Anne Grammatico (Scope Ratings) | La carrera de los productores de energía tradicionales europeos por reducir la intensidad de carbono de sus actividades sigue impulsando el gasto de capital y poniendo a prueba la calidad del crédito, sobre todo para las empresas que han tardado en invertir.

El aumento de los gastos de capital tiene implicaciones crediticias porque la salida de efectivo resultante no se compensa inmediatamente con las ganancias en EBITDA y el flujo de caja de los activos de nueva construcción.

Esperamos que las inversiones agregadas de las empresas eléctricas europeas (excluidos los operadores de redes) asciendan a 75.600 millones de euros en 2023, antes de aumentar a 75.900 millones de euros el próximo año y a 81.600 millones de euros en 2025. El aumento equivale a una tasa de crecimiento anual compuesta del 8,4% en 2022-2025, frente al 7,3% en 2018-2022.

Sin embargo, esperamos que las empresas de utilties resistan la presión a corto plazo sobre sus balances para financiar el aumento de las inversiones sin dañar su solvencia crediticia, con la ayuda de ventas de activos y políticas financieras prudentes.

En primer lugar, estas compañías disponen de una amplia liquidez procedente de los mercados de deuda, dado el apetito de los inversores por los bonos, cada vez más vinculados a las cuestiones medioambientales, sociales y de buen gobierno (ESG), de empresas bien conocidas por su flujo de caja fiable y predecible.

En segundo lugar, las presiones crediticias se aliviarán a medio plazo, cuando finalice el actual ciclo de fuertes inversiones, los rendimientos de los activos regulados se recuperen con la subida de los tipos de interés y lleguen los primeros ingresos de los nuevos activos de generación de energía.

Por último, un gran número de empresas de utilities están actualmente respaldadas por un elevado flujo de caja operativo procedente de la generación de energía y unos precios más elevados, así como por reservas de efectivo acumuladas gracias sus sólidos beneficios obtenidos en la generación de energía durante los dos últimos años.

La intensidad de carbono varía mucho en el sector eléctrico europeo

Nuestros datos muestran que el grado de intensidad de CO2 de la generación de electricidad en el sector diverge enormemente, y que algunas empresas se enfrentan a inversiones relativamente elevadas a corto y medio plazo para ponerse a la altura de sus rivales a medida que aumenta la presión reguladora para cumplir los objetivos de cero emisiones netas en Europa. Entre las empresas con mayor huella de carbono se encuentran las de Alemania, la República Checa, Polonia y Grecia, que siguen dependiendo en gran medida del carbón y el gas natural, frente a las de Francia, Bélgica, Suiza, Austria, España y los países nórdicos, con una amplia generación nuclear, hidroeléctrica, solar y eólica.

Del mismo modo, sus compromisos de capital, medidos por capex como proporción de los ingresos, varían significativamente, lo que refleja los diferentes modelos de negocio – por fuente de combustible y por actividad (generación, distribución y venta al por menor) -, pero también los diferentes grados de inversión en energías renovables en el pasado, dejando a algunos que tienen que recuperar el terreno perdido en materia de gasto Es el caso de algunas empresas italianas. 

Pausa geopolítica en la descarbonización del sector en 2022

La fuerte subida de los precios del petróleo y el gas en 2021, agravada por las repercusiones de la intensificación de la guerra de Rusia en Ucrania, ha centrado la atención de las empresas de utilities en la urgencia de disminuir la dependencia de los combustibles fósiles y mejorar la seguridad de sus suministros energéticos.

La intensidad de CO2 del sector aumentó en 2022, suspendiendo el  descenso constante desde 2018, ya que las interrupciones del suministro de gas natural relacionadas con Rusia y la generación de energía nuclear (mantenimiento en Francia) contribuyeron a un aumento de la generación de electricidad a partir de carbón.

Las utilities siguen teniendo fácil acceso a la financiación del mercado

Los mercados de deuda están, al menos por ahora, absorbiendo fácilmente la emisión de bonos relacionada con el aumento del capex de las empresas de utilities, ya sea relacionado con la inversión en más capacidad de generación baja en carbono o, para los operadores de red, redes de transmisión / distribución capaces de manejar cargas más pesadas de suministro de energía intermitente.

El volumen total de bonos emitidos por las empresas de servicios públicos europeas ha aumentado constantemente desde 2018, con un sector relativamente activo a pesar de la caída en la emisión de bonos corporativos no financieros este año en medio del aumento de las tasas de interés.

Las utilities volverán a ser uno de los principales contribuyentes a la emisión de bonos verdes y bonos vinculados a ESG este año. La francesa Engie emitió un total de 3.700 millones de euros en el primer semestre de 2023. La danesa Orsted ha emitido 2.100 millones de euros.

Esperamos que más empresas acudan al mercado con captaciones de fondos relacionadas con el capex. La menor cantidad de bonos vinculados a ESG hasta ahora en 2023 podría reflejar en parte la desaparición de la prima verde, o «greenium», pero también unos tipos de interés más altos.

Esperamos que los volúmenes de emisión de bonos ligados a ESG y del total de bonos del sector se mantengan estables en 2024.

La expectativa de que las empresas de servicios públicos mejoren gradualmente su perfil de riesgo empresarial gracias a la creciente inversión en activos de energías renovables -la rentabilidad debería aumentar y la exposición al peligro de activos varados debería disminuir- mantiene el apetito de los inversores por la emisión de deuda del sector.

Las empresas eléctricas con porcentajes más altos de generación de energía renovable barata también se beneficiarán de una mejor posición en los mercados eléctricos europeos, en los que las centrales que ofrecen la electricidad más barata son las primeras en alimentar la red eléctrica.

Sin duda, el reto de las inversiones y la financiación varía mucho entre las distintas empresas europeas. Por ejemplo, Électricité de France realiza grandes inversiones para mantener su parque de más de 50 centrales nucleares. La compañía tiene ambiciosos planes para construir nuevas centrales.

Por el contrario, las elevadas inversiones de Iberdrola reflejan su ambición de seguir desarrollando su amplio negocio de energías renovables.

En Enel, donde más de la mitad de su producción de electricidad procede de energías no renovables, la dirección necesita invertir más en energías renovables para ponerse a la altura del resto del sector europeo y cumplir sus objetivos de energía neta cero, a pesar del fuerte gasto reciente.

Necesidad de que algunos operadores intensivos en carbono aumenten el capex de bajas emisiones

Una muestra de la magnitud del reto inversor de las utilities en Europa es que algunas empresas con las actividades más intensivas en carbono siguen teniendo niveles comparativamente bajos de capex como porcentaje de los ingresos. En 2022, las empresas con una intensidad de carbono superior a 250 kg CO2 e/MWh tendían a tener una baja intensidad de capex, que oscilaba entre el 0 y el 5%.

Algunas de estas empresas intensivas en carbono han empezado a aumentar la inversión en actividades de bajas emisiones. Un ejemplo es la italiana Acea, que invierte principalmente en actividades reguladas de red. Otro es la española Naturgy.

Se prevé que estas empresas aumenten la intensidad de las inversiones en los próximos años por encima de la media para reducir su huella de carbono y las italianas se encuentran entre las que más van a mejorar. De lo contrario, las compañías que no aprovechen la oportunidad de invertir seguirán perdiendo terreno frente a los líderes del sector, aunque esto suponga una carga temporal para el flujo de caja libre y el gasto discrecional, como la remuneración de los accionistas.