Nossa recomendação para EGIE3 de MANTER. A companhia reportou um EBITDA Ajustado em linha com nossas estimativas. Entretanto, o resultado final foi fortemente impactado pelo resultado financeiro. Tal efeito trouxe um impacto final ao lucro líquido, reportado em R$826 milhões (-51% a/a). No trimestre, a empresa adquiriu as Usinas Hidrelétricas Santo Antônio de Jari e Cachoeira Caldeirão por aproximadamente R$3,0 bilhões (veja nossa análise: Engie (EGIE3) | Aquisição de duas hidroelétricas! – O que achamos disso?). A companhia seguiu com a agenda de desenvolvimento estratégico com destaque para: (i) o Conjunto Fotovoltaico Assú Sol (adicionando 353 MW ao portfólio); (ii) entrada em operação 39 aerogeradores no Conjunto Eólico Serra do Assuruá e (iii) modernização da Usina Hidrelétrica de Jaguara. Complementarmente, a companhia aprovou a distribuição de dividendos obrigatórios de R$715 milhões (R$0,88/ação), equivalente a 55% do lucro líquido ajustado de 2024. As ações serão negociadas ex-dividendos a partir da data do anúncio do resultado (07/05), com pagamento a ser realizado no dia 23/12/25. O rendimento em dividendos foi de 2,2% de acordo com o preço de fechamento de hoje.
Aos atuais níveis de preço, vemos a empresa negociando com taxa interna de retorno de 8,5% e negociando 7,9x EV/EBITDA 25E – interessante, mas uma oportunidade menos atraente em comparação com o que consideramos o principal nome no setor, ELETROBRAS (ELET3).
Detalhamento do Resultado
A companhia reportou uma receita operacional de R$3,0 bilhões no 1T25, aumento de 15,5% vs 1T24. Houve uma queda nos preços médios dos contratos de venda de energia – negociados no patamar de R$214,0/MWh (-3,8% a/a). A produção em geração de energia foi de 11.645 GWh, -17% a/a. Ainda assim, a receita foi alavancada pela (i) elevação de R$390 milhões, na evolução da construção do Sistema de Transmissão Asa Branca; (ii) acréscimo de R$21 milhões na receita operacional líquida de geração e venda de energia do portfólio e (iii) redução de R$7 milhões no segmento de trading.
Os custos operacionais aumentaram +25%, chegando em R$1,4 bilhão. Esse aumento expressivo de custos foi de (i) aumento de R$300 milhões nos custos de transmissão, influenciado pela Transmissão Asa Branca. Do lado positivo, houve (i) redução de R$12 milhões nos custos do segmento de geração e venda de energia do portfólio e (ii) queda de R$10 milhões nos custos de operações de trading de energia. Apesar disso, o EBITDA Ajustado foi de R$2,0 bilhões (+12% a/a), puxado pelo (i) ingresso de novos ativos e (ii) redução de compras de energia.
O resultado financeiro de -R$623 milhões, um piora de -19% pior a/a. A linha foi pior principalmente devido à receita financeira foi de R$143 milhões, uma queda de -33% a/a, dada redução da média dos saldos de aplicações financeiras nos períodos, parcialmente compensada pelo aumento do CDI no trimestre. As despesas financeiras foram de R$554 milhões (-1% a/a) – além do aumento de juros de dívida, houve também capitalização no ativo imobilizado (avanço de obras).
Os investimentos realizados pela companhia somaram R$1,1 bilhão, puxados principalmente pelos projetos: (i) Assú Sol (R$377 milhões); (ii) Asa Branca (R$323 milhões); (iii) Serra do Assuruá (R$270 milhões) e (iv) Outros (R$113 milhões).
O endividamento foi de 2,7x Dívida Líquida/EBITDA Ajustado, estável a/a. A dívida líquida foi de R$26,6 bilhões (+9% a/a) – nesse trimestre houveram (i) +R$1,9 bilhão advindo da 14ª debênture; (ii) geração de R$655 milhões em encargos incorridos a serem pagos e variação monetária e (iii) R$417 milhões em amortizações. A dívida está concentrada 66% em IPCA, 30% em CDI e 4% em TJLP. O custo médio da dívida foi de 11,6%, equivalente a IPCA+ 5,8% (+1,1p.p. t/t).
