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Enel, JP Morgan alza il target price a 9,40€/sh

Enel, il rapporto JP Morgan aumenta il prezzo target di Enel a 9,40 €/sh (da 8,00 €/sh). Valutazione Sovrappeso confermato. 

Viene aggiornato il modello per incorporare il capex di crescita e le aggiunte di capacità delineate nell'ultimo CMD, così come i principali annunci fatti nel mese di dicembre, vale a dire: il previsto aumento della quota di pertinenza di Enel Americas dal 65% a ben oltre l'80% nel 2021E; la cessione della quota del 50% di Enel in Open Fiber per 2,65 miliardi di euro a metà del 2021. Entrambe le operazioni dovrebbero avere un incremento del 45% di EPS in aggregato secondo le nostre stime, ripartito tra il 2021E e il 2022.

Le nuove stime dell'EBITDA sono inferiori di circa il 3% rispetto agli obiettivi di Enel per il 2021-22, ma solo dello 0,9% nel 2023. Le ragioni sono: si effettua il mark-to-market delle nostre stime di fx, mentre Enel utilizza ipotesi interne più aggressive dei tassi di mercato; si ipotizza che Enel mantenga la piena proprietà delle aggiunte di capacità rinnovabile che stiamo stimando per la divisione Africa, Asia & Oceania a partire dal 2022, mentre Enel ipotizza la cessione di una quota di maggioranza di questi asset (parte del modello di Stewardship). Non si conoscono i tempi, l'entità delle partecipazioni e il prezzo di queste cessioni e quindi si preferisce mantenere gli asset in bilancio e questo spiega la maggior parte della riduzione del gap di EBITDA nel 2023 si include solo la recente vendita a QIA di una quota del 50% di un portafoglio di 800MW di capacità con COD nel 2020/21. D'altra parte le stime sull'EPS sono in un intervallo ristretto di -1%/+1% rispetto al punto medio dell'intervallo target di Enel per il 2021, in quanto un'ampia percentuale del differenziale fx è compensata da linee sotto-EBITDA, comprese le minoranze; e si ritiene che gli obiettivi di Enel siano prudenti nelle linee relative alle società collegate e alla finanza netta.

Mentre le stime dell'EPS Adj. 20/21E rimangono poco cambiate, sono state aggiornate le stime dell'EPS Adj. 22/23 rispettivamente del 2,3%/4,8%, riflettendo in gran parte l'incremento delle due operazioni sopra menzionate e il maggiore aumento del capex di crescita alla fine del periodo 2021-23 rispetto alle precedenti aspettative. Questo, i minori rendimenti obbligazionari e il prezzo di una più aggressiva crescita a lungo termine delle rinnovabili hanno spinto l'aumento del TP derivato dal SOTP da 8 a 9,4 euro. Enel rimane il modo più economico per giocare la crescita delle rinnovabili nel Sud Europa. Infatti la valutazione di JP Morgan include solo il 30% circa dei 58GW di incremento di capacità rinnovabile previsti per il 2024-2030 (includendo solo la creazione di valore da 10,5GW in Italia e 6,7GW in Spagna). Se dovessimo ipotizzare che Enel costruisca i rimanenti 41GW di capacità rinnovabile previsti per il 2024-30E con una creazione di valore del 25% sul capitale investito e lo sconteremo a un WACC post tax del 5%, la valutazione di Enel aumenterebbe di 0,75 euro per azione.


L'11 dicembre 2019 la Commissione Europea ha presentato il New Green Deal, la sua tabella di marcia per fare dell'Europa il primo continente neutro dal punto di vista climatico entro il 2050. Questo rappresenta la nuova strategia di crescita che ha il duplice scopo di stimolare la crescita economica e di azzerare le emissioni. Tra le tappe fondamentali fissate nel corso del 2020, si segnalano: la Legge Europea sul Clima, il Piano d'Azione per l'Economia Circolare, la Strategia sull'Idrogeno, l'Onda di Ristrutturazione e la Strategia sull'Eolico Offshore.


Mentre le utilities non sono state completamente immuni dalla crisi Covid-19 - il principale impatto è stato identificato nel deterioramento del capitale circolante, e in alcuni ritardi di capex -, lo scenario attuale offre una significativa opportunità di crescita. Vediamo le utilities, essendo in molti casi entità statali, giocare un ruolo chiave nella fase di ripresa attraverso una nuova ondata di investimenti in infrastrutture per sostenere la transizione energetica e lo sviluppo dell'economia circolare, concetti che continuano ad essere al centro dell'agenda politica.


Le reti elettriche e del gas sono fattori chiave per la transizione energetica. Saranno necessarie reti elettriche più forti per integrare le energie rinnovabili nella rete e la digitalizzazione sarà anche il principale motore dell'efficienza. Le reti del gas saranno probabilmente viste dai politici e dai regolatori attraverso lenti diverse grazie al loro ruolo nello sviluppo di un'infrastruttura dell'idrogeno, poiché l'idrogeno verde è visto come la chiave per la de-carbonizzazione dei settori difficili da eliminare. Il Governo italiano sta lavorando alla sua strategia sull'idrogeno che segue quella dei principali Paesi dell'Unione Europea.
Anche lo sviluppo delle energie rinnovabili è al centro del Piano Energetico Nazionale. Il Governo italiano prevede di raggiungere entro il 2030 i 187TWh di produzione totale da fonti rinnovabili, pari al 30% dei consumi. Per raggiungere questi obiettivi, il repowering del parco eolico esistente avrà sicuramente un ruolo fondamentale. Inoltre, è necessario accelerare l'iter autorizzativo.


L'Italia continua a mostrare un significativo gap infrastrutturale nel settore dei Rifiuti e delle Acque. Gli sforzi per ridurre la frammentazione del mercato nel settore dei rifiuti per renderlo più efficiente e la riduzione delle perdite nella distribuzione dell'acqua, così come lo sviluppo del concetto di economia circolare, sono al centro dei piani di sviluppo delle multiutilities locali. Infine, si ritiene che la regolamentazione debba continuare ad essere visibile e di supporto, che i bilanci solidi debbano sostenere dividendi sostenibili e che il settore debba continuare a beneficiare di un ambiente a basso tasso di interesse per accelerare al massimo. Al contrario, i prezzi più bassi dell'energia elettrica rappresentano un rischio per i generatori tradizionali esposti alla produzione commerciale e per le utility integrate che sono strutturalmente a lunga generazione rispetto ai clienti. In questo contesto favorevole, vediamo Enel (O), Snam (O) & Hera (O) come core holding per il 2021.

Nel suo rapporto di settore Mediobanca ha pubblicato un aumento del target price di Enel a 9,50 €/sh (da 9,20 €/sh). Confermata la sovraperformance del rating. Si ritiene che il settore delle utilities come asset class debba continuare a beneficiare di un ambiente a basso tasso d'interesse, approfittando di ciò attraverso un'accelerazione del capex grazie alle significative opportunità offerte dal Recovery Plan e, allo stesso tempo, offrendo un dividend yield sostenibile e attraente. D'altra parte, la volatilità dei prezzi e dei volumi rappresenta un rischio per i generatori tradizionali esposti alla produzione mercantile e per le aziende strutturalmente longeve rispetto alla clientela.


Enel è ben posizionata per beneficiare della secolare tendenza della transizione energetica, sviluppando energie più pulite e reti intelligenti. La società ha presentato il suo ultimo business plan al '23 a fine novembre, dove ha accelerato notevolmente il suo capex (39,0 miliardi di euro nel 2021/23 contro i precedenti 28,7 miliardi di euro) che è supportato anche dal suo forte Bilancio (c.2,5x Debito netto/EBITDA) che prevede diverse opzioni. La nuova Politica dei Dividendi con un dividendo "garantito" al '23 è sostenibile. Enel attualmente negozia al '21 EV/EBITDA di c8,5x & c4,5% GDY, multipli che si ritengono attraenti per una società che punta a più di una crescita dell'EPS a metà cifra singola nel prossimo decennio. Mediobanca ha aumentato il Target Price a 9,5 €/share (era di 9,2 €/share) per riflettere un multiplo più alto per le attività Latam della società dopo le recenti operazioni di M&A nella regione (la vendita di Naturgy in Cile e l'acquisizione di Iberdrola in Brasile). Si applica ora un multiplo c7.5x EV/EBITDA per il '21 contro un multiplo <7x precedentemente presumibilmente basso.

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