De stijging van de stroomprijzen heeft tot een ingrijpen van de Europese Unie geleid. Daarmee is de kous zeker nog niet af. Dreigend overheidsingrijpen blijft boven de Europese nutssector hangen.
...

De stijging van de stroomprijzen heeft tot een ingrijpen van de Europese Unie geleid. Daarmee is de kous zeker nog niet af. Dreigend overheidsingrijpen blijft boven de Europese nutssector hangen. Na de inleidende beschietingen van Europese Commissie-voorzitter Ursula von der Leyen midden september bereikten de Europese ministers van Energie eind september overeenstemming over een pakket maatregelen voor de energiemarkt. Die komen in grote lijnen overeen met de aankondiging van Von der Leyen. Behalve over de verplichting het stroomverbruik tussen 1 december 2022 en 31 maart 2023 tijdens piekuren met 5 procent terug te dringen, werden de ministers het ook eens over een vrijwillige reductie van het stroomverbruik met 10 procent in die periode. Bovendien raakten de EU-lidstaten het eens over een 'solidariteitsbijdrage', een belasting op overwinsten van de fossielebrandstofsector. Voor de nutssector was de belangrijkste maatregel het omzetplafond voor stroom die via zogenoemde infra-marginale technologieën is geproduceerd. Daaronder verstaat Europa onder meer stroom die is opgewekt uit duurzame bronnen, maar ook kernenergie en bruinkool. Het omzetplafond bedraagt 180 euro per megawattuur en geldt van 1 december 2022 tot 30 juni 2023. Dat is drie maanden langer dan verwacht. Die 180 euro is overigens geen prijsplafond voor de consumenten. Het betekent wel dat de producenten van duurzame stroom, als ze hun elektriciteit tegen bijvoorbeeld 500 euro per megawattuur uur kunnen verkopen, daarvan 320 euro aan de staat moeten afdragen. Die afdracht gaat naar steun aan de afnemers van die duurbetaalde stroom. Het goede nieuws, schrijft analist Peter Bisztyga van Bank of America Merrill Lynch (BofAML), is dat het akkoord de lidstaten de mogelijkheid geeft de stroombedrijven tot 10 procent van de omzet boven het omzetplafond van 180 euro per megawattuur te laten behouden. Voorts bevat het akkoord van de Europese ministers van Energie "eigenlijk alleen maar slecht nieuws" voor de nutssector, aldus de analist. Het biedt de EU-lidstaten alle flexibiliteit om op nationaal niveau zo ongeveer alles in te voeren wat ze willen. Bisztyga sluit bijvoorbeeld niet uit dat er omzetplafonds van minder dan 180 euro per megwattuur komen voor kern-, zonne- en windenergie en stroom uit waterkrachtcentrales. Wel moeten de maatregelen proportioneel zijn en "de investeringssignalen niet in gevaar brengen". Ook andere maatregelen, zoals belastingen op overwinsten, behoren nog tot de mogelijkheden. Volgens Deutsche-Bank-analist James Brand zijn flexibele ingrepen op nationaal niveau in de Europese Unie niet nieuw, maar wordt er nu veel nadrukkelijker over gecommuniceerd. "Dat creëert een voortdurende onzekerheid voor de stroomopwekkers", aldus Brand. Met bijna 5,1 van zijn ruim 18,6 gigawatt aan opwekkingscapaciteit voor duurzame stroom in het Verenigd Koninkrijk is het Duitse RWE niet immuun voor politieke risico's. De afgelopen dagen stonden de koersen van duurzame Britse nutsbedrijven en RWE onder druk, omdat de zwalpende Britse regering nu toch met een speciale belasting op overwinsten lijkt te komen. Daar staat tegenover dat RWE begin oktober twee belangrijke strategische stappen heeft gezet. Het bedrijf is met de Duitse overheid overeengekomen zijn bruinkoolcentrales eerder af te bouwen. In plaats van in 2038 sluit RWE ze al in 2030. Ook heeft RWE zijn politieke en geografische spreiding vergroot. Door de overname van de duurzame activiteiten van Consolidated Edison zal RWE's opwekking van duurzame stroom in 2030 ongeveer gelijk verdeeld zijn over Europa, het Verenigd Koninkrijk en de Verenigde Staten. Die overname - die 6,8 miljard dollar kostte, inclusief schulden - levert een ebitda van 600 miljoen dollar per jaar op. RWE financiert de overname onder meer met een obligatielening van zo'n 1,8 miljard dollar en een verplicht converteerbare obligatie van ruim 2,4 miljard euro, die is uitgegeven aan het staatsfonds van Qatar. De convertible wordt binnen een jaar omgezet in aandelen, waarna Qatar een belang van iets minder dan 10 procent in RWE krijgt. Volgens de Duitsers draagt de acquisitie ook na de conversie van de lening direct bij tot de winst per aandeel. Het bedrijf houdt bovendien vast aan een minimumdividend van 0,90 euro per aandeel en een pay-outratio van 50 tot 60 procent van de nettowinst op lange termijn. De eerder dan geplande afbouw van de Duitse bruinkoolcentrales leidt wel tot 1,3 miljard euro extra voorzieningen, die volgens RWE al volledig door financiële activa zijn gedekt. Morningstar-analist Tancrède Fulop wijst op een interessant aspect van die voorzieningen. Voor bedrijven als RWE, Engie en Eon, die flinke voorzieningen hebben voor de afbouw van kern- en bruinkoolcentrales en hun pensioenverplichtingen, is een stijgende langetermijnrente juist positief. Ze verlaagt de huidige waarde van die toekomstige verplichtingen. Dat benadrukte RWE onlangs ook al. Met een geschatte koers-winstverhouding van 14 en een dividendrendement van 2,4 procent voor 2023 blijft het strategisch goed gepositioneerde RWE aantrekkelijk. Het Franse Engie is een geïntegreerd nutsbedrijf: het produceert, transporteert en distribueert stroom (en aardgas) in 35 landen, vooral in Europa en Latijns-Amerika. Engie verkoopt de opgewekte stroom ook op de open markt (merchant of wholesale genoemd). Een flink deel van die stroomproductie is al verkocht tegen vastgezette prijzen via forwardcontracten. Engie heeft dit jaar 92 procent van de stroomproductie voor de Europese merchantmarkt tegen gemiddeld 74 euro per megawattuur vooruit verkocht. Voor 2023 is nog slechts 69 procent verkocht tegen een gemiddelde prijs van 70 euro. Daarmee heeft Engie een flinke, positieve blootstelling aan de sterk gestegen stroomprijzen in Europa. Peter Bisztyga spreekt dan ook van een "stroomprijsbonanza" voor Engie in 2022 en 2023. Ook Engie heeft te maken met bijzondere belastingen, weet Tancrede Fulop, bijvoorbeeld op Franse hydrocentrales en de Belgische kerncentrales. In de eerste helft van dit jaar heeft Engie bijvoorbeeld al 467 miljoen winst 'gedeeld' met de Franse en de Belgische staat. Desondanks nam de nettowinst over het eerste halfjaar met 1,9 miljard toe, tot 3,2 miljard euro. Net als voor RWE is de stijgende rente voor Engie geen groot bedrijfsmatig risico. Meer dan 90 procent van de uitstaande schuld heeft een vaste coupon en de gemiddelde looptijd van de schuld is twaalf jaar. Bovendien leidt een stijgende rente - net als bij RWE - tot een lagere huidige waarde van de pensioenvoorzieningen en de voorzieningen voor de afbouw van kerncentrales. Voor 2022 gaat Engie uit van een onveranderde en conservatief ingeschatte nettowinst van 3,8 tot 4,4 miljard euro. De Fransen willen 65 tot 75 procent van de nettowinst als dividend uitkeren, met een minimumdividend van 0,65 euro per aandeel. Daardoor kan het dividend door de jaren heen wel fluctueren. Met een geschatte koers-winstverhouding van 7,5 en een dividendrendement van bijna 7 procent voor 2023 (een jaar waarin de winst hoogstwaarschijnlijk lager zal liggen dan dit jaar) is al wel veel tegenwind in de koers van het aandeel van Engie ingeprijsd. Met een verwacht dividendrendement van 4,2 procent zit het Portugese EDP tussen RWE en Engie in. Ook EDP is een goed gespreid nutsbedrijf. Ongeveer 62 procent van de ebitda haalt het met stroomopwekking uit duurzame energiebronnen (zon, wind en waterkracht) en ruim 36 procent met transmissie- en distributienetwerken. Ook geografisch zit de verdeling goed: 41 procent van de ebitda komt uit Portugal en Spanje, 21 procent uit Brazilië en 20 procent uit Noord-Amerika. In 2008 bracht EDP 75 procent van zijn duurzame dochter EDP Renováveis (EDPR), nu een van de grootste vier producenten van duurzame elektriciteit ter wereld, naar de beurs. Intussen is EDPR goed voor 84 procent van de beurswaarde van EDP. Zowel Barclays als Morningstar en UBS zien EDP dan ook als een aantrekkelijk vehikel om te profiteren van de groei en de waarde van de duurzame dochter. Ook de Braziliaanse activiteiten hebben een eigen beursnotering, onder de naam EDP Brasil. De Braziliaanse dochter, waarin EDP nog een belang van 56 procent heeft, is goed voor 8,5 procent van de beurswaarde van EDP. Bij elkaar opgeteld vertegenwoordigen EDPR en EDP Brasil 92,5 procent van de beurswaarde van EDP. Dat betekent dat de Iberische activiteiten - waaronder de stroomnetwerken en aardgas- en steenkoolcentrales - wel erg bescheiden gewaardeerd zijn. Volgens UBS moet de winst per aandeel van EDP in de periode 2022-2025 jaarlijks met gemiddeld 9 procent kunnen stijgen. EDP wil jaarlijks 75 tot 85 procent van de nettowinst als dividend uitkeren, met een minimum van 0,19 euro per aandeel. Met een verwachte koers-winstverhouding van 15,6 en een dividendrendement van 4,4 procent is EDP redelijk gewaardeerd. De drie aantrekkelijke nutsaandelen zijn vooral geschikt voor beleggers met een horizon van meer dan twaalf maanden, die weten dat de aanhoudende politieke inmenging in de nutssector de komende maanden nog tot flinke koersbewegingen zal leiden.