Tesis de inversión de Elecnor

Hoy Josep nos trae una nueva entre de sus entregas, en este caso la tesis de inversión de Elecnor, sin salir de nuestro país y en uno de los sectores más de moda ahora, y con claros vientos de cola tanto aquí (plan de recuperación) como en USA (planes de la administración Biden)

Vamos a ello.

BUSINESS OVERVIEW

Elecnor, Electrificaciones del Norte, es una empresa española fundada en 1958 que se dedica a la construcción e ingeniería de redes de transmisión eléctricas, parques de energía renovable, y otros proyectos como gasoductos o mantenimiento y servicio de instalaciones.

El mayor accionista con el 53% es el Grupo Cantiles XXI, formado por las 10 familias fundadoras y ejecutivos. Algunos de ellos también tienen acciones por fuera, así que el % de propiedad en manos de fundadores e insiders sería algo mayor. Hay por tanto “skin in the game” y alineación de intereses. El CEO Rafael Martín de Bustamante Vega lleva en la empresa más de 40 años y ocupa el cargo de consejero delegado desde 2011. El equipo directivo es experimentado, prudente, y su retribución es razonable. Los equipos de ingenieros y técnicos son buenos.

El grupo se compone de 2 principales divisiones :

Ambas divisiones están ligadas y básicamente el modelo de la compañía consiste en que a veces se quedan una parte de lo que construyen para otros en modo de concesión.
Por geografías, la mitad de la cifra de negocios está en España y el resto fuera.

La empresa tiene deuda considerable de 928MM€ pero también mucha caja de 391MM€. Así pues la deuda neta es de 537MM€ y buena parte está en las subsidiarias y sin recurso a la matriz. La deuda neta con recurso a la matriz es de sólo 130MM€.
Las concesiones son un tipo de negocio que se pueden apalancar bastante, a 3x o más, al ser negocios regulados con cash flows a largo plazo relativamente predecibles.

De los 246MM€ de EBITDA societario (infraestructuras + concesiones – operaciones societarias), 144MM€ son con recurso. Quedaos con esta cifra de 144MM€ de EBITDA con recurso porque más adelante la utilizaremos para valorar la parte de infraestructuras. Esta división es la más cíclica, si bien más del 40% de su cifra de negocio de 2352MM€ son contratos de mantenimiento y servicio a utilities y telecos, por lo tanto esa parte representa unos ingresos bastante recurrentes. Si por ejemplo tenéis una línea con Movistar es posible que el técnico que la revisa sea de Elecnor.

La parte de concesiones se compone principalmente de su filial de energía eólica terrestre Enerfín, controlada al 100% ; y de Celeo Redes, la cual mantiene concesiones de redes de transmisión eléctrica y subestaciones transformadoras, controlada al 51% por Elecnor y al 49% por el fondo de pensiones holandés AGP. Celeo no se consolida en los resultados globales y figura según el método de participación.

Se trata de una compañía relativamente ilíquida en bolsa y que no tiene cobertura de analistas de brokers. Es bastante conocida en España y hay información en la prensa, así que después del breve resumen vayamos al meollo.

Valoración

Vamos a hacer una valoración por suma de partes porque parece lo más apropiado para los diferentes negocios de Elecnor. A lo largo de ella iremos dando pinceladas de algunas características sectoriales y particulares de las subsidiarias. Hay 3 partes principales en Elecnor :
• Celeo
• Enerfín
• Ingeniería y construcción (Infraestructuras).

CELEO

5740Km de lineas de transmisión en explotación y construcción además de parques fotovoltáicos. Tenemos una referencia reciente con la valoración de Celeo Redes que hizo la consultora Deloitte a finales de 2019 por 513MM€ + 43MM€ que pagó AGP en cash por un parte de dos subsidiarias de Celeo. En el Balance de 2019 el 51% de participación de Elecnor en Celeo Redes constaba a 560MM€. En la memoria anual 2020 nos dan las siguientes explicaciones :

 Metodología : “El valor se obtuvo utilizando el método de Descuento de Flujos de Caja para el Accionista (“Equity Cash Flows”), los cuáles fueron estimados en las respectivas monedas funcionales de los proyectos (Dólar Americano para los proyectos en Chile y Real Brasileño para los proyectos en Brasil).

• Las tasas de descuento empleadas para convertir los mencionados flujos a su valor actual se correspondieron con los respectivos costes de capital, estimados mediante la aplicación del “Capital Asset Pricing Model” (CAPM) considerando tanto las circunstancias del mercado en ese momento como de los proyectos en particular (un 7% para los proyectos de Chile y un 12% para los proyectos de Brasil, aproximadamente).
• La conversión a Euros del valor actual obtenido se realizó utilizando los correspondientes tipos de cambio del día de cierre de la operación (31 de diciembre de 2019).”

Diferencias de cambio. “Posteriormente a finales de 2020 se recibió el impacto de la devaluación del real brasileño que en un año había pasado de RBS 4,6/€ a RBS 6,4/€”.

Eso trasciende tanto al EBITDA de toda la compañía para sus negocios en Brasil como también al valor de la participación en Celeo que se actualizó a 460MM€ (-104MM€) en la última memoria anual. Con posterioridad el real ha seguido devaluándose un poquito y actualmente está a R$ 4,8/€.

Actualización de valor razonable. “Durante el ejercicio 2020 el Grupo Elecnor ha concluido la asignación del valor razonable (conocido como “Purchase Price Allocation” o PPA por sus iniciales en inglés) correspondiente a la participación retenida en el subgrupo Celeo Concesiones e Inversiones siguiendo los principios de la NIIF 3 (Combinación de negocios). Esta asignación ha sido realizada internamente por la Dirección del Grupo y los principales impactos han consistido en la asignación al inmovilizado intangible por permisos y licencias, a los activos financieros correspondientes a las concesiones de líneas de transmisión de energía eléctrica en Brasil y a la deuda financiera cotizada, neto del efecto fiscal.”.

Los PPA son una forma bastante usual de financiar y contabilizar inversiones en generación de energía dónde se vende total o parcialmente la capacidad de generación en acuerdos a largo plazo con empresas. En los últimos años este modelo no ha hecho más que crecer.

Eventos recientes : adquisición en Chile de Colbún Transimisión.

En marzo 2021 se llegó a un acuerdo por 1100MM€, AGP pone el 80% y Celeo el 20%, Elecnor posee el 51% de Celeo, así que su parte representa una inversión de 112MM€ (1100×20%x51%).

Principales cifras de Colbún Transmisión :

Beneficio neto $42MM x 0,85 €/$ = 35,7MM€, similar al FCF.

EBITDA $66,9MM = 57MM€

Unos $400MM de Capital Empleado, sin deuda financiera = 340MM€.

Equity $323MM = 275MM€

Efectivo y equivalentes $12MM = 10,2MM€

Desde luego estos activos suponen cash flows predecibles a largo plazo y se pagan bien, pero ¿Tanto? Los de AGP han pagado 1100/57 = 19x EBITDA por los 900km de lineas de transmisión y 27 subestaciones, lo cual me parece una barbaridad. Probablemente ven sinergías y potenciales que no alcanzo a comprender o quizás tuvo algo que ver el pique en la puja con Ferrovial y eso hizo subir el precio.

Supongo que lo van a apalancar unas 3 veces o así para sacar un buen retorno. Bien, sea como fuere Colbún aportará algo, fortaleciendo a Celeo y Elecnor como actores destacados en el país andino.

Si se pagase el mismo múltiplo de 19x EBITDA por Celeo, la parte de Elecnor valdría 600MM€ largos. No nos romperemos la cabeza y valoraremos Celeo tal cual consta en libros ya que se hizo una estimación razonable apenas hace un año y una actualización posterior hace unos meses recogiendo las diferencias de cambio y demás. Así que considerando que un posible impacto adicional por divisa brasileña se compensaría con la adquisición de Colbún Transmisión y otros proyectos. Pondremos que Celeo vale unos  460MM€.

ENERFÍN

1349MW en explotación y construcción. 870MW de potencia instalada en explotación.

La energía eólica formará parte destacada en los próximos años de las políticas de transición energética y descarbonización. Las proyecciones de crecimiento son considerables.

Los costes de la energía eólica han ido bajando en los últimos años :

“The cost of land-based wind farms is expected to continue to fall in the future. According to a June 2018 study by the International Renewable Energy Agency, the global weighted average cost of onshore wind have declined by 71 per cent in 35 years, as technological improvements continue to be made. This offers an attractive electricity source to

Según IRENA el coste de la energía eólica no sólo ha bajado sino que es previsible que lo siga haciendo en el futuro.

“The global weighted-average total installed cost has fallen by 24%, from USD 1 949/kW in 2010 to USD 1 473/kW in 2019”. O sea, $1MM/0,679MW = $1,47MM/MW de media en 2019.

El informe de 2020 aún no está disponible, los últimos datos de 2019 nos dan una serie de claves :

• “Estimated WACC for renewable energy 7,5%.”
• “The country/region weighted-average total installed cost for onshore wind in 2019 ranged from from around USD1 055 to USD 2 368/kW.” Luego $1,05-2,37MM€/MW.
• “The decline in turbine prices globally has occurred despite the increase in rotor diameters, hub heights, and nameplate capacities. In addition, price differences between turbines with differing rotor diameters has narrowed.”
• “With greater competition among manufacturers, margins have come under increasing pressure, to the benefit of consumers. For instance, Vestas saw its turbine sales margins drop below 10% in 2019… Increased competition has also led to acquisitions in the turbine and balance-of-plant sectors, and a trend of production moving to countries with lower manufacturing costs.”

Mirando la tabla de abajo, lo que nos interesa con respecto a Enerfín es el coste de sus parques eólicos en España y Brasil que son el grueso de sus activos en operación. Teniendo en cuenta que los costes/MW de los proyectos eólicos onshore han ido decreciendo y es previsto que sigan haciéndolo, lo prudente es coger el rango bajo.

Al valorar una empresa a coste de reposición de los activos es preferible ir construyendo márgenes de seguridad adicionales y estimar la forma más barata de reemplazar esos activos.

El rango en € al cambio de  0,85€/$ es :

Europa : 910-1530€/kW = 0,91-1,53MM€/MW

Brasil : 1,04-1,32MM€/MW

América del Norte : 0,93-1,39MM€/MW

Respecto a Brasil, está el tema de la inflación del real brasileño que tendremos que considerar.

Vamos con Enerfín. Algunas magnitudes que necesitaremos son :

Deuda 386MM€

Cash 34MM€

Deuda Neta 352MM€.

Y abajo (flecha roja) la potencia de energía en operación.

Vamos a hacer una valoración por países según el coste de reposición de la potencia instalada que controlan directamente :

Canadá. Participación de 50MW de los 100MW en explotación (Eoliennes de l´Erable), en funcionamiento desde 2013. La inversión fue de 266MM€ para 100MW, lo que supuso unos 2,6MM€/MW, pero los costes han bajado en US y Canadá : “The costs for a utility scale wind turbine range from about $1.3 million to $2.2 million per MW of nameplate capacity installed.”

Las valoraremos conservadoramente a 1,3MM€/MW, a la mitad de lo que costaron. 50MW x 1,3MM€/MW = 65MM€.

España. Estimación inicial entre 1MM€/MW y 1,3MM€/MW. Otras compañías como por ejemplo Greenalia prevén una inversión media de 1,15MM€/MW para sus parques eólicos, de hecho Elecnor construye parques para Greenalia.

La media en la UE es de 1,3MM€/MW y de 1MM€/MW en las últimas subastas en España, sin embargo ese precio podría estar deprimido temporalmente por el flujo de pujas, a tenor del informe European Wind Industry 2019 : “Spain financed the most wind energy in 2019, both in terms of capacity financed and amount invested. 28 onshore projects reached final investment decision (FID) with an average investment of €1m per MW. Average Capex for onshore wind of 1,3MM€/MW in the EU for 2019. Spain accounted for over 20% of all onshore FIDs with 28 new projects, at an average CAPEX of €1m per MW. The CAPEX seen in Spanish projects is lower than the average. Besides the good wind conditions and the strong domestic supply chain, there was a large pipeline of projects under development waiting for a financing opportunity since 2013, when the government withdrew any support to the sector – until auctions resumed in 2016.”

Vamos a Repasar la parques eólicos españoles. Cuanto costaron, cuando se pusieron en marcha y su participación :

• Parques eólicos Serras Faro-Farelo, Galicia, 128MW. Puesta en funcionamienso septiembre 2005, coste 135MM€, 135/128 = 1,05MM€/MW. Controlada al 91% (Galicia Vento) = 116MW
• Parques eólicos La Herrería y Pasada de Tejeda (Aerogeneradores del sur), Tarifa, Cádiz. 55MW. Puesta en funcionamiento enero 2005, coste 59MM€, 1,07MM€/MW, controlada al 100% = 55MW.
• Parques eólicos Páramo de Poza, Burgos, 101 MW. En marcha desde julio 2001. Coste 80MM€. Son 0,8MM€/MW. Controlada al 70% = 70MW.
• Parques eólicos Montes de Cierzo, Navarra, 61MW. Funcionando desde gosto 2000. Ampliación posterior a 95MW. Bronwfield project de repotenciación, inversión de 74MM€ para 95MW = 0,78MM€/MW, controlada al 100% = 95MW.
• Parque eólico Malpica, Galicia, 16,5MW, Puesta en marcha en septiembre 2017. Coste 18,7MM€, 18,7MM€/16,5MW = 1,13MM€/MW. Controlada al 95,55% = 15,7MW.
• Parque eólico Cofrentes, Valencia, 50MW. Puesta en marcha en enero 2021. lnversión de 53MM€ para 50MW = 1,06MM€/MW. Controlada al 100% = 50MW.
• Otras participaciones minoritarias (P.E. Gaviota, SEASA, P.E. Baix Ebre).

Total MW España = 445MW.

Los datos más recientes son del parque de Malpica y del de Cofrentes que inició andadura este año, luego 1,06-1,13MM€/MW, media 1,1MM€/MW, lo cual tambíén cuadra bastante con el resto de información sectorial y de otras empresas. Valoraremos la potencia instalada en operación dentro de España a 1,06MM€/MW ya que es el dato directo más reciente y conservador.

445MW x 1,06MM€/MW = 470MM€

Brasil. En este país tenemos la pérdida de valor del real respecto al €. Elecnor ya recoge en sus cuentas corporativas un impacto de -20MM€ en EBITDA y de -104MM€ respecto al valor de los activos de Celeo en Brasil. Por lo tanto tenemos que ajustar el valor de los activos de Enerfín también, al menos a corto-medio plazo, a l/p influye menos y en las conclusiones hablaremos del porqué.

Vamos a ver una de las últimas subastas de energía en 2019, la “29º Leilão de Energia Nova A-4.” : Parque de Voltalia de 21MW con inversión de R$86,1MM. Son R$4,1MM/MW. Y otros dos parques gemelos de la empresa Força Eólica do Brasil de 37,1MW con una inversión de R$223MM cada uno. Son R$6MM/MW. Al cambio de R$0,15/€ serían entre 0,6 y 0,9MM€/MW, respectivamente.

Tenemos este estudio de 2019 que habla de $1,17MM/MW : “Wind generation in Brazil will grow, on average, 11% per year from 2016 to 2026, reaching 28.5 GW of installed capacity, which will require investments of around US$21.5 billion over the horizon of the plan, based on the average price of US$1.17 million/MW verified in the auction conducted in August 2018.”

A 0,85 €/$ = 1MM€/MW. Entonces el real brasileño estaba un 30% más arriba, así que serían más bien unos 0,7MM€/MW de hoy en día.

Otra referencia más es la del Banco do Nordeste : “… projetos eólicos…  preço médio do investimento de R$ 4,67 milhões/MW”. A 0,15€ por real son 0,7MM€/MW.

Vamos con esos parques. Igual que antes, ajustaremos por participación :

• São Fernando IV (Complejo eólico São Fernando). El más reciente, en marcha desde febrero 2021. Inversión de 68,6MM€ para 83,2MW = 0,8MM€/MW. Controlada al 100%.
• Parques eólicos Palmares. 57,5 MW. En marcha desde marzo 2013. Coste 114MM€. Son 1,98MM€/MW. Controlada al 80% = 46MW.
• Ventos dos Indios. Complejo eólico de Osório. 52,9 MW. Funciona desde septiembre 2014. Coste 78MM€. Son 1,47MM€/MW. Controlada al 80% = 42MW.
• Ventos da Lagoa. Complejo eólico de Osório, 57,5MW. Funcionando desde 2012. Coste 96MM€. Luego son 96/57,5 = 1,67MM€/MW. Controlada al 80% = 46MW.
• Ventos do Litoral. Complejo eólico de Osório. 57,5MW. En marcah desde febrero 2013. Coste 98MM€. Son 1,7MM€/MW. Controlada al 80% = 46MW.
• Ventos do Sul. Complejo eólico de Osório. 150 MW. En operación desde 2006. Coste 228MM€. Son 1,52MM€/MW. Controlada al 80% = 120MW.

Total MW Brasil = 383MW

El dato directo más reciente es el del parque de São Fernando IV a 0,8MM€/MW pero el real ha seguido cayendo un poquito, así que por precaución estimaremos el valor de los parques de Brasil a 0,7MM€/MW.

Total valor Brasil 383MW x 0,7MM€/MW = 270MM€

Total Valor Enerfín = 65 Canadá + 470 España + 270 Brasil = 805MM€. Menos 350 de deuda neta (estimación 2021) = 455MM€.

Adquisiciones recientes en el mercado : esta clase de activos se suelen pagar a un buen premium. Sirva como ejemplo la reciente compra por parte de Finerge de los parques eólicos de EDP Renovables en España durante el año pasado. Se pagaron los 242MW instalados a 426MM€, 507MM€ incluyendo deuda neta. Entonces 507/242 = 2,1MM€/MW.

Enerfín tiene una media de edad en sus parques eólicos similar de unos 10 años. Si se pagase el mismo precio por sus activos en España serían 445MW x 2,1MM€/MW = 930MM€ – 350MM€ de Deuda Neta = 585MM€. Sin contar Brasil y Canadá. A tener en cuenta que estas adquisiciones suelen incorporar premiums del 25-30% de media.

EV/EBITDA : este tipo de compañías suelen cotizar a más de 12x EBITDA y Enerfín generó 89MM€ de EBITDA en 2019. A partir de nuestra valoración y quitando el impacto de este año estaría cotizando al equivalente de un EV/EBITDA de 805/89 = 9x.

Siguiente entrega : rama de Infraestructuras y conclusiones. ¡Hasta pronto!

ATENCION : estos artículos sólo tienen fines informativo-divulgativos y no son ningún consejo de compra. Haced siempre vuestros análisis y no os fieis de los ajenos.