El cuaderno de venta de la operación pone en valor "el fin de la incertidumbre regulatoria" La compañía maneja la previsión de que se duplique la compensación a las centrales de gasE.ON contempla un crecimiento de su resultado bruto de explotación (ebitda) del 50 por ciento en su negocio en España, hasta los 495 millones de euros en 2023, tal y como desgrana en el cuaderno de venta, al que tuvo acceso elEconomista. Entre los potenciales interesados se encuentran varios fondos de inversión, así como la lusa EDP y el Grupo Villar Mir, que deben presentar sus ofertas vinculantes el próximo 11 de agosto. Teniendo en cuenta la estimación de ebitda para este año de 329 millones, la operación podría superar los 2.900 millones de euros, según los múltiplos que se suelen recoger en este tipo de operaciones, teniendo en cuenta la situación actual del mercado. Citi, que está asesorando esta venta, se encarga de las conversaciones con los potenciales interesados sobre cuestiones de previsiones y valoraciones recogidas en este documento. La compañía desgrana en tres divisiones su negocio: generación, comercialización y distribución. En total, esperan un ebitda de 281 millones de euros para 2014 y un capex o capital para la inversión de 93 millones de euros. El grupo cuenta con 1.000 empleados y una capacidad de generación convencional y renovable de 4.500 megavatios. También dispone de 29.390 kilómetros de distribución y 662.300 clientes, tanto en el negocio liberalizado como regulado de electricidad. El cuaderno incide en el potencial de la compañía y los puntos flacos tras la regulación. Así, estima que el beneficio de explotación (ebit) se revalorizará un 77,3 por ciento en los próximos diez años, tras un 2015 en el que el resultado tocará suelo para, a continuación, comenzar un crecimiento año a año por la mejora en generación y el potencial del área de comercialización para captar nuevos clientes. Con estas previsiones, los ingresos tendrán una tasa de crecimiento anual del 7 por ciento y acumularán un aumento del 78 por ciento en 2023, gracias sobre todo a la actividad de producción eléctrica, una vez digerido el impacto de la reforma energética. Pero la venta de la filial española no es consecuencia de los cambios regulatorios en el país, sino que se enmarca dentro de la política del grupo germano de rotación de activos y reenfocar su negocio, que se ha visto afectado por la competencia de la energía renovable en el mercado alemán, el cierre de las nucleares, los golpes regulatorios en Europa y por la tibia demanda de energía generada por la crisis. Cabe recordar que E.ON se marcó como objetivo hace ya casi diez años entrar en el sur de Europa a través de la opa a Endesa, que fue torpedeada por el exregulador español. El grupo persistió en este objetivo y finalmente se hizo con los activos resultantes del matrimonio que formaron Enel y Acciona para cogestionar la que era la primera eléctrica española. De hecho, el documento remarca "el fin de la incertidumbre regulatoria", tras haber resuelto el déficit de tarifa que suma 30.000 millones de euros. Además, el sector se ha dotado de "una visibilidad a largo plazo sobre los activos regulados". Tras la compra de centrales principalmente en el norte de España, el grupo se situó como la quinta eléctrica española en un mercado que "acaba de salir de la recesión con un crecimiento del PIB registrado en 3 trimestres consecutivos". Además, apunta que se "ha producido una mejora considerable de la calidad crediticia de España". Activos altamente atractivos E.ON destaca la diversificación de su mix energético, que consta de centrales de carbón, ciclos combinados, hidráulicas y renovables. En concreto, en el negocio de tecnologías limpias cuenta con activos eólicos (incluye sus instalaciones en Portugal), plantas termosolares y minihidráulicas. Así, su cartera de proyectos renovables es muy amplia y tiene la ventaja de contar con potencial de repotenciación. En este sentido, una de las patas principales de esta operación es la central hidroeléctrica de bombeo situada en San Miguel de Aguayo (Cantabria), en la que la compañía ha invertido 600 millones de euros para ampliar la instalación con 1.000 megavatios adicionales. A juicio del grupo, la naturaleza regulada de distribución y de las energías renovables "ofrece estabilidad en los resultados". Se trata de activos "altamente atractivos" que suman la cuarta mayor plataforma de distribución concentrada principalmente en el norte de España. Por otro lado, el perímetro de E.ON España incluye un contrato a largo plazo de gas para el suministro de negocio de comercialización, para los ciclos combinados o para la reventa en el mercado. En cuanto a las centrales de carbón de Los Barrios y Puente Nuevo, en Andalucía, E.ON reseña que generan fuertes flujos en efectivo y que actualmente la plataforma de ciclos combinados es altamente eficiente y flexible a la espera de que se recupere en el plazo medio. Por contra, las instalaciones de Cataluña, Aragón y Castilla La Mancha están en proceso de cierre. E.ON reconoce la problemática de la que adolecen los ciclos combinados en España, que han quedado relegados a realizar la función de respaldo de las energías renovables. Se trata de una situación que ya ha sufrido en Alemania, aunque se ha disipado en parte por la moratoria nuclear tras el accidente de la central nuclear de Fukushima, con lo que puede aumentar la producción de estas plantas. La filial española, que cuenta con sede en Madrid y Santander, señala que sus ciclos ubicados en Andalucía y Aragón se encuentran en una situación realmente delicada, en tanto que su nivel de producción fue de cero en 2013. En consecuencia, el grupo ha afrontado una reducción de personal en estas instalaciones, que ha supuesto un coste en indemnizaciones de 5,5 millones de euros (1,6 millones para la planta de Algeciras y otros 3,9 millones para la planta de Escatron). 'Hub' del gas Los ingresos de las plantas de ciclos combinados de gas del grupo se ven lastrados por los niveles de producción relativamente bajos en el corto plazo, aunque la compañía espera que aumente a partir de 2018 en adelante. E.ON confía en que el futuro mercado mayorista de gas (hub) en el que trabaja el Gobierno sirva para revalorizar estas instalaciones con un margen bruto promedio del 19 por ciento. Esta mejora provendrá en el corto plazo de los pagos por capacidad -incentivos que reciben los ciclos por la labor que realizan de respaldo del sistema en los momentos en los que no hay viento ni horas de sol. De hecho, E.ON prevé que los incentivos por capacidad se dupliquen en el segundo periodo regulatorio y pasen de 4,702 euros por megavatio a 8,702 euros por megavatio a partir de 2018. Crecimiento en clientes El cuaderno de venta hace hincapié en el área de comercialización, donde la compañía ve grandes oportunidades de crecimiento a través de su oferta dual de luz y gas en el segmento liberalizado. E.ON España ha crecido de forma exponencial en los últimos años en las ventas de gas basado en operaciones de marca y el avance de la liberalización del sector, que se combina con una "innovadora cartera de servicios añadidos". Por último, el documento incide en la política de empleo, como los planes de pensiones vigentes, pago del coste de electricidad en especie, servicio médico o los gastos de educación que recibe su plantilla. Además, un pequeño grupo de empleados contratados en Viesgo (activos que Enel vendió en España a E.ON en medio el acuerdo por quedarse con el control de Acciona) antes de 1994 tienen derecho a recibir una renta vitalicia complementaria a la pensión. El grupo advierte que algunos empleados de las centrales que participan en los procesos de cierre tienen derecho a recibir los mismos beneficios.