início de cobertura · resultados, sobretudo por conta do recente aumento de capital (r$ 350...

Tel.: (11) 3035 4141 | Fax: (11) 3814 0140 e-mail: [email protected]

www.coinvalores.com.br

Bruno Piagentini CNPI e-mail: [email protected]


Início de Cobertura

03

05

06

08

09

11

13

22

Índice

Conclusão

Sobre a Empresa

Segmento de Transmissão

Segmento de Geração

Situação Financeira

Tese de Investimento

Setorial

Valuation

Conclusão

niciamos a cobertura dos papéis da Alupar com visão positiva, pois além de características como resiliência operacional e robusta geração de caixa, a companhia também conta com interessante potencial de crescimento.

Nos próximos resultados da companhia, a área de geração deve ganhar destaque, a princípio pela recente entrada em operação do parque eólico Energia dos Ventos (ocorreu de forma integral no 2° trim/16), devendo reduzir expressivamente o custo com compra de energia daqui pra frente.

Até o final desse ano mais dois outros ativos devem entrar em operação, a PCH Morro Azul e a UHE La Virgen, ampliando sua capacidade instalada em cerca de 20% ante a capacidade registrada no 2° trim/16.

Sobre esse segmento ainda vale destacar que aproximadamente 97,9% de sua produção conta com contratos de longo prazo, fato que aliado à adesão de

boa parte de suas usinas a proposta que visa a repactuação do risco hidrológico, torna suas operações mais resilientes e previsíveis.

No segmento de transmissão trabalhamos com expansão de capacidade mais modesta ao longo dos próximos anos, pois não consideramos o maior projeto

licitado pela companhia, a Transnorte Energia – TNE,

tampouco a possibilidade de novas concessões.

A TNE encontra-se com pedido de recisão amigável do

contrato de concessão, uma vez que o empreendimento que deveria ficar pronto no próximo ano ainda não recebeu nem a licença ambiental e nem a recusa do mesmo pelo IBAMA. A resolução desse imbróglio parece longe do fim, e, diante das incertezas

sobre como e quando isso deve ocorrer optamos por não incorporar essa concessão em nossas projeções, tampouco uma possível indenização pelos investimentos já realizados, no caso da recisão do contrato.

Fora a TNE, a Alupar possui outros três projetos, que devem aumentar sua rede de transmissão em cerca de

8% até 2019.

Já o contexto setorial deve gerar novas oportunidades de expansão. Isso porque o volume de investimento necessário para a expansão e segurança do sistema de transmissão é grande (da ordem de R$ 10 bilhões por ano) e a nova equipe do Ministério de Minas e Energia e da ANEEL tem se empenhado em garantir a melhora

na taxa de sucesso dos próximos leilões.

Foi nesse sentido que o leilão previsto inicialmente para 02 de Setembro foi postergado para 23 de Outubro, sendo que próprio Ministro de Minas e Energia ressaltou que questões como os lotes oferecidos, receita e taxa de retorno devem ser revistas

a fim de aumentar a atratividade do mesmo.

I

Código em Bolsa ALUP11

Preço Alvo R$ 23,00

Potencial de Valorização

41,5%

Cotação em 22/Set R$16,26

Valor de Mercado

R$ 3.869,2 milhões

Free Float 38,9%

Valorização no Ano

em 12 meses 40,4% 26,5%

COTAÇÃO s/VPA

1,38

03

04

A Alupar pode se beneficiar desse contexto setorial, com melhor taxa de retorno e menor intervenção governamental, pois a companhia já se preparou financeiramente para tanto. Logo, possíveis novos empreendimentos ganhos no leilão de Outubro ou nos próximos leilões configuram potencial de valorização adicional para os negócios da companhia.

Em termos financeiros, a perspectiva é de que ocorra um movimento de desalavancagem nos próximos resultados, sobretudo por conta do recente aumento de capital (R$ 350 milhões) e venda de uma linha de transmissão no Chile (US$ 58 milhões). No entanto, a Alupar vem renegociando os covenants de suas

dívidas (dívida líquida/ EBITDA em 3,5x) no intuito de ampliar sua capacidade de investimentos diante da perspectiva de melhora setorial, tendo em vista que um índice dívida líquida/ EBITDA em até 5,5x seria mais adequado num momento de expansão de capacidade, especialmente em um setor com fluxo de caixa tão previsível.

No que tange a distribuição de proventos a perspectiva segue positiva. Mesmo adotando premissas mais conservadoras, com pay out próximo ao mínimo previsto em estatuto social, o dividend yield para os próximos anos se mostra bem interessante.

Dentre os principais riscos atrelados às suas operações destacam-se a possibilidade de mudanças regulatórias, novos problemas na obtenção de licenças ambientais e fim de benefícios fiscais, como aqueles relativos à SUDAM (Superintendência do Desenvolvimento da Amazônia) e SUDENE (Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste).

Em síntese, estamos diante de uma empresa que deve apresentar resultados sólidos ao longo dos próximos anos, com elevada margem operacional e boa perspectiva de retorno via proventos, além de estar bem colocada financeiramente para fazer frente às oportunidades de crescimento que surgirão na

medida em que tanto o contexto setorial quanto o macroeconômico apresentarem melhora. Adicionalmente, mesmo com a assunção de premissas bastante conservadoras, encontramos potencial de valorização bastante atrativo.

Indicadores de Múltiplos

Conclusão

Fonte: Projeções Coinvalores e Média Bloomberg

22,30 17,12 8,03

41,74

Média Setorial

Alupar Taesa Trans. Paulista

P/L 2016 (P)

12,72 7,38 8,49

22,28

Média Setorial


EV / EBITDA 2016 (P)

1,71 1,38

1,77 1,97

Média Setorial


Cot / VPA

om apenas 16 anos de atuação no setor elétrico, a Alupar já encontra-se entre as maiores empresas do segmento de transmissão de energia do Brasil, contando com 23 concessões, sendo uma no Chile, que somam 5.723 Km de linhas.

A companhia é a única transmissora listada que também atua no segmento de geração de energia elétrica e conta com diversificação geográfica internacional, por meio de oito concessões no mercado doméstico, uma no Peru e outra na Colômbia.

Importante destacar que todas essas 22 concessões no segmento de transmissão só vencem a partir de 2030, enquanto que na área de geração de energia o prazo para o primeiro vencimento é ainda mais extenso, a partir de 2034. Já as usinas de geração localizadas no Peru e na Colômbia

são de caráter vitalício.

Na bolsa paulista a empresa é uma das caçulas, realizou IPO em abril de 2013 levantando R$ 700 milhões, e tem como controlador o grupo Guarupart, da família Godoy Pereira.

Suas ações integram o nível II de Governança Corporativa e o Índice de Energia Elétrica – IEE (com participação de 6,7%), contando com um volume

médio de negociação de R$ 6,4 milhões .

05

C

Sobre a Empresa

Distribuição geográfica dos ativos da Alupar

Transmissão

Geração

Em implementação

Em operação

Fonte: Alupar.

1. Segmento de Transmissão

A companhia conta atualmente com 19 ativos operacionais no segmento de transmissão, que totalizam 4.950 quilômetros de linhas, o que equivale a uma taxa média de crescimento anual de 16,9% desde sua primeira concessão (2000).

Em termos de Receita Anual Permitida (RAP) a companhia mantém a liderança do mercado dentre as empresas de capital privado, com faturamento da ordem de R$ 1,3 bilhão.

A Alupar conta com alguns diferenciais importantes, que possibilitam a redução no risco de execução e o aumento do retorno dos projetos, como o CAPEX efetivo dos empreendimentos, que na média tem sido 10% inferior ao estimado pela ANEEL. Os índices de disponibilidade também apresentam bom desempenho, o que pode ser observado principalmente pelo índice que mostra o impacto da indisponibilidade das linhas na RAP, a “Parcela Variável” (PV), uma vez que a média da mesma até 2015 é de 0,41% na Alupar, ante os 0,92% registrados na média nacional.

No que tange à expansão, a companhia conta com quatro ativos em processo de implantação, que devem agregar cerca de R$ 281,6 milhões de RAP até 2019, crescimento de quase 20% ante a RAP de 2015.

O primeiro empreendimento a entrar em operação é a ELTE, que é composto por uma subestação e mais 38 km de linhas de transmissão e deve agregar uma RAP de R$ 34,3 milhões.

06

Sobre a Empresa

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Evolução da rede de transmissão da Alupar (em KM de linhas)

Fonte: Alupar. Elaboração: Análise Coinvalores

17%

25%

25%

22%

9% 2%

Alupar

Taesa

Estrangeiras

Eletrobras

Trans Paulista

Outros

Market Share da RAP das linhas leiloadas


O cronograma oficial prevê que o empreendimento deve entrar em operação em 2017, mas há a possibilidade de atrasos, haja vista a dificuldade na obtenção do licenciamento ambiental.

Outros dois projetos, ETAP e ETC, foram licitados no último leilão de transmissão (abril /2016) e devem entrar em operação em 2019. Esses dois empreendimentos (duas subestações + 20 km de linhas) devem adicionar R$ 77,7 milhões na RAP.

Para completar os ativos em implementação, vale destacar de forma mais detalhada o ativo de maior relevância em termos de potencial de expansão de capacidade, a Transnorte – TNE. Licitado em 2012, em parceria com a Eletronorte (49% de participação), o projeto deveria adicionar cerca de R$ 169,6 milhões de RAP a partir de 2017.

No entanto, a linha que liga Manaus (AM) a Boa Vista (RR) e é o último trecho necessário para a interligação de 100% do território nacional no

Sistema Interligado Nacional (SIN), ainda não começou a ser construída. O problema se deve principalmente a uma divergência entre o IBAMA e a FUNAI, que não chegaram à conclusão necessária para emissão da licença ambiental.

Com a obra extremamente atrasada e sem uma solução em vista, a Alupar pediu a rescisão amigável do contrato de concessão para a ANEEL, questão sem precedente no país.

Um estudo elaborado pela FGV dando conta dos investimentos já efetuados nessa concessão, principalmente para a construção da subestação, que diferentemente da linha já está em operação, aponta que no caso da

rescisão do contrato de concessão a indenização devida às controladoras seria da ordem de R$ 534 milhões. Todavia, a discussão a respeito da

rescisão, ou não, do contrato e das condições para tanto deve ser longa. A própria Alupar vislumbra que a solução deve ocorrer só no próximo ano.

Nesse contexto, optamos por não incorporar esse projeto específico em nossa projeção, tampouco o retorno do caixa provisionado para o projeto (cerca de R$ 150 milhões referente à participação da Alupar) ou o recebimento da indenização, em razão das inúmeras incertezas que dificultam o cálculo da probabilidade de cada um desses eventos ocorrer. Ou seja, por conservadorismo, não incluímos a adição de RAP referente aos 775 km de linhas da TNE, nem qualquer ressarcimento advindo da rescisão do contrato de concessão.

Portanto, ao invés do crescimento de 20% da RAP até 2019, incorporamos expansão de apenas 8%, conforme o cronograma de conclusão de cada um dos projetos.

Nesse segmento, vale destacar também que recentemente (13/08) a Alupar celebrou Contrato de Compra e Vendas de Ações para alienação da linha de transmissão no Chile, que controlava em parceria com a Cemig. Para a

conclusão da transação as empresas terão que cumprir certas condições

suspensivas previstas no contrato e a perspectiva é que o negócio seja fechado até o final de 2016.

Segundo a empresa, o objetivo da transação foi principalmente a “reciclagem de capital”, uma vez que o empreendimento já tinha apresentado o retorno esperado e há perspectiva de novas oportunidades de investimentos no mercado doméstico.

O impacto dessa alienação para os resultados da companhia devem ser pouco significativos, enquanto que o valor da venda foi atrativo (US$ 58,8 milhões referente à participação da Alupar), ficando acima das expectativas

iniciais da companhia. Incorporamos a saída dos resultados referente à Transchile e a respectiva entrada de capital no final desse ano.

07

Sobre a Empresa

1.2 Segmento de Geração

Ainda que a representatividade do segmento de geração seja menor em relação ao de transmissão, essa área conta com sólida perspectiva de crescimento, devendo agregar valores importantes aos resultados da Alupar.

O foco nessa área está voltado principalmente para usinas de pequeno e médio porte. Atualmente a companhia possui seis ativos em operação, sendo três Usinas Hidrelétricas (UHE), duas Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e um parque eólico, que somam 530,1 MW de capacidade instalada.

Todos os ativos de geração hídrica (431,4 MW de capacidade) em operação estão com 100% de sua energia alocada em contratos de longo prazo (primeiro vencimento é só em 2025), com preço médio ponderado de R$ 157,10 por MWh, ajustados anualmente pela inflação.

O desempenho desses ativos foi negativamente influenciado pela crise hídrica que afligiu o país no último ano, traduzindo-se num impacto de aproximadamente R$ 45 milhões no lucro líquido consolidado de 2015

(equivalente a 21,4% do mesmo). Nesse sentido, convém ressaltar que a companhia aderiu à proposta de repactuação do risco hídrico (MP 688 / Lei 13. 203 de 2015) no mercado regulado, medida na qual a empresa paga uma espécie de seguro para proteger sua geração de possíveis adversidades climáticas, tornando sua operação mais previsível e resiliente.

Nos ativos onde a energia está negociada no mercado livre, a companhia optou por não aderir à proposta, que nesse caso apresentava condições menos atrativas. Assim, suas operações ainda possuem exposição ao risco hídrico, em cerca de 20%.

Já o ativo de geração eólica, Energia dos Ventos, que é composto por cinco parques eólicos, entrou em operação no 2° trim/16, adicionando 98,7 MW de capacidade instalada. Cerca de 89% dessa energia também possui

contratos de longo prazo (até 2035) por um preço médio de R$ 142,50 por MWh, enquanto que os outros 11% devem ser negociados no mercado de curto prazo, pois assim servem como proteção contra eventuais déficits pontuais de geração, o que é comum em fontes intermitentes como a eólica.

Importante lembrar que a entrada integral em operação desse empreendimento estava prevista para o 1° trim/16 e como isso ocorreu

efetivamente no 2° trim/16, houve a necessidade de compra de energia no mercado de curto prazo, impactando negativamente o desempenho da Alupar até o 1° Sem/16. Por conta disso, o custo com compra de energia deve apresentar significativa queda ao longo do segundo semestre.

No que tange à expansão, a Alupar conta com quatro ativos, uma UHE e três PCHs, que estão em fase de construção e devem adicionar cerca de 30% (157,2 MW) de capacidade instalada, até 2018, ante a capacidade registrada

no final do 1° Sem/16. Como esses empreendimentos tem características distintas vale detalhar separadamente cada um deles:

08

Sobre a Empresa

68

179 179 179

347

431

634 634 687

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016e

2017e

2018e

Evolução da Capacidade Instalada de Geração (em MW)


a) PCH Morro Azul. O ativo localizado na Colômbia, onde as concessões são vitalícias, deve adicionar 20,2 MW de capacidade no 3° trim/16 (final de setembro). Toda sua energia está contratada até 2026 por um preço médio de R$ 205 por MWh até 2021 e de R$ 224 até 2026 (levando em consideração a cotação do peso colombiano no final de agosto), valores que devem ser atualizados mensalmente pela inflação colombiana.

b) UHE La Virgen. Localizado no Peru, onde as concessões também são

vitalícias, a hidrelétrica tem início das operações previsto para novembro deste ano. A capacidade instalada do empreendimento é de 84 MW (referente à participação de 65% da Alupar) e apenas 20,3% de sua energia está contratada, por três anos.

A receita desse contrato é em dólares norte-americanos, assim como o reajuste é anual pela principal inflação norte americana (CPI).

Os outros 79,9% de energia devem ser negociados no mercado de curto

prazo do Peru, pois os preços de energia elétrica caíram bastante por lá nos últimos anos, devido ao grande crescimento na exploração de gás. Por isso, a companhia deve negociar essa parcela no curto prazo até que surja melhores condições para a negociação de contratos de médio/ longo prazo.

c) PCH Verde 08 e Antônio Dias. Ambos os projetos, localizados em Goiás e em Minas Gerais, devem entrar em operação em 2018, adicionando 30 MW e 28 MW respectivamente. A PCH Verde conta com 70% de sua energia

contratada por R$ 152,80 por MWh, enquanto que a Antônio Dias tem contratação de 50,4% , com preço médio de R$ 162,20 por MWh. Esses valores tem como base o ano de 2015 e devem ser reajustados anualmente

pelo IPCA, ao longo dos 30 anos de contrato.

Fora esses projetos em construção, a Alupar também desenvolve estudos

de potenciais 3.000 MW de expansão. Contudo, só consideramos em nosso modelo os projetos que se encontram em fase de implementação, pois não

há informações suficientes para incorporar alguma parcela desses 3.000 MW potenciais.

Para o montante de energia ainda não contratado, por critério de conservadorismo, utilizamos como referência a projeção da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para o preço no mercado de curto prazo neste e no próximo ano, que estão próximo ao valor mínimo determinado pela ANEEL.

1.3 Situação Financeira

A Alupar mantém sólida situação financeira, com dívidas de baixo custo e alavancagem controlada.

No 2° trim/16 a companhia apresentou dívida líquida de R$ 3,9 bilhões, equivalente a 2,8 vezes o EBITDA dos últimos 12 meses, mostrando

significativa redução da alavancagem frente aos 3,4x registrados no final de 2015.

A perspectiva é de que nos próximos trimestres esse índice fique ainda mais baixo, por conta do recente aumento de capital, da ordem de R$ 350 milhões e recente venda da Transchile, pelo valor de US$ 58,8 milhões, conforme já mencionado.

Esse movimento de desalavancagem é importante porque dá fôlego para a companhia aproveitar oportunidades de expansão que devem surgir mais adiante. E é justamente nesse sentido que a Alupar vem renegociando os covenants de dívida, atualmente em 3,5x dívida líquida/ EBITDA, pois diante

da melhora setorial, a companhia entende que é o momento adequado para expandir sua capacidade e, portanto, uma alavancagem de até 5,5x seria aceitável (ainda que seja muito superior a média do setor, cujo índice geralmente é menor do que 2,5x).

09

Sobre a Empresa

Em relação à composição do endividamento, a maior parte advém da emissão de debêntures de infraestrutura e de empréstimos concebidos junto ao BNDES, proporcionando um custo médio relativamente baixo (no 2° trim/16 o custo médio foi 70,6% do CDI).

Com relação à exposição à moeda estrangeira, convém mencionar que a totalidade dessa dívida está associada aos projetos de geração no Peru e na Colômbia, que estão em fase final de implementação.

Já o cronograma de amortização pode suscitar alguma cautela a princípio, pois mais de 35% dos empréstimos vencem até o final de 2017.

No entanto, boa parte dessa dívida de curto prazo se refere a empréstimos

pontes concebidos junto ao BNDES, que devem ser rolados na medida em

que a implementação dos projetos forem evoluindo, sendo que boa parte desses já estão em negociação. Retirando esses valores do curto prazo, o volume dos vencimentos até 2017 cai para menos de 20%.

Outro aspecto que merece destaque é a indexação (atualmente 40% é indexado ao IPCA e 60% ao IGPM) e previsibilidade de suas receitas, além de elevadas estáveis margens (margem EBITDA em torno de 80%), características inerentes ao setor de transmissão e geração.

A distribuição de proventos também ganha destaque nesse contexto. Nos últimos três anos a companhia manteve pay-out médio próximo a 100%, principalmente por conta de um acordo realizado no IPO, onde a empresa

se comprometeu a distribuir R$ 350 milhões em dividendos nos três primeiros anos. Todavia, vislumbramos que o fim dessa obrigação aliada às oportunidades que devem surgir mais adiante pode levar a redução no

montante destinado à distribuição de proventos e por isso projetamos pay out de 55% (próximo ao mínimo previsto no estatuto social que é de 50%).

Porém, mesmo diante dessa possível redução, o dividend yield para os próximos anos segue bastante atrativo.

10

Sobre a Empresa

10,1%

10,2%

20,9%

31,8%

26,9%

Pré Fixada

Outras Moedas

IPCA

CDI

TJLP

534,1

679,3

872,4

497,9

395,1 464,3

350,4

1.205,9

Caixa até dez/16 2017 2018 2019 2020 2021 após 2021

Composição da Dívida por Indexador

Cronograma de Amortização da Dívida



11

Sobre a Empresa

1.4 Tese de Investimento

A Alupar conta com interessantes características, tais como a resiliência operacional e geração de caixa robusta e previsível, que são inerentes ao seu setor de atuação, além de sólida perspectiva de expansão de capacidade no médio prazo.

A significativa redução dos custos no segmento de geração, em razão da

repactuação do risco hídrico e da entrada em operação de todos os ativos do parque de Energia dos Ventos, deve levar a melhores resultados e recuperação de margens ao longo desse ano.

Ademais, a entrada em operação de Morro Azul e La Virgen ao longo do 2° Sem/16 também devem impulsionar a geração de caixa da companhia, fato que aliado à entrada em operação de três empreendimentos de transmissão, sem considerar o mais expressivo deles, a TNE, conforme já

mencionado, deve compensar parcialmente a redução de 50% na RAP das linhas de transmissão que foram licitadas até 2006 (12 concessões que correspondem por mais de 70% de sua RAP atual).

Essa queda de 50% na RAP traz impacto principalmente entre 2019 e 2020, já que dois de seus maiores empreendimentos sofrem o corte de receita nesse período, pressionando a margem bruta nos dois últimos anos de nossa projeção.

Ainda que o atual contexto setorial suscite boas perspectivas com relação à possibilidade de expansão, sobretudo no segmento de transmissão, não incorporamos esse potencial em nosso modelo. Pois, mesmo com a

companhia estando empenhada em expandir sua capacidade e tendo condição operacional e financeira suficiente para tanto, não há informações que viabilizem a inserção de novos projetos.

Logo, a possibilidade de melhora setorial e da Alupar se beneficiar desse cenário, por meio de novas concessões, representa um potencial adicional de valorização para seus papéis.

Com relação aos riscos, destacamos questões como a possibilidade de mudança regulatória e ingerências governamentais no longo prazo, além da possibilidade de novos atrasos, pela dificuldade na obtenção de licenciamentos ambientais.

Outro risco que vale destacar, diz respeito à possibilidade de extinção de alguns benefícios fiscais, com destaque para o SUDAM e SUDENE, que possibilitam a redução de até 75% no Imposto de Renda e são utilizados atualmente em sete concessões de transmissão, o equivalente a 31,8%, enquanto que há outras três solicitações em andamento.

Todavia, para mitigar, ainda que parcialmente, esse risco consideramos que os benefícios com vencimento no médio prazo (três concessões perdem o

benefício até 2020) não serão renovados, além de não incorporarmos os benefícios que estão em andamento e podem ou não entrar em vigor. Logo, aumentamos gradativamente a taxa efetiva de impostos a ser paga pela companhia ao longo dos próximos anos.

A análise de SWOT apresentada no próximo quadro sintetiza bem nossa visão a respeito das operações da Alupar.

Além da percepção positiva em termos de fundamentos e oportunidades, o valuation da empresa também se mostra atrativo, tanto pelo interessante up side e dividend yield quanto pelo risco relativamente baixo. Duas análises de sensibilidade ilustram bem esse contexto.

Na primeira delas verificamos o impacto de variações no custo da dívida e da inflação sobre o preço alvo (12 meses) e mesmo no contexto mais adverso, onde os indicadores excedem em três pontos percentuais nosso cenário base (IPCA em 7,45% e custo da dívida em 9,9%) ainda há um potencial de valorização de 40,1%. Na análise de sensibilidade que avalia os impactos da variação na perpetuidade (g) e no WACC o resultado também merece destaque, pois no pior cenário analisado o risco é de um downside de apenas 2,3%, enquanto que no melhor cenário a up side chega a quase

200%.

Análise de Sensibilidade do Preço Alvo.

Análise de Sensibilidade do Preço Alvo

12

Sobre a Empresa

WACC

8,8% 9,8% 10,8% 11,8% 12,8%

Pe

rpe

tuid

ade

0,0% 15,68 15,39 15,11 14,84 14,57

0,5% 16,89 16,59 16,30 16,01 15,73

1,5% 19,81 19,49 19,17 18,86 18,55

2,5% 23,69 23,33 23,00 22,65 22,31

3,5% 29,08 28,67 28,27 27,88 27,49

4,5% 37,04 36,56 36,09 35,63 35,17

5,5% 50,05 49,45 48,86 48,28 47,71

Custo da Dívida

7,9% 8,9% 9,9% 10,9% 11,9% In

flaç

ão (

IPC

A)

4,5% 23,49 23,36 23,22 23,08 22,95

5,5% 23,42 23,28 23,14 23,01 22,87

6,5% 23,34 23,20 23,07 22,93 22,80

7,5% 23,26 23,13 23,00 22,86 22,73

8,5% 23,19 23,05 22,92 22,79 22,66

9,5% 23,11 22,98 22,85 22,72 22,58

10,5% 23,04 22,91 22,77 22,64 22,51

13

malha de transmissão pode ser considerada elemento central para a eficiência do planejamento e operação do sistema elétrico, pois além de conduzir energia, a rede de transmissão permite a otimização do sistema, por meio da exploração das vantagens comparativas de cada região, e aumenta a confiabilidade do mesmo ao integrar todos os recursos

disponíveis.

Atualmente, o Brasil possui uma das maiores “Redes Básica” de transmissão (instalações com tensão igual ou superior a 230 KV) do mundo, com mais de 98,3% da energia requerida no país sendo agregada no Sistema Interligado Nacional – SIN, que conta com mais de 123,6 mil quilômetros de linhas de transmissão.

Tanto as linhas já existentes quanto os empreendimentos em construção e

todo o sistema (complexos e centros de carga) existente no final de 2015 podem ser verificados na figura ao lado.

Contudo, mesmo diante desse sistema relativamente robusto, ainda é necessário expressivo investimento para a ampliação e reforço da rede de transmissão ao longo dos próximos anos.

Segundo o Plano Decenal de Energia (base 2014), os investimentos em transmissão entre 2015 e 2024 devem chegar a R$ 107,8 bilhões, sendo

que cerca de 35% desse valor se referem a empreendimentos já concessionados até o final de 2014, enquanto que os outros 65% ainda devem ser licitados.

Dentre os motivos que tornam imprescindível a realização desses investimentos ao longo dos próximos anos, destacamos:

Figura 1. Mapa do Sistema Interligado Nacional horizonte 2015.

A

Setorial

Fonte: Operador Nacional do Sistema – ONS. Elaboração: Análise Coinvalores

14

a) O aumento da participação de fontes renováveis, com destaque para as eólicas e hidrelétricas a fio d’água, na matriz elétrica brasileira. A dependência de fatores exógenos, como as condições climáticas, torna essas fontes intermitentes, ou seja, sujeitas a maior volatilidade e até

mesmo a interrupções na produção, o que eleva a necessidade de um robusto sistema interligado, via linhas de transmissão.

b) A perspectiva de maior disparidade entre a capacidade instalada de geração e a demanda de cada região. De acordo com o Plano Decenal de Energia a região sudeste/ centro - oeste deve continuar sendo o maior centro consumidor do país ao longo dos próximos anos, correspondendo por aproximadamente 58% da demanda doméstica, enquanto que a

capacidade instalada de produção deve crescer mais nas regiões norte e nordeste no mesmo período.

c) Por fim, o motivo mais conhecido e debatido pela mídia/ mercado, a questão dos atrasos nos empreendimentos em construção, que coloca em risco a capacidade de todo o sistema e gera ineficiências, ao não possibilitar a exploração de todas as fontes disponíveis.

Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), até o final de agosto de 2016, cerca de 65% de todas as obras de expansão na rede de transmissão estão com o cronograma atrasado. Entendemos que existem dois principais motivadores de tais atrasos: (i) O aumento da dificuldade para a obtenção de licenças ambientais; e (ii) a delicada situação financeira de determinadas companhias.

Em 2015 o tempo médio para a obtenção de tais licenças foi de quase um ano corrido (353 dias), ou seja, mais de um terço do tempo estimado (em

média três anos) é gasto com questões burocráticas, que fogem do controle e gestão das companhias.

Setorial

8,5%

16,1%

58,0%

17,4% 21,9% 22,0%

42,4%

13,5%

Norte Nordeste Sudeste/ Centro- Oeste Sul

Consumo

Produção

Capacidade Instalada e Consumo estimado para 2024 por Região

584 645 625 638

708

210

283 238

393 390

2011 2012 2013 2014 2015

Prazo Legal

Atraso

Tempo Médio de execução dos Empreendimentos (em dias)

Fonte: Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Elaboração: Análise Coinvalores.

Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL. Elaboração: Análise Coinvalores

15

Já no tocante à situação financeira das empresas, destacam-se principalmente dois pontos que levaram a tal condição (de atrasos).

O primeiro deles diz respeito aos elevados deságios registrados nos leilões realizados entre 2003 e 2012, puxados principalmente pelo lance

de estatais, o que explica a maior dificuldade financeira para a execução dos projetos.

Os dados da ANEEL ilustram bem esse contexto. Algumas subsidiárias da Eletrobrás, como a Eletronorte, Chesf e Eletrosul arremataram lotes com deságio superior a 50%, frente à Receita Anual Permitida máxima estipulada pela ANEEL. No leilão de 2007 o deságio médio atingiu excepcionais 54,8%.

Já o segundo motivo está relacionado com a renovação antecipada das concessões em setembro de 2012, por meio da MP 579 (posteriormente convertida na Lei 12.783/12), episódio que levou à descapitalização de grandes transmissoras e ainda não chegou ao fim.

O regime adotado na renovação antecipada foi o “Regime de Operação e Manutenção”, onde as concessões vincendas até 2017 foram renovadas

por mais trinta anos, sendo remuneradas apenas pelo custo de operação e manutenção das respectivas redes. Com isso a RAP das transmissoras sofreu queda de cerca de 70%, segundo cálculos da Associação Brasileira das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica – ABRATE, conforme apresentado na tabela a seguir.

Setorial

64%

29%

7%

Atrasados

Normal

Não informado/ Adiantado

Situação das obras de Transmissão em andamento

1,9% 0,4%

9,8%

39,2% 40,6%

43,3%

50,3% 54,8%

20,3% 24,8%

47,3%

33,6%

21,0%

9,5% 10,2%

2,0% 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Deságio Médio nos leilões de Transmissão



16

Comparação da RAP (R$ mm) antes e depois da MP 579 (2012)

Como contrapartida a essa redução, as empresas deveriam receber uma indenização pelos ativos que ainda não tinham sido totalmente

amortizados na época, que ficaram conhecidos como RBSE (Rede Básica do Serviço Existente). No entanto, a elevada dificuldade e divergência para o cálculo fez o problema se arrastar até os dias de hoje.

Recentemente foi divulgado pelo Ministério de Minas e Energia que as indenizações serão pagas a partir do reajuste tarifário de 2017, por meio da incorporação desses ativos na base de remuneração regulatória ao longo de oito anos. Mas, esse modelo ainda deve passar por audiência

pública, onde certamente vai enfrentar contestações, uma vez que transfere o pagamento para todos os consumidores do SIN, impactando expressivamente as tarifas.

Setorial

RAP antes da

MP

RAP após a

MP ∆%

CEEE 509 179 -64,8%

Celg 45 17 -62,2%

Chesf 1.401 524 -62,6%

Copel 313 117 -62,6%

CTEEP 2.208 522 -76,4%

Eletronorte 1.115 280 -74,9%

Eletrosul 920 411 -55,3%

Furnas 2.308 637 -72,4%

Total 8.819 2.687 -69,5%

2. 1 O modelo de Concessão

Somente após a reestruturação do setor elétrico brasileiro (1995) o setor de transmissão passou a ter expansão relevante. Isso porque antes da reestruturação apenas empresas comandadas pela Eletrobras tinham permissão para construir linhas de transmissão interestaduais e desde 1980

essas empresas tiveram sua capacidade de investimentos tolhida pela delicada situação macroeconômica do país.

A partir de então a combinação entre planejamento centralizado e leilões tem contribuído para o relativo sucesso na expansão da rede de transmissão. Desde 1999, quando houve de fato a mudança na estrutura do setor com início dos leilões, até o final de 2015 a extensão total do sistema (em KM de linhas) mais do que dobrou. A taxa média anual de crescimento também

mostrou significativa melhora, saindo de 1,3% no período 1995-1998 para 4,6% entre 1999-2015.

45.000

55.000

65.000

75.000

85.000

95.000

105.000

115.000

125.000

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Expansão das malhas de transmissão – em KM de linhas

Pré – reestruturação

Fonte: Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Elaboração: Análise Coinvalores

Fonte: ABRATE. Elaboração: Análise Coinvalores

17

Setorial

a) leilões de 1999 até novembro de 2006, onde a Receita Anual Permitida é ajustada anualmente pelo IPCA ou pelo IGP-M sofrendo redução de 50% a partir do 16° ano de operação;

b) leilões a partir de novembro de 2006, onde a RAP é ajustada anualmente pelo IPCA e que está sujeita a revisão tarifária periódica a cada cinco anos, onde são revisados pontos como o custo de capital e custo de operação.

2.2 Os Leilões de Transmissão

Os leilões de transmissão são precedidos pela publicação de relatórios técnicos, com destaque para o planejamento divulgado pela EPE, conforme

mencionado acima, e por editais que contam com a estimativa dos custos e investimentos, de responsabilidade da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.

Podem participar dos leilões tanto empresas de capital nacional quanto estrangeiro e fundo de investimentos (seja individualmente ou em consórcios), desde que sejam atendidas determinadas exigências de pré-qualificação jurídica, técnica, econômico-financeira e de regularidade fiscal.

No entanto, a licitação é realizada de forma inversa, ou seja, só depois de sua realização e da divulgação das propostas vencedoras é que ocorre o juízo de habilitação.

Atualmente os leilões são conduzidos pela BM&F Bovespa, em modelo híbrido, que tem como objeto de lance a Receita Anual Permitida (RAP) máxima determinada pela ANEEL, sendo válidos lances iguais ou inferiores aos estabelecidos (deságio maior ou igual a zero).

O Plano Decenal de Energia, elaborado anualmente pela Empresa de Pesquisa Energética (vinculada ao Ministério de Minas e Energia) desde 2004, serve como principal referência para a expansão integrada da geração e transmissão de energia elétrica nos próximos dez anos. A EPE

também divulga o Programa de Expansão da Transmissão (PET) que conta com um maior detalhamento sobre a expansão necessária nos próximos quatro anos. Logo, as transmissoras não podem decidir quais linhas devem ser construídas e / ou ampliadas.

Já o responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de transmissão, bem como de geração, é o Operador Nacional do Sistema – ONS, que deve garantir a possibilidade de livre conexão e uso do

sistema de transmissão, intermediando os contratos entre usuários e as transmissoras, enquanto que as concessionárias são responsáveis pela construção, manutenção e disponibilidade das linhas e equipamentos de transmissão, tendo que disponibilizar suas instalações para que o ONS otimize o sistema, de forma a garantir o fornecimento a todos os agentes com o menor custo possível.

Portanto, existe uma espécie de sistema de aluguel, onde as

concessionárias disponibilizam os ativos de transmissão para o condomínio (controlado pelo ONS) e em troca recebem uma receita anual (paga por todos os usuários integrantes do Sistema Interligado Nacional), que independe da demanda ou nível de utilização, sendo afetada apenas em caso da concessionária não atender as exigências de disponibilidade das linhas, conforme definido em contrato.

Com relação à Receita Anual convém destacar que houve uma mudança

regulatória em novembro de 2006 que decompõe as concessões em dois blocos (ambos com prazo de concessão de trinta anos):

18

Setorial

A primeira fase do leilão é composta pela entrega de envelopes lacrados, que serão abertos simultaneamente, com os primeiros lances. Se o lance com maior deságio sobre a RAP tiver uma diferença superior a 5% ante a segunda melhor proposta, o lance se consagra vencedor e o leilão é

encerrado. Caso contrário, o leilão passa para segunda fase, onde são iniciados lances a viva voz até que um lance não seja mais coberto por outro.

Dentre as características dos leilões de transmissão vale destacar também a questão do lote. Um lote pode ser composto por um empreendimento ou por um conjunto de instalações, sendo que vários lotes podem ser leiloados no mesmo processo licitatório, onde é assinado um contrato (de

conhecimento público) para cada uma dessas respectivas instalações, com as especificações técnicas e financeiras necessárias para prestação do serviço.

Além disso, as informações técnicas preliminares sobre a RAP de cada instalação e o modelo de impostos e encargos a que a atividade está submetida são divulgadas com antecedência pela ANEEL, por meio de edital público. Mas o leilão também conta com informações privadas,

como a estimativa do custo de implantação, e aí os agentes já inseridos no mercado levam vantagem, pois já contam com expertise para calcular esse custo de implantação e para analisar a viabilidade de cumprir o cronograma proposto, o que envolve a necessidade de uma avaliação apurada sobre os custos de mão de obra, de materiais e custos patrimoniais (em caso de indenização dos terrenos nas áreas de instalação), além de estimativas de custos e prazos para a obtenção de licenciamento ambiental e uma série de outros aspectos.

Fluxograma: Processo de licitação dos empreendimentos de transmissão


19

Setorial

2.3 Contexto Atual e Perspectivas

Diante da iminente necessidade de expansão e reforço na malha de

transmissão e da “descapitalização” de empresas com relevante participação no setor fica claro que os desafios não são desprezíveis.

Segundo o Plano Decenal de Energia (base 2014), de acordo com os empreendimentos de geração em fase de construção, a rede de transmissão precisa crescer a um ritmo anual de 6,2% até 2024, bem superior a taxa média de crescimento anual de 4,6% vista até 2015.

Assim, as linhas de transmissão devem atingir 211.614 quilômetros em

2024, expansão de 71,1% ante a malha existente em 2015, conforme pode ser observado no gráfico a seguir, demandando mais de R$ 10 bilhões de investimentos ao ano.

Entretanto, o resultado dos últimos leilões suscita cautela com relação ao sucesso desse plano. De acordo com a ANEEL, o número de lotes licitados caiu pela metade entre 2008 e 2016, enquanto que o volume de lotes vazios, ou seja, sem interessados, inexistente antes de 2010, passou a

atingir valores expressivos. Em outras palavras, a taxa de sucesso dos leilões vem caindo gradativamente desde 2010, chegando a ser inferior a 40% em 2015.

É nesse contexto que a ANEEL vem reavaliando algumas métricas importantes, como por exemplo, o prazo médio de construção, a RAP e o WACC regulatório (que neste caso é tido como similar à taxa interna de retorno) dos projetos.

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

220.000

2014 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e 2021e 2022e 2023e 2024e

Expectativa de expansão das linhas de Transmissão

2 7 7 8 7 13 7 24 7 28 19 19 23 20 24 13 11 14

1

1 3

10

10

17

10

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Lotes Vazios

Lotes Negociados

Deságio Médio

Resultados dos leilões de Transmissão

Fonte: Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Elaboração: Análise Coinvalores


20

Setorial

No primeiro leilão realizado neste ano (em abril) a ANEEL já aumentou a taxa média de retorno de 8,5% para 9,5%, valor expressivamente maior que os registrados até 2014, conforme mostrado no gráfico a seguir. Essa mudança, que acarretou em um aumento médio de 11% nas RAPs, foi

recomendada pelo Tribunal de Contas da União – TCU a fim de adequar a taxa as novas condições de mercado, com ênfase para o aumento no custo médio de financiamento.

Nesse sentido, a ANEEL postergou o 2° Leilão de Transmissão que estava marcado para 02 de Setembro para 23 de Outubro, a fim de torna-lo mais atrativo. Dentre as questões que devem ser revistas, Eduardo Azevedo, secretário do Mistério de Minas Energia, destaca a relação dos lotes que serão incluídos no leilão e a possibilidade de haver novo aumento nas RAPs. Além disso, o prazo médio para construção também está em jogo para ser

reavaliado, haja vista a dificuldade que tem sido registrada para o cumprimento do cronograma.

Essa postura mais técnica e pró-mercado da nova equipe do MME e da ANEEL aliada a provável reavaliação das métricas para os próximos leilões corrobora melhores perspectivas para o setor.

Ademais, no curto/ médio prazo outras duas questões distintas e exógenas contribuem para um cenário mais favorável, sendo:

a) A expectativa de menor concorrência e menor deságio necessário para levar os lotes, haja vista que as estatais que puxavam o mesmo não têm mais fôlego financeiro para tanto, enquanto que grandes empresas de capital privado não devem investir em expansão da capacidade até que a questão da indenização dos ativos seja de fato concluída.

Assim, a maior concorrência nos próximos leilões deve vir de empresas estrangeiras, sobretudo as chinesas, que tem mostrado bastante interesse no setor elétrico. Todavia, essas companhias também podem ser vistas como parceiras estratégicas, uma vez que já demonstraram que não necessariamente visam o controle acionário dos projetos e que possuem acesso a condições mais atrativas de financiamento.

11,0%

9,4%

7,7% 7,7% 7,5% 7,1%

6,6% 6,0%

5,6% 5,0%

4,6%

5,6%

8,1%

9,8%

8,5%

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

1°/

2016

2°/

2016

WACC nos últimos leilões


Mesmo diante dessa melhora na remuneração, o sucesso do leilão foi de apenas 58,3%, o que mostra que ainda há a necessidade de rever

algumas condições.

21

Setorial

b) A expectativa de queda na taxa de juros. Primeiramente porque a redução dos juros contribui para a redução no custo de financiamento dos projetos. Mas, além desse motivo mais evidente, há também uma certa comparação realizada usualmente por investidores, que avaliam o

retorno de ativos de renda fixa versus a expectativa de retorno das ações pertencentes ao segmento de transmissão.

Essa relação pode não fazer muito sentido quando tratamos da grande maioria dos papéis negociados em bolsa, entretanto, a combinação única de características de resiliência operacional, previsibilidade, indexação, boa e recorrente distribuição de proventos e risco relativamente baixo, inerentes ao setor de transmissão, propícia certa analogia entre ambos.

Portanto, a menor rentabilidade nos títulos públicos deve deixar os investidores mais propensos a investir em ações defensivas.

Por fim, mas não menos importante, a longo prazo também há elementos que suscitam boas perspectivas, onde destacamos principalmente a possibilidade da ANEEL rever de forma mais efetiva a questão dos leilões. Segundo o próprio diretor da instituição, Tiago Côrrea, um assunto que vem sendo estudado e deve ser colocado em pauta, quando os problemas mais urgentes forem sanados, é a possibilidade dos empreendimentos começarem

a ser licitados após os mesmo já contarem com licença ambiental, ao menos com a licença prévia.

Tendo em vista que esse modelo já é viável e bem sucedido no setor de geração, é possível que o assunto venha à tona no médio prazo e se concretize mais adiante, tornando os riscos inerentes ao segmento significativamente menor.

Trajetória recente e projeção para Selic (final do período)

Fonte: LCA Consultoria e Análise Coinvalores. Elaboração: Análise Coinvalores

10,75% 11,0%

7,25%

10,0%

11,75%

14,25% 13,75%

11,50

10,0% 10,0%

6%

7%

8%

9%

10%

11%

12%

13%

14%

15%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016e 2017e 2018e 2019e

2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e

Ativo Circulante 1.070,2 1.087,4 917,8 1.009,6 1.124,0 1.179,0

Disponível 719,2 732,4 555,8 646,8 758,8 812,0

Clientes 182,7 183,9 189,4 188,5 189,1 188,9

Estoque 0,5 1,6 1,2 1,1 1,1 1,2

Outros 167,8 169,6 171,4 173,2 175,0 176,8

Realizável a LP 91,1 92,1 93,1 94,1 95,0 96,0

Permanente 7.115,7 7.257,2 7.585,0 7.915,9 8.250,1 8.592,7

Total do Ativo 8.277,1 8.436,7 8.595,9 9.019,5 9.469,1 9.867,7

2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e

Passivo Circulante 1.927,0 1.742,6 1.528,6 1.517,6 1.643,6 1.627,5

Fornecedores 341,6 343,0 353,4 352,4 352,3 352,3

Financiamentos 1.112,9 827,9 537,8 485,5 598,8 537,9

Dividendos 150,8 130,6 151,7 151,8 150,0 154,4

Outros 321,8 441,1 485,6 528,0 542,4 582,9

Exigível LP 3.653,1 3.123,6 2.888,5 2.714,8 2.437,0 2.232,7

Patrimônio Líq. 2.697,0 3.570,5 4.178,8 4.787,1 5.388,5 6.007,5

Total do Passivo 8.277,1 8.436,7 8.595,9 9.019,5 9.469,1 9.867,7

2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e

Receita Líquida 1.416,6 1.572,4 1.750,6 1.737,4 1.717,4 1.791,5

CPV (366,8) (348,8) (368,5) (377,4) (389,1) (411,4)

Desp. Operacionais (94,0) (123,7) (131,3) (137,0) (142,8) (149,2)

EBITDA 1.132,7 1.281,1 1.441,6 1.426,4 1.401,8 1.460,5

Margem EBITDA % 80,0% 81,5% 82,3% 82,1% 81,6% 81,5%

Res. Financeiro Líquido (427,7) (291,6) (297,4) (232,4) (194,2) (182,9)

Equiv. Patr. e Outros (275,1) (401,1) (467,7) (467,0) (460,8) (473,9)

Impostos (83,3) (169,7) (209,7) (247,6) (257,7) (293,5)

Lucro Líquido 169,7 237,4 275,9 275,9 272,8 280,7

Projeção do Balanço Patrimonial – R$ Milhões

Projeção das Demonstrações de Resultados Sintéticas – R$ Milhões

2015 2016e 2017e 2018e 2019e

EBITDA 1.281,1 1.441,6 1.426,4 1.401,8 1.460,5

Δ Capital de Giro 2,0 7,3 2,0 1,3 2,3

(=) Fluxo de caixa da atividade 1.283,1 1.448,8 1.428,4 1.403,1 1.462,8

(-) IR e CS (55,7) (169,7) (209,7) (247,6) (257,7)

(-) Investimentos (495,0) (502,2) (517,0) (532,6) (553,4)

(-/+) Outras Movimentações 187,9 0,0 0,0 0,0 0,0

(=) Fluxo de Caixa Operacional 920,3 776,9 701,6 622,8 651,7

WACC 10,76% 9,56% 8,58% 8,38% 8,66%

Despesas Financeiras (1.571,1) (1.263,7) (875,7) (790,7) (912,1)

(=) Fluxo de Caixa Acionista (587,8) (440,2) (138,3) (137,9) (225,3)

Projeção dos Fluxos de Caixa Operacional – R$ Milhões

22

Por Dentro dos Números

61,1% 14,0%

24,9%

Guarupart (fundo da família Godoy Pereira)

FII - FGTS

Outros/ Free Float

23

Valor Econômico – R$ Milhões

NPV do Free Cash Flow R$ 2.859,6 milhões

Último free cash flow projetado R$ 651,7 milhões

Número de anos projetados 5

Crescimento (g) 2,5%

Perpetuidade R$ 10.587,6milhões

NPV – Perpetuidade R$ 6.823,1milhões

(=) NPV Perpetuidade + S NPV Free Cash Flow R$ 9.682,6 milhões

(-) Dívida Líquida R$ (3.935,1) milhões

(+/-) Ajustes Diversos R$ 9,3 milhões

(=) Valor da Empresa R$ 5.756,8 milhões

Número de Ações (em mil) 250.295

Cotação em 19/Set/16 (por ação) R$ 16,26

Target Price (em R$ / ação) R$ 23,00

Potencial de Valorização 41,5%

Valor de Mercado R$ 3.869,2 milhões

Gráfico de ALUP11 x Ibovespa na Base 100


Fonte: Economatica

Composição Acionária:

Volume diário de Negociação e Aluguel de ações

Fonte: Economatica

24

Múltiplos de Mercado 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e

COT/VPA Projetado 1,5 1,1 1,0 0,8 0,7 0,7

EV/EBITDA 6,4 7,4 4,7 4,5 4,4 4,0

EV/FCFE -x- -x- -x- -x- -x- -x-

EV/Vendas Líquidas 6,1 5,0 4,2 4,1 4,0 3,7

Preço/EBIT 4,2 3,7 3,2 3,3 3,4 3,3

Preço/EBITDA 3,5 3,1 2,8 2,8 2,9 2,8

Preço/Lucro 23,7 16,9 14,6 14,6 14,7 14,3

Preço/Vendas Líq. 2,8 2,6 2,3 2,3 2,3 2,2

Indicadores

Gerais 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e

Dividend Yield -x- 3,2% 3,8% 3,8% 3,7% 3,8%

Dividendo p/ação R$ -x- 0,52 0,61 0,61 0,60 0,62

Dividendos R$ MM -x- 130,59 151,73 151,75 150,03 154,40

LPA em R$ 0,68 0,95 1,10 1,10 1,09 1,12

Pay Out -x- 55,0% 55,0% 55,0% 55,0% 55,0%

VPA em R$ 10,78 14,27 16,70 19,13 21,53 24,00

Endividamento 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e

Dívida Bruta (R$ MM) 4.628,4 3.812,5 3.285,9 3.058,2 2.892,3 2.625,6

Dívida Líquida (R$ MM) 3.909,2 3.080,1 2.730,1 2.411,5 2.133,5 1.813,5

% de Curto Prazo 24,0% 21,7% 16,4% 15,9% 20,7% 20,5%

Índice de Cobert de Juros 2,4 3,1 3,6 4,5 4,9 5,1

Dívidas s/ Patrim. Líq. 171,6% 106,8% 78,6% 63,9% 53,7% 43,7%

Dívidas Líq. s/EBITDA 3,5 2,4 1,9 1,7 1,5 1,2

Dívida Líq. s/ Vr Mercado 97,2% 76,6% 67,9% 60,0% 53,1% 45,1%

Z-Score 1,2 1,4 1,6 1,6 1,7 1,8

Part. de Capital de 3ºs 67,4% 57,7% 51,4% 46,9% 43,1% 39,1%

Retorno 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e

ROA (%) 2,0% 2,8% 3,2% 3,1% 2,9% 2,8%

ROCE (%) 15,1% 16,4% 17,7% 16,3% 15,1% 14,9%

ROE (%) 6,3% 6,6% 6,6% 5,8% 5,1% 4,7%

ROIC (%) 13,9% 16,0% 17,4% 16,4% 15,2% 15,2%

WACC -x- 10,8% 9,6% 8,6% 8,4% 8,7%

Retorno 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e

Margem Bruta 74,1% 77,8% 79,0% 78,3% 77,3% 77,0%

Margem EBIT 67,5% 69,9% 71,5% 70,4% 69,0% 68,7%

Margem EBITDA 80,0% 81,5% 82,3% 82,1% 81,6% 81,5%

Margem Líquida 12,0% 15,1% 15,8% 15,9% 15,9% 15,7%


Positivo

• Resiliência operacional • Dividend Yield elevado

Negativo

• Risco regulatório • Free Float reduzido

Importante Este material foi elaborado em nome da Coinvalores CCVM Ltda., para uso exclusivo no mercado brasileiro, sendo destinado a pessoas físicas e jurídicas residentes no país, e está sujeito às regras e supervisão da Comissão de Valores Mobiliários e Banco Central do Brasil, estando em conformidade aos aspectos regulatórios contidos na Instrução da CVM n° 483/10. Destaca-se que os Comentários, Análises e Projeções contidas neste trabalho foram elaboradas de forma absolutamente independente das posições detidas por esta instituição, refletindo a opinião pessoal dos analistas que as avaliam. Este trabalho é fornecido a seu destinatário com a finalidade exclusiva de apresentar informações e os valores mobiliários de que trata, não se constituindo numa oferta de venda ou uma solicitação para compra de ações. As informações utilizadas para sua elaboração foram obtidas de fontes públicas e/ou diretamente junto à(s) companhias(s), objeto da análise. Consideramos tais fontes confiáveis e de boa fé, porém não há nenhuma garantia, expressa ou implícita, sobre sua exatidão. As informações, opiniões, estimativas e projeções contidas neste documento referem-se à data presente e estão sujeitas à mudanças, não implicando necessariamente na obrigação de qualquer comunicação no sentido de atualização ou revisão com respeito a tal mudança. As opiniões aqui contidas a respeito da compra, venda ou manutenção dos papéis das companhias em análise ou a ponderação de tais valores mobiliários numa carteira teórica expressam o melhor julgamento dos analistas responsáveis por sua elaboração, porém não devem ser tomados por investidores como recomendação para uma efetiva tomada de decisão ou realização de negócios de qualquer natureza. Desta forma, a Coinvalores e os analistas envolvidos em sua elaboração não aceitam responsabilidade por qualquer perda direta ou indireta decorrente da utilização do conteúdo deste documento. De acordo com a Instrução CVM 483/10 é declarado que os analistas da Coinvalores CCVM Ltda possuem posições de investimento em cotas de Fundos e Clubes de Investimento administrados e geridos ou não, por esta instituição, os quais poderão sofrer influência indireta das análises e opiniões dos mesmos. A analista Sandra Peres, cônjuge ou companheiro, detêm (na data de publicação deste relatório), direta ou indiretamente, em nome próprio ou de terceiros, ações de emissão das companhias BM&FBovespa (BVMF3), Bradesco (BBDC4), Brasil Ecodiesel (ECOD3) e Companhia Siderúrgica Nacional (CSNA3).

EQUIPE COINVALORES – ANÁLISE ANALISTA CHEFE Sandra Peres (CNPI) [email protected] 3094-7873 r. 442 ANALISTAS DE INVESTIMENTOS Felipe Martins Silveira (CNPI) [email protected] 3094-7872 r. 443 Bruno Piagentini Caloni (CNPI) [email protected] 3094-7874 r. 445 ASSISTENTE DE ANÁLISE Daniel Cosentino Liberato [email protected] 3094-7871 r. 574

SETORES ACOMPANHADOS – ANÁLISE Açúcar e Álcool - Sandra Peres (CNPI) Agrícola / Fertilizantes – Sandra Peres (CNPI) Alimentos / Abatedouros - Sandra Peres (CNPI) Alimentos / Massas e Farináceos - Sandra Peres (CNPI) Aluguel de Veículos / Frota – Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Autopeças - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Bancos de Nicho - Felipe Martins Silveira (CNPI) Bancos de Varejo - Felipe Martins Silveira (CNPI) Bebidas – Sandra Peres (CNPI) Bens de Capital / Infraestrutura – Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Calçados - Sandra Peres (CNPI) Call Center – Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Cias Aéreas – Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato. Comércio Farmacêutico - Sandra Peres (CNPI) Concessões em Infraestrutura - Felipe Martins Silveira (CNPI) Construção Civil - Felipe Martins Silveira (CNPI) Distribuição de Óleo e Gás - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Educacional - Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Eletroeletrônicos - Sandra Peres (CNPI) Energia / Distribuição - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Energia / Geração - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Energia / Integradas - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Energia / Transmissão - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Fertilizantes - Sandra Peres (CNPI) Hardware / Software – Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Higiene / Farma / Limpeza - Sandra Peres (CNPI)

Imobiliário - Felipe Martins Silveira (CNPI) Ind. Aeronáutica - Sandra Peres (CNPI) Locação Comercial - Felipe Martins Silveira (CNPI) Logística / Transportes - Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Material de Construção – Sandra Peres (CNPI) Material de Transporte - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Metalurgia - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Mineração - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Papel e Celulose - Sandra Peres (CNPI) Petróleo - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Petroquímico - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Planos de Saúde - Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Plataformas de Negociação – Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Programas de Fidelidade - Felipe Martins Silveira (CNPI) Saneamento Básico - Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Seguros - Felipe Martins Silveira (CNPI) Serviços de Engenharia - Felipe Martins Silveira (CNPI) Serviços Financeiros - Felipe Martins Silveira (CNPI) Shopping Center - Felipe Martins Silveira (CNPI) Siderurgia – Bruno Piagentini Caloni (CNPI) Telecom - Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Terminais Portuários - Sandra Peres (CNPI) Turismo / Entretenimento - Felipe Martins Silveira (CNPI) e Daniel Cosentino Liberato Varejo de Vestuário – Sandra Peres (CNPI) Varejo Geral - Sandra Peres (CNPI)

25

Analistas / Disclosure

MESA DE OPERAÇÕES / BOVESPA

11 3035-4160 Anderson dos Santos [email protected] Carlos Alberto de Oliveira Ribeiro [email protected] Gênesis Rodrigues [email protected] João Pinto Braga Filho [email protected] José Antonio Penna [email protected] Leonardo Antonio Sampaio Campos [email protected] Luiz Carlos Camasmie Gabriel [email protected] Marco Antonio Siqueira [email protected] Mario Ruy de Barros [email protected] Mauricio Gomes de Souza [email protected] Sergio Aparecido da Costa [email protected]

ALUGUEL DE AÇÕES – BTC

11 3035-4154 Marcelo Milani [email protected] Wagner Soares de Andrade [email protected]

GESTÃO DE INVESTIMENTOS

11 3035-4164

Tatiane C.C. Pereira [email protected] Valeria Landim [email protected]

DIRETORIA

11 3035-4151

Fernando Ferreira da Silva Telles [email protected] Francisco Candido de Almeida Leite [email protected] Henrique Freihofer Molinari [email protected] José Ataliba Ferraz Sampaio [email protected] Paulino Botelho de Abreu Sampaio [email protected]

ATENDIMENTO HOME BROKER

11 3035-4162

Jaime Nascimento [email protected] Marcio Espigares [email protected] Deborah Bloise [email protected] Cristiano Batista Ribeiro [email protected]

FUNDOS DE INVESTIMENTO/ CLUBES/CARTEIRAS ADMINISTRADAS

11 3035-4163 Jussara Pacheco [email protected] Marcelo Rizzo [email protected] Paulo Botelho A. Sampaio Neto [email protected] Carlos Eduardo Campos de Abreu Sodré [email protected] Fabio Katayama [email protected]

FUNDOS IMOBILIÁRIOS 3035-4163

11 3035-4163 Maria de Fátima Carvalheiro Russo [email protected]

MESA DE BM&F

11 3035-4161

Mauricio M. Mendes [email protected] Paulo Nepomuceno [email protected] Thiago Vicari [email protected] Jayme Kannebley [email protected] Andressa Oliveira Cardoso Macedo

[email protected]

MESA DE RENDA FIXA

11 3035-4155

Mauricio M. Mendes [email protected] Roberto Lima [email protected] Natanael Fernandes [email protected] Emilio Carlos Barbosa de Carvalho [email protected] Luiz Carlos Brandão [email protected]

FORA DE SÃO PAULO

0800 170 340

26

Analistas / Disclosure

Av. Brig. Faria Lima, 1461 – 10º andar – CEP 01452-921 – São Paulo – SP

Tel.: (11) 3035 4141 | Fax: (11) 3814 0140


início de cobertura · resultados, sobretudo por conta do recente aumento de capital (r$ 350...

Documents