada para aumentar sus ventas y market share de darse el escenario planteado.

üEn cuanto a la competencia, el principal competidor de la empresa es Holcim Argentina, con un market share de 26,5, seguido por Cementos Avellaneda con el 24,3%. Esta última se encuentra aumentando su capacidad instalada, en una proporción menor a la propuesta por LOMA y a un costo por tonelada sensiblemente mayor.

ALGUNOS RIESGOS

üSi bien la deuda de Loma Negra se encuentra en niveles manejables para la compañía, existe un riesgo de tipo de cambio latente, 75% de la misma esta denominada en USD a una tasa promedio de Libor + 3,5% y 25% en Pesos a BADLAR +3,5%. Sobre la parte denominada en USD pesará un castigo non-cash ante cada devaluación que significará peores resultados bottom line para la empresa.

üDe tener que recurrir a importaciones paqra cubrir demanda potencial o comenzar a ganar market share de cara a la entrada en producción de su nueva planta los margenes tenderán a ser mas bajos.

üEn el caso de no concretarse la expansión de la demanda esperada por la empresa, será dificil conseguir mercado para su producción extra.

ü La no renovación de la concesión ferroviaria puede afectar la estructura logística de la empresa, el estado puede requerir también inversiones en la misma que afecten el flujo de caja de la empresa.

VALUACIÓN

üUtilizando el método de múltiplos comparables procedemos a comparar algunos ratios clave de Loma Negra (suponiendo una salida en el rango medio de la oferta, USD 3,4).

üEn primer lugar la comparación mas importante debe realizarse con Juan Minetti (HOLCIM) ya que es la única cotizante local del sector, se observan ratios similares, con un mejor margen de EBITDA y EV/EBITDA para Loma Negra y mejor PE y P/BV para JMIN. Podrían justificarse múltiplos mas elevados para LOMA dado que es el líder de mercado y a diferencia de JMIN se encuentra expandiendo su capacidad instalada.

üA nivel Latinoamericano se observa que el precio medio propuesto para la suscripción se encuentra en línea con sus pares, vale aclarar que las cotizantes de estos países operan en mercados de cemento mas “maduros” que el local. 

CONCLUSIÓNES

1) El book viene muy demandado con lo cuál es muy posible que veamos un overshooting en el primer día de cotización y/o un cambio en el rango de precios sugerido por la empresa. 

2) Mas allá de los ratios estáticos que no se presentan muy atractivos, en un nivel de USD 3,4 y asignandole una buena probabilidad de ocurrencia al incremento en la demanda de cemento local, los ratios forward pueden resultar atractivos si consideramos que LOMA puede llegar en ese escenario a capturar varios puntos de market-share, amén de la reducción de costos fijos en su planta mas importante que puede redundar en una mejora de margenes. 

3) Uno de los costos mas importantes en la producción de cemento es la energía, consultado por BienVista al respecto el CEO de la empresa afirmo que a nivel industria de cemento se pagan los costos por energía mas altos de la región y puede esperarse una baja de los mismos a futuro. 

4) De darse estos supuestos, puede tratarse de una buena empresa para una pequeña porción de la cartera en el rango 3,4-3,6. Es decir, para obtener un buen rendimiento suscribiendo el papel es necesario (entre otros) que se cumpla un fuerte incremento en el share que captura Loma Negra y que la demanda de cemento en en país crezca a niveles muy elevados por un tiempo considerable. es por esto que resulta difícil tomar una posición importante en la empresa. 

El presente informe no es recomendación es meramente un opinión argumentada , efectuada con información publica de la empresa. El inversor deberá complementar la lectura con su propio analisis e investigación, previo a tomar una decisión.

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.