Escolha Genial
A Escolha Genial para o setor de geração é a CESP (CESP6). Em resumo, achamos a CESP uma empresa de alta qualidade que está passando por um momento ruim devido a uma situação muito específica: baixo nível de chuvas em um momento que a empresa possui um alto nível de contratação do seu portfólio. À medida que as ações negociam a preços nos mesmos níveis do Coronacrash, pensamos que esta é uma oportunidade interessante – empresa estruturalmente boa, mas em uma conjuntura desafiadora. Engie (EGIE3) e AES Brasil (AESB3) são menos expostos ao segmento hidroelétrico e possuem um nível de contratação menor que o da CESP para o ano de 2021. Para ambos, colocamos a recomendação de Manter e esperar uma melhor oportunidade de entrada.
Se preferir, assista o vídeo deste relatório.
Visão Geral do Setor de Geração
O setor de geração é famoso por ter receitas estáveis baseadas em contratos de longo prazo e reajustados por índices inflacionários. Entretanto, existe uma pedra no sapato das geradoras: baixa hidrologia, afetando o negócio das hidroelétricas. Aqui vamos explicar brevemente a disposição do setor de geração no Brasil e como o seu sistema de comercialização vem afetando a lucratividade das empresas de geração.
Brasil alcançou uma capacidade instalada de 172,2 mil MWh em 2021. Observando a atual matriz energética, a maior parte das fontes é composta por fontes renováveis, como hidro (66%) e eólicas (11,7%). As fontes não-renováveis alcançam 13,8% da atual matriz energética brasileira.
Crescimento. De acordo com o novo Plano Nacional de Investimentos, o cenário base de crescimento do PIB deve ser de 2,1% em média. Considerando a atual elasticidade-renda estimada (1.44x – ou seja, a cada ponto percentual de crescimento de PIB, a demanda deve crescer 1.44% a cada ano), a carga por energia deve alcançar 68,6 GWh (vs. 74 GWh esperado para 2021). Ou seja, o Brasil precisa da entrada operacional do equivalente a uma usina de Belo Monte (11.233 MWh) a cada 3-4 anos!
Aumento da participação de fontes Intermitentes. Olhando para a matriz energética esperada para o Brasil em 2030, a intenção é claramente aumentar a participação da energia eólica e fontes solares. Fontes eólicas ocupam um lugar central na Matriz Energética Brasileira. Apesar da ainda expressiva participação de fontes hídricas na matriz energética brasileira, a construção de novas usinas hidrelétricas não está dentro dos planos dos órgãos de planejamento. Conforme mostrado no mapa abaixo, o principal potencial hidrelétrico está localizado na região Norte do país. Devido a natureza da região, são vários os desafios para o desenvolvimento de novos projetos, como I) obstáculos no licenciamento ambiental e custos crescentes para realizar projetos com considerável impacto ambiental; II) como a região é plana, hidrelétricas a fio d’água são construídas ao invés daquelas com reservatórios, o que é desafiador em termos de segurança do fornecimento de energia; III) a floresta amazônica tem forte influência sobre o clima da região, potencialmente afetando os volumes de chuva; e IV) a presença de populações indígenas aumenta o risco de desenvolvimento de projetos de infraestrutura na área.
Novas fontes de geração levando a novos desafios de abastecimento. Geração de energia de fontes intermitentes deve saltar para 20% da capacidade instalada em 2030 (vs. 11% em 2020). Vemos essa migração como um risco para o modelo energético atual, como hidrelétricas, usinas e fontes térmicas podem ser despachadas imediatamente para atender a demanda de energia ao longo do dia, enquanto o despacho de fontes eólicas varia de acordo com o nível de ventos ao longo do dia. O governo vem tomando uma série de medidas para ajustar o atual modelo de como a energia elétrica é vendida ao consumidor. Mas preferimos falar sobre esse tema em um outro momento.
Como são formados os preços? Parece óbvio que os preços dos produtos ou serviços oscilem de acordo com condições de mercado e interação dos agentes econômicos (oferta e demanda). No entanto, como nós destacamos anteriormente, os preços de curto prazo da energia no Brasil são calculados por meio de modelos estocásticos, levando a uma crítica quanto à sua exatidão no estabelecimento de preços que garantam o abastecimento e a moderação tarifária. Afinal de contas, se os reservatórios se esgotam, as tarifas irão explodir! Os preços da energia derivados desses modelos deve, em teoria, trazer a devida sinalização econômica aos agentes para evitar que o mercado de energia torne-se desequilibrado e, eventualmente, depletem os reservatórios das hidroelétricas.
Senta que lá vem história
Objetivando assegurar a oferta energética brasileira à preços moderados, o Operador Nacional do Sistema (ONS) coordena e controla a produção e transmissão de energia no Brasil. A necessidade da coordenação centralizada advém de: I) o uso de múltiplas fontes de energia, II) variação intradia da oferta e demanda de energia, III) disponibilidade de linhas de transmissão através das diversas regiões com objetivo de conectar fontes produtoras e regiões consumidoras e, IV) otimização das fontes hídricas por todo o país tendo em vista o uso dos reservatórios e da disponibilidade de hidroelétricas em um mesmo rio ou bacia hidrográfica.
Modelo Hidro-Térmico. A coordenação da geração é feita devido à necessidade de otimizar os recursos geradores para que o preço da energia futuro seja o menor possível. Perceba que a exposição da Matriz elétrica brasileira à fonte hidráulica (limpas, baratas e renováveis) é algo admirável. Entretanto, é importante lembrar: o manejo do nível dos reservatórios por parte da ONS é essencial à medida que o regime de chuvas pode esvaziar ou encher os reservatórios a mais, ou a menos que o desejado. Como a água do regime de chuvas não pode ser simplesmente adquirido em mercado algum e depende das afluências do período chuvoso (dezembro até março), o uso de termoelétricas serve para preservar a água dentro do reservatório para o ano seguinte. O uso indiscriminado do despacho hidroelétrico pode reduzir o preço da energia hoje, mas faria com que os reservatórios ficassem vazios no ano seguinte caso o regime de chuvas fique abaixo do esperado.
Preço de Curto Prazo (PLD/Spot) vs Preço Longo Prazo (ACR/ACL). Os preços de curto prazo da energia são determinados por todo o processo descrito acima. Os preços derivados dos modelos da ONS servem para determinar quais fontes serão despachadas – o critério sempre é o custo marginal das fontes (Termoelétricas com custo marginal mais alto são despachadas por último, por exemplo) e são essenciais para estimar os custos do déficit hidrológico e também funciona como custo de oportunidade para formação dos preços de longo prazo. Os preços de longo prazo são determinados livremente entre as geradoras e os consumidores livres via contratos com Distribuidoras de Energia (Ambiente de Contratação Regulada) ou clientes livres (Ambiente de Contratação Livre). Fazemos uma análise do balanço estrutural da energia e das nossas perspectivas para formação de preço de longo prazo nos próximos parágrafos.
Qual importância dos preços no ACR/ACL? Outra questão importante sobre o entendimento para os preços de longo prazo é o fato dos mesmos serem um dos principais drivers nos valuations das empresas que estão sob nossa cobertura. É o preço que utilizamos como premissa as nossas estimativas de receita à medida que os atuais contratos do portfólio das geradoras vai acabando e sendo substituído por novos contratos. Vale mencionar que, por fins de conservadorismo, utilizamos o preço para contratos mais longos possíveis que estejam disponíveis (no caso, R$160/MWh). Percebam que os preços de curto prazo apresentam diversos cenários dependentes de diversas variáveis (chuvas, por exemplo) enquanto os de LP miram mais o balanço energético do país.
Entendendo o Mecanismo de Alocação de Energia (MRE). O MRE é o mecanismo usado pela ONS para alocar a energia gerada pelas hidroelétricas com geração acima de suas capacidades asseguras, para outras hidroelétricas que estão gerando abaixo das suas capacidades asseguradas. Tal mecanismo foi criado devido as grandes proporções geográficas do Brasil, as múltiplas hidroelétricas espalhadas por diversas regiões e os distintos padrões de chuva ao longo do ano (período chuvoso da região sudeste é distinto da região norte). Tal condição gerou o GSF (Generating Scaling Factor), um mecanismo de defesa do setor de geração elétrico que existe para proteger os reservatórios até o próximo período chuvoso. Essencialmente, os geradores são obrigados a rebaixar a sua produção na mesma proporção que todas as hidroelétricas estiverem gerando abaixo de suas capacidades asseguradas. A consequência financeira desse evento é a necessidade da geradora precisar comprar energia no mercado à vista para honrar os seus contratos vigentes.
Baixas afluências. Para o nosso azar, o regime de chuvas dos últimos anos têm ficado em níveis muito inferiores aos históricos – especialmente perigoso para um sistema elétrico com aproximadamente 70% da sua capacidade instalada exposta à hidroelétricas. Ou seja, combinamos um momento com baixo nível de reservatórios e um regime de chuvas desfavorável para formação de preços no Brasil. No gráfico abaixo, mostramos os volumes de chuva registrados em alguns anos/períodos que julgamos interessantes. Usamos o ano de 2001 por se tratar de um ano marcado pelo racionamento (a linha mais escura). As linhas azuis e cinza representam a média dos volumes dos anos de 2001-2010 e 2011-2020. Observando a linha de 2021 (verde), percebemos que as chuvas estão em volumes abaixo das médias das décadas passadas e muito próximos aos níveis de 2001.
Entendendo o que é déficit hidrológico. À medida que o volume de chuvas (ou medido pelos órgãos oficiais como ENA – Energia Natural Afluente) têm ficado abaixo dos volumes históricos, a própria geração das hidroelétricas tem ficado abaixo das suas capacidades asseguradas. O resultado disso é o acionamento de um mecanismo de defesa chamado “GSF” ou Generation Scaling Factor e é representado por um percentual (95%, 90%, 85%, etc) e indica o quanto das geradoras precisarão rebaixar de sua produção para proteger todo o sistema hidroelétrico. Ou seja, um GSF de 90% significa que as hidroelétricas brasileiras estão despachando na média dentre todas elas, apenas 90% de sua capacidade assegurada. Sendo assim, todo o sistema será obrigado a despachar 10% a menos energia. Ao gerar menos que suas capacidades asseguradas, as geradoras que tenham contratos que precisem ser honrados compram no mercado à vista a energia (ou Spot) o que ela não pode entregar devido à necessidade de rebaixamento de sua produção. E com uma hidrologia fraca é muito possível que os preços à vista estejam em altos níveis, o que eventualmente pode trazer prejuízos expressivos para os geradores.
Como isso afeta as nossas empresas? Para se proteger de um cenário hidrológico ruim, as empresas deixam parte de sua capacidade assegurada descontratadas. Ou seja, caso o cenário do GSF se deteriore, a empresa não tem a obrigação de honrar esse e nenhum contrato pre-estabelecido a medida que ela deixou parte de sua capacidade descontratada. Mas, em simultâneo, ao ficar descontratada, deixa de ter como receita parte do seu campo gerador. O ato de deixar parte de suas capacidades descontratadas é chamada de Hedge Hidrológico – uma espécie de proteção ao cenário hidrológico ruim.
Qual expectativa de GSF? Como o despacho energético brasileiro é centralizado, os preços do mercado à vista são calculados via modelos que consideram previsões probabilísticas para chuvas, reservatórios e os respectivos custos marginais das diversas fontes de energia. Dito isso, colocamos em nossas estimativas para as geradoras as projeções divulgadas para os próximos doze meses pela Câmera de Comercialização de Energia Elétrica – tanto para o GSF quanto para os preços spot para os próximos doze meses.
Qual exposição das nossas empresas? De acordo com a CCEE, o GSF médio esperado para o ano de 2021 deve ficar por volta de 77,2% – nível abaixo da média dos últimos anos. Ou seja, o rebaixamento esperado deve ficar em aproximadamente 23%. Observando o portfólio de contratação das nossas empresas geradoras, percebemos o quanto a CESP é a mais exposta à hidrologia ruim nos anos de 2021 e 2022. A empresa não apenas é 100% exposta à energia hidroelétrica como possui altos níveis de contratação em relação a sua capacidade assegurada. AES Brasil e Engie não apenas descontrataram parte do seu portfólio (prática chamada de Hedge Hidrológico) como possuem outros tipos de ativos (fontes geradoras que não são expostas ao setor hidroelétrico como solar e eólica ou ativos de gás, como no caso da TAG, que foi adquirida pela Engie). Em nossa leitura, parte da recente performance do setor elétrico e, especialmente em nomes expostos ao setor de geração, advém não apenas de um pior cenário hidrológico, mas também do possível risco de racionamento para o ano de 2022 caso os níveis de chuvas continuem nos atuais níveis e a recuperação econômica pós-pandemia seja muito forte.
Preços: Balanço Energético com Sobra estrutural
Preços de contratos de longo prazo não devem ir muito além do que estão. Se por um lado os preços spot (“PLD”) são influenciados por questões de curto prazo (expectativa de chuvas, nível dos reservatórios, etc), costumamos observar o balanço energético estrutural do Sistema Integrado Nacional para os próximos anos. O PDE (Plano Decenal de Energia) mostra a expectativa da evolução do balanço energético brasileiro para os próximos 10 anos em três cenários distintos (Cenário Base, Otimista e Pessimista). Como podemos observar no gráfico abaixo, a sobra estrutural de energia no sistema brasileiro deve durar até 2025. Ou seja, observamos pouco espaço para ganhos reais acima da inflação. Sendo assim, nos sentimos confortáveis em usar o preço de R$160/MWh nas nossas estimativas de longo prazo para o preço da energia em nossas estimativas.
Riscos
Como principais riscos para o setor de geração, temos: I) risco hidrológico e racionamento, II) possível revisão das garantias físicas e III) reforma tributária e eventual tributação de dividendos.
I) Risco Hidrológico
Os impactos das chuvas no setor de geração e nos lucros das empresas já foi amplamente discutido ao longo do nosso documento. Caso a necessidade de um racionamento de fato aconteça, uma das medidas a serem tomadas pelo governo está relacionada a redução dos consumo (algo similar ao racionamento de 2001). O primeiro efeito da queda no consumo está relacionada à eventual queda nos preços à medida que o consumo deve cair. Vale lembrar que o racionamento de 2001 foi muito além da queda no consumo no ano do seu anúncio – trouxe uma corrida por eficiência energética por parte dos consumidores e indústria, que acabou por afetar a demanda por energia elétrica de maneira estrutural ao longo dos anos seguintes.
II) Possível Revisão das Garantias Físicas
As garantias físicas das geradoras são estimadas de maneira bem conservadora considerando as afluências históricas das hidroelétricas. À medida que as geradoras passam e gerar menos o que o previamente indicado, a ONS pode optar por fazer uma revisão das garantias físicas das hidroelétricas que atualmente estão gerando energia abaixo das suas capacidades. Da última vez que isso aconteceu (2016), algumas hidroelétricas tiveram suas capacidade rebaixadas em até 5%. Ou seja, corre o risco das hidroelétricas reduzirem a sua capacidade de geração de caixa e adquirir novos contratos.
III) Reforma Tributária e Eventual Tributação de Dividendos
Empresas do setor de geração possuem como grande característica um modelo de negócio que faz com que as empresas, cedo ou tarde, passem a se tornar grandes pagadoras de dividendos – ou seja, uma eventual tributação nos dividendos tende a reduzir a atratividade do negócio. Como uma segunda derivada dessa questão, vemos a possibilidade de judicialização em relação à contratos de concessão, tendo em vista que as ofertas feitas na aquisição das concessões são feitos via competição por menor preço. Ou seja, eventuais alterações tributárias viriam a alterar o equilíbrio econômico-financeiro de tais projetos.
Análise Inicial CESP [CESP6]
Recomendação: COMPRAR
Preço-Alvo: R$34/ação
Resumo da Recomendação
Iniciamos nossa cobertura na CESP com recomendação de Compra. Temos um preço alvo para 2021 de R$34/ação, implicando em um retorno potencial de valorização de 48% em relação ao preço atual. É preciso entender que nosso preço-alvo foi estabelecido através de premissas muito conservadoras e que, apesar do momento ruim que atravessa o setor de geração de energia devido à baixos níveis de chuvas, acreditamos que se trata de uma questão com características conjunturais. Ou seja, não é um cenário que deve durar para sempre. Na realidade, ao atual nível de preços, observamos CESP6 negociando em níveis de preço similares aos que a ação alcançou no Coronacrash, em março/20 – uma oportunidade de entrada muito interessante derivada de uma questão que consideramos muito pontual.
Acreditamos no novo management da empresa (que foi privatizada em Outubro/2018), na qualidade e perspectiva do ativo (que tem o maior período de concessão dentre todas as empresas de nossa cobertura), nas opcionalidades da empresa (indenização da usina de Três Irmãos) e na gestão das contingências que foram herdadas pela CESP no seu período enquanto estatal. Para entender como chegamos a essa avaliação, é preciso entender como se compõe o nosso preço alvo. Nossa avaliação é feita em três etapas: I) Valor Presente dos Fluxos de Caixa esperados pelos ativos operacionais da empresa (usina de Porto Primavera, essencialmente), II) Valor Presente dos valores incontroversos relacionadas à indenização da Usina de Três Irmãos aos preços de 2012 e III) Valor Presente dos Juros relacionados à indenização da usina de Três Irmãos.
Ativos Operacionais (I): +R$23,9/ação
Atualmente, a CESP possui um único ativo operacional: usina de Porto Primavera, com capacidade instalada de 1.540 MWh e 887 MWh de capacidade assegurada. Chama a atenção também o término da concessão de tal ativo: abril de 2049. Queremos ressaltar que em nossas estimativas para CESP, replicamos o péssimo cenário hidrológico que vemos no ano de 2021 para o ano de 2022. Para estimar a receita, consideramos o atual deck de contratos do portfólio da empresa e um preço de venda de R$160/MWh para os novos contratos, em linha com o que está sendo negociado no mercado de energia atualmente.
Indenização da Usina Três Irmãos e Juros (II & III): R$4,6 & R$5,6/ação
A usina de Três Irmãos foi operada pela CESP até o ano de 2014. Sendo assim, como toda concessão pública, o ativos que não foram depreciados ao longo do tempo de operação precisam ser ressarcidos pelo governo federal. Em relação a essa concessão, a empresa já tem o reembolso de R$1,7 bilhões à preços de 2012 já reconhecidos (valor incontroverso). A outra parte da nossa avaliação diz respeito aos juros incorridos desde 2012. Seguindo as últimas conversas com o setor de geração, o mais provável é o pagamento de tais valores via Conta de Desenvolvimento Energético (CDE, uma das contas regulatórias que oneram as tarifas ao consumidor) em pelo menos três anos. Consideramos esse formato em nossa avaliação.
Contingências
Tais valores são parte da herança da CESP em seu período estatal e possui origem diversas. Entretanto, vale mencionar que, pelo menos dois casos representam quase a metade dos valores: uma disputa com pescadores e outra com oleiros da região que teriam sido afetados durante a construção de uma das usinas da empresa. Tais disputas já se arrastam a décadas e correm à juros elevados dentro da empresa. Desde a privatização da empresa, o novo management tem sido bem-sucedido nas diversas disputas judiciais que vem tocando ao longo do tempo, o que manteve os valores razoavelmente estáveis. Em linhas gerais, acreditamos no endereçamento dessas disputas por se tratar de questões que já se arrastam há décadas, onde, um acordo amigável – ou eventualmente a própria vitória à favor da empresa – não devem ser descartados. Atualmente, todo valor considerado provável de perda já está provisionado no balanço da empresa e, como podemos observar no gráfico abaixo, a CESP tem obtido sucesso de ir reduzindo tais valores de maneira gradativa. Acreditamos que a redução de tais valores ao longo dos trimestres podem ajudar no case de de-risking do balanço da empresa.
Dividendos
Os juros derivados das contingências das empresas são reconhecidos no seu demonstrativo de resultado. Ou seja, é um resultado contábil e sem impacto no caixa da empresa. Os altos múltiplos P/L que observamos na CESP são porque os juros decorrentes dessas contingências judiciais “amassam” o lucro da empresa sem, necessariamente, trazer nenhum impacto à sua geração de caixa. Dito isso, acreditamos no pagamento de dividendos mais alinhados com o endividamento/estrutura de capital da empresa do que do lucro reportado ao longo do ano. Para fins de comparação, a distribuição de dividendos ficou em R$850 milhões no ano de 2020 (rendimento de c. 10%) e não observamos nenhum grande impedimento para a empresa repetir níveis de pagamento de dividendos similares à 2020 a despeito da situação hidrológica ainda desafiadora. Por questões de conservadorismo, consideramos como pagamento de dividendos 100% do lucro do ano.
Portfólio de Geração: Alto Grau de Contratação 21-22
Como podemos perceber no gráfico abaixo, a contratação do portfólio da CESP está acima dos 117% no ano de 2021 e de 100% no ano de 2022. Ou seja, com um GSF médio esperado de c. 81% para 2021, a empresa apresenta hoje um grande exposição ao déficit hidrológico. Como defesa, em 2021 a empresa já se adiantou a essa questão e já fechou contratos de energia na casa dos R$230/MWh – um preço alto, mas uma proteção interessante se considerarmos o prejuízo potencial caso o preço da energia de curto prazo venha a subir em demasia.
Pontos Positivos e Oportunidades
- Alto potencial para pagamento de dividendos.
- Grande geradora de caixa em condições de hidrologia normalizadas (>10% FCF Yield/ano).
- Possível Plataforma de Crescimento via aquisições ou greenfield.
- Fusão com Votorantim Energia não pode ser descartada.
Desafios e Riscos
- Ciclo hidrológico desafiador pode demorar mais do que o esperado.
- Encontrar novos projetos em condições atrativas.
- Reduzir contingências judiciais.
- Possíveis revisões da garantia físicas das geradoras pode afetar a avaliação das geradoras
Análise Inicial Engie [EGIE3]
Recomendação: MANTER
Preço-Alvo: R$49/unit
Resumo da Recomendação
Iniciamos nossa cobertura na Engie com recomendação de Manter e preço alvo para 2021 de R$49/Ação, implicando em um retorno potencial de 27.6% em relação ao preço atual. Importante reiterarmos que nossa recomendação não implica em um questionamento sobre a solidez desta empresa do setor de geração. Mesmo com toda a questão da hidrologia, a Engie fez o seu dever de casa reduzindo o grau de contratação do seu portfólio de geração e se diversificando em outros segmentos, como em energia eólica ou gás natural com a compra da TAG – c. 73% do portfólio da empresa é exposto a hidroelétricas. Devido a essas características, não acreditamos que a distribuição de dividendos da empresa esteja sobre risco – exceto em caso de contínua piora do risco hídrico. Com uma geração de caixa saudável e um considerável pipeline de investimentos entrando em operação nos próximos anos, acreditamos que a performance recente do papel não condiz com a qualidade da empresa.
Um bom histórico de crescimento
Engie fechou o ano de 2020 com os seus 8,790 MW de capacidade instalada, estando posicionada apenas atrás da Eletrobras. Representando 6,2% da matriz energética nacional, ela possui um braço nas diferentes modalidades no setor de geração, entre elas, usinas hidrelétricas, termoelétricas e fontes mais intermitentes como eólica e solar. A expansão de sua capacidade geradora sempre esteve em seu core e a empresa tem um grande histórico em tomar risco via expansão da capacidade em leilões ou aquisição de ativos já operacionais. Além do Conjunto Eólico Campo Largo, que deve entrar em operação ainda este ano, acrescentando 434MW de capacidade instalada, ela já possui outros projetos em desenvolvimento no campo solar e eólico que devem incrementar mais 1,500MW para o seu portfolio. O que podemos concluir, em linhas gerais, é que a empresa tem um histórico muito interessante de tomada de risco em novos projetos e, alinha isso tudo com qualidade operacional e distribuição de dividendos.
Nova Esperança?
Atuando também no ramo de transmissão, destacamos a área de transporte de Gás Natural, através da sua recém-adquirida subsidiária TAG. Detendo 32,5% do capital social da empresa, a TAG é a maior transportadora de gás natural do Brasil com uma malha de 4.500 km de extensão. Gostamos dela, pois com o difícil ano hidrológico pela frente, qualquer fonte de receita não advinda de geração hídrica se torna uma vantagem competitiva. Destacamos ainda o novo marco regulatório do gás que permite a empresa realizar novos investimentos de maneira mais eficaz.
Nem tudo são flores
Cenário atual ainda é desafiador. O ano de 2021 está sendo um ano desafiador no quesito hidrológico. Possuindo 89% de sua energia contratada para esse ano, acreditamos que com o GSF projetado para 77%, ela terá que comprar energia no spot para suprir a demanda dos contratos, estando possivelmente exposta aos altos preços de energia. A boa notícia é que para os próximos anos ela deverá estar cada vez mais descontratada, evitando futuras perdas de energia por ciclos hidrológicos fracos.
Pontos Positivos e Oportunidades
- Boa pagadora de dividendos
- Grande geradora de caixa
- Menos exposta ao GSF
- Menos dependente de fontes hídricas
- Bom histórico na entrega de projetos
Desafios e Riscos
- Ciclo hidrológico desafiador
- Encontrar novos projetos em condições atrativas
- Projetos em desenvolvimento podem sofrer novos atrasos
- Indecisão sobre o futuro da usina de Jirau permanece como uma incógnita
- Revisões nas garantias físicas das geradoras podem retirar potencial de receitas da empresa
Análise Inicial AES Brasil [AESB3]
Recomendação: MANTER
Preço-Alvo: R$16/unit
Resumo da Recomendação
Iniciamos nossa cobertura na AES com recomendação de Manter e preço alvo para 2021 de R$16/Ação, implicando em um potencial de valorização de 18,5% em relação ao preço atual. Das empresas do setor de geração, a AES é a menos exposta ao GSF. Não que isso solucione todos os problemas, já que com 88% de sua capacidade assegurada já contratada, um GSF inferior a 80% ainda é suficiente para causar desconfortos aos seus fluxos de caixa. Importante reiterarmos que, das 3 empresas, a AES é aquelas que consideramos o dividend player mais clássico devido ao seu histórico de distribuir 100% dos seus lucros ao após ano. Após um longo período sem investimentos expressivos no setor de geração, a empresa passou a realizar aquisições de ativos operacionais nos últimos anos, algo que vemos com bons olhos desde que comprados ao preço correto. O ponto a ser observado é a empresa seguir com suas aquisições e pagamentos de dividendos aos níveis atuais, o que nos leva pensar em uma eventual capitalização, e, possivelmente, causar uma pressão nas cotações da empresa.
O Fim de um grande debate
Repactuação do Risco Hidrológico – Evento positivo. Devido à medidas artificiais de redução de preço da energia por governos passados (Medida Provisória 589/2012, que estendia as concessões das hidroelétricas e que acabou causando prejuízos diversos no setor de geração à época), a empresa tinha em discussão o pagamento bilionário na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. A repactuação veio para compensar os geradores que atuavam no ambiente do mercado livre que foram afetados pelo GSF e, em troca de uma extensão de suas concessões, a empresa abrirá mão de eventuais litígios. Sendo assim, estamos apropriando em nossas estimativas a extensão de 2 anos e 6 meses nas concessões hidroelétricas da empresa.
Indo as Compras
Nos últimos anos, a empresa tomou a decisão de expandir e diversificar seu campo gerador via aquisições em ativos renováveis Eólicos e Solar que, por sua vez, não são expostos ao GSF. Não temos grandes críticas a estratégia da empresa desde que as aquisições sejam feitas em ativos de qualidade e a preços corretos, com clara geração de valor aos acionistas minoritários. A grande questão é que, tendo em vista os valores das aquisições recentes, aliadas a política de distribuição total de seus lucros, os fatos nos levam a crer em uma eventual necessidade de capitalização por parte da empresa à medida que a mesma seguir com novas aquisições. Lembramos que capitalizações tendem a trazer uma pressão baixista nas cotações da empresa.
Cenário ainda desafiador
Pelo difícil ciclo hidrológico à frente, a AES Brasil também se encontra exposta ao GSF. Com 88% de sua energia já contratada pare este ano, o GSF de 77% deverá ser suficiente para causar um impacto negativo para esta empresa do setor de geração. Entretanto, enxergamos como diferencial os investimentos recentes realizado em fontes eólicas e solares. Possuindo apenas 63% de sua capacidade instalada advinda de hidrelétricas, número inferior a seus competidores.
Pontos Positivos e Oportunidades
- Alta pagadora de dividendos
- Grande geradora de caixa
- Menos exposta ao GSF
- Menos dependente de fontes hídricas
- Melhora na maturidade das concessões com expansão de suas maturidades
Desafios e Riscos
- Ciclo hidrológico desafiador
- Encontrar novos projetos em condições atrativas
- Aquisições podem levar a empresa a emitir novas ações
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