Conclusão
Em nossa leitura, a Auren (AURE3) apresentou um bom apanhado de fatos que fortalecem a sua tese. Primeiramente, citamos a análise apresentada sobre a empresa no que diz respeito a evolução da oferta x demanda brasileira, mostrando que a sobreoferta estimada no balanço energético brasileira pode estar sobreestimada à medida que muitos dos projetos considerados na sua expansão podem não ser concluídos de fato. Além disso, a eventual retirada dos subsídios nas fontes eólicas e solares devem fazer com que o custo considerado pelos reguladores para planejar a expansão (Custo Marginal da Expansão) seja muito acima do que daquilo observado no atual momento. Outros pontos importantes mencionados diz respeito à eventual avanço regulatório no que diz respeito a como a energia é precificada, com a capacidade de flexibilização e atendimento na ponta do consumo (ou seja, potência) passe a ser precificada. O terceiro ponto que julgamos relevante, citamos o interessa da empresa na entrada do segmento de transmissão, em um momento de alta incerteza, que pode se transmutar em boas oportunidades para players “puro-sangue” do setor (empresas de energia ao invés de investidores financeiros, construtoras, etc). Por último, citamos o interesse em secutirizar o fluxo de recebimentos da indenização da Usina de Três Irmão (c. R$1,7 bilhões a serem pagos nos próximos 7 anos), que deve ser distribuído no formato de dividendo extraordinários – algo plenamente aceitavel se considerarmos o atual endividamento da empresa e fluxo de caixa ao longo de 2023. Apesar de gostarmos muito do case, seguimos com a recomendação de MANTER e reforçando a tese da Eletrobrás de maneira indireta, a medida que a leitura de preços mais altos no futuro também serve para a empresa, além de acharmos que a mesma tem um valuation muito mais descontado.
Mercado de Energia
Antes de mais nada, é importante mencionar que nós escrevemos um longo documento sobre o atual momento do mercado de geração. Em suma, estamos atravessando um momento muito favorável no que diz respeito a hidrologia (com reservatórios próximo ao seu nível máximo) enquanto a situação de oferta e demanda estrutural está sobreofertada até pelo menos o ano de 2025 (Para maiores detalhes, clique aqui – “São Pedro Ajudou, e agora?”).
Em termos de preços, a empresa não espera nenhuma reversão da tendência de curto prazo que estamos observando – ou seja, preços de energia muito amassados em meio a forte hidrologia. Entretanto, a empresa tem um viés construtivo para os preços de energia no médio e longo prazo. Essencialmente, os argumentos levantados dizem respeito a atual capacidade de armazenamento/carga (demanda) do sistema devido a entrada de fontes intermitentes no sistema, ou seja, sem capacidade de armazenamento (5x em 2011 e apenas 4,1x em 2022), o que deve trazer uma grande volatilidade nos preços ao longo dos próximos anos. Outro ponto de atenção é a elasticidade de demanda (consumo de energia elétrica cresce acima do crescimento do PIB, em termos gerais) e custo marginal de expansão (que deve ser revisto à depender de alguns pontos, relacionado principalmente a evolução da discussão dos subsídios a diversas fontes).
Em relação ao aumento da oferta, a empresa citou os termos que as novas fontes entrantes vem operando. Como por exemplo, a redução no ICMS na geração distribuida e os benefícios relativos no preço nas fontes incentivadas vs fontes convencionais. Na leitura da empresa, a expansão do GD pode ser sobreestimada à medida que tais fontes possuem benefícios fiscais e baixos fatores de capacidade (geram pouca energia em relação à capacidade instalada). Além disso, foi citado o plano da ANEEL de descomissionar termoelétricas ao longo do tempo, restando apenas aquelas com custos marginais pouco competitivas.
Ainda sobre a sobreoferta, foi mencionado uma análise muito interessante sobre a expansão esperada das fontes renováveis (Eólicas/Solares), tendo em vista o fim do subsídio das fontes renováveis (que não venderão mais a sua energia em condições diferenciadas), que por sua vez trouxe uma corrida de players em busca de outorgas para o operar o negócio para ainda ter o direito ao benefício – negócios esses que deverão se entregues nos próximos 4 anos tendo em vista a caducidade do benefício. Ou seja, a empresa acredita em um excesso de otimismo em relação a capacidade de novos projetos trazerem sobreoferta ao sistema. Por último, foi apresentada uma análise dos projetos estimados à entrar em capacidade. O gráfico abaixo mostra que dentre as 91 GW de capacidade eólicas e solares outorgados, apenas 44 possuem conexão ao sistema. Dos 44 GW, 28 GW não estão em construção. Por último, do total em construção, 12,5 GW ainda pertencem aos desenvolvedores. Ou seja, ainda não é operada por uma empresa de energia em si.
O “custo marginal da expansão” (CME) é um preço de referência utilizado pelo planejador para realizar novos leilões para expansão do sistema. Tal CME é baseada no custo marginal mais eficiente do sistema, hoje, solares e eólicos. Entretanto, é importante mencionar que ambas as fontes possuem subsídios diretos em suas tarifas, que fazem com que esse nível de preço fique na casa dos c. R$150/160 MWh. Com a eventual retirada do subsídio, o preço seria mais “realista” e baseada em preços de mercado (>R$190/MWh).
Evolução Regulatória
Uma das evoluções regulatórias esperadas pela empresa, diz respeito ao reconhecimento das fontes quanto a sua flexibilidade e capacidade de atendimento a demanda do sistema na ponta do consumo. Ou seja: hoje, o preço da energia é estimado de maneira linear, independente do momento em que a energia é gerada e a potência entregue pelo gerador – vale pensar em uma fonte solar que gera energia apenas durante o dia e a uma potência derivada da irradiação solar versus uma hidroelétrica com um grande reservatório, que pode gerar energia a qualquer momento e atender a potência requerida da demanda, por exemplo. De acordo com a empresa, o reconhecimento dessa característica seria positiva para o case da empresa, devido principalmente a forte geração da sua hidroelétrica. Ainda em relação a essa questão, a empresa citou a possibilidade de expandir a atual capacidade instalada da UHE Porto Primavera em até 440 MWh adicionais com o objetivo de atendimento à demanda na ponta de consumo.
Segmento de Transmissão
A empresa segue com o interesse de avaliar a sua entrada no mercado de transmissão. Apesar do próximo leilão ter sido mencionado, o management citou que a empresa ainda está no campo do interesse e da análise e não necessariamente deve observar esse leilão – ao menos foi essa a nossa impressão. Em nossa leitura, tendo em vista o bom histórico no desenvolvimento de projetos do grupo Votorantim e do momento marcado por incertezas (taxas de juros, preços das commodities metálicas e etc), o timming para entrar em novos negócios pode ser muito interessante.
Dividendos & Reembolso de Três Irmãos
A diretoria reforçou o interesse em secutirizar os recebíveis da Usina de Três Irmãos e, eventualmente, distribui-los no formato de dividendos (para além dos valores que foram anunciados recentemente). De acordo com a empresa, a formatação de tal produto ainda está sendo discutido e pode começar a se concretizar após o primeiro semestre. Ou seja: outro bom dividendo pode ser anunciado até o fim do ano tendo em vista a forte geração de caixa da empresa e baixo endividamento. Se considerarmos a indenização total de R$1,7 bilhões a serem pagos ao longo de sete anos, pelo menos R$1 bilhão em dividendos adicionais é um cenário factível, em nossa leitura.
