O diferencial do negócio, segundo a empresa, é que ela possui uma posição
estratégica no mercado de energia, flexibilidade operacional e financeira que
permite uma variedade de opções de crescimento.

1. Track record de execução comprovado
2. Histórico de alocação de capital com retornos diferenciados
3. Contratos de longo prazo com fluxos previsíveis atrelados à inflação
4. Liquidez e um balanço robusto para apoiar a expansão orgânica e inorgânica

A empresa

A companhia é a maior operadora privada de gás natural do país, com uma capacidade de produção de 9 milhões de m³ por dia. O modelo de negócios se baseia na integração total da cadeia de valor, desde a exploração de gás natural até a comercialização da energia gerada, o que a empresa cita como um fator que permite que ela capture oportunidades no setor de energia. Concentra desde a exploração de gás até a venda de energia na rede, gerando sinergias e oportunidades de criação de valor em áreas estratégicas. Essa verticalização a empresa chamava de Transfer to Wire em 2019. Neste ano de 2021, em que o preço do gás natural subiu muito, vimos a importância de ela ter as próprias reservas e não precisar comprar gás de terceiros.

Segundo a empresa, os dados da Empresa de Planejamento Energético referente à Projeção do Plano Decenal de Expansão 2030, a matriz energética brasileira irá incorporar, até 2030, aproximadamente 22 GW de energia renovável (eólica e solar), sendo essas fontes de energia intermitentes e não despacháveis, com o apontamento pela EPE de acréscimo de 8 GW de térmicas a gás natural no sistema até final do plano decenal.

Fonte: Site de RI da Companhia

E como a empresa ganha com isso?
Ganha através da exploração e produção de gás natural na Bacia do Parnaíba e
na Bacia do Amazonas, com aumento da capacidade de geração de energia
térmica a gás do país. Aqui é importante dizer que nós temos a visão de que as
usinas térmicas são muito poluentes, e nós temos essa impressão por causa
das antigas usinas térmicas a carvão – inclusive, a Eneva ainda possui duas
delas, Itaqui e Pecém –, mas as usinas térmicas de gás natural são pouco
poluentes, assim como as usinas solares ou eólicas.

Fonte: Apresentação da Companhia 3T2021

Lembrando que o gás natural é importante na transição para uma matriz energética mais limpa, um custo mais competitivo, menor emissão de gases do efeito
estufa, quando comparado com carvão, óleo e diesel, duas vezes menos
toneladas de dióxido de carbono equivalente por megawatt.

As reservas provadas e prováveis 2P da Eneva alcançam a marca de 30,8
bilhões de metros cúbicos de gás. E como a produção atual da companhia é de
9 milhões de metros cúbicos diários, teríamos, em uma conta simples, a
possibilidade de nove a dez anos de gás natural até exaurir essas reservas.

Mas aqui mora uma questão importante: as usinas térmicas não ficam ligadas o
tempo todo. Ou seja, em vocabulário técnico, elas não despacham 100% do
tempo. Quem acompanha o mercado elétrico sabe que as térmicas possuem
uma energia mais cara e que elas são ligadas apenas quando as outras fontes
de energia, principalmente a hídrica, não terão capacidade para manter todo o
sistema funcionando.

A possibilidade de passar trimestres inteiros com despacho em zero faz com
que as usinas térmicas ganhem uma remuneração fixa mínima para cobrir
custos e despesas operacionais fixos e para manter a usina na espera para
ser ligada. Nesse caso, a empresa obtém receita e não utiliza suas reservas de
gás natural.

O cenário hidrológico brasileiro mostra que os reservatórios costumam ficar mais
cheios de novembro a abril, época em que existe uma pluviosidade maior, e
estes vão reduzindo a sua capacidade à medida que o terceiro trimestre vai
aparecendo. Então, em situação normal, o maior despacho ocorre nos terceiros
trimestres, mas com a crise hídrica a Eneva está operando uma quantidade
maior de tempo do que o normal.

Regulação no mercado de energia/gás

– Lei 14.120/2021, que cria o Modelo de Leilão de Reserva de Capacidade,
possibilitando separação dos atributos de lastro e energia, a contratação apenas
de potência instalada, com recebimento de receita fixa, a energia gerada é
comercializada no ACL e permite a participação de empreendimentos novos e
existentes em um mesmo leilão. A companhia informa que possui CCEARs
(Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado)
vencendo a partir de dez/2026, com potencial para recontratação.

– Lei 14.182/2021 (desestatização da Eletrobras), contratação de 8 GW de
geração termelétrica movida a gás natural nacional e gás da Região Amazônica,
e a companhia possui gás excedente e potencial exploratório para ampliar
reservas na região Amazônica e no Nordeste.

– A Nova Lei do Gás, que permite o acesso indiscriminado à infraestrutura
existente de transporte e escoamento, terminais de GNL (Gás Natural
Liquefeito) e UPGNs (Unidades de Processamento de Gás Natural), agiliza a
construção de gasodutos de transporte e simplifica o armazenamento do gás
natural, permitindo a expansão da malha de gasodutos, padroniza regras dos
contratos de compra, venda e transporte de gás, com a definição de Consumidor
Livre, com consumo de volume igual ou superior a 300.000 m³/mês.

Ativos da companhia

Complexo Parnaíba

Composto por seis usinas termelétricas a gás natural (Parnaíba I, II, III, IV, V e
VI) e dez campos terrestres situados em suas adjacências, com as usinas
interligadas ao Subsistema Norte de produção e à rede de transmissão de
energia do Sistema Interligado Nacional (SIN).

As usinas Parnaíba I, II, III, V e VI possuem contratos no Ambiente de
Contratação Regulado (ACR) de longo prazo, que garantem uma remuneração
fixa (protegida contra inflação), independente da geração, acrescida de uma
remuneração variável quando há despacho.

A usina Parnaíba IV é a única usina operacional que está no Ambiente de
Contratação Livre (ACL). A usina Parnaíba II opera em ciclo combinado de gás,
utilizando o calor gerado pela combustão do gás nas turbinas a gás que operam
em ciclo aberto e o reaproveita para geração de energia, por meio de usinas a
vapor. As usinas Parnaíba V e VI também irão operar em ciclo combinado.

A Parnaíba V já será inaugurada agora, no 1T2022, gerando 385 MW adicional, com receita fixa de R$ 299 milhões anuais, além de R$ 193/MWh de energia gerada.

Fonte: Apresentação da Companhia do 3T2021

A companhia possui dez campos declarados comerciais na Bacia do Parnaíba,
no Maranhão. Desse total, cinco estão em produção – Gavião Real, Gavião
Vermelho, Gavião Branco, Gavião Caboclo e Gavião Azul – e cinco em
desenvolvimento – Gavião Preto, Gavião Branco Norte, Gavião Tesoura, Gavião
Carijó e Gavião Belo. Além de ativos em fase de avaliação da descoberta e
blocos exploratórios em fase exploratória de perfuração e sísmica, existem 7
blocos exploratórios nas bacias terrestres do Amazonas e Paraná, e o campo de
Juruá, na bacia do Solimões.

A capacidade atual total de produção de gás é de até 8,4 milhões m³/dia, o gás
é produzido de acordo com a demanda das usinas termelétricas do Complexo
Parnaíba, sendo que o gás não-associado em terra é mais competitivo
em termos de custo de descoberta, desenvolvimento e produção por metro
cúbico, resultando na geração de energia a custos mais atrativos para o sistema
elétrico brasileiro.

Segundo a companhia, ela possui 31,8 bcm de reservas (2P) certificadas pela
Gaffney Cline & Associates (Relatório de certificação de reservas de gás natural
de dezembro de 2020), sendo 26,0 bcm no Complexo Parnaíba, além de uma
rede de gasodutos de 203 km de extensão.

Azulão

Campo de gás natural na Bacia do Amazonas com volume de reservas
certificadas pela consultoria independente Gaffney, Cline & Associates de 6,32
bilhões de metros cúbicos de gás natural (2P), que é um volume suficiente para
garantir 100% de despacho na UTE Jaguatirica II durante todo o período de
contrato, caso necessário, informa a companhia, ou seja, por 15 anos. Esse é
outro projeto que será contabilizado em 2022, uma vez que entrou em operação
no 4T2021.

Fonte: Apresentação da Companhia 3T2021

Alguns de vocês devem se lembrar que, há alguns anos, o Brasil ficou sem luz
em alguns estados da Região Norte, principalmente em Roraima, porque a
energia de lá vinha da Venezuela e não estava interligada ao Sistema Integrado
Nacional (SIN). Esse projeto do Campo de Azulão que fornece gás para a Usina
Termelétrica de Jaguatirica vai resolver essa questão. Nesse caso, a receita fixa
anual é de R$ 457 milhões.

A usina termelétrica Jaguatirica II, em construção em Boa Vista, estado de
Roraima, possui capacidade instalada de 141 MW, o contrato prevê compromisso de entrega de potência de 117 MW, totalmente flexível, pelo prazo de 15
anos, a partir do início da operação comercial da usina, programada para o
começo de 2022. A receita fixa anual será reajustada anualmente pelo IPCA e,
quando despachada, a usina receberá receita variável equivalente aos custos de
combustível e custos variáveis de operação e manutenção.

Fonte: Apresentação da Companhia 3T2021

Bacia do Amazonas

Três blocos (AMT-62, AM-T-84 e AM-T-85) na Bacia do Amazonas, próximos do
Campo de Azulão, a empresa possui 100% de participação nos blocos. Essa
parte não gera resultado neste momento para a empresa.

Bacia do Solimões

Aquisição de 100% de participação no campo de Juruá, no estado do
Amazonas, a 110 km a oeste dos campos de gás e óleo de Urucu. Essa foi uma
aquisição estratégica que dará retorno no futuro para a empresa.

Usina Fotovoltaica Tauá

Foi a primeira usina solar em escala comercial do país, e está conectada ao
Sistema Interligado Nacional, com geração de 1 MW. Pouco relevante no total
da companhia.

Itaqui

Usina a carvão, com capacidade instalada de 360MW, no estado do Maranhão
(com capacidade para abastecer 65% da necessidade energética do estado do
Maranhão, está interligada ao Subsistema Norte de produção e à rede de
transmissão de energia do Sistema Interligado Nacional.

Pecém II
Usina a carvão no Ceará, a 15kmdo Porto do Pecém, interligada ao Subsistema Nordeste de produção e à rede de transmissão de energia do Sistema Interligado Nacional,
com capacidade instalada de 365 MW, equivalente a 60% do consumo do estado do Ceará, e 10% do consumo da região Nordeste.

Interessante observar, na imagem a seguir, como a geração de energia nas usinas de carvão, além de serem mais poluentes, são muito mais caras do que a de gás natural. Isso mostra porque o Brasil possui grande vantagem competitiva, em termos de energia barata, diante da China e da Europa, que possuem uma matriz muito poluentes e focada até hoje no carvão.

Fonte: Apresentação da Companhia 3T2021

Estrutura Acionária

No dia 03/01/2022, a Eneva convocou seus acionistas a deliberar para aprovar a incorporação da Focus Energia. Resumidamente, a Focus será incorporada pela Eneva com pagamento de R$ 715 milhões mais a emissão de 17 milhões de ações da ENEV3 (diluição de 1,4%) para os acionistas atuais da Focus Energia. Uma parcela adicional contingente pode ser paga até 2027.

Sobre a tese de investimento em relação à Focus, divulgada pela companhia:

1. Entrada em um novo segmento de geração renovável, com crescimento,
baixo risco e possibilidade de retornos atrativos

2. Carteira mais equilibrada entre contratos no ambiente regulado e
ambiente livre

3. Pipeline competitivo de projetos solares, incluindo o Projeto Futura com cerca de 3,7 GWp, com entrada em operação da primeira usina prevista para 2022, sendo que Futura 1, quando comissionado, será o maior complexo solar do Brasil. Lembrando que o Futura 1 tem CAPEX de R$ 2,74 bilhões e está 100% contratado.

OBS.: PPAs são contratos de compra de energia renovável, usados para viabilizar os investimentos necessários para construção de novas usinas e a entrega de energia para o consumidor posteriormente.

Fonte: Apresentação da Companhia 3T2021

A companhia acredita que UFVs Futura 2 e 3 terão sinergias que os fazem fortes candidatos a ocupar o crescimento de 5,3GW previsto na fonte solar até 2030.

1. Acelerar estratégia de comercialização com acesso a uma grande base de clientes, são 1.600 clientes de diversos setores da economia, atuando em todas as regiões do Brasil

2. Redução da intensidade de emissões GEE do portfólio e acesso a novas fontes de financiamento (greenbonds)

3. Novas oportunidades de negócio no contexto da transição energética (ex: hidrogênio verde)

Números da Focus Energia

Fonte: Apresentação da Companhia

Portanto, esse negócio permitirá que a companhia crie uma carteira mais equilibrada, visto que a Eneva possui 91 % do perfil de contratação no Ambiente de Contratação Regulado, só para relembrar: PPAs ativos de Parnaíba I (450 MWm), Parnaíba II (450MWm), Parnaíba III (98 MWm), Itaqui (277 MWm), Pecém II (315 MWm), Jaguatirica II (117 MWm) e garantia física da Parnaíba V, que entrará em operação em 2022 (346 MWm).

No Ambiente de Contratação Livre, ela conta com 9%, sendo Parnaíba IV (39,8 MWm – e os montantes de adicional de garantia física liberados para Parnaíba I (130 MWm) e Parnaíba III (30 MWm).

No caso da Focus, são 234 MWm de garantia Física das 2 CGHs atualmente em operação, a de Lavras (~1MWm) e CGH Ilhéus (~2MWm) e da UFV Futura 1 prevista para entrar em operação em 2022 (~231MWm).

A Eneva tentou migrar para outras fontes de energia renovável em 2020,  quando apresentou uma oferta hostil pela antiga AES Tietê, atual AES Brasil, mas o negócio não foi aceito pela AES.

Terceiro Trimestre de 2021

A companhia, devido ao cenário hidrológico no período, apresentou aumento no despacho térmico. As usinas a carvão apresentaram um crescimento grande em relação ao 3T2020, aumento de período que estavam desligadas, ou seja, quase 100% de aumento. E, no gás, o despacho também aumentou consideravelmente, de 36%  no 3T2020 para 97% no 3T2021. Vale lembrar que a economia em 2020 estava parcialmente parada devido à Covid-19.

Fonte: Release da Companhia 3T2021

Outro ponto que favoreceu os resultados do período foi o descasamento entre os custos unitários variáveis das usinas térmicas e o custo efetivo de geração, aqui entram os custos operacionais variáveis atrelados aos preços de commodities de Parnaíba I, Pecém II e Itaqui, que aumentaram muito em 2021 e com isso elevaram a margem da companhia. Ela produz o próprio gás, então seu custo não tem relação direta com o custo internacional, e, no que diz respeito ao carvão, ela fez estoque a um preço competitivo, antes do forte aumento, e, claro, isso apareceu nos números.

Fonte: Release da Companhia 3T2021

Outro fator positivo do período foi referente a Parnaíba IV, que no trimestre vendeu metade da capacidade ociosa a preços spot no pico (R$ 582/MWh), o que resultou em R$ 50 milhões (energia descontratada), mas não são apenas resultados positivos no período, veja que Parnaíba II, ficou sem operação de 19 de junho até 17 de julho, com um custo que gerou impacto negativo no resultado de R$ 72 milhões.

Em relação às reservas, aumento de 8% no volume de reservas de gás (2P) do Campo de Azulão, além da certificação de recursos contingentes na área de Juruá (20,85 bilhões de m³ – P50) e em outras acumulações de gás e óleo nos blocos da Bacia do Amazonas (total de 5,84 bilhões de m³ de gás e 4,23 milhões de barris de óleo, ambos P50).

Fonte: Release da Companhia 3T2021

A geração e valor do negócio, o EBITDA apurado cresceu 99% e alcançou R$ 573 milhões, com um lucro líquido de R$ 363 milhões +553%, a posição de caixa de R$ 2 bilhões com a dívida Líquida/Ebitda recuando para 3x. A dívida bruta ao final do período em questão era de R$ 7.899 milhões, aumento de 4,6% x 3T2020 e o prazo médio de vencimento de 5,5 anos. O spread médio para as dívidas indexadas ao IPCA (65% do total) era de 3,9% e para as demais dívidas da Companhia (CDI 34%) era de 1,5% acima do CDI.

Fonte: Release da Companhia 3T2021

Portanto, fica claro que os resultados de geração de valor do trimestre foram impulsionados pelo segmento de Upstream, com Ebitda ajustado aumentando 349%, afinal o despacho das usinas a gás no período foi bem maior que em 2020, e isso, claro, afetou a receita variável com a venda do combustível, e com o movimento inverso dos custos, explicado anteriormente, a margem do segmento teve um belo desempenho. Veja agora, abaixo, a mudança de resultados no ano de 2020, quando houve um despacho muito pequeno. O resultado do Upstream caiu dos atuais R$ 278,3 milhões para apenas R$ 39,1 milhões.

Fonte: Release ENEV3 3T2020

E, claro, a geração a carvão devido ao aumento do CIF-ARA, que se afastou, e muito, do custo médio do estoque de carvão que havia sido comprado a preços mais  baixos,  fazendo  com que as margens variáveis nas usinas fossem de   R$ 43/MWh em Itaqui e de R$ 73/MWh em Pecém II, e o Ebitda ajustado do segmento aumentasse 50,8% na comparação com 3T2020.

OBS.: Upstream é a exploração e produção, o Midstream refere-se ao refino e tratamento, e o Downstream, à logística, transporte e distribuição.

Fonte: Release da Companhia 3T2021

Dos R$ 498,6 milhões consolidados no período, conforme mostra a imagem acima, foram 53% deste total referentes às construções do projeto integrado Azulão-Jaguatirica com entrada em operação prevista para 4T2021 e da UTE Parnaíba V, com entrada em operação prevista para 1S2022, respectivamente.

E também R$ 154,6 milhões referentes ao segmento de Upstream, sendo que 70% foram aplicados ao desenvolvimento dos campos da Bacia do Parnaíba, com destaque para Gavião Preto, com  R$  93,2 milhões em investimentos  no período.

Melhora no Resultado Financeiro

O resultado financeiro líquido no período foi de R$ 56,5 versus negativo de R$ 96 milhões no 3T2020, e isso ocorreu devido a fatores como: aumento de  R$ 13,2 milhões nas receitas de aplicações financeiras, de R$ 37 milhões na linha de multas e juros recebidos, redução de R$ 64,2 milhões nas despesas com encargos de dívida devido à liquidação antecipada de dívidas mais onerosas no final de 2020 e emissões de debêntures com taxas menores; aumento de R$ 41,1 milhões em ganhos com derivativos.

A nossa análise começa baseada na premissa de que mesmo com uma economia que deve crescer 0% em 2022, esta ainda demandará muito mais energia que em 2020. A outra premissa importante é que veremos um aumento forte de resultados dos novos projetos que entrarão em operação, dentre eles:

  • UTE Jaguatirica – R$ 457 milhões fixo + R$ 213/MWh
  • UTE Parnaíba V – R$ 299 milhões fixo + 193/MWh
  • FOCUS Energia – Ebitda atual – R$ 60,5 milhões
  • Projeto Futura 1 – 231 MWm de geração solar

Considerando um despacho médio em 9M2022 menor que os 63% alcançados este ano, afinal a economia deve mostrar sinais de esgotamento e não acreditamos em nova crise hídrica. Vamos pensar em um despacho de 40% médio, a nossa projeção é que a receita da Eneva cresça de R$ 3,4 bilhões para R$ 5,0 bilhões considerando os novos projetos os reajustes pelo IPCA das receitas fixas e uma redução dos resultados de upstream. O número acima exclui as receitas da comercializadora da Focus.

Sempre que o upstream diminui, a margem Ebitda da companhia sobe. Afinal, os custos de receber apenas a receita fixa são muito menores do que explorar o gás natural e transformar em energia térmica. Veja, abaixo, as margens Ebitda dos últimos três anos, lembrando que 2019 e 2021 tivemos despachos mais altos e 2020 um despacho menor.

Precisamos tomar cuidado com os números acima. À primeira vista parecem muito interessantes. Estaríamos comprando uma empresa de crescimento forte, que inclusive realiza diversas aquisições no menor EV/Ebitda projetado para 2022. Isso nos mostra que a empresa tem potencial de alta e valorização, mas…

Mas o nosso dinheiro não é infinito e atualmente quase todos os negócios em bolsa estão sendo precificados com muito desconto. As duas empresas de energia, inclusive, que estão em nossa carteira, possuem indicadores de EV/Ebitda menores do que esses e também estão investindo em crescimento, assim como também possuem dívidas altas como a Eneva.

Neoenergia hoje possui EV/Ebitda de 4,8x Engie Brasil Energia possui EV/Ebitda de 6,7x

Na minha visão, ambas possuem menos riscos de operação do que a Eneva, que pode passar por um período maior de despacho mais baixo.

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Disclosure
Elaborado pelo analista independente Daniel Isaac Nigri CNPI 1810, este relatório é de uso exclusivo de seu destinatário.

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 de outros instrumentos financeiros.

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 Resolução 20/2021, que substituiu a Instrução CVM nº 598/18, que as recomendações do relatório de análise refletem única e exclusivamente a sua opinião pessoal e foram elaboradas de forma independente.

O analista Daniel Isaac Nigri CNPI é o responsável principal pelo conteúdo do relatório e pelo cumprimento da Resolução 20/2021, que substituiu a Instrução ICVM 598.

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