E-CL (Ex Edelnor) - Departamento de Ingeniería Matemática

E-CL (Ex Edelnor) - Departamento de Ingeniería Matemática

Sector: Eléctrico
E-CL (Ex Edelnor)
“Energizando el norte de Chile”
Precio Objetivo 12 meses $ 1.596
Riesgo Medio
Motivo del reporte: Venta del 40% de la compañía
Enero 2011
De acuerdo a nuestro análisis, recomendamos participar en
la venta que realiza Codelco del 40% de la propiedad de
E-CL dado que nuestro precio objetivo a 12 meses es de
$1.596.
Rodolfo Tapia
Analista de Inversiones
Ramón Lagos
Gerente Renta Variable Nacional
$ 1.596
$ 1.412
$ 1.270
Precio Objetivo (12m)
Precio Objetivo (hoy)
Precio de cierre
Estimaciones:
Utilidad / acción
2010e
$
EBITDA / acción $
ROE (%)
Margen Ebitda (%)
Deuda / Patrimonio (X)
P/U (X)
B/L (X)
VF/ Ebitda (X)
Tasa dividendos (%)
Dividend Yield (%)
2011e 2012e
89
80
108
149
12,3
30,6
0,7
13,7
1,7
10,8
30
2,2
166
10,1
32,4
0,7
15,8
1,6
10,2
30
1,9
200
13,2
32,7
0,6
11,8
1,6
8,4
30
2,6
Información de la oferta
Codigo Bolsa Com.
Cap. de Mercado*
N° actual de acciones
N° de acciones por vender
Free Float antes de la venta
Free Float después de la venta
ECL
US $ 2.724 millones
1.060 millones
424 millones
6,9% (US$ 189 mill)
46,9% (US$ 1.279 mill)
ECL vs IPSA
Codelco tiene la expectativa de recaudar al menos US$ 1.000
millones en la operación, monto que será utilizado en su
totalidad para cubrir parte del plan de expansión 2011
(estimado en más de US$ 3.000 millones), el cual incluye
inversión en proyectos Mina Ministro Hales, Chuquicamata
Subterránea, Andina Fase II y Nuevo Nivel de Mina El
Teniente.
El negocio de E-CL consiste en la generación de electricidad,
complementado con el transporte de gas para el
abastecimiento de sus centrales. Sus principales clientes son
industriales y mineros, a los cuales se sumará la distribuidora
EMEL a partir del año 2012:
Fortalezas:
Es la mayor empresa generadora del Norte Grande, con
un 49% de la capacidad instalada en el SING.
Posee alta estabilidad en las ventas de energía, dado que
esta es un insumo crítico para las compañías mineras,
existen contratos de abastecimiento de largo plazo.
El crecimiento esperado de la demanda de energía en el
SING es de al menos 6% anual, lo que se sustenta
básicamente en los aumentos de producción de cobre de
los próximos 10 años, en la menor ley de los yacimientos
y, en la necesidad de transporte de aguas a las faenas.
Los contratos actuales protegen a la compañía de alzas
en los costos de los combustibles.
Su producción, al ser 99% térmica, permite una mejor
planificación de la producción.
Factores de Riesgo:
145
135
ECL
125
115
IPSA
105
95
Banco Penta
Ene-11
Dic-10
Nov-10
Oct-10
Sep-10
Ago-10
Jul-10
Jun-10
May-10
Abr-10
Mar-10
Feb-10
Ene-10
85
Concentración de la demanda en pocos clientes.
La indisponibilidad de algún combustible puede
ocasionar un costo alto de reemplazo, afectando los
márgenes de la compañía.
Los cambios regulatorios, principalmente en temas
ambientales podrían elevar los costos de la compañía.
Posibles interconexiones aumentarían la competencia.
Un deterioro en el precio del cobre afectaría el desarrollo
de proyectos mineros y consecuentemente, las
condiciones de los nuevos contratos.
E-CL
Enero de 2011
Índice
Página
Descripción de la Industria Eléctrica……………………………………………………. 3
Sistema Eléctrico Chileno………………………………………………………………....... 3
Generación en el SING……………………………………………………………………. 4
Distribución………………………………………………………………………………. 5
Transmisión………………………………………………………………………………. 5
Regulación…………………………………………………………………………….….. 5
Tarificación………………………………………………………………………….…… 6
Descripción de la Empresa…………………………………………………………………… 7
Historia……………………………………………………………………………………….. 7
Negocios………………………………………………………………………………………. 8
Clientes ……………………………………………………………………………………….. 8
Consideraciones de Inversión. ………………………………………………………………… 9
Fortalezas …………………………………………………………………………………….. 9
Factores de Riesgo …………………………………………………………………………… 10
Plan de Inversiones ……………………………………………………………………………. 11
Múltiplos Comparables………………………………………………………………………
12
Valoración………………………………………………………………………………………
12
Principales supuestos…………………………………………………………………………………. 12
Banco Penta
Recomendación de inversión…………………………………………………………………………
13
Estados financieros proyectados…………………………………………………………………….
14
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E-CL
Enero de 2011
Descripción de la Industria Eléctrica
Durante los últimos treinta años, la generación de electricidad en Latinoamérica se ha más que
cuadruplicado, pasando de 250 TWh en 1978 a 1.070 TWh en el 2008, siendo la principal
fuente de generación la hídrica (63%). Las otras fuentes de generación eléctrica importantes en
la región son térmicas, siendo las más importantes diesel, gas natural y carbón. Además, existen
otras de menor relevancia como nuclear, solar, geotérmica y eólica. Lógicamente, este
desarrollo esta condicionado por la alta disponibilidad de recursos hídricos en la región,
situación dispar dependiendo del país.
Figura N°1: Evolución generación de energía eléctrica por fuente en Latinoamérica
_________________________________________________________________________________________________________________________
1978
Nuclear
Gas
2%
14%
Nuclear
Gas 1%
8%
La energía eléctrica
en Latinoamérica ha
crecido a una tasa de
5% anual durante las
últimas tres décadas.
Diesel
20%
Hídrica
68%
2008
Diesel
15%
Hídrica
63%
Carbón
3%
Combinada
1%
3%
________________________________________________________________________________________________________________________________
Carbón
2% Combinada
Fuente: Agencia Internacional de Energía (Año 2010).
Sistema Eléctrico Chileno
El sector eléctrico chileno es uno de los más maduros de América Latina en términos de
electrificación y de consumo de energía per cápita. Sin embargo, este nivel de consumo es
inferior a los que se observa en los países más desarrollados de Europa, Asia y Norteamérica.
Figura N°2: Consumo per cápita de electricidad en el mundo (MWh por habitante)
________________________________________________________________________________________________________________________________
El sector eléctrico en
Chile es uno de los
más maduros en
términos de consumo
de energía per cápita
en América Latina.
________________________________________________________________________________________________________________________________
Fuente: Agencia Internacional de Energía (Año 2008).
Banco Penta
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E-CL
Enero de 2011
Desde un punto de vista físico, el sector eléctrico chileno está dividido en cuatro sistemas: el
Sistema Interconectado Central (SIC), el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y
dos sistemas menores aislados, el Sistema de Aysén y el Sistema de Magallanes. De los cuatro,
el SIC presta servicios a casi el 90% de la población, uniendo Taltal en el norte con Quellón
(Isla de Chiloé) en el sur.
Figura N° 3: Generación bruta de SIC y SING (GWh)
________________________________________________________________________________________________________________________________
50.000
(Energía GWh)
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
SIC
2007
2008
2009
2010
SING
________________________________________________________________________________________________________________________________
Fuente: CDEC.
Por otra parte, la ley divide a la industria en tres sectores:
Generación: Compañías que generan la electricidad con fuentes hidroeléctricas o
térmicas, principalmente.
Transmisión: Empresas que transportan la energía producida por las generadoras.
Distribución: Empresas que compran la energía a las generadoras y la distribuyen a los
consumidores finales.
Es importante tener en cuenta que la ley sólo permite la participación en dos de los tres sectores.
Una de las principales diferencias entre los dos grandes sistemas eléctricos (SIC y SING) es el
tipo de combustible usado en la generación. En el SIC, la principal fuente es hídrica (59%),
mientras que en el SING la principal fuente es térmica (57% de generación a carbón).
Generación en el SING
Se espera un fuerte
crecimiento de la
demanda eléctrica
en el SING en los
próximos 10 años,
principalmente del
sector minero.
El SING cubre el norte del país, desde Arica a Taltal en el sur, con una capacidad instalada
actual de 3.699 MW, siendo un sistema predominantemente termoeléctrico, con mínima
exposición hidrológica. Los principales competidores del sistema son E-CL (49% de la
capacidad instalada total), Endesa, Gener y otros.
Tabla N°1: Capacidad instalada en el SING 2009 (en MW).
Empresa
E-CL
Endesa
Gener
Otros
TOTAL
Hidroeléctrica
10
10
Tipo de Central
Termoeléctrica
Gas / Diesel
Carbón
Diesel+Fuel Oil
688
781
317
781
158
24
643
277
21
2.112
1.216
362
TOTAL
Participación
1.796
963
920
21
3.700
49%
26%
25%
1%
100%
Fuente: E-CL.
Banco Penta
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E-CL
Enero de 2011
La demanda eléctrica del SING representa el 26% del total demandado en el territorio nacional,
el resto principalmente es consumido en el SIC. Los clientes del SING son en un 90% clientes
libres -principalmente compañías mineras- mientras que el 10% restante corresponde a clientes
regulados (distribuidores).
La demanda
eléctrica en el
SING ha crecido a
una tasa de 5%
anual en la última
década.
La demanda eléctrica de la zona ha crecido en promedio un 5% anual desde el 2002 al 2010. Sin
embargo, durante el 2010, solo se observó un incremento del 1%, dada la postergación de
algunos proyectos mineros. Para los próximos 10 años, la Comisión Nacional de Energía estima
que la demanda crecerá cerca de 6% por año, principalmente por el desarrollo de importantes
proyectos mineros en la zona, los cuales se estima que alcanzarán más de US$40.000 millones
durante los próximos cinco años.
Distribución
La distribución eléctrica se caracteriza por la independencia de las redes de las empresas que
participan en la industria, debido a la ubicación de los diversos sistemas en áreas geográficas
específicas. El negocio requiere de grandes aportes de capital para conformar y mantener una
infraestructura de redes y equipos que abastezca el área en concesión. Las economías de escala
son importantes, lo que induce a entregar concesiones con mercados monopólicos bajo
regulación gubernamentales.
Transmisión
La transmisión de electricidad está conformada por tres sistemas: el troncal, los de
subtransmisión y los adicionales. El sistema troncal interconecta las subestaciones definidas por
el marco regulatorio como “de precio de nudo”, que son los puntos del sistema interconectado
para los cuales se calculan las tarifas reguladas de generación eléctrica. Los sistemas de
subtransmisión son las instalaciones necesarias para interconectar el sistema troncal con los
consumidores, ya sean empresas distribuidoras o clientes no regulados. Por último, los sistemas
adicionales corresponden a la infraestructura de transmisión que no forman parte de los sistemas
trocal o de subtransmisión.
Regulación
La Ley Eléctrica
chilena busca
promover la
eficiencia e
incentivar la
inversión privada.
El sector eléctrico en Chile está regulado por el DFL N°1 de 1982, por el Decreto N°6 de 1985,
por el Decreto N°327 de 1998, por la “Ley Corta” de 2004, la “Ley Corta II” de 2005 y en
proceso de aprobación la “Ley Corta III”. Sus principios buscan promover la eficiencia, con
tarifas que reflejen los costos, permitan a las empresas obtener rentabilidades adecuadas con el
objetivo de incentivar la inversión privada, asegurar la disponibilidad de electricidad para toda
persona que lo solicite y lograr que los consumidores paguen sólo los cargos derivados del
suministro.
Las entidades gubernamentales que tienen la responsabilidad en la aplicación y cumplimiento
de la ley son:
Comisión Nacional de Energía (CNE): tiene la autoridad para proponer las tarifas
reguladas y elaborar planes indicativos para la construcción de nuevas unidades de
generación.
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC): fija y vigila el
cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas.
Ministerio de Energía: revisa y aprueba las tarifas propuestas por la CNE y regula el
otorgamiento de concesiones a compañías de generación, transmisión y distribución.
Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC): coordina las operaciones de las
generadoras con el fin de que el sistema opere al mínimo costo preservando la
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E-CL
Enero de 2011
seguridad del servicio y la eficiencia. Además realiza el cálculo del costo marginal,
que es el precio al cual se valoran las transferencias de energía entre generadoras.
Tarificación
La Ley Eléctrica busca, a través de la regulación de la industria, generar para los consumidores
tarifas que teóricamente se obtendrían en un mercado competitivo. Es decir, a pesar de que es
una industria con características monopólicas, las empresas participantes obtendrán retornos
normales en el largo plazo.
Las generadoras
pueden decidir
libremente a que
tipo de cliente
vender su energía.
La decisión de generación de cada empresa está sujeta al plan de operación del CDEC. Cada
compañía a su vez puede tomar la decisión de vender esta energía a clientes regulados o no
regulados. Cualquier diferencia entre sus ventas a clientes y su generación es vendido o
comprado a otros generadores al costo marginal o precio spot. Es así como típicamente una
empresa generadora puede tener los siguientes tipos de clientes:
Clientes regulados: corresponden a clientes consumidores residenciales, comerciales,
pequeña y mediana industria y que están ubicados en el área de concesión de una
empresa distribuidora. El precio de transferencia entre las compañías generadoras y
distribuidoras es el precio regulado o precio nudo, aunque ahora se realiza a través de
subastas.
Clientes libres: corresponden a aquellos clientes que tienen un consumo mayor a 2
MW, principalmente industriales y mineros. Estos clientes pueden negociar libremente
sus precios de suministro eléctrico con las generadoras o distribuidoras.
Mercado spot: los clientes en este mercado son las otras empresas generadoras, cuyos
compromisos de venta a clientes finales superan su producción. En este mercado, las
transacciones se realizan al costo marginal instantáneo o precio spot.
En el SING
principalmente se
observan precios
libres.
El precio nudo es calculado de manera tal que debe financiar los costos de operación eficiente
de las empresas generadoras, y producir un excedente que permita obtener una rentabilidad
real del 10% anual sobre las inversiones, bajo el supuesto de que la expansión del sistema se
realizó en forma óptima. Para ello, la CNE desarrolla para cada proceso tarifario un plan de
obras indicativo, que minimiza el costo de operación, inversión y falla del sistema. Dado que el
59% de los clientes del SIC son regulados, la determinación del precio nudo resulta relevante.
Los precios libres corresponden a los precios negociados entre generadoras y grandes clientes
con consumos superiores a 2 MW. Dado que el 90% de los clientes del SING son libres, los
precios son principalmente fijados por contratos, teniendo menor relevancia la fijación del
precio nudo.
Finalmente, el precio spot es igual al costo marginal instantáneo de producción del sistema
eléctrico calculado por el CDEC y corresponde al costo marginal de la última generadora del
sistema (la menos eficiente) en ser despachada.
Banco Penta
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E-CL
Enero de 2011
Descripción de la Empresa
Historia
E-CL comienza sus
operaciones el año
1981 y actualmente
es la primera
generadora eléctrica
del norte de Chile
E-CL (Ex-Edelnor) es formada en 1981 como parte de la reestructuración de la estatal Endesa.
Como parte del plan gubernamental de privatización del sector eléctrico, aproximadamente el
35% de las acciones de Edelnor fueron rematadas y adjudicadas a SEI Chile S.A., una
subsidiaria de The Southern Company, la mayor compañía de generación eléctrica en EE.UU
por esos años. En 1988, SEI Chile aumentó su participación a 82%, aproximadamente.
Edelnor mantuvo un contrato de distribución eléctrica con Emel, el cual expiró el año 2001.
Comenzando el año 2002, Emel cierra contrato con el principal competidor de Edelnor, Gas
Atacama, dejando a la empresa expuesta al mercado spot en un momento en el que la industria
contaba con un exceso de oferta y bajos precios de electricidad. Como consecuencia, Edelnor
comienza a sufrir un daño en su situación financiera. Lo anterior, culminó con la petición de
quiebra por parte de Edelnor, lo que la llevó a ser adquirida por GDF Suez y Codelco.
Por su parte, Electroandina, comenzó en 1913 abasteciendo a la mina Chuquicamata de Codelco
y con el tiempo se convirtió en su división de electricidad. Fue conectada al SING y privatizada
a mediados de los ’90. La compañía belga, Tractebel, ahora parte de GDF Suez, adquirió un
tercio de las acciones de Electroandina en 1996. Tras un acuerdo de las partes, GDF Suez ha
tenido el control de la compañía. Después de la adquisición en 2002 de Edelnor por parte de
GDF Suez y Codelco, Electroandina y Edelnor comenzaron a operar de forma integrada. En
diciembre de 2009, Edelnor pasa a ser un holding que controla los activos de las empresas
Edelnor, Electroandina, Gasoducto Norandino Argentina, Gasoducto Norandino Chile,
Distrinor y los proyectos CTA, CTH. En Abril 2010, Edelnor cambia su nombre a E-CL S.A.
Figura N°4: Estructura de Propiedad (2010):
________________________________________________________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________________________________________________
Fuente: E-CL.
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E-CL
Enero de 2011
Negocios
E-CL es la primera generadora eléctrica del norte de Chile, con una participación del 49% en el
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), ubicada en el cuarto lugar del país por
capacidad instalada. La compañía se dedica, principalmente, a la producción, distribución y
suministro de energía eléctrica a clientes industriales y empresas mineras establecidas en el
Norte Grande. Ésta cuenta con el respaldo de sus controladores Codelco y GDF Suez.
La compañía participa además en el negocio de compra, venta, distribución y comercialización
de gas y de toda clase de combustibles. La empresa también opera y explota instalaciones
portuarias. Por otra parte, ofrece servicios de consultoría en ámbitos de la ingeniería y gestión
empresarial, más la prestación de servicios de mantención de sistemas eléctricos.
Figura N°5: Evolución Ventas y EBITDA, 2008 - 2009
________________________________________________________________________________________________________________________________
Ventas (US$ Millones)
1.200
1.120
EBITDA (US$ Millones) y Margen EBITDA (%)
773
800
33%
400
1.039
1.000
802
600
300
31%
341
200
273
400
236
100
200
0
31%
24%
249
0
2008
2009
3T 09
3T 10
2008
2009
3T 09
3T 10
________________________________________________________________________________________________________________________________
* 2008 y 2009 consolidado según normas Chile GAAP. Acumulado 3T 2009 y 2010 consolidado según IFRS.
Clientes
La cartera se concentra en clientes de sectores de la gran minería y sectores industriales, además
de otras compañías de generación en el SING. Con el objeto de mantener su actual market share
cercano al 50%, la empresa desarrolla proyectos respondiendo al crecimiento de sus clientes y
la consecuente alza en demanda.
Los principales clientes de E-CL son: Codelco Norte, Minera El Abra, Minera Gabriela Mistral,
SQM y Barrick. Existen adicionalmente, suministros a las empresas distribuidoras subsidiarias
de Emel (grupo CGE), a las cuales abastecerá entre los años 2012 y 2026 por hasta un total de
2.300 GWh de energía, principalmente a través de gas licuado.
Figura N°6: Tipo de Clientes en el SING (En base a generación bruta)
________________________________________________________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________________________________________________
Fuente: E-CL
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E-CL
Enero de 2011
Consideraciones de Inversión.
I. Fortalezas:
Líder en el SING: E-CL es la mayor compañía de generación del SING, con un
49% del total de capacidad instalada del sistema (a Septiembre de 2010). Además, se
destaca de sus 2 competidores del SING (Gener y Endesa), puesto que posee un
portafolio diversificado de producción (principalmente carbón y GNL), lo cual
mitiga los posibles déficits en algún combustible. Además, al estar en este sistema,
no existe dependencia hidrológica que afecte a la producción energética.
Estabilidad de las ventas (a grandes clientes): La empresa vende mayoritariamente
su energía a grandes clientes industriales y mineros, los cuales tienen como insumo
crítico la energía, por lo que los contratos son a largo plazo (promediando 11 años).
A septiembre de 2010, el 72% de capacidad total de E-CL (1.289 MW) se encuentra
contratada a clientes industriales y mineros. Cabe destacar que el 36% de la
capacidad contratada y 50% de la demanda actual es con Codelco, excluyendo El
Abra. Los grandes clientes de E-CL son además Xstrata, Anglo American, Barrick,
Antofagasta Minerals, Freeport MM y BHP Billiton.
Buenas proyecciones del sector minero: Las compañías mineras del norte de Chile
han anunciado importantes planes de expansión. A nivel industria, en los próximos
años planean invertir US$40.000-50.000 millones en los próximos 5 años. A nivel
tangible, hay 6 proyectos explícitos antes de 2015 con más de MM$12.000 que no
tienen energía contratada. Lo cual, es una buena oportunidad para E-CL. Además, se
agrega el creciente uso de energía por libra de cobre producida, ya que cada vez el
mineral que se explota es de menor ley y además, dada la escasez de agua requerida
para procesar el mineral, se requiere el bombeo de agua marina hasta las faenas
mineras, movimiento que requiere energía adicional.
Traspasos de costos insumos: En cada uno de los PPA’s (acuerdos de compra de
energía), se incluyen fórmulas de indexación para traspasar las alzas de los
combustibles a los clientes, reduciendo significativamente el impacto del alza de los
commodities en los resultados financieros. Además, en mucho de los contratos se
incluye el traspaso de costos regulatorios, como el asociado las energías renovables
no convencionales (los contratos firmados a partir de 2007, deben cumplir con un 5%
de su energía sea generada con ERNC, lo cual aumenta gradualmente hasta el 2024 a
un 10%).
Contratos y política comercial: Aproximadamente el 41% de la capacidad
contratada está en modalidad take-or-pay, lo cual corresponde al 55% de los ingresos
por capacidad. Esto significa que el pago se recibe si el cliente usa o no la energía.
Una vez entradas las centrales CTA y CTH, los porcentajes aumentarán a 50% y
69%, respectivamente. Por otro lado, la energía contratada corresponde
principalmente a plantas a carbón y una menor parte a GNL, logrando una
generación eficiente, con una reserva aproximada de un 10% de dicha capacidad,
reduciendo la exposición al mercado spot. Además cabe destacar la adjudicación de
contrato de abastecimiento a la distribuidora EMEL, por 1.800 MW en 2012 (23% de
las ventas de dicho año) hasta 2.300 MW en 2016, ampliando su gama de clientes.
Plan de inversiones: Actualmente están en construcción dos plantas a carbón CTA y
CTH de 165 MW cada una, estando operativas en el segundo trimestre de 2011.
Además se tienen aprobaciones ambientales, hoy en día no fáciles de conseguir, para
dos nuevas unidades de 375 MW cada una, más las aprobación ambiental para
construir un puerto en Mejillones, para ampliar la disponibilidad de carbón en todo el
Banco Penta
9
E-CL
Enero de 2011
Norte Grande. Además hay en estudio un gran complejo eólico en Calama como
política de expansión, cabe destacar que E-CL sólo materializa un proyecto cuando
tiene una proporción significativa de la nueva demanda con contratos.
Beneficios de pertenecer al grupo GDF Suez: E-CL se nutre de la experiencia de
una compañía global que, a septiembre de 2010, es la más grande productora
independiente de electricidad en el mundo, con 68.4 GW de capacidad instalada,
20 GW bajo construcción y más de 200.000 empleados en el mundo. Varios de los
gerentes en Chile son personal de GDF Suez. Además se beneficia de economías de
escalas, como lo son programas de seguros globales.
II. Factores de Riesgo:
Indisponibilidad de los combustibles: E-Cl importa o compra a distribuidores
locales, los cuales también importan cercano al 100% de los combustibles a través de
contratos a corto, mediano y lago plazo, resultando una vulnerabilidad a las
restricciones de suministro o falla de un proveedor. Como medida de mitigación, la
compañía tiene varios proveedores tanto de diesel, carbón y GNL. Si algún gran
proveedor falla, la compañía se vería forzada a encontrar un proveedor o combustible
sustituto a mayor precio, como ocurrió en 2002 con la crisis Argentina del gas. En
esos casos, podría no ser posible traspasar los costos al cliente.
Alza de los combustibles o nuevos costos regulatorios: Los incrementos en los
costos que no son traspasables a los clientes impactan los márgenes operacionales,
reducen el flujo de caja y afecta la condición financiera. Si bien los contratos
contemplan indexaciones a algunos insumos, alzas en los costos de los combustibles
que estén generando en ese momento puede tener distinta fluctuación. Además existe
un desfase entre el alza del combustible y el alza en el contrato. Como medida
precautoria, E-CL tiene el 86% de la capacidad contratada con indexación mensual y
el resto cada tres meses, que es el caso de EMEL. Por otro lado, muchos de los
contratos no contemplan alzas productos de mandatos regulatorios, como RM39
(propietarios unidades que funcionan al mínimo técnico deben recibir una
compensación por sobrecosto de la operación). Además, recientemente el Presidente
de la República aprobó las nuevas normas de emisiones que regirán para las
termoeléctricas, regulando las emisiones de NOx, SO2 y Material Particulado,
habiendo plazos de adaptación más cortos para las zonas saturadas, como es el caso
de Tocopilla (declarada en 1998), donde E-CL tiene su mayor capacidad.
Bajas en precio del cobre: Aproximadamente un 88% de las ventas físicas a
septiembre de 2010 fueron a compañías mineras, cuya condición financiera es
altamente dependiente del precio internacional del metal. Si el precio del cobre es
sostenidamente bajo durante algún período, podrían suspenderse algunos procesos
mineros, los cuales impactarán adversamente en la demanda de electricidad.
Demoras en la construcción y puesta en operación de las nuevas centrales: Las
nuevas centrales CTA y CTH podrían tener retrasos en aprobaciones regulatorias,
fallos judiciales, incrementos en precios de sus materiales, retrasos o fallas en los
contratistas, objeciones políticas, cambios en políticas ambientales o desastres
naturales. Si bien ha habido compensaciones producto de los retrasos en las obras,
pueden ser bastante menores a los costos que se incurrirían en caso de no estar
disponibles para el segundo trimestre de 2011. De hecho, el crédito de US$393
millones para la construcción de CTA, tiene como fecha límite el 15 de abril de
2011, sino es causa de default, aunque se está negociando una extensión del plazo.
Además el compromiso con Codelco de esa central es el 1 de junio de 2011.
Banco Penta
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E-CL
Enero de 2011
Litigios: E-CL está sujeta a actos judiciales. Por ejemplo, Spence demandó a la
compañía por traspasar los costos de la indisponibilidad del gas argentino,
potencialmente por $38,8 millones. Además el 22 de octubre de 2009, el consorcio
Alto Cáñamo, participante de la subasta de EMEL, demandó la invalidación del
contrato adjudicado por E-CL, el cual representa US$137 millones. De resultar
adverso, la compañía podría poner término al contrato de abastecimiento de GNL
asociado al contrato con EMEL, habiendo costos por tal finiquito.
Integración SING-SIC: Actualmente son sistemas independientes, separados por
410 kms. Si se interconectaran, algunos actores del SIC, principalmente los
hidroeléctricos, que operan a menor costo marginal y con mayor prioridad de
despacho, tendrían una ventaja respecto a E-CL.
Conflictos de interés: GDF Suez, a través de Suez Energy Andino y sus
subsidiarias, es el grupo controlador, el cual tiene derecho a 4 de 7 miembros en el
directorio, controlando por ende las políticas y operaciones como emisiones, pagos
de dividendos, endeudamiento o el desarrollo de proyectos que no estén alineados
con los accionistas minoritarios. Cabe destacar que el terminal de regasificación de
Mejillones, pertenece en un 63% al grupo GDF Suez (luego de la dilución de
Codelco en la segunda fase). Dicho terminal permite la transformación del insumo
necesario para las centrales de dicho combustible de E-CL.
Plan de Inversiones
Para que la compañía permanezca competitiva y líder en el SING, respondiendo al aumento de
la demanda de energía en el norte grande, E-CL ha invertido en proyectos termoeléctricos y
planifica continuar su crecimiento orgánico con la construcción de plantas de generación nuevas
y adaptando plantas ya existentes, para adecuarse a las normativas medioambientales. Los
siguientes son proyectos bajo construcción y en desarrollo:
1.
Central Termoeléctrica Andina S.A. (CTA) y Central Termoeléctrica Hornitos (CTH):
Ambos plantas tienen un 98,4% de avance en Septiembre de 2010. La inversión por los
dos plantas sumaron US $876 millones, 84% de lo cual ya se ha invertido. La
compañía invertirá el resto, US$140 millones (16%), antes del comienzo de su
operación, programadas para abril de 2011. Ambos proyectos carboneros están en el
mismo lugar en Mejillones, con una capacidad de generación de 165 MW.
2.
En desarrollo: US $166 millones (estimado) para ser invertidos en los próximos 3 años
con el fin de adaptar sus plantas activas para cumplir con las nuevas normas de
emisión, recientemente promulgadas (emisión de NOx, SO2 y material particulado).
Tabla N°2: Capacidad y estimaciones de generación.
Capacidad por tipo (MW)
Carbón
Diesel
Hidro
GNL
Fuel Oil
Total (MW)
Generación Neta (MWh)
2010
781
95
10
688
219
1.793
7.219
2011E
1.045
95
10
688
219
2.057
8.755
2012E
1.045
95
10
688
219
2.057
9.646
2013E
1.045
95
10
688
219
2.057
10.620
2014E
1.045
95
10
688
219
2.057
10.441
2015E
1.045
95
10
688
219
2.057
11.252
*Capacidad considera el 60% de CTH.
Fuente: Banco Penta.
Banco Penta
11
E-CL
Enero de 2011
Múltiplos Comparables
Dado que E-CL participa en el sector eléctrico, analizamos una lista de múltiplos con
competidores comparables., de lo que se concluye que actualmente la compañía transa a niveles
atractivos.
Tabla N3: Múltiplos comparables.
Empresa
Endesa
Enersis
Tractebel Energia
Aes Tiete
Colbun
Gener
E-CL
Promedio
Market Cap
MMUS$
14,610
13,965
10,535
5,115
4,611
4,115
2,670
EV/EBITDA
Actual
9,6
6,3
7,9
7,1
16,8
13,5
10,8
10,3
P/E
2010e
14,6
11,1
15,9
11,1
18,4
16,7
13,7
14,5
2011e
13,7
10,9
13,9
10,4
21,5
11,7
15,8
14,0
B/L
Actual
3,1
1,9
4,2
12,5
1,3
1,6
1,7
3,8
ROE*
Mg. Oper.*
34,2
19,9
33,1
155,7
7,9
14,3
10,0
39,3
34,5
27,5
53,6
69,7
18,5
17,9
25,3
35,3
Fuente: Bloomberg y Banco Penta.
* Últimos 12 meses
Valoración
A partir de nuestro
modelo de flujos de
caja descontados,
obtenemos un
precio objetivo a 12
meses para E-CL
de $1.596.
La valoración se realizó con el método de flujos de caja descontados. Para esto se proyectaron
lo flujos de caja de la empresa para los próximos 10 años, descontándolos a una tasa en dólares
de 9,3%. Esta tasa se obtiene de un modelo macro que hemos desarrollado para la bolsa chilena,
ya que lo consideramos pertinente dado el tamaño y la iliquidez de muchas empresas en el
mercado. En nuestro modelo se consideran variables de riesgo operacionales, de endeudamiento
o riesgo financiero y de liquidez. A partir de nuestro modelo obtenemos un precio hoy para la
acción de E-CL de $ 1.412, lo que equivale a un precio objetivo de 12 meses de $ 1.596.
Principales supuestos
Para la valoración de la compañía hemos utilizado una serie de supuestos que detallamos a
continuación:
La evolución de las ventas de la compañía está alineada con la proyección realizada
por la empresa consultora Synex, existiendo leves diferencias en el año 2011 donde
consideramos la planificación propuesta por el CDEC-SING. En resumen, en el
periodo 2011- 2020, las ventas de E-CL tendrían un crecimiento anual compuesto de
3%, lo que estimamos conservador dado que se deben desarrollar nuevos proyectos a
futuro. El crecimiento considerado se justifica por el contrato de EMEL y proyecciones
de demanda del sector minero (a partir de 2012).
Suponemos que con las centrales existentes, más las que entrarán en operación en 2011
(CTA y CTH), podrán abastecer su demanda proyectada hasta 2020, aumentando el
factor de carga de algunas centrales y, por sobre todo, la mayor disponibilidad de gas a
partir de 2012, debido a la negociación de volúmenes y precios más atractivos.
Asumimos que la compañía vende todo lo que produce, vale decir, si algún gran
contrato finalizara, encontrarán un cliente al cual venderle la energía proyectada para
dicho año.
Banco Penta
12
E-CL
Enero de 2011
Consideramos el costo variable de los combustibles en línea con lo estimado por la
consultora Synex, esto es para las centrales a carbón US$48/MWh, diesel US$200/
MWh, GNL US$62/MWh y fuel oil US$132/MWh para el largo plazo.
Suponemos que el precio de largo plazo para la energía monómica (energía y potencia)
en el SING es de US$90/MWh a partir del 2021. Esto podría cambiar en caso de
concretarse interconexiones con otros sistemas.
Recomendación de inversión
Nuestro precio estimado para la acción de E-CL es de $ 1596 a 12 meses, obtenido a partir de la
valoración realizada con el método de flujos de caja descontados.
Estimamos que para el año 2011, la empresa transaría con múltiplos de 15,6 y 1,6 veces
Precio/Utilidad y Bolsa/Libro respectivamente.
Con todo y considerando los riesgos inherentes al negocio de E-CL, recomendamos participar
en la venta del paquete de compañía.
Banco Penta
13
E-CL
Enero de 2011
Estados financieros proyectados:
Cifras en MM US$
BALANCE
Activo Circulante
Activo Fijo
TOTAL ACTIVOS
Pasivos Total
Patrimonio
TOTAL PASIVOS+PATRIMONIO
2009
553
2.021
2.574
1.020
1.554
2.574
2010E
542
2.184
2.726
1.089
1.638
2.726
2011E
540
2.289
2.829
1.116
1.713
2.829
2012E
576
2.256
2.832
1.076
1.756
2.832
2013E
583
2.223
2.806
1.021
1.785
2.806
2014E
579
2.214
2.793
1.008
1.785
2.793
2015E
574
2.174
2.748
963
1.785
2.748
ESTADO DE RESULTADO
Ingresos de Explotación
Costos de Explotación
Margen de Explotación
Mg de Explotación %
Gastos Adm y Ventas
Resultado Operacional
Mg Operacional %
2009
1.053
-749
304
28,8%
-29
274
26,1%
2010E
1.107
-824
283
25,6%
-37
246
22,2%
2011E
1.102
-809
293
26,6%
-37
255
23,2%
2012E
1.316
-954
362
27,5%
-39
323
24,5%
2013E
1.235
-886
349
28,2%
-38
310
25,1%
2014E
1.222
-894
329
26,9%
-38
290
23,8%
2015E
1.208
-857
351
29,1%
-38
313
25,9%
EBITDA
358
34,0%
338
30,6%
357
32,4%
431
32,7%
419
33,9%
399
32,7%
423
35,0%
258
24,5%
201
18,2%
172
15,7%
232
17,6%
227
18,4%
212
17,3%
232
19,2%
2009
258
84
15
-6
-39
-489
0
-177
2010E
201
92
15
-5
-9
-247
39
88
2011E
172
101
44
-4
0
-205
2
110
2012E
232
108
44
-5
0
-75
-36
267
2013E
227
108
42
-5
0
-75
-7
290
2014E
212
109
40
-5
0
-100
4
260
2015E
232
110
39
-5
0
-70
5
310
EBITDA / Ventas %
Utilidad del Ejercicio
Margen Neto %
FLUJO DE CAJA
Utilidad del Ejercicio
+ Depreciación
+ Gastos Financieros
- Ingresos Financieros
+ Corrección monetaria
- Inversión Activo Fijo
- Inversión Capital de Trabajo
Flujo de Caja
Banco Penta
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E-CL
Enero de 2011
Glosario:
UPA = Utilidad por Acción
EBITDA = Utilidad operacional + depreciación
P/U = Precio Acción / Utilidad por Acción
B/L = Precio de Mercado de la Acción / Valor Libro de la Acción
VF = Valor de la Firma: Deuda Contable + Patrimonio Bursátil
Margen EBITDA
Dividend Yield
EBITDA
Ventas
Dividendos últimos 12 meses
Pr ecio Acción
Tasa de Dividendos
Dividendos últimos 12 meses
Utilidad últimos 12 meses
Utilidad
ROE = Retorno del Patrimonio
Patrimionio Contable
ROA = Retorno de los Activos
Utilidad
Activo Contable
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