Dívida segue alta!
O 3T25 foi um trimestre operacionalmente desafiador. Em linhas gerais, achamos o resultado fraco, fortemente impactado pelo GSF (O GSF é o indicador que compara a energia realmente gerada pelas hidrelétricas com sua garantia física, determinando quanto da geração prevista será efetivamente reconhecida no Mecanismo de Realocação de Energia) e Curtailment (O curtailment é o corte obrigatório da geração de usinas renováveis pelo ONS quando há excesso de oferta ou restrições operativas no sistema elétrico). Deixando de lado esses eventos e observando com maior atenção questões relacionadas a aquisição da AES Brasil: a Auren completou seu ciclo de liability management, reduziu custos financeiros e consolidou a integração com a AES Brasil. Os impactos negativos de curtailment e GSF devem ser vistos como limitados (ou assim esperamos), especialmente diante do potencial de ressarcimento regulatório e da retomada gradual de preços de energia de longo prazo. Em nossa visão, a companhia entra em 2026 com pipeline sólido (Cajuína 3) e tese de desalavancagem em curso, sustentando uma visão construtiva de médio prazo para AURE3, especialmente caso o cenário de quedas de juros venha a se confirmar. Infelizmente, acreditamos que o resultado negativo deve pesar na sessão de hoje. Seguimos com a recomendação de MANTER para as ações da Auren.
Desempenho Operacional e Financeiro 3T25
Receita. A Auren reportou receita líquida de R$ 3,6 bilhões (+12,8% a/a), sustentada pelo aumento da comercialização (+29,7%) e pela estabilidade da geração própria (+2,1%). O crescimento foi parcialmente compensado por efeitos negativos de curtailment e GSF, que reduziram a geração efetiva das fontes eólica e solar. No acumulado de 9M25, a receita atingiu R$ 9,4 bilhões (+22,5% a/a), refletindo o ganho de escala pós-integração da AES Brasil, com maior diversificação de portfólio e preços contratuais reajustados pelo IPCA.
Drivers de Valor: preços, contratos e volumes. A empresa segue com 97% do portfólio contratado para 2025, assegurando previsibilidade de receitas, com preço médio de venda consolidado em R$ 196/MWh e reajuste majoritariamente atrelado à inflação. A cessão do contrato em dólar para a comercializadora (realizada no 2T25) gerou impacto positivo de R$ 49 milhões no EBITDA da geração neste trimestre, ilustrando a sinergia entre as unidades de negócio e o foco em eficiência tributária e operacional.
Adicionalmente, a autoprodução via arrendamento do projeto Solar Sol de Jaíba agregou 36 MW médios ao portfólio, com suprimento a partir de outubro e contratos de longo prazo até 2030, reforçando a verticalização comercial da companhia.
O curtailment energético e GSF como principais desafios do trimestre. As restrições médias no SIN atingiram 20,7% para eólica e 33,1% para solar, mais que dobrando em relação ao 2T25. A parcela não ressarcível reduziu o EBITDA em aproximadamente R$ 196 milhões, parcialmente compensados pelos R$ 66 milhões em ganhos de modulação, resultando em efeito líquido negativo de R$ 130 milhões. Além disso, o trimestre também foi marcado por um GSF de apenas 65%, nível significativamente inferior aos 79% do 3T24 e aos 96% observados no 2T25. Esse GSF mais baixo reduziu a geração hídrica efetivamente liquidada no MRE, pressionando ainda mais o EBITDA e contribuindo para a deterioração dos resultados operacionais. Importante destacar que, com a MP 1.304/2025, aprovada em outubro e pendente de regulamentação, parte relevante dos cortes associados a razões de confiabilidade do SIN poderá ser ressarcida retroativamente, com potencial de recuperar até ~R$ 250 milhões no balanço futuro.
O EBITDA ajustado foi de R$ 772,7 milhões (-10,4% a/a; -21,2% t/t), refletindo o impacto combinado de curtailment e GSF (65% no trimestre), além da sazonalidade da geração hídrica. Ainda assim, o EBITDA consolidado de 9M25 somou R$ 3,0 bilhões (+22,3% a/a, o maior nível histórico da companhia) evidenciando resiliência e forte captura de sinergias (R$ 58 milhões no trimestre; R$ 212 milhões acumulados desde a integração). O segmento de geração respondeu por 109% do EBITDA consolidado, enquanto a comercialização registrou margem negativa no trimestre (-R$ 25 milhões), reflexo da volatilidade do PLD e das recompras associadas a contratos de autoprodução.
Endividamento e Resultado Financeiro. A Auren encerrou o trimestre com dívida líquida de R$ 19,0 bilhões e alavancagem de 4,9x Dívida Líquida/EBITDA UDM, praticamente estável frente ao 2T25 (4,8x).
O trimestre marcou a conclusão do processo de liability management, iniciado com a aquisição da AES Brasil. Foram pré-pagas integralmente as dívidas de custo mais elevado, incluindo o acquisition finance e debêntures antigas, substituídas por emissões de longo prazo com custo inferior (CDI+0,62% (CESP, 7 anos) e NTN-B –0,41% (Auren Participações, 12 anos). Essa estratégia gerou criação de valor de mais de R$ 300 milhões em VPL e reduziu o custo médio da dívida. Com o ciclo de refinanciamento encerrado, a Companhia entra em 2026 com perfil de endividamento alongado, menor custo e maior previsibilidade financeira, fortalecendo a tese de desalavancagem gradual a partir de 2026.
Lucro. O resultado líquido foi negativo em R$ 403,7 milhões (vs. lucro de R$ 197,2 milhões em 3T24), pressionado pelos efeitos do GSF e curtailment não ressarcíveis, além da menor contribuição da comercializadora. Excluindo os efeitos não recorrentes e contábeis (GSF e cortes energéticos), estimamos que o lucro recorrente seria próximo da estabilidade. O reconhecimento futuro da indenização de R$ 498,8 milhões referente a investimentos prudentes da CESP, aprovada pela ANEEL em outubro, deverá contribuir para recompor parcialmente o lucro contábil ao longo de 2026.
Investimentos: R$172 milhões no 3T25. Destaque para a conclusão do plano técnico dos ativos incorporados e a fase final de construção do complexo eólico Cajuína 3, previsto para entrar em operação em janeiro de 2027. No front corporativo, a companhia iniciou atos preparatórios para reorganização societária, com objetivo de concentrar os ativos hidrelétricos em CESP e simplificar a estrutura de capital. Essa reorganização ( esperada para 2027) deve gerar novas sinergias financeiras, especialmente em gestão de caixa e alocação de passivos.
