Perspectivas Setoriais

São Paulo, 08 de Julho de 2015.

Racionamento em 2015? Só se for de resultados. Porém, se o risco de uma restrição ao consumo ficou para trás, não podemos dizer o mesmo das adversas condições climáticas e, consequentemente, dos desafios que afligem o setor. Os dados referentes ao primeiro semestre corroboram essa perspectiva. Segundo números do Operador Nacional do Sistema – ONS, os reservatórios do Sistema Interligado Nacional – SIN encerraram o período úmido (em abril) de 2015 com um armazenamento médio de 34,9%, sendo que na média histórica (de 1997 a 2014) o armazenamento registrado no fim desse período é de 74,7%, impactando, portanto, a geração hidráulica. A questão é que essa queda na geração das usinas hidrelétricas tem culminando em um alto custo para o sistema, já que as geradoras não conseguem gerar tudo o que possuem de energia assegurada (que equivale ao máximo de energia que uma usina pode gerar durante seu pior ciclo hidrológico). A diferença entre o que se tem de energia assegurada e tudo o que foi efetivamente gerado, conhecido por GSF (Generation Scaling Fator), ficou na média em 20% ao longo do primeiro semestre (ou seja, a produção hidrelétrica ficou em torno de 80% de seu potencial), ante um déficit de aproximadamente 9,3% em 2014 e de cerca de 1,5% em 2013. De acordo com a estimativa da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, na média o GSF de 2015 deve ficar em torno de 18% (como pode ser observado no gráfico abaixo). Com isso, estima-se que o custo adicional para o setor de geração de energia pode chegar perto dos R$ 30 bilhões neste ano (frente ao dispêndio de cerca de R$ 20 bilhões em 2014). Nesse contexto, o cenário se torna extremamente adverso para as geradoras, que já reivindicam alguma ajuda do governo e, em alguns casos, até entraram na justiça a fim de limitar o chamado “risco hidrológico” de suas operações. Logo, sob o risco de um colapso na liquidação financeira dos contratos mensais, o Ministro de Minas e Energia - MME, Eduardo Braga, vem costurando uma medida que não muda o passivo já acumulado pelo setor, mas que visa diminuir o risco daqui em diante. A expectativa é que a medida se dê a partir de um acordo voluntário, onde as geradoras seriam responsáveis por repor o volume de energia não entregue quando a produção ficar entre 95% e 99% da garantia física, enquanto que seria instituído um fundo, formado por energia de reserva, que seria utilizada sempre que produção hidrelétrica ficar entre 90% a 95%, sendo, portanto, necessário o investimento das geradoras em uma energia adicional (que pode ser vendida em leilões de energia de reserva ou no mercado de curto prazo). Já quando a produção hídrica for menor que 90% da garantia física do sistema (como no caso Geração hídrica versus Garantia Física do SIN – Em MW médios. deste ano) o risco seria distribuído com os consumidores, por meio do Encargo de Serviços do 60.000 Sistema – ESS. Todavia, até então não houve um anúncio formal do pacote, que segue em GSF discussão na audiência pública instituída pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. 55.000 , e GSF Sem dúvidas, esse deve ser um ponto de atenção nas próximas semanas, sendo que o desfecho 50.000 45.000 40.000

Geração Hidráulica

Garantia Física 4° trim/15

3° trim/15

2° trim/15

1° trim/15

4° trim/14

3° trim/14

2° trim/14

1° trim/14

4° trim/13

3° trim/13

2° trim/13

1° trim/13

4° trim/12

3° trim/12

2° trim/12

1° trim/12

4° trim/11

3° trim/11

2° trim/11

1° trim/11

4° trim/10

3° trim/10

2° trim/10

35.000 1° trim/10

das discussões junto a ANEEL e o MME são de suma importância para balizar as perspectivas quanto à situação financeira das geradoras. Entendemos que a solução que vem sendo cogitada é positiva pela redistribuição do risco hidrológico, entretanto, ainda faltam detalhes e clareza nas diretrizes da medida, fato que dificulta a visibilidade de seus possíveis resultados. Por fim, é importante mencionar que é em meio a esse cenário mais adverso que surgem boas oportunidades, pois o aumento dos preços de energia elétrica abre espaço para a realização de novos investimentos, sobretudo em fontes alternativas, como em eólicas e em térmicas à biomassa. Contudo, para o segundo semestre de 2015 vislumbramos que o elevado dispêndio na rubrica de compra de energia deve continuar impactando a margem das geradoras, o que também deve secar a distribuição de proventos neste ano.

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – Elaboração Própria.

Comparativos do Setor , e GSF P/L 2015 (P)

Resultado Líquido 1° trim/14

19,5

1° trim/15

19,4 19,2

357,9

Energia / Geração

AES Tiete 200,3

AES Tiete

Tractebel

EV / EBITDA 2015 (P) 8,6

11,5

9,0 5,2

844,8 Cesp 104,2

Energia / Geração

AES Tiete

4,3 289,0 Tractebel

Tractebel

Cesp

Cot./VPA 3,7

2,3

344,5

0,7 Energia / Geração

AES Tiete

Tractebel

Cesp

Fonte: Economatica, Média de Mercado e Projeções Análise Coinvalores.

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AES Tietê PN Preço Alvo R$ 22,20 Up Side / 25,6% GETI4 / R$ 17,68 em 07/Jul/15

Composição Acionária: Breve Descritivo A AES Tietê é uma das principais geradoras de energia elétrica do país, e possui um parque gerador de 17 usinas hidrelétricas em São Paulo e Minas Gerais. A empresa detém 2,3% da capacidade instalada do Brasil, e é a segunda maior geradora privada de energia. A companhia é controlada pela Companhia Brasiliana de Energia, holding formada pela AES Corp., grande player global do setor, e pelo BNDES. A quase totalidade da energia gerada pela AES Tietê tem concessão até 2029, com previsão de renovação por mais 30 anos e está contratada para venda à AES Eletropaulo até 2015, a preços bastante superiores ao observado em leilões de energia recentes, e reajustados anualmente pelo IGP-M.

Principais Acionistas Companhia Brasiliana de Energia (*) Eletrobrás S.A Schroder (Fundos) Blackrock , Inc. Outros

Com Voto 71,3% 0,1% 0,0% 0,0% 28,6%

09/Jun/15 Sem voto 32,3% 16,4% 5,6% 4,3% 41,4%

Todos tipos 52,5% 7,9% 2,7% 2,1% 34,7%

(*) A Companhia Brasiliana de Energia tem como controladora a AES Holdings Brasil.

Histórico Projeções em MM Receita Líquida EBITDA Lucro Líquido

2014 3.205,0 920,6 3.484,1

2015e 2.351,3 883,6 340,6

2016e 1.623,2 1.139,1 532,4

Indicadores COT/VPA Projetado EV/EBITDA Preço/Lucro Dividend Yield Pay Out Dívida Líquida (R$ MM) % de Curto Prazo Part. De Capital de 3ºs ROE (%) Margem EBITDA Margem Líquida

2014 4,9 8,0 15,0 -x-x1.121,6 50,9% 67,9% 32,9% 28,7% 14,0%

2015e 4,8 8,7 19,8 4,5% 90,0% 980,2 0,1% 66,3% 24,4% 37,6% 14,5%

2016e 4,8 6,5 12,7 7,9% 100,0% 630,6 11,9% 68,1% 38,1% 70,2% 32,8%

2017e 1.741,1 1.226,2 634,4

2017e 4,8 5,8 10,6 9,4% 100,0% 342,6 21,6% 68,4% 45,4% 70,4% 36,4%

2018e 1.887,2 1.337,2 739,5

2018e 4,8 5,1 9,1 11,0% 100,0% 31,4 33,8% 67,9% 52,9% 70,9% 39,2%

2019e 1.905,7 1.286,6 729,1

2019e 4,8 5,2 9,2 10,8% 100,0% -x17,7% 65,1% 52,1% 67,5% 38,3%

Conclusão O elevado déficit hidrológico que aflige o setor deve se traduzir em alto dispêndio com compra de energia, fato que tende a pressionar as margens da AES Tietê neste ano, bem como reduzir a distribuição de dividendos. Entretanto, para os próximos anos vislumbramos expressivo aumento de margens e volta da distribuição de proventos com payout próximo a 100%. Dentre os principais fundamentos para tal perspectiva temos o fim do contrato com a Eletropaulo e, consequentemente, sua menor exposição ao mercado de curto prazo. Assim, mesmo que a receita da companhia sofra uma retração nos próximos anos (visto que o preço do contrato com a Eletropaulo era superior à média dos novos contratos bilaterais), a retração na rubrica de custos deve ser respectivamente maior, sobretudo por conta da menor necessidade de compra de energia, levando, portanto, a um significativo ganho de rentabilidade. Para o cenário setorial, trabalhamos com uma queda mais abrupta do GSF entre 2015 e 2016, devido ao fato de que o resultado esperado para este ano é, sem dúvidas, um “ponto fora da curva”, passando de 20% para algo em torno de 10% em 2016 (próximo ao visto em 2014), seguido por uma redução gradual desse déficit, concomitantemente com a redução dos preços no mercado de curto prazo e preços reajustados pelo IGPM nos novos contratos bilaterais. Outro aspecto importante e recente, foi o anunciou de uma reestruturação societária que, em síntese, deve simplificar o processo de novos investimentos e possíveis aquisições, além de buscar incorporação no nível 2 de governança corporativa e aumentar a liquidez de seus ativos em bolsa, por meio da negociação de units. Em suma, entendemos que o menor volume de energia contratada nos próximos anos (trabalhamos com descontratação em cerca de 10% a partir de 2016) torna a companhia menos vulnerável as condições hidrológicas, fato que aliado à perspectiva de melhor rentabilidade e robusta distribuição de proventos nos próximos anos ratifica nossa recomendação de compra para seus papéis.

GETI4 x IBOVESPA – na base 100

Bruno Piagentini (CNPI)

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Tractebel Energia ON Preço Alvo R$ 35,70 Up Side / 1,7% TBLE3 / R$ 35,10 em 07/Jul/15 Composição Acionária: Breve Descritivo A Tractebel é a maior geradora privada de energia elétrica no Brasil, possui parque gerador de 22 usinas, sendo nove hidrelétricas, seis termelétricas e sete complementares (biomassa, PCHs e eólicas). A capacidade instalada da empresa atualmente é de 7.027 MWs, é deve chegar a 9.306 em 2019 (incluindo aquisição de Jirau).

Principais Acionistas GDF Suez Energy Latin America Part. Ltda (*) Banco Clássico S/A Outros

Com Voto 68,7% 10,0% 21,3%

29/Mai/15 Sem voto -x-x-x-

Todos tipos 68,7% 10,0% 21,3%

(*)GDF Suez Energy Latin America Part. Ltda é controlada indiretamente pela belga de mesmo nome.

Projeções em MM Receita Líquida EBITDA Lucro Líquido

2014 6.472,5 3.294,8 1.382,4

2015e 6.387,9 2.222,1 1.171,9

2016e 6.736,5 2.438,6 1.502,1

2017e 7.428,9 2.726,1 1.674,3

2018e 7.629,1 3.250,0 1.701,4

2019e 8.478,6 3.991,4 2.278,1

Indicadores COT/VPA Projetado EV/EBITDA Preço/Lucro Dividend Yield Pay Out Dívida Líquida (R$ MM) % de Curto Prazo Part. De Capital de 3ºs ROE (%) Margem EBITDA Margem Líquida

2014 4,1 7,2 16,6 -x-x2.448,0 11,2% 58,5% 24,4% 50,9% 21,4%

2015e 3,7 11,1 19,5 2,8% 55,0% 1.688,8 17,3% 57,9% 19,0% 34,8% 18,3%

2016e 3,3 9,9 15,3 3,6% 55,0% 1.271,9 12,5% 56,6% 21,9% 36,2% 22,3%

2017e 3,0 10,6 13,7 4,0% 55,0% 5.996,2 6,1% 63,1% 22,0% 36,7% 22,5%

2018e 2,8 8,6 13,5 4,5% 60,0% 4.903,1 10,5% 60,6% 20,5% 42,6% 22,3%

2019e 2,6 6,5 10,1 7,5% 75,0% 3.024,0 12,6% 59,8% 25,7% 47,1% 26,9%

Histórico

Conclusão Toda essa adversa conjuntura setorial também deve afligir o desempenho da Tractebel neste ano, todavia, devido a sua estratégia de sazonalização, que alocou maior parte de sua geração na primeira metade do ano, acreditamos que os resultados do segundo semestre devem ser os mais afetados. Para os próximos anos, trabalhamos com significativa expansão de capacidade (chegando em 2019 com uma capacidade instalada 32% superior a 2015), de acordo com os projetos em desenvolvimento, com destaque para as fontes complementares (através do Complexo Campo Largo e Santa Mônica), seguida pela termelétrica (com a expansão de Ferrari e Pampa Sul). Já no crescimento da geração hidrelétrica, o destaque fica para a aquisição de Jirau, que deve ser repassada por sua controladora GDF Suez (que atualmente detém 40% de participação societária) assim que os maiores riscos forem minimizados. Por falar em riscos, atualmente Jirau enfrenta problemas judiciais, em função do atraso no cronograma de construção da usina, sendo que o grupo controlador do projeto alega que tal atraso decorre de questões ambientais, e jurídicas, além de greves. Assim, o grupo recorreu à justiça pedindo a isenção das multas e penalidades (como a necessidade de compra de energia no mercado spot para o cumprimento dos contratos) aplicadas em decorrência do respectivo atraso. A GDF só deve passar a usina para as mãos da Tractebel após a resolução desse imbróglio, dessa forma optamos por agregar seus 1.500 MW (que representa acréscimo de cerca de 20% sobre sua capacidade instalada total), respectivamente aos 40% da participação de sua controladora, apenas em 2017. Consideramos que a Tractebel deverá assumir a parcela da GDF no empréstimo junto ao BNDES, além de buscar novos empréstimos e utilizar caixa para realizar tal transferência. No total, a aquisição de Jirau deve ficar em torno de R$ 5 bilhões, valor este que, a nosso ver, será razoável. Ressaltamos que apesar desse robusto investimento se refletir numa redução de pay out nos próximos anos, a companhia deve continuar sendo uma boa pagadora de dividendos, mantendo yields atraentes.

TBLE3 x IBOVESPA – na base 100

Em suma, a Tractebel continua sendo uma das companhias mais sólidas do setor, com elevada taxa de crescimento, via expansão orgânica e inorgânica, boa governança corporativa e perfil mais defensivo. Contudo, entendemos que todos esses fatores já estão devidamente precificados, portanto, o baixo potencial de valorização de seus papéis reforça nossa recomendação de manutenção de seus ativos em bolsa. Bruno Piagentini (CNPI)

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