Equity Research - Redes Energéticas Nacionais, SGPS, SA

Equity Research REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. Pedro Alexandre d’Almeida Tété Machado Dissertação de Mestrado Orientador na FEUP: Prof. Eduardo José Rego Gil Costa Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto Mestrado Integrado em Engenharia Industrial e Gestão 2013-07-22 Equity Research - REN ii Resumo A presente dissertação de mestrado tem por objetivo determinar o valor mais realista e rigoroso possível da Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. (REN), definindo um price target das ações do grupo para a data de 31 de Dezembro de 2012. A REN é a detentora das concessões de serviço público para o transporte de eletricidade e gás natural no território português. Com vista a atingir o objetivo determinado, foi realizada uma apresentação das diferentes metodologias de avaliação de empresas com base nas melhores práticas e nos estudos levados a cabo pelos autores mais prestigiados da área. Dadas as características da REN e o propósito da avaliação, foi definido que a metodologia mais apropriada seria o método Discounted Cash Flow to the Firm (DCFF), descontando os Cash Flows (CF) separadamente para cada um dos segmentos do grupo. A análise foi também completada com uma avaliação relativa por Múltiplos de Mercado. O estudo da REN e do contexto macroeconómico, energético e regulamentar, levou à projeção da atividade do grupo. As alterações no modelo regulatório introduzidas em 2009 e a recente privatização do grupo proporcionaram melhores condições para o investimento e perspetivas de crescimento. Na atividade de transporte de gás natural, a REN encontra-se ainda numa fase inicial, estando previstos investimentos consideráveis nos próximos anos. Devido ao contexto macroeconómico, entre outros diversos fatores, o grupo tem vindo a reduzir as suas necessidades de Fundo de Maneio, sendo contudo esperado para os próximos anos uma inversão desta tendência, requerendo investimentos que terão um impacto negativo nos Free Cash Flows (FCF), especialmente no segmento da eletricidade. Os resultados alcançados através do método DCF apontam para que as ações da REN se encontrem cotadas abaixo do seu valor, que foi calculado em € 2,499 por ação. Equity Research - REN iii Abstract This dissertation aims to achieve a realistic and rigorous valuation of Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. (REN), setting a price target for the group’s shares on December 31, 2012. REN is the holder of the public service concessions for electricity and natural gas transmission in the Portuguese territory. In order to perform the most possible accurate valuation, different valuation methodologies were presented based on the best business practices and studies undertaken by the most prestigious authors of the area. Given the characteristics of REN and the purpose of the evaluation, it was decided that the most appropriate methodology was Discounted Cash Flow to the Firm (DCFF), discounting cash flows separately for each of the segments of the group. The analysis was also completed with a relative valuation methodology. The study of REN and the macroeconomic, regulatory and energy contexts led to the projection of the group’s activity. Changes in the regulatory model introduced in 2009 and the recent privatization of the group provided better conditions for investment and growth prospects. In the natural gas transmission activity, REN is still at an early stage, whereby considerable investments are foreseen in the coming years. Over the last years, the group has reduced its working capital needs due to the macroeconomic context and other factors, however it is expected for the coming years a reversal of this trend, requiring investments that will have a negative impact on the Free Cash Flows (FCF), mainly in the electricity sector. The results achieved through the application of the DCF method indicate that REN shares are being traded below their value, which has been calculated in € 2,499 per share. Equity Research - REN iv Agradecimentos Esta dissertação não teria sido possível sem o apoio de várias pessoas, a quem desejo expressar os meus sinceros agradecimentos. Em primeiro lugar ao orientador da minha dissertação, Professor Eduardo José Rego Gil da Costa. O apoio e enorme disponibilidade que me dedicou em todo o processo foram realmente decisivos. Um agradecimento muito especial também ao Professor Joaquim Manuel Faria Barreiros, pela disponibilidade e simpatia com que me recebeu e ajudou em vários aspetos teóricos da dissertação. Seguidamente, agradecer aos analistas do departamento de Corporate Finance do BESI, por todo o conhecimento transmitido durante o estágio de três meses que aí desenvolvi. Quero também deixar um agradecimento a todas as pessoas com quem tive a oportunidade de trocar impressões e cujo contributo se mostrou muitas vezes valioso para o resultado final desta dissertação. Um agradecimento muito sentido a todos os professores que me acompanharam no ensino básico, secundário e universitário, pelo gosto que me incutiram em aprender continuamente e procurar sempre dar o melhor de mim mesmo. Para terminar, gostaria de agradecer à minha família, pelo exemplo, apoio e motivação que sempre me deram. Equity Research - REN v Índice de Conteúdos 1 Introdução ........................................................................................................................................... 1 1.1 Contexto e objetivos do trabalho .......................................................................................................... 1 1.2 Estrutura da dissertação ...................................................................................................................... 1 2 Enquadramento Teórico ...................................................................................................................... 2 2.1 Principais Métodos de Avaliação ......................................................................................................... 2 2.1.1 Múltiplos de Mercado ............................................................................................................ 2 2.1.2 Transações Comparáveis (Comparable Deals) .................................................................... 5 2.1.3 Dividendos Descontados (Dividend Discount) ...................................................................... 5 2.1.4 Avaliação Patrimonial (Liquidation Valuation) ....................................................................... 6 2.1.5 TIR e VAL ............................................................................................................................. 7 2.1.6 Economic Value Added ........................................................................................................ 8 2.1.7 Cash Flow Return on Investment .......................................................................................... 8 2.1.8 Discounted Cash Flows to the Firm ...................................................................................... 9 2.2 Breve análise das metodologias ........................................................................................................ 16 3 Enquadramento Macroeconómico e Energético ............................................................................... 18 4 Apresentação da Empresa ................................................................................................................ 19 4.1 Breve História e Background .............................................................................................................. 19 4.2 Segmentos de negócio....................................................................................................................... 19 4.3 Estrutura Organizacional .................................................................................................................... 20 4.4 Evolução Bolsista, Estrutura Acionista e Política de Dividendos ........................................................ 21 5 Contexto Regulatório......................................................................................................................... 22 5.1 Eletricidade ........................................................................................................................................ 22 5.2 Gás Natural ........................................................................................................................................ 24 6 Método de Avaliação ......................................................................................................................... 25 7 Pressupostos e projeções ................................................................................................................. 26 7.1 Indicadores macroeconómicos ........................................................................................................... 26 7.2 Atividade do grupo ............................................................................................................................. 26 7.2.1 CAPEX ............................................................................................................................... 27 7.2.2 Depreciações ...................................................................................................................... 28 7.2.3 RAB .................................................................................................................................... 29 7.2.4 Vendas e Prestações de Serviços ...................................................................................... 29 7.2.5 Outros rendimentos operacionais ....................................................................................... 31 7.2.6 Custos Operacionais .......................................................................................................... 31 7.3 Balanço .............................................................................................................................................. 33 7.3.1 Ativos .................................................................................................................................. 33 7.3.2 Capital Próprio .................................................................................................................... 36 7.3.3 Passivos ............................................................................................................................. 37 7.3.4 Fundo de Maneio ................................................................................................................ 40 7.4 Avaliação ............................................................................................................................................ 41 7.4.1 WACC ................................................................................................................................. 41 8 Análise dos Resultados ..................................................................................................................... 44 9 Avaliação por Múltiplos de Mercado ................................................................................................. 46 10 Conclusões ........................................................................................................................................ 49 Equity Research - REN vi Referências ............................................................................................................................................ 51 Anexo A: Mapa RNTGN ......................................................................................................................... 53 Anexo B: Mapa RNT .............................................................................................................................. 54 Anexo C: Metodologias de avaliação mais utilizadas ............................................................................ 55 Anexo D: Repartição das Vendas e Prestações de Serviços por segmento (2011) ............................. 55 Anexo E: Áreas de negócio da REN ...................................................................................................... 56 Anexo F: Modelo de gestão e de fiscalização da REN .......................................................................... 56 Anexo G: Empresas do grupo ................................................................................................................ 57 Anexo H: Evolução bolsista da REN................................................................................................... 58 Anexo H.1: Evolução bolsista entre 2009 e 2012 ....................................................................................... 58 Anexo H.2: Evolução bolsista no ano de 2012 ........................................................................................... 59 Anexo I: Taxa Euribor a 6 meses (Previsão) ......................................................................................... 60 Anexo J: Obrigações do Tesouro alemãs a 10 anos (Histórico) ............................................................ 61 Anexo L: Beta da Red Eléctrica Corporácion ......................................................................................... 61 Anexo M: Balanço (1/8) .......................................................................................................................... 62 Anexo N: Demonstração de Resultados Consolidada (1/4) .................................................................. 70 Anexo O: Atividade por Segmentos ....................................................................................................... 74 Anexo O.1: Segmento da Eletricidade (1/4) ............................................................................................... 74 Anexo O.2: Segmento do Gás Natural (1/3) ............................................................................................... 78 Anexo P: Depreciações (1/2) ................................................................................................................. 81 Anexo Q: RAB ........................................................................................................................................ 83 Anexo R: Vendas e Prestações de Serviço ........................................................................................... 84 Anexo R.1: Vendas e Prestações de Serviço Eletricidade (1/3) ................................................................. 84 Anexo R.2: Vendas e Prestações de Serviço Gás Natural ......................................................................... 87 Anexo S: Custos Operacionais .............................................................................................................. 88 Anexo S.1: Gastos com o Pessoal ......................................................................................................... 88 Anexo S.2: Fornecimentos e Serviços Externos ......................................................................................... 89 Anexo S.3: Outros Gastos Operacionais .................................................................................................... 90 Anexo T: Clientes e outras contas a receber Corrente (1/2) ................................................................. 91 Anexo U: Fornecedores e outras contas a pagar Corrente (1/2) ........................................................... 93 Anexo V: Empréstimos (1/2) .................................................................................................................. 95 Anexo X: Fundo de Maneio (1/2) ........................................................................................................... 97 Anexo Z: Cash Flows Livres Descontados ............................................................................................ 99 Anexo Z.1: Cash Flows Livres Descontados Eletricidade (1/2) .................................................................. 99 Anexo Z.2: Cash Flows Livres Descontados Gás Natural (1/2) ................................................................ 101 Equity Research - REN vii Siglas APM – Arbitrage Pricing Model BV – Book Value CAE – Contratos de Aquisição de Energia CAP – Competitive Advantage Period CAPM– Capital Asset Pricing Model CAPEX – Capital Expenditures CF – Cash Flows CFROI - Cash Flow Return on Investment DCF – Discounted Cash Flow DCFF – Discounted Cash Flow to the Firm EBIT – Earnings Before Interest and Taxes EBITDA – Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos EV – Enterprise Value EVA – Economic Value Added FCF – Free Cash Flow FCFF – Free Cash Flow to the Firm FM – Fundo de Maneio FMI – Fundo Monetário Internacional FSE – Fornecimentos e Serviços Externos GNL – Gás Natural Liquefeito IPO – Initial Public Offering IRC – Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas M&A – Mergers and Aquisitions NOPAT – Net Operating Profit After Tax OT – Obrigações do Tesouro P - Price PER – Price Earnings Ratio PIB – Produto Interno Bruto REN – Redes Energéticas Nacionais REE – Red Eléctrica Corporácion ROE – Return on Equity ROIC – Return On Invested Capital Equity Research - REN viii SEN – Sistema Elétrico Nacional SNGN – Sistema Nacional de Gás Natural TIR – Taxa Interna de Rentabilidade VA – Valor Atual VAL – Valor Atual Líquido VBM – Value-based Management Equity Research - REN ix Índice de Figuras Figura 1 - Estrutura societária da REN ..................................................................................... 20 Figura 2 - Estrutura acionista da REN ...................................................................................... 21 Figura 3 - Modelo de remuneração da atividade de transporte de eletricidade ........................ 23 Figura 4 - Modelo de remuneração para as atividades do segmento de gás natural ................ 24 Figura 5 - Evolução do CAPEX Driver - Eletricidade ............................................................. 28 Figura 6 - Evolução do CAPEX Driver - Gás Natural ............................................................. 28 Figura 7 – Vendas e Prestações de Serviços Eletricidade ........................................................ 30 Figura 8 – Vendas e Prestações de Serviços Gás Natural ........................................................ 31 Figura 9 - Decomposição do valor do capital acionista ........................................................... 45 Equity Research - REN 6 grupo de metodologias Discounted Cash Flow, e mais concretamente na perspetiva de Equity Valuation. Modigliani e Miller (1958) foram os primeiros autores a defender a metodologia Discounted Cash Flow que visa determinar o valor da empresa através dos cash flows previstos descontados a uma determinada taxa. Existem porém diversas variantes desta metodologia que Damodaran (2002) organiza em três grupos: Equity Valuantion, Firm Valuation e Adjusted Present Value. O método de Dividendos Descontados é um dos métodos que pertence ao subgrupo Equity Valuation e que tem por objetivo avaliar a empresa pela perspetiva dos detentores de capital, ou seja, os acionistas, atualizando os CF à taxa de rentabilidade exigida pelos mesmos. Neste método apenas os dividendos são considerados CF, pelo que esta metodologia é mais indicada para valorizar empresas cuja atividade se encontre estabilizada e que adotem uma política consistente de distribuição de resultados. Existem duas vertentes deste método que podem ser utilizadas, e que se distinguem por uma considerar as projeções e a perpetuidade e por a outra apenas considerar a perpetuidade. Estes modelos podem ser expressos da seguinte forma: Modelo só Perpetuidade: ∑ Modelo Projeções e Perpetuidade: ∑ ∏ onde, custo do capital Vale a pena salientar que através deste modelo com perpetuidade é possível ter uma avaliação elevada e um baixo nível de dividendos, desde que a taxa de crescimento seja alta. Além disso, é importante referir que este modelo considera o fluxo de dividendos em perpétuo crescimento. A aplicação deste método apresenta vários obstáculos (Vernimmen, 2005), tais como a taxa de crescimento dos dividendos que não é apenas afetada pela performance económica ou ainda a possibilidade prevista por Damodaran (2002) de existir uma subestimação do valor do capital. No entanto, Damodaran (2006) realça o facto de este ser o método, de entre todos aqueles que fazem parte do grupo de Discounted Cash Flow, que necessita de menos pressupostos. 2.1.4 Avaliação Patrimonial (Liquidation Valuation) A Avaliação Patrimonial, que se integra no conjunto de Asset Valuation Approaches e que tem uma grande componente contabilística, apenas tem em conta os ativos da empresa e os resultados presentes não pondo em equação a atividade de exploração futura da empresa. Por este motivo a Avaliação Patrimonial aparece num contexto de liquidação de empresas através da valorização dos seus patrimónios, uma vez que “for companies with lucrative growth opportunities, asset-based valuations will yield lower values than going concern valuations” (Damodaran, 2006). Equity Research - REN 7 Para aplicar esta metodologia é necessário realizar uma cuidada avaliação de mercado do património imobiliário e do equipamento da empresa, constituindo uma reserva de mercado no caso do valor da avaliação de mercado ser superior ao valor contabilístico correspondente. Torna-se também crucial não esquecer os ativos não operacionais, uma vez que para o património da empresa entra não só o património afeto à atividade corrente, como também todo o património não afeto à atividade corrente da empresa. A Avaliação Patrimonial pode ser traduzida através da seguinte fórmula: Shleifer e Vishny (1992) desenvolveram um método de Avaliação Patrimonial menos simplista e que engloba importantes fatores como os potenciais compradores, as utilizações alternativas dos ativos e o tipo de ativos que constituem o património. 2.1.5 TIR e VAL A Taxa Interna de Rentabilidade (TIR) e o Valor Atual Líquido (VAL) são metodologias de avaliação que se começam a distanciar das metodologias mais simples devido a conterem uma perspetiva sobre o futuro e sobre o custo de capital, caminhando assim para a lógica dos Discounted Cash Flow (DCF). Ambas estas metodologias baseiam-se nos fluxos de tesouraria atualizados e servem de base para os métodos de DCF. No entanto, tanto o VAL como a TIR são principalmente aplicados para a decisão de investimentos, enquanto os métodos de DCF são maioritariamente utilizados nas relações com os investidores. De facto, a TIR representa a taxa de atualização que torna possível que o valor atual dos CF gerados pelo projeto seja igual ao valor atual do investimento necessário. Por outras palavras pode-se dizer que a TIR é a taxa de desconto que anula o valor atual líquido e que pode ser expressa pela seguinte fórmula: ∑ A TIR (ou Internal Rate of Return) apresenta contudo algumas inconveniências como a possibilidade de se obter mais do que uma taxa para projetos em que se verifiquem Cash Flows de sinais contrários. Além disso, esta taxa é de difícil comparação entre projetos mutuamente exclusivos e ao ser uma percentagem aparece sempre o obstáculo da escala. Por outro lado, o VAL (ou Net Present Value) é a representação dos CF gerados pelo projeto atualizados e deduzidos do investimento inicial necessário. O VAL pode ainda ser apresentado segundo dois modelos, com e sem perpetuidade, e que podem ser representados pelas seguintes fórmulas: Modelo sem Perpetuidade: ∑ Modelo com Perpetuidade: ∑ Equity Research - REN 8 onde, 2.1.6 Economic Value Added O método Economic Value Added (EVA), cuja origem retorna a Hamilton (1777) e Marshall (1890) e que também é muitas vezes designado como lucro económico, tem como foco principal a rentabilidade do capital. Esta designação, no entanto, só apareceu quando Stewart (1991) reviu o cálculo do então denominado rendimento residual, aplicando um conjunto de ajustamentos contabilísticos. Tal como o próprio nome indica, esta metodologia é a melhor expressão do valor económico acrescentado e como tal o seu valor pode ser exprimido pela diferença entre o Net Operating Profit After Tax (NOPAT) e a remuneração do capital investido. A seguinte fórmula expõe esta expressão simplista do EVA: De facto, o NOPAT não é mais do que a diferença entre o EBIT e os impostos pagos, enquanto a remuneração do capital investido é o resultado da multiplicação entre o capital investido e o respetivo custo de capital. Os principais drivers do EVA são as receitas (ou vendas), os custos operacionais e o capital (onde entram aspetos importantes como os investimentos em Fundo de Maneio). Para obter o valor da empresa é necessário calcular o EVA para cada ano do horizonte temporal, proceder à atualização de cada um desses valores através do custo de capital, calcular o Valor Residual atualizando-o igualmente, adicionar o capital inicial necessário e por fim, subtrair a dívida líquida. Neste sentido, o valor da empresa é dado por: Esta metodologia, que se sustenta no conceito de valor económico, permite avaliar a performance da empresa individualmente para as várias “áreas” ou “divisões” da mesma, pelo que a sua utilização está mais relaciona a programas de incentivo à melhoria de performance e a programas de atribuição de prémios do que propriamente à medição do valor da empresa. Pela facilidade com que o EVA transmite aos acionistas e aos gestores uma visão realista do valor efetivamente criado, este método é bastante usado na avaliação de desempenho e com potenciais aplicações na maximização da rentabilidade dos capitais da empresa ou na identificação dos projetos menos rentáveis. Outra metodologia, associada a esta, e que permite perceber a diferença entre o valor de mercado da empresa e o valor do capital investido é o Market Value Added (Erhbar, 1999). 2.1.7 Cash Flow Return on Investment A metodologia Cash Flow Return on Investment (CFROI), que tal como o EVA faz parte do grupo de avaliações Value Creation definido por Fernández (2007), tem por base a comparação da rentabilidade efetiva centrada nos CF reais com o custo de oportunidade do capital (Damoradan, 2002). No entanto, como o CFROI pode ser influenciado por medidas contabilísticas, este não deve ser comparado com o custo de oportunidade do capital de uma forma direta. De facto o CFROI vem dado pela seguinte fórmula: Equity Research - REN 9 Este método, que se relaciona com a TIR, considera que a rentabilidade efetiva engloba os Cash Flows e os investimentos atualizados, permitindo ainda fazer comparações com outras empresas do sector. No entanto é necessário ter alguma atenção com estas comparações na medida em que, de acordo com o CFROI, se uma empresa tem uma rentabilidade dos capitais investidos superior à das empresas comparáveis do mesmo sector, isso pode não significar que o seu valor seja maior. Na realidade, Damoradan (2002) chama atenção para o facto de um aumento no CFROI não significar, só por si, um aumento no valor da empresa, uma vez que esse aumento pode ter sido provocado por uma redução do investimento, por um sacrifício do crescimento futuro ou por um trade off no risco. Estes necessários cuidados fazem com que a relação entre o CFROI e o Firm Value seja menos intuitiva do que para o caso da avaliação através do EVA. 2.1.8 Discounted Cash Flows to the Firm À semelhança da metodologia de Dividend Discount que faz parte das Equity Valuation que por sua vez pertence ao grupo de metodologias DCF, o método Discounted Cash Flows to the Firm (DCFF) faz parte do mesmo grupo mas desta vez avalia a empresa na perspetiva de Firm Valuation. Nesta metodologia, a totalidade da empresa é avaliada e os CF são descontados para todos os claim holders (Damodaran, 2002). Neste sentido, através da ponderação do capital e das diferentes rentabilidades exigidas, são descontados a totalidade dos CF, independentemente de os mesmos se referirem a credores ou acionistas, avaliando a empresa como um todo. Esta metodologia tem as vantagens claras de ser focada nos CF, incorporar o valor temporal do dinheiro e utilizar previsões de CF baseadas em drivers estratégicos recorrendo a informação do negócio. Apesar de Fernández (2007) afirmar que “the cash flow discounting method is generally used because it is the only conceptually correct valuation method”, dada a similaridade deste modelo com, por exemplo, a metodologia de avaliação a partir dos EVAs, tal conclusão não deve ser retirada com tanta certeza. Este modelo também possui várias desvantagens, como os diversos pressupostos que é obrigado a tomar, no entanto, é considerado como o modelo mais adequado na ótica do investidor. Esta opinião é partilhada por Luehrman (1997) que afirmou que “in the 1970s, DCF emerged as best practice for valuing corporate assets”. Também Goedhart, Koller e Wessels (2005), entre muitos outros autores, consideram este método como favorito, explicando essa preferência devido ao facto de ele apenas se basear nos fluxos para dentro e fora da empresa em vez de se basear em ganhos baseados na contabilidade das empresas. Segundo o método de Discounted Cash Flow to the Firm (DCFF), o valor do capital acionista é determinado através da previsão do Free Cash Flow to the Firm (FCFF) para o horizonte temporal da avaliação, estimação do custo do capital, atualização do FCFF com base nesse custo, estimação e atualização da perpetuidade, adição dos ativos não operativos e, por fim, subtração dos passivos não operativos. Para o cálculo do valor da empresa é necessário adicionar novamente ao valor do capital acionista os passivos não operativos. Estas relações estão expressas nas seguintes fórmulas: Equity Research - REN 10 ∑ De facto, no que diz respeitos aos ativos não operacionais, ou seja, que não são afetos às atividades da empresa, os mesmos não devem contribuir para os CF da mesma. Contudo, caso exista a possibilidade da sua alienação no curto prazo, estes ativos devem ser incluídos no valor da empresa. O mesmo acontece com os ativos financeiros como por exemplo as várias participações, cujo valor deve ser estimado e igualmente considerado no valor da empresa. Relativamente aos passivos não operativos, estes são definidos como todos aqueles que não são intrinsecamente afetos à atividade da empresa como por exemplo os passivos que respeitam a dívidas para com as instituições financeiras ou para com os fornecedores, e que, como tal, devem ser deduzidos para o cálculo do valor do capital acionista. Este método é utilizado de uma forma abrangente para a avaliação de empresas em fase de arranque e crescimento, mas somente quando existe informação suficiente. Free Cash Flows to the Firm Na realidade, os CF de uma empresa representam os meios libertados pela exploração da sua atividade, distinguindo os cash-ins e os cash-outs, apresentando assim a riqueza gerada para todos os financiadores da empresa. Damoradan (2002) definiu os Free Cash Flows to the firm (FCFF) como “the sum of the cash flows to all claim holders in the firm, including stockholders, bondholders and preferred stockholders”. Não devem, neste sentido, ser contabilizadas as amortizações e as provisões uma vez que constituem aspetos non cash e, como tal, apesar de serem um custo não representam qualquer saída de dinheiro. Além disso, também as poupanças fiscais devem ser contabilizadas. A estimação destes Free Cash Flows para o investidor deve ser sempre precedida de uma análise financeira do histórico da empresa, assim como uma análise do mercado. Para o cálculo dos FCFF do período previsional é imprescindível adotar alguns drivers estratégicos consoante as rúbricas e que podem ser, por exemplo, a taxa de crescimento das vendas, a margem operacional ou a taxa de imposto. Além disso, há alguns pontos que devem ser analisados como os potenciais investimentos de substituição ou adicionais em ativos fixos, os investimentos em Fundo de Maneio (FM) e o custo do capital. De facto, os investimentos em ativos fixos e a necessidade de financiar as variações no FM surgirão naturalmente, em circunstâncias normais, com a evolução da atividade da empresa. Neste sentido os FCFF podem ser apresentados da seguinte forma: Relativamente ao horizonte temporal, este deve ter em conta o Competitive Advantage Period (CAP) que equivale ao período temporal durante o qual é possível ter uma rentabilidade do capital superior ao custo do mesmo. É importante também realçar a relação que existe entre o Valor Terminal e o horizonte temporal da avaliação. De facto, o horizonte temporal causa um impacto no Valor Terminal no sentido em que quanto maior for o horizonte, menor será a influência da perpetuidade no respetivo valor do capital acionista. Equity Research - REN 11 Weighted Average Cost of Capital “The FCFF approach of estimating the value of a company is given by the discount of the expected future free cash flows of the firm by the Weighted average cost of capital” (Luehrman, 1997). O Weighted Average Cost of Capital (WACC), ou Custo Médio Ponderado de Capital, é o método através do qual a taxa de atualização é calculada através da ponderação entre o custo dos capitais próprios e o custo dos capitais alheios, podendo ser traduzido através da seguinte expressão: onde, , Muitos autores referem as vantagens do método DCFF devido ao facto de este recorrer ao WACC. Fernández (2007) lembra que determinar a taxa de desconto é uma das tarefas mais importantes e que “in practice, the minimum discount rate is often set by the interested parties” uma vez que “the buyers or sellers are not prepared to invest or sell for less than a certain return”. Para Luehrman (1997) a principal vantagem do WACC prende-se com o facto de este juntar todas as peças de uma análise para que o analista só tenha que descontar uma vez. Relativamente à estrutura de capitais, deve ser tida em conta a estrutura de capital alvo, isto é, a estrutura que irá predominar a médio e longo prazo, assumindo o pressuposto de que essa mesma estrutura se mantem constante tal como Milles e Ezzel (1980) lembram. A estrutura de capital tem por isso aqui um papel fundamental uma vez que a taxa de atualização depende em grande escala desta estrutura. Na realidade, o custo da dívida depende da capacidade de financiamento e do risco financeiro da empresa, sendo que existe um ponto óptimo de leverage (alavancagem) para o qual o custo da dívida é mínimo. Até esse ponto, quanto maior for o leverage, menor será a taxa de atualização e maior será o valor dos CF atualizados uma vez que o efeito do aumento do custo dos capitais próprios será menor que os restantes efeitos resultantes. Outro fator importante no WACC é a componente de poupança fiscal inserida na taxa de desconto, no entanto “companies with complex tax positions will be poorly served by WACC. It is even more unrealistic for the sort of complexity encountered in, for example, crossborder capital-budgeting problems” (Luehrman, 1997). Ruback (2002) salienta aquilo que considera ser uma importante desvantagem deste método uma vez que devido ao pressuposto já referido de que a estrutura de capitais se mantém constante, o “FCF method poses several implementation problems in highly leveraged transactions, restructurings, project financings, and other instances in which capital structure changes over time. In these situations, the capital structure has to be estimated and those estimates have to be used to compute the appropriate WACC in each period. Under these circumstances the FCF method can be used to correctly value the cash flows, but it is not straightforward”. Já Damadoran (2006) considera esta possibilidade de introduzir as alterações na estrutura de capital através da alteração da taxa de desconto, em vez da alteração dos CF, uma das maiores forças deste modelo. O custo dos capitais alheios (ou cost of debt) deve traduzir a ponderação dos custos dos diferentes tipos de passivos financeiros detidos pela empresa. “The cost of debt measures the current cost to the firm of borrowing funds to finance projects” (Damodaran, 2002) e segundo Equity Research - REN 12 o mesmo autor este custo está dependente de três variáveis: a taxa sem risco na medida em que um aumento desta causa também um aumento do custo de capitais alheios; o risco de falência; e ainda a poupança fiscal associada à dívida. Damodaran (2002) defende ainda que este custo deve ser calculado através dos spreads que advêm dos ratings da dívida das empresa. No caso de as empresas terem decidido não ser avaliadas, Damodaran indica que “when there is no rating available to estimate the cost of debt, there are two alternatives: recent borrowing history (…) and estimate a synthetic rating” (Damodaran, 2002). Cost of Equity O custo do capital próprio é mais difícil de estimar mas pode ser calculado através de várias abordagens como o Capital Asset Pricing Model (CAPM), o Dividend Valuation Model ou ainda o Arbitrage Pricing Model (APM). O Dividend Valuation Model, ou Dividend Yield, estabelece que o custo do capital próprio pode ser calculado através do future dividend stream que define os dividendos futuros exigidos pelos acionistas. Neste caso, o custo do capital próprio surge como um valor de payout, assumindo-se como uma percentagem dos resultados líquidos a distribuir e podendo ser formulado da seguinte forma: onde, As desvantagens desta abordagem resumem-se na determinação do preço de mercado, na possibilidade da empresa não possuir no momento uma política concreta de distribuição de resultados e ainda na dificuldade que pode surgir na estimação da taxa de crescimento dos dividendos. Por outro lado, o APM (Ross, 1976) não deixa espaço para oportunidades de arbitragem, determinando que o risco do mercado de qualquer ativo deve ser obtido pelos riscos que afetam os investimentos, explicando assim o retorno de um ativo em função de vários fatores como a taxa de juro ou a taxa de inflação. Este método, de certa forma semelhante à abordagem do CAPM, pode ser estabelecido da seguinte forma: onde, , Enquanto o APM é pouco utilizado devido à falta de consenso relativamente aos fatores a utilizar e à sua medição (Goedhart, Koller e Wessels, 2005), o CAPM é o modelo mais aplicado e mais realista para a maioria das análises (Damodaran, 2002). O CAPM baseia-se numa demand oriented approach e também assenta no pressuposto de que a rentabilidade esperada está dependente do risco de mercado, definindo o custo do capital próprio através da análise das exigências dos investidores no momento da compra da ação. Equity Research - REN 13 onde, No entanto, também o CAPM tem a desvantagem de se basear em pressupostos que podem eventualmente estar desfasados da realidade, uma vez que vários dos parâmetros que compõem este modelo são muitas vezes imprecisos e podem não refletir o seu verdadeiro propósito. Mullins (1082) defende que o CAPM não é apropriado para empresas com um crescimento maior que o custo de capital e para empresas com uma política de dividendos irregular. Taxa de juro sem risco (Risk free rate) A taxa de juro sem risco revela a taxa da melhor aplicação no mercado sem risco, que engloba o risco de falência e o risco de reinvestimento (Damodaran, 2008). Estas aplicações correspondem normalmente a títulos da dívida pública como as Obrigações do Tesouro (OT). Esta taxa sem risco corresponde assim ao retorno que seria associado a uma empresa que não tivesse qualquer tipo de risco sistemático do mercado. Deve-se sempre utilizar uma taxa de um título emitido com maturidade igual à maturidade dos CF que estão a ser analisados (Fernández, 2004). Essa taxa deve também ser constante para o período de avaliação, uma vez que a aplicação alternativa sem risco seria igualmente realizada, em situações normais, a uma taxa constante. Damodaran (2008) chama a atenção para a necessidade de os CF e a taxa de juro estarem na mesma moeda devido às imprecisões que a taxa de inflação pode causar. Além disso, no caso do Euro, “since none of these governments technically control the Euro money supply, there is some default risk in all of them. However, the market clearly sees more default risk in the Greek and Portuguese government bonds than it does in the German and French issues” (Damodaran, 2008). Neste sentido, é preciso ter algum cuidado na escolha da taxa de juro sem risco uma vez que não se pode considerar que todos os países emitem títulos que se possam considerar sem risco. Beta O risco inerente à empresa pode ser dividido em risco sistemático do mercado (Beta) e risco específico da empresa. Rosenberg e Guy (1995) definem o risco sistemático como aquele que não pode ser eliminado através da diversificação da carteira. No que diz respeito ao risco específico da empresa, este advém da junção do risco dos ativos da mesma com o risco proveniente da estrutura financeira, devendo estar refletido nos CF da empresa. Relativamente ao risco sistemático do mercado, este é comum a todas as empresas do sector e devolve a sensibilidade da empresa às variações observadas no mercado bolsista, transmitindo a correlação entre o retorno do ativo e o retorno do portefólio do mercado. Se este risco for igual a um (β=1), a conclusão que se retira é que a empresa é afetada pelos fatores macroeconómicos na mesma medida que o mercado, pelo que o retorno será igual ao mercado e o custo dos capitais próprios vai estar em linha com a rentabilidade média do mercado. Caso contrário, se o risco for maior, então é igualmente esperado um maior retorno. Existem no entanto duas metodologias para determinar o Beta. A primeira baseia-se na construção de uma regressão linear entre as variações do valor das ações da empresa e as Equity Research - REN 14 mesmas variações do mercado. Para tal é necessário definir mais uma vez um Peer Group e calcular a média dos riscos sistemáticos unlevered (ou Beta do Ativo), isto é, sem a influência da estrutura de capitais. Relativamente ao período histórico do qual devem ser retirados os dados para a construção da regressão, existem múltiplas opiniões que variam entre os 4 e os 10 anos, no entanto Merton (1980) defende que se deve utilizar o máximo de informação disponível. Goedfart, Koller e Wessels (2005) referem que, no que diz respeito ao Peer Group, este deve ser bastante diversificado pelo que a escolha do índice de mercado deve ter como critério um elevado número de empresas de sectores bastante distintos. Enquanto esta metodologia é utilizada para empresas cotadas em bolsa, existe uma outra abordagem aplicada preferencialmente a empresas não cotadas e que consiste em estimar o risco da empresa através do cálculo do risco médio da indústria. Kaplan e Peterson (1997) apresentam muito detalhadamente este método e mencionam a importância da construção do Peer Group que deverá conter aquilo a que denominam de pure plays. Apesar destes autores considerarem o método bastante eficaz devido à característica de prever que contenha a informação da indústria e todos os players relevantes, chamam também a atenção para a dificuldade que pode existir na seleção de empresas similares, ou pure plays, onde pequenas diferenças podem levar a que uma empresa importante da indústria fique de fora do Peer Group. O Beta unlevered (ou Beta do Ativo) distancia-se do Beta levered (ou Beta dos Capitais Próprios) pelo facto de este segundo considerar, para o cálculo do risco, o efeito de alavancagem financeira resultante da estrutura de capitais. A relação entre estas diferentes medidas de risco pode ser determinada pela seguinte expressão: [ ] onde, Prémio de risco (Risk Premium) O prémio de risco corresponde à diferença entre a rentabilidade exigida de um investimento num ativo sem risco e a rentabilidade exigida de um investimento em bolsa, onde existe um risco do portefólio de mercado que deve ser equilibrado com uma rentabilidade adicional. Neste sentido, o prémio de risco deve traduzir a diferença entre a rentabilidade de uma carteira de ações e a rentabilidade de uma carteira de títulos emitidos sem risco, podendo o seu valor ser exprimido da seguinte forma: onde, Apesar de Goedhart, Koller e Wessels (2005) afirmarem que não existe uma única metodologia que possua uma aceitação universal para estimar o prémio de risco, existem duas perspetivas diferentes que são mais genericamente utilizadas. A perspetiva histórica assume que quer a resistência ao risco, quer o nível de risco do portefólio do mercado, não se Equity Research - REN 15 alteraram de forma sistemática durante o tempo e, como tal, calcula o diferencial entre a rentabilidade de uma carteira e a taxa de juro sem risco através dos dados históricos e dos retornos médios. Esta perspetiva costuma ser aplicada em operações de M&A do lado da compra uma vez que devolve prémios de risco elevados. Ibbotson e Sinquefielf foram os primeiros a criar uma base de dados com os retornos históricos. Por outro lado, a perspetiva futura, normalmente utilizada do lado da venda e para empresas não reguladas, faz uma estimativa do prémio de risco através do preço atual da ação e dos dividendos esperados, assumindo que os dividendos crescem a uma taxa constante. Esta perspetiva pode ser expressa pela seguinte equação resolvida em ordem a : onde, Damodaran defende que “in long term, the dividend yield on equities becomes a measure of the equity risk premium” (Damodaran, 2010). O autor explica esta conclusão através das seguintes relações: ⁄ Além destas duas perspetivas, existe uma outra metodologia que se baseia na realização de entrevistas a investidores e a Chief Financial Officers no sentido de averiguar as suas expectativas relativamente ao prémio de risco. Damodaran (2010) aprofunda este método mas adverte para a pouca aplicabilidade do mesmo devido à dificuldade de definir um conjunto de investidores representativo. Damodaran (2010) refere ainda alguns mitos importantes como o de não existir um prémio de risco certo, esse prémio de risco não sofrer grandes alterações ao longo do tempo, ser mais importante usar sempre o mesmo prémio de risco do que o prémio de risco certo, ou ainda a teoria de que um ajuste dos CF ao risco elimina a necessidade de um prémio de risco. Todas estas prevenções devem ser tidas em conta na definição desta variável. Valor Terminal (Terminal Value) O Valor Terminal transmite o pressuposto de os CF de uma empresa passarem a ser assumidos como uma perpetuidade. Como tal, este valor deve ser apenas estimado quando possível e para o primeiro ano em que tal pareça plausível. De facto, a proporção que o Valor Terminal toma na avaliação de uma empresa faz com que a sua importância seja bastante significativa e aumenta a exigência face ao realismo no seu cálculo. Na realidade, Youngm Sullivan, Nokhasteh e Holt (1999) estimaram que o Valor Terminal representa cerca de 94% do valor total para períodos previsionais de 3 anos, 90% para períodos de 5 anos e 79% para períodos de 10 anos. Neste sentido e no contexto do já referido CAP, o Valor Terminal tem que ser estimado para um horizonte temporal em que se verifiquem alguns pressupostos que assegurem esta Equity Research - REN 22 5 Contexto Regulatório O negócio da REN tem por base as concessões de serviço público que o grupo detém, possuindo em muitas delas a exclusividade de operação no território português, como é o caso das concessões para o transporte de eletricidade e gás natural. Neste sentido, as suas receitas dependem fortemente do contexto regulatório que define as rendas que o grupo deverá receber pelo serviço prestado. Este contexto é decisivo para as empresas que operam no mercado e para a rentabilidade das mesmas. Na União Europeia a regulação para o transporte de eletricidade e gás natural não segue um padrão comum, razão pela qual existem tantas diferenças entre as empresas que desenvolvem essas atividades em cada um dos países. Ao longo dos últimos anos, devido a uma série de fatores entre os quais a reestruturação do sector energético português, a liberalização do mercado da eletricidade e do gás natural e a privatização da REN, este contexto regulatório sofreu alterações profundas, principalmente no segmento da eletricidade. 5.1 Eletricidade Até Janeiro de 2009, as atividades de gestão global do sistema e de transporte de energia elétrica eram remuneradas por duas tarifas reguladas e definidas anualmente pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). Estas tarifas eram fixadas com base em dados previsionais energéticos e económicos, “respeitantes nomeadamente à procura, custos, proveitos e investimentos”, decorrendo de um “modelo de regulação baseado em custos aceites e na aplicação de uma taxa de remuneração aos ativos fixos em exploração afetos a cada atividade, líquidos de subsídios” (REN, Relatório e Contas 2009). De facto, a componente central das receitas da REN são os proveitos provenientes da aplicação destas tarifas à Base de Ativos Regulados (RAB), que é calculada pela ERSE de acordo com as regras da contabilidade regulada, baseada em custos históricos. A RAB, que tem por matéria o ativo líquido de subsídios afeto às atividades de transporte de eletricidade e de gestão global do sistema, é calculada através da média aritmética dos valores do início e do final de cada ano e é determinada individualmente para cada uma das atividades uma vez que as tarifas a aplicar são distintas. Além desta remuneração, que surge da aplicação das taxas à RAB, a regulação também prevê a recuperação da totalidade das depreciações do ano relativas a ativos dirigidos às atividades em causa. Com a publicação por parte da ERSE de um novo regulamento tarifário em Dezembro de 2008, o modelo de regulação sofreu alterações significativas com aplicação imediata a partir de Janeiro de 2009. Na realidade, o novo regulamento veio trazer quatro novas variáveis ao sistema de remuneração da atividade de transporte de eletricidade: incentivos ao investimento; incentivos à redução de custos de operação e manutenção; incentivos à disponibilidade de rede; e por fim, incentivos à manutenção de ativos em fim de vida útil. Os incentivos ao investimento baseiam-se na criação de custos de referência que, para os novos investimentos, definem uma margem a ser remunerada por uma tarifa com prémio. Neste sentido, a remuneração da RAB relativa a investimentos que entraram em exploração depois de Janeiro de 2009 da atividade de transporte de eletricidade passou a ser definida por duas tarifas consoante o nível de eficiência. O método de remuneração passa pela comparação entre os custos de investimento da empresa e os custos de referência, aplicando a taxa com prémio quando os custos reais são inferiores a 90% dos custos de referência. Em 2011, a taxa Equity Research - REN 23 com prémio e a taxa normal, ambas indexadas às Obrigações do Tesouro (OT) a 10 anos, foram de 9,06% e 7,55%, respetivamente. Este novo modelo de remuneração, que engloba todos os incentivos introduzidos em 2009, está apresentado na figura 3. Figura 3 - Modelo de remuneração da atividade de transporte de eletricidade (fonte: REN, Relatório e Contas 2011) Adicionalmente, os incentivos à redução de custos de operação e manutenção preveem a recuperação desses custos, limitada contudo a um crescimento de ano para ano igual à variação do índice de preços implícito no Produto Interno Bruto (PIB) deduzida de uma taxa de eficiência determinada pela ERSE (0,5% para 2009, 2010 e 2011) e adicionados os custos relativos ao crescimento da rede de transporte. Os incentivos ao aumento da disponibilidade da rede têm como objetivo promover a eficiência da rede nacional de transporte de eletricidade, enquanto os incentivos à manutenção do equipamento em fim de vida útil dirigem-se aos ativos que, apesar de economicamente já se encontrarem no fim da sua vida útil, continuam a demonstrar condições técnicas de funcionamento, promovendo estes incentivos a continuidade destes ativos. No ano de 2011 estes incentivos atingiram valores de € 0,56 M e € 7 M, respetivamente. De realçar que a remuneração é introduzida nas tarifas pagas por cada consumidor elétrico individualmente, estando assim a REN independente do Estado Português ou de qualquer entidade reguladora. Esta remuneração respeitante ao serviço da REN representa menos de 6% dos pagamentos realizados pelos consumidores finais. Relativamente à atividade de gestão global do sistema, o novo regulamento não veio trazer alterações, pelo que a remuneração do RAB continua a estar unicamente apoiada numa base de custos históricos, sendo aplicada a tarifa de 7,56%. Equity Research - REN 24 5.2 Gás Natural A atividade do grupo no segmento do gás natural é igualmente regulada pela ERSE, que através do regulamento tarifário define o modelo de remuneração para cada período regulatório com uma duração de 3 anos. À semelhança do segmento da eletricidade, a ERSE fixa anualmente a RAB, sobre a qual irá incidir a taxa de remuneração. Esta taxa de remuneração é fixada pela ERSE para cada um dos períodos regulatórios, sendo que para o período terminado em 2012 esta taxa foi de 8%. Ao longo dos últimos anos foram também introduzidos alguns incentivos. O modelo atual prevê, à semelhança do modelo de remuneração da atividade de transporte de eletricidade, a recuperação de custos de operação e de manutenção. Esta recuperação está igualmente limitada a um crescimento de ano para ano igual à variação do índice de Preços implícito no PIB deduzida de uma taxa de eficiência determinada pela ERSE que varia consoante a atividade do segmento de gás natural. Para a atividade de transporte de gás natural esta taxa de eficiência foi de 3,8% em 2010 e 0% em 2011 e 2012, enquanto para as restantes atividades do mesmo segmento a taxa foi fixada em 1% para o mesmo período regulatório. O modelo de remuneração deste segmento, que está representado na figura 4, também prevê a recuperação da totalidade das depreciações dos ativos relativos às atividades de gás natural. Figura 4 - Modelo de remuneração para as atividades do segmento de gás natural (fonte: REN, Relatório e Contas 2011) Na mesma linha do que se verifica no segmento da eletricidade, a remuneração desta atividade é efetuada pelos consumidores finais de gás natural, sendo que a parcela correspondente a este serviço corresponde a menos de 10% da tarifa total a pagar pelos consumidores. Equity Research - REN 25 6 Método de Avaliação No capítulo 2 foram estudados diversos métodos de avaliação de empresas. A avaliação da REN será efetuada através do método Discounted Cash Flow to the Firm, avaliando posteriormente a fiabilidade dos pressupostos assumidos através de uma avaliação por Múltiplos de Mercado. A escolha baseou-se na oportunidade de, uma vez que existe bastante informação disponível da REN, tirar partido da robustez e profundidade do DCF. Adicionalmente, o objetivo da avaliação foi essencial para a seleção da metodologia, dado que as aplicações de vários métodos apresentados na revisão da literatura não se enquadram com a realidade da REN e com o objetivo de definir com algum rigor um price target das ações do grupo, que encontra uma excelente realização através do método DCFF. Na realidade, tendo em conta o contexto e o modelo de negócio da REN, assim como a dimensão da mesma, o DCF apresenta-se como um dos modelos que permite obter uma grande precisão dado o seu foco nos CF futuros e, consequentemente, nas estruturas de custos e receitas do grupo. A avaliação apenas será realizada tendo em consideração as atividades relacionadas com o transporte de eletricidade e gás natural, que constituem a principal fonte de receitas do grupo. Relativamente à atividade desenvolvida no âmbito dos CAE não cessados, é de esperar que, com a evolução do mercado no contexto da recente liberalização do sector e das diretivas comunitárias energéticas, esta atividade de trading termine nos próximos anos, pelo que a mesma não foi incluída no modelo de avaliação. A razão que levou a que a atividade do segmento das telecomunicações e a atividade de operação da zona piloto dedicada à produção de energia elétrica a partir de ondas do mar não fossem abrangidas pela avaliação deve-se à importância marginal que estas atividades possuem no contexto da atividade global do grupo. Dadas as características da REN, a aplicação do método DCF não é linear e torna o esforço ainda mais exigente. Primeiramente, dado que a atividade do grupo pode ser genericamente separada em dois segmentos distintos, faz sentido, uma vez que a diferença entre os riscos de cada uma das atividades tem implicação no WACC, fazer uma avaliação separada dos CF de cada um dos segmentos. Esta opção só foi possível uma vez que a REN apresenta a principal informação financeira separada por segmentos, ainda que para algumas rúbricas tiveram que ser assumidos pressupostos que naturalmente retiram alguma exatidão à avaliação. Relativamente ao horizonte temporal, dado que as principais atividades da REN têm por base contratos de concessão com um fim previsto, torna-se mais rigoroso utilizar o horizonte temporal dessas concessões uma vez que existe uma vida útil limitada e definida para as atividades em causa. De facto, esta característica da atividade do grupo leva a que o CAP referido na revisão da literatura não possa ser aplicado uma vez que os contratos de concessão possuem na sua generalidade um carácter de exclusividade que cria um ambiente monopolista. Tendo em consideração que os segmentos da eletricidade e do gás têm concessões com horizontes temporais distintos, a necessidade de fazer a avaliação dos CF de cada um dos segmentos separadamente é reforçada. Uma vez que o horizonte temporal das projeções coincide com o fim dos contratos de concessão que suportam a atividade do grupo, não se aplica o cálculo de uma perpetuidade. No entanto, tendo em conta que a REN tem o direito de ser ressarcida no final das concessões com base no valor líquido contabilístico dos ativos concessionados, deve ser considerado um valor residual igual a esse valor líquido atualizado pela taxa de atualização do último ano destas concessões. A avaliação será completada com uma avaliação relativa por Múltiplos de Mercado, igualmente separada por segmentos e com o propósito de obter uma comparação com os resultados obtidos pelo método DCFF. Equity Research - REN 26 7 Pressupostos e projeções Com vista a realizar a avaliação pelo método selecionado, o primeiro passo é recolher a informação financeira disponível de um determinado período histórico. Uma vez que à data do início da avaliação, e em conformidade com o objetivo de determinar o price target para o último dia do ano de 2012, o Relatório e Contas da REN relativo ao ano de 2012 ainda não tinha sido tornado público, o período histórico selecionado foi 2009-2011. 7.1 Indicadores macroeconómicos Para desenvolver o modelo de avaliação, foram realizados alguns pressupostos macroeconómicos. Relativamente à taxa de crescimento do PIB e à taxa de inflação, os valores apresentados na tabela 3 correspondem às previsões do Fundo Monetário Internacional (FMI). Para os anos posteriores a 2018 foi considerada uma taxa de crescimento do PIB de 1,82% e uma taxa de inflação de 1,51%. Tabela 3 - Previsão do PIB e inflação (fonte: FMI) Relativamente à taxa Euribor a 6 meses, os dados expressos na tabela 4 apenas correspondem às previsões até 2018 e coincidem com as projeções da Bloomberg que estima um subida gradual desta taxa a partir de 2014 até alcançar os valores históricos. No anexo I apresentamse as previsões até ao limite do horizonte temporal da avaliação. Tabela 4 - Previsão da taxa Euribor a 6 meses (fonte: Bloomberg) À data da avaliação, o Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Coletivas (IRC) era composto por uma taxa de IRC de 25% sobre a qual acresce o imposto municipal Derrama de 1,5%. Para empresas com lucros entre € 1,5 M e € 10 M acresce ainda um derrama estadual de 3% e para empresas com lucros superiores a € 10 M esta taxa eleva-se a 5%. Para o caso da REN, uma vez que a empresa apresenta lucros bastante superiores a € 10 M, a taxa a aplicável é de aproximadamente 31,5%. Foi tomado o pressuposto de que esta taxa não se alteraria uma vez que não existe qualquer informação sobre eventuais alterações neste imposto. 7.2 Atividade do grupo O novo contexto regulatório, que entrou em vigor a partir de 2009, trouxe novas realidades e desafios para o grupo, que veio a realizar um forte investimento na eficiência devido aos incentivos introduzidos. Tal investimento deverá ser mantido no curto e médio prazo uma vez que a melhoria da eficiência continua a ser um dos principais objetivos do grupo. Em contrapartida, a degradação das contas públicas e a grave contração da economia que em 2012 já afetava praticamente todos os países europeus, ainda que parcialmente equilibrada por um forte aumento das exportações portuguesas, levou a uma aumento substancial do desemprego e a um agravamento das dificuldades no acesso ao financiamento. Contudo, nos últimos anos o grupo tem realizado importantes investimentos, quer no segmento do transporte de gás natural, quer no segmento do transporte de eletricidade. No segmento do gás natural, a expansão do terminal de GNL de Sines, concluída em 2012, foi 2009 2010 20112012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Euribor 6 meses 2,95% 1,00% 1,22% 1,61% 0,30% 0,46% 0,80% 1,19% 1,60% 1,95% 2009 2010 20112012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Crescimento do PIB-2,91% 1,94% -1,55% -3,17% -2,32% 0,64% 1,54% 1,82% 1,82% 1,82% Inflação-0,90% 1,39% 3,56% 2,78% 0,70% 1,03% 1,54% 1,47% 1,53% 1,51% Equity Research - REN 27 um importante marco para o grupo, cuja atividade neste segmento é recente de um ponto de vista relativo, encontrando-se ainda numa fase inicial e de crescimento exponencial. No segmento da eletricidade, o esperado crescimento dos consumos de energia, exigirá naturalmente investimentos na rede e levará a um crescimento das receitas. A entrada da Oman Oil e da State Grid, a maior utility do mundo, no capital da REN veio também alterar substancialmente o contexto do grupo, possibilitando melhores condições de financiamento e permitindo uma continuação dos investimentos de uma forma sustentável. Aliada a estas circunstâncias, está a possibilidade de uma possível internacionalização do grupo para países como o Brasil, Chile, Colômbia, Peru, Moçambique ou Angola, entre vários outros. No entanto, tendo em conta que tal estratégia não se encontra nos planos próximos do grupo e que está previsto que a atividade doméstica continue a ser a principal fonte de rendimento da REN, esse cenário não foi considerado dada a sua grande incerteza e imprevisibilidade. A Demonstração de Resultados Consolidada resultante das projeções efetuadas encontra-se apresentada no anexo N. As projeções das atividades do segmento da eletricidade e do gás natural estão individualmente representadas no anexo O. 7.2.1 CAPEX Analisando o CAPEX do período histórico apresentado na tabela 5, é fácil concluir que a REN tem apresentado anualmente altos níveis de investimento em ambos os segmentos, sempre superiores a uma vez e meia as depreciações do ano. No entanto, face ao decréscimo do consumo de energia e a outras variáveis como a dificuldade de financiamento, o grupo registou um decréscimo no CAPEX ao longo dos últimos anos. Tabela 5 - Pressupostos CAPEX De acordo com algumas estimativas que o grupo avançou para a atividade do ano de 2012, que macroeconomicamente se prevê como o mais difícil dos últimos anos, prevê-se que seja registada uma queda acentuada no CAPEX desse ano, alcançando valores equivalentes a 1,2x e 1x as depreciações dos segmentos da eletricidade e gás natural, respetivamente. No entanto, dado a recuperação nos consumos de energia prevista, e dadas as melhorias de várias condições como o acesso ao financiamento inerentes à entrada dos novos acionistas, é expectável uma recuperação dos níveis de investimento. Assim sendo, foi projetado um modelo de evolução do CAPEX centrado na sua relação com as depreciações, que em 2013 deve atingir os valores de 2x e 1,6x para os segmentos da eletricidade e gás natural, respetivamente. Uma vez que o investimento está dependente das necessidades energéticas do país, para a atividade de transporte de energia previu-se que a partir de 2013 essa relação iria cair anualmente à taxa de depreciação dos ativos (3,33%), atingindo em 2057, o último ano da concessão, um valor de 0,548x. Segundo a figura 5, que reflete o modelo construído, o grupo irá desinvestir neste segmento nos últimos 14 anos do período de concessão. CAPEX (unid: € 000) 2009 2010 20112012 CAPEX Electricidade 355 300 293 900 267 900 154 270 CAPEX Elet./Depreciações Elet. 3,12 2,40 2,08 1,20 CAPEX Gás110 700 148 500 81 400 52 842 CAPEX Gás/Depreciações Gás2,41 2,97 1,54 1,00 Total466 000 442 400 349 300 207 112 Equity Research - REN 28 Figura 5 - Evolução do CAPEX Driver - Eletricidade Relativamente ao segmento do gás natural, dado o estado inicial de atividade em que ainda se encontra a REN, foi previsto que a partir de 2013 o grupo irá aumentar progressivamente o seu investimento anual até 2020, ano a partir do qual deverá começar a diminuir o seu CAPEX anual a um ritmo duas vezes superior à taxa de depreciação dos ativos (2,5%). Segundo este modelo adotado e representado na figura 6, o grupo irá desinvestir no segmento do gás natural nos últimos 11 anos da concessão, sendo que em 2046, o último ano, a empresa registará um CAPEX equivalente a 0,475x as depreciações desse mesmo ano. Figura 6 - Evolução do CAPEX Driver - Gás Natural Todos estes pressupostos encontram-se em linha com os investimentos anunciados a 9 de Novembro de 2012, no REN 2012 Investor Day, onde o grupo informou o plano de investir € 1 B nos próximos 5 anos, € 800 M dos quais no segmento da eletricidade. 7.2.2 Depreciações As depreciações dos ativos, uma componente primordial da atividade da REN, uma vez que tem implicações no valor dos ativos que constituem a base de remuneração do grupo, são calculadas de uma forma linear através da vida útil estimada dos ativos. De acordo com a informação disponibilizada pela REN, foram admitidas médias de vida útil de 30 e 40 anos para os ativos afetos à atividade de gás natural e à atividade de eletricidade, respetivamente. Dado que estas depreciações representam quase a totalidade das depreciações do grupo, não foram consideradas quaisquer outras depreciações relativas a outros ativos. Para projetar esta rúbrica para os dois segmentos foi necessário separar os ativos anteriores a 2012, o primeiro ano do período de projeção, dos restantes ativos. Posteriormente foi Equity Research - REN 29 considerado que os ativos anteriores a 2012 iriam depreciar no mesmo montante que em 2011 até o seu valor passar a ser nulo, situação que acontecerá em 2034 para o segmento da eletricidade e em 2037 para o segmento do gás natural. Para os restantes ativos, as depreciações foram calculadas com base na respetiva taxa de depreciação para cada um dos segmentos: 2,5% para o segmento da eletricidade e 3,33% para o segmento do gás natural. Estas taxas foram calculadas a partir da vida útil estimada dos ativos. No anexo P encontram-se as depreciações completas para o horizonte temporal da avaliação. 7.2.3 RAB A RAB, definida anualmente pela ERSE, é o elemento primordial da atividade da REN, uma vez que é sobre ela que incidem as taxas de remuneração, pelo que deve ser analisada com o máximo rigor possível. Neste sentido, e dadas as mudanças no modelo regulatório introduzidas em 2009, foi necessário separar a RAB relativa à atividade de transporte de eletricidade anterior a 2009 da posterior a essa data. A RAB anterior a 2009 foi projetada com base nos dados disponibilizados pela REN para 2009 e nas depreciações relativas aos ativos em operação nesse ano, que deixarão de ter expressão no ano de 2020. Para as RAB posteriores a 2009 entra em equação o CAPEX acumulado posterior a esse ano e as respetivas depreciações. Por fim, relativamente à RAB do sistema de gestão global, cuja remuneração não sofreu alterações com a nova regulação, o valor considerado para o futuro coincide com a média dos valores registados no período histórico dado que não se prevê alterações muito significativas nos mesmos. No que se refere ao segmento do gás natural, uma vez que a taxa de remuneração não sofre qualquer alteração com as mudanças aplicadas ao contexto regulamentar, não se torna necessário fazer a distinção entre a RAB anterior e posterior a 2009. Assim sendo, a projeção desta variável, que se encontra presente no anexo Q, está apenas dependente do CAPEX destinado a este segmento e das depreciações relativas ao mesmo. 7.2.4 Vendas e Prestações de Serviços As vendas e prestações de serviços da REN são diretamente influenciadas pelo contexto regulatório anteriormente definido e resultam da aplicação desse contexto a um conjunto de varáveis como a RAB e o CAPEX, entre outras. Não só devido à necessidade de obter CF separados por segmentos, como também pelas diferenças na regulação de cada uma das atividades, faz sentido ver cuidadosamente a projeção desta rúbrica por segmento. Para efeitos de projeção, foi considerado que os desvios tarifários relativos a anos anteriores teriam um valor nulo, dada a sua essência e importância marginal. Eletricidade A remuneração das atividades do segmento da eletricidade baseia-se na remuneração da RAB da atividade de transporte, na remuneração da RAB da atividade de gestão global do sistema e nos diversos incentivos. Esta remuneração total encontra-se projetada para todo o horizonte temporal no anexo R.1. Equity Research - REN 30 Relativamente à remuneração da RAB da atividade de transporte, devido às mudanças introduzidos no contexto regulamentar, é mais preciso projetá-la em duas componentes: a remuneração da RAB relativa a ativos anteriores a 2009 e a renumeração da RAB relativa a ativos posteriores a 2009. Enquanto a primeira destas componentes é obrigatoriamente remunerada pela taxa normal, a segunda pode ser distintamente remunerada pela taxa normal e pela taxa com prêmio consoante a comparação entre os custos reais e os custos de referência. Dada a informação disponível, partiu-se do pressuposto que o regulamento de remuneração não iria sofrer qualquer alteração para todo o período de projeção. Relativamente à aplicação das taxas no período de projeção, dada a análise do período histórico, os esforços da REN, e o seu comprometimento em continuar a ter como um dos principais objetivos a eficiência do grupo, aplicou-se a taxa com prémio à totalidade da RAB relativa a ativos posteriores a 2009. Embora a taxa normal e a taxa com prémio estejam indexadas às OT a 10 anos, uma vez que elas são anualmente revistas e que o objetivo do modelo regulatório é definir uma taxa de remuneração que considere todo o período de vida da concessão, foi pressuposto que ambas ir-se-iam manter nos valores de 7,55% e 9,06%, respetivamente. Quanto à taxa a aplicar à RAB do sistema de gestão global, uma vez que ela se continua a basear na análise dos custos históricos, foi assumido que não sofreria qualquer alteração e que ir-se-ia manter assim no valor de 7,56%. Além da remuneração da RAB pela aplicação das tarifas previstas que englobam os incentivos ao investimento, o grupo também recuperará a totalidade das depreciações. Para a previsão dos incentivos à redução de custos de operação e manutenção, os custos considerados forma os gastos com o pessoal, os FSE e outros gastos operacionais. As limitações ao crescimento destes custos foram igualmente introduzidas nas projeções, tendo-se considerado que a taxa de eficiência definida pela ERSE continuaria a ser 0,5%. Os incentivos ao aumento da disponibilidade da rede e os incentivos à manutenção do equipamento em fim de vida útil foram projetados através de um modelo que retorna estes incentivos com base numa relação inversa ao CAPEX do ano. A evolução desta remuneração global do segmento da eletricidade encontra-se representada na figura 7. Figura 7 – Vendas e Prestações de Serviços Eletricidade Gás Natural A remuneração das atividades do segmento do gás natural centra-se na remuneração da RAB das diversas atividades e nos incentivos à redução de custos de operação e manutenção. Os resultados da projeção desta remuneração encontram-se no anexo R.2. Equity Research - REN 31 Ao contrário do segmento da eletricidade, cujas tarifas a aplicar à RAB são anualmente revistas e estão indexadas às OT a 10 anos, a taxa a aplicar à RAB relativa às atividades do segmento do gás natural é fixada pela ERSE para cada período regulatório. Uma vez que esta taxa é igualmente fixada com o objetivo de definir uma taxa de remuneração que considere todo o período de vida da concessão, e uma vez que não existe qualquer previsão de ajustamentos na mesma, foi pressuposto que ela ir-se-ia manter no valor de 8%. À remuneração proveniente da aplicação desta taxa são adicionadas as depreciações do ano. A evolução prevista para as vendas e prestações de serviços deste segmento encontra-se representada na figura 8. Figura 8 – Vendas e Prestações de Serviços Gás Natural Para a projeção dos incentivos à redução de custos de operação e manutenção foram considerados os mesmos custos que o segmento da eletricidade, tendo sido assumida uma taxa de eficiência de 1,0% para todas as atividades. 7.2.5 Outros rendimentos operacionais Os outros rendimentos operacionais dizem respeito a amortizações de subsídios ao investimento e a outros proveitos suplementares. Prevê-se que esta rúbrica evolua em linha com a atividade do grupo, pelo que foi calculada a sua relação com as vendas e prestações de serviços, tal como a tabela 6 apresenta. Tabela 6 - Pressupostos Outros Rendimentos Operacionais Esta rúbrica foi prevista com base na média das relações observadas no período histórico e a sua repartição pelos segmentos foi efetuada através do peso que cada um deles detém anualmente nas vendas e prestações de serviços globais. 7.2.6 Custos Operacionais Gastos com pessoal Os gastos com pessoal foram projetados com base nos custos históricos, numa taxa de crescimento do número de colaboradores e numa taxa de crescimento salarial. Outros Rendimentos Operacionais (unid: € 000) 2009 2010 2011Média Driver Outros Rendimentos Operacionais 25 809 37 806 26 909 ORO/Vendas e prestações de serviços 4,75% 7,60% 5,15% 5,83% 4,95% Outros Rendimentos Operacionais Electricidade 17 402 24 323 17 990 Outros Rendimentos Operacionais Gás Natural 8 407 13 483 8 919 Equity Research - REN 38 Para prever os custos de financiamento, recorreu-se às estimativas da Bloomberg para a taxa Euribor a 6 meses, presentes no anexo I, e assumiu-se que toda a dívida do grupo para o horizonte temporal considerado seria taxada a um spread de 4,9% acrescida da taxa Euribor mencionada. Passivos por impostos diferidos Os passivos por impostos diferidos registados no período histórico dizem sobretudo respeito a reavaliações ao abrigo de diplomas legais, tendo consequências nas depreciações e nos desvios tarifários. À semelhança dos ativos por impostos diferidos, foi projetada uma recuperação nos 4 anos seguintes. Obrigações de benefícios de reformas e outros A rúbrica “obrigações de benefícios de reformas e outros” está relacionada com o facto de o grupo conceder complementos de pensões de reforma e planos de cuidados médicos, entre outros benefícios, aos seus antigos colaboradores. Para prever estas obrigações, foi expressa uma relação entre as mesmas e os gastos com o pessoal, tal como mostra a tabela 13. Tabela 13 - Pressupostos Obrigações de benefícios de reformas e outros Do período histórico pode-se observar que esta relação obteve em 2011 um valor inferior aos restantes anos. Ainda que esse valor não seja considerado representativo deste período histórico, foi essa a relação assumida nas projeções uma vez que foi previsto um aumento constante do número de colaboradores e que estas obrigações são diretamente influenciadas pela antiguidade dos mesmos. Neste sentido, esta relação não deverá manter níveis tão elevados como nos anos de 2009 e 2010, tendo sido considerado o valor de 114% para efeitos projecionistas. Fornecedores e outras contas a pagar A conta de “fornecedores e outras contas a pagar”, tal como a rúbrica “clientes e outras contas a receber”, divide-se em duas consoante o carácter de antiguidade dos créditos, inserindo-se uma no passivo corrente e a outra no passivo não corrente. Para a conta de fornecedores e outras contas a pagar não corrente, dada mais uma vez a impossibilidade de assumir um pressuposto realista e com objetivo de obter uma coerência com os pressupostos anteriormente adotados dada a similaridade de algumas características, foi previsto que o valor registado no último ano do período histórico iria permanecer inalterado. Para as contas a pagar a curto prazo, fez-se a distinção entre contas relativas a custos diversos e contas respeitantes a fornecedores de imobilizado, com o objetivo de obter um maior rigor previsional. Da análise do período histórico, conclui-se que os custos diversos concretizam-se em custos das vendas, FSE e impostos a pagar, entre outros. Tendo em conta estes custos, foram calculadas as médias de dias de pagamento que, tal como a tabela 14 representa, apresentaram uma clara tendência crescente durante o período histórico. Tal tendência deveu- Obrigações de benefícios de reforma e outros (unid: € 000) 2009 2010 2011Média Driver Gastos com o Pessoal 55 844 51 223 48 284 Obrigações de benefícios de reforma e outros 69 846 66 031 55 110 Rácio Obrigações de benefícios/Gastos com o Pessoal 125,1% 128,9% 114,1% 121,5% 114% Equity Research - REN 39 se ao difícil panorama económico que levou a que empresas de grande dimensão, como a REN, conseguissem obter médias de dias de pagamento elevadas devido ao seu forte poder negocial. Neste sentido, e tendo em conta a recuperação económica prevista, foi antecipado que esta média anual irá diminuir 75 dias por ano até alcançar novamente os valores de 2009, estabilizando assim num tempo médio de 440 dias. Tabela 14 - Pressupostos Fornecedores e outras contas a pagar Relativamente às médias de dias de pagamento aos fornecedores de imobilizado, estas foram calculados com base no CAPEX do ano e o driver utilizado nas previsões coincide com a média do período histórico. As previsões desta rúbrica, para todo o horizonte temporal, encontram-se apresentadas no anexo U. Imposto sobre o rendimento a pagar À semelhança da conta “imposto sobre o rendimento receber”, foi considerado que também esta conta iria ser projetada com um valor nulo devido aos mesmos argumentos de imprevisibilidade e pouca relevância no contexto da avaliação. Instrumentos financeiros derivados Analogamente aos instrumentos financeiros registados no ativo, também estes instrumentos dizem respeito a contratos swap de taxa de juro, que têm por objetivo cobrir parte dos pagamentos futuros de juros de empréstimos e de emissões obrigacionistas. Para o horizonte temporal foi igualmente considerado que não existiria nenhum investimento ou desinvestimento neste tipo de instrumentos. Provisões para outros riscos e encargos No final de 2011, as provisões para outros riscos e encargos referiam-se a estimativas de pagamentos a serem realizados pelo grupo no âmbito de processos judiciais em curso por danos causados a terceiros e a uma estimativa para cobertura da contingência associada a um litígio com a Amorim Energia sobre os dividendos recebidos da GALP Energia. Uma vez que o desfecho deste litígio se deu em 2012, a assunção mais correta será a de admitir que nesse ano as provisões retomarão o valor de 2010 e que permanecerão ao mesmo nível dada a incapacidade de prever possíveis alterações. Fornecedores e outras c. a pagar corrent. (unid: € 000) 2009 2010 2011Média Driver Custos diversos 240 571 151 800 129 148 Custo das Vendas 1 120 747 1 417 Fornecimentos e serviços externos 84 719 80 423 52 923 Impostos a pagar 50 878 56 352 59 250 Outros gastos103 854 14 278 15 558 Contas a pagar 290 133 298 914 359 217 Média de dias de pagamento 440 719 1015 725 ... CAPEX 466 000 442 400 349 300 Contas a pagar a fornedores de imobilizado 129 593 133 892 117 111 Média de dias de recebimento 102 110122 111 111 Nº de dias do ano 365 365 365 Total419 726 432 806 476 328 Equity Research - REN 40 Depósitos de garantia a pagar A conta de depósitos de garantia a pagar anulava, até ao final do ano de 2010, a conta de depósitos de garantia a receber. Com a saída da OMIclear do perímetro de consolidação, também é expectável que esta rúbrica continue a registar valores nulos. 7.3.4 Fundo de Maneio O FM foi calculado com base nos inventários, na conta de clientes e outras contas a receber correntes e na conta de fornecedores e outras contas a pagar correntes. Estas três componentes foram projetadas com base nos pressupostos já expostos. Porém, com o objetivo de tornar possível a avaliação dos CF das duas atividades em separado, foi necessário obter o FM de cada um dos segmentos. Para tal, as rúbricas que compõem o FM foram repartidas segundo vários drivers, tal como a tabela 15 evidencia. Tabela 15 - Pressupostos Fundo de Maneio A escolha destes drivers deveu-se à natureza de cada uma das rúbricas e à preocupação de seguir uma linha coerente com os pressupostos anteriormente assumidos. Relativamente à conta de fornecedores e outras contas a pagar, por exemplo, foram usados os mesmos critérios que tinham sido optados aquando da projeção desta rúbrica, fazendo a distinção entre contas a pagar a fornecedores de imobilizado e outras contas a pagar, e repartindo pelos dois segmentos através do peso do CAPEX e do peso dos custos diversos, respetivamente. A mesma linha de raciocínio foi usada para as restantes componentes do FM. Tal como se pode observar na tabela 15, a REN registou no período histórico uma acentuada queda no FM em ambos os segmentos, tendo obtido valores negativos nos anos de 2010 e 2011. Esta queda deveu-se sobretudo a um aumento da conta de fornecedores e outras contas a pagar e a um decréscimo da conta de clientes e outras contas a receber. Devido à recuperação económica esperada, prevê-se para os próximos anos uma evolução contrária à registada no período histórico, principalmente no que diz respeito às contas a pagar a fornecedores. Esta evolução irá naturalmente exigir investimentos no FM, cuja projeção para todo o horizonte temporal é apresentada no anexo X. Fundo de Maneio (unid: € 000) 2009 2010 2011 Driver Fundo de Maneio Electicidade 23 079 (94 657) (181 131) Inventários 16 040 2 604 2 425 % vendas Clientes e outras contas a receber 287 590 177 436 151 620 Contas a receber de clientes159 173 136 297 132 122 % vendas Outras contas a receber 128 418 41 139 19 498 % ORO Fornecedores e outras contas a pagar 280 552 274 696 335 176 Outras contas a pagar 181 744 185 748 245 357 % c.d. Contas a pagar a fornedores de imobilizado 98 808 88 949 89 820 % CAPEX Alterações no Fundo de Maneio Eletricidade n.a. (117 736) (86 474) Fundo de Maneio Gas 7 511 (58 306) (64 778) Inventários 7 749 1 443 1 203 % vendas Clientes e outras contas a receber 138 937 98 360 75 171 Contas a receber de clientes76 897 75 555 65 504 % vendas Outras contas a receber 62 039 22 805 9 667 % ORO Fornecedores e outras contas a pagar 139 174 158 110 141 152 Outras contas a pagar 108 389 113 166 113 860 % c.d. Contas a pagar a fornedores de imobilizado 30 785 44 943 27 291 % CAPEX Alterações no Fundo de Maneio Gás Natural n.a. (65 817) (6 472) Equity Research - REN 41 7.4 Avaliação 7.4.1 WACC O WACC é um dos pilares centrais de uma avaliação por DCF, uma vez que pequenas alterações na taxa de desconto podem alterar significativamente o resultado da avaliação. Neste sentido, os diversos componentes que constituem o WACC foram calculados com o máximo rigor e realismo que exigem. Taxa de juro sem risco A taxa de juro sem risco, tal como observado na revisão da literatura, representa a taxa de melhor aplicação no mercado sem risco. Para melhor obter esta taxa, livre do risco sistemático de mercado, foi utilizada como base a taxa das OT alemãs em linha com o defendido por Damodaran (2008) para os países da União Europeia, uma vez que é a taxa que mais razoavelmente se pode considerar sem risco. No entanto, tendo em conta que os horizontes temporais da avaliação são de 34 e 45 anos, respetivamente para os segmentos do gás natural e da eletricidade, torna-se impossível optar por uma taxa de um título emitido com uma maturidade semelhante, uma vez que a maturidade máxima das OT alemãs é de 10 anos. Analisando o valor das OT alemãs a 10 anos no último mês de 2012 e a sua evolução ao longo dos últimos anos presentes no anexo J, conclui-se que a utilização da taxa desse título com o valor de Dezembro de 2012 para todo o horizonte temporal seria uma assunção irrealista, uma vez que ela se encontra perto de mínimos históricos e que não se pode considerar que esta opção sem risco seria uma verdadeira alternativa dadas as discrepâncias nos horizontes temporais. Adicionalmente, a assunção do valor dessa taxa de Dezembro de 2012 implicaria assumir que a taxa de juro sem risco tomaria valores inferiores à taxa de inflação, situação que não se afigura economicamente sustentável a longo prazo. O pressuposto mais realista será o de ponderar a taxa das OT alemãs a 10 anos de Dezembro de 2012 com os seus níveis normais anteriores a 2009, consoante o horizonte temporal de cada uma das atividades. Esta ponderação foi realizada através do valor de 1,316% de Dezembro de 2012 e assumindo um valor médio das OT alemãs posteriores a 2022 de 3,5%, dando contudo mais ênfase ao primeiro valor, dado o peso que os primeiros anos detêm no resultado final da avaliação. Prémio de risco Para a estimação do prémio de risco foram considerados os valores divulgados por Damodaran (2010). O cálculo desses valores foi realizado através de um modelo relativo que estima o prémio de risco de Portugal em 6,28%, acima do prémio de risco dos E.U.A., que se assumiu como sendo 6%. Este modelo, mais simples que a análise dos retornos históricos, determina os prémios de risco dos países através do prémio de risco determinado para os E.U.A. e em função de uma relação entre o desvio padrão do principal índice dos países e o desvio padrão do S&P 500. Spread sobre a taxa de juro sem risco O spread sobre a taxa de juro assumido para o cálculo do WACC coincide com o spread de 4,9% aplicado pelo China Development Bank ao empréstimo de € 400 M concedido à REN Equity Research - REN 42 com vista a novos investimentos. O spread deste empréstimo foi indexado à taxa Euribor a 6 meses, que embora no final de Dezembro de 2012 registasse valores ligeiramente distintos das OT alemãs a 10 anos, sendo uma taxa que reflete um risco muito reduzido é de esperar que estas taxas futuras venham a registar valores próximos. Neste sentido, este spread reflete uma boa estimativa do custo da dívida atual e futura da REN. Estrutura de capital A estrutura de capitais objetivo, que pondera o custo do capital próprio e custo do capital alheio, tem uma grande influência no WACC. No entanto, uma vez que a mesma estrutura sofrerá várias alterações ao longo do período de projeção devido à atividade do grupo, não é possível definir com clareza uma estrutura objetivo. Neste sentido, foi optado por se considerar a média do período de projeção que coincide com um rácio do passivo sobre o capital próprio de 76,8% para o segmento da eletricidade e de 78,9% para o segmento do gás natural. Os efeitos deste pressuposto acabam por não ser muito prejudiciais quanto à fiabilidade da avaliação uma vez que estas estruturas médias estão próximas da estrutura global dos primeiros anos do período de projeção, que possuem um peso bastante elevado no resultado da avaliação. Beta Uma vez que a avaliação se baseia na atualização dos CF das duas principais atividades do grupo em separado, não faz sentido usar o beta da REN para o cálculo do WACC. Na realidade, é mais rigoroso determinar um beta para cada uma das atividades e obter dessa forma dois WACC distintos. Neste sentido, os betas para cada uma das atividades foram estimados através dos riscos médios das indústrias. A escolha do Peer Group concentrou-se no cuidado de selecionar pure plays, embora a diversidade de sistemas energéticos e de modelos regulatórios dos diversos países torne esta tarefa difícil. Esta decisão levou a que no segmento da eletricidade apenas fossem selecionadas a empresa italiana Snam Rete Gas e a empresa espanhola Enagás, dado o carácter das atividades que exercem e as semelhanças dos modelos regulatórios dos seus países com o modelo português. Os riscos sistemáticos do mercado considerados para estas empresas, e que se encontram expressos na tabela 16, são os facultados pela Bloomberg, que determina esses valores com base na construção de uma regressão linear entre as variações do valor das ações da empresa e as variações do mercado. Tabela 16 - Peer Group do Beta para o segmento do gás natural (fonte: Bloomberg) Os betas fornecidos pela Bloomberg são naturalmente alavancados e por isso, para melhor estimar o risco médio da indústria, foram obtidos os unlevered betas e determinada a média dos mesmos ponderada pelo market capitalization de cada uma das empresas. Para tal foram consideradas as taxas de imposto sobre o rendimento aplicáveis à Enagás e à Snam Rete Gas em Dezembro de 2012. As empresas escolhidas como pure plays para a atividade que a REN exerce no segmento da eletricidade foram a espanhola Red Eléctrica Corporácion (REE) e a italiana Terna. A título Gás (unid: € 000) País Market Cap Beta UnBeta D/E Passivo Capital Prório Tx. Imposto EnagásEspanha 3 853 170 0,794 0,267 303% 6 078 660 2 004 780 35,0% Snam Rete Gas Itália 12 538 940 0,685 0,238 281% 16 654 000 5 930 000 33,0% Média ponderada 0,711 0,245 Equity Research - REN 43 de exemplo, no anexo L encontra-se uma imagem da Bloomberg que representa a regressão linear construída para determinar o beta da REE. As razões de apenas considerar estas empresas como pure plays prendem-se com as mesmas que levaram à escolha da Enagás e da Snam Rete Gas para as atividades do segmento do gás natural. No mesmo sentido, a estimação do unlevered para a atividade de transporte de eletricidade foi efetuada através dos mesmos cálculos que foram realizados para o segmento do gás natural e levou a um valor de aproximadamente 0,204, tal como a tabela 17 indica. Tabela 17 - Peer Group do Beta para o segmento da eletricidade (fonte: Bloomberg) De acordo com estes valores, chegou-se a dois WACC distintos para o segmento da eletricidade e para o segmento do gás natural e que são apresentados nas tabelas 18 e 19. Tabela 18 - WACC Eletricidade Tabela 19 - WACC Gás Natural O WACC obtido para o segmento da eletricidade foi de 5,60%, enquanto para o segmento do gás natural este custo médio ponderado de capital obtido foi de 5,69%. O impacto diferenciador causado pelos betas distintamente considerados para cada um dos segmento acabou por ser equilibrado pelas diferentes taxas de juro sem risco admitidas, levando a custos médios ponderados de capital bastante próximos. O WACC do segmento da eletricidade é composto por uma taxa de remuneração dos capitais próprios de 6,9%, enquanto essa taxa no WACC do gás natural é de 8,0%. Em contrapartida, a taxa de juro da dívida é superior para o segmento da eletricidade, tendo sido calculada uma taxa de 7,6% para este segmento em contraste com a taxa de 7,4% determinada para o segmento do gás natural. Eletric. (unid: € 000) País Market Cap Beta UnBeta D/E Passivo Capital Prório Tx. Imposto REE Espanha 5 030 100 0,785 0,234 363% 7 223 640 1 991 550 35,0% Terna Itália 6 078 220 0,709 0,179 442% 12 354 700 2 794 300 33,0% Média ponderada 0,743 0,204 Taxa de imposto 31,5% D/(D+E) (target) 76,8% D/E 330,4% Taxa de juro sem risco (nominal) 2,706% Prémio de risco 6,28% Beta desalavancado 0,204 Beta alavancado 0,665 Tx. remuneração dos cap. próprios 6,9% Tx. remuneração dos cap. próp. ponderada 1,6% Spread sobre taxa de juro sem risco 4,9% Taxa de juro da dívida 7,6% Taxa de juro da dívida ponderada 4,0% WACC 5,6% WACC Electricidade Taxa de imposto 31,5% D/(D+E) (target) 78,9% D/E 373,5% Taxa de juro sem risco (nominal) 2,507% Prémio de risco 6,28% Beta desalavancado 0,245 Beta alavancado 0,871 Tx. remuneração dos cap. próprios 8,0% Tx. remuneração dos Cap. Próp. ponderada 1,7% Spread sobre taxa de juro sem risco 4,9% Taxa de juro da dívida 7,4% Taxa de juro da dívida ponderada 4,0% WACC 5,7% WACC Gás Natural Equity Research - REN 44 8 Análise dos Resultados A avaliação da empresa através do método DCF foi realizada através dos FCFF descontados para cada segmento, presentes no anexo Z. Para obter o valor dos ativos operacionais, expressos nas tabelas 20 e 21, foram adicionados os valores terminais do segmento da eletricidade e do segmento do gás natural. Estes valores residuais não exprimem nenhuma perpetuidade, como já foi anteriormente mencionado, mas antes representam o desconto do valor líquido contabilístico dos ativos concessionados no fim do período de concessão, uma vez que legalmente a REN terá direito ao seu ressarço. Tabela 20 - Ativos Oper. Gás Natural Tabela 21 - Ativos Oper. Eletricidade Analisando os FCFF de cada um dos segmentos é somente importante realçar que os resultados negativos observados para o segmento da eletricidade para o ano de 2014 se devem aos investimentos em FM previstos, que com as alterações esperadas acabam por ter um papel importante nos FCFF dos primeiros anos do período de projeção. Com vista a obter o valor para os acionistas no dia 31 de Dezembro de 2012, foi ainda necessário adicionar os ativos e passivos não operacionais detidos nessa data. Apenas foram considerados ativos não operacionais as participações detidas no mercado espanhol. Os passivos não operacionais coincidem com o passivo financeiro líquido e incluem os empréstimos correntes e não correntes líquidos da caixa e equivalentes. O price target obtido, que engloba os dividendos esperados relativos à atividade de 2012 e que só serão distribuídos durante o ano de 2013, foi de € 2,499 por ação tal como a tabela 22 apresenta. Os valores da tabela 22 encontram-se em milhares de euros, salvo indicações em contrário. Tabela 22 - Avaliação Global No dia 31 de Dezembro de 2012 o valor de transação das ações da REN era de € 2,055, pelo que o valor alcançado através do modelo construído é 21,60% acima do mercado. Segundo a classificação do Espírito Santo Investment Bank Research, este valor seria atribuído com um rating de compra uma vez que a diferença é positivamente superior a 10%. As componentes que levam ao valor do capital acionista estão representadas na figura 9. Devido à circunstância de o horizonte temporal da avaliação ser longo, o peso do valor residual é pouco expressivo e a principal componente do Economic Value são os CF previstos Avaliação por Cash Flows atualizados Gás Natural Cash Flows Atualizados 913 024 Valor Residual 274 955 Valor dos ativos operacionais 1 187 978 Avaliação por Cash Flows atualizados Eletricidade Cash Flows Atualizados 2 121 242 Valor Residual 397 092 Valor dos ativos operacionais 2 518 333 Avaliação Global Valor dos ativos operacionais Eletricidade 2 518 333 Valor dos ativos operacionais Gás Natural 1 187 978 Valor dos ativos operacionais totais 3 706 312 Ativos não operacionais 82 051 Ativos financeiros disponíveis para venda 82 051 Passivo financeiro (2 516 629) Dívidas a instituições de crédito (2 544 958) Valor para os acionistas @ 31-Dez-2012 1 271 734 Ações 534 000 Preço por ação 2012 2,382€ Dividendos 2012 0,117€ Price target 2,499€ Equity Research - REN 45 descontados que detêm um peso superior a 81% . A estrutura de capitais da REN é composta por aproximadamente 77% de capitais alheios, levando a que o valor do capital acionista acabe por ser bastante inferior ao EV. No entanto, este grande endividamento não parece problemático, tendo no atual contexto macroeconómico a Standard&Poors atribuído um rating BB+ à dívida de longo prazo do grupo. Figura 9 - Decomposição do valor do capital acionista (unid: € 000) A avaliação efetuada tem por base um conjunto de pressupostos que possuem um carácter de incerteza, principalmente no atual contexto macroeconómico. Neste sentido, a avaliação deve ser acompanhada por um estudo do nível de exposição dos resultados alcançados a possíveis alterações em algumas variáveis. Para tal, foi realizada uma análise de sensibilidade, presente na tabela 23, que mede as consequências de potenciais desvios respeitantes a algumas variáveis do WAAC no price target final das ações do grupo. A variável do custo médio ponderado de capital com um maior impacto nos resultados é o spread da dívida, onde um desvio negativo de 10% face ao valor assumido na avaliação conduz a um price target de € 2,975, 19,1% superior a € 2,499. A avaliação da REN é assim mais sensível a alterações no custo da dívida do que a alterações na taxa de remuneração dos capitais próprios, tal como seria de esperar uma vez que a estrutura de capitais é tendenciosamente composta por capitais alheios. Tabela 23 - Análise de sensibilidade Tendo em conta que o beta é inferior a 1, as alterações na taxa de juro sem risco têm um maior impacto do que as alterações no prémio risco. No caso de incrementos de 10% na taxa de juro sem risco e no prémio de risco, os efeitos no price target do grupo são de decréscimos de 13,7% e de 7,1%, respetivamente. price target variação price target variação Taxa de juro sem risco 2,156€ -13,7% 2,864€ 14,6% Prémio de risco 2,322€ -7,1% 2,681€ 7,3% Beta 2,322€ -7,1% 2,681€ 7,3% Spread da dívida 2,060€ -17,6% 2,975€ 19,1% +10% -10% Análise de sensibilidade Equity Research - REN 46 9 Avaliação por Múltiplos de Mercado As avaliações por Múltiplos de Mercado têm um carácter relativo e possuem diversas vantagens. No entanto, de acordo com o que já foi referido na revisão bibliográfica, é necessário ter atenção a vários aspetos que, por vezes, podem inviabilizar o rigor da avaliação. Estes aspetos prendem-se primordialmente com a representatividade do Peer Group e a representatividade da informação utilizada. Para garantir a representatividade das empresas comparáveis que constituem o Peer Group é necessário selecionar empresas do mesmo sector e atividade de forma a atingir semelhanças nos riscos, expectativas e estruturas. Dadas as características do sector europeu, onde muitas vezes as mesmas atividades que são exercidas em Portugal pela REN nos segmentos da eletricidade e do gás natural são realizadas por empresas distintas noutros países, é imprescindível separar as duas atividades da REN e analisar as empresas comparáveis para cada um dos segmentos. As atividades de transporte de eletricidade e gás natural dependem de uma regulação que se altera de país para país pelo que a tarefa de encontrar empresas realmente comparáveis tornase pesada. Na realidade, existe um conjunto grande de países onde as diferenças na gestão do mercado energético e das suas atividades levam a excluir as empresas que operam nesses países do conjunto de possíveis comparáveis. A National Grid, por exemplo, é a empresa responsável pelo transporte de eletricidade e gás natural no Reino Unido, no entanto o grupo também produz GNL, tendo capacidade para satisfazer 20% da procura britânica prevista para os próximos anos. Em países como Alemanha e França, as empresas que operam a transmissão de eletricidade e gás natural são ao mesmo tempo e à semelhança da National Grid, produtores ou distribuidores de eletricidade ou de gás natural. Quer este fator, quer as diferenças dos contextos regulatórios, conduz a que empresas como a National Grid, Energinet.dk (Dinamarca), Gazprom (Rússia), GDF Suez (França), Net4Gas (República Checa), Swedegas AB (Suécia) e Fluxys (Bélgica), entre muitas outras, não sejam verdadeiramente comparáveis. De facto, os únicos países cuja estrutura e contexto regulatório do sector energético é semelhante a Portugal são Itália e Espanha. As empresas espanholas que são responsáveis pelo transporte de eletricidade em muito alta tensão e de gás natural em alta pressão são a Red Eléctrica Corporácion (REE) e a Enagás, respetivamente. O modelo que regula a atividade destas empresas e o modelo que regula as atividades que a REN exerce nesses segmentos não apresentam diferenças significativas desde a reforma no modelo português introduzida em 2009. Ambos os modelos são centrados na aplicação de uma taxa remuneratória à RAB, com incentivos e contornos semelhantes. As empresas que realizam em Itália as mesmas atividades são a Terna e a Snam Rete Gas. A Terna é responsável pelo transporte de eletricidade em muito alta tensão e devido à localização geográfica de Itália possui uma vasta rede derivada das ligações necessárias entre os diversos países vizinhos. A Snam Rete Gas é a operadora italiana para o transporte de gás natural e mais uma vez devido à localização geográfica do seu país e à proximidade com o continente africano, desempenha um papel essencial no mercado europeu. As diferenças entre o modelo italiano que regula estas atividades e o atual modelo definido pela ERSE, centramse essencial nas depreciações que não são totalmente reconhecidas pelo regulador italiano e nas taxas de retorno que são ligeiramente inferiores no caso italiano. O Peer Group fica assim definido pela REE e Terna para o segmento da eletricidade e pela Enagás e Snam para o segmento do gás natural. Este conjunto de quatro empresas é igual às Equity Research - REN 47 empresas do Peer Group que foi definido para a estimativa dos betas, e que, apesar de ser um conjunto de pequena dimensão, representa as empresas realmente comparáveis. Alguma da informação financeira relativa ao ano de 2012 destas empresas e a informação dos respetivos segmentos da REN encontra-se apresentada nas tabelas 24 e 25. O rating expresso nestas tabelas diz respeito ao rating atribuído pela Standard&Poors à dívida de longo prazo dos grupos. As restantes informações foram retiradas da Bloomberg e do relatório e contas de cada uma das empresas. Tabela 24 - Peer Group da avaliação relativa Eletricidade (fonte: Bloomberg) Tabela 25 - Peer Group da avaliação relativa Gás Natural (fonte: Bloomberg) Relativamente às medidas de avaliação, os Múltiplos de Mercado selecionados foram os rácios EV/EBITDA e EV/Sales. Dada a impossibilidade de utilizar o PER individualmente para cada um dos segmentos, este múltiplo não foi considerado. O múltiplo EV/EBITDA foi selecionado em linha com o defendido por Férnandez (2001) e Goedhart (2005) e com o objetivo de não afetar a avaliação devido às alterações na estrutura de capital. Relativamente ao EV/Sales, ao deixar de lado os resultados operacionais, e uma vez que existem algumas diferenças nos modelos que regulam as atividades de cada um dos elementos do Peer Group, pode conseguir obter melhores resultados. Nas tabelas 26 e 27 encontram-se os resultados do cálculo destes múltiplos com base na informação já anteriormente recolhida e refente ao ano de 2012. De salientar que, com vista a obter um melhor múltiplo do mercado, o mesmo foi calculado através de uma média ponderada pelo EBITDA para o múltiplo EV/EBITDA e pelas receitas para o múltiplo EV/Sales. Tabela 26 - Múltiplos do segmento da eletricidade (fonte: Bloomberg) Tabela 27 - Múltiplos do segmento do gás natural (fonte: Bloomberg) Gás (unid: € 000) PaísEV EBITDA ReceitasMaket Cap EV/EBITDA EV/Sales EnagásEspanha 7 484 580 934 220 1 140 360 3 853 170 8,0 6,6 Snam Rete Gas Itália 25 078 940 2 813 000 3 730 000 12 538 940 8,9 6,7 Média ponderada 8,7 6,7 Eletric. (unid: € 000) PaísEV EBITDA Sales Maket Cap EV/EBITDA EV/Sales REE Espanha 10 747 510 1 311 780 1 768 760 5 030 100 8,2 6,1 Terna Itália 12 546 920 1 413 900 1 771 600 6 078 220 8,9 7,1 Média ponderada 8,5 6,6 Gás (unid: € 000) Market Cap EV Dívida Liq. D/E Rating ReceitasEBITDA EBITDA Mg. FCF Enagás3 853 170 7 484 580 3 631 410 303% BBB 1 140 360 934 220 81,92% 281 100 Snam Rete Gas 12 538 940 25 078 940 12 137 000 281% A- 3 730 000 2 813 000 75,42% (54 000) REN Gás173 459 149 554 86,22% 23 502 Eletr. (unid: € 000) Market Cap EV Dívida Liq. D/E Rating ReceitasEBITDA EBITDA Mg. FCF REE 5 030 100 10 747 510 5 708 650 363% BBB 1 768 760 1 311 780 74,16% 60 560 Terna 6 078 220 12 546 920 6 468 700 442% A - 1 771 600 1 413 900 79,81% (477 000) REN Eletr.391 246 320 678 81,96% 9 001 Equity Research - REN 54 Anexo B: Mapa RNT Fonte: site da REN, http://www.ren.pt/o_que_fazemos/eletricidade/, consultado em Maio 2013 Equity Research - REN 55 Anexo C: Metodologias de avaliação mais utilizadas Fonte: Morgan Stanley Dean Witter Research revelados em Fernández (2001) Anexo D: Repartição das Vendas e Prestações de Serviços por segmento (2011) Equity Research - REN 56 Anexo E: Áreas de negócio da REN Fonte: REN, Relatório e Contas 2011 Anexo F: Modelo de gestão e de fiscalização da REN Fonte: site da REN, http://www.ren.pt/quem_somos/organizacao/, consultado em Maio 2013 Equity Research - REN 57 Anexo G: Empresas do grupo Fonte: REN, Relatório e Contas 2011 Equity Research - REN 58 Anexo H: Evolução bolsista da REN Anexo H.1: Evolução bolsista entre 2009 e 2012 Fonte: Site da Bolsa de Lisboa, http://www.bolsadelisboa.com.pt/ptpt/products/equities/PTREL0AM0008-XLIS/quotes, consultado em Maio 2013 Equity Research - REN 59 Anexo H.2: Evolução bolsista no ano de 2012 Fonte: Site da Bolsa de Lisboa, http://www.bolsadelisboa.com.pt/ptpt/products/equities/PTREL0AM0008-XLIS/quotes, consultado em Maio 2013 Equity Research - REN 60 Anexo I: Taxa Euribor a 6 meses (Previsão) Fonte: Bloomberg, acedida em Maio 2013 Equity Research - REN 61 Anexo J: Obrigações do Tesouro alemãs a 10 anos (Histórico) Fonte: Bloomberg, acedida em Maio 2013 Anexo L: Beta da Red Eléctrica Corporácion Fonte: Bloomberg, acedida em Maio 2013 Equity Research - REN 62 Anexo M: Balanço (1/8) Balanço (unid: € 000) 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 ATIVO Não corrente Activos fixos tangíveis 3 451 876 3 722 058 3 888 649 3 908 742 4 064 386 4 224 828 Goodwill 3 774 3 774 3 774 3 774 3 774 3 774 Interesses em joint ventures11 063 - - - - - Ativos por impostos diferidos 37 627 60 802 63 057 47 293 31 529 15 764 Ativos financeiros disponíveis para venda 90 419 84 301 82 051 82 051 82 051 82 051 Instrumentos financeiros derivados - 20 699 26 696 26 696 26 696 26 696 Outros investimentos financeiros 7 276 7 119 5 667 5 667 5 667 5 667 Participações financeiras em associadas - - 8 717 8 717 8 717 8 717 Clientes e outras contas a receber 44 122 66 505 80 079 80 079 80 079 80 079 3 646 157 3 965 258 4 158 690 4 163 019 4 302 899 4 447 577 Corrente Inventários 23 789 4 047 3 628 2 023 3 440 3 584 Clientes e outras contas a receber 426 527 275 796 226 791 266 790 280 895 296 189 Imposto sobre o rendimento a receber 25 115 361 14 015 - - - Depósitos de garantia recebidos 102 637 74 234 - - - - Instrumentos financeiros derivados - 2 212 1 144 1 144 1 144 1 144 Caixa e equivalentes de caixa 69 888 138 598 69 406 28 329 169 482 216 770 647 956 495 248 314 984 298 287 454 961 517 688 Total do activo 4 294 113 4 460 506 4 473 674 4 461 306 4 757 860 4 965 264 CAPITAL PRÓPRIO Capital e reservas atribuíveis aos detentores de capital Capital social 534 000 534 000 534 000 534 000 534 000 534 000 Acções próprias (10 728) (10 728) (10 728) (10 728) (10 728) (10 728) Outras reservas 161 638 211 582 215 401 215 401 215 401 215 401 Resultados acumulados 177 067 170 453 178 189 199 257 226 650 254 415 Resultado líquido consolidado 134 107 110 265 120 576 83 731 108 865 110 347 996 084 1 015 572 1 037 438 1 021 662 1 074 187 1 103 435 Interesses não controlados 514 6 329 - - - - Total capital próprio 996 598 1 021 901 1 037 438 1 021 662 1 074 187 1 103 435 PASSIVO Não corrente Empréstimos 1 711 320 1 910 650 2 354 032 2 483 458 2 683 458 2 883 458 Passivos por impostos diferidos 81 586 71 551 66 875 50 156 33 438 16 719 Obrigações de benefícios de reforma e outros 69 846 66 031 55 110 56 662 58 257 59 898 Intrumentos financeiros derivados 10 149 2 875 14 239 14 239 14 239 14 239 Provisões para outros riscos e encargos 4 307 4 611 4 520 4 611 4 611 4 611 Fornecedores e outras contas a pagar 399 508 451 940 381 495 381 495 381 495 381 495 2 276 716 2 507 658 2 876 271 2 990 621 3 175 498 3 360 420 Corrente Empréstimos 497 456 347 134 53 587 61 500 61 086 65 639 Provisões para outros riscos e encargos 981 12 470 27 794 12 470 12 470 12 470 Fornecedores e outras contas a pagar 419 726 432 806 476 328 373 318 432 884 421 565 Imposto sobre o rendimento a pagar - 59 925 520 - - - Instrumentos financeiros derivados - 4 375 1 735 1 735 1 735 1 735 Depósitos de garantia a pagar 102 637 74 234 - - - - 1 020 800 930 944 559 964 449 023 508 175 501 409 Total passivo 3 297 516 3 438 602 3 436 235 3 439 644 3 683 673 3 861 829 Total do capital próprio e passivo 4 294 114 4 460 503 4 473 673 4 461 306 4 757 860 4 965 264 Equity Research - REN 63 Anexo M: Balanço (2/8) Balanço (unid: € 000) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 ATIVO Não corrente Activos fixos tangíveis 4 390 096 4 560 219 4 735 235 4 915 187 5 100 129 5 290 129 Goodwill 3 774 3 774 3 774 3 774 3 774 3 774 Interesses em joint ventures- - - - - - Ativos por impostos diferidos - - - - - - Ativos financeiros disponíveis para venda 82 051 82 051 82 051 82 051 82 051 82 051 Instrumentos financeiros derivados 26 696 26 696 26 696 26 696 26 696 26 696 Outros investimentos financeiros 5 667 5 667 5 667 5 667 5 667 5 667 Participações financeiras em associadas 8 717 8 717 8 717 8 717 8 717 8 717 Clientes e outras contas a receber 80 079 80 079 80 079 80 079 80 079 80 079 4 597 080 4 767 203 4 942 219 5 122 171 5 307 113 5 497 113 Corrente Inventários 3 733 3 886 4 044 4 208 4 376 4 551 Clientes e outras contas a receber 310 304 323 950 339 824 355 276 371 206 386 571 Imposto sobre o rendimento a receber - - - - - - Depósitos de garantia recebidos - - - - - - Instrumentos financeiros derivados 1 144 1 144 1 144 1 144 1 144 1 144 Caixa e equivalentes de caixa 162 825 133 160 68 244 24 539 21 102 21 060 478 006 462 140 413 256 385 166 397 828 413 326 Total do activo 5 075 086 5 229 343 5 355 475 5 507 337 5 704 941 5 910 439 CAPITAL PRÓPRIO Capital e reservas atribuíveis aos detentores de capital Capital social 534 000 534 000 534 000 534 000 534 000 534 000 Acções próprias (10 728) (10 728) (10 728) (10 728) (10 728) (10 728) Outras reservas 215 401 215 401 215 401 215 401 215 401 215 401 Resultados acumulados 281 756 307 970 333 073 356 766 379 352 400 555 Resultado líquido consolidado 108 660 104 183 99 768 94 160 89 764 84 269 1 129 089 1 150 826 1 171 515 1 189 599 1 207 789 1 223 498 Interesses não controlados - - - - - - Total capital próprio 1 129 089 1 150 826 1 171 515 1 189 599 1 207 789 1 223 498 PASSIVO Não corrente Empréstimos 2 996 254 3 112 363 3 231 812 3 403 781 3 531 854 3 716 332 Passivos por impostos diferidos - - - - - - Obrigações de benefícios de reforma e outros 61 585 63 319 65 102 66 935 68 820 70 758 Intrumentos financeiros derivados 14 239 14 239 14 239 14 239 14 239 14 239 Provisões para outros riscos e encargos 4 611 4 611 4 611 4 611 4 611 4 611 Fornecedores e outras contas a pagar 381 495 381 495 381 495 381 495 381 495 381 495 3 458 183 3 576 027 3 697 259 3 871 062 4 001 020 4 187 435 Corrente Empréstimos 68 206 103 808 107 793 111 889 151 800 146 875 Provisões para outros riscos e encargos 12 470 12 470 12 470 12 470 12 470 12 470 Fornecedores e outras contas a pagar 405 402 384 476 364 703 320 582 330 127 338 427 Imposto sobre o rendimento a pagar - - - - - - Instrumentos financeiros derivados 1 735 1 735 1 735 1 735 1 735 1 735 Depósitos de garantia a pagar - - - - - - 487 814 502 490 486 701 446 676 496 132 499 507 Total passivo 3 945 997 4 078 517 4 183 960 4 317 738 4 497 152 4 686 942 Total do capital próprio e passivo 5 075 086 5 229 343 5 355 475 5 507 337 5 704 941 5 910 439 Equity Research - REN 70 Anexo N: Demonstração de Resultados Consolidada (1/4) DR (unid: € 000) 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Vendas 1 299 917 798 - - - - - - - - - - Prestações de serviços 550 179 509 848 530 023 564 705 592 936 625 221 655 014 685 692 717 327 749 944 783 572 818 240 854 003 Outros rendimentos operacionais 25 809 37 806 26 909 27 953 29 351 30 949 32 424 33 942 35 508 37 123 38 788 40 504 42 274 Ganhos/(perdas) em joint ventures 10 033 8 092 - - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas - - 10 326 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 Total dos proveitos operacionais 587 320 556 663 568 056 602 143 631 771 665 653 696 922 729 118 762 319 796 551 831 843 868 227 905 761 % crescimento n.a. -5%2% 6% 5% 5% 5% 5% 5% 4% 4% 4% 4% Custo de vendas (1 120) (747) (1 417) - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (84 719) (80 423) (52 923) (65 958) (69 994) (74 118) (78 328) (82 619) (86 987) (91 427) (95 934) (100 503) (105 378) Gastos com pessoal (55 844) (51 223) (48 284) (49 644) (51 042) (52 479) (53 957) (55 476) (57 038) (58 645) (60 296) (61 994) (63 740) Reversões/(Provisões) do exercício 53 536 (12 774) (15 234) - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) - - (2 650) - - - - - - - - - - Outros gastos operacionais (103 854) (14 278) (15 558) (16 309) (17 193) (18 104) (19 043) (20 010) (21 004) (22 026) (23 076) (24 156) (25 292) Total dos gastos operacionais (192 001) (159 445) (136 066) (131 911) (138 228) (144 702) (151 328) (158 105) (165 029) (172 097) (179 307) (186 653) (194 409) EBITDA 395 319 397 218 431 990 470 232 493 542 520 952 545 594 571 013 597 290 624 454 652 537 681 574 711 352 % volume negócios 67% 71% 76% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 79% 79% Amortizações e depreciações do exercício (160 491) (172 633) (181 765) (187 018) (196 551) (206 504) (216 891) (227 730) (239 039) (250 834) (263 137) (275 967) (289 137) Resultados operacionais (EBIT) 234 828 224 585 250 225 283 214 296 991 314 448 328 702 343 283 358 252 373 620 389 400 405 607 422 215 % volume negócios 40% 40% 44% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% 47% Gastos de financiamento (85 216) (89 883) (111 942) (165 575) (142 661) (157 954) (174 671) (195 788) (217 201) (240 757) (262 954) (287 183) (309 776) Rendimentos financeiros 8 103 2 194 3 995 - - - - - - - - - - Dividendos de empresas participadas 3 338 3 790 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 Resultados antes de impostos 161 053 140 686 146 874 122 235 158 926 161 091 158 628 152 092 145 647 137 460 131 042 123 021 117 036 % volume negócios 27% 25% 26% 20% 25% 24% 23% 21% 19% 17% 16% 14% 13% Imposto sobre o rendimento (50 878) (56 352) (59 250) (38 504) (50 062) (50 744) (49 968) (47 909) (45 879) (43 300) (41 278) (38 751) (36 866) taxa de imposto32% 40% 40% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% Resultado líquido antes de interesses minoritários 110 176 84 335 87 625 83 731 108 865 110 347 108 660 104 183 99 768 94 160 89 764 84 269 80 169 Accionistas do grupo REN 134 107 110 266 120 576 83 731 108 865 110 347 108 660 104 183 99 768 94 160 89 764 84 269 80 169 Interesses Minoritários (60) 2 12 - - - - - - - - - - Resultado líquido consolidado do exercício 134 047 110 268 120 588 83 731 108 865 110 347 108 660 104 183 99 768 94 160 89 764 84 269 80 169 Pago através de dividendos 89 178 89 712 90 246 62 663 81 473 82 582 81 319 77 969 74 665 70 468 67 178 63 066 59 997 Ganhos retidos 44 869 20 556 30 342 21 068 27 392 27 765 27 341 26 214 25 103 23 692 22 586 21 204 20 172 Equity Research - REN 71 Anexo N: Demonstração de Resultados Consolidada (2/4) DR (unid: € 000) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Vendas - - - - - - - - - - - - - Prestações de serviços 897 092 940 271 983 445 1 026 512 1 069 364 1 111 887 1 153 963 1 195 469 1 236 275 1 276 251 1 315 259 1 353 162 1 335 817 Outros rendimentos operacionais 44 407 46 544 48 682 50 813 52 935 55 040 57 122 59 177 61 197 63 176 65 107 66 983 66 124 Ganhos/(perdas) em joint ventures - - - - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 Total dos proveitos operacionais 950 982 996 299 1 041 610 1 086 809 1 131 782 1 176 410 1 220 569 1 264 129 1 306 956 1 348 910 1 389 850 1 429 629 1 411 425 % crescimento 5% 5% 5% 4% 4% 4% 4% 4% 3% 3% 3% 3% -1% Custo de vendas - - - - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (112 986) (120 544) (128 036) (135 442) (142 743) (149 918) (156 947) (163 807) (170 475) (176 930) (183 146) (189 101) (194 768) Gastos com pessoal (65 535) (67 380) (69 278) (71 228) (73 234) (75 296) (77 417) (79 597) (81 838) (84 143) (86 512) (88 949) (91 453) Reversões/(Provisões) do exercício - - - - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) ------------- Outros gastos operacionais (26 956) (28 605) (30 235) (31 840) (33 416) (34 956) (36 455) (37 907) (39 306) (40 645) (41 918) (43 118) (44 240) Total dos gastos operacionais (205 476) (216 529) (227 548) (238 510) (249 393) (260 170) (270 818) (281 310) (291 619) (301 718) (311 577) (321 167) (330 461) EBITDA 745 506 779 770 814 062 848 299 882 389 916 240 949 751 982 819 1 015 336 1 047 192 1 078 273 1 108 461 1 080 965 % volume negócios 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 78% 77% Amortizações e depreciações do exercício (302 633) (316 441) (330 544) (344 923) (359 559) (374 430) (389 512) (404 778) (420 202) (435 755) (451 407) (467 125) (428 876) Resultados operacionais (EBIT) 442 873 463 329 483 518 503 375 522 830 541 810 560 239 578 041 595 134 611 437 626 866 641 336 652 089 % volume negócios 47% 47% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 45% 45% 45% 46% Gastos de financiamento (330 660) (348 509) (365 745) (373 667) (390 864) (407 453) (393 627) (404 537) (414 690) (423 997) (431 274) (414 275) (420 265) Rendimentos financeiros ------------- Dividendos de empresas participadas 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 Resultados antes de impostos 116 810 119 416 122 370 134 304 136 562 138 953 171 209 178 101 185 040 192 037 200 188 231 658 236 420 % volume negócios 12% 12% 12% 12% 12% 12% 14% 14% 14% 14% 14% 16% 17% Imposto sobre o rendimento (36 795) (37 616) (38 546) (42 306) (43 017) (43 770) (53 931) (56 102) (58 288) (60 492) (63 059) (72 972) (74 472) taxa de imposto32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% Resultado líquido antes de interesses minoritários 80 015 81 800 83 823 91 999 93 545 95 183 117 278 121 999 126 753 131 545 137 129 158 686 161 948 Accionistas do grupo REN 80 015 81 800 83 823 91 999 93 545 95 183 117 278 121 999 126 753 131 545 137 129 158 686 161 948 Interesses Minoritários ------------- Resultado líquido consolidado do exercício 80 015 81 800 83 823 91 999 93 545 95 183 117 278 121 999 126 753 131 545 137 129 158 686 161 948 Pago através de dividendos 59 882 61 218 62 732 68 850 70 008 71 233 87 769 91 302 94 860 98 446 102 625 118 758 121 199 Ganhos retidos 20 133 20 582 21 091 23 148 23 538 23 950 29 509 30 697 31 893 33 099 34 504 39 928 40 749 Equity Research - REN 72 Anexo N: Demonstração de Resultados Consolidada (3/4) DR (unid: € 000) 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 Vendas - - - - - - - - - - - - - Prestações de serviços 1 288 729 1 304 294 1 306 002 1 283 295 1 293 969 1 303 262 1 311 086 1 317 351 1 321 975 1 324 875 1 325 976 1 325 204 986 807 Outros rendimentos operacionais 63 793 64 564 64 648 63 524 64 053 64 513 64 900 65 210 65 439 65 583 65 637 65 599 48 848 Ganhos/(perdas) em joint ventures - - - - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 Total dos proveitos operacionais 1 362 007 1 378 341 1 380 134 1 356 303 1 367 505 1 377 259 1 385 469 1 392 045 1 396 897 1 399 941 1 401 096 1 400 287 1 045 139 % crescimento -4%1% 0% -2%1% 1% 1% 0% 0% 0% 0% 0% -25% Custo de vendas - - - - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (198 162) (198 622) (198 987) (199 401) (199 154) (198 629) (197 810) (196 682) (195 229) (193 438) (191 295) (188 785) (169 121) Gastos com pessoal (94 029) (96 676) (99 399) (102 198) (105 076) (108 035) (111 077) (114 205) (117 421) (120 728) (124 127) (127 623) (86 384) Reversões/(Provisões) do exercício - - - - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) ------------- Outros gastos operacionais (44 894) (44 952) (45 008) (45 136) (45 001) (44 788) (44 494) (44 113) (43 644) (43 081) (42 422) (41 663) (32 860) Total dos gastos operacionais (337 085) (340 250) (343 394) (346 734) (349 231) (351 452) (353 381) (355 000) (356 294) (357 247) (357 843) (358 070) (288 366) EBITDA 1 024 922 1 038 091 1 036 740 1 009 569 1 018 275 1 025 807 1 032 089 1 037 045 1 040 603 1 042 695 1 043 253 1 042 217 756 773 % volume negócios 75% 75% 75% 74% 74% 74% 74% 74% 74% 74% 74% 74% 72% Amortizações e depreciações do exercício (368 350) (380 022) (377 779) (349 828) (359 681) (369 405) (378 972) (388 359) (397 540) (406 491) (415 186) (423 602) (277 413) Resultados operacionais (EBIT) 656 572 658 069 658 961 659 741 658 593 656 402 653 116 648 686 643 063 636 204 628 067 618 614 479 360 % volume negócios 48% 48% 48% 49% 48% 48% 47% 47% 46% 45% 45% 44% 46% Gastos de financiamento (426 797) (428 479) (427 173) (419 865) (417 254) (412 940) (410 764) (407 750) (409 996) (405 253) (399 582) (392 944) (293 501) Rendimentos financeiros ------------- Dividendos de empresas participadas 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 Resultados antes de impostos 234 371 234 187 236 384 244 473 245 936 248 059 246 949 245 533 237 664 235 548 233 081 230 267 190 455 % volume negócios 17% 17% 17% 18% 18% 18% 18% 18% 17% 17% 17% 16% 18% Imposto sobre o rendimento (73 827) (73 769) (74 461) (77 009) (77 470) (78 139) (77 789) (77 343) (74 864) (74 197) (73 421) (72 534) (59 993) taxa de imposto32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% Resultado líquido antes de interesses minoritários 160 545 160 418 161 923 167 464 168 466 169 921 169 160 168 190 162 800 161 350 159 661 157 733 130 462 Accionistas do grupo REN 160 545 160 418 161 923 167 464 168 466 169 921 169 160 168 190 162 800 161 350 159 661 157 733 130 462 Interesses Minoritários ------------- Resultado líquido consolidado do exercício 160 545 160 418 161 923 167 464 168 466 169 921 169 160 168 190 162 800 161 350 159 661 157 733 130 462 Pago através de dividendos 120 149 120 054 121 181 125 327 126 077 127 166 126 597 125 871 121 837 120 752 119 487 118 045 97 635 Ganhos retidos 40 396 40 364 40 743 42 137 42 389 42 755 42 564 42 319 40 963 40 598 40 173 39 688 32 826 Equity Research - REN 73 Anexo N: Demonstração de Resultados Consolidada (4/4) DR (unid: € 000) 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 Vendas - - - - - - - - - - Prestações de serviços 988 514 989 225 988 899 987 500 984 992 981 344 976 526 970 513 963 284 954 823 Outros rendimentos operacionais 48 932 48 968 48 951 48 882 48 758 48 578 48 339 48 041 47 683 47 265 Ganhos/(perdas) em joint ventures - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 Total dos proveitos operacionais 1 046 930 1 047 676 1 047 334 1 045 866 1 043 234 1 039 405 1 034 349 1 028 038 1 020 451 1 011 572 % crescimento 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% -1%-1%-1% Custo de vendas - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (167 023) (164 627) (161 925) (158 906) (155 561) (151 881) (147 857) (143 483) (138 750) (133 652) Gastos com pessoal (88 817) (91 318) (93 889) (96 533) (99 252) (102 047) (104 920) (107 875) (110 913) (114 036) Reversões/(Provisões) do exercício - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) - - - - - - - - - - Outros gastos operacionais (32 453) (31 987) (31 462) (30 876) (30 226) (29 511) (28 729) (27 879) (26 959) (25 969) Total dos gastos operacionais (288 292) (287 932) (287 277) (286 315) (285 038) (283 438) (281 507) (279 236) (276 621) (273 656) EBITDA 758 638 759 744 760 058 759 551 758 196 755 967 752 842 748 801 743 830 737 916 % volume negócios 72% 73% 73% 73% 73% 73% 73% 73% 73% 73% Amortizações e depreciações do exercício (283 273) (289 024) (294 653) (300 148) (305 498) (310 691) (315 717) (320 563) (325 219) (329 675) Resultados operacionais (EBIT) 475 365 470 720 465 405 459 403 452 698 445 276 437 125 428 238 418 610 408 241 % volume negócios 45% 45% 44% 44% 43% 43% 42% 42% 41% 40% Gastos de financiamento (311 625) (307 684) (303 084) (297 845) (291 949) (282 208) (275 084) (267 302) (258 840) (249 721) Rendimentos financeiros - - - - - - - - - - Dividendos de empresas participadas 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 4 596 Resultados antes de impostos 168 336 167 632 166 917 166 154 165 345 167 664 166 638 165 532 164 367 163 116 % volume negócios 16% 16% 16% 16% 16% 16% 16% 16% 16% 16% Imposto sobre o rendimento (53 026) (52 804) (52 579) (52 339) (52 084) (52 814) (52 491) (52 143) (51 776) (51 382) taxa de imposto32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% 32% Resultado líquido antes de interesses minoritários 115 310 114 828 114 338 113 816 113 262 114 850 114 147 113 390 112 592 111 735 Accionistas do grupo REN 115 310 114 828 114 338 113 816 113 262 114 850 114 147 113 390 112 592 111 735 Interesses Minoritários - - - - - - - - - - Resultado líquido consolidado do exercício 115 310 114 828 114 338 113 816 113 262 114 850 114 147 113 390 112 592 111 735 Pago através de dividendos 86 296 85 936 85 569 85 178 84 763 85 952 85 426 84 859 84 262 83 620 Ganhos retidos 29 014 28 893 28 769 28 638 28 499 28 898 28 721 28 531 28 330 28 114 Equity Research - REN 74 Anexo O: Atividade por Segmentos Anexo O.1: Segmento da Eletricidade (1/4) Eletricidade (unid: € 000) 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Vendas e Prestações de serviços 366 183 319 987 349 459 391 246 413 171 438 642 461 072 483 791 506 821 530 133 553 695 577 473 602 260 Outros rendimentos operacionais 17 402 24 323 17 990 19 367 20 452 21 713 22 824 23 948 25 088 26 242 27 408 28 585 29 812 Ganhos/(perdas) em joint ventures 6 765 5 206 - - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas - - 6 903 6 571 6 608 6 654 6 676 6 691 6 701 6 704 6 701 6 693 6 688 Total dos proveitos operacionais 390 350 349 516 374 352 417 184 440 232 467 009 490 572 514 431 538 610 563 079 587 805 612 751 638 760 % crescimento n.a. -10% 7% 11%6% 6% 5% 5% 5% 5% 4% 4% 4% Custo de vendas (1 120) (747) (1 417) - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (51 147) (47 658) (41 486) (53 440) (57 118) (60 849) (64 626) (68 441) (72 288) (76 156) (80 037) (83 920) (88 116) Gastos com pessoal (37 503) (34 436) (31 787) (32 682) (33 602) (34 549) (35 522) (36 522) (37 550) (38 608) (39 695) (40 813) (41 962) Reversões/(Provisões) do exercício 53 536 (12 774) (15 234) - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) - - (2 650) - - - - - - - - - - Outros gastos operacionais (8 868) (8 849) (9 856) (10 383) (11 098) (11 823) (12 557) (13 298) (14 046) (14 797) (15 551) (16 306) (17 121) Total dos gastos operacionais (45 101) (104 464) (102 430) (96 506) (101 818) (107 220) (112 704) (118 261) (123 883) (129 561) (135 283) (141 038) (147 200) EBITDA 345 248 245 052 271 922 320 678 338 414 359 789 377 868 396 170 414 727 433 519 452 522 471 713 491 561 % volume negócios 88% 70% 73% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% 77% Amortizações e depreciações do exercício 114 054 122 299 128 558 132 415 139 035 145 873 152 925 160 193 167 674 175 366 183 267 191 372 199 677 Resultados operacionais (EBIT) 231 194 122 753 143 364 188 263 199 378 213 916 224 942 235 976 247 052 258 152 269 256 280 342 291 884 % volume negócios 59% 35% 38% 45% 45% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% Equity Research - REN 75 Anexo O.1: Segmento da Eletricidade (2/4) Eletricidade (unid: € 000) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Vendas e Prestações de serviços 634 330 666 495 698 712 730 931 763 102 795 172 827 085 858 783 890 205 921 289 951 968 982 176 957 844 Outros rendimentos operacionais 31 400 32 992 34 587 36 182 37 774 39 362 40 942 42 511 44 066 45 605 47 123 48 619 47 414 Ganhos/(perdas) em joint ventures - - - - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas 6 706 6 722 6 738 6 753 6 768 6 782 6 797 6 813 6 829 6 846 6 864 6 884 6 800 Total dos proveitos operacionais 672 435 706 210 740 037 773 866 807 644 841 316 874 824 908 107 941 100 973 739 1 005 956 1 037 679 1 012 058 % crescimento 5% 5% 5% 5% 4% 4% 4% 4% 4% 3% 3% 3% -2% Custo de vendas - - - - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (95 060) (101 972) (108 839) (115 649) (122 387) (129 038) (135 589) (142 022) (148 323) (154 473) (160 455) (166 253) (171 847) Gastos com pessoal (43 144) (44 359) (45 608) (46 892) (48 212) (49 570) (50 966) (52 401) (53 877) (55 394) (56 954) (58 558) (60 207) Reversões/(Provisões) do exercício - - - - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) - - - - - - - - - - - - - Outros gastos operacionais (18 470) (19 813) (21 147) (22 471) (23 780) (25 072) (26 345) (27 595) (28 819) (30 014) (31 177) (32 303) (33 390) Total dos gastos operacionais (156 674) (166 143) (175 594) (185 011) (194 379) (203 681) (212 900) (222 019) (231 019) (239 881) (248 586) (257 114) (265 444) EBITDA 515 762 540 067 564 443 588 854 613 265 637 635 661 924 686 088 710 082 733 858 757 370 780 565 746 614 % volume negócios 77% 76% 76% 76% 76% 76% 76% 76% 75% 75% 75% 75% 74% Amortizações e depreciações do exercício 208 178 216 870 225 745 234 798 244 019 253 402 262 936 272 612 282 419 292 346 302 381 312 511 268 721 Resultados operacionais (EBIT) 307 583 323 197 338 697 354 057 369 246 384 234 398 988 413 476 427 662 441 512 454 989 468 054 477 893 % volume negócios 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 46% 45% 45% 45% 45% 47% Equity Research - REN 76 Anexo O.1: Segmento da Eletricidade (3/4) Eletricidade (unid: € 000) 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 Vendas e Prestações de serviços 904 547 914 754 924 505 933 753 942 454 950 561 958 028 964 808 970 856 976 125 980 569 984 144 986 807 Outros rendimentos operacionais 44 776 45 281 45 764 46 222 46 652 47 054 47 423 47 759 48 058 48 319 48 539 48 716 48 848 Ganhos/(perdas) em joint ventures - - - - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas 6 656 6 651 6 713 6 901 6 907 6 917 6 930 6 946 6 965 6 987 7 013 7 043 9 484 Total dos proveitos operacionais 955 980 966 687 976 982 986 875 996 014 1 004 532 1 012 381 1 019 513 1 025 879 1 031 431 1 036 121 1 039 904 1 045 139 % crescimento -6%1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 0% 0% 1% Custo de vendas - - - - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (175 259) (175 833) (176 249) (176 496) (176 561) (176 432) (176 098) (175 547) (174 766) (173 745) (172 472) (170 934) (169 121) Gastos com pessoal (61 902) (63 645) (65 438) (67 280) (69 175) (71 123) (73 126) (75 185) (77 302) (79 479) (81 717) (84 018) (86 384) Reversões/(Provisões) do exercício - - - - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) - - - - - - - - - - - - - Outros gastos operacionais (34 053) (34 165) (34 245) (34 293) (34 306) (34 281) (34 216) (34 109) (33 957) (33 759) (33 511) (33 213) (32 860) Total dos gastos operacionais (271 214) (273 643) (275 932) (278 069) (280 041) (281 836) (283 440) (284 841) (286 026) (286 983) (287 700) (288 165) (288 366) EBITDA 684 766 693 044 701 050 708 806 715 972 722 696 728 941 734 672 739 853 744 448 748 421 751 739 756 773 % volume negócios 72% 72% 72% 72% 72% 72% 72% 72% 72% 72% 72% 72% 72% Amortizações e depreciações do exercício 202 723 209 012 215 325 221 650 227 978 234 299 240 601 246 875 253 108 259 291 265 410 271 455 277 413 Resultados operacionais (EBIT) 482 043 484 031 485 725 487 156 487 994 488 397 488 340 487 797 486 745 485 157 483 011 480 284 479 360 % volume negócios 50% 50% 50% 49% 49% 49% 48% 48% 47% 47% 47% 46% 46% Equity Research - REN 77 Anexo O.1: Segmento da Eletricidade (4/4) Eletricidade (unid: € 000) 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 Vendas e Prestações de serviços 988 514 989 225 988 899 987 500 984 992 981 344 976 526 970 513 963 284 954 823 Outros rendimentos operacionais 48 932 48 968 48 951 48 882 48 758 48 578 48 339 48 041 47 683 47 265 Ganhos/(perdas) em joint ventures - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 9 484 Total dos proveitos operacionais 1 046 930 1 047 676 1 047 334 1 045 866 1 043 234 1 039 405 1 034 349 1 028 038 1 020 451 1 011 572 % crescimento 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% -1%-1%-1% Custo de vendas - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (167 023) (164 627) (161 925) (158 906) (155 561) (151 881) (147 857) (143 483) (138 750) (133 652) Gastos com pessoal (88 817) (91 318) (93 889) (96 533) (99 252) (102 047) (104 920) (107 875) (110 913) (114 036) Reversões/(Provisões) do exercício - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) - - - - - - - - - - Outros gastos operacionais (32 453) (31 987) (31 462) (30 876) (30 226) (29 511) (28 729) (27 879) (26 959) (25 969) Total dos gastos operacionais (288 292) (287 932) (287 277) (286 315) (285 038) (283 438) (281 507) (279 236) (276 621) (273 656) EBITDA 758 638 759 744 760 058 759 551 758 196 755 967 752 842 748 801 743 830 737 916 % volume negócios 72% 73% 73% 73% 73% 73% 73% 73% 73% 73% Amortizações e depreciações do exercício 283 273 289 024 294 653 300 148 305 498 310 691 315 717 320 563 325 219 329 675 Resultados operacionais (EBIT) 475 365 470 720 465 405 459 403 452 698 445 276 437 125 428 238 418 610 408 241 % volume negócios 45% 45% 44% 44% 43% 43% 42% 42% 41% 40% Equity Research - REN 78 Anexo O.2: Segmento do Gás Natural (1/3) Gás Natural (unid: € 000) 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Vendas e Prestações de serviços 176 905 177 383 173 256 173 459 179 765 186 578 193 942 201 901 210 506 219 811 229 877 240 767 251 744 Outros rendimentos operacionais 8 407 13 483 8 919 8 586 8 899 9 236 9 600 9 994 10 420 10 881 11 379 11 918 12 462 Ganhos/(perdas) em joint ventures 3 268 2 886 - - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas - - 3 423 2 913 2 875 2 830 2 808 2 792 2 783 2 780 2 782 2 791 2 796 Total dos proveitos operacionais 188 580 193 752 185 598 184 959 191 539 198 644 206 350 214 688 223 709 233 472 244 038 255 476 267 001 % crescimento n.a. 3% -4%0% 4% 4% 4% 4% 4% 4% 5% 5% 5% Custo de vendas (1 120) (747) (1 417) - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (33 572) (32 765) (11 437) (12 518) (12 876) (13 270) (13 703) (14 178) (14 699) (15 271) (15 897) (16 583) (17 261) Gastos com pessoal (18 341) (16 787) (16 497) (16 962) (17 439) (17 930) (18 435) (18 954) (19 488) (20 037) (20 601) (21 181) (21 778) Reversões/(Provisões) do exercício 53 536 (12 774) (15 234) - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) ------------- Outros gastos operacionais (5 891) (5 429) (5 702) (5 925) (6 095) (6 281) (6 486) (6 711) (6 958) (7 229) (7 525) (7 850) (8 171) Total dos gastos operacionais (5 389) (68 502) (50 287) (35 405) (36 410) (37 482) (38 624) (39 844) (41 146) (42 537) (44 024) (45 615) (47 210) EBITDA 183 192 125 250 135 311 149 554 155 128 161 163 167 726 174 844 182 564 190 935 200 014 209 861 219 791 % volume negócios 97% 65% 73% 81% 81% 81% 81% 81% 82% 82% 82% 82% 82% Amortizações e depreciações do exercício 46 028 49 991 52 842 54 603 57 516 60 631 63 966 67 537 71 364 75 468 79 870 84 596 89 460 Resultados operacionais (EBIT) 137 164 75 259 82 469 94 951 97 613 100 532 103 760 107 307 111 199 115 467 120 144 125 265 130 331 % volume negócios 73% 39% 44% 51% 51% 51% 50% 50% 50% 49% 49% 49% 49% Equity Research - REN 79 Anexo O.2: Segmento do Gás Natural (2/3) Gás Natural (unid: € 000) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Vendas e Prestações de serviços 262 762 273 776 284 733 295 581 306 262 316 715 326 878 336 685 346 070 354 962 363 291 370 986 377 974 Outros rendimentos operacionais 13 007 13 552 14 095 14 632 15 160 15 678 16 181 16 666 17 131 17 571 17 983 18 364 18 710 Ganhos/(perdas) em joint ventures - - - - - - - - - - - - - Ganhos/(perdas) em associadas 2 778 2 761 2 746 2 731 2 716 2 701 2 686 2 671 2 655 2 638 2 620 2 600 2 683 Total dos proveitos operacionais 278 547 290 089 301 574 312 944 324 138 335 094 345 745 356 023 365 855 375 171 383 894 391 950 399 367 % crescimento 4% 4% 4% 4% 4% 3% 3% 3% 3% 3% 2% 2% 2% Custo de vendas - - - - - - - - - - - - - Fornecimentos e serviços externos (17 926) (18 573) (19 197) (19 793) (20 356) (20 880) (21 358) (21 784) (22 153) (22 457) (22 691) (22 848) (22 920) Gastos com pessoal (22 391) (23 022) (23 670) (24 336) (25 022) (25 726) (26 451) (27 196) (27 961) (28 749) (29 558) (30 391) (31 247) Reversões/(Provisões) do exercício - - - - - - - - - - - - - Imparidade de dívidas a receber (perdas/reversões) - - - - - - - - - - - - - Outros gastos operacionais (8 485) (8 792) (9 087) (9 370) (9 636) (9 884) (10 110) (10 312) (10 486) (10 631) (10 741) (10 815) (10 850) Total dos gastos operacionais (48 802) (50 386) (51 954) (53 499) (55 014) (56 490) (57 918) (59 292) (60 601) (61 837) (62 991) (64 054) (65 017) EBITDA 229 745 239 703 249 620 259 444 269 124 278 605 287 827 296 731 305 255 313 334 320 903 327 896 334 350 % volume negócios 82% 83% 83% 83% 83% 83% 83% 83% 83% 84% 84% 84% 84% Amortizações e depreciações do exercício 94 455 99 571 104 798 110 126 115 540 121 028 126 576 132 166 137 783 143 409 149 026 154 614 160 155 Resultados operacionais (EBIT) 135 290 140 132 144 821 149 318 153 584 157 576 161 251 164 565 167 472 169 925 171 877 173 282 174 196 % volume negócios 49% 48% 48% 48% 47% 47% 47% 46% 46% 45% 45% 44% 44% Equity Research - REN 86 Anexo R.1: Vendas e Prestações de Serviço Eletricidade (3/3) Electricidade (unid: € 000) 2053 2054 2055 2056 2057 Vendas e prestações de serviços 968 109 962 616 955 855 947 793 938 400 RAB anterior a Jan.2009 - - - - - RAB posterior a Jan.2009 5 195 173 5 057 546 4 907 905 4 746 006 4 571 624 RAB sistema gestão global 45 000 45 000 45 000 45 000 45 000 Taxa de remuneração de activos anteriores a Jan.2009 7,55% 7,55% 7,55% 7,55% 7,55% Taxa de remuneração de activos posteriores a Jan.2009 9,06% 9,06% 9,06% 9,06% 9,06% Taxa de remuneração do RAB sistema gestão global 7,56% 7,56% 7,56% 7,56% 7,56% Remuneração de activos anteriores a Jan.2009 - - - - - Remuneração de activos posteriores a Jan.2009 470 683 458 214 444 656 429 988 414 189 Remuneração do RAB sistema gestão geral 3 402 3 402 3 402 3 402 3 402 Depreciação 310 691 315 717 320 563 325 219 329 675 Recuperação OPEX 183 333 185 283 187 233 189 184 191 134 Desvios tarifários e outros incentivos 13 235 13 910 14 658 15 491 16 423 Total981 344 976 526 970 513 963 284 954 823 Equity Research - REN 87 Anexo R.2: Vendas e Prestações de Serviço Gás Natural Gás Natural (unid: € 000) 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Vendas e prestações de serviços 180 633 184 708 170 070 173 459 179 765 186 578 193 942 201 901 210 506 219 811 229 877 240 767 251 744 RAB 960 000 996 700 1 044 900 1 043 139 1 072 988 1 105 820 1 141 896 1 181 501 1 224 950 1 272 586 1 324 784 1 381 958 1 438 425 Taxa de remuneração 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% Remuneração do RAB 76 800 79 736 83 592 83 451 85 839 88 466 91 352 94 520 97 996 101 807 105 983 110 557 115 074 Depreciação 46 028 49 991 52 842 54 603 57 516 60 631 63 966 67 537 71 364 75 468 79 870 84 596 89 460 Recuperação OPEX 57 805 54 981 33 636 35 405 36 410 37 482 38 624 39 844 41 146 42 537 44 024 45 615 47 210 Desvios tarifários (3 728) (7 325) 3 186 - - - - - - - - - - Total176 905 177 383 173 256 173 459 179 765 186 578 193 942 201 901 210 506 219 811 229 877 240 767 251 744 Gás Natural (unid: € 000) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Vendas e prestações de serviços 262 762 273 776 284 733 295 581 306 262 316 715 326 878 336 685 346 070 354 962 363 291 370 986 377 974 RAB 1 493 816 1 547 734 1 599 760 1 649 452 1 696 347 1 739 963 1 779 802 1 815 348 1 846 077 1 871 452 1 890 932 1 903 971 1 910 027 Taxa de remuneração 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% Remuneração do RAB 119 505 123 819 127 981 131 956 135 708 139 197 142 384 145 228 147 686 149 716 151 275 152 318 152 802 Depreciação 94 455 99 571 104 798 110 126 115 540 121 028 126 576 132 166 137 783 143 409 149 026 154 614 160 155 Recuperação OPEX 48 802 50 386 51 954 53 499 55 014 56 490 57 918 59 292 60 601 61 837 62 991 64 054 65 017 Desvios tarifários 22 391 23 022 23 670 24 336 25 022 25 726 26 451 27 196 27 961 28 749 29 558 30 391 31 247 Total262 762 273 776 284 733 295 581 306 262 316 715 326 878 336 685 346 070 354 962 363 291 370 986 377 974 Gás Natural (unid: € 000) 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 Vendas e prestações de serviços 384 182 389 539 381 497 349 542 351 515 352 701 353 058 352 543 351 119 348 750 345 407 341 060 RAB 1 908 559 1 899 036 1 894 765 1 908 734 1 882 778 1 849 742 1 809 323 1 761 239 1 705 235 1 641 083 1 568 587 1 487 583 Taxa de remuneração 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% Remuneração do RAB 152 685 151 923 151 581 152 699 150 622 147 979 144 746 140 899 136 419 131 287 125 487 119 007 Depreciação 165 627 171 010 162 454 128 179 131 704 135 106 138 371 141 484 144 432 147 200 149 776 152 148 Recuperação OPEX 65 871 66 607 67 461 68 665 69 189 69 616 69 941 70 159 70 268 70 264 70 143 69 905 Desvios tarifários ------------ Total384 182 389 539 381 497 349 542 351 515 352 701 353 058 352 543 351 119 348 750 345 407 341 060 Equity Research - REN 88 Anexo S: Custos Operacionais Anexo S.1: Gastos com o Pessoal Gastos com o Pessoal (unid: € 000) 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Custo médio por colaborador (em €)102 466 95 923 100 592 102 604 104 656 106 749 108 884 111 061 113 283 115 548 117 859 120 216 122 621 Nº Colaboradores Electricidade 366 359 316 319 321 324 326 329 331 334 337 339 342 Nº Colaboradores Gás 179 175 164 165 167 168 169 171 172 173 175 176 178 Custo Electricidade 37 503 34 436 31 787 32 682 33 602 34 549 35 522 36 522 37 550 38 608 39 695 40 813 41 962 Custo Gás18 341 16 787 16 497 16 962 17 439 17 930 18 435 18 954 19 488 20 037 20 601 21 181 21 778 Total55 844 51 223 48 284 49 644 51 042 52 479 53 957 55 476 57 038 58 645 60 296 61 994 63 740 Gastos com o Pessoal (unid: € 000) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Custo médio por colaborador (em €)125 073 127 575 130 126 132 729 135 383 138 091 140 853 143 670 146 543 149 474 152 463 155 513 158 623 Nº Colaboradores Electricidade 345 348 350 353 356 359 362 365 368 371 374 377 380 Nº Colaboradores Gás 179 180 182 183 185 186 188 189 191 192 194 195 197 Custo Electricidade 43 144 44 359 45 608 46 892 48 212 49 570 50 966 52 401 53 877 55 394 56 954 58 558 60 207 Custo Gás22 391 23 022 23 670 24 336 25 022 25 726 26 451 27 196 27 961 28 749 29 558 30 391 31 247 Total65 535 67 380 69 278 71 228 73 234 75 296 77 417 79 597 81 838 84 143 86 512 88 949 91 453 Gastos com o Pessoal (unid: € 000) 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 Custo médio por colaborador (em €)161 795 165 031 168 332 171 699 175 133 178 635 182 208 185 852 189 569 193 360 197 228 201 172 205 196 Nº Colaboradores Electricidade 383 386 389 392 395 398 401 405 408 411414 418 421 Nº Colaboradores Gás 199 200 202 203 205 207 208 210 212 213 215 217 Custo Electricidade 61 902 63 645 65 438 67 280 69 175 71 123 73 126 75 185 77 302 79 479 81 717 84 018 86 384 Custo Gás32 126 33 031 33 961 34 918 35 901 36 912 37 951 39 020 40 119 41 249 42 410 43 604 Total94 029 96 676 99 399 102 198 105 076 108 035 111 077 114 205 117 421 120 728 124 127 127 623 86 384 Gastos com o Pessoal (unid: € 000) 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 Custo médio por colaborador (em €)209 300 213 486 217 755 222 110 226 553 231 084 235 705 240 419 245 228 250 132 Nº Colaboradores Electricidade 424 428 431 435 438 442 445 449 452 456 Nº Colaboradores Gás 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Custo Electricidade 88 817 91 318 93 889 96 533 99 252 102 047 104 920 107 875 110 913 114 036 Custo Gás0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total88 817 91 318 93 889 96 533 99 252 102 047 104 920 107 875 110 913 114 036 taxa crescimento nº colaboradores 0,8% taxa crescimento salarial 2,0% Equity Research - REN 89 Anexo S.2: Fornecimentos e Serviços Externos FSE 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Eletricidade 51 147 47 658 41 486 53 440 57 118 60 849 64 626 68 441 72 288 76 156 80 037 83 920 88 116 95 060 101 972 RAB 1 445 000 1 624 400 1 806 100 1 827 955 1 953 749 2 081 359 2 210 551 2 341 069 2 472 636 2 604 952 2 737 695 2 870 523 3 014 071 3 251 573 3 487 992 FSE/RAB 3,54% 2,93% 2,30% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% Gás Natural 33 572 32 765 11 437 12 518 12 876 13 270 13 703 14 178 14 699 15 271 15 897 16 583 17 261 17 926 18 573 RAB 960 000 996 700 1 044 900 1 043 139 1 072 988 1 105 820 1 141 896 1 181 501 1 224 950 1 272 586 1 324 784 1 381 958 1 438 425 1 493 816 1 547 734 FSE/RAB 3,50% 3,29% 1,09% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% Total84 719 80 423 52 923 65 958 69 994 74 118 78 328 82 619 86 987 91 427 95 934 100 503 105 378 112 986 120 544 FSE 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 Eletricidade 108 839 115 649 122 387 129 038 135 589 142 022 148 323 154 473 160 455 166 253 171 847 175 259 175 833 176 249 176 496 RAB 3 722 893 3 955 821 4 186 299 4 413 830 4 637 894 4 857 954 5 073 454 5 283 820 5 488 461 5 686 771 5 878 131 5 994 831 6 014 471 6 028 706 6 037 135 FSE/RAB 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% Gás Natural 19 197 19 793 20 356 20 880 21 358 21 784 22 153 22 457 22 691 22 848 22 920 22 903 22 788 22 737 22 905 RAB 1 599 760 1 649 452 1 696 347 1 739 963 1 779 802 1 815 348 1 846 077 1 871 452 1 890 932 1 903 971 1 910 027 1 908 559 1 899 036 1 894 765 1 908 734 FSE/RAB 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% Total128 036 135 442 142 743 149 918 156 947 163 807 170 475 176 930 183 146 189 101 194 768 198 162 198 622 198 987 199 401 FSE 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 Eletricidade 176 561 176 432 176 098 175 547 174 766 173 745 172 472 170 934 169 121 167 023 164 627 161 925 158 906 155 561 151 881 RAB 6 039 353 6 034 955 6 023 531 6 004 676 5 977 984 5 943 052 5 899 485 5 846 892 5 784 888 5 713 102 5 631 168 5 538 738 5 435 473 5 321 053 5 195 173 FSE/RAB 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% Gás Natural 22 593 22 197 21 712 21 135 20 463 19 693 18 823 17 851 RAB 1 882 778 1 849 742 1 809 323 1 761 239 1 705 235 1 641 083 1 568 587 1 487 583 FSE/RAB 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% 1,20% Total199 154 198 629 197 810 196 682 195 229 193 438 191 295 188 785 169 121 167 023 164 627 161 925 158 906 155 561 151 881 FSE 2054 2055 2056 2057 Eletricidade 147 857 143 483 138 750 133 652 RAB 5 057 546 4 907 905 4 746 006 4 571 624 FSE/RAB 2,92% 2,92% 2,92% 2,92% Gás Natural RAB FSE/RAB Total147 857 143 483 138 750 133 652 Equity Research - REN 90 Anexo S.3: Outros Gastos Operacionais Outros Gastos Operacionais 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 OGO Totais 14 759 14 278 15 558 16 309 17 193 18 104 19 043 20 010 21 004 22 026 23 076 24 156 25 292 RAB 2 405 000 2 621 100 2 851 000 2 871 093 3 026 737 3 187 179 3 352 447 3 522 570 3 697 586 3 877 538 4 062 480 4 252 480 4 452 496 Rácio OGO/RAB 0,61% 0,54% 0,55% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% OGO Electiricdade 8 868 8 849 9 856 10 383 11 098 11 823 12 557 13 298 14 046 14 797 15 551 16 306 17 121 OGO Gas 5 891 5 429 5 702 5 925 6 095 6 281 6 486 6 711 6 958 7 229 7 525 7 850 8 171 Total14 759 14 278 15 558 16 309 17 193 18 104 19 043 20 010 21 004 22 026 23 076 24 156 25 292 Outros Gastos Operacionais 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 OGO Totais 26 956 28 605 30 235 31 840 33 416 34 956 36 455 37 907 39 306 40 645 41 918 43 118 44 240 RAB 4 745 389 5 035 726 5 322 653 5 605 273 5 882 646 6 153 793 6 417 696 6 673 302 6 919 531 7 155 272 7 379 392 7 590 742 7 788 158 Rácio OGO/RAB 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% OGO Electiricdade 18 470 19 813 21 147 22 471 23 780 25 072 26 345 27 595 28 819 30 014 31 177 32 303 33 390 OGO Gas 8 485 8 792 9 087 9 370 9 636 9 884 10 110 10 312 10 486 10 631 10 741 10 815 10 850 Total26 956 28 605 30 235 31 840 33 416 34 956 36 455 37 907 39 306 40 645 41 918 43 118 44 240 Outros Gastos Operacionais 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 OGO Totais 44 894 44 952 45 008 45 136 45 001 44 788 44 494 44 113 43 644 43 081 42 422 41 663 32 860 RAB 7 903 390 7 913 506 7 923 471 7 945 869 7 922 131 7 884 697 7 832 854 7 765 915 7 683 218 7 584 135 7 468 072 7 334 475 5 784 888 Rácio OGO/RAB 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% OGO Electiricdade 34 053 34 165 34 245 34 293 34 306 34 281 34 216 34 109 33 957 33 759 33 511 33 213 32 860 OGO Gas 10 841 10 787 10 763 10 842 10 695 10 507 10 278 10 005 9 686 9 322 8 910 8 450 Total44 894 44 952 45 008 45 136 45 001 44 788 44 494 44 113 43 644 43 081 42 422 41 663 32 860 Outros Gastos Operacionais 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 OGO Totais 32 453 31 987 31 462 30 876 30 226 29 511 28 729 27 879 26 959 25 969 RAB 5 713 102 5 631 168 5 538 738 5 435 473 5 321 053 5 195 173 5 057 546 4 907 905 4 746 006 4 571 624 Rácio OGO/RAB 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% 0,57% OGO Electiricdade 32 453 31 987 31 462 30 876 30 226 29 511 28 729 27 879 26 959 25 969 OGO Gas Total32 453 31 987 31 462 30 876 30 226 29 511 28 729 27 879 26 959 25 969 Equity Research - REN 91 Anexo T: Clientes e outras contas a receber Corrente (1/2) Clientes e... Corrente (unid: € 000) 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Vendas e prestações de serviços 551 478 510 765 530 821 564 705 592 936 625 221 655 014 685 692 717 327 749 944 783 572 818 240 854 003 Contas a receber de clientes236 070 211 852 197 626 228 108 240 168 253 244 265 312 276 980 290 552 303 764 317 384 330 521 345 912 Média de dias de recebimento 156 151 136 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 Outros rendimentos operacionais 25 809 37 806 26 909 27 953 29 351 30 949 32 424 33 942 35 508 37 123 38 788 40 504 42 274 Outras contas a receber 190 457 63 944 29 165 38 682 40 727 42 945 44 992 46 970 49 272 51 512 53 822 56 050 58 660 Média de dias de recebimento 2694 617 396 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 Nº de dias do ano 365 365 365 366 365 365 365 366 365 365 365 366 365 Total426 527 275 796 226 791 266 790 280 895 296 189 310 304 323 950 339 824 355 276 371 206 386 571 404 572 Clientes e... Corrente (unid: € 000) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Vendas e prestações de serviços 897 092 940 271 983 445 1 026 512 1 069 364 1 111 887 1 153 963 1 195 469 1 236 275 1 276 251 1 315 259 1 353 162 1 335 817 Contas a receber de clientes363 365 380 855 397 254 415 787 433 144 450 368 466 134 484 222 500 751 516 943 531 288 548 096 541 070 Média de dias de recebimento 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 Outros rendimentos operacionais 44 407 46 544 48 682 50 813 52 935 55 040 57 122 59 177 61 197 63 176 65 107 66 983 66 124 Outras contas a receber 61 619 64 585 67 366 70 509 73 452 76 373 79 047 82 114 84 917 87 663 90 095 92 946 91 754 Média de dias de recebimento 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 Nº de dias do ano 365 365 366 365 365 365 366 365 365 365 366 365 365 Total424 985 445 440 464 620 486 296 506 596 526 741 545 180 566 336 585 668 604 606 621 383 641 042 632 825 Clientes e... Corrente (unid: € 000) 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 Vendas e prestações de serviços 1 288 729 1 304 294 1 306 002 1 283 295 1 293 969 1 303 262 1 311 086 1 317 351 1 321 975 1 324 875 1 325 976 1 325 204 986 807 Contas a receber de clientes521 997 526 858 528 994 519 796 524 120 526 442 531 053 533 591 535 463 535 172 537 084 536 771 399 704 Média de dias de recebimento 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 Outros rendimentos operacionais 63 793 64 564 64 648 63 524 64 053 64 513 64 900 65 210 65 439 65 583 65 637 65 599 48 848 Outras contas a receber 88 520 89 344 89 706 88 147 88 880 89 274 90 056 90 486 90 804 90 754 91 078 91 025 67 782 Média de dias de recebimento 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 Nº de dias do ano 365 366 365 365 365 366 365 365 365 366 365 365 365 Total610 517 616 203 618 700 607 943 613 000 615 715 621 108 624 077 626 267 625 926 628 162 627 797 467 486 Equity Research - REN 92 Anexo T: Clientes e outras contas a receber Corrente (2/2) Clientes e... Corrente (unid: € 000) 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 Vendas e prestações de serviços 988 514 989 225 988 899 987 500 984 992 981 344 976 526 970 513 963 284 954 823 Contas a receber de clientes399 302 400 684 400 552 399 985 397 879 397 492 395 540 393 104 389 110 386 749 Média de dias de recebimento 148 148 148 148 148 148 148 148 148 148 Outros rendimentos operacionais 48 932 48 968 48 951 48 882 48 758 48 578 48 339 48 041 47 683 47 265 Outras contas a receber 67 713 67 948 67 925 67 829 67 472 67 406 67 075 66 662 65 985 65 585 Média de dias de recebimento 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 Nº de dias do ano 366 365 365 365 366 365 365 365 366 365 Total467 015 468 631 468 477 467 814 465 351 464 898 462 615 459 767 455 095 452 334 Equity Research - REN 93 Anexo U: Fornecedores e outras contas a pagar Corrente (1/2) Fornecedores e... Corrente 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Custos diversos 240 571 151 800 129 148 120 771 137 249 142 966 147 339 150 538 153 869 156 753 160 289 163 410 167 536 Contas a pagar 290 133 298 914 359 217 310 251 325 345 309 522 288 714 263 328 238 276 189 046 193 311 196 538 202 051 Média de dias de pagamento 440 719 1015 940 865 790 715 640 565 440 440 440 440 CAPEX 466 000 442 400 349 300 207 112 352 195 366 946 382 159 397 854 414 054 430 786 448 079 465 968 478 148 Contas a pagar a fornedores de imobilizado 129 593 133 892 117 111 63 067 107 539 112 043 116 688 121 149 126 427 131 536 136 816 141 890 145 998 Média de dias de recebimento 102 110122 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 Nº de dias do ano 365 365 365 366 365 365 365 366 365 365 365 366 365 Total419 726 432 806 476 328 373 318 432 884 421 565 405 402 384 476 364 703 320 582 330 127 338 427 348 049 Fornecedores e... Corrente 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Custos diversos 176 736 186 765 196 817 209 588 219 176 228 644 247 332 257 815 268 069 278 066 288 124 305 191 313 480 Contas a pagar 213 147 225 242 236 716 252 767 264 330 275 749 297 472 310 930 323 296 335 353 346 533 368 066 378 062 Média de dias de pagamento 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 CAPEX 489 895 501 147 511 840 521 913 531 302 539 946 547 784 554 754 560 800 565 866 569 897 572 845 574 662 Contas a pagar a fornedores de imobilizado 149 585 153 020 155 858 159 361 162 228 164 867 166 803 169 389 171 235 172 781 173 537 174 912 175 467 Média de dias de recebimento 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 Nº de dias do ano 365 365 366 365 365 365 366 365 365 365 366 365 365 Total362 732 378 262 392 575 412 128 426 557 440 616 464 275 480 318 494 530 508 134 520 070 542 978 553 530 Fornecedores e... Corrente 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 Custos diversos 316 883 317 342 318 456 321 545 321 625 321 556 320 093 318 138 313 737 310 717 307 137 302 982 261 975 Contas a pagar 382 167 381 675 384 064 387 789 387 885 386 742 386 037 383 680 378 373 373 706 370 412 365 401 315 947 Média de dias de pagamento 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 CAPEX 506 509 413 065 410 671 395 154 358 871 354 898 350 057 344 347 337 771 330 335 322 050 312 932 238 337 Contas a pagar a fornedores de imobilizado 154 657 125 781 125 394 120 656 109 578 108 068 106 886 105 143 103 135 100 589 98 335 95 551 72 774 Média de dias de recebimento 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 Nº de dias do ano 365 366 365 365 365 366 365 365 365 366 365 365 365 Total536 824 507 455 509 458 508 445 497 463 494 811 492 924 488 823 481 508 474 295 468 747 460 952 388 721 Equity Research - REN 94 Anexo U: Fornecedores e outras contas a pagar Corrente (2/2) Fornecedores e... Corrente 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 Custos diversos 252 501 249 419 245 966 242 120 237 871 234 206 229 077 223 504 217 484 211 002 Contas a pagar 303 689 300 804 296 640 292 002 286 092 282 456 276 271 269 550 261 573 254 472 Média de dias de pagamento 440 440 440 440 440 440 440 440 440 440 CAPEX 234 414 230 018 225 150 219 811 214 005 207 739 201 017 193 850 186 247 178 220 Contas a pagar a fornedores de imobilizado 71 380 70 234 68 747 67 117 65 166 63 431 61 379 59 190 56 713 54 418 Média de dias de recebimento 111 111 111 111 111 111 111 111 111 111 Nº de dias do ano 366 365 365 365 366 365 365 365 366 365 Total375 069 371 037 365 387 359 119 351 258 345 887 337 650 328 740 318 287 308 890 Equity Research - REN 95 Anexo V: Empréstimos (1/2) Dívida (unid: € 000) 2009 2010 2011 2012 P 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Caixa 69 888 138 598 69 406 28 329 169 482 216 770 162 825 133 160 68 244 24 539 21 102 21 060 20 737 Empréstimos não correntes1 711 320 1 910 650 2 354 032 2 483 458 2 683 458 2 883 458 2 996 254 3 112 363 3 231 812 3 403 781 3 531 854 3 716 332 3 849 113 Empréstimos correntes497 456 347 134 53 587 61 500 61 086 65 639 68 206 103 808 107 793 111 889 151 800 146 875 193 216 Activo Fixo Tangível 3 451 876 3 722 058 3 888 649 3 908 742 4 064 386 4 224 828 4 390 096 4 560 219 4 735 235 4 915 187 5 100 129 5 290 129 5 479 141 Empréstimos não correntes/Activo fixo tangível 49,6% 51,3% 60,5% 63,5% 66,0% 68,3% 68,3% 68,3% 68,3% 69,3% 69,3% 70,3% 70,3% Empréstimos correntes/ Empréstimosnão correntes 29,1% 18,2% 2,3% 2,5% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 2,3% 3,0% 2,8% 3,5% Dívida líquida 2 138 888 2 119 186 2 338 213 2 516 629 2 575 062 2 732 327 2 901 635 3 083 011 3 271 361 3 491 132 3 662 553 3 842 146 4 021 592 D/E 330,88% 336,49% 331,22% 336,67% 342,93% 349,98% 349,49% 354,40% 357,14% 362,96% 372,35% 383,08% 393,50% D/(D+E) 76,79% 77,09% 76,81% 77,10% 77,42% 77,78% 77,75% 77,99% 78,12% 78,40% 78,83% 79,30% 79,74% Dívida (unid: € 000) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Caixa 21 812 23 179 22 069 24 543 23 050 24 433 25 685 22 141 22 166 25 840 20 608 25 567 24 929 Empréstimos não correntes3 980 665 4 110 422 4 237 783 4 362 119 4 482 769 4 599 044 4 710 231 4 815 590 4 914 360 5 005 763 5 089 003 5 163 271 5 265 687 Empréstimos correntes233 818 270 695 303 212 327 011 355 199 384 052 373 223 381 571 389 397 396 639 388 747 357 671 334 783 Activo Fixo Tangível 5 666 403 5 851 109 6 032 406 6 209 395 6 381 138 6 546 654 6 704 927 6 854 903 6 995 501 7 125 611 7 244 101 7 349 821 7 495 607 Empréstimos não correntes/Activo fixo tangível 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% 70,3% Empréstimos correntes/ Empréstimosnão correntes 4,1% 4,6% 5,0% 5,3% 5,6% 5,9% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6% 5,4% 4,9% 4,5% Dívida líquida 4 192 671 4 357 938 4 518 927 4 664 586 4 814 918 4 958 664 5 057 768 5 175 020 5 281 591 5 376 563 5 457 142 5 495 375 5 575 541 D/E 402,25% 409,61% 415,87% 418,83% 423,28% 427,12% 420,58% 419,45% 417,44% 414,64% 409,85% 398,75% 393,88% D/(D+E) 80,09% 80,38% 80,62% 80,73% 80,89% 81,03% 80,79% 80,75% 80,67% 80,57% 80,39% 79,95% 79,75% Equity Research - REN 102 Anexo Z.2: Cash Flows Livres Descontados Gás Natural (2/2) Gás Natural 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 EBITDA 302 302 303 111 303 147 302 373 300 750 298 247 294 832 290 478 Amortizações 131 704 135 106 138 371 141 484 144 432 147 200 149 776 152 148 EBIT 170 599 168 005 164 776 160 888 156 318 151 047 145 055 138 330 Imposto sobre Resultado Operacional (53 739) (52 922) (51 905) (50 680) (49 240) (47 580) (45 692) (43 574) Taxa de imposto considerada 31,5% 31,5% 31,5% 31,5% 31,5% 31,5% 31,5% 31,5% NOPLAT (1)116 860 115 083 112 872 110 208 107 078 103 467 99 363 94 756 % volume de negócios 31,5% 30,9% 30,3% 29,6% 28,9% 28,1% 27,2% 26,3% Amortizações 131 704 135 106 138 371 141 484 144 432 147 200 149 776 152 148 Cash Flow Operacional 248 564 250 189 251 243 251 693 251 510 250 667 249 139 246 904 Investimento em Imobilizado (105 747) (102 070) (97 952) (93 400) (88 428) (83 048) (77 280) (71 144) Investimento em Fundo de Maneio 12 087 1 759 2 266 2 030 2 470 1 628 1 838 1 508 Cash Flow Livre 130 729 146 360 151 025 156 262 160 612 165 991 170 021 174 252 Factor de actualização 4,452 4,705 4,973 5,255 5,554 5,870 6,204 6,557 Cash Flow Livre Descontado 29 366 31 108 30 372 29 734 28 918 28 278 27 406 26 577 (1) - Resultado Operacional Líquido deduzido de Impostos ajustados Gás Natural Valor Residual Cash Flow Livre 1 802 747 Factor de atualização 6,557 Cash Flow Livre Descontado 274 955