Análise de Energias do Brasil – ENBR3 – 19/03/2020 Página 1

EDP Energias do Brasil - ENBR3

A EDP Energias do Brasil é uma empresa controlada pela EDP Portugal, que é uma

holding e possui investimentos em: Geração, Distribuição, Comercialização, Transmissão

e Serviços de Energia Elétrica. O grupo EDP detém 51% das ações, 48,7% são free float e

restante em tesouraria.

No negócio de geração:

Controla operações de Usinas Hidroelétricas e uma Usina Termelétrica no Mato

Grosso, Tocantins, Ceará, Pará, Amapá e Espírito Santo, com 2,9 GW de

capacidade instalada.

UHE Peixe Angical (Enerpeixe), em Tocantins, com capacidade instalada

de 498,8 MW e 280,5 MW médios de garantia física. Prazo de concessão até

novembro 2036. * Participação EDP Energias do Brasil: 60%.

UHE Mascarenhas (Energest), no Espírito Santo, com capacidade instalada

de 198,0 MW, garantia física de 134,8 MW médios. Prazo de Concessão até

julho de 2025. * Participação EDP Energias do Brasil: 100%.

UHE Luís Eduardo Magalhães (Investco/Lajeado), no Tocantins, com

capacidade instalada de 902,5 MW e 505,1 MW médios de garantia física.

Prazo de concessão até janeiro 2033. * Participação EDP Energias do

Brasil: 73%.

UTE Porto do Pecém I, no Ceará, com capacidade instalada de 720,3 MW

e garantia física de 645,3 MW médios. Prazo de concessão até julho de

2043. * Participação EDP Energias do Brasil: 100%.

UHE Santo Antônio do Jari, divisa dos estados do Pará e Amapá, com

capacidade instalada de 393,0 MW e garantia física de 222,0 MW médios.

Prazo de concessão até dezembro de 2044. * Participação EDP Energias do

Brasil: 50%.

UHE Cachoeira Caldeirão, no Amapá, com capacidade instalada de 219

MW, garantia física de 129,7 MW médios. Prazo de Concessão até

dezembro de 2048. * Participação EDP Energias do Brasil: 50%.

UHE São Manoel, na divisa do Mato Grosso e Pará, com capacidade

instalada de 735,8 MW e garantia física de 430,4 MW médios. Prazo de

concessão até abril de 2049. * Participação EDP Energias do Brasil:

33,33%.

OBS: segundo a companhia, o cenário hidrológico persistiu abaixo dos registros históricos

médios, impactando diretamente as usinas, que ficaram expostas a um Generation Scaling

Factor (GSF) de 80,9%. A estratégia da companhia foi de manter em 2019 cerca de 20% da

energia descontratada para “hedging”.

OBS2: o volume de energia vendida no trimestre foi de 3.600 GWh, +63,7% de aumento

em relação ao 4T2018.

Distribuição:

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Duas distribuidoras (EDP São Paulo e EDP Espírito Santo), e participação de

25,35% no capital social da Celesc, em Santa Catarina. A aquisição adicional de

ações preferenciais da Celesc ocorreu em 2019.

EDP São Paulo: 28 municípios no estado de São Paulo, regiões do Alto

Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte, área total de 9,6 mil km², com 1,9

milhões de clientes faturados, 4,6 milhões de habitantes na área de

concessão, sendo: 25% residencial, 47% industrial, 17% comercial, 10%

rural e outros 11%. O volume de energia distribuída em 2019 (cativos e

livres) foi de 15.429 GWh, e o prazo de concessão é outubro de 2028.

EDP Espírito Santo: área de concessão em 70 dos 78 municípios do estado,

em uma área de 41,2 mil km², com 1,6 milhões de clientes faturados e 3,8

milhões de habitantes na área de concessão. Dos clientes, 25% são

residenciais, 38% industriais, 17% comerciais, 9% rurais e outros 11%, com

um volume de energia distribuída em 2019 (cativos e livres) de 10.162

GWh, e o prazo de concessão é julho de 2025.

Celesc: área de concessão em 286 municípios catarinenses, que

correspondem a 92% do território do estado de Santa Catarina, e Rio

Negro, Paraná, com 3 milhões de clientes faturados, sendo: residencial 23%,

industrial 41%, comercial 17%, rural 6% e outros 13%. O volume de

energia distribuída em 2018 (cativos e livres) foi de 24.449 GWh e o prazo

de Concessão é julho de 2045.

OBS: lembrando que a participação EDP na Celesc é de 25,35%.

OBS2: com os investimentos no ciclo tarifário, a empresa teve um aumento médio de 36%

na Base de Remuneração Líquida das Distribuidoras, com uma glosa menor que 0,5% e

ebitda regulatório superior em 30%. Segundo a companhia, com o investimento houve

redução de perdas não técnicas para níveis alinhados com as perdas regulatórias e melhoria

nos indicadores de serviço técnico e comercial.

OBS3: a empresa divulgou que as perdas totais na EDP SP reduziram 0,33 p.p. no ano, já

na EDP ES aumentaram 0,52 p.p. no ano, com aumento das perdas técnicas em 30,5

GWh, devido ao aumento de 1,6% na carga do sistema, pois houve menor geração de

energia dentro do estado e, como consequência, aumento do recebimento de energia nos

pontos de fronteira com as redes de transmissão.

Comercialização/Serviços

EDP Comercialização, com 14.100 GWh de energia comercializada em 2019.

EDP GRID: segmentos de energia solar, eficiência energética e mobilidade elétrica,

possui 46 MWp em projetos fotovoltaicos contratados, trabalha com modelos de

venda e locação dos ativos para geração distribuída no mercado cativo e

autoprodução de energia no mercado livre.

Transmissão:

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Possui 5 projetos, com total de 1.441 km de extensão, sendo 187 Km em operação

e o restante em fase de construção ou licenciamento. O Brasil possui

aproximadamente 125,8 mil km de Rede Básica de transmissão ligada ao SIN

(Sistema Interligado Nacional)

Imagem retirada do RI da companhia

A empresa cita que as prioridades para investimento são em transmissão, distribuição e

serviços (EDP Smart). O imobilizado da companhia está dividido em:

Transmissão: 68,9%

Distribuição: 23,0%

Geração: 2,8%

Outros: 5,3%

Imagem retirada do RI da companhia

O investimento realizado foi de R$ 2,8 bilhões em 2019 devido às obras de

transmissão de R$ 1,9 bilhão. Esse valor foi o maior da sua história, +149% em

relação a 2018.

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Explicando alguns conceitos do setor

• A garantia física nada mais é que o montante de energia vinculada à

expectativa de geração em cada usina dentro do sistema, ou seja, a oferta e a

demanda ficam adequadas. Nas hidrelétricas é o que determina a cota de

participação no Mecanismo de Realocação de Energia.

• O PLD (Preço de Liquidação das Diferenças): diferenças de energia

contabilizadas no mercado de curto de prazo feito pela CCEE. São modelos

matemáticos usados para programar a operação do sistema, determinando o preço

mínimo e máximo, com base no volume. Esse cálculo contempla os preços

semanais por carga - leve, médio e pesado - ponderado pelo número de horas em

cada um deles e em cada semana do mês.

• GSF – Generation Scaling Factor, razão entre a energia gerada e a soma das

garantias físicas totais (sistema/a quantidade mínima que a companhia pode

garantir a geração), mostra a quantidade de energia que será alocada em cada usina

e o respectivo percentual da garantia física. Então, muitas empresas descontratam

um percentual para ser liquidado no mercado, como uma proteção para cenários de

GSF baixos, afinal, nesses momentos os montantes alocados de energia recuam, e

então as empresas ficam expostas a preços maiores.

• MRE - Mecanismo de Realocação de Energia: uma usina que teve uma

geração abaixo da garantia pode ser socorrida por outra. A questão é que quando

ocorre uma geração menor que a garantia física, a empresa precisa desembolsar

(R$) a diferença, ou seja, pagar.

Resumindo:

Podem existir perdas de receita quando a empresa fica exposta a um PLD elevado.

A venda de geração (acima da garantia física), quando o PLD está baixo, gera

ganhos, mas é preciso cuidado, pois os ganhos nessa estratégia podem ser menores

que as possibilidades de perda.

OBS: no caso da ENBR3, ela possui 2,9 GW de capacidade instalada e 1,9 GW médios de

garantia física total, e ela cita que a estratégia é considerar a sazonalização anual, tanto dos

contratos de venda quanto da garantia física. No quarto trimestre de 2019, a sazonalização

da garantia física foi superior aos contratos de venda, e a empresa destaca que esse é o

objetivo, ou seja, manter maior alocação de energia no segundo semestre, devido à

perspectiva de menos chuvas no período, fazendo com que o PLD fique mais elevado e a

GSF menor.

Se você observar os resultados, vais perceber que em 2019 a receita líquida totalizou R$

1.676,1 milhões no segmento, impulsionada pelo resultado do 1T19, quando o volume de

energia vendida aumentou, energia secundária do GSF médio ponderado de 148,5% e PLD

médio de R$ 290,1/MWh.

A EDP mantém estratégia para proteção de seu portfólio através da descontratação e/ou

compra de energia para mitigação de riscos relativos ao GSF e para a oscilação do PLD

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através de “hedge”, sendo que no 4T ela manteve cerca de 29% de energia descontratada e

na média, aproximadamente, 20%.

Dívida

A Dívida Líquida/EBITDA da companhia encerrou 2019 em 1,9x, mesmo número

apurado em 2007, abaixo dos 2x apurados em 2017, mas acima do apurado em 2018, que

foi 1,6x, porém, quando excluídos os efeitos não recorrentes do ano, a Dívida

Líquida/EBITDA seria de 2,5 vezes. A dívida líquida é de R$ 5,5 bilhões ao final de 2019,

com um Ebitda de R$ 2,9 bilhões. Isso significa um aumento de 26,4% na dívida líquida na

comparação 2019 x 2018.

OBS: não recorrentes referentes à exclusão do ICMS da base do PIS/COFINS de R$

1.018,6 milhões, referente ao período de março de 2012 a novembro de 2019.

A dívida bruta finalizou 2019 em R$ 8,5 bilhões (+13,5%), desconsiderando as dívidas dos

ativos não consolidados, de R$ 1,3 bilhão, a maior parte é do segmento de transmissão.

Acompanhe a imagem retirada do release da companhia:

Do total da dívida, R$ 3,6 bilhões tem vencimento após 2024; o prazo médio da

dívida é 4,5 anos. A empresa possui R$ 2,9 bilhões em disponíveis (-5,1% em

relação a 2018), porém 32% deste valor já têm destino certo (projetos/capex). O

custo médio da dívida em 2019 foi 8,4%, contra 8,6% em 2018, fruto da queda do

CDI e TJLP. A composição dos indicadores na dívida é a seguinte:

46,2% CDI

40% IPCA

12,3% TJLP

1,4% pré-fixada

Resultados 4T/2019

2019 4T 2019

Receita Líquida

R$ 12,5 bilhões Recuo de 2,3% em relação

a 2019

R$ 3,6 bilhões

+22,5% em relação ao 4T2018

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Ebitda

Ebitda ajustado

R$ 2,9 bilhões; +5,3% em

relação a 2018 Ebitda da distribuição

aumentou 60% OBS: (maior parte vem da distribuição ~46% e geração hídrica 26%)

R$ 2,2 bilhões; +8% em relação a 2018

R$ 873,9; +3,1% em relação ao 4T2018

OBS: ~45% vieram da distribuição e

~24% geração hídrica

R$ 603,9 milhões;

+34,3% em relação ao 4T201

Lucro líquido Total

R$ 1,3 bilhões; +5,1% em relação a 2018

Ajustado R$ 903,7 milhões;

+16,2%

R$ 449,2 milhões Recuou de 4,7 em relação ao 4T2018 Ajustado R$ 315,9 milhões; +25,5%

Distribuição /Lucro

R$ 738,3 milhões; +92,3% x 2018

R$ 283,9 milhões; +153,5% x 4T2018

Geração Hídrica/Lucro

R$ 324,1 milhões; +12,7%

R$ 105,8 milhões; +46,3%

Geração Térmica/Lucro

R$ 186,7 milhões; recuo de 17%

R$ 44,9 milhões;

+180%

Comercial/Lucro

R$ 61,5 milhões; recuo de 48,9%

R$ 40,8 milhões;

+161,5%

Transmissão/Lucro

R$ 139,3 milhões; +637,9%

R$ 66,4 milhões; +346,5%

Prestar atenção na receita de construção, que aumentou 833%,

o que é natural no projeto

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Imagem retirada do release da companhia

OBS1: A EDP São Paulo apurou um Ebitda de R$ 150,4 milhões no trimestre,

+36,3% em relação ao 4T2018, e no ano 2019 o Ebitda foi de R$ 610,5 milhões,

+38,7% em relação a 2018.

A Margem Ebitda no trimestre foi de 14,1%, contra 12,6% no 4T2018.

No ano, 15%, contra 11,4% em 2018.

OBS: A EDP ES apurou um Ebitda de R$ 247,1 milhões no trimestre, +203,5 em

relação ao 4T2018, e no ano 2019 o Ebitda foi de R$ 740 milhões, +83,8% em

relação a 2018.

A Margem Ebitda no trimestre foi de 27,3%, contra 11,8%no 4T2018.

No ano, 21,1%, contra 13,2% em 2018.

OBS3: Os gastos não gerenciáveis foram de R$ 1,4 bilhão no 4T, aumento de

29,3%, devido ao maior custo de energia comprada para revenda, aumento do mix

médio de 8,7% em ambas as distribuidoras, devido ao aumento do despacho de

usinas térmicas.

OBS4: Os gastos gerenciáveis recuaram 25,4%, fechando o trimestre em R$ 395,3

milhões.

O volume de energia distribuída avançou 1,7% no trimestre e 2,3% no ano. Do

total da Energia Requerida no 4T2019, 57,2% foram para a EDP SP e 42,8% para a

EDP ES.

Resultados Financeiros e IR/CSLL

Resultado Financeiro negativo em R$ 133,2 milhões no trimestre, contra R$ 119,2 milhões

no 4T2018, também negativos, e no ano 2019 o valor negativo foi de R$ 433,1 milhões,

contra 366,3 milhões em 2018. A empresa cita que quando não são considerados os

impactos dos juros e multas sobre tributos, referentes à exclusão do ICMS na base de

cálculo do PIS e COFINS nas distribuidoras, a receita financeira reduziria 2,3%, enquanto

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a despesa financeira aumentaria 7,7% no trimestre. No ano as reduções seriam de 24,9% na

receita financeira e de 5,8% na despesa financeira.

A alíquota efetiva de imposto aumentou para 15,2%, contra 2,2% no 4T2018, e nos 12

meses de 2019 a alíquota efetiva apurada foi de 23,1%, contra 21,3% em 2018. O IR/CS

foi de R$ 97,1 milhões no trimestre e de R$ 444,8 milhões no ano de 2019.

Dividendos

Ela também é conhecida por ser uma empresa que gera renda crescente em dividendos ao

longo dos anos. Segue abaixo o CAGR de uma imagem retirada do RI da companhia:

Veja a relação entre lucro líquido e dividendos da companhia no gráfico retirado do site

Fundamentus:

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Lembre-se que estamos falando de uma empresa em um setor que necessita de

investimentos para gerar valor, que mesmo com dívida ela apresenta crescimento das

receitas, fruto dos projetos investidos. Como citei várias vezes, é preciso prestar atenção ao

fluxo, à geração de caixa, ao crescimento da receita e melhora na geração de valor (ebitda)

para uma maior geração de lucro ao longo do tempo.

Concluindo

O que podemos perceber nos resultados é a estratégia da companhia produzindo

resultados, principalmente em relação ao segmento de Transmissão (andamento das obras),

as melhorias operacionais na Distribuição, que produziram bons resultados, além das

revisões tarifárias, integração da distribuição com a comercialização (reduzindo o risco), e

através de contratos estruturados de venda de lastro de energia com PLD maior. A verdade

é que independe do negócio – a gestão integrada torna o sistema mais eficaz e rentável o

segmento de Transmissão.

Hoje, a empresa negocia a um P/L de 8,8

P/VP de 1,28x

LPA de 2,20

Margem líquida de 9,7%

Dívida Bruta sobre patrimônio de 0,92

Considerando que ela irá aumentar com a transmissão e com uma execução mais eficiente

da distribuição, aliado a uma estratégia de proteção adequada (preço), é possível verificar a

possibilidade de aumento de resultados e consequentemente de remuneração, com a devida

gestão da dívida do investimento. Mas essa parte eu deixo para quem faz a precificação,

nosso analista chefe, Daniel Nigri.

Patrícia Rossari - Negócios/Logística

Primeiro eu queria agradecer à Patrícia pela super explicação de Energias do Brasil

(ENBR3), mas hoje eu prefiro não realizar a precificação, e eu vou explicar os motivos

agora.

O primeiro motivo é que qualquer tipo de cenário que eu possa vir a colocar aqui nesse

momento pode virar incerto antes do texto voltar da revisão e reduzir muito as projeções

de lucros futuros.

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O segundo motivo é que, embora a Energias do Brasil seja uma companhia mais sólida,

consistente e que não dependa do cenário externo nem para realizar seu serviço e nem para

ter a demanda de seus clientes, a companhia passa por um período de investimentos

bastante grande.

De 3 anos para cá, a Energias do Brasil comprou participação minoritária na Celesc e

entrou com mais força no segmento de transmissão de energia. O segmento de transmissão

de energia se baseia em investimentos CAPEX para construir a linha de transmissão e, após

esse período, a companhia tem uma Margem Bruta de quase 90%, visto que os custos de

manutenção são mínimos, e essa remuneração é suficiente para pagar o investimento inicial

e a taxa de retorno do investimento, normalmente por um período de 30 anos.

A grande questão é que muitas companhias aceitaram deságios grandes nas remunerações,

acreditando que o cenário de juros curtos iria se prolongar por mais tempo, e atualmente

vemos os juros futuros subirem, o que vai encarecer o custo da dívida para essas empresas

e pode tornar um bom investimento, nas condições anteriores, em investimentos

medianos.

A Dívida Bruta atual é de R$ 8,6 bilhões. Um acréscimo de 1% no CDI, que representa

46% da dívida, significa um custo de dívida de R$ 39,5 milhões a mais. Um acréscimo de

1% no IPCA, também. E a companhia ainda precisa realizar mais investimentos. Ou seja,

essa dívida ainda deve crescer a um custo maior devido às novas condições de mercado.

Essa é a única parte ruim e que pode trazer o resultado da companhia para baixo. Saindo

disso, vamos pensar no negócio em si.

1) Será que o comércio, as indústrias ou as residências consumirão menos energia? O

histórico de crises me mostra que, se existe uma queda, ela costuma ser apenas

marginal e volta rápido.

2) Será que o preço da energia pode despencar, fazendo com que a lucratividade caia?

Também não. O mercado cativo tem seus preços definidos e o mercado livre tem a

precificação feita pela quantidade de chuvas nos reservatórios.

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Este é o tipo de empresa que eu tenho buscado nestes últimos dias. Empresas de setores

não cíclicos, com grande geração de caixa e que não deve ter problemas de demanda nos

próximos anos.

Adicionalmente, é importante citar que o conselho de administração propôs uma

distribuição adicional de R$ 0,60 na forma de dividendos, que será votado em assembleia,

agora no dia 30/03/2020.

Fonte – Proposta da Administradora

Veja que a companhia pagou R$ 1,00, somando dividendos e juros sobre capital próprio, e

no momento que eu escrevo, após 4 circuit breakers na mesma semana, isto significa um

yield de 5,88% ao ano, mesmo a companhia pagando 47,5% do lucro apenas.

Com a entrada das transmissoras em 2022, esses dividendos ainda devem inclusive crescer

mais.

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O último ponto que eu gostaria de ressaltar é para que vocês vissem como na crise do

subprime a Energias do Brasil – ENBR3 atingiu seu ponto máximo, em 2007, depois de

cair até o valor mínimo de R$ 3,15 em outubro de 2008; as ações da empresa retornaram

rápido para seus valores originais em janeiro de 2010. Mesmo quem comprou no topo, em

2007, ficou apenas 2 anos e meio no campo negativo.

Foco nas empresas boas pagadoras de dividendos, que possuem mercado interno mais

forte e que não devem ser afetadas pela redução de demanda global. Preço justo não faz

sentido nesse momento. Os negócios, sua perpetuidade e perenidade com crescimento,

sim.

Abraços e Bons Investimentos

Daniel Nigri

Analista CNPI

DISCLOSURE

Elaborado pelo analista independente Daniel Isaac Nigri, CNPI 1810, este relatório é de uso exclusivo de seu destinatário. Eu tenho ações de ENBR3 em minha carteira pessoal. Este estudo é baseado em informações disponíveis ao público nos próprios sites de RI das empresas analisadas ou comparadas, consideradas confiáveis na data de publicação. As opiniões, aqui expressas, estão sujeitas a mudanças, por se tratarem de estimativas baseadas em fundamentos e projeções de futuro, que podem ou não ocorrer. Este relatório não representa oferta de negociação de valores mobiliários ou outros instrumentos financeiros.

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As análises, informações e estratégias de investimento têm como único propósito fomentar o debate entre o analista responsável e os destinatários. Os destinatários devem, portanto, desenvolver as próprias análises e estratégias (ou seja, “caminhar com as próprias pernas” e ter bom senso). Informações adicionais sobre quaisquer sociedades, valores mobiliários ou outros instrumentos financeiros aqui abordados podem ser obtidas mediante solicitação e serão arquivadas por 5 anos, conforme determinação da CVM. O analista responsável pela elaboração deste relatório declara, nos termos da Instrução CVM nº 598/18, que as recomendações do relatório de análise refletem única e exclusivamente a sua opinião e foram elaboradas de forma independente.

O analista Daniel Isaac Nigri CNPI é o responsável principal pelo conteúdo do relatório

e pelo cumprimento da Instrução ICVM 598.