Setor Elétrico: Como se posicionar em meio à pandemia do coronavírus

Analisamos em detalhe os principais acontecimentos do setor elétrico desde o início da pandemia do coronavirus. Iniciamos cobertura de Omega Geração e CESP com Compra, e rebaixamos Equatorial para Neutro


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Por que ler esse relatório?

• Analisamos em detalhes os principais acontecimentos do setor elétrico desde o início da pandemia do coronavirus;

• Exploramos os problemas que os segmentos de distribuição de energia e o mercado livre de geração de energia estão passando;

• Alteramos nossa visão sobre os diferentes segmentos do setor elétrico. Sugerimos oportunidades em empresas do segmento de geração de energia e redução da exposição ao segmento de distribuição, devido a tendências negativas no curto e médio prazo. Finalmente, acreditamos que há oportunidades limitadas em transmissão, tendo em vista que já tiveram desempenho acima do mercado no momento de estresse;

• Iniciamos cobertura de Omega Geração e CESP com recomendação de Compra;

• Rebaixamos as ações da Equatorial Energia de Compra para Neutro;

Resumo

A atual crise desencadeada pela pandemia do coronavirus (COVID-19) está sendo desafiadora para todos os setores da economia, uma vez que as quarentenas impedem empresas de operarem normalmente.

O setor elétrico não está alheio a tais impactos, e já foi possível observar efeitos como (1) menor consumo de energia, (2) menor arrecadação das distribuidoras de energia e (3) notícias sobre pedidos de renegociações de contratos no mercado livre de energia elétrica (ACL) por clientes industriais e comerciais. No curto prazo, a maior preocupação é a preservação dos fluxos de caixa do setor elétrico devido à queda de arrecadação das distribuidoras de energia da ordem de -20% a -25% devido ao aumento de inadimplência em meio à crise – problema exacerbado pela decisão da ANEEL de proibir cortes de luz por 90 dias para consumidores residenciais e provedores de serviços essenciais.

Em uma nota positiva, o governo e a agência reguladora ANEEL, já adotaram algumas medidas para preservar o pleno funcionamento do setor elétrico, como (1) a liberação de R$2,0 bilhões da conta setorial CONER para prover liquidez às distribuidoras e agentes do mercado livre, (2) uma injeção de R$900 milhões do Tesouro Nacional para cobrir parcialmente as contas de luz de consumidores inscritos na Tarifa Social e (3) a compensação da postergação de reajustes tarifários das distribuidoras por três meses mediante uma arrecadação menor do encargo CDE.

Além disso, o Ministério de Minas e Energia (MME) está negociando junto a um sindicato de bancos públicos e privados a realização de um empréstimo para cobrir o déficit de arrecadação das distribuidoras e assegurar os repasses a outros elos da cadeia, como geradoras e transmissoras.

Apesar dos esforços no curto prazo, há pouco o que se fazer com respeito e impactos de médio prazo como queda do consumo de energia, inadimplência e aumento das perdas não-técnicas (ou furto de energia). Tais problemas devem impactar principalmente as distribuidoras de energia, motivo pelo qual recomendamos reduzir exposição a ações de tal segmento e rebaixamos as ações da Equatorial Energia de Compra para Neutro.

Na teoria, quando mais protegidas as operações de uma empresa de tais impactos, melhor. O primeiro segmento que vem à mente é o de transmissão de energia, tendo em vista que tais empresas recebem uma receita fixa corrigida pela inflação por um longo período, com nenhum risco de mercado. Entretanto, acreditamos que seja tarde demais para investir nesse segmento, tendo em vista que tais ações já tiveram desempenho acima do setor elétrico e da bolsa desde março (9,9% e 20,3% acima, respectivamente).

Por outro lado, enxergamos oportunidades em geração de energia, embora notemos que a carteira de clientes das companhias importará tanto quanto os níveis de múltiplos e taxas de retorno, tendo em vista os riscos de renegociações no mercado livre. Nesse sentido, iniciamos a cobertura de duas geradoras, Omega Geração (OMGE3) e CESP (CESP6), com recomendação de Compra, sendo essas nossas ações preferidas no setor elétrico a partir de agora. Mantemos também a recomendação de Compra em AES Tietê por acreditarmos que as ações negociam em patamares atrativos, mesmo levando em conta a exposição da companhia ao mercado livre. Quanto à Engie Brasil, mantemos recomendação Neutra devido ao fato das ações serem mais caras quando comparadas a outras geradoras.

Já no universo de empresas integradas (com exposição a todos os elos do setor elétrico): (1) mantemos recomendação de Compra em EdP Energias do Brasil e Copel devido à menor exposição ao segmento de distribuição e por acreditarmos que as ações negociam a preços atrativos e (2) mantemos nossa recomendação Neutra em Cemig devido à maior exposição da companhia ao segmento distribuição e ao maior endividamento, embora não identifiquemos um grande risco de crédito.

Finalmente, com relação ao pagamento de dividendos na nossa cobertura, acreditamos que algumas empresas podem pausar a distribuição de grandes proventos aos acionistas, conforme observado nos casos de EGIE3 e ENBR3. Isso se deve ao fato de que o mercado de crédito está muito mais restrito, o que impossibilitará empresas com investimentos relevantes programados para os próximos anos de maximizarem a remuneração de seus acionistas. Apesar desta ser uma postura completamente compreensível por parte das companhias, anúncios nesse sentido podem pesar nas ações do setor no curto e médio prazo.

Distribuição de energia: o problema de curto prazo

A pandemia de coronavírus tornou-se uma crise de proporções severas, não apenas do ponto de vista da saúde pública, mas também do ponto de vista da economia com implicações econômicas de grande magnitude devido à quarentena implementada em vários países para controlar a doença.

Em momentos de preocupação com a economia, normalmente as ações de empresas do setor elétrico (bem como saneamento básico) emergem como uma alternativa para escapar da volatilidade, tendo em vista que tais companhias obtém suas receitas a partir de serviços essenciais (portanto com menor elasticidade à ciclos econômicos), com tarifas calculadas com base em parâmetros regulatórios.

Infelizmente, tal tese não foi verdadeira na crise atual, com as ações do setor de energia elétrica caindo –21,9% no acumulado do ano, o que não vemos como especialmente defensivo frente à queda de –32,3% do Ibovespa. Vemos esse desempenho como um reflexo: (1) dos impactos da deterioração da atividade econômica e (2) os desafios postos ao modelo regulatório do setor elétrico, em particular o de distribuição e do mercado livre de energia elétrica.

O primeiro ponto é ilustrado pela evolução do consumo de energia elétrico ao longo de 2020. De acordo com o ONS (Operador Nacional do Sistema), a demanda de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) caiu -7% na comparação anual desde que as medidas de quarentena foram implementadas para conter o avanço da pandemia. Em maiores detalhes, a deterioração de demanda começou no subsistema Sudeste / Centro-Oeste (que abriga os maiores centros urbanos do Brasil, onde ocorreram os primeiros casos), mas desde abril já vem ocorrendo de forma generalizada em todo o país.

Uma queda de demanda abrupta por si só já é um problema para as distribuidoras de energia, pois acarreta um problema denominado sobrecontratação, cenário em que a distribuidora possuí contratos de compra de energia junto a geradores acima de sua demanda de energia. A partir do patamar de 105% de sobrecontratação (ou seja, compras 5% acima da demanda efetiva de energia), o custo referente a comprados de compra não é repassado a consumidores, virando prejuízo da distribuidora.

Além disso, observamos um outro problema desde a quarentena: uma queda significativa na arrecadação de receitas e um aumento na inadimplência das distribuidoras da ordem de 20% a 25% da receita e, em alguns casos, de até para 35% (fonte: O Estado de São Paulo). O problema foi agravado por uma medida da agência reguladora ANEEL de 24 de março, de acordo com a qual as distribuidoras de energia foram proibidas, por 90 dias, de realizar cortes de energia de de clientes residenciais e rurais, bem como de prestadores de serviços essenciais.

Por mais que reconheçamos os impactos socioeconômicos da crise em curso, acreditamos que a comunicação da medida agravou desnecessariamente um problema de inadimplência que já era esperado, transformando-o em um problema de liquidez com reflexos em toda a cadeia de valor do setor elétrico.

Para entendermos o problema, começamos por analisar os componentes das tarifas de energia. Embora as distribuidoras sejam responsáveis por toda a arrecadação do mercado regulado de energia elétrica (ACR), elas só ficam com 20% do que é arrecadado. Tal parcela (normalmente denominada “Parcela B” no jargão do setor) corresponde à previsão de custos operacionais da distribuidoras e uma parcela para remuneração dos investimentos realizados. As demais parcelas são (i) destinadas à geradoras e transmissoras (que compõem a “Parcela A” das contas de luz, referente a custos não gerenciáveis), (ii) impostos como PIS/COFINS e ICMS e (iii) encargos setoriais.

Ao combinar a queda da demanda de eletricidade de -13% desde o início de abril com o aumento da inadimplência de 20% a 25%, estimamos que as receitas das empresas de distribuição de energia caíram 30% a 35%, o que significa que não apenas as distribuidoras perderam toda sua margem, mas que também não estão arrecadando o suficiente para realizar os repasses relacionados a custos de geração e transmissão. Soma-se a isso o fato de que os impostos sobre a receita são cobrados no regime de competência e não caixa (o que implica um desequilíbrio em momentos de inadimplência elevada).

Nesse cenário, empresas como Equatorial Energia, Light (não coberta) e Enel (não coberta) enviaram aos geradores cartas de força maior alertando sobre riscos para o cumprimento de contratos de compra de energia. Conforme observado em nosso painel com 6 dos maiores distribuidores de energia do Brasil (veja nosso relatório sobre o evento), o objetivo das notificações era notificar todas as contrapartes sobre os possíveis impactos da crise em curso e se proteger do ponto de vista legal. A partir desse momento, as empresas começaram a chamar a atenção do governo e da ANEEL para o problema de sustentabilidade financeira do setor elétrico como um todo em sua etapa de arrecadação.

O regulador ANEEL foi o primeiro a propor medidas iniciais para aliviar parcialmente os problemas de fluxo de caixa das distribuidoras de energia, como a liberação de R$2,0 bilhões em recursos do encargo CONER (Conta de Energia de Reserva) e diferimentos de ajuste tarifário por meio de compensação na arrecadação do encargo CDE (com a diferença sendo restituída em 6 parcelas mensais corrigidas pela SELIC).

No entanto, em várias notícias e comunicações oficias da ANEEL é possível perceber uma grande preocupação da Agência com impactos das medidas a serem adotadas sobre os preços de energia no futuro. Parte do motivo da ANEEL ter suas reservas com relação aos pleitos das distribuidoras é o fato de que a inadimplência das distribuidoras normalmente é elevada no primeiro mês após a cobrança, e depois se normaliza em patamares baixos do segundo mês em diante. Assim, em um primeiro momento houve dúvidas sobre a real gravidade do problema de inadimplência. Nesse sentido, em 16 de abril de 2020, a ANEEL publicou uma nota técnica com uma série de propostas destinadas a aliviar o problema de arrecadação no setor elétrico sem que implicassem impactos tarifários futuros. Em geral, o documento abrange medidas como uso de recursos de encargos setoriais e postergação de alguns repasses a agentes do setor elétrico.

O Ministério de Minas e Energia e o Governo Federal, por outro lado, se demonstraram mais sensíveis às preocupações das empresas de distribuição de energia. A medida de auxílio mais importante desde então é a Medida Provisória 950/2020, sendo seus principais pontos: (1) isenção de clientes inscritos na Tarifa Social (que abrange famílias de baixa renda) por 3 meses e injeção de R$ 900 milhões do Tesouro para subsidiar parcialmente seu consumo e (2) a autorização de um empréstimo para mitigar os impactos da crise de coronavírus na arrecadação das distribuidoras de energia, o qual seria amortizado através de encargos embutidos nas tarifas de eletricidade no futuro.

O pacote de resgate (que, segundo fontes, seria denominado “Conta-COVID”) se assemelha à  conta ACR de 2014 (“Conta-ACR”), mecanismo destinado a mitigar os impactos nas distribuidoras de energia relacionados à exposição involuntária ao mercado de energia de curto prazo e os custos com o despacho de usinas termelétricas em vista de condições hidrológicas deterioradas.

No entanto, existem diferenças significativas entre as crises 2014 e 2020, a saber:

  • A crise de 2014 foi exclusiva do setor elétrico, enquanto a crise de 2020 é generalizada;
  • Em 2014, as condições de hidrologia estavam significativamente deterioradas e os preços de energia no curto prazo (spot) elevados, enquanto em 2020 as condições de hidrologia são confortáveis ​​e os preços spot estão nos níveis mais baixos;
  • Em 2014, as distribuidoras de energia estavam subcontratadas (ou seja, com compras insuficientes) para atender à demanda de eletricidade, que estava em níveis normais, enquanto em 2020 as distribuidoras de energia estão sobrecontratados em um ambiente de demanda deprimido;
  • A taxa média SELIC em 2014 foi de 9,89% (atingindo níveis máximos de 14,25% em julho de 2015). Em 2020, a taxa SELIC está em um nível recorde baixo de 3,75% ao ano;

O que foi a Conta ACR?

• A conta ACR foi estabelecida pelo Decreto 8221/2014, e teve como objetivo fornecer recursos para as distribuidoras de energia cobrirem custos relacionados à exposição involuntária no mercado de curto prazo de energia (spot), dada a deterioração das condições de hidrologia e grandes custos das usinas térmicas despachadas entre fevereiro e dezembro de 2014 ;

•A conta foi administrada pela CCEE, que negociou o financiamento com um sindicato de 13 bancos privados e estatais;

•A primeira parcela foi contratada em abril de 2014, totalizando R$ 11,2 bilhões a um custo de CDI + 1,9% (posteriormente renegociado para CDI + 2,525%);

•A segunda linha contratada em agosto de 2014 totalizou R$ 6,57 bilhões (primeiro a um custo CDI + 2,35% e depois renegociada para CDI + 2,9%);

•A terceira e última linha, contratada em março de 2015, totalizou R$ 3,98 bilhões, a um custo de CDI + 3,15%.

Fonte: CCEE

Embora seja razoável se preocupar com um aumento descontrolado de tarifas em um ambiente econômico desafiador, também destacamos que a preservação do funcionamento do setor elétrico como um todo (e não apenas das distribuidoras) é de igual ou maior importância em um momento de crise como o atual. Por isso, defendemos que seja aprovado um empréstimo para solucionar o problema de arrecadação das distribuidoras. Apresentamos alguns elementos do novo pacote de socorro que implicam um menor impacto sobre as tarifas no futuro:

  • Taxas de juros mais baixas: a taxa SELIC está no seu nível mais baixo da história e deve permanecer em níveis relativamente baixos até 2024, de acordo com as projeções da Pesquisa Focus do Banco Central. Isso aliviará o ônus dos juros do empréstimo junto a bancos;
  • A migração para o mercado livre não criará distorções: o artigo 4 da MP 950 estabelece que os consumidores que migrarem para o mercado livre também estarão sujeitos a cobranças relacionadas à amortização do financiamento do pacote de resgate, evitando, assim, um aumento do ônus sobre consumidores das distribuidoras (conhecidos como consumidores cativos). Tal foi um dos efeitos observados no período de 2015-16 após o aumento de tarifas de energia no mercado regulado.

Além disso, realizamos algumas sugestões próprias para se alcançar um consenso entre as visões sobre as tarifas:

  • Deduzir do pacote de resgate medidas já adotadas, como a injeção de R$900 milhões do Tesouro para custear a Tarifa Social e o uso dos R$2,0 bilhões da CONER (dos quais distribuidoras têm direito a aproximadamente 70%);
  • Contratar o empréstimo em três parcelas referentes a abril, maio e junho de 2020, de modo a assegurar uma medição mais precisa do déficit de arrecadação das distribuidoras, evitando-se assim que uma estimativa exagerada do tamanho do empréstimo gere um ônus desnecessário nas tarifas no futuro. Também acreditamos que não deverão ser contratados mais empréstimos a partir de julho caso a ANEEL não estenda o período de proibição de cortes de energia;
  • Caso as quarentenas sejam flexibilizadas mais cedo do que o esperado, que a ANEEL antecipe o fim da proibição de cortes de energia de modo e evitar um aumento do déficit acumulado de arrecadação das distribuidoras;
  • Permitir o pré-pagamento de parcelas do empréstimo caso as distribuidoras consigam arrecadar recursos de consumidores inadimplentes durante o período de restrição de cortes de energia (de abril a junho de 2020). Além disso, a arrecadação de multas e correção monetária sobre pagamentos atrasados poderia ser utilizada para quitar o empréstimo do pacote de resgate.

Nós realizamos nossas próprias estimativas do pacote de resgate para distribuidoras de energia, assumindo diferentes níveis de queda da demanda no período de abril a junho de 2020 e diferentes patamares de inadimplência, com base nos dados observado até o momento e feedback das companhias do setor. Com relação aos impactos sobre as tarifas de energia no futuro, nossas principais premissas são: (1) pagamento do empréstimo em 5 anos – conforme mencionado em diversas notícias; (2) projeções da Pesquisa Focus para a taxa Selic e (3) um spread de 2,75% sobre a taxa SELIC para o empréstimo, em linha com as condições da Conta ACR de 2014.

Com base em nossa análise, estimamos um pacote de resgate de até R$ 17 bilhões relacionado ao período de abril a junho, com impactos de no máximo +1,67% nos reajustes tarifários anuais até 2024. Não acreditamos que tal impacto sobre as tarifas seja excessivo quando o que está em jogo é a sustentabilidade financeira de todos os elos do setor elétrico.

Distribuição de energia: poucos motivos para otimismo no médio prazo

Independentemente da aprovação do pacote de resgate para as distribuidoras de energia (que acreditamos ser inevitável no curto prazo para se preservar o funcionamento do setor elétrico) acreditamos que existam poucos motivos para ser otimista com o segmento no médio prazo.

A primeira razão é que, com base em nossa análise da correlação entre consumo de energia e atividade econômica, projetamos que o consumo de energia caia -2,9% em 2020 com base nas projeções do PIB (Pesquisa Focus), seguido de uma recuperação de magnitude semelhante em 2021 para os patamares de consumo de 2019.

Destacamos que existem riscos de um menor consumo de energia do que o que estimamos, tendo em vista a contínua redução das do PIB brasileiro à medida que a crise do COVID-19 se aprofunda.

Além disso, também acreditamos que as distribuidoras de energia em nossa cobertura sofrerão, a médio prazo dos seguintes problema (1) aumentos da inadimplência e (2) aumento de perdas não-técnicas (ou furto de energia) acima dos limites regulatórios embutidos no cálculo das tarifas.

Tal piora de indicadores no final acabará por deteriorar os resultados de distribuidoras de nossa cobertura em 2020, e com visibilidade limitada sobre uma melhora a partir de 2021. Por este motivo, recomendamos cautela com o setor de distribuição de energia como um todo, pelo menos até haver uma visibilidade dos impactos estruturais da crise do coronavírus para a economia.

Geração de energia: os problemas do mercado livre

Em um cenário de maior percepção de risco na bolsa, o segmento de geração de energia normalmente surge como uma opção de investimento devido ao fato das companhias obterem suas receitas por meio da venda de contratos de energia com preços indexados à inflação. Além disso, na última crise de 2015-16, várias companhias adquiriram mais clientes devido à migração de consumidores industriais e comerciais para o mercado livre de energia (denominado pela sigla ACL). Tais consumidores enxergaram no mercado livre uma oportunidade de escapar dos aumentos tarifários significativos de 2015, obtendo uma economia de custos em um contexto de deterioração da economia.

O que é mercado livre de energia elétrica?

O Ambiente de Contratação Livre (ACL) é um ambiente de contratação de energia elétrica no qual consumidores podem adquirir energia independentemente da concessionária de distribuição de energia juntamente a geradoras e comercializadoras. Neste mercado, participantes podem negociar livremente condições comerciais como preço, quantidade de energia contratada e período de suprimento.

Podem ser consumidores livres empresas com demanda contratada ou superior a 2000kW. Além disso, ainda existe a classe de consumidores especiais, com demanda igual ou superior a 500KW e que podem contratar fornecimento de energia exclusivamente a partir de fontes renováveis, como eólicas, solar, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e biomassa.

No entanto, como mencionado anteriormente, a crise do COVID-19 é diferente de qualquer outra já vista. A maioria das empresas no Brasil (e no mundo) está impossibilitada de operar normalmente, seja por impactos de primeira derivada devido às restrições para aglomerações (afetando shoppings e o setor de serviços, por exemplo), seja devido a impactos de segunda derivada relacionados à queda de demanda devido ao aumento de incertezas, como no caso da indústria automobilística (segundo a Fenabrave, as vendas de veículos novos caíram -22% em março).

Nesse contexto, notícias mencionam que vários clientes do mercado livre estão entrando em contato com geradoras e comercializadoras de energia geradores para renegociar contratos em meio à crise do COVID-19. A motivação é reduzir custos fixos com energia pela redução dos patamares de consumo para patamares inferiores ao mínimo estabelecido em contratos (níveis a partir dos quais, em condições normais, é pago um valor mínimo no formato take or pay).

Com base em dados de 2019 da CCEE, o mercado brasileiro de energia livre totaliza mais de 16 mil clientes, com uma demanda total de energia de 170,9 GWh (34% do consumo total de energia no Brasil). Estimamos que pelo menos 17% do mercado esteja diretamente exposto aos impactos da crise do COVID-19.

Pela sua própria definição, os processos de negociação no mercado livre ocorrerão entre consumidores e fornecedores de energia, com pouca visibilidade sobre a evolução das conversas. Soma-se às nossas preocupações o fato de que poucas companhias apresentam em seus materiais públicos qualquer detalhamento sobre o perfil seus clientes no mercado livre, implicando riscos para as projeções no curto prazo (apenas a Engie Brasil realiza a abertura de tal tipo de dado). Assim sendo, acreditamos que as companhias do setor precisarão elevar a transparência nesse momento de crise de modo a reduzir as preocupações de investidores.

Por isso, temos preferência por geradoras com maior exposição ao mercado regulado de energia elétrica (ACR) devido ao menor risco de devido ao menor risco de revisão de contratos de energia. Nesse sentido, merece destaque a Omega Geração, com exposição de contratos de energia no ambiente regulado de 67% até 2022, e 75% de 2023 em diante.

Como investir no setor elétrico durante a crise?

No ambiente de crise atual, nossa primeira recomendação a investidores é evitar exposição ao segmento de distribuição de energia em vista das incertezas relacionadas ao curto e médio prazo. Por esse motivo, rebaixamos a recomendação das ações da Equatorial Energia de Compra para Neutro, mesmo levando em conta a qualidade da gestão da companhia e as bem-sucedidas iniciativas de melhoria operacional de concessões complexas no passado.

Já no segmento de geração de energia, preferimos os nomes expostos ao segmento regulado (ACR) sobre o segmento de mercado livre (ACL), tendo em vista os riscos de renegociações de contratos no segundo caso. Além disso, também favorecemos empresas com um maior grau de contratação em relação à sua capacidade de geração, tendo em vista a queda dos preços de energia no mercado de curto prazo (spot) devido à combinação de queda de demanda e melhores condições de hidrologia. Nesse contexto, destacamos Omega Geração (OMGE3) e CESP (CESP6), os nomes com maior contratação de sua capacidade em nossa cobertura e, no caso de OMGE3, maior exposição ao mercado regulado.

Por fim, embora o setor de transmissão seja conceitualmente o menos impactado pela crise em curso (a salvo em casos de atrasos de obras de novas linhas, o que vemos como pouco provável), acreditamos que essa segurança relativa já se reflete no desempenho superior do setor acima da bolsa de 9,9% desde março. Dito isso, temos uma preferência relativa da TAESA sobre a ISA Cteep devido à estratégia de alocação de capital mais seletiva e com maiores retornos da primeira empresa.

Omega Geração (OMGE3): Uma janela de oportunidade para uma história única em energias renováveis; Iniciamos com Compra

Resumo

Iniciamos cobertura nas ações da empresa de geração renovável Omega Geração com recomendação de Compra e preço-alvo de R$ 42/ação, implicando um potencial de ganho de 40,7%. Em um momento de altas incertezas no setor de elétrico, vemos como atrativa a exposição da Omega ao mercado regulado (ACR) de 67% até 2022 e 75% de 2023 em diante. Além disso, acreditamos que a companhia consolidou uma reputação no mercado ao adquirir ativos com elevadas taxas de retorno desde seu IPO em julho de 2017, tanto com a empresa parceira Omega Desenvolvimento como com terceiros. Por fim, não temos quaisquer preocupações com o aparentemente elevado endividamento da Omega, dado que os vencimentos de dívida estão completamente alinhados com a geração de caixa dos ativos da companhia.

Perfil da Companhia

A Omega Geração é uma geradora exclusivamente renovável (eólica, solar e pequenas hidrelétricas), com um portfólio mapeado de 1.144,9MW de capacidade total. A empresa possui uma duração média dos Contratos de Comercialização da Energia de 14,9 anos, com capacidade contratada de 94% nos próximos 3 anos a preços atrativos de R$ 214 / MWh (em termos reais). A Omega opera sob um modelo de negócios diferenciado, segundo o qual possui Direitos de Primeira Oferta (ROFO) aos ativos desenvolvidos pela empresa parceira Omega Desenvolvimento. No total, a empresa possui ROFOs com mais de 3,8 GW de projetos da Omega Desenvolvimento e FIP IERR.

Destaques da nossa tese de investimento

  • Desde seu IPO em julho de 2017, a Omega realizou 6 transações de fusões e aquisições, 3 das quais foram com a Omega Desenvolvimento. Com base em nossa análise para cada um dos ativos, verificamos que todas as transações ocorreram a taxas de retorno atrativas para acionistas, o que reforça a reputação da companhia junto ao mercado;
  • Embora a demanda de energia no país não deva crescer em vista da deterioração econômica, ainda acreditamos que a Omega possa crescer no médio prazo por meio da assinatura de contratos no mercado livre a partir de seu portfólio de Direitos de Primeira Oferta de 3,8 GW. Cada adição de 100 MW adiciona R$0,60/ação a nosso preço-alvo;
  • Mesmo na ausência de crescimento, vemos que as ações da Omega negociam a preços atrativos com base no portfólio atual de ativos. As ações negociam a uma taxa interna de retorno real de 12,6% comparado a 10,6% para outras geradoras de nossa cobertura.

Quais são os riscos?

Eventuais renegociações dos contratos no mercado livre, menor retorno para acionistas em aquisições futuras.

Consistência nos retornos a acionistas em todas as aquisições

Em suas comunicações com o mercado, a Omega Geração sempre ressalta que visa uma taxa de retorno real de no mínimo 500 pontos-base acima da NTN-B em suas aquisições. Com base em nossa própria avaliação de cada uma das transações realizadas desde o IPO da companhia em julho de 2017, podemos verificar que tal patamar de retorno foi sempre atingido, o que por outro lado consolida a reputação da companhia junto ao mercado e gera conforto sobre eventuais transações futuras. Embora a Omega tenha interrompido temporariamente negociações em andamento, em vista das incertezas provocadas pela pandemia do COVID-19 (conforme o fato relevante de 30 de março), observamos que a empresa possui Direitos de Primeiras Ofertas (“ROFOs”) sobre um portfólio de 3,8GW da parte relacionada Omega Desenvolvimento e FIP IERR. Com base em nossa análise, cada acréscimo de 100MW na capacidade da companhia adiciona R$0,60/ação a nosso preço-alvo de R$44/ação.

Maior exposição ao mercado regulado da nossa cobertura

A Omega é a geradora de energia elétrica com maior exposição ao mercado regulado (ACR) em nossa cobertura, com exposição de 66,8% de sua capacidade nesse mercado até 2022, e 75,4% de 2023 em diante. Tal portfólio oferece maior segurança em momentos de incertezas e processos de renegociação no mercado livre (ACL).

Situação de liquidez confortável

Apesar da alavancagem de 4,91x Dívida Líquida / EBITDA da Omega chamar atenção à primeira vista, não temos nenhuma preocupação de liquidez, dado que os vencimentos de dívidas estão completamente alinhados com a geração de caixa dos ativos da empresa. Além disso, a Onega possui uma posição de caixa de R$ 1,14 bilhão, reforçada por uma bem – sucedida oferta de ações concluída em setembro de 2019.

CESP (CESP6): Risco-retorno atrativo; iniciamos com Compra

Resumo

Iniciamos cobertura na geradora CESP com recomendação de Compra e preço-alvo R$ 34/ação. Acreditamos que as ações oferecem um risco-retorno atrativo a investidores, considerando (1) as melhorias de custo desde a privatização da empresa em outubro de 2018, com uma redução de –52% no número de funcionários e -18% nos custos gerenciáveis (pessoal, materiais e serviços) desde então, (2) contratação de capacidade de 113% em 2020-2021, o que consideramos atrativo diante da queda dos preços da energia no curto prazo (spot), (3) a redução contínua do valor dos contingentes passivos após a revisão da estratégia jurídica da empresa desde sua privatização (com uma redução de R$ 1,5 bilhão alcançada em 2019), que acabará por destravar maior distribuição de dividendos no futuro e (4) o risco-retorno implícito no preço atual das ações, que acreditamos não levar em conta em conta nenhuma entrada de recursos referentes ao valor incontroverso da indenização da Usina Hidrelétrica de Três Irmãos.

Perfil da Companhia

A CESP é uma geradora de energia hidrelétrica, co-controlada pela Votorantim Energia e pelo plano de pensão canadense CPPIB. A empresa foi privatizada em outubro de 2018 e detém as concessões das seguintes usinas:

  • UHE Porto Primavera: período de concessão até abril de 2049, capacidade instalada de 887MW
  • UHE Paraibuna: período de concessão até março de 2021, capacidade instalada de 48MW
  • UHE Jaguari: período de concessão até maio de 2020, capacidade instalada de 13MW

3 destaques da nossa tese de investimento

  • Enxergamos um risco-retorno atrativo nas ações da CESP, uma vez que, o preço atual não reflete nenhum recebimento relativo à indenização da parcela incontroversa da Usina Hidrelétrica de Três Irmãos;
  • Temos uma visão positiva da posição sobrecontratada de 113% da CESP até 2021, em um momento de volatilidade econômica e redução dos preços de energia no curto prazo (spot). Ainda que isso não produza frutos nos resultados de 2020, vemos potenciais surpresas positivas em nossas projeções a partir de 2021 caso a companhia consiga realizar compras de energia para proteção a preços mais atrativos;
  • A CESP possui a menor alavancagem entre as elétricas de nossa cobertura, reportada pela última vez em 1,3x Dívida líquida/EBITDA comparado a 1,97x para EGIE3, 2,99x para TIET11 e 4,9x para OMGE3. Além disso, a empresa não possui vencimentos em 2020 e 2021, o que consideramos positivo em momentos de incertezas macroeconômicas.

Quais são os riscos?

Desfechos negativos nas ações judiciais da companhia, eventuais renegociações de contratos no mercado livre e cenário hidrológico mais adverso no futuro.

Perfil da Companhia

Com fundamentos relativamente simples, a maior parte da tese de investimento da CESP se baseia na análise de possíveis resultados referentes aos contingentes passivos e ativos da empresa:

  • Passivos: com base nos dados do 4T19 , a CESP é uma das partes em processos judiciais (relacionados a causas ambientais, civis e de desapropriação, entre outros) no valor total de R$ 11,4 bilhões, dos quais R$ 1,8 bilhão a empresa considera a perda como provável. Desde a privatização da empresa em outubro de 2018, a nova administração empreendeu um grande esforço para reduzir esses passivos por meio de acordos extrajudiciais e revisão de valores de contingência;
  • Esse tema é importante para a CESP porque, em última análise, a redução de contingências e, consequentemente, uma menor correção monetária nos resultados da empresa (assumimos uma taxa de juros simples de IPCA + 12% durante todo o período do modelo) acabará por permitir o pagamento de maiores dividendos. Nesse contexto, toda redução de -10% nos passivos liberam um pagamento adicional de dividendos de R$0,06/ação.
  • Ativos: A CESP possuí uma ação contra o Governo Federal questionando o ressarcimento referente à UHE Três Irmãos, calculado em R$ 1,717 bilhões (preços de junho de 2012) conforme a Portaria Interministerial 129/2014. A empresa questionou a metodologia de cálculo, pois tal não atribui nenhum valor à eclusa e ao canal Pereira Barreto, que integram o projeto da UHE;
  • O processo ainda está em análise pelo Tribunal, com discussão sobre o laudo de avaliação elaborado por um especialista do setor, que avalia os ativos da usina em R$ 4,7 bilhões (também a preços jun / 2012), divididos em (i) R$ 1,9 bilhão para a usina, (ii) R$ 1 bilhão referente às eclusas e o canal Pereira Barreto e (iii) R$ 1,8 bilhão referente aos terrenos desapropriados para a usina e a barragem;
  • Paralelamente, a empresa entrou com outra ação em dezembro de 2016, solicitando o pagamento imediato do ressarcimento de R$ 1,7 bilhão inicialmente proposto pela União (o chamado valor incontroverso). Embora o Tribunal Regional da Primeira região tenha rejeitado a ação a empresa recorreu ao Supremo Tribunal de Justiça (STJ), que não analisou a matéria até o momento;
  • Em nossas estimativas, assumimos que a CESP começa a receber o ressarcimento a partir de 2023 em 7 parcelas anuais, com qualquer antecipação de pagamento ou aumento nos valores do ressarcimento (em particular o R$ 1 bilhão relacionados às eclusas e ao Canal Pereira Barreto) gerando apenas potenciais ganhos em relação às nossas estimativas. A cada antecipação de seis meses do início dos recebíveis, estimamos um adicional de +R$ 0,50/ação ao nosso preço-alvo. Em um cenário otimista no qual a CESP consiga reconhecer o reembolso de R$ 1 bilhão relacionado às eclusas e ao canal, estimamos uma adição de R$ 4,8/ação ao nosso preço-alvo.

História da Companhia

A CESP foi constituída em 1966 por meio da fusão de 11 empresas de energia no Estado de São Paulo. Até a década de 1990, a empresa era uma concessionária integrada, atuando nos segmentos de geração, transmissão e distribuição. Na década seguinte, a estrutura organizacional da empresa foi reorganizada de acordo com as diretrizes do Programa de Privatização do Estado de São Paulo, o que resultou na cisão de empresas:

1- Elektro e Serviços S.A. (distribuição de energia, agora de propriedade da Neoernegia);
2 – CTEEP (transmissão de energia, listada como TRPL);
3 – Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê (geração de energia, agora denominada AES Tietê, TIET);
4 – Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema (geração de energia, atualmente Duke Energy International – Geração Paranapanema, operada pela CTG Brasil).

Após as cisões, a empresa era a concessionária de 6 usinas hidrelétricas: UHE Ilha Solteira, Jupiá, Três Irmãos, Porto Primavera, Paraibuna e Jaguari).

Em 2012, o Governo Federal publicou a MP 579/2012 (posteriormente Lei 12.783 / 2013), sobre as concessões de geração, transmissão e distribuição de energia. O projeto de lei estabeleceu uma estrutura para a renovação das concessões das UHEs sob novas condições relacionadas aos cálculos de receita para essas usinas e reembolsos relacionados a ativos não depreciados. Em 2012, os acionistas da CESP decidiram não aceitar as condições para a renovação das concessões, levando a companhia a perder a concessão das usinas de UHE Três Irmãos, Ilha Solteira e Jupiá.

Em janeiro de 2018, o Governo Federal emitiu o Decreto 9271/2018, que permite que as concessões de geração sejam prorrogadas por 30 anos no caso de um processo de privatização. Isso permitiu a privatização da companhia, ancorada na renovação da concessão da Usina de Porto Primevera, cujo prazo expirava em maio de 2028, na época.

A CESP foi privatizada em outubro de 2018, após um leilão ganho pelo consórcio composto pela Votorantim Energia e pelo fundo de pensão canadense CPPIB. Em março de 2019, a empresa assinou o contrato de concessão da UHE Porto Primavera por um período de 30 anos mediante o pagamento de um bônus de outorga de R$ 1.398,7 milhões.

Equatorial Energia (EQTL3): Mesmo grandes histórias passam por momentos difíceis: rebaixamos para Neutro

Resumo

Rebaixamos as ações da Equatorial Energia (EQTL3) de Compra para Neutro, com um preço-alvo de R$ 20/ação (de R$ 21/ação anteriormente). Desde que iniciamos a cobertura das ações com recomendação de Compra em 1 de julho de 2018, as ações acumulam alta de 66,5%, comparado a uma alta de 1,3% do Ibovespa no mesmo período. Embora a Equatorial tenha sido muito bem-sucedida em melhorar as operações de concessões complexas de distribuição de energia, acreditamos que parte dos resultados deste esforço serão anulados pelos impactos da crise do coronavírus no médio prazo, como aumentos acentuados em perdas não técnicas (que já estavam acima do patamar regulatório nas concessões maduras no Maranhão e Pará) e maiores provisões para inadimplência.

Apesar do momento negativo para a companhia, ressaltamos alguns fatores positivos que compensam parte do nosso pessimismo:

(1) iniciativas em andamento de redução de custos na Equatorial Piauí e Alagoas (-30% de redução de pessoal, materiais e serviços nos 9M2019);
(2) subsídio do governo para consumidores de baixa renda para 3 meses, com essa categoria de consumidores respondendo por 10% dos volumes de distribuição (e podendo aumentar conforme novos consumidores são cadastrados nas concessões do Piauí e Alagoas);
(3) antecipação da entrada em operação de linhas de transmissão antes do previsto nos contratos de concessão.

Quais são os riscos?

Maior inadimplência e aumento de perdas não-técnicas (ou furto de energia) nas concessões de distribuição da companhia, eventuais adiamentos dos processos de revisões tarifárias extraordinárias (RTEs) nas novas concessões de distribuição.

A redução da demanda e aumento da inadimplência afetam os resultados

Apesar das expectativas de um pacote de resgate para preservar o fluxo de caixa da cadeia de valor do setor elétrico, acreditamos que as distribuidoras de energia deverão sofrer no médio prazo dos seguintes impactos: (1) menores padrões de consumo de energia, (2) maior inadimplência e (3) aumento de perdas não-técnicas (ou furto) de energia. Apresentamos uma análise de sensibilidade para os dois primeiros impactos em potencial em cada uma das concessões da Equatorial nas tablas abaixo. Podemos concluir que as ações apresentam um perfil equilibrado de risco-retorno, mas também com baixo potencial de ganho, justificando nossa recomendação Neutra nas ações.

Aumentos em perdas não técnicas são nossa principal preocupação

Apesar de ser uma empresa de referência na operação de concessões de distribuição de energia, conforme demonstrado na melhora das operações da Equatorial Pará (anteriormente denominada Celpa) e nos esforços em andamento na Equatorial Piauí e Alagoas (anteriormente denominadas Cepisa e Ceal, empresas estatais que eram geridas pela Eletrobras), acreditamos que a Equatorial enfrentará desafios adicionais nos próximos anos, decorrentes do cenário econômico deteriorado.

Em particular, tendo em vista que as distribuidoras da Equatorial estão entre as mais socioeconomicamente complexas de acordo com o ranking da ANEEL, estamos preocupados com aumentos significativos nas perdas não técnicas (furto de energia, ou “gato”), que já estavam acima do patamar regulatório em todas as concessões antes do começo da crise atual.

Nesse cenário, estimamos uma deterioração da margem bruta da companhia no futuro, uma vez que parte das compras de energia não será reconhecida nas tarifas (a ANEEL prevê um limite regulatório de compras de energia em relação à demanda de 105%).

Exposição à transmissão de energia ajuda

A Equatorial possui um portfólio de 8 ativos de transmissão em construção a partir de leilões realizados em 2016 e 2017. No 3T19, a empresa registrou 56% de avanço na construção desses ativos, garantiu financiamento para 80% do investimento previsto e em breve reconhecerá receitas parciais de transmissão referentes a duas linhas de status mais avançado (SPEs 2 e 8).

Tais recursos, somados à receita anual de R$167 milhões da já operacional linha INTESA deverão fornecer um suporte para a Equatorial durante a crise que se desenha. O motivo é que o segmento de transmissão de energia é baseado em receitas estáveis (denominadas Receitas Anuais Permitidas, ou RAP), corrigidas anualmente pela inflação ao longo de um longo período de concessão (30 anos).

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