Perspectivas para el sector de utilities: Ligeramente positivo

Perspectivas divergentes para los distintos segmentos: Positivas para las empresas integradas y los productores de electricidad; estables para los operadores de redes.

Las compañías eléctricas integradas y los generadores de electricidad de Europa pueden aspirar a ver reforzados sus perfiles crediticios este año, aunque el cambio es menos pronunciado de lo que era a principios de 2023. La evolución favorable de los ratings del año pasado tiene aún más recorrido, como demuestra la amplia gama de perspectivas de rating positivas. La mejora de la calidad crediticia se sustenta en unos precios de la electricidad superiores a la media y unos amplios márgenes de beneficio operativo.

Es probable que la presión a la baja sobre el rating de los operadores de redes reguladas disminuya en comparación con los dos últimos años. Los operadores de redes han determinado en gran medida las acciones que deben emprender para mantener la calidad crediticia ante el continuo aumento de los gastos de capital. La recuperación de los ingresos no devengados en años anteriores, el aumento de las tarifas reguladas y el probable pico en el ciclo de tipos de interés ofrecen ventajas, al menos en términos de preservación de las calificaciones crediticias actuales.

Los operadores de redes reguladas se ven sometidos a menos presiones de calificación, lo que favorece a las empresas integradas y a los productores de electricidad.

Gráfico 1: Servicios públicos integrados y generadores de electricidad: La evolución de los ratings en 2023 es significativamente positiva, con nuevas subidas. La evolución de los ratings de los operadores de redes ha vuelto a ser estable.

Fuente: Scope Ratings

Gráfico 2: Nuevos incrementos de rating para los generadores de electricidad, según la distribución de las perspectivas a partir del año 2023 (número de ratings)

Fuente: Scope Ratings

Los productores de electricidad más baratos se beneficiarán de unos precios superiores a la media

Los precios de las materias primas energéticas han caído desde sus máximos de 2022, pero aún estamos lejos de un mercado normalizado, lo que proporciona un contexto de estabilidad, si no de mejora, de las ratios de crédito de las empresas eléctricas integradas, en particular las que tienen una producción de menor coste.

Los precios de la electricidad en los principales mercados europeos siguen duplicando los niveles anteriores a la escalada de la guerra de Rusia en Ucrania hace casi dos años. Las empresas de servicios públicos cubren regularmente una gran parte de los volúmenes futuros de generación en las bolsas de energía o mediante contratos bilaterales, una práctica que ahora garantiza precios favorables para 2024 y años posteriores. Los ventajosos precios de los futuros para 2024 y años posteriores (gráfico 3), así como la escala y los precios de los volúmenes de cobertura para la generación de electricidad en las mayores empresas de servicios públicos europeas (gráfico 4), demuestran sobradamente que los proveedores europeos de electricidad cuentan con buena coyuntura.

Las coberturas de precios para 2024 se han cerrado en gran medida durante 2021-2023 sobre la base de los elevados precios mayoristas y las expectativas de precios en la adquisición de gas, que sigue siendo el factor dominante a la hora de fijar los precios en el orden de mérito. Así, los precios contratados oscilan entre 45-150 EUR/MWh, según los grandes operadores históricos europeos, muy por encima de la media histórica de 20-50 EUR/MWh. Este entorno de precios ofrece buenos márgenes y apoyo al flujo de caja de las empresas de servicios públicos, que cuentan con una amplia cartera de capacidades de generación de bajo coste, como las renovables, la hidráulica y la nuclear, sobre todo en los países nórdicos, Francia y Suiza. Sin embargo, el panorama es más sombrío para las empresas de servicios públicos que dependen en gran medida de centrales eléctricas de carbón y gas, pero mucho depende de los precios de adquisición de materias primas, sobre todo carbón, gas y certificados de CO2.

En la situación actual, los precios más bajos para un amplio segmento de las empresas europeas sólo se materializarán a medio plazo. De hecho, cualquier escalada de las tensiones geopolíticas que afecte a los países ricos en materias primas energéticas y/o cualquier interrupción del suministro de carbón y gas a Europa, que repercuta en los mercados energéticos, retrasaría la vuelta a la normalización de los precios de la energía. Los gobiernos podrían tener que intervenir de nuevo para amortiguar el impacto en los hogares y negocio con límites de precios.

Gráfico 3: Los precios a plazo de la electricidad al por mayor en los principales mercados, muy por encima de las medias históricas (EUR/MWh)

Fuentes: Bloomberg, Scope Ratings

Gráfico 4: El precio de la electricidad con cobertura de los principales productores europeos se sitúa muy por encima de los niveles históricos (EUR/MWh) comunicados en la última actualización trimestral

Axpo tiene un ejercicio fiscal que finaliza en septiembre, por lo que se muestran los ratios de cobertura para 2023/24, 2024/25 y 2025/26.

Fuentes: empresas, Scope Ratings

El sector también está menos expuesto que antes a la volatilidad del mercado. En los últimos años, la mayoría de las empresas de suministro eléctrico han puesto en marcha estrategias para sincronizar los precios de compra y venta, garantizando así unos márgenes mayoristas y minoristas ligeramente positivos. Sin embargo, todavía hay algunas eléctricas con una escasa cobertura de los precios de compra y venta que siguen acumulando pérdidas de explotación. Tras las considerables perturbaciones de los tres últimos años, el segmento del suministro eléctrico se está estabilizando. En mercados liberalizados como los del Reino Unido, Alemania e Italia, muchos proveedores puros se han visto desplazados del mercado desde 2021 por rivales con estrategias de precios más flexibles o balances más sólidos. Las empresas de servicios integrados que sufrieron pérdidas operativas en el suministro las han compensado con sólidos beneficios en otros segmentos de negocio. En general, la exposición al suministro de energía no debería afectar negativamente a los balances de las empresas, como ocurrió en los tres últimos años.

Los servicios públicos afrontan cada vez más gastos relacionados con la transición energética europea

Las empresas de servicios públicos europeas se enfrentan a crecientes presiones para invertir más en activos alineados con la fiscalidad que aceleren la transición energética, al tiempo que hacen frente a una presión constante sobre los márgenes de beneficio de la generación eléctrica convencional basada en combustibles fósiles. La Directiva sobre Energías Renovables actualizada de la UE de noviembre de 2023 ha elevado el listón de la proporción de electricidad procedente de fuentes renovables a un mínimo del 42,5%, frente al 32%, para 2030. Esto supone duplicar aproximadamente el porcentaje de producción de energía renovable en los próximos siete años.

Para cumplir este objetivo, las empresas de servicios públicos tendrán que invertir más en capacidad de generación de bajas emisiones de carbono, además de en redes eléctricas, para garantizar que éstas puedan hacer frente a mayores cargas de electricidad intermitente y transportarla a distancias más largas. Está previsto que las inversiones en energías renovables y redes representen alrededor de tres cuartas partes de todas las inversiones de capital de las empresas de servicios públicos integradas, con lo que la exposición al capital de estos dos segmentos se situará en torno al 80-85% de todo el sector.

El capex agregado de las 33 empresas eléctricas europeas, excluidos los operadores de redes, aumentará a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 8,4% en 2022-2025, pasando de 75.900 millones de euros este año a 81.600 millones de euros en 2025 y 75.600 millones de euros en 2023. Este crecimiento coincide con el de 2018-2025 ( Gráfico 5).

En cambio, para los 19 operadores de red europeos incluidos en nuestra cobertura, la TCAC trienal 2022-25 será mucho mayor, del 15,2%. Esto representa un notable aumento con respecto a la media del 12,6% para el periodo más largo de 2018-2025.

Los operadores de redes recurren cada vez más a la financiación externa para hacer frente a este desafío de capex, dado que sus flujos de caja operativos son insuficientes para cubrir sus necesidades de capex, en contraste con las empresas de servicios públicos integradas (Gráfico 6).

Gráfico 5: Sobrealimentado: El capex de los servicios públicos europeos se ejecuta a un ritmo más rápido (2018-25E) - capex indexado, 2018 = 100

Fuentes: Empresas, consenso de Bloomberg, estimaciones de Scope Ratings

Gráfico 6: Capex/flujo de caja operativo de 53 entidades cubiertas

Fuentes: estimaciones de Scope Ratings

Las empresas se adaptan para afrontar el reto de la inversión y preservar la calidad del crédito

El aumento del capex ejerce una presión persistente sobre el flujo de caja operativo libre y la financiación externa de las empresas de servicios públicos, así como sobre el apalancamiento y la cobertura de intereses, pero las empresas europeas de servicios públicos se están adaptando.

En primer lugar, las empresas de servicios públicos están gestionando en gran medida las expectativas de los accionistas en cuanto a su remuneración, equilibrando el dolor de los accionistas a corto plazo a través de un modesto reparto de dividendos durante la fase de transición junto con la promesa de ganancias a medio y largo plazo con la creación de modelos de negocio más sostenibles.

En segundo lugar, la rotación u optimización de activos sigue siendo una importante fuente de financiación externa con el menor efecto perjudicial posible para el EBITDA consolidado y los flujos de caja operativos.

En tercer lugar, los servicios públicos siguen figurando entre los usuarios más frecuentes de deuda híbrida, para los que la ventaja del componente de capital de los títulos a efectos del cálculo del apalancamiento de la deuda suele ser mayor que la desventaja de pagar cupones más altos en comparación con los bonos convencionales.

Por último, las empresas de servicios públicos conservan un fácil acceso a la financiación del mercado, dados los claros objetivos para los que se endeudan, a diferencia de otros sectores afectados por el brusco cambio del ciclo de tipos de interés en los dos últimos años.

Por consiguiente, aunque se espera que muchas empresas de servicios públicos presenten unos flujos de caja operativos libres escasos o incluso negativos, lo que empeoraría el apalancamiento y los perfiles crediticios, la presión a la baja del rating en general es limitada. Por término medio, el sector debería mantener sus múltiplos de apalancamiento, medidos por la relación deuda/EBITDA ajustada al alcance: entre 2x y 4x para las empresas de servicios públicos integradas y los generadores de electricidad y entre 4x y 6x para los operadores regulados de redes/redes seguirán siendo sólidos en consonancia con los niveles de calificación actuales o incluso proporcionarán más alzas si se mantienen en el contexto de los generadores de electricidad.

El sector intensivo en capital absorberá en gran medida el aumento de los costes de los intereses

El aumento de las inversiones y la necesidad de mayor financiación externa, sobre todo para los operadores de redes, ejerce presión sobre los parámetros de protección de la deuda, como la cobertura de intereses, especialmente cuando los tipos de interés han subido y es probable que sigan altos. El aumento de los tipos de interés, unido al incremento de los costes de construcción, también puede poner en peligro la viabilidad económica de algunos proyectos energéticos, como hemos visto sobre todo con la cancelación de planes de construcción de instalaciones eólicas marinas.

Sin embargo, los tipos de interés más altos no suponen una mayor amenaza para la calidad crediticia del sector de los servicios públicos. En primer lugar, las empresas de servicios públicos tienden a utilizar deuda a tipo fijo, con la excepción de las empresas de servicios públicos nórdicas, cuya exposición a la deuda a tipo variable puede llegar al 20%. El resultado es que los aumentos de los costes de intereses relativos a la deuda a tipo variable, la refinanciación y las nuevas inversiones financiadas con deuda sólo tienen un impacto gradual en las métricas crediticias.

En segundo lugar, los operadores de redes reguladas se benefician en gran medida de la subida de los tipos de interés, ya que las tarifas reguladas aumentarán con el tiempo para reflejar el aumento del coste del capital, lo que se traducirá en mayores márgenes de beneficio y flujo de caja operativo. De este modo, el aumento de las tarifas apoyará las inversiones y la cobertura de intereses, invirtiendo la presión sobre las calificaciones durante el largo periodo de tipos de interés ultrabajos, que afectó a la rentabilidad de los operadores de redes.

Por último, los mayores pagos de intereses se verán compensados por los mayores beneficios de explotación de las inversiones existentes y nuevas, lo que ejercerá poca presión a largo plazo sobre la cobertura de intereses. Por consiguiente, las empresas de servicios públicos integrados y los generadores de electricidad se beneficiarán de una sólida cobertura media de intereses de más de 10 veces. Para los operadores de redes, el ratio medio oscilará entre 7x y 10x.