Equatorial anuncia aquisição da distribuidora de energia CEEE-D
Em 31 de março de 2021, a Equatorial Energia informou que foi a vencedora do leilão de privatização da distribuidora de energia do Estado do Rio Grande do Sul, a CEEE-D. A companhia pagará um montante simbólico de R$ 100 mil pela participação de 65,9% do Governo do Estado na distribuidora, que deverá aumentar para R$ 144 mil após a subscrição pelo acionista controlador de um aumento de capital de R$ 2,78 bi na empresa relacionado a um abatimento de obrigações fiscais.
Neste relatório, realizamos uma análise profunda sobre a nova concessão adquirida pela Equatorial e os potenciais pontos chave de criação de valor para os acionistas com a aquisição, tais como: (i) oportunidades relacionadas a reduções de custos gerenciáveis, (ii) redução da diferença entre as perdas de energia reais e o nível regulatório, (iii) outras ineficiências de custos e (iv) gestão do volume significativo de passivos financeiros, fiscais e regulatórios da nova empresa, sendo este último o fator mais relevante a se monitorar, na nossa visão.
Finalmente, também abordamos as potenciais implicações da aquisição para a alavancagem da Equatorial e estimamos o quanto a empresa terá que aportar na nova subsidiária.
Com base em nossas análises, estimamos uma criação de valor entre R$ 1,11/ação e R$ 1,38/ação para a Equatorial Energia com a aquisição da CEEE-D, ou 4,3% a 5,5% do último preço de fechamento.
Mantemos nossa recomendação Neutra para a Equatorial Energia, com um novo preço-alvo de R$ 24/ação (de R$ 22/ação anteriormente). As mudanças em nossas estimativas referem-se à incorporação da CEEE-D em nossas estimativas (contribuição de R$1,1/ação, aproximadamente) e atualização das premissas macroeconômicas de nosso modelo.
Um retrato da CEEE-D
Detalhes da aquisição da CEEE-D
1) Qual foi o múltiplo da aquisição, e qual o valor total de passivos da CEEE-D?
Apesar do pagamento simbólico pela aquisição da CEEE-D de R$144 mil, acreditamos ser importante destacar que tal valor é reflexo da significativa quantidade de passivos (valores devidos) pela distribuidora. Esses passivos são divididos nas seguintes categorias:
- Passivo Fiscal (ICMS): Com base nas informações financeiras do exercício de 2020, a CEEE-D tem mais de R$ 4,0 bilhões em passivos acumulados relacionados a impostos de ICMS não pagos ao governo estadual. Conforme o edital de licitação do leilão de privatização, o governo estadual compensará R$ 2,78 bilhões de tal passivo na forma de aumento de capital, reduzindo o valor devido para R$ 1,24 bilhão;
- Passivo do fundo de pensão: o passivo líquido do fundo de pensão da CEEE-D totalizou R$ 1,55 bilhão de acordo com as demonstrações do exercício de 2020. Porém, conforme o edital de licitação do leilão de privatização, o governo do Estado do Rio Grande do Sul será responsável por uma parcela das aposentadorias no valor de R$ 467 milhões, referente a benefícios para funcionários já aposentados (“ex-autárquicos”);
- Passivos com a Usina de Itaipu: A CEEE-D possui passivos totais relativos aos custos não pagos de aquisição de energia com a UHE Itaipu em 2015 e 2017 no valor de R$ 426 milhões, denominados em dólar. Sobre esses passivos incide uma taxa de juros mensal de 1%;
- Passivos com partes relacionadas: A CEEE-D tem uma obrigação de R$ 313 milhões com a antiga parte relacionada CEEE-GT (braço de Geração e Transmissão do grupo estatal). Tais obrigações têm vencimento em 2022, e sobre eles incidem juros correspondentes à de 100% da taxa SELIC;
- Outros passivos: R$ 454 milhões;
- Dívida Líquida Total: A CEEE-D tem uma dívida bruta financeira total de R$ 944 milhões, sendo (i) R$ 373,5 milhões com a Agência Francesa de Desenvolvimento (AFD), a um custo de 4,37%, (ii) R$560,6 milhões com Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID), a um custo de 2,93% e (iii) R$ 10 milhões com a Eletrobras, com um custo de taxa de juros de 5,0%.
Por fim, estimamos uma RAB (Base de Ativos Regulatória) Líquida de R$ 2,23 bilhões para a CEEE-D em 2020, com base nos R$ 1,69 bilhão de RAB Líquida reportada na última revisão tarifária em novembro de 2016 e R$ 755 milhões em investimentos realizados pela empresa no período. Isso implica um múltiplo EV / RAB para a aquisição de 1,98x, que se compara ao múltiplo de negociação EQTL de 2,03 EV / RAB no dia anterior à aquisição.
RAB: Sigla em inglês para Regulatory Asset Base, ou Base de Ativos Regulatória. Corresponde ao valor dos investimentos realizados por uma distribuidora de energia em sua área de concessão, e que embasa às tarifas cobradas dos usuários após contabilização em revisões tarifárias, que normalmente ocorrem em intervalos regulares, como a cada 4 anos.
Normalmente, o múltiplo EV/RAB é utilizado para avaliar a relação entre o valor completo da empresa e a base de ativos em sua concessão. Além do setor de distribuição de energia, este múltiplo é utilizado no setor de saneamento.
2) O que pode ser feito em termos de custos gerenciáveis (PMSO)?
Como normalmente é o caso em qualquer processo de privatização de distribuidora de energia, o primeiro ponto chave para criação de valor que vem à mente é uma redução nos custos gerenciáveis (pessoal, material, serviços e outros, comumente agrupados sob a sigla de suas iniciais PMSO), de modo a eliminar as ineficiências entre os custos reais da empresa e a parcela que é coberta pelas tarifas de energia. Além disso, normalmente grupos privados de distribuição de energia conseguem inclusive economias para além do que é coberto pelas tarifas de energia durante os anos entre revisões tarifárias, o que implica em geração de valor adicional aos seus acionistas.
De fato, a Equatorial possui um sólido histórico na realização desse tipo de transformação operacional de empresas estatais, como testemunhado nas concessões nos estados do Piauí (adquirida em julho de 2018) e Alagoas (adquirida em dezembro de 2018). Em apenas 2 anos completos de atuação nesses estados, a Equatorial conseguiu obter reduções de custos gerenciáveis entre -38% e -43%, respectivamente.
Com base nos dados financeiros de 2020, a CEEE-D reportou níveis médios de PMSO/cliente de R$ 332,3/cliente, o que é +39% acima dos R$ 238,7/cliente cobertos pelas tarifas em nossas estimativas. E, quando comparamos a nova concessão da Equatorial com outras concessionárias de distribuição de energia nas regiões Sul e Sudeste (que vemos como mais comparáveis, dadas diferenças regionais em termos de salários e custos de serviços), os custos gerenciáveis médios da CEEE-D estão +55% acima da média de pares privados (excluindo categoria “Outros” e despesas com fundo de pensão para uma comparação mais justa).
Em nossas estimativas para a CEEE-D, assumimos que a Equatorial é capaz de convergir os custos gerenciáveis (despesas ex-previdência) para a média dos pares privados nas regiões Sul e Sudeste ao longo do próximo ciclo tarifário (2022-2026). Essa redução de custo implica um acréscimo de +R$ 257 milhões ao EBITDA da empresa, tudo o mais constante.
3) O que pode ser feito em termos de perdas de energia?
Para entender melhor essa seção:
Perdas técnicas: As perdas técnicas são inerentes à atividade de distribuição de energia elétrica, pois parte da energia é dissipada no processo de transporte, transformação de tensão e medição em decorrência das leis da física.
Perdas não-técnicas: As perdas não técnicas têm origem principalmente nos furtos (ligação clandestina, desvio direto da rede), fraudes (adulterações no medidor ou desvios), erros de leitura, medição e faturamento. Essas perdas, também denominadas popularmente de “gatos”, estão em grande medida associadas à gestão da concessionária e às características socioeconômicas das áreas de concessão.
Fonte: ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica)
Apesar de ser uma concessão em uma região com melhores indicadores econômicos e sociais em relação a outras regiões do Brasil, a CEEE-D apresenta atualmente elevados níveis de perdas de energia elétrica, atualmente em 17,26% do total de energia injetada (até 2020). Isso se compara (i) aos níveis regulatórios atuais de 9,73% e (ii) média dos pares da região Sul de 8,80% (RGE, CELESC e Copel DIS).
Acreditamos que a Equatorial tem amplo espaço para promover melhorias nessa frente, como testemunhado no processo de recuperação da distribuidora de energia Equatorial Pará (anteriormente conhecida como Celpa), adquirida em 2013. Entre 2013 e 2020, o grupo conseguiu reduzir as perdas totais de 35,9 % da energia injetada a 30,9% da energia injetada (destacando-se principalmente a redução de perdas não-técnicas de 61,1% para 40,9% no mesmo período).
Dentre as medidas que acreditamos que podem ser adotadas na CEEE-D, destacamos: (i) investimentos em ferramentas de monitoramento para corte rápido de ligações irregulares, (ii) interação ativa com clientes de modo a permitir seu retorno à rede e (iii) investimentos em novos equipamentos a fim de reduzir perdas técnicas.
Em nosso modelo, estimamos que a CEEE-D converge para os níveis regulatórios de perdas totais ao longo do próximo ciclo tarifário (2022-2026), o que significa uma redução dos atuais 17,68% para 9,73%.
Tal convergência implicaria em uma adição de EBITDA de R$ 139 milhões em termos reais.
4) Quais são as outras fontes de ineficiências em relação ao que é previsto pelas tarifas de energia?
Para entender melhor essa seção:
EBITDA: Sigla em inglês para Lucros Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização. Normalmente uma das principais métricas financeiras para se acompanhar em empresas de diversos setores por melhor refletir a geração de caixa operacional de uma empresa.
EBITDA regulatório: Corresponde à parcela de remuneração de capital e depreciação da Base de Ativos Regulatória (RAB) prevista para uma distribuidora de energia de acordo com as tarifas de energia calculadas pela ANEEL. Uma distribuidora de energia vai registrar um EBITDA abaixo dos níveis regulatórios se: (i) suas perdas de energia reais estão acima da cobertura que é prevista pelas tarifas, ou (ii) se os custos gerenciáveis da empresa são acima do que a Agência Reguladora considera que a companhia deveria ter para operar em sua concessão, ou (iii) se a distribuidora apresenta elevados níveis de inadimplência.
Além dos impactos de custos gerenciáveis mais altos e perdas acima dos níveis regulatórios, destacamos como outras fontes de baixo desempenho da distribuidora CEEE-D em relação ao que é previsto em suas tarifas:
- Despesas com fundo de pensão: a CEEE-D incorre historicamente em cerca de R$ 120 milhões em encargos anuais relacionados aos planos de previdência administrados pela ELETROCEEE (Fundação CEEE de Seguridade Social), que engloba principalmente dois planos: um plano de benefício definido (“Plano Único”) e outro plano de contribuição definida (CEEEPREV). De acordo com a Equatorial, o passivo líquido do Plano de Previdência tem a duração de 11 anos, com rentabilidade dos ativos presumida de IPCA + 3,36% conforme informações financeiras da CEEE-D para o exercício de 2020;
- Provisões para inadimplência (PCLD): A CEEE-D vem registrando níveis de provisões para inadimplência de 2.4% da receita desde 2016, atingindo um pico de 3.1% em 2020. Isso se compara aos 0.54% incorporados nas tarifas da empresa de acordo com os termos do última revisão tarifária em 2016. Tal diferença implica em uma ineficiência anual de R$ (136) milhões em relação aos níveis regulatórios de EBITDA;
- Outras provisões (processos cíveis e trabalhistas): R$ 159,3 milhões;
- Outros encargos / multas: R$ 63,1 milhões
5) Qual o potencial de criação de valor para a Equatorial com a aquisição da CEEE-D?
Em nossa opinião, os principais pontos chave de criação de valor para a Equatorial na gestão da CEEE-D referem-se a: (i) o quão rápido o grupo conseguirá endereçar as ineficiências operacionais da nova empresa, principalmente no que diz respeito a custos gerenciáveis (PMSO) e perdas, e (ii) gestão do passivo financeiro, fiscal e operacional de empresa adquirida de R$ 4,4 bilhões.
Conforme mencionado nas seções anteriores, não prevemos grandes problemas para a Equatorial para obter melhorias de custos e perdas na CEEE-D ao longo do próximo ciclo tarifário (2022-2026), dado o sólido histórico do grupo na gestão das distribuidoras de energia Equatorial Alagoas e Piauí (anteriormente conhecidas como Ceal e Cepisa). No entanto, resta saber como a Equatorial planeja a estrutura de capital para a aquisição em termos de parcela do capital próprio e parcela financiada via dívidas, o que pode afetar em muito a geração de valor para os seus acionistas.
Em nosso modelo da CEEE-D, estimamos que a empresa terá necessidades de aporte de recursos de R$2,6 bilhões (mais detalhes na próxima seção), e acreditamos que seja razoável supor que parte desses aportes sejam financiados via capital próprio e outra parcela via empréstimos (capital de terceiros).
No que diz respeito a financiamentos, acreditamos que a Equatorial não deverá ter grandes obstáculos na obtenção de empréstimos garantidos por suas concessões mais maduras nos estados do Maranhão (com os últimos níveis de Dívida Líquida / EBITDA reportados de 0,75x no 4T20) e Pará (Dívida Líquida / EBITDA a 1,3x no 4T20).
Sem assumir qualquer emissão de dívida para custear as necessidades de caixa da CEEE-D nos primeiros dois anos de operação, estimamos uma taxa interna de retorno real de 11.6% para a aquisição da CEEE-D, o que já consideramos um patamar robusto de retornos a acionistas. Se assumirmos que parte dos aportes necessários são financiados via financiamentos, entre 40% e 90% do total de aportes necessários e com despesas de juros entre CDI + 0,5% e CDI+3%, estimamos Taxas Internas de Retornos Reais (TIRs) alavancadas entre 12.3% e 15.8%, que consideramos patamares de retornos muito atrativos.
No que diz respeito a impactos para as ações da EQTL3, estimamos uma criação de valor entre R$ 1,11/ação e R$ 1,38/ação para a aquisição da CEEE-D, ou 4,3% a 5,5% do último preço de fechamento (R$25,30/ação).
*A Taxa Interna de Retorno (TIR), também conhecida como Taxa Mínima de Atratividade, corresponde à taxa de rentabilidade de um investimento. Por exemplo, se a TIR de um projeto é 10%, significa que os fluxos de caixa projetados remunera o investidor com uma taxa anual de 10%. É muito comum comparar a TIR com uma taxa livre de risco em termos reais, como um título público, para avaliar a atratividade do investimento.
6) Finalmente, quais os impactos da aquisição para a alavancagem da Equatorial?
Finalmente, analisamos se a aquisição da CEEE-D causa impactos significativos sobre o endividamento da Equatorial e limita a capacidade da companhia para realizar futuras iniciativas de fusões e aquisições e investimentos em outros setores como saneamento básico (tendo em vista que a companhia vem afirmando que acompanha oportunidades nesse segmento).
Conforme mencionado na seção anterior, estimamos que a Equatorial deverá cobrir necessidades de caixa da CEEE-D nos primeiros 2 anos de operação que totalizam R$2,6 bilhões. Dentre os principais componentes desses R$2,6 bilhões, destacamos (i) o pré-pagamento das dívidas com a Agência Francesa de Desenvolvimento e o Banco Interamericano de Desenvolvimento, (ii) passivos fiscais e operacionais que vencem no período, (iii) os investimentos que a concessão exigirá, e (iv) a queima de caixa operacional que continua a ocorrer nos primeiros anos de operação.
Detalhamos na figura a seguir a quebra dessas necessidades de caixa da CEEE-D em 2021-22, bem como os impactos para a Dívida Líquida e o índice Dívida Líquida EBITDA da Equatorial:
Com base em nossas estimativas, esperamos um acréscimo de + 0,55x à relação Dívida Líquida/EBITDA, trazendo a alavancagem de 2,14x (informações do 4T20) para 2,69x. Isso se compara à cláusula de financiamento mais restritiva (covenant) de 4,0x para a Equatorial no nível da holding.
Nas nossas estimativas, mesmo após a elevação do endividamento do grupo nos anos iniciais de operação da CEEE-D, a Equatorial ainda teria espaço em seu balanço de R$ 6,2 bilhões para financiar quaisquer iniciativas futuras de fusões e aquisições ou investimentos em outros setores, como saneamento (assumindo o EBITDA reportado de R$ 4,76 bilhões no ano fiscal de 2020).
Além disso, observamos que a Equatorial concluiu as obras de construção de todas as suas linhas de transmissão de acordo com seu relatório dos resultados do 4T20, com 75% dos ativos já elegíveis para receber receita anual de transmissão (RAP). Uma vez que todos os ativos de transmissão já estejam operacionais e recebendo receitas, estimamos um EBITDA anual de R$850mn/ano para o segmento (em termos reais, projeção de 2021E), portanto contribuindo para a geração de caixa operacional da Equatorial e mitigando eventuais aumentos de alavancagem com a aquisição da CEEE-D.
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