Vistra: el precio ya descuenta que los centros de datos lleguen

Vistra vende electricidad a mercado y a clientes finales en Texas (ERCOT) y en el este de EE. UU. (PJM, Nueva Inglaterra, Nueva York, MISO). Su flota suma 43.641 MW: el 62 % es gas, el 20 % carbón en retirada, el 15 % nuclear y el 3 % solar y baterías^S002. Además tiene unos 5 millones de clientes minoristas, 2,6 millones de ellos en Texas con la marca TXU^S002. Desde la compra de Energy Harbor (2024) controla los reactores de Beaver Valley, Perry y Davis-Besse, además de Comanche Peak.

La tesis de mercado es simple: los centros de datos pagan más por electricidad constante y sin emisiones, y una nuclear ya construida es difícil de replicar. Vistra ha firmado contratos de 20 años por 2.609 MW con Meta y 1.200 MW con Amazon Web Services (AWS), es decir, más de la mitad de su potencia nuclear^S003. La tesis de este informe es que el precio ya refleja buena parte de ese cambio, mientras que las partes menos vistosas (precios de ERCOT, capacidad de PJM y deuda tras Cogentrix) siguen pesando más en el valor.

El carbón y el gas se reconvierten. Coleto Creek y Miami Fort dejarán el carbón en 2027 y 2028 para funcionar con gas^S002; Vistra también construye dos unidades de gas en la cuenca del Pérmico^S005. El negocio minorista es una cobertura natural: cuando suben los precios mayoristas, la generación gana más y los clientes finales cuestan más, y al revés. En el primer semestre, el EBITDA minorista fue de US$841 M (US$940 M un año antes) mientras Texas subió de US$632 M a US$897 M y el Este de US$932 M a US$1.443 M^S005.

1. Capacidad de PJM. PJM paga por tener potencia disponible. La subasta de 2028/29 cerró en US$325 por MW y día, el tope, por tercera vez seguida, y aun así quedó 6.831 MW por debajo del requisito de fiabilidad; sin tope habría costado US$554,72^S006. Vistra no publica cuántos MW vende en PJM. Con una exposición supuesta de 9.000 MW (supuesto SDN), cada US$10 de variación mueve el EBITDA en unos US$33 M al año.

2. Spreads de ERCOT. Texas ganó US$897 M en el semestre frente a US$632 M, y solo en el segundo trimestre US$311 M frente a US$142 M^S005. Pero la empresa avisa de que el EBITDA de 2027 irá hacia el extremo bajo de su «oportunidad» de US$7,4–7,8 bn porque los precios a plazo de ERCOT han bajado^S005. La cobertura (94 % en 2027 y 72 % en 2028) protege un par de años; no protege 2029 en adelante.

3. Contratos con centros de datos. Son el motivo de que el sector suba, pero Vistra no publica ningún precio. Lo que sí sabemos es el volumen, el plazo y el calendario:

4. El crédito fiscal nuclear (45U) como suelo. La ley da hasta US$15 por MWh a los reactores existentes entre 2024 y 2032, pero lo reduce según los ingresos brutos por MWh^S003. Con unos 52,5 TWh al año (cálculo SDN con 93 % de factor de carga), el máximo sería de US$788 M anuales, unos US$2,3 por acción antes de impuestos. Vistra no ha reconocido ni un dólar de este crédito (solo créditos solares) y su guía lo excluye^S001S003. Con los precios actuales suponemos que la reducción lo anula, y por eso no es un suelo hoy: es una opción que se activaría si los precios cayeran con fuerza. El umbral exacto de la reducción es sin verificar en las fuentes de este informe y el crédito queda fuera de la valoración.

5. Compras. Vistra compra potencia ya construida a un precio similar por kilovatio. Lotus (7 plantas, 2.600 MW) cerró en octubre de 2025 por US$1,9 bn de precio base; Cogentrix (10 plantas, 5.500 MW) cuesta US$4,0 bn netos (2.300 M en efectivo, 925 M en acciones, 1.500 M de deuda asumida, menos 700 M de VAN fiscal) y pesa un 7,7 % de la capitalización^S003S004. Ambas salen a unos US$730 por kW. Cogentrix se paga a 7,25 veces su EBITDA de 2027, unos US$552 M (cálculo SDN), tiene la aprobación de FERC desde agosto y cerrará a finales de 2026; la guía de 2026 no la incluye y Vistra espera una acreción media de un dígito en 2027.

El FCF existe y crece, pero el capex también. En los últimos doce meses, el flujo operativo (US$5.121 M) menos todo el capex (US$2.866 M) deja US$2.255 M, un 4,4 % de la capitalización. El FCF antes de crecimiento que Vistra guía (US$4.325 M de punto medio) sería un 8,4 %, pero ignora el capex de crecimiento (US$1.126 M en 2025)^S001. Las recompras (~US$6,5 bn desde 2021) han reducido las acciones de 484 millones (feb-21) a 336 millones^S005S008; quedan US$1.200 M por ejecutar hasta fin de 2027.

DCF inverso. Mantenemos el caso base (WACC 9,5 %, crecimiento terminal 2 %, Cogentrix y contratos incluidos) y movemos solo el EBITDA de la flota existente hasta igualar el precio: hace falta que sea un 22 % mayor, es decir, un EBITDA total de US$9.699 M en 2028 frente a los US$8.109 M del base y los US$8.972 M del bull. La lectura equivalente: con los flujos del caso base, el precio implica un coste de capital del 7,9 % en lugar del 9,5 %.

Mecánica del DCF. FCF = EBITDA (flota + efecto de la capacidad de PJM + Cogentrix + prima de los contratos + EBITDA de las inversiones nuevas) − SBC − impuestos − capex de mantenimiento − capex de crecimiento. Los impuestos en caja suben del 5 % al 23 % de (EBITDA − SBC − amortización) entre 2027 y 2031, porque en 2025 solo se pagaron US$97 M^S008. El WACC base es del 9,5 %: coste de los recursos propios del 11,6 % (bono a 10 años 5,09 %^S013 + beta supuesta de 1,3 × prima de 5 %), deuda al 4,9 % neto de impuestos y un 70 % de recursos propios. El valor terminal pesa un 49 % del EV.

Bear (US$53). Los precios de ERCOT y PJM bajan y la flota se queda en US$6.500 M de EBITDA; la capacidad cae a US$180 por MW y día en 2030/31; los contratos añaden solo US$3 por MWh. Lo invalidaría: una cobertura de 2028 que se renueva por encima de los precios de hoy o un PPA nuevo con prima superior a US$10. Base (US$107). La flota se mantiene en ~US$7.400 M, la capacidad cae a US$270, los contratos aportan US$10 por MWh y Cogentrix entrega US$552 M. Lo invalidaría: una guía de 2027 con Cogentrix y Meta por encima de US$8.300 M (bull) o por debajo de US$7.600 M (bear). Bull (US$169). La flota crece a US$8.000 M en 2028, la capacidad se mantiene en US$325, hay US$18 por MWh y se firman 10 TWh más de contratos desde 2029. Lo invalidaría: una subasta de 2029/30 por debajo de US$250 o un contrato nuevo sin prima.

• Subasta de PJM 2029/30 (15-12-2026). Por debajo de US$250 por MW y día acerca el bear; en el tope sostiene el base.
• Guía de EBITDA 2027. Con Cogentrix y Meta, alrededor de US$8.000 M confirma el base; por encima de US$8.300 M acerca el bull y por debajo de US$7.600 M el bear.
• Precio del primer PPA publicado. Una prima por encima de US$18/MWh lleva el valor hacia el bull; un contrato sin prima es la alarma.
• Deuda neta / EBITDA tras Cogentrix. Por encima de 3,3x con preferentes y sin recortar recompras sería una señal de estrés.
• Comanche Peak, segunda mitad. Quedan 1.200 MW sin contrato publicado y los 1.872 MW de Beaver Valley sin contrato publicado salvo las ampliaciones: la próxima firma pesa más que cualquier trimestre.

DATO: cifras de Vistra de la SEC y sus comunicados^S001–^S005S008; subastas de PJM^S006S007; NRG, Talen y Constellation^S009–^S012; precios y bono a 10 años de Yahoo Finance a 15-10-2026^S013. CÁLCULO: capitalización, EV, múltiplos, DCF, DCF inverso y escenarios del modelo de SDN. Decisiones: EV con deuda larga menos caja, sin preferentes (comparable con el informe 004) y con ellos; en el puente se restan cuentas a cobrar financiadas, forward de recompra y preferentes; el 2S26 entra como flujo ya generado; el EBITDA de Cogentrix (US$552 M) sale de 4.000 / 7,25; factor de carga nuclear 93 %; impuestos en caja del 5 % al 23 %; el EBITDA de las inversiones nuevas es un rendimiento sobre el capex de dos años antes.

Corrección del 23 de octubre de 2026. Los tres escenarios usan ahora el mismo tipo de descuento, el 9,5 % del caso base; antes variaba (10 % en el bear y 9 % en el bull). El valor DCF por acción pasa de US$46 a US$53 en el bear y de US$188 a US$169 en el bull; el base no cambia (US$107).

LIMITACIÓN: los precios de los PPA con Meta y AWS no se publican y se modelan como prima por MWh. La exposición a la capacidad de PJM (9.000 MW) y la beta (1,3) son supuestos de SDN. sin verificar y fuera del modelo: umbral de la reducción del crédito 45U, rating de Moody's, fecha de resultados del 4T26 y si el EBITDA ajustado ya excluye la SBC. De Yahoo Finance solo usamos precios, rangos y bono a 10 años: sin consenso, porque la ficha completa no se pudo obtener. Constellation no publica EBITDA: su múltiplo es un proxy de 12 meses con Calpine solo desde enero. Ningún escenario es un precio objetivo ni una recomendación.