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Apresentamos a tese de investimentos de Alupar (ALUP11), empresa de transmissão (que também possui um pouco de geração) e que está se estruturando para começar um novo ciclo.
Relembrando quem é Alupar
A empresa é uma holding que atua nos segmentos de transmissão e geração de energia elétrica, e está presente, além do Brasil, na Colômbia e no Peru.
No segmento de transmissão de energia elétrica no Brasil, a Alupar é uma das maiores empresas em termos de Receita Anual Permitida (RAP), sendo a maior companhia com 100% de controle estritamente privado.
Ela possui cerca de 30 concessões de sistemas de transmissão, com contratos com prazos de 30 anos localizados no Brasil e uma vitalícia na Colômbia. Atualmente, 27 linhas estão em operação e três em fase de implantação, que possuem cronograma de entrada em operação comercial até 2024. Ao todo, são 7.929 km de linhas de transmissão.
Além de transmissão, seu núcleo principal, a companhia também atua na geração, sendo que essas atividades são focadas em usinas de pequeno e médio portes, com investimentos em UHEs (Usinas Hidrelétricas), PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas), parques eólicos e solares, localizados não apenas no Brasil, mas também na Colômbia e no Peru.
Fonte Alupar
Política de dividendos
A política de dividendos da Alupar assegura a seus acionistas um dividendo obrigatório de no mínimo 50% do lucro líquido ajustado, na forma do Estatuto Social.
Segue abaixo o histórico de distribuição de proventos realizado.
Fonte: Alupar
Obs.: a barra azul é o lucro da companhia, e os números indicados na linha verde são os valores pagos a título de dividendos por Units (ALUP11).
Perspectivas do setor elétrico brasileiro
Depois de um ano complicado como 2020, o ano de 2021 ainda trouxe alguns resquícios dos efeitos da pandemia de Covid-19 e todas as medidas que foram tomadas para seu enfrentamento.
Adicionalmente, o país se viu diante da pior seca dos últimos 91 anos e uma das piores crises hídricas de sua história, reacendendo alertas sobre a possibilidade de “apagões” e de racionamento por parte da população.
Esse agravamento do quadro do setor elétrico demandou que algumas medidas emergenciais fossem tomadas, como: (i) acionamento das termelétricas (que possuem um custo mais alto); (ii) importação de energia de países vizinhos; (iii) vedação à suspensão do fornecimento de energia em razão de inadimplência; (iv) a operacionalização da chamada conta-Covid (operação financeira para diluir o reajuste nas tarifas de energia do consumidor e dar liquidez às distribuidoras); (v) a instituição de programas voluntários de redução do consumo de energia elétrica; dentre outras medidas.
Consequência desse cenário mais grave foi a elevação das tarifas de energia elétrica com o acionamento das bandeiras tarifárias, que foi agravada com a desvalorização cambial (que impactou a tarifa da Itaipu Binacional) e pelos índices inflacionários brasileiros, que atingiram patamares elevados.
Entretanto, o setor elétrico se manteve aquecido com vários processos de fusões e aquisições, além do início do processo de desestatização da Eletrobras (que atua no segmento de geração, transmissão e distribuição).
Além disso, o ano de 2021 contou com a realização, pela Aneel, de dois leilões de transmissão e de leilões de compra e venda de energia elétrica.
O primeiro leilão de transmissão garantiu R$ 1,3 bilhão em investimentos para a implantação e desenvolvimento de 515 km de linhas, além de subestações com capacidade de transformação de 2.600 mega-volt-ampères (MVA) distribuídos em seis estados: Acre, Mato Grosso, Rio de Janeiro, Rondônia, São Paulo e Tocantins.
No segundo leilão foram garantidos R$ 2,9 bilhões de investimentos privados e criação de 6.607 empregos diretos, com a construção e manutenção de 902 km em linhas de transmissão e de três subestações. As concessões têm prazo de 30 anos e estão localizadas em cinco estados: Amapá, Bahia, Minas Gerais, Paraná e São Paulo. O leilão teve todos os lotes arrematados, dando sequência à série de leilões com 100% de sucesso desde 2017.
O ano de 2022 deve ficar marcado como o ano de uma das maiores operações (senão a maior) desestatização da história do setor elétrico brasileiro, com a Eletrobras. Adicionalmente, o ano também pode ficar marcado pela instituição de um novo marco regulatório no setor, dado que a pauta da modernização do setor elétrico já vem sendo discutida há pelo menos uns cinco anos pelos órgãos, instituições e agentes do setor.
Existem dois projetos de lei que estão com tramitação avançada no Congresso Nacional, que propõem revisão nas regras setoriais, fundamentados, especialmente, na ampliação do acesso ao Ambiente de Contratação Livre (ACL) e tratando de temas como alterações nas regras aplicáveis aos autoprodutores de energia e novas medidas para que as concessionárias de distribuição tenham maior gestão de seu portfólio de compra de energia elétrica.
Em 2022, o Ministério de Minas e Energia aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2031 (PDE), que estabeleceu critérios para a expansão do sistema de energia elétrica brasileiro, relativos aos mercados de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica para o período compreendido entre 2022 e 2031. Atualmente, o SIN (Sistema Interligado Nacional) é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte. O PDE objetiva também a integração dos sistemas isolados localizados principalmente na região amazônica.
O PDE visa a expansão do SIN por meio de um planejamento que oriente as ações governamentais futuras e forneça uma correta sinalização a todos os agentes do setor elétrico brasileiro, a fim de garantir o suprimento de energia de forma sustentável para o meio ambiente, a minimização dos custos totais, os quais incluem os custos socioambientais e os de operação, e a alocação eficiente dos investimentos, base para modicidade tarifária futura.
Além disso, de acordo com o plano de médio prazo elaborado pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), o sistema elétrico brasileiro demandará investimentos de R$ 23,9 bilhões em obras de transmissão de energia até 2026, sendo que R$ 16,3 bilhões deverão ser destinados a novos empreendimentos.
Fonte: ONS
Para o ciclo 2022-2026, o conjunto de obras indicado pelo ONS soma 7.951 km de novas linhas de transmissão pelo país, além de 20.046 MVA (megavolt-ampere) em capacidade de transformação adicional em subestações, que representam acréscimos de 4,3% na extensão da rede de linhas de transmissão e de 4,5% na potência nominal instalada em transformadores na rede existente.
Segundo o relatório, o planejamento prevê um aumento da capacidade de exportação de energia do Nordeste, tendo em vista o potencial da região para as gerações eólica e solar. Entre 2022 e 2026, o ONS estimou que a exportação máxima do Nordeste poderá atingir 15.400 MW médios em 2026, ante 11.000 MW em 2022.
O relatório ainda projeta que a energia solar fotovoltaica centralizada (grandes usinas) terá crescimento significativo, mais que dobrando a capacidade instalada no horizonte 2021-2025, dos atuais 4,5 GW para 9,2 GW.
Para o fim de 2025, o ONS estima que a capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional (SIN) totalizará 191,3 GW. Desse total, 36 GW se referem a usinas de geração eólica e fotovoltaica – esse número pode chegar a 52,4 GW se consideradas as usinas com o Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) assinado e pareceres de acesso válidos ou em andamento no ONS.
Fonte: ONS
Em relação à carga de energia, o ONS prevê um crescimento de 20% em 2026 em comparação a 2020, usando o conceito de demanda máxima não coincidente, usado especificamente para estimar demandas que acontecem em horários e meses diferentes.
Fonte: ONS
Perspectivas para a empresa
Os contratos de concessão do segmento de transmissão da Alupar possuem duração de 30 anos e preveem um fluxo extremamente estável de receitas que proporcionam uma fonte previsível de recursos para sustentar os seus investimentos futuros. As receitas de transmissão não dependem do volume de energia elétrica transmitido em sua rede e são reajustadas anualmente, com base na inflação medida por IGP-M ou IPCA.
Fonte: Alupar
A regulamentação do segmento de transmissão de energia elétrica estabelece mecanismos de proteção contra inadimplência e alterações tributárias, fatores que conferem segurança à previsibilidade de receitas.
No segmento de geração, exceto por algumas características inerentes a ele, grande parte das características do setor de transmissão também se aplicam, e a Alupar começou a se beneficiar desse fluxo de recursos devido ao início das operações das geradoras de energia que ocorrem desde o ano de 2010.
A Alupar tem experiência em identificar parceiros estratégicos com qualidades complementares para o desenvolvimento de novos projetos.
A empresa acredita que essas parcerias permitem: (i) aperfeiçoar o seu conhecimento operacional por meio da troca de experiências com seus parceiros; (ii) mitigar os riscos de grandes empreendimentos, por meio da divisão dos investimentos e melhor acesso às fontes de financiamento; e (iii) ganhar competitividade para o desenvolvimento de novos negócios através de participação conjunta em leilões de concessão, em que o parceiro e a Alupar se valem de conhecimentos complementares para maximização do retorno do empreendimento.
Para o futuro, a empresa busca priorizar projetos que assegurem previsibilidade de receita e menor risco de execução para obter retorno do investimento compatível com as premissas utilizadas no planejamento.
Segundo a companhia, ela direcionará seus futuros investimentos em geração para projetos greenfield de PCHs, parques eólicos e centrais fotovoltaicas. A empresa acredita que as PCHs apresentam vantagens construtivas, operacionais e técnicas em relação aos projetos de grande e médio portes, como menor risco de produzir impacto ambiental, menor complexidade de construção, possibilidade de negociar 100% da energia gerada no mercado livre, ambiente em que as tarifas não são reguladas pelo governo e descontos nas Tarifas de Uso do Sistema Elétrico – TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão) e TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição).
Adicionalmente, a Alupar pretende aproveitar oportunidades de crescimento por meio do desenvolvimento de projetos greenfield nos segmentos de transmissão e geração de energia no Brasil.
A companhia acredita estar plenamente preparada para participar dos leilões futuros, em vista do know-how na prospecção, elaboração, planejamento e condução de projetos de infraestrutura, que permitem: (i) implementar projetos desde a sua concepção até a sua efetiva operação respeitando rigoroso planejamento; (ii) maximizar o uso de capital de terceiros com pleno respeito aos índices de cobertura e às instituições credoras; e (iii) formar parcerias e sociedades para reduzir riscos.
Na imagem abaixo, é possível observar o histórico (chamado de track record) de leilões de que a empresa participou, a quantidade de lotes adquiridos em cada leilão e, principalmente, a taxa de retorno, medida pelo WACC (Weighted Average Cost of Capital, na sigla em inglês, ou custo médio ponderado de capital, que é o custo de capital regulatório, uma taxa de rentabilidade a ser adotada no cálculo da remuneração das empresas), em cada um deles.
Fonte: Alupar
Vamos aos números!
A receita líquida regulatória de R$ 701,2 milhões apresentou crescimento de 21,0% em relação ao 2T21, em função principalmente da entrada em operação das transmissoras TSM (dezembro/2021) e ESTE (fevereiro/2022), e da atualização da receita pelo IGP-M (em 37,06%) e pelo IPCA (em 8,06%) no ciclo 2022-2023.
Fonte: Alupar
Em relação ao Ebitda, a empresa registrou R$ 595,6 milhões, crescimento de 24,1% em relação ao 2T21. Além da melhora operacional verificada pelo aumento de receita, a empresa conseguiu realizar contenção de custos.
Fonte: Alupar
O lucro líquido regulatório totalizou R$ 50,2 milhões, queda de 37,1% quando comparado ao 2T21, em razão do aumento das despesas financeiras no período, que foram impactadas pelas maiores taxas de juros do trimestre.
Fonte: Alupar
Em relação ao endividamento, a empresa apresentou aumento do nível de dívida líquida/Ebitda para 3,5x – no 1T22, foi de 3,1x. Entretanto, em comparação com o 2T21, quando o indicador era de 3,9x, a empresa mostrou continuidade no processo de desalavancagem financeira.
A Alupar apresentou resultados sólidos e dentro da expectativa. A empresa está colocando em operação a maioria das suas linhas de transmissão, o que deve acelerar o processo de desalavancagem e, consequentemente, um maior retorno aos acionistas através de dividendos maiores nos próximos trimestres.
Projetos em construção
A Alupar possui três linhas de transmissão em construção:
- TNE (com R$ 366,0 milhões em RAP), que está em fase inicial do processo de arbitragem com Aneel;
- ELTE (com R$ 67,8 milhões em RAP), com entrada em operação prevista para 2024; e
- TCE (com US$ 24,0 milhões em RAP), com entrada em operação prevista para 2023.
Fonte: Alupar
No segmento de geração, a companhia possui três projetos em construção:
- Agreste Potiguar, que possui dois projetos de parques eólicos que devem entrar em operação ao final de 2022;
- Usina Solar Pitombeira, que deve entrar em operação em 2023; e
- Antônio Dias, uma SPE constituída para o desenvolvimento e implantação da PCH Antônio Dias, localizada no município mineiro de mesmo nome, mas a construção ainda não foi iniciada.
Fonte: Alupar
Modelo de valuation
Em nosso modelo de valuation, consideramos: (i) a expectativa de entrada em operação de alguns ativos de transmissão previstos para 2023 e 2024, e, no segmento de geração, a implementação total dos parques eólicos São João e Santa Régia e a UFV de Pitombeira; (ii) o desenvolvimento de alguns projetos de geração que estão no pipeline nos estados do Ceará e Rio Grande do Norte; (iii) reajustes nos preços das tarifas, de acordo com as expectativas de inflação; e (iv) a participação da companhia em novos leilões de transmissão que o governo realizará.
Para os anos de 2022, 2023, 2024 e 2025, projetamos que a companhia alcance receitas regulatórias de R$ 2,8 bilhões, R$ 3,1 bilhões, R$ 3,4 bilhões e R$ 3,7 bilhões, respectivamente.
Em relação ao Ebitda regulatório, projetamos R$ 2,3 bilhões em 2022, R$ 2,5 bilhões em 2023, R$ 2,8 bilhões em 2024 e R$ 3,0 bilhões em 2025.
Em relação ao cenário macroeconômico, de acordo com o último relatório Focus do Banco Central (29/8/2022), a expectativa dos agentes de mercado é de que o IPCA encerre o ano de 2022 em 6,70%, 2023 em 5,30% e 2024 em 3,41%. Já as projeções da taxa Selic são de 13,75% a.a., 11,00% a.a. e 8,00% a.a. para 2022, 2023 e 2024, respectivamente.
Quando realizamos uma comparação de múltiplos entre Alupar e outras companhias de transmissão, como Taesa e Isa CTEEP, conseguimos observar que a empresa se encontra descontada em relação aos seus pares do setor quando se avalia praticamente todos os múltiplos.
Fonte: Bloomberg
Em relação aos seus próprios indicadores, a empresa negocia a 7,5x EV/Ebitda abaixo do seu múltiplo histórico de 8,5x e a um múltiplo P/VP de 1,2x, descontado em relação ao seu múltiplo histórico dos últimos cinco anos, de 1,3x.
Nossa recomendação
A Alupar está inserida em um segmento do setor de energia elétrica, que é considerado extremamente defensivo, com baixo risco e alta previsibilidade.
Os contratos de concessão possuem prazos longos de vencimentos (a partir de 2030 para as transmissoras e de 2034 para as geradoras) e são reajustados pela inflação. Em relação à receita, a empresa possui um baixo risco de contraparte, já que estamos nos referindo ao sistema elétrico brasileiro.
Quando abordamos a questão do risco hidrológico do segmento de geração, a empresa conta com o mecanismo MRE (Mecanismo de Realocação de Energia), que equilibra a produção energética do país, de forma a garantir que todas as regiões tenham energia necessária, especialmente em períodos de seca. O propósito do MRE é distribuir, contabilmente, a energia total gerada no mecanismo entre todas as usinas participantes, tendo ela gerado ou não, visando o uso ótimo da água no Sistema Interligado Nacional (SIN), mitigando assim o risco de um déficit de energia.
A Alupar possui três projetos de transmissão e dois de geração para entrarem em operação nos próximos dois anos, o que traz a perspectiva de aumento da geração de fluxo de caixa atrelado à diminuição da alavancagem financeira.
Acreditamos que a empresa deve continuar em seu processo de desalavancagem financeira, que abriria espaço para uma política de maior distribuição de dividendos mais à frente.
Por isso, reiteramos nossa recomendação de compra para ALUP11, com preço-alvo de R$ 34,30.
Abraços,
Aline Tavares e Ana Luiza Erthal