UtilitiesDadas as novas regras de financiamento do BNDES, que transferem para o mercado grande parte do funding dos projetos a serem ofertados nos novos leilões, alterando consequentemente

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Utilities 20 de abril de 2017

Início de cobertura: transmissoras de energia, oportunidade de crescimento

Iniciamos a cobertura das transmissoras de energia Alupar, Cteep e Taesa (reinício), tendo nossa tese de investimento baseada nas atuais oportunidades de crescimento oferecidas no segmento em vista (i) da proximidade de novos leilões, (ii) do aumento da rentabilidade para projetos greenfield a fim de viabilizar o plano de expansão estimado para o setor, assim como (iii) da possibilidade de aquisições de ativos detidos por companhias com necessidade de desinvestimento e desalavancagem.

Ao longo deste relatório, explicamos as razões que justificam nossa recomendação de outperform para Cteep (TRPL4), com target price de R$ 69,50, e nossas recomendações de marketperform para Alupar (ALUP11) e Taesa (TAEE11), com target prices de R$ 22,00 e R$ 24,00, respectivamente.

O cenário atual é favorável as companhias do segmento, dado que as principais questões regulatórias estão devidamente endereçadas e há a perspectiva de expansão. Adicionalmente, o segmento se destaca pelo menor risco quando comparado aos demais segmentos do setor de energia elétrica (geração e distribuição), dada a não dependência do volume de eletricidade transportado pelas linhas de transmissão e do custo de geração ou preço da energia elétrica, garantindo geração de caixa operacional mais previsível.

Dada as características das concessões de transmissão, com receita estável e anualmente reajustada por inflação, assim como o alto nível de distribuição de dividendos esperado para as companhias do setor, o investimento em suas ações são comparados aos investimentos de renda fixa, o que num cenário de queda da taxa básica de juros as deixam mais atraentes.

Principais riscos. Os riscos contra a nossa tese de investimento são: (i) aumento significativo na disputa por projetos nos leilões, prejudicando a rentabilidade esperada, (ii) riscos de execução de novos projetos, e (iii) disputas judiciais e questões regulatórias em discussão.

Alupar (R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Receita Liquida 1.583.487 1.762.984 1.803.735 1.745.078

EBITDA 1.390.015 1.407.291 1.439.820 1.392.998

Divida Liquida 3.633.378 3.144.194 3.102.650 3.125.047

Margem EBITDA (%) 87,8% 79,8% 79,8% 79,8%

Margem Liquida (%) 43,3% 32,6% 32,4% 30,6%

Dividend Yield (%) 2,6% 2,0% 2,1% 1,9%

RSPL (%) 21,5% 13,1% 12,1% 10,1%

Cteep (R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Receita Liquida 954.809 1.749.957 2.472.980 2.584.529

EBITDA 487.975 1.145.808 1.797.459 1.875.475

Divida Liquida 669.788 326.761 67.887 -205.112

Margem EBITDA (%) 51,1% 65,5% 72,7% 72,6%

Margem Liquida (%) 25,7% 40,6% 50,6% 51,7%

Dividend Yield (%) 1,9% 5,6% 9,9% 10,6%

RSPL (%) 3,1% 8,7% 14,9% 15,4%

Taesa (R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Receita Liquida 1.672.688 2.185.807 1.942.925 1.675.703

EBITDA 1.492.802 2.004.483 1.783.607 1.543.217

Divida Liquida 2.972.787 3.278.589 3.445.148 3.479.211

Margem EBITDA (%) 89,2% 91,7% 91,8% 92,1%

Margem Liquida (%) 54,2% 59,5% 56,0% 51,8%

Dividend Yield (%) 11,5% 13,7% 11,5% 9,2%

RSPL (%) 29,0% 39,2% 31,3% 24,1%

Fonte: Companhias e BB Investimentos estimativas

Utilities

Viviane Silva, CNPI

Analista [email protected]

Rafael Dias, CNPI Analista Sênior

[email protected]

Wesley Bernabé, CNPI Gerente de Pesquisa

[email protected]

ALUP11 Market Perform

Preço em 19/04/2017 (R$) 20,30

Preço-alvo 12/2017 (R$) 22,00

Upside 8,4%

Valor de Mercado (R$ milhões) 6.056

Variação 1 mês 3,6%

Variação UDM 50,7%

Variação 2016 47,7%

Min. 52 sem (R$) 11,9

Máx. 52 sem. (R$) 20,7

TRPL4 Outperform

Preço em 19/04/2017 (R$) 62,07

Preço-alvo 12/2017 (R$) 69,50

Upside 12,0%


Variação 1 mês -1,8%



Min. 52 sem (R$) 48,8

Máx. 52 sem. (R$) 71,0

TAEE11 Market Perform

Preço em 19/04/2017 (R$) 23,65

Preço-alvo 12/2017 (R$) 24,00

Upside 2,0%


Variação 1 mês 9.5%



Min. 52 sem (R$) 16,6

Máx. 52 sem. (R$) 24,8

Fonte: Economatica e BB Investimentos

mailto:[email protected]


Tese de Investimento

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i. Tese de Investimento Possibilidade de expansão com baixo risco. No contexto onde a necessidade de expansão da rede de transmissão se faz necessária para atender o escoamento da energia proveniente de novos projetos de geração, bem como fortalecer o intercâmbio entre os subsistemas dentro do SIN (Sistema Interligado Nacional), avaliamos que o cenário será benigno às companhias transmissoras de energia, dado que os temas mais relevantes do segmento encontram-se endereçados sob o ponto de vista regulatório, sobretudo pela elevação da remuneração dos contratos de concessão (movimento já observado no último leilão) e pela definição dos valores e da metodologia de pagamento das indenizações dos ativos da RBSE (Rede Básica do Sistema Existente). Sob o ponto de vista macroeconômico, a expectativa de retomada do crescimento nos próximos anos e a nova dinâmica de juros, com manutenção da expectativa de continuidade do ciclo de afrouxamento monetário iniciado em setembro passado, devem contribuir positivamente com a tese de investimento das companhias do segmento, que também podem se tornar mais atraente caso deslocamentos incrementais na curva de juros sejam observados nos próximos meses. Dadas as novas regras de financiamento do BNDES, que transferem para o mercado grande parte do funding dos projetos a serem ofertados nos novos leilões, alterando consequentemente seu custo de financiamento, entendemos que as mudanças observadas na estrutura a termo dos juros domésticos contribuem positivamente para a formação do WACC, melhorando o valuation das companhias. Nesse contexto, os principais temas que deverão ser monitorados pelos investidores compreendem a (i) ocorrência de novos leilões e as taxas de retorno contratadas, tanto em relação ao teto estabelecido

pelo regulador quanto ao nível de concorrência nos lances ofertados e a (ii) execução dos novos projetos de transmissão. PIB – Crescimento Taxa de Juros (Selic)

% % meta

Fonte: Relatório Focus do Banco Central e BB Investimentos

Curva dos contratos futuros de DI (Curva DI)

%

Fonte: Bloomberg e BB Investimentos

Concessões de longo prazo, previsibilidade e forte geração de caixa. O segmento de transmissão se destaca pelo menor risco ao qual estão sujeitas as concessões quando comparado aos demais segmentos do setor de energia elétrica (geração e distribuição), dada a não dependência do volume de eletricidade transportado ou do preço da energia elétrica, garantindo geração de caixa operacional mais previsível e permitindo elevado índice de distribuição de dividendos. Os contratos de concessão possuem vigência de 30 anos e são protegidos contra a inflação, haja visto que sua Receita Anual é definida previamente em contrato e reajustada anualmente por índices de inflação (IPCA ou IGP-M, de acordo com sua categoria). As concessionárias são remuneradas pela RAP durante o prazo das concessões independentemente da quantidade de energia transportada pelas linhas de transmissão, o que possibilita maior estabilidade e

-4,0

-3,0

-2,0

-1,0

0,0

1,0

2,0

3,0

2016 2017 2018

8,0

9,0

10,0

11,0

12,0

13,0

14,0

15,02016 2017 2018

9

10

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15

1-abr-16

1-set-16

10-abr-17


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previsibilidade na geração de fluxo de caixa, uma vez que o risco decorrente das oscilações na oferta e demanda de energia no mercado é mitigado. Outro ponto de destaque é a possibilidade reduzida de inadimplência do segmento, uma vez que a tarifa que remunera a RAP de todas as transmissoras é paga por geradoras, consumidores livres e distribuidoras de energia elétrica, por meio de um mecanismo de garantias onde esse risco é compartilhado e diluído. Dividendos

Companhias listadas no IEE


Potencial de crescimento via leilões e M&A. A recuperação do cenário macroeconomico doméstico deve impulsionar no longo prazo o crescimento do consumo, a carga de energia e a capacidade instalada de geração por diferentes fontes e regiões do país, construindo um cenário promissor para o desenvolvimento do segmento de transmissão via novos projetos. Para atender ao escoamento de energia existente no sistema, bem como as projeções futuras, a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) calcula que até 2024 o segmento terá uma expansão de ~60%, atingindo a marca de 201,4 mil km de linhas de transmissão (CAGR 14-24e de 5,0%), com mais de R$ 133 bilhões de capex estimado no período. Logo, os leilões de transmissão devem ser intensificados, gerando oportunidade às companhias para ampliação sua base de ativos. Capacidade instalada total de geração Expansão das linhas de transmissão

GW 000’ km

Fonte: EPE e BB Investimentos

Consumo de eletricidade Carga de Energia

TWh GWmed


14%13%

8%

6% 5%5% 4%

3% 3% 3% 2% 2% 2%

1% 0%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

Div Yield UDM Média Div Yld 5 anos

132,9

206,4

2014 2024e

125,6

201,4

2014 2024e

468,5

688,7

2015 2024e

65,2

94,5

2015 2024e

+60% +55%

+47% +45%


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Resumo das principais linhas de transmissão a serem implementadas

Empreendimento Estados Km Conclusão

1 Interligação Xingu - SE PA, TO, GO, MG, SP

2 Interligação N-NE e N-SE AC, RO, AM, PA, TO, MA, PI, CE, PE, BA 38,3 mil km 2015/19

3 Interligação Teles Pires - SE PA, MT, GO e SP

4 Interligação Xingu - Imperatriz PA, TO, PI

5 Reforços na Região Sudeste MG, SP, RJ, MT e GO 37,4 mil km 2020/24

6 Interligação S-SE RS, SC, PR e SP


Para 2017, o primeiro leilão será realizado em 24 de abril, com a oferta de 35 lotes, extensão total de 7,4 mil km de linhas de transmissão e previsão de investimentos da ordem de R$ 13,1 bilhões. Esperamos para esse leilão retornos e taxas de aproveitamento semelhantes aos observados na segunda etapa do Leilão #013/2015, considerando a boa recepção do mercado frente aos ajustes na remuneração regulatória dos lotes ofertados bem como a continuidade de esforços do poder concedente em manter e atrair novos investidores. Segue abaixo tabela com a descrição dos lotes a serem leiloados e as nossas estimativas de TIR real desalavancada e alavancada. Estimamos que cada 5% de redução no capex orçado aumente a TIR alavancada em aproximadamente 1% enquanto cada 10% de desconto sobre a RAP máxima reduza em aproximadamente 2% a TIR alavancada. Considerando a TIR média estimada para o leilão e o custo médio de capital das transmissoras que iniciamos cobertura, e assumindo 10% de desconto médio sobre as RAPs máxima e financiamento de 60% do capex a uma taxa média nominal de 13,3%, estimamos que cada R$ 1 bilhão de capex contratado adicione aproximadamente R$ 150 milhões ao equity value das companhias, o que representa por volta de 1,5% do valor de mercado da Cteep, 2% da Taesa e 2,5% da Alupar. Além deste próximo leilão, a Aneel prevê ainda a realização de mais dois leilões no ano (incluindo a relicitação de ativos não operacionais vinculados à Abengoa), estimando para todo o ciclo investimentos de ~R$ 30-35 bilhões no setor.

Resumo dos lotes e estimativas para o leilão 05/2016

Lote Localização RAP máxima Capex orçado Início Operacional TIR real

desalavancada

TIR real alavancada

(financiamento de 60% do Capex)

1 Paraná R$ 400.462.340,00 R$ 1.936.473.885,00 11/08/2022 9,40% 13,80%

2 Paraná R$ 32.067.390,00 R$ 157.158.635,00 11/08/2021 9,80% 15,80%

3 Goiás R$ 58.818.710,00 R$ 295.294.126,00 11/08/2021 9,60% 15,30%

4 Mato Grosso do Sul R$ 100.238.900,00 R$ 487.240.399,00 11/08/2022 9,30% 13,70%

5 São Paulo e Paraná R$ 27.097.390,00 R$ 134.646.373,00 11/08/2021 9,70% 15,50%

6 São Paulo R$ 83.235.550,00 R$ 397.733.490,00 11/08/2021 10% 16,30%

7 Maranhão R$ 104.357.780,00 R$ 495.226.065,00 11/08/2022 9,50% 14,10%

8 Rio de Janeiro R$ 14.889.340,00 R$ 75.773.756,00 11/08/2020 10% 17,80%

9 Rio Grande do Norte R$ 16.808.750,00 R$ 84.354.626,00 11/08/2021 9,60% 15,30%

10 Rio Grande do Sul R$ 83.956.380,00 R$ 395.287.928,00 11/08/2022 9,60% 14,30%

11 Maranhão R$ 31.759.510,00 R$ 159.538.655,00 11/08/2021 9,60% 15,30%

12 Maranhão e Tocantins R$ 11.278.070,00 R$ 52.611.004,00 11/08/2021 10,30% 16,80%

13 Alagoas, Bahia, Sergipe e Pernambuco R$ 54.565.400,00 R$ 271.671.143,00 11/02/2022 9,10% 13,30%

14 Maranhão R$ 14.283.930,00 R$ 68.099.137,00 11/08/2021 10% 16,30%

15 Pernambuco R$ 33.185.580,00 R$ 163.873.146,00 11/08/2021 9,70% 15,70%

16 Piauí e Maranhão R$ 10.489.450,00 R$ 48.539.846,00 11/08/2021 10,30% 16,90%

17 Rio Grande do Sul R$ 9.627.120,00 R$ 40.703.822,00 11/08/2022 10,60% 16,10%

18 Minas Gerais e São Paulo R$ 390.842.450,00 R$ 1.819.489.244,00 11/08/2022 9,70% 14,40%

19 São Paulo e Rio de Janeiro R$ 190.595.830,00 R$ 889.043.204,00 11/08/2022 9,70% 14,4%

20 São Paulo R$ 28.216.110,00 R$ 141.076.729,00 11/02/2021 9,60% 15,40%


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21 Santa Catarina R$ 264.343.080,00 R$ 1.265.294.371,00 11/08/2022 9,50% 14,00%

22 Santa Catarina R$ 24.252.550,00 R$ 120.662.398,00 11/02/2021 9,60% 15,50%

23 Paraíba e Pernambuco R$ 38.663.020,00 R$ 190.755.811,00 11/02/2022 9,20% 13,50%

24 São Paulo R$ 62.817.560,00 R$ 291.801.221,00 11/08/2022 9,70% 14,50%

25 São Paulo R$ 25.279.830,00 R$ 125.794.252,00 11/02/2021 9,60% 15,50%

26 Pará R$ 65.776.580,00 R$ 329.790.788,00 11/02/2022 9,00% 13,20%

27 Ceará R$ 23.670.630,00 R$ 117.741.788,00 11/02/2021 9,60% 15,50%

28 Maranhão e Piauí R$ 25.860.640,00 R$ 134.683.454,00 11/02/2021 9,20% 14,60%

29 São Paulo R$ 113.468.370,00 R$ 601.879.530,00 11/08/2021 9,10% 14,30%

30 Bahia e Piauí R$ 94.070.920,00 R$ 472.487.290,00 11/02/2022 9,00% 13,20%

31 Pará R$ 139.315.890,00 R$ 671.285.394,00 11/08/2022 9,40% 13,90%

32 Rondônia R$ 93.119.390,00 R$ 434.678.637,00 11/08/2022 9,70% 14,40%

33 Pará R$ 24.446.160,00 R$ 120.561.186,00 11/08/2021 9,70% 15,70%

34 Pará R$ 9.724.570,00 R$ 45.614.731,00 11/02/2022 9,60% 14,30%

35 Pará R$ 25.972.840,00 R$ 125.891.623,00 11/02/2022 9,30% 13,80%

Fonte: Aneel e BB Investimentos estimativas

Em relação ao movimento de fusões e aquisições (M&A), destacamos que o segmento de transmissão possui uma elevada fragmentação de mercado, o que aumenta a probabilidade de movimentos de consolidação de ativos. Há no Brasil 184 contratos de concessão vigentes, dos quais 124 pertencem à concessionárias privadas e 60 a concessionárias públicas. As concessões de transmissão no país somam RAP total na ordem de R$ 13,6 bilhões para o ciclo 2016/2017 com ~45% do valor concentrado em companhias estatais e ~55% em companhias privadas. Dentre as companhias privadas, o segmento conta com forte presença de empresas focadas exclusivamente em construção e desenvolvimento de engenharia aplicada em projetos de transmissão que usualmente constituem consórcios para disputar a licitação de novos projetos no setor. Entretanto, é comum por parte desses grupos o desinvestimento nas concessões adquiridas após seu início operacional, abrindo caminho para expansão das principais companhias listadas via operações de aquisição de pequeno e/ou médio porte. Nesse contexto, acreditamos que Alupar, Cteep e Taesa configuram-se como potenciais consolidadores do setor. A oportunidade que surge com maior evidência dentro do nosso universo de avaliação engloba os ativos operacionais da Abengoa – companhia espanhola que se encontra em recuperação judicial. A Abengoa busca uma solução de mercado para regularização de suas operações, dada a dificuldade financeira que enfrenta. Consideramos o interesse das companhias que hora iniciamos cobertura – Alupar, Cteep e Taesa – nesses ativos. Dentre essas companhias, a Taesa é a que possui histórico mais expressivo de crescimento via aquisições. No entanto, não desprezamos o interesse de outros possíveis competidores internacionais ou grupos locais atuantes em outros segmentos do setor elétrico interessados em transmissão. Market Share por RAP Operacional Market Share por RAP Total

2016/2017 2016/2017

Fonte: Companhias e BB Investimentos

Necessidade de intercâmbio e mudança na matriz energética. Para equilibrio de um sistema predominantemente hidrelétrico tal como o SIN, além de boas condições hidrológicas, há a necessidade de investimentos na expansão da capacidade instalada do país e de interconexões capazes de proporcionar a troca de energia entre regiões mais abastecidas e regiões onde os níveis de reservatórios são naturalmente mais baixos em função de diferenças climatólogicas. No período entre 2014 e 2015, a possibilidade de um novo racionamento de energia (o primeiro após 2001) foi distanciada, sobretudo, em

Eletrobras39%

Taesa19%

Cteep10%

Outras (Privadas)

8%

Outras (Públicas)

6%

Alupar5%

Abengoa2%

Copel2%

Eletrobras28%

State Grid18%

Taesa12%

Cteep6%

Alupar6%

Abengoa5%

Copel4%

Outras (Públicas)

4%

Outras (Privadas)

3%


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função da (i) melhora do ambiente hidrológico, aliado à queda de consumo decorrente da recessão macroeconômica brasileira e da (ii) capacidade de troca de carga entre as regiões mais abastecidas em favor das mais críticas, em especial Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste (historicamente, região mais afetada por baixos volumes de chuvas e, por consequência, baixos níveis dos reservatórios). Acreditamos que o processo de diversificação da matriz energética do país no longo prazo por meio da expansão de fontes renováveis alternativas (em especial, a fonte eólica) para mitigar o risco hidrológico, bem como o fortalecimento do mecanismo de intercâmbio de energia entre diferentes subsistemas – principalmente em função da construção de grandes complexos hidrelétricos distantes dos principais centros de consumo do país (como exemplo, as grandes hidrelétricas em desenvolvimento na região Norte) – devem contribuir positivamente para a alocação de recursos no segmento dada a necessidade de um forte sistema de transmissão para suprir a demanda. Matriz de Geração Matriz de Geração

2016 2024e

Fonte: MME, EPE e BB Investimentos; ¹Outras fontes renováveis inclui Biomassa, Eólica, PCH e Solar.

Nível dos Reservatórios – SE/CO Nível dos Reservatórios - S

Fonte: ONS e BB Investimentos

Nível dos Reservatórios - N Nível dos Reservatórios - NE


Hidro60,8%

Outras fontes

renováveis¹ 19,8%

Gás natural8,6%

Outros10,8%

Hidro56,7%

Outras fontes

renováveis¹ 27,3%

Gás natural10,3%

Outros5,7%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set OutNovDez

2014 2015

2016 2005-2015 Média

0%

20%

40%

60%

80%

100%


2014 2015

2016 2005-2015 Média

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100%


2014 2015

2016 2005-2015 Média

0%

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Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

2014 2015

2016 2005-2015 Média


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Intercâmbio: SE/CO - NE Intercâmbio: N - NE

MWmed MWmed


RBSE: forte incremento de receita para as transmissoras. No ano de 2012, a MP 579 (posteriormente convertida na Lei 12.783/2013) foi promulgada com o objetivo de viabilizar a redução do custo da energia elétrica no sistema (modicidade tarifária). Os contratos de concessão de transmissão com vencimentos estimados a partir de 2015 foram renovados antecipadamente em 2013, ocasionando uma forte redução da RAP previamente pactuada. No entanto, a renovação antecipada das concessões teve como premissa para as concessionárias envolvidas, a remuneração sobre os ativos de concessão não amortizados até 31 de maio de 2000 (RBSE) e também sobre os ativos associados à RBNI (Rede Básica de Novas Instalações), instalações autorizadas a operar posteriormente a maio de 2000. A indenização RBNI ocorreu sem maiores discussões nos anos seguintes, enquanto que o pagamento da indenização RBSE para as transmissoras, tema recorrente desde então, teve suas diretrizes apontadas somente em abril de 2016 quando o Ministério de Minas e Energia (MME) determinou que os valores homologados pela Aneel fossem incorporados à Base de Remuneração Regulatória das concessionárias. De acordo com a Portaria #120 de abril de 2016, o pagamento terá início nesse ano, em um montante total homologado de ~R$ 24 bilhões, devendo ser concluído em um período de oito anos. A Cteep tem a receber nesse período o valor aproximado de R$ 3,9 bilhões (a companhia ainda recorre na justiça pela revisão do valor, defendendo R$ 5,1 bilhões como valor justo), o que irá gerar um forte incremento em sua receita bem como possibilitar a expansão de sua participação no segmento, seja participando de leilões, fusões e aquisições ou através de reforços ou ampliações em sua base de ativos, considerando a maior capacidade de financiamento e investimentos proporcionada em consequência do reconhecimento e recebimento dos valores devidos. Resultado após MP 579/2012

R$ milhões

Fonte: Abrate e BB

0

500

1000

1500

2000

2500

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out NovDez

2001 2014 2015

0

500

1000

1500

2000

2500

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out NovDez

2001 2014 2015

Companhia RAP

Pré MP 579 RAP

Pós MP 579 Redução da RAP

CEEE 496 178 -64%

Celg 44 17 -62%

Cemig 485 149 -69%

Chesf 1.364 518 -62%

Copel 305 116 -62%

Cteep 2.150 516 -76%

Eletronorte 1.086 283 -74%

Eletrosul 896 406 -55%

Furnas 2.248 630 -72%

Total 9.074 2.812 -70%


8 / 41

Indenização dos ativos anteriores a maio/2000

R$ milhões

Fonte: Abrate e BB Investimentos

Execução dos projetos: melhores condições e baixa complexidade. Um dos grandes desafios do setor reside atualmente nos atrasos e descompassos na implantação de grandes empreendimentos de geração e transmissão, cujos reflexos negativos foram minimizados em função da recessão macroeconômica doméstica, que fez com que o nível de consumo diminuísse, evitando assim um déficit no atendimento da carga no sistema. Em função disso, uma das principais pautas de reguladores e demais agentes continuará sendo o aprimoramento da gestão dos contratos de concessão, a fim de evitar, no futuro, ocorrências semelhantes e preservar a segurança da matriz energética. Em nossa opinião, os projetos de transmissão oferecem pouca complexidade operacional e baixos níveis de investimento de capital para manutenção de suas atividades quando comparados aos investimentos dos demais segmentos, tendo como maior desafio o processo de obtenção de licenciamento ambiental, que provocou muitos dos atrasos observados e deve ser amenizado com a implementação de prazos mais longos para o desenvolvimento dos novos projetos. O próximo leilão de transmissão já prevê 36-60 meses para construção das novas linhas, o que acreditamos contribuirá para a diminuição dos atrasos médios das obras. Prazo médio de licenciamento e implantação

meses

Fonte: Aneel e BB Investimentos; *Estimativa

23,0020,00 19,00

25,5022,50 22,50 24,00 25,50

31,0033,00

46,0048,20

60,00

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*

Companhia RBNI RBSE RBSE Homologado

CEEE 661 1.021 836

Celg 99 n.d. 227

Cemig 285 1.169 892

Chesf 1.587 5.627 5.092

Copel 894 882 890

Cteep 2.891 5.186 3.896

Eletronorte 1.682 2.945 2.579

Eletrosul 1.986 1.061 1.007

Furnas 2.878 10.699 8.999

Total 12.963 28.590 24.418


ii. Setor de Transmissão Descrição Técnica. O segmento de transmissão é constituído por linhas de alta tensão com voltagem igual ou superior a 230 kv (Rede Básica) que conectam a energia elétrica produzida por ativos de geração até as concessionárias finais de distribuição dentro do SIN. O SIN é o sistema responsável por interligar as usinas de geração às redes de transmissão, abrangendo todas as regiões do país e sendo composto por concessionárias públicas e privadas que, em conjunto, atendem a aproximadamente 99% da demanda nacional de energia. É caracterizado por possuir em sua base usinas de geração predominantemente hidrelétricas de grande porte (~60,8% da capacidade instalada total, de 150.410 MW em 2016), situadas, em sua maioria, em localizações distantes dos principais centros de consumo, o que exige do sistema linhas de transmissão ampla abrangência territorial para garantir a interligação entre as fontes de geração e distribuição de energia. A parcela da demanda não atendida pelo SIN (~1%) é formada por sistemas isolados localizados em sua maioria na região Norte do país. As linhas de transmissão responsáveis por conduzir a energia produzida dentro do SIN respondem por mais de 134,9 mil quilômetros de extensão no sistema, tendo apresentado um CAGR de ~4,6% nos últimos 10 anos. Atualmente, 117 concessionárias (públicas e privadas) integram o sistema de transmissão brasileiro. Mapa do SIN

2015

Fonte: ONS

Breve histórico. O setor de energia elétrica brasileiro passou por mudanças significativas a partir da década de 90, com o objetivo de aprimorar e estimular o desenvolvimento energético do país, através de um intenso processo de desverticalização e privatização das atividades de geração, transmissão e distribuição de energia - antes controladas de forma integrada por companhias estatais, estaduais e federais. Em 1996, a lei 9.427/96 instituiu a Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica) para regular e fiscalizar o setor elétrico, além de representar o governo federal como poder concedente no processo de outorga dos contratos de concessões públicas de energia através de licitações na modalidade de leilão. Posteriormente, em 1998, foi criado o ONS (Operador Nacional do Sistema) para coordenar e controlar as operações de geração e transmissão a fim de garantir a segurança e o abastecimento de energia dentro SIN.


No entanto, a forte diminuição dos níveis dos reservatórios no país e o descompasso entre a demanda de energia e a capacidade de geração ocasionaram um período de racionamento entre 2001 e 2002. Em consequencia disso, no ano de 2004 foi implementado o novo modelo do setor elétrico por meio das leis 10.847/2004 e 10.848/2004 e pelo decreto 5.163/2004. O novo modelo teve como premissas garantir o suprimento de energia para o sistema bem como promover a modicidade tarifária e a universalização do acesso ao serviço. Dentre as principais medidas, houve a criação da EPE (Empresa de Pesquisa Energética) para ser responsável pelo planejamento de expansão do setor elétrico no longo prazo. Desde então, o segmento de transmissão passou a ter maiores volumes de investimentos e uma expansão significativa no decorrer dos anos como pode ser observado nos gráficos abaixo. Evolução das linhas de transmissão dentro do SIN

000’ km

Fonte: MME, ONS e BB Investimentos

Evolução dos investimentos

R$ bilhões

Fonte: Aneel e BB Investimentos; *Estimativa

Concessões de transmissão. As concessões de transmissão de energia elétrica são leiloadas pela Aneel, que representa o governo federal no processo como poder concedente. Possuem três diferentes categorias, maturidade de 30 anos e RAP definida previamente em contrato. Os contratos de concessão são protegidos contra a volatilidade de preços no mercado, posto que a RAP é reajustada anualmente por índices de inflação (IPCA ou IGP-M, de acordo com a categoria do contrato) sempre no dia 1º de julho do ano corrente com vigência até o dia 30 de junho do ano subsequente ao reajuste. A RAP tem seu valor determinado pela Aneel com base nas projeçõs de investimento, custo de oportunidade e taxa de retorno da concessão. A Aneel estabelece uma receita anual máxima para cada ativo a ser leiloado e a concessão de transmissão é outorgada ao concessionário de serviços que ofertar no leilão o maior deságio em relação à esse valor. As concessionárias são remuneradas pela RAP durante o período de duração das concessões independentemente da quantidade de energia transportada pelas linhas de transmissão, o que possibilita maior estabilidade e previsibilidade na geração de fluxo de caixa para o investidor já que o risco em detrimento do consumo de energia no mercado é mitigado. A tarifa que remunera a RAP de todas as concessionárias de transmissão é a Tarifa Única de Utilização do Sistema de Transmissão (TUST). A TUST é reajustada anualmente, no mesmo período em que a RAP, sendo paga por geradoras, consumidores livres e distribuidoras de energia elétrica, por meio de um sólido mecanismo de garantias que protege e mitiga o risco de inadimplência perante as transmissoras.

72,5 77,6 80,0 83,0 86,2 87,3 90,4

97,0 100,2 103,4 106,5

116,8 125,6 129,3

134,9

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

1,1

8,4

0,82,4

3,8

6,65,5

3,31,9

15,1

4,9

2,7

7,6

11,4 11,1

14,5 14,4

18,4

31,0

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*

+86%


Categoria I Categoria II Categoria III

Contratos de concessões concedidos antes de 1999 e renovados no ano de 2013

(devido a MP 579) com vigência de 30 anos

RAP reajustada anualmente

pelo IPCA desde 2013

Há contratos sujeitos a revisão tarifária a cada cinco anos

Contratos de concessão leiloados entre 1999 e novembro

de 2006

RAP reajustada anualmente por índices inflacionários (IGP-M ou IPCA) - possui redução de seu valor em 50% a partir do 16º

ano de contrato

Não há revisão tarifária durante a vigência da concessão, que

possui prazo de 30 anos

Concessões leiloadas após

novembro de 2006

RAP reajustada anualmente pelo IPCA e sujeita a revisões

tarifárias periódicas a cada cinco anos após o inicio das

operações, com limite de três revisões tarifárias ao longo do

contrato

As revisões incorporam mudanças no custo de capital

de terceiros, refletindo, principalmente, alterações da

TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo)

Fonte: Aneel e BB Investimentos

A qualidade do serviço das concessionárias é apurada de acordo com indicadores de disponibilidade das linhas e eventuais indisponibilidades podem deduzir ou adicionar valor à RAP da concessão avaliada, conforme a sua performance operacional. A Parcela Variável (PV) é a parcela que, em caso de indisponibilidade das linhas ou restrição operativa das instalações integrantes da Rede Básica, deduz a receita das transmissoras. Em contrapartida, em caso de desempenho acima do esperado, as transmissoras recebem RAP adicional ao previsto em contrato com recursos provenientes da própria PV. Leilões de transmissão. Dado o crescimento da demanda por energia e a necessidade de expansão do SIN, houve um aumento substancial da oferta de linhas de transmissão através dos leilões promovidos pela Aneel a partir dos anos 2000. Com a mudança nas regras que estabeleciam as características das concessões de transmissão e consequentemente o desenvolvimento de novos mecanismos de remuneração para estimular a concorrência (em especial, com a criação da Categoria II), a oferta de novos lotes e a entrada de novos competidores no mercado proporcionou leilões disputados, com deságios médios expressivos sobre a RAP total ofertada, e maiores invetimentos para o setor. Entretanto, desde 2013, o segmento passou a registrar baixa competitividade em suas concorrências em virtude de alguns fatores: (i) menor atratividade das taxas de retorno dos projetos (atingindo o WACC real mínimo de 4,60% em 2013); (ii) pendências de pagamento da indenização da RBSE e (iii) deterioração do cenário macroeconômico doméstico. No ano de 2016 observou-se um movimento regulatório a fim de promover a recuperação da atratividade do setor, considerando que o esvaziamento dos leilões provoca um risco para o sistema visto que as linhas de transmissão são essenciais para o alcance do plano de expansão previsto para atendimento da carga de energia estimada para o futuro. O reconhecimento dos valores de indenização RBSE e a elevação em 13,13% do teto da RAP da segunda etapa do Leilão de Transmissão #013/2015, realizado em outubro, para ~R$ 2,6 bilhões, proporcionaram maior atratividade nessa última concorrência quando comparada aos leilões anteriores. Com investimentos da ordem de R$ 12 bilhões e deságio médio de 12,07% sobre a RAP inicialmente proposta (contra deságio de 2,96% na primeira parte do leilão, realizado em abril), foram leiloados nesse certame um total de 21 dentre 24 lotes ofertados (equivalente a 92% de aproveitamento), que em conjunto somam uma extensão total de 6.126 km. Cabe destacar que essa foi a maior taxa de sucesso obtida em um leilão de transmissão desde 2011. Histórico dos leilões de transmissão


27 7 8 7

137

24

7

28

19 1923

2024

13 1114

21

1

13

10

1017 10

3

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 -PT1

2016 -PT2

Lotes Negociados Lotes Vazios Deságio Médio (%)


Evolução do WACC real


Relação RAP/Investimento


Em nossa opinião, o grande destaque da concorrência foi a participação da Equatorial Energia, companhia do segmento de distribuição que em sua primeira participação em leilões de transmissão arrematou um total de 7 lotes, que em conjunto equivalem a uma RAP de ~R$ 718 milhões (ou 34% da RAP total leiloada). Dentre as transmissoras listadas na bolsa, destacamos o retorno da participação da Cteep em leilões após cinco anos de ausência (a Cteep arrematou 2 lotes em conjunto com a Taesa e um lote individualmente) e a participação da Alupar, que obteve sucesso na oferta de 2 lotes que somados representam RAP de ~R$ 360 milhões. A EDP energia (distribuidora, geradora e comercializadora de energia), em menor escala, também iniciou sua participação no segmento de transmissão através da aquisição de um lote de transmissão com RAP de ~R$ 21 milhões. Consideramos que a segunda etapa do Leilão de Transmissão #013/2015 deverá estimular a sequência de realizações de leilões com o objetivo de atender ao plano de expansão das linhas de transmissão estimado pelo governo. Entretanto, destacamos que a mudança na estrutura de custo de financiamento do BNDES para projetos de transmissão (passando a ser a custo de mercado ao invés de vez de TJLP), além de estimular a maior participação do mercado privado nas futuras concorrências, tende a desafiar a capacidade de captação das companhias posto que terão que recorrer a outras fontes de recursos mais custosas para viabilizar suas ofertas – um exemplo disso, seria a emissão de debentures de infraestrutura. O próximo leilão de transmissão irá ocorrer no próximo dia 24 de abril e contará com a oferta de 35 lotes com investimentos da ordem de R$ 13,1 bilhões. A Aneel prevê ainda a realização de mais dois leilões no ano, estimando para todo o exercício de 2017 investimentos de ~R$ 30-35 bilhões no setor. Ao todo, desde 1999, foram negociados mais de 270 lotes de transmissão no Brasil, resultando na adição de 66 mil km de linhas de extensão no sistema até 2016, com mais de R$ 133 bilhões de capex estimado durante todo o período.

Resumo dos últimos leilões de transmissão

Últimos leilões Data Lotes ofertados Lotes leiloados Taxa de Sucesso Extensão (km) RAP

(R$ bilhões) Deságio médio

013/2015 - PT 2 28/10/2016 24 21 88% 6.126 2,1 12,1%

013/2015 - PT 1 13/04/2016 24 14 58% 3.307 1,3 3,0%

005/2015 18/11/2015 12 4 33% 1.986 0,6 0,6%

001/2015 06/10/2015 11 4 36% 909 0,2 2,0%

007/2015 17/07/2015 1 1 100% 2.518 0,9 19,0%

007/2014 09/01/2015 4 2 50% 817 0,1 4,6%


11,00%

9,39%

7,73% 7,73% 7,50%7,05%

6,59%6,01%

5,59%5,00%

4,60%

5,57%

8,19%

9,10%9,68%

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 -PT1

2016 -PT2

21,9%

20,2%20,9%

22,9% 23,1%

19,7%

17,8%

17,9%

14,1%

15,4%

13,0%

12,2%

11,7%

11,4% 10,9%

12,7%

17,0%

19,6%

18,4%

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 -PT1

2016 -PT2


Resumo de resultados da segunda etapa do Leilão #013/2015

Lote UF Extensão (Km) RAP Máxima RAP Proposta Deságio Capex

estimado (R$ mil)

Concessionária

1 BA 260 85.435.516,51 76.700.000,00 10,22 408.490,00 CP II (N.A.S.S.P.E. E BTG PACTUAL)

2 BA/MG 541 264.592.751,25 214.700.000,00 18,86 1.268.737,00 OLYMPUS (ALUPAR E PERFIN)

3 BA/MG 338 106.613.120,00 106.613.120,00 0,00 509.595,00 COLUMBIA (TAESA E CTEEP)

4 MG 208 71.424.700,00 71.424.700,00 0,00 341.118,00 COLUMBIA (TAESA E CTEEP)

5 MG - 21.377.040,00 17.666.000,00 17,36 97.388,00 ECB

(CONSTRUTORA BRASIL E MOTA ENGIL)

6 MG/ES 288 145.986.950,00 145.986.950,00 0,00 698.780,00 OLYMPUS (ALUPAR E PERFIN)

7 MG **** **** ***** ***** ***** NÃO LEILOADO

8 BA 251 92.657.020,00 77.832.000,00 16,00 444.834,00 EQUATORIAL ENERGIA

9 BA 213 98.038.240,00 70.588.000,00 28,00 473.109,00 EQUATORIAL ENERGIA

10 BA/PI 485 171.256.970,00 148.308.000,00 13,40 819.688,00 SERTANEJO

(CYMI E FIP BRASIL ENERGIA)

11 PI/PE/CE **** **** ***** ***** ***** NÃO LEILOADO

12 BA/PI 380 114.331.590,00 102.900.000,00 10,00 547.501,00 EQUATORIAL ENERGIA

13 CE/PB/RN 435 142.032.740,00 111.495.000,00 21,50 679.335,00 SERTANEJO


14 BA/MG 594 223.056.950,00 185.598.000,00 16,79 1.065.594,00 EQUATORIAL ENERGIA

15 BA/MG 257 91.107.990,00 85.642.000,00 6,00 435.452,00 EQUATORIAL ENERGIA

16 MG 330 106.179.410,00 106.179.000,00 0,00 507.222,00 EQUATORIAL ENERGIA

17 BA/MG 542 200.856.670,00 174.624.789,00 13,06 959.604,00 TAESA

18 MG **** 47.337.730,00 39.400.000,00 16,77 211.311,00 FIP PATRIA INFRAESTRUTURA III

19 MG **** **** ***** ***** ***** NÃO LEILOADO

20 BA/MG/GO 451 158.620.390,00 130.510.000,00 17,72 806.450,00 SERTANEJO


21 ES 79 63.059.310,00 47.200.000,00 25,15 297.819,00 CTEEP

22 MG/ES 236 101.019.644,89 101.019.640,00 0,00 485.841,00 EATE

23 PA 125 89.784.520,00 89.784.000,00 0,00 426.985,00 EQUATORIAL ENERGIA

24 ES 113 21.854.510,00 20.718.075,00 5,20 116.046,00 EDP - ENERGIAS DO BRASIL

TOTAL 6.125,70 2.416.623,76 2.124.889,27 12,07% 11.600.899,00


É também aguardado para 2017 a relicitação de concessões não operacionais de transmissão sob controle da Abengoa. Especialmente no período entre 2012 a 2015, os leilões de transmissão contaram com a oferta de grandes projetos de interligação entre regiões, adquiridos por investidores estrangeiros (em destaque, companhias chinesas como a State Grid e espanholas como a Abengoa e a Isolux) através de estratégias bastante agressivas, com a oferta de deságios altos e taxas de retorno muito baixas em comparação a leilões anteriores. A Abengoa, dentro desse processo, adquiriu lotes importantes que, posteriormente, em virtude de diferentes fatores, mostraram-se de execução financeiramente inviável. A companhia detém, dentre outros ativos, a construção de uma das linhas de Belo Monte, responsável por escoar a energia produzida pela usina para estados do Nordeste. A Aneel tem como expectativa a conclusão do processo de caducidade das linhas de transmissão da Abengoa que ainda estão em construção a fim de possibilitar a relicitação dessas concessões. No entanto, há, no âmbito judicial, liminar suspendendo o processo e solicitando a revisão das receitas e do cronograma de execução das obras, o que pode levar a uma fragilidade regulatória ao abrir-se o precedente para construtores que julguem suas concessões inviáveis economicamente, não cumpram obrigações contratuais e transfiram o risco para o poder concedente e demais agentes. Acreditamos que, se revogada a suspensão liminar e concluído o processo de caducidade dos ativos, a relicitação das concessões em condições atrativas deve atrair investimentos para o segmento, proporcionando competitividade entre companhias tradicionais e novos investidores, além de possibilitar o desenvolvimento de linhas que estão em atraso. Expectativas para os próximos leilões


Leilões Investimento (R$) Data prevista

05/2016 ~ 13,1 bilhões Abril de 2017

Relicitação Ativos Abengoa Até 8,0 bilhões 1º semestre 2017

Previstos (estimativa BB-BI) ~ 10,0 bilhões 2º semestre de 2017


iii. Analise comparativa de múltiplos

Companhia Ticker País EV

(R$ mm)

Valor de Mercado (R$ mm)

EV/EBITDA 17e

EV/EBITDA 18e

P/E 17e

P/E 18e

Transmissoras

Taesa TAEE11 Brasil 11.295 8.106 8,5 9,1 9,4 9,9

Alupar ALUP11 Brasil 11.235 5.943 8,4 8,6 13,6 11,4

Cteep TRPL4 Brasil 10.769 9.933 8,6 4,7 10,8 7,1

Média Transmissoras 8,5 7,5 11,3 9,5

Geradoras, Distribuidoras e Integradas

Eletrobrás ELET6 60.547 21.801 12,1 7,3 20,2 6,8 60.547

CPFL Energia CPFE3 44.543 26.262 9,7 8,7 19,0 14,2 44.543

Cemig CMIG4 25.430 12.287 6,7 6,1 8 6 25.430

Engie EGIE3 23.861 22.585 6,5 6,3 12,4 12,5 23.861

Copel CPLE6 14.482 7.316 5,1 4,6 6,9 5,6 14.482

Equatorial EQTL3 14.071 11.447 9,1 8,0 13,3 11,2 14.071

EDB ENBR3 13.103 8.186 6,0 5,5 12,4 9,6 13.103

Light LIGT3 10.528 4.266 5,9 5,1 11,7 7,2 10.528

AES Tietê TIET11 6.153 5.285 6,4 5,4 11,1 9,2 6.153

Eletropaulo CESP6 5.505 5.441 9,9 8,2 27,3 17,4 5.505

Cesp ELPL4 4.713 2.509 4,8 4,1 26,2 14,3 4.713

Média Geradoras, Distribuidoras e Integradas 7,5 6,3 15,3 10,4

Fonte: Bloomberg (19 de abril de 2017)

Companhia Ticker País Rec. Líq.

17e (R$ mm)

Rec. Líq. 18e

(R$ mm)

EBITDA 17e (R$ mm)

EBITDA 18e (R$ mm)

Margem EBITDA

17e

Margem EBITDA

18e

Transmissoras

Cteep TRPL4 Brasil 1.878 2.873 1.252 2.282 67% 79%

Taesa TAEE11 Brasil 1.768 1.522 1.324 1.244 75% 82%

Alupar ALUP11 Brasil 1.660 1.607 1.336 1.303 80% 81%

Geradoras, Distribuidoras e Integradas

Eletrobrás ELET6 Brasil 34.780 32.434 5.008 8.290 14% 26%

CPFL Energia CPFE3 Brasil 22.137 21.958 4.604 5.149 21% 23%

Cemig CMIG4 Brasil 19.487 20.279 3.822 4.153 20% 20%

Copel CPLE6 Brasil 13.551 14.391 2.844 3.174 21% 22%

Eletropaulo ELPL4 Brasil 11.484 11.892 989 1.142 9% 10%

Light LIGT3 Brasil 10.577 11.245 1.774 2.083 17% 19%

EDP ENBR3 Brasil 9.548 10.140 2.178 2.403 23% 24%

Equatorial EQTL3 Brasil 7.534 8.054 1.541 1.764 20% 22%

Engie EGIE3 Brasil 7.193 7.306 3.650 3.761 51% 51%

AES Tietê TIET11 Brasil 1.695 1.763 966,0 1140 57% 65%

Cesp CESP6 Brasil 1.495 1.559 555 668 37% 43%

Fonte: Bloomberg (19 de abril de 2017)

15 / 41

ALUPAR 20 de abril de 2017

Início de cobertura: uma história de desenvolvimento e construção de novos projetos Iniciamos a cobertura da Alupar com recomendação market peform e um preço alvo para ALUP11 de R$ 22,00 em 2017, o que representa uma upside de 8,4% em relação à cotação de 19/04/2017. Acreditamos que a companhia será uma das mais beneficiadas pelo cenário projetado para o segmento de transmissão tendo em vista (i) a proximidade de novos leilões, (ii) o aumento da rentabilidade para projetos greenfield e (iii) o plano de expansão estimado para o setores de geração e transmissão. A companhia possui expressivo track record na construção de novas linhas de transmissão e empreendimentos de geração, o que, em nossa visão, pode representar vantagem competitiva no desenvolvimento dos projetos recém-adquiridos, com desempenho favorável na redução do capex estimado, potencializando o retorno para o acionista. Avaliamos que a empresa será capaz de aproveitar seu forte fluxo de caixa até o término das concessões atuais, para viabilizar seu crescimento, mantendo o nível atual de distribuição de dividendos em aproximadamente 50% do lucro líquido, apesar do impacto da diminuição das receitas em decorrência da redução das RAPs de determinados contratos de transmissão e da alavancagem necessária para financiar a construção dos novos projetos. Pesa positivamente o fato da Alupar ter iniciado um processo de desalavancagem por meio da venda da Transchile (US$ 59 milhões) e pelo aumento de capital realizado agora em abril de 2017, através da oferta de novas ações ao mercado no valor de R$ 833 milhões, o que deve possibilitá-la a realizar novos investimentos, não somente em transmissão, mas também em geração, com condições de financiamento favoráveis. Modelo de negócios de baixo risco, com alta previsibilidade de geração de caixa. O baixo risco regulatório e operacional apresentado pelo segmento de transmissão (onde a companhia concentra a maior parte de suas operações), proporcionando alta previsibilidade das receitas e de fluxo de caixa facilitam o planejamento da expansão. O modelo de negócios da Alupar, com (i) concessões de transmissão de longo prazo remuneradas independentemente do volume de energia transmitido e RAPs reajustadas anualmente por índices inflacionários, e (ii) concessões e autorizações de geração de longo prazo, com elevado percentual de venda de energia no mercado regulado (~81%), no qual os preços são negociados previamente em leilão e também reajustados pela inflação, possibilitaram a Alupar obter ao longo dos últimos anos um crescimento estável, sendo uma das companhias mais rentáveis do setor elétrico, com margem EBITDA média de 83% nos últimos quatro anos. Principais riscos. Alguns riscos que poderiam trazer impacto negativo ao valor da companhia ou em sua tese de investimento incluem: (i) aumento expressivo de competição no segmento de transmissão, prejudicando seu crescimento com a rentabilidade atual; e (ii) problemas na execução de novos projetos ou na obtenção de licenças ambientais, com potenciais atrasos e sobrecustos.

Destaques Financeiros (R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Receita Liquida 1.583.487 1.762.984 1.803.735 1.745.078

EBITDA 1.390.015 1.407.291 1.439.820 1.392.998

Divida Liquida 3.633.378 3.144.194 3.102.650 3.125.047

Margem EBIT (%) 75,4% 68,6% 67,9% 66,5%

Margem EBITDA (%) 87,8% 79,8% 79,8% 79,8%

Margem Liquida (%) 43,3% 32,6% 32,4% 30,6%

Dividend Yield (%) 2,6% 2,0% 2,1% 1,9%

RSPL (%) 21,5% 13,1% 12,1% 10,1%

Fonte: Companhia e BB Investimentos estimativas

Utilities

Viviane Silva, CNPI



[email protected]


[email protected]

ALUP11 Market Perform

Preço em 19/04/2017 (R$) 20,30

Preço-alvo 12/2017 (R$) 22,00

Upside 8,4%


Variação 1 mês 3,6%



Min. 52 sem (R$) 11,9

Máx. 52 sem. (R$) 20,7

Valuation R$ mil

Valor da firma 2017e 9.468.917

Dívida líquida 2017e 3.144.194

Valor para os acionistas 2017e 6.324.723

Units (# mil) 287.462

Múltiplos 2017e 2018e 2019e

EV/EBITDA 6,7x 6,6x 6,8x

LPA (R$) 2,00 2,04 1,86

Descrição da companhia

Companhia nacional de controle privado, a Alupar atua no setor de energia elétrica nos segmentos de transmissão e geração de energia. Em transmissão, possui 26 ativos distribuídos ao longo de 6.788 km de extensão em linhas. No campo de geração, a companhia possui 10 concessões constituídas por empreendimentos de pequeno e médio porte. Também possui ativos em outros países da América do Sul.


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ALUP11 IBOV IEE



Alupar

16 / 41

i. Alupar Companhia nacional de controle privado, a Alupar atua no setor de energia elétrica com presença nos segmentos de transmissão e geração de energia. No segmento de transmissão, possui 26 ativos distribuídos ao longo de 6.788 km de extensão em linhas, em operação e em desenvolvimento, com contratos de concessão de longo prazo, cujo primeiro vencimento deve ocorrer a partir de 2030. Suas concessões são remuneradas independentemente do volume de energia transmitido, o que evita sua exposição contra a volatilidade de consumo no sistema, com RAP reajustada anualmente por índices inflacionários (IGP-M e IPCA). No segmento de geração, a companhia possui dez concessões constituídas por empreendimentos de pequeno e médio porte em operação (550 MW) e implantação (137 MW), com contratos de longo prazo (primeiro vencimento previsto para 2034) com elevado percentual de venda de energia no mercado regulado (~81%), onde os preços são negociados previamente em leilão e também reajustados pela inflação. No segmento de transmissão, onde a companhia concentra suas operações, somadas, as concessões representam atualmente uma RAP de ~R$ 2.189 milhões (não ponderada por participação) devido à recente aquisição de três novas concessões no último leilão promovido pela Aneel, em outubro de 2016 (duas em parceria com a Perfin e uma por meio da subsidiária EATE, cujo controle é compartilhado com a Taesa). Destacamos que a Alupar iniciou suas atividades no setor elétrico com projetos de construção e infraestrutura, fator que corrobora sua estratégia de crescimento via desenvolvimento de projetos greenfield.

Histórico da Companhia

Fonte: Companhia e BB Investimentos

Evolução e perspectivas de crescimento


Perfil das concessões. No segmento de transmissão, o portfólio da companhia é constituído por 26 ativos que em conjunto abrangem ~6,7 mil km de extensão de linhas, sendo 4,7 mil km operacionais e 1,3 mil km em fase de construção (com investimentos totais previstos de R$ 3 bilhões). Os ativos que se encontram em fase de implementação são ELTE, ETAP, ETC, TCE (Colômbia) e os lotes recém-adquiridos no último leilão de transmissão realizado no Brasil (TPE, TCC e ESTE), com cronograma de entrada em operação comercial previsto entre 2017 e 2022. Cada concessão possui prazo de 30 anos, sendo que o primeiro vencimento ocorrerá a partir do ano de 2030 – a única exceção é a concessão de TCE, adquirida pela companhia em leilão realizado na Colômbia, que possui vigência perpétua. A concessão colombiana tem receita definida previamente em contrato pelo prazo de 25 anos após o início da operação comercial da concessão, sendo recalculada a partir do 26º ano de acordo com a regulação correlata e de forma vitalícia. As concessões nacionais da companhia (que compõe a maior parte de seu portfólio) são formadas por linhas de transmissão de alta voltagem e estão presentes em todos os subsistemas do país através de ativos próprios, subsidiárias e participações diretas e indiretas. São remuneradas pela disponibilidade de suas instalações no sistema, independentemente do volume de energia transmitido, a partir da RAP estabelecida previamente em contrato e reajustada anualmente por índices vinculados à inflação (IGP-M ou IPCA). O conjunto de linhas de transmissão da companhia representa ~5% do SIN, com RAP total de ~R$ 2.189 milhões (não ponderada por participação).

Antecedentes Início em Transmissão Início em Geração Fase de crescimento

0

576

1500 1679

2293

28343285 3392 3392 3392

4750 4750 4750 4750 4750 4750 4788 4788 4808 4808 5008

6073

0 68179 179 179

347 431634 634 687 687 687 687 687

2000 2001 2002 2003 2004 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Extensão das linhas de transmissão (km) Capacidade de geração (MW)

1960: Início das operações no setor

elétrico através de projetos de

engenharia e construção em

infraestrutura

2000: Início das operações no

segmento de transmissão – a

companhia adquiriu em leilões

2.100 km de linhas

2005: Início da participação no

segmento de geração por meio da

aquisição das concessões de Ijuí e

Foz do Rio Claro

2009: Entrada do FI-FGTS como

acionista

2013: IPO em abril de 2013

2016: Aumento do capital privado

em R$ 350 milhões

2017: Aumento do capital privado

em R$ 833 milhões

Alupar

17 / 41

No segmento de geração, a companhia iniciou suas operações em 2010, com capacidade de 68 MW. Atualmente, a Alupar possui empreendimentos de pequeno e médio porte, com capacidade instalada total de 687 MW (550 MW em operação e 137 MW em implantação). Seu portfólio é formado por UHEs (Usinas Hidrelétricas), PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas) e parques eólicos localizados no Brasil e no exterior (Colômbia e Peru), totalizando dez concessões. Os ativos que se encontram em fase de construção são a UHE La Virgen (Peru) e a PCHs Verde 08 (Brasil), com cronograma de entrada em operação previsto entre 2017 e 2018. As concessões de geração da Alupar no país são de longo prazo, com duração de 35 anos (primeiro vencimento previsto para 2034), e elevado percentual de venda de energia no mercado regulado (~81%), onde os preços são negociados previamente em leilão e também reajustados pela inflação. Os ativos localizados na Colômbia e no Peru possuem concessões vitalícias. Ao todo, a companhia possui 342,9 MW médios contratados. As usinas hidrelétricas e PCHs brasileiras da Alupar fazem parte do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), no qual a energia é realocada entre todas as usinas hidrelétricas integrantes ao modelo através da transferência do excedente produzido acima da garantia física (máxima energia que pode ser contratada no mercado regulado), cujo objetivo é mitigar o risco hidrológico dada a alta volatilidade nos regimes de chuva e nos níveis dos reservatórios de geração no país. Com o MRE, é garantido o recebimento pela energia assegurada comercializada no mercado regulado, independentemente de sua produção efetiva de energia, no entanto, se as usinas integrantes do MRE, como um todo, tiverem gerado energia inferior, elas terão o custo de aquisição desse déficit no mercado spot conjuntamente, enquanto em caso de energia gerada em excedente, as usinas a venderão no mercado spot, possibilitando ganhos para companhia. Entretanto, destacamos que o preço spot sofre influência de diversos fatores que o tornam altamente volátil, entre eles os níveis dos reservatórios e a previsão de afluência, assim como a relação entre demanda e oferta de eletricidade.

Portfólio de Ativos de Transmissão

2017

Ativos

Participação Concessão Início da Operação

Extensão (Km)

RAP Ciclo 2016/2017

(R$ milhões) ¹ Indexador

Revisão Tarifária % Início Fim

1. ETEP 50,0% 2001 2031 2002 323 96,5 IGP-M Não

2. ENTE 50,0% 2002 2032 2005 464 221,6 IGP-M Não

3. ERTE 50,0% 2002 2032 2004 179 49,8 IGP-M Não

4. EATE 50,0% 2001 2031 2003 924 422,3 IGP-M Não

5. ECTE 50,0% 2000 2030 2002 252.5 79,7 IGP-M Não

6. STN 51,0% 2004 2034 2005 541 177,3 IGP-M Não

7. Transleste 33,7% 2004 2034 2005 150 40,2 IGP-M Não

8. Transudeste 33,7% 2005 2035 2007 140 24,9 IGP-M Não

9. Transirapé 33,7% 2005 2035 2007 65 29,2 IGP-M Não

10. STC 60,0% 2006 2036 2007 195 41,5 IPCA Não

11. Lumitrans 55,0% 2004 2034 2007 51 26,2 IGP-M Não

12. ETES 100,0% 2007 2037 2008 107 14,3 IPCA Sim

13. EBTE 25,5% 2008 2038 2011 775 44,4 IPCA Sim

14. TME 46,0% 2009 2039 2011 348 48,3 IPCA Sim

15. ESDE 50,0% 2009 2039 2014 Subestação 12,6 IPCA Sim

16. ETEM 62,8% 2010 2040 2011 235 12,0 IPCA Sim

17. ETVG 100,0% 2010 2040 2012 Subestação 10,2 IPCA Sim

18. TNE 51,0% 2012 2042 Pré-Oper. 715 169,6 IPCA Sim

19. ETSE 50,0% 2012 2042 2014 Subestação 21,6 IPCA Sim

20. ELTE 100,0% 2014 2044 Pré-Oper. Subestação+38 34,3 IPCA Sim

21. ETAP 100,0% 2016 2046 Pré-Oper. Subestação+20 49,2 IPCA Sim

22. ETC 100,0% 2016 2046 Pré-Oper. Subestação 28,5 IPCA Sim

23. TPE (Lote 2) 99,0% 2017 2047 Pré-Oper. 541 214,7 IPCA Sim

24. TCC (Lote 6) 99,0% 2017 2047 Pré-Oper. 288 146,0 IPCA Sim

25. ESTE (Lote 22) 50,0% 2017 2047 Pré-Oper. 236 101,0 IPCA Sim

26. TCE (Colômbia) 100,0% 2017 Perpétua Pré-Oper. 200 73,1 PPI -

6.788 2.189

Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Não ponderado por participação

Alupar

18 / 41

Portfólio de Ativos de Geração

2017

Ativos

Participação Concessão Início da Operação

Tipo Capacidade

Instalada (MW)

Energia Assegurad

a (MW médio)

Energia Contratada

(%)

Energia Contratada

(MW Médio)

Receita Contratada

(R$ milhões)

PPA Prazo

PPA Preço

Index

Capital Total

Capital Votante

Início Fim

1. Foz do Rio Claro 100,00% 66,06% 2006 2041 2010 UHE 68,4 41 100,0% 41,0 64,7 2039 180,1 IPCA

2. Ijuí 100,00% 86,66% 2006 2041 2011 UHE 51 30,4 100,0% 30,4 51,4 2039 192,9 IPCA

3. Queluz 68,83% 68,83% 2004 2034 2011 PCH 30 21,4 100,0% 21,0 43,8 2025 238,1 IGP-M

4. Lavrinhas 64,19% 64,19% 2004 2034 2011 PCH 30 21,4 100,0% 21,0 43,8 2025 238,1 IGP-M

5. F. Gomes 100,00% 100,00% 2010 2045 2014 UHE 252 153,1 70,0% 105,1 92,6 2045 100,6

IPCA 30,0% 39,9 59,4 2031 170,0

6. Energia dos

Ventos 100,00% 100,00% 2012 2047 2016 Eólica 98,7 50,9 83,0% 42,2 52,7 2035 142,5 IPCA

7. Morro Azul 99,97% 99,97% Vitalícia 2016 PCH 19,9 13,2 100,0% 13,2 Nota¹ 2026 Nota¹ IPP

8. Verde 08 99,90% 99,90% 2012 2044 2018 PCH 30 18,7 70,0% 13,1 17,5 2048 152,8 IPCA

9. La Virgem 65,00% 65,00% Vitalícia 2017 UHE 84 49,3 20,3% 10,0 Nota² - - -

10. Água Limpa 90,00% 90,00% 2014 2049 2018 PCH 23 11,9 50,4% 6,0 8,5 2048 162,2 IPCA

687,0 411,3 342,9 434,4

Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Morro Azul: COP $154.620,0 / MWh (07/2016 a 06/2021) - COP $ 156.470,0 / MWh (07/2021 a 06/2026); ²La Virgen: 10MW – USD 39,0 (Base: Jan/16 - contrato de 3 anos)

Capacidade instalada submetida ao MRE Reajuste Contratual das Receitas

MW


Histórico recente de crescimento. Na segunda parte do Leilão de Transmissão #013/2015, promovido pela Aneel em outubro passado, a Alupar teve participação de destaque. A companhia adquiriu um total de 3 lotes com investimentos estimados de R$ 2.451 milhões (sendo um por meio de sua coligada EATE, em parceria com a Taesa e outros dois em parceria com a Perfin), o que representará um acréscimo de 1.065 km em sua base de linhas de transmissão e RAP de ~R$ 236 milhões (ponderado por participação). Consideramos a participação da companhia no leilão bastante expressiva, destacando a relevância e o incremento de receita incorporada ao seu portfólio. Outro ponto positivo, é o track record da Alupar na construção e implementação de novos projetos, o que pode levá-la a um desempenho favorável na redução do capex estimado, potencializando o retorno para o acionista – a companhia estima capex efetivo até 10% menor do que o previsto pela Aneel (veja a seguir o detalhamento dos lotes adquiridos).

68

431

5130

30

252

81%

45% 51%

19%

55% 49%

Geração Transmissão Total

IPCA IGP-M

Alupar

19 / 41

Resumo dos lotes arrematados na segunda etapa do Leilão # 013/2015

TPE (Lote 2) TCC (Lote 6) ESTE (Lote 22)

RAP Máxima (R$ milhões) 264,5 145,9 101

RAP Proposta (R$ milhões) 214,7 145,9 101

Deságio 18,86% 0% 0%

Extensão (Km) 541 288 236

Capex estimado (R$ milhões) 1.268 698 485

Prazo (meses) 60 60 60

Assinatura do Contrato fev/17 fev/17 fev/17

Individual / Consórcio / Coligada Alupar (51%) e Perfin (49%)

Alupar (51%) e Perfin (49%)

EATE

Localização BA/MG MG/ES MG/ES


Estrutura acionária. O bloco de controle da companhia é formado pela Guarupart (com 61,1% do capital total) em conjunto com o FI-FGTS (com 14,1% do capital total). A Guarupart é uma holding administrada pela família Godoy Pereira, que atua com investimentos nos segmentos de energia elétrica e infraestrutura. O FI-FGTS é o fundo de investimentos do FGTS, administrado pela Caixa Econômica Federal, constituído para direcionamento e aplicação de recursos em investimentos de infraestrutura, energia, entre outros. O conselho de administração da companhia é composto por, no mínimo, sete e, no máximo, 10 membros, e eventuais suplentes indicados por seus acionistas, sendo presidido atualmente pelo Sr. José Luiz de Godoy Pereira, que possui mais de 17 anos de experiência no setor de construção, infraestrutura e energia e exerce funções de destaque na Alupar desde 2007, acumulando diferentes cargos, entre eles diretor Vice-Presidente, Diretor Administrativo Financeiro e de Relação com Investidores. Desde 2006, o Diretor Presidente da companhia é o Sr. Paulo Roberto de Godoy Pereira, que durante o período entre 2004 e 2014 também presidiu a ABDIB (Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústrias de Base). A Guarupart e o FI-FGTS exercem o controle da Alupar por meio de um acordo de acionistas celebrado em 2009 e com vigência até o momento em que o FI-FGTS passar a deter menos que 10% do capital social da companhia. O acordo prevê a tomada de decisão conjunta entre os sócios majoritários, evitando assim deliberações unilaterais entre as partes. Composição acionária

# milhões de ações (2017)

Alupar Ações

Ordinárias Ações

Preferenciais Ações Totais %

Guarupart 446,0 12,5 458,5 52,2%

FI-FGTS* 35,2 70,3 105,5 12,0%

Free float 118,6 196,6 315,2 35,9%

Total 599,8 279,4 879,1 100,0%


Alupar

20 / 41

Estrutura societária

2017


Foz do Rio

Claro

ETES

STN

TME

ECTE

ETEP

ETEM

ETVG

TNE

ELTE

ETAP

ETC

TPE (Lote 2 )

TCC (Lote 6 )

ETSE

ESDE

Transleste

Transudeste

99,9%

50,9%

46,0%

50,0%

V 50,0% T 50,0%

62,8%

100%

51%

100%

100%

100%

51%

51%

100%

100%

70,0%

41,0%

41,0%

41,0%

Lumitrans

10,0%

10,0%

EATE

V 50,0% T 50,0%

STC

15,0% 80,0% 61,5% 2 0,0%

ESTE (Lote 22)

100%

ENTE

50,0%

Transminas

Transirapé

10,0%

ERTE 18,0%

EBTE 51,0%

Ijuí

Ferreira Gomes

Queluz

Lavrinhas

Energia dos

Ventos

Risaralda

Verde 8

La Virgen

Água Limpa

18,4% 38,2%

21,9%

Ativos em implantação

Transmissão Ativos do grupo TBE Geração

V 100% T 66,0%

V 100% T 86,6%

100%

68,8%

64,1%

100%

99,9%

99,9%

65,0%

90,0%

TCE Colômbia 100%

Alupar

21 / 41

Localização geográfica dos Ativos de Transmissão e Geração

2017


RAP¹ Receita Líquida Regulatória

R$ milhões R$ milhões

Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Não ponderado por participação

Em implantação

Transmissão

Geração

Operacional

977,2

1.175,41.284,6

1.382,01.460,4

2.189,0

2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015 2015/2016 2016/2017

910

1.024 1.111

1.293

1.417

1.584

354 414

2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16

CAGR 10-16: 20,10%

Alupar

22 / 41

EBITDA Regulatório e Margem EBITDA Lucro Líquido Regulatório e Margem Líquida



Dividendos Indisponibilidade das Linhas

R$ milhões % indisponibilidade


ii. Valuation Iniciamos a cobertura da Alupar com recomendação market peform e um preço alvo para ALUP11 de R$ 22,00 para o final de 2017, o que representa uma upside de 8,4% em relação à cotação de 19/04/2017. Nosso preço alvo deriva de um método de fluxo de caixa descontado (DCF) contemplando os fluxos de caixa para a firma projetados para todo o período de vigência de suas concessões em termos nominais, descontadas pelo WACC (custo médio ponderado de capital) nominal estimado de 10,8%. Em nosso modelo DCF, a projeção dos fluxos de caixa consideram o desempenho operacional de cada ativo da Alupar separadamente, com base na contabilidade regulatória, a fim de refletir a dinâmica de remuneração, custos e vencimentos de cada concessão. Para as concessões com participações minoritárias ou sem controle definido, e portanto não consolidadas pela companhia, a projeção foi realizada na proporção da participação detida pela companhia no ativo. Nos investimentos projetados para a companhia foram considerados o capex estimado para a construção dos ativos já licitados e ainda em fase pré-operacional e o capex de manutenção de aproximadamente 4,5% da receita líquida. A depreciação foi calculada com base na vida útil média dos ativos de 38 anos, superior portanto a duração das concessões, o que resultou num imobilizado não depreciado ao fim da última concessão que foi considerado valor terminal e trazido a valor presente, contribuindo com R$ 169,1 milhões ao valor da empresa. O aumento de capital realizado através da oferta primária de ações no presente mês no valor de R$ 833 milhões já foi incorporado às nossas projeções e estimamos o nível de payout próximo ao mínimo estatutário de 50% do lucro líquido para viabilizar o crescimento e a desalavancagem esperados. As premissas assumidas para estimar o custo do capital (WACC) foram estrutura de capital composta por 51% de dívida, a taxa livre de risco de 4,9% em dólar, o prêmio de risco de mercado de 4,6%, o risco país de 2,9% diferencial de inflação de 1,95% e o beta alavancado de 0,87.

696 829

909 1.056

1.161

1.395

318 410

76,6%80,9% 81,8% 81,6% 81,9%

88,1% 89,8%

98,9%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16

EBITDA Margem EBITDA

136 147

212

288

170

307

59

161

15,0% 14,3% 19,1% 22,3%12,0%

22,0%10,4% 12,5%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16

Lucro Líquido Regulatório Margem Líquida

48

105

350 350

175150,2

25,0%50,0%

127,1%101,6%

88,1%

50,9%

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Diviendos Payout

0,36%

0,58%

0,42% 0,41%

0,56%

0,35%

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Alupar

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iii. Projeções

Valor Total para a Firma (R$ milhões) 9.469 Premissas para o Valuation

VP do FCFF 9.300 Beta 0,96

VP do Valor Terminal 169.1 WACC 10,8%

Unit (# milhões) 287.5 D/(D+E) 51,0%

Divida Liquida 3.144 Taxa livre de risco 4,9%

Valor para o acionista 6.325 Prêmio de mercado 4,6%

Preço alvo (R$) 22,00 Crescimento na perpetuidade 0,0%

Múltiplos 2016a 2017e 2018e 2019e

LPA (R$) 2,39 2,00 2,04 1,86

EV / EBITDA 6,8x 6,7x 6,6x 6,8x

P / E 8,5x 10,2x 10,0x 10,9x

P / BV 1,8x 1,3x 1,2x 1,1x

Principais indicadores 2016a 2017e 2018e 2019e

Divida CP / Dívida Total 25,9% 21,2% 23,7% 23,6%

D / (D+E) 53,3% 41,8% 39,1% 37,3%

Divida Liquida / EBITDA 2,6x 2,2x 2,2x 2,2x

Retorno 2016a 2017e 2018e 2019e

Dividend yield 2,6% 2,0% 2,1% 1,9%

FCF yield 8,1% 3,9% 5,0% 4,2%

Destaques financeiros

(R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Receita Liquida 1.583.487 1.762.984 1.803.735 1.745.078

EBIT 1.194.523 1.208.865 1.224.380 1.159.935

EBITDA 1.390.015 1.407.291 1.439.820 1.392.998

Dívida Bruta 4.567.651 4.716.285 4.733.345 4.707.224

Divida Liquida 3.633.378 3.144.194 3.102.650 3.125.047

Margem EBIT 75,4% 68,6% 67,9% 66,5%

Margem EBITDA 87,8% 79,8% 79,8% 79,8%

Margem Liquida 43,3% 32,6% 32,4% 30,6%

RSPL (%) 21,5% 13,1% 12,1% 10,1%

EV / EBITDA 6,8x 6,7x 6,6x 6,8x

DRE sintético (R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Receita Liquida 1.583.487 1.762.984 1.803.735 1.745.078

Custos -406.707 -424.341 -446.577 -456.683

EBIT 1.194.523 1.208.865 1.224.380 1.159.935

Resultado Financeiro -430.255 -423.938 -424.088 -425.198

EBT 764.268 784.927 800.291 734.737

Lucro Liquido 685.761 574.001 585.236 533.607


Alupar

24 / 41

Balanço Patrimonial

(R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Ativo 8.516.371 10.057.385 10.562.031 10.927.799

Ativo circulante 1.342.455 2.146.010 2.217.710 2.150.341

Ativo não circulante 7.173.916 7.911.374 8.344.321 8.777.458

Outros ativos LP 84.152 93.691 95.857 92.740

Investimentos 262.275 262.275 262.275 262.275

Imobilizado 6.610.210 7.338.129 7.768.910 8.205.165

Intangível 217.279 217.279 217.279 217.279

Passivo 8.516.371 10.057.385 10.562.031 10.927.799

Passivo circulante 1.825.975 1.831.191 1.973.722 1.934.897

Passivo não circulante 3.506.747 3.854.484 3.751.420 3.731.870

Empréstimos e

Financiamentos LP 3.382.767 3.716.450 3.610.196 3.595.238

Outros passivos LP 123.980 138.034 141.224 136.632

Patrimônio liquido 3.183.649 4.371.709 4.836.889 5.261.031


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Cteep 20 de abril de 2017

Início de cobertura: RBSE determinando valor Iniciamos a cobertura da Cteep com recomendação outperform e um preço alvo para TRPL4 de R$ 69,50 em 2017, o que representa um upside de 12,0% em relação à cotação de 19/04/2017. Acreditamos que a companhia se beneficiará do cenário projetado para o segmento de transmissão, tendo em vista (i) a proximidade de novos leilões com taxas de retorno atrativas, (ii) a baixa alavancagem da companhia com possibilidade de levantar dívidas para financiar a construção de novos projetos e (iii) a receita extraordinária que a companhia receberá ao longo dos próximos 8 anos, referentes aos ativos RBSE, acreditamos que esse montante (estimado em ~R$ 3,9 bilhões ao final de 2012) possibilitará à Cteep participar de novos leilões de transmissão e de eventuais transações de M&A. Dada a sua baixa alavancagem e o crescente fluxo de caixa previsto para os próximos anos, acreditamos que a Cteep terá a possibilidade de continuar mantendo um payout elevado. Ao mesmo tempo, entendemos que a companhia retomará seu crescimento via leilões, dos quais havia deixado de participar, tendo ficado ausente de leilões por um período de cinco anos em virtude das incertezas no ambiente regulatório – o último leilão de transmissão, promovido em outubro passado, já contou com sua participação. Ativos consolidados e oportunidades de crescimento via indenização RBSE. O portfólio da Cteep é constituído atualmente por 18 concessões de transmissão de energia distribuídas ao longo de 19,1 mil km de extensão de linhas. Cada concessão possui prazo de 30 anos, sendo que o primeiro vencimento ocorrerá a partir do ano de 2025. Somadas, as linhas de transmissão da Cteep representam ~14% do SIN e possuem RAP total de ~R$ 1,4 bilhões (ponderada por participação). O processo de pagamento da RBSE, em decorrência da renovação antecipada do contrato de concessão, previsto para ocorrer a partir de julho desse ano pelo período oito anos, deverá contribuir para o crescimento da Cteep nos próximos anos, impulsionando a retomada de investimentos no segmento de transmissão, seja pela participação da companhia em leilões ou em reforços ou ampliações de sua base de ativos, considerando a maior capacidade de financiamento e investimento proporcionada em efeito do recebimento da indenização (aguardada desde 2013). Potenciais ganhos. Entendemos que o nosso target price incorpora bem os fundamentos atuais da companhia mas podem surgir fatos que tragam valor adicional, dos quais se destacam (i) um reconhecimento adicional pela Aneel referente ao valor dos ativos da RBSE, (ii) a incorporação de novos ativos via leilões ou aquisição de ativos já licitados, assim como (iii) a possibilidade de mudança em sua estrutura de capital, que ao se tornar mais alavancada reduz seu custo médio de capital. Ressaltamos também que caso a companhia não consiga transformar sua liquidez em novos investimentos produtivos incrementando seu valor, é provável que haja distribuição de dividendos extraordinária ou redução de capital próprio, de maneira a remunerar os acionistas. Principais riscos. No caso da Cteep, ainda há processos judiciais relevantes envolvendo a companhia, especialmente, no que tange a questões relacionadas (i) à ação de cobrança da Eletrobrás contra a Eletropaulo e a EPTE (esta ação data de 1989, pela qual questiona-se a responsabilidade de pagamento de saldo de contrato de financiamento firmado entre a Eletrobrás e a Eletropaulo (controlada pelo Estado de São Paulo na época), (ii) à discussão junto a Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo (Sefaz-SP) referente ao plano de complementação de aposentadoria regido pela Lei Estadual 4.819/58 e (iii) mais recentemente a liminares concedidas a consumidores livres os desobrigando a pagar parte dos valores referentes a RBSE que seriam repassados às suas tarifas de energia.


Receita Liquida 954.809 1.749.957 2.472.980 2.584.529

EBITDA 487.975 1.145.808 1.797.459 1.875.475

Divida Liquida 669.788 326.761 67.887 -205.112

Margem EBIT (%) 44,2% 59,1% 69,8% 69,8%

Margem EBITDA (%) 51,1% 65,5% 72,7% 72,6%

Margem Liquida (%) 25,7% 40,6% 50,6% 51,7%

Dividend Yield (%) 1,9% 5,6% 9,9% 10,6%

RSPL (%) 3,1% 8,7% 14,9% 15,4%

Utilities

Viviane Silva, CNPI



[email protected]


[email protected]

TRPL4 Outperform

Preço em 19/04/2017 (R$) 62,07

Preço-alvo 12/2017 (R$) 69,50

Upside 12,0%

Valor de Mercado (R$ milhões) 9,930

Variação 1 mês -1,8%



Min. 52 sem (R$) 48,8

Máx. 52 sem. (R$) 71,0

Valuation R$ mil


Dívida líquida 2017e 326.761


Ações (# mil) 164.720



LPA (R$) 4,31 7,59 8,11


Companhia privada, com foco exclusivamente em atividades correlacionadas à transmissão de energia

elétrica, a Cteep é uma das maiores concessionárias do segmento no Brasil, sendo responsável pela transmissão de ~26% da energia produzida no país e ~60% da energia consumida na região Sudeste, onde a maior parte de seus ativos estão concentrados.



0

50

100

150

200

250

TRPL4 IBOV IEE



Cteep

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i. Cteep (Transmissora Paulista) Companhia privada, com foco exclusivamente em atividades correlacionadas à transmissão de energia elétrica, a Cteep (Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista) é uma das maiores concessionárias do segmento no país, sendo responsável pela transmissão de ~26% da energia produzida no Brasil e ~60% da energia consumida na região Sudeste, onde a maior parte de seus ativos estão concentrados. A companhia tem presença em 16 estados brasileiros (principalmente no Estado de São Paulo, onde transporta ~100% da energia produzida) através de ativos próprios, subsidiárias e coligadas, abrangendo mais de 19,1 mil km de linhas de transmissão (o que representa aproximadamente 14% do SIN) e 121 subestações com níveis de tensão de até 550kV. Considerando toda sua base de ativos, possui atualmente 18 concessões que, somadas, alcançam uma de RAP total de ~R$ 1,4 bilhões. As últimas concessões incorporadas pela companhia ao seu portfólio foram adquiridas na segunda rodada do Leilão de Transmissão #013/2015, promovido pela Aneel em outubro passado. A Cteep adquiriu um total de 3 lotes com investimentos estimados de R$ 1.148 milhão, sendo um lote de forma individualizada (100%) e dois em parceria com a Taesa por meio do consórcio Columbia (50% de participação para cada), o que representará um acréscimo de 675 km em extensão de linhas e RAP de ~R$ 137 milhões (ponderado por participação). O controle da companhia é exercido pela ISA, que detém 89,50% de suas ações ordinárias.

Histórico da Companhia


Perfil das concessões. O portfólio da Cteep é constituído atualmente por 18 concessões de transmissão de energia distribuídas ao longo de 19,1 mil km de extensão de linhas. Cada concessão possui prazo de 30 anos, sendo que o primeiro vencimento ocorrerá a partir do ano de 2025. As concessões da companhia são formadas por linhas de transmissão de alta voltagem e estão presentes em 16 estados brasileiros (principalmente no Estado de São Paulo, onde transporta ~100% da energia produzida) através de concessão própria, subsidiárias e controladas em conjunto. Somadas, as linhas de transmissão da Cteep representam ~14,2% do SIN e possuem RAP total de R$ 1,4 bilhões (ponderada por participação). As concessões da companhia são remuneradas por uma RAP estabelecida previamente em contrato e reajustada anualmente por índices vinculados à inflação (principalmente ao IPCA). A concessionária é remunerada pela disponibilidade de suas instalações no sistema, independentemente do volume de energia transmitido. O contrato de concessão 059/2001 é vinculado diretamente à Cteep e representa a maior parte da receita da companhia (~63% da RAP total é proveniente desta concessão). Além deste, os contratos de concessão da Cteep estão distribuídos através de suas controladas integrais (IEMG,

Pinheiros, Serra do Japi e Evrecy) e controladas em conjunto (IENNE, IE Sul, IE Madeira e IE Garanhuns), além dos lotes recém adquiridos no último leilão de transmissão. O contrato mais importante da Cteep é a concessão 059/2001, outorgada antes de 1999 e renovada no ano de 2013 com vigência de 30 anos. A renovação antecipada desse contrato em decorrência da MP 579 (posteriormente convertida na Lei 12.783/2013) gerou uma forte redução de receita para a companhia (~76%). Esse processo teve como premissa para as concessionárias envolvidas a remuneração sobre os ativos de concessão não amortizados até 31 de maio de 2000 (RBSE) e também sobre os ativos associados à RBNI (Rede Básica de Novas Instalações), instalações autorizadas a operar posteriormente a maio de 2000. A indenização RBNI ocorreu sem maiores discussões nos anos seguintes (sendo concluída em 2015), enquanto que o pagamento da indenização RBSE teve suas diretrizes apontadas somente em abril de 2016, quando o MME determinou que os valores homologados pela Aneel fossem incorporados à Base de Remuneração Regulatória das concessionárias, com início dos pagamentos nesse ano, se

estendendo pelos próximos oito anos. De acordo com a Aneel, a companhia possui ~R$ 3,9 bilhões em indenização RBSE contra ~R$ 5,1 bilhões estimado pela Cteep, que apresentou pedido de reconsideração para a agência reguladora. Esse questionamento deve ser analisado e concluído antes do início do pagamento devido às transmissoras, previsto para ocorrer a partir de julho.

1999 2001 2006 2007 - 2011 2012 2013 2015 2017Cteep é criada com ativos de

transmissão da Cesp

Incorporação EPTE com ativos da Eletropaulo

Entrada da ISA no controle da

companhia

Expansão através de leilões e aquisições

Prorrogação do contrato

059/01 por 30 anos

Início da operação da IE Madeira

Início da operação da IE Garanhuns

Início do recebimento RBSE

Cteep

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2017

Concessões Categoria Contrato Participação Prazo (anos) Vencimento Revisão Periódica

Índice de Correção RAP

(R$ mil)

RAP

Ponderada

(R$ mil) Prazo Próxima

CTEEP 1 059/2001 100% 30 31.12.42 5 anos 2018 IPCA 893.452 893.452

Controladas

IEMG 3 004/2007 100% 30 23.04.37 5 anos 2017 IPCA 16.861 16.861

Pinheiros 3 012/2008 100% 30 15.10.38 5 anos 2019 IPCA 10.410 10.410




Serra do Japi 3 026/2009 100% 30 18.11.39 5 anos 2020 IPCA 37.506 37.506

Serra do Japi 2 143/2001 100% 30 20.12.31 n/a n/a IGP-M 20.384 20.384

Evrecy 3 020/2008 100% 30 17.07.25 4 anos 2017 IGP-M 13.367 13.367

Itaúnas (Lote 21) 3 018/2017 100% 30 10.02.47 5 anos 2022 IPCA 47.200 47.200

Consolidado 1.030.350 1.030.350

Controladas em conjunto

IENNE 3 001/2008 25% 30 16.03.38 5 anos 2018 IPCA 40.907 10.227

IESul 3 013/2008 50% 30 15.10.38 5 anos 2019 IPCA 5.564 2.782

IESul 3 016/2008 50% 30 15.10.38 5 anos 2019 IPCA 11.306 5.653

IEMadeira 3 013/2009 51% 30 25.02.39 5 anos 2019 IPCA 235.847 120.282

IEMadeira 3 015/2009 51% 30 25.02.39 5 anos 2019 IPCA 209.821 107.009

IEGaranhuns 3 022/2011 51% 30 09.12.41 5 anos 2017 IPCA 93.505 47.688

Paraguaçu (Lote 3) 3 03/2017 50% 30 10.02.47 5 anos 2022 IPCA 106.613 53.307

Aimorés (Lote 4) 3 04/2017 50% 30 10.02.47 5 anos 2022 IPCA 71.424 35.712

Controladas em conjunto 860.861 425.661

Total 1.891.211 1.456.011


Histórico recente de crescimento. Determinadas as diretrizes da indenização RBSE e após um período de cinco anos de ausência, a Cteep voltou a marcar presença em leilões de transmissão, participando ativamente da segunda etapa do Leilão #013/2015, promovido pela Aneel em outubro passado. A companhia adquiriu um total de 3 lotes, com investimentos estimados de R$ 723 milhões, sendo um lote de forma individualizada (100%) e dois em parceria com a Taesa por meio do consórcio Columbia (50% de participação para cada), o que representará um acréscimo de 675 km em sua base de linhas de transmissão e RAP de ~R$ 137 milhões (ponderada a participação). Consideramos a atuação da Cteep no último leilão bastante conservadora se comparada aos seus principais pares, destacando, principalmente, seu retorno a leilões após um longo período de ausência em decorrência da incerteza regulatória quanto à indenização RBSE. A tendência é que a Cteep continue a participar dos próximos leilões, principalmente, considerando a maior capacidade de financiamento e investimentos proporcionada em consequência do reconhecimento e pagamento dos valores devidos referente a RBSE (veja a seguir o detalhamento dos lotes adquiridos). Resumo dos lotes arrematados na segunda etapa do Leilão # 013/2015

Paraguaçu (Lote 3) Aimorés (Lote 4) Itaúnas (Lote 21)

RAP Máxima (R$ milhões) 106,6 71,4 63,0

RAP Proposta (R$ milhões) 106,6 74,1 47,2

Deságio 0% 0% 25,14%

Extensão (Km) 338 208 79

Capex estimado (R$ milhões) 509,6 341,1 297,8

Prazo (meses) 60 60 60

Entrada em Operação fev/22 fev/22 fev/22

Individual / Consórcio / Coligada Consórcio Columbia

(Cteep e Taesa)

Consórcio Columbia

(Cteep e Taesa) Cteep

Localização BA/MG MG ES


Cteep

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Estrutura acionária. O controle da companhia é exercido pelo grupo colombiano ISA, que detém 89,5% de suas ações ordinárias e 1,5% de suas ações preferenciais, totalizando assim 36,0% do capital social total da Cteep. A ISA é uma companhia colombiana com ampla participação no segmento de transmissão de energia e infraestrutura em toda América Latina, com mais de 41.800 km de linhas de alta tensão e 80.815 MVA de capacidade de transformação e interconexões presentes na América Central, Brasil, Colômbia, Peru e Panamá. Ao todo, seu portfólio (que inclui também a atuação nos segmentos de telecomunicações, concessões de rodovia e gestão inteligente de sistemas) é composto por 33 filiais e subsidiárias distribuídas entre países como Argentina, Bolívia, Brasil, Colômbia, Chile, Equador, Panamá, Peru, entre outros. O segundo maior acionista da Cteep é a Eletrobrás, com 9,8% de suas ações ordinárias e 51,9% de suas ações preferenciais, totalizando assim 35,4% do capital social total da companhia. A Eletrobrás é a maior companhia integrada do setor energia elétrica brasileiro, sendo uma sociedade de economia mista e de capital aberto, controlada pelo Governo Federal, com atuação de destaque nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia. No segmento de transmissão, a Eletrobrás detém ~61 mil km de extensão de linhas com tensão igual ou maior a 230 kV, o que representa cerca de 45% do total das linhas do SIN. Desde 2012, as ações ordinárias e preferencias da Cteep são negociadas na B3 com listagem no Nível 1 de Governança Corporativa. A companhia possui ~25,3% de seu capital total em livre negociação na bolsa (free float). Composição acionária

# milhões de ações

Cteep Ações

Ordinárias (TRPL3)

% Ações

Preferenciais (TRPL4)

% Ações Totais

%

ISA 57,7 89,5% 1,5 1,5% 59,2 36,0%

Eletrobrás 6,3 9,8% 52,0 51,9% 58,3 35,4%

Vinci Ltda - 0,0% 5,5 5,5% 5,5 3,4%

Free float 0,5 0,7% 41,2 41,1% 41,7 25,3%

Total 64,5 100,0% 100,2 100,0% 164,7 100,0%


Estrutura societária¹

2016

Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Não contempla as concessões adquiridas na 2ª etapa do Leilão #013/2015

Consolidação Integral

IEMG

100%

PINHEIROS SERRA DO

JAPI EVRECY IE MADEIRA

IE

GARANHUNS IE Sul IENNE

100% 100% 100% 51% 51% 50% 25%

Consolidação via Equivalência Patrimonial

ISA Eletrobrás Vinci Ltda Free Float

35,4% 3,4% 25,3% 36,0%

Cteep

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Localização geográfica dos Ativos de Transmissão¹

2016

Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Não contempla as concessões adquiridas na 2ª etapa do Leilão #013/2015



Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Ponderado por participação

EBITDA Regulatório e Margem EBITDA Lucro Líquido Regulatório



2.471

905 1.058

1.237

1.467

2012/2013 2013/2014 2014/2015 2015/2016 2016/2017

633,0

789,1

889,6 954,8

2013 2014 2015 2016

159,1

359,6 411,2

487,9

24,9%

45,6% 46,2%

51,1%

2013 2014 2015 2016


-145,5

249,7 246,7 245,8

2013 2014 2015 2016

IE Madeira

IE Sul

IENNE

Cteep

IE Garanhuns

IEMG

Evrecy

Pinheiros

Serra do Japi

Cteep

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Extensão de linhas¹² Disponibilidade das Linhas

Km % de disponibilidade

Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Total em operação e implantação; ²Não ponderado pela participação

ii. Valuation Iniciamos a cobertura da Cteep com recomendação outperform e um preço alvo para TRPL4 de R$ 69,50 em 2017, o que representa uma upside de 12,0% em relação à cotação de 19/04/2017. Nosso preço alvo deriva de um método de fluxo de caixa descontado (DCF) que contempla os fluxos de caixa para a firma de todo o período de duração de cada uma das concessões em termos nominais, descontados pelo WACC nominal de 10,8%. O processo de pagamento da indenização RBSE, em decorrência da renovação antecipada do contrato de concessão mais importante da companhia (059/2001), previsto para ocorrer a partir de julho desse ano pelo período oito anos, foi considerado como receita extraordinária no período esperado. Para as concessões nas quais a companhia não detém 100% de participação, incluindo as participações minoritárias e sem controle definido, as projeções foram realizadas proporcionalmente à participação detida pela companhia. Nos investimentos projetados, foi considerado o capex estimado para a construção dos ativos já licitados e ainda em fase pré-operacional correspondentes às concessões Itaúnas, Paraguaçu e Aimorés, e o capex de manutenção de 3% da receita líquida. A depreciação foi calculada com base na vida útil média dos ativos, de 38 anos, superior portanto à duração das concessões o que juntamente ao capex de manutenção resultam num imobilizado não depreciado ao vencimento da última concessão, considerado como valor terminal e trazido a valor presente, que contribuiu com R$ 106,1 milhões ao valor da empresa. As premissas assumidas para estimar o custo do capital (WACC) foram: (i) estrutura de capital composta por 8% de dívida, (ii) taxa livre de risco de 4,9% em dólar, (iii) prêmio de risco de mercado de 4,6%, (iv) risco país de 2,9%, (v) diferencial de inflação de 1,95% e (vi) beta alavancado de 0,54.

iii. Projeções



VP do Valor Terminal 106,1 WACC 10,8%

Unit (# milhões) 164,7 D/(D+E) 7,9%

Divida Liquida 327 Taxa livre de risco 4,9%



Múltiplos 2016a 2017e 2018e 2019e

LPA (R$) 1,49 4,31 7,59 8,11

EV / EBITDA 22,3x 9,5x 6,1x 5,8x

P / E 41,6x 14,4x 8,2x 7,7x

P / BV 1,3x 1,3x 1,2x 1,2x


12.993 13.723 13.516 13.724

18.500 19.175

2011 2012 2013 2014 2015 2016

99,990%99,996% 99,995%

99,988%

99,998%99,995%

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Cteep

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D / (D+E) 7,7% 3,8% 0,8% -2,4%

Divida Liquida / EBITDA 1,4x 0,3x 0,0x -0,1x

Retorno 2016a 2017e 2018e 2019e

Dividend yield 1,9% 5,6% 9,9% 10,6%

FCF yield 4,1% 9,5% 12,9% 13,4%


(R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Receita Liquida 954.809 1.749.957 2.472.980 2.584.529

EBIT 422.273 1.034.201 1.724.984 1.802.786

EBITDA 487.975 1.145.808 1.797.459 1.875.475

Dívida Bruta 1.010.450 1.022.372 1.047.320 1.075.991

Divida Liquida 669.788 326.761 67.887 -205.112

Margem EBIT 44,2% 59,1% 69,8% 69,8%

Margem EBITDA 51,1% 65,5% 72,7% 72,6%

Margem Liquida 25,7% 40,6% 50,6% 51,7%

RSPL (%) 3,1% 8,7% 14,9% 15,4%

EV / EBITDA 22,3x 9,5x 6,1x 5,8x


Receita Liquida 954.809 1.749.957 2.472.980 2.584.529

Custos -532.536 -715.756 -747.996 -781.744

EBIT 422.273 1.034.201 1.724.984 1.802.786


EBT 315.546 884.186 1.558.241 1.663.897

Lucro Liquido 245.808 709.844 1.250.992 1.335.815


(R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Ativo 9.894.080 10.476.101 10.799.325 11.145.285

Ativo circulante 547.031 944.483 1.239.515 1.552.920


Outros ativos LP 1.472.307 1.654.554 1.677.267 1.701.040

Investimentos 1.203.699 1.203.699 1.203.699 1.203.699

Imobilizado 6.560.107 6.562.429 6.567.908 6.576.689

Intangível 110.936 110.936 110.936 110.936

Passivo 9.894.080 10.476.101 10.799.325 11.145.285

Passivo circulante 597.973 637.708 661.253 686.526


Empréstimos e

Financiamentos LP 746.403 771.396 790.219 811.852




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Taesa 20 de abril de 2017

Reinício de cobertura: histórico comprovado de crescimento via M&A e retorno via dividendos Reiniciamos a cobertura da Taesa com recomendação marketperform e um preço alvo para TAEE11 de R$ 24,00 para o final 2017, o que representa uma upside de 2,0% em relação à cotação de 19/04/2017. Entendemos que, ao longo dos últimos meses, o mercado já incorporou os fundamentos positivos da Taesa no preço de suas units, o que limita o upside no curto prazo, justificando nossa recomendação. Não obstante, oportunidades de upside residem na estratégia de crescimento de longo prazo da companhia, notadamente via M&A e, possivelmente também via novos projetos, pela participação nos leilões de transmissão. Modelo de negócios de baixo risco, com alta previsibilidade de geração de caixa e estratégia de crescimento. O baixo risco regulatório e operacional apresentado pelo segmento de transmissão trazendo alta previsibilidade de geração de caixa, bem como sua estratégia de crescimento apoiada em aquisições de ativos já operacionais possibilitaram à Taesa ao longo de sua história um crescimento sustentado e a manutenção de elevado nível de distribuição de dividendos, o que acreditamos que se manterá. Novos sócios e oportunidades de crescimento. Mais recentemente, a partir do anúncio da venda da participação do FIP Coliseu na Taesa, entendemos que a entrada da ISA no bloco de controle da companhia deve favorecer a tese de investimento da companhia, tendo em vista o apetite demonstrado pela nova sócia em aumentar sua participação no mercado brasileiro, bem como pelo seu track record no desenvolvimento de projetos, somado à experiência do management em operações de M&A. Acreditamos também na possibilidade de futuras parcerias com a Cteep, dada a possibilidade de sinergias em virtude da complementariedade das regiões onde ambas as companhias atuam – movimento já observado no último leilão de transmissão, quando as companhias adquiriram em conjunto dois lotes de transmissão. Principais riscos. Os riscos de downside são limitados, em nossa visão, em decorrência das características do segmento de atuação e das concessões da companhia, assim como o elevado payout e dividend yield apresentado pela companhia. No entanto, o risco de execução de projetos greenfield, dada a pouca experiência da companhia no desenvolvimento de projetos pode impactar o valor da companhia.


Receita Liquida 1.672.688 2.185.807 1.942.925 1.675.703

EBITDA 1.492.802 2.004.483 1.783.607 1.543.217

Divida Liquida 2.972.787 3.278.589 3.445.148 3.479.211

Margem EBIT (%) 77,2% 81,7% 79,1% 76,1%

Margem EBITDA (%) 89,2% 91,7% 91,8% 92,1%

Margem Liquida (%) 54,2% 59,5% 56,0% 51,8%

Dividend Yield (%) 11,5% 13,7% 11,5% 9,2%

RSPL (%) 29,0% 39,2% 31,3% 24,1%


Utilities

Viviane Silva, CNPI



[email protected]


[email protected]

TAEE11 Market Perform

Preço em 19/04/2017 (R$) 23,65

Preço-alvo 12/2017 (R$) 24,00

Upside 2,0%


Variação 1 mês 9.5%

Variação UDM 26.3%


Min. 52 sem (R$) 16,6

Máx. 52 sem. (R$) 24,8

Valuation R$ mil


Dívida líquida 2017e 3.278.589


Units (# mil) 344.500



LPA (R$) 3,78 3,16 2,52


A Taesa é uma das mais importantes companhias do setor elétrico brasileiro. Trata-se de uma companhia

privada com foco exclusivamente em atividades de transmissão de energia – uma companhia pure-play de transmissão. Possui atualmente 33 concessões que abrangem 11 mil km de linhas em todo território nacional, representando ~8% do SIN. Considerando toda sua base de ativos, a Taesa possui RAP total de ~R$ 2,8 bilhões (ponderado por participação).


0

50

100

150

200

250

TAEE11 IBOV IEE



Taesa

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i. Taesa Com sede no Rio de Janeiro, Brasil, a Taesa é uma das mais importantes companhias do setor elétrico brasileiro. Trata-se de uma companhia privada com foco exclusivamente em atividades de transmissão de energia – uma companhia pure-play de transmissão. Possui atualmente 33 concessões que abrangem 11.302 km de linhas, representando ~8% do SIN. Considerando toda sua base de ativos, a Taesa possui RAP total de ~R$ 2,8 bilhões (ponderada por participação). Cada concessão possui vigência de 30 anos, sendo que o primeiro vencimento ocorrerá a partir do ano de 2030. As concessões da companhia são formadas por linhas de transmissão de alta voltagem e estão presentes em todos os subsistemas de energia elétrica do país através de ativos próprios, subsidiárias e participações diretas e indiretas. São remuneradas por uma RAP estabelecida previamente em contrato e reajustada anualmente por índices vinculados à inflação (IGP-M ou IPCA), pela disponibilidade de suas instalações no sistema, independentemente do volume de energia transmitido (o que mitiga seu risco contra a volatilidade de demanda de energia no sistema). Linha do tempo dos principais eventos corporativos

Ano Descrição do evento

2006

Início das operações comerciais como Terna Participações em janeiro de 2006;

Aquisição da concessão de Munirah pela TSN em maio de 2006;

Incorporação dos ativos de Novatrans e TSN em junho de 2016;

IPO em outubro de 2006.

2007

Aquisição de participação na concessão de Brasnorte em setembro de 2007;

Aquisição dos ativos de GTESA e PATESA pela TSN em novembro de 2007;

Aquisição de participação na concessão de ETAU em dezembro de 2007.

2008 Aquisição dos ativos de ETEO em maio de 2008.

2009 Entrada da Cemig e do FIP Coliseu no bloco de controle em novembro de 2009;

Mudança do nome corporativo para Taesa em novembro de 2009.

2010 Oferta Pública de Aquisição em maio de 2010 – fechamento de capital na B3.

2011 Aquisição de ativos da Abengoa em dezembro de 2011: NTE (100%) e STE, ATE I, ATE

II e ATE III (50%).

2012

Aquisição da participação remanescente de ativos da Abengoa (STE, ATE I, ATE II e

ATE III) em julho de 2012;

Aquisição da concessão de São Gotardo no Leilão #005/2012 em junho de 2012;

Re-IPO em julho de 2012.

2013

Aquisição de participação em transmissoras do grupo TBE no período entre maio a

outubro de 2013 (EATE, ETEP, ENTE, ECTE, ERTE, STC, Lumitrans, EBTE, ESDE,

ETSE, Transudeste, Transirapé e Transleste);

Aquisição da concessão de Mariana no Leilão #013/2013 em dezembro de 2013.

2016

Aquisição da concessão de Miracema no Leilão #013/2015 em abril de 2016;

Aquisição das concessões dos lotes 3, 4, 17 e 22 na segunda parte do Leilão #013/2015

em outubro de 2016.


Perfil das concessões. Compõem a empresa holding as concessões de Novatrans, TSN, Eteo, Gtesa, Patesa, Munirah, NTE, STE, ATE e ATE II. Há cinco concessões sob o controle integral da companhia (ATE III, São Gotardo, Mariana, Miracema e Janaúba) e outras cinco participações acionárias relevantes (Brasnorte, ETAU, Aimorés, Paraguaçu e TBE), que em conjunto adicionam ao portfólio dezoito concessões – somente a TBE representa desse total a participação em quatorze concessões, sendo elas: EATE, ETEP, ENTE, ECTE, ERTE, STC, Lumitrans, Transudeste, Transirapé e Transleste, ESTE, EBTE, ESDE e ETSE. O portfólio da Taesa abrange as Categorias II e III de concessão. As concessões classificadas na Categoria II (concessões licitadas no período entre 1999 a novembro de 2006) possuem redução do valor da RAP em 50% a partir do 16º ano de contrato, mas não estão sujeitas a revisão tarifária durante a vigência da concessão. As concessões classificadas na Categoria III (concessões licitadas a partir de novembro de 2006) não possuem redução no valor da RAP, mas estão sujeitas a revisões tarifárias periódicas a cada cinco anos após o início das operações (limitado a três revisões). Em comparação com a Categoria III, os contratos da Categoria II proporcionam maior previsibilidade de geração de receita

Taesa

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para a companhia tendo em vista que a RAP da concessão possui ajuste somente pela inflação e sua redução de valor possui data previamente determinada em contrato. Atualmente, ~84% da RAP total da Taesa está concentrada na Categoria II.


2017

Concessão Categoria Início

Contrato Término Contrato

Redução da RAP

Particip. %

Km¹ Subestações RAP 16/17 (R$ mm)²

Índice Revisão da RAP

NOVATRANS 2 2000 Dez-30 Jun-18 100% 1,278 6 512,2 IGP-M Não

TSN 2 2000 Dez-30 Jun-18 100% 1,069 7 494,9 IGP-M Não

ETEO 2 2000 Mai-30 Out-16 100% 505 3 112,8 IGP-M Não

ETAU 2 2002 Dez-32 Abr-20 53% 188 4 22,4 IGP-M Não

PATESA 2 2002 Dez-32 Set-19 100% 146 3 23,9 IGP-M Não

GTESA 2 2002 Jan-32 Ago-19 100% 52 3 9,2 IGP-M Não

MUNIRAH 2 2004 Fev-34 Out-20 100% 106 2 35,9 IGP-M Não

BRASNORTE 3 2008 Mar-38 No 39% 402 4 9,6 IPCA Yes

NTE 2 2002 Jan-32 Jan-19 100% 383 4 151,0 IGP-M Não

STE 2 2002 Dez-32 Jul-19 100% 389 4 80,3 IGP-M Não

ATE I 2 2004 Fev-34 Dez-20 100% 370 3 146,7 IGP-M Não

ATE II 2 2005 Mar-35 Jan-22 100% 942 4 226,7 IGP-M Não

ATE III 2 2006 Abr-36 Mar-23 100% 454 4 112,2 IPCA Não

EATE 2 2001 Jun-31 Mar-18 50% 927 5 211,1 IGP-M Não

ETEP 2 2001 Jun-31 Ago-17 50% 328 2 48,3 IGP-M Não

ENTE 2 2002 Dez-32 Fev-20 50% 459 3 110,8 IGP-M Não

ECTE 2 2000 Nov-30 Mar-17 19% 253 2 15,2 IGP-M Não

ERTE 2 2002 Dez-32 Set-19 50% 155 3 24,9 IGP-M Não

STC 2 2006 Abr-36 Nov-22 40% 230 3 16,6 IPCA Não

Lumitrans 2 2004 Fev-34 Out-22 40% 40 2 10,5 IGP-M Não

EBTE 3 2008 Out-38 Não 74% 782 7 33,1 IPCA Sim

ESDE 3 2009 Nov-39 Não 50% - 1 6,3 IPCA Sim

ETSE 3 2012 Mai-42 Não 19% - 2 4,1 IPCA Sim

Transleste 2 2004 Fev-34 Dez-20 5% 139 2 2,0 IGP-M Não

Transirapé 2 2005 Mar-35 Fev-22 5% 61 2 1,5 IGP-M Não

Transudeste 2 2005 Mar-35 Mai-22 5% 145 2 1,2 IGP-M Não

São Gotardo 3 2012 Ago-42 Não 100% - 1 5,0 IPCA Sim

Mariana 3 2014 Mai-44 Não 100% 85 2 13,9 IPCA Sim

Miracema 3 2016 Jun-46 Não 100% 90 3 61,3 IPCA Sim

ESTE (Lote 22) 3 2017 Fev-47 Não 50% 236 1 50,5 IPCA Sim

Janauba (Lote 17) 3 2017 Fev-47 Não 100% 542 1 174,6 IPCA Sim

Aimores (Lote 4) 3 2017 Fev-47 Não 50% 208 0 35,7 IPCA Sim

Paraguaçu (Lote 3) 3 2017 Fev-47 Não 50% 338 0 53,3 IPCA Sim

Total 11.302 95 2.818

Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Não ponderado pela participação; ²Ponderado por participação Histórico recente de crescimento. Na segunda parte do Leilão de Transmissão #013/2015, promovido pela Aneel em outubro passado, a Taesa adquiriu um total de 4 lotes com investimentos estimados de R$ 2.296 milhões, sendo um lote de forma individualizada (100%), dois em parceria com a Cteep através do consórcio Columbia (50% de participação para cada) e o último por meio de sua coligada EATE (em parceria com a Alupar), o que representará um acréscimo de 1.324 km em sua base de linhas de transmissão e RAP de ~R$ 315 milhões (ponderado por participação) – a assinatura dos contratos de concessão estava previsto para fevereiro. Consideramos a performance da companhia neste leilão muito conservadora quando confrontada aos seus principais pares, entretanto positiva tendo como referência o crescimento que será incorporado a sua base de ativos e a evolução no volume de investimentos aplicados em comparação ao leilão anterior, onde a companhia adquiriu somente a concessão de Miracema (veja a seguir o detalhamento dos lotes adquiridos).

Taesa

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Resumo dos lotes arrematados na segunda etapa do Leilão # 013/2015

Paraguaçu (Lote 3) Aimores (Lote 4) Janauba (Lote 17) ESTE (Lote 22)

RAP Máxima (R$ milhões) 106,6 71,4 200,9 101

RAP Proposta (R$ milhões) 106,6 71,4 174,6 101

Deságio 0% 0% 13,05% 0%

Extensão (Km) 338 208 542 236

Capex estimado (R$ milhões) 510 341 960 486

Cronograma de desembolso estimado

2017 5% 5% 5% 5%

2018 10% 10% 10% 10%

2019 10% 10% 10% 10%

2020 50% 50% 50% 50%

2021 20% 20% 20% 20%

2022 5% 5% 5% 5%

Prazo (meses) 60 60 60 60

Assinatura do Contrato fev/17 fev/17 fev/17 fev/17

Estrutura de Capital Kd 20,6% 20,6% 20,7% 20,6%

Ke 79,4% 79,4% 79,3% 79,4%

Individual / Consórcio / Coligada 50% Taesa 50% Taesa

Individual EATE 50% Cteep 50% Cteep


Estrutura acionária. O bloco de controle da companhia é formado atualmente pela Cemig GT (com 31,5% do capital total) em conjunto com o FIP Coliseu (com 13,8% do capital total). A Cemig GT é uma companhia que pertence ao grupo Cemig, uma das maiores companhias integradas de energia elétrica do Brasil, controlada pelo Governo do Estado de Minas Gerais e com atuação de destaque nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia. O FIP Coliseu é um fundo de investimento constituído por investidores institucionais e administrado pelo Banco Modal. A Taesa também mantém ~53,5% de seu capital total em livre negociação na B3 (free float). A Cemig GT e o FIP Coliseu exercem o controle da companhia por meio de um acordo de acionistas celebrado em 2010, com vigência durante o período de validade das concessões da Taesa. O acordo prevê a tomada de decisão conjunta entre os sócios majoritários, evitando assim deliberações unilaterais. A mais recente alteração do acordo (segundo aditamento, assinado em maio de 2016) estabelece que o conselho de administração da companhia seja composto da seguinte forma: 11 membros, sendo cindo membros indicados pela Cemig e quatro membros indicados pelo FIP Coliseu, com o presidente da companhia sendo definido pelo maior acionista. Entretanto, em dezembro passado, o FIP Coliseu em conjunto com o FIP Taurus (detentor de ~1,0% do capital total da companhia) celebraram acordo para alienação da totalidade de suas participações na companhia em contrato de compra e venda de ações com a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA). Esse contrato prevê a transferência de controle de 26,0% das ações ordinárias e 14,8% do capital total da Taesa pelo valor de R$ 1.055 milhão (ou ~R$ 20,60 por ação). O negócio ainda passa por avaliação das autoridades legais responsáveis, como a Aneel e o CADE (Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência) e, em nossa opinião, deve ser autorizado sem maiores objeções. A ISA é uma companhia colombiana com foco no desenvolvimento de projetos de infraestrutura, em especial transmissão de energia, sendo considerada uma das maiores transmissoras da América Latina, com presença em diversos países, inclusive no Brasil, por sua participação na Cteep, companhia na qual exerce controle acionário. Após a conclusão da operação, conforme preestabelecido em contrato, a ISA aderirá ao acordo de acionistas da Taesa, o qual deverá manter os mesmos direitos e obrigações atribuídos aos atuais sócios majoritários. Acreditamos que a entrada da ISA no bloco de controle da Taesa deve favorecer a tese de investimento da companhia, tendo em vista o apetite demonstrado pela nova sócia em aumentar sua participação no mercado brasileiro, bem como pelo seu track record no desenvolvimento de projetos – a ISA iniciou suas operações na Colômbia em 1967 e desde então vem expandido sua atuação no segmento de transmissão com êxito –, o que deve contribuir positivamente para o crescimento orgânico da companhia, que historicamente baseou seu crescimento via operações de M&A. Acreditamos também na possibilidade de futuras parcerias com a Cteep, dada a possibilidade de sinergias em virtude da complementariedade das regiões onde ambas as companhias atuam – movimento já observado no último leilão de transmissão, quando as companhias adquiriram em conjunto dois lotes de transmissão.

Taesa

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Composição acionária

# milhões de ações

Taesa Ações

Ordinárias Ações

Preferenciais Ações Totais %

Cemig GT 252,4 73,6 326,0 31,5%

FIP Coliseu 143,4 0 143,4 13,9%

FIA Taurus 10,4 0 10,4 1,0%

Free float 184,5 369,1 553,7 53,6%

Total 590,7 442,7 1.033,5 100%


Estrutura acionária

2017


ETEO 100%

TSN 100%

Patesa 100%

STE 100%

NTE 100%

ATE I 100%

NVT 100%

Munirah 100%

Gtesa 100%

ATE II 100%

FIP Coliseu 13,9%

CEMIG GT 31,5%

FREE FLOAT 53,6%

CEMIG é uma das maiores concessionárias de energia do

Brasil, com uma presença significativa na geração,

transmissão e distribuição de eletricidade no país.

Janaúba 100%

Miracema 100%

Brasnorte 38.7%

Mariana 100%

ETAU 52.6%

TBE 49,9%

SGT 100%

Projetos vinculados à holding

Participações / Coligadas Subsidiárias Integrais

ATE III 100%

Paraguaçu

50% Aimorés

50%

FIA Taurus 1,0%

Consolidação Integral Consolidação via Equivalência Patrimonial

ENTE 50%

ETEP 50%

ECTE 19%

ETSE 19%

EATE 50%

ERTE 50%

ESDE 50%

TBE 49,9%

STC 40%

Lumitrans

40%

STC

40%

EBTE

74%

Transudeste

5%

Transirapé

5%

Transleste

5%

Taesa

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Localização geográfica dos Ativos de Transmissão

2017




Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Ponderado por participação

EBITDA Regulatório e Margem EBITDA Dividendos



1.223

1.853 1.988

2.157 2.259

2.818

2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015 2015/2016 2016/2017

828

1.115

1.386 1.496

1.578 1.673

403 437

2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16

745

978

1.213 1.341 1.414

1.493

358 388

90,0% 87,7% 87,5% 89,7% 89,6% 89,2% 88,8% 89,0%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16


429 519

814 852 825 784

87%88%

91%94%

91% 91%

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Dividendos Payout

CAGR 11-16: 18,2%

Taesa

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Extensão de linhas¹² Disponibilidade das Linhas

Km % de disponibilidade

Fonte: Companhia e BB Investimentos; ¹Total em operação e implantação; ²Não ponderado pela participação

ii. Valuation Reiniciamos a cobertura da Taesa com recomendação market perform e um preço alvo para TAEE11 de R$ 24,00 para o final 2017, o que representa uma upside de 2,0% em relação à cotação de 19/04/2017. Entendemos que, ao longo dos últimos meses, o mercado já incorporou os fundamentos positivos da Taesa no preço de suas units, o que limita o upside no curto prazo, justificando nossa recomendação. Não obstante, o elevado índice de distribuição de dividendos e o retorno via dividendos apresentam a companhia como boa oportunidade de investimento, com algum potencial de upside derivado das oportunidades de crescimento ora presentes no segmento de transmissão. Nosso preço alvo deriva de um método de fluxo de caixa descontado (DCF) dos fluxos de caixa livres para a firma (FCFF) projetados para todo o período de vigência das concessões, descontados pelo WACC nominal de 10,3%. Em nosso modelo, consideramos o desempenho operacional de cada ativo da Taesa separadamente, a fim de refletir a dinâmica de remuneração, custos e vencimentos de cada respectiva concessão. Para as concessões nas quais a companhia não detém 100% de participação, incluindo as participações minoritárias e sem controle definido, as projeções foram realizadas proporcionalmente à participação detida pela companhia. Nos investimentos projetados, foi considerado o capex estimado para a construção dos ativos já licitados e ainda em fase pré-operacional correspondentes às concessões Miracema, ESTE, Janaúba, Aimorés e Paraguaçu, e o capex de manutenção de aproximadamente 2,5% da receita líquida. A depreciação foi calculada com base na vida útil média dos ativos, de 22 anos, porém devido ao capex de manutenção, ao fim da última concessão resultou um imobilizado não depreciado, considerado como valor terminal e trazido a valor presente, que contribuiu com R$ 12,1 milhões ao valor da empresa. As premissas assumidas para estimar o custo do capital (WACC) foram: (i) estrutura de capital composta por 53% de dívida, (ii) taxa livre de risco de 4,9% em dólar, (iii) prêmio de risco de mercado de 4,6%, (iv) risco país de 2,9%, (v) diferencial de inflação de 1,95% e (vi) beta alavancado de 0,9.

iii. Projeções



VP do Valor Terminal 12,1 WACC 10,3%

Unit (# milhões) 344,5 D/(D+E) 53,1%

Divida Liquida 3.279 Taxa livre de risco 4,9%



Múltiplos 2016a 2017e 2018e 2019e

LPA (R$) 2,63 3,78 3,16 2,52

EV / EBITDA 7,4x 5,5x 6,2x 7,2x

P / E 8,9x 6,2x 7,5x 9,3x

P / BV 2,6x 2,4x 2,3x 2,3x


6.250 6.250

9.836 9.884 9.888

11.302

2011 2012 2013 2014 2015 2016

99,98% 99,97% 99,98% 99,97% 99,98% 99,96%

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Taesa

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D / (D+E) 48,7% 49,7% 49,8% 49,1%

Divida Liquida / EBITDA 2,0x 1,6x 1,9x 2,3x

Retorno 2016a 2017e 2018e 2019e

Dividend yield 11,5% 13,7% 11,5% 9,2%

FCF yield 14,6% 8,0% 7,8% 7,3%


(R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Receita Liquida 1.672.688 2.185.807 1.942.925 1.675.703

EBIT 1.291.541 1.786.863 1.537.328 1.274.577

EBITDA 1.492.802 2.004.483 1.783.607 1.543.217

Dívida Bruta 3.335.932 3.852.912 4.377.730 4.750.046

Divida Liquida 2.972.787 3.278.589 3.445.148 3.479.211

Margem EBIT 77,2% 81,7% 79,1% 76,1%

Margem EBITDA 89,2% 91,7% 91,8% 92,1%

Margem Liquida 54,2% 59,5% 56,0% 51,8%

RSPL (%) 29,0% 39,2% 31,3% 24,1%

EV / EBITDA 7,4x 5,5x 6,2x 7,2x


Receita Liquida 1.672.688 2.185.807 1.942.925 1.675.703

Custos -381.147 -398.944 -405.598 -401.126

EBIT 1.291.541 1.786.863 1.537.328 1.274.577


EBT 1.028.264 1.685.355 1.408.419 1.137.588

Lucro Liquido 905.990 1.300.932 1.087.164 868.758


(R$ mil) 2016a 2017e 2018e 2019e

Ativo 7.006.346 7.871.202 8.475.632 8.888.072

Ativo circulante 664.586 963.304 1.278.340 1.569.039


Outros ativos LP 592.937 774.828 688.731 594.006

Investimentos 1.474.593 1.474.593 1.474.593 1.474.593

Imobilizado 4.119.436 4.503.683 4.879.174 5.095.640

Intangível 154.794 154.794 154.794 154.794

Passivo 7.006.346 7.871.202 8.475.632 8.888.072

Passivo circulante 1.074.367 1.057.163 1.154.671 1.287.575


Empréstimos e

Financiamentos LP 2.426.562 3.004.042 3.408.207 3.622.154




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3 4 5

Viviane Silva

Rafael Dias

Wesley Bernabé

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