Conclusão
Seguimos com a recomendação de MANTER para o case da AURE3. Em relação ao evento: conciso e direto ao ponto. No geral, achamos o evento com alta qualidade técnica, principalmente do ponto de vista da regulação e perspectivas do setor. Do ponto de vista da operação, gostamos dos resultados apresentados relacionados a apropriação de sinergias da operação, perspectiva de alta de preços para geração e desalavancagem se materializando acima das nossas expectativas (maiores detalhes adiante) – a ideia da empresa ser mais restrita quanto a eventual pagamento de dividendos nos próximos três anos não deveria ser uma surpresa para nenhum investidor. Entendemos que o nosso preço-alvo possa estar aquém do que a empresa vem apresentando no ponto de vista operacional, mas seguimos com preferência em outros cases do setor de geração.
Maiores Restrições da Oferta de Energia = alta nos preços!
Acreditamos que o grande ponto forte da apresentação esteve relacionada ao cenário da energia elétrica tendo em vista I) dificuldade de expansão da oferta, II) custo da expansão de fontes renováveis cada vez mais caro e com cada vez maior incerteza (curtailmente, por exemplo) III) demanda crescente por fontes com maior flexibilidade na produção vs presença de fontes intermitentes aumentando o grau de complexidade da operação brasileira.
Essencialmente, o cenário-base da empresa a expansão da oferta deverá evoluir de maneira mais restrita devido: I) Geração Distribuída: a diminuição do crescimento devido ausência de sinal econômico e diminuição do subsídio e II) Geração Centralizada: I) aumento no custo do investimentos de novos projetos, curtailment, custo de capital e fim dos subsídios para novos projetos.
Volatilidade nos preços: com o aumento da complexidade da operação devido a inserção de fontes intermitentes, aperfeiçoamento dos modelos utilizados para formação dos preços de energia fez com que a energia ficasse não apenas mais cara mas também com alto grau de volatilidade. Ou seja: maiores preços no curto prazo invariavelmente vão se traduzir em maiores preços em contratos de longo prazo.
Aquisição AES Brasil: O dia seguinte!
Melhor que o esperado! Em meio a apresentação, a empresa mostrou ter alcançado redução de custos/ano de R$250 milhões (vs expectativa de R$120 milhões), atingimento em 12 meses para alcançar disponibilidade dos ativos eólicos (vs uma expectativo anterior de 24 meses) e impacto positvo de c. R$300 milhões em valor presente líquido do liability management feito pela empresa. Recentemente a empresa fez a consolidação dos seus centros de operação. A empresa espera integrar 100% da sua operação em dezembro/25. Em relação a disponibilidade dos ativos eólicos, a empresa vem operando com um índice de disponibilidade de 90-94% no 1S25 vs 77-86% no 1S24.
Comercializadora indo bem!
O VP de Clientes e Comercialização trouxe um panorama muito interessante sobre a comercializadora dentro do case da empresa. Essencialmente a empresa demonstrou como o seu braço de comercialização tem sido utilizado para trazer novos clientes e soluções para os mesmos. As margens desde 2022 tem oscilado de R$6-10MWh e com volumes comercializados de entre 2,3-6,1 GWh. Tal esforço se traduziu em uma margem de contribuição de R$226 milhões – R$352 milhões em 2024.
Endividamento & Dividendos
Alavancagem-Alvo: 3,0-3,5x até 2027. Achamos o guidance da evolução do endividamento como positivo e com números melhores do que aqueles considerados em nossas estimativas – De acordo com a nossa última publicação de estimativas, o endividamento da empresa deveria ficar entre 3,8x-3,5x em 2027-2028E (para maiores detalhes, por favor leia nosso relatório de atualização de estimativas Auren (AURE3) | Atualização de Estimativas – Uma pausa para reenergizar!). Vale mencionar que de certa forma esse processo já foi observado no 1T25 com o endividamento evoluindo muito bem em relação ao fechamento de 2024, caindo de 5,7x Dívida Líquida/EBITDA 12M para “apenas” 5,0x. De acordo com a nossa leitura e dados da apresentação, essa desalavancagem acima das nossas estimativas podem se materializar tendo em vista: I) apropriação de sinergias operacionais pós-aquisição da AES Brasil em termos mais interessantes do que o anunciado no momento da aquisição, II) valor gerado na gestão da dívida, com renegociações diversas com credores (ações preferenciais do Itaú no projeto Guaimbê com fator de correção atrelado apenas ao CDI, alongamento de dívida, etc), III) forte desalavancagem a partir de 2027 com entrega de projetos em desenvolvimento (Cajuína 3) e fim do turnaround e, claro, IV) cenário mais restritivo de oferta deve acabar por favorecer preços de energia no longo prazo. Ainda assim, mesmo com a melhoria na perspectiva da evolução da dívida, é razoável esperar por dividendos no piso mínimo obrigatório pelo menos até 2027.
