Publicidade
Mudanças no Projeto de Lei de Reforma do Setor Elétrico (MP 1.304) movimentaram as ações do setor de energia na última terça-feira (28), com algumas decepções para o mercado com a divulgação da minuta da MP.
Isso porque havia a esperança de que se encontrasse uma solução definitiva para as restrições de energia. O texto foi uma decepção nesse sentido, abordando apenas parcialmente o tema. Além disso, houve uma inclusão de última hora do repasse dos benefícios fiscais da Sudam/Sudene aos consumidores, algo que foi uma surpresa para todos os players (que debateram extensivamente esse tema ao longo do processo de renovação da concessão com o Poder Executivo). O repasse não constava no texto original e não foi debatido com o setor nos últimos meses.
Assim, na véspera, as ações da Equatorial (EQTL3), Energisa (ENGI11) e Neoenergia (NEOE3) sofreram uma queda repentina e fecharam com baixa entre 2% e 3% após o mercado perceber que a MP incluía o artigo inesperado que, se mantido, eliminaria o incentivo fiscal da Sudam/Sudene para ativos de distribuição de energia elétrica a partir da próxima revisão tarifária das distribuidoras.
Oportunidade com segurança!
O incentivo, concedido às distribuidoras de energia elétrica (bem como a outras empresas/indústrias) que operam no Norte/Nordeste, reduz a alíquota do Imposto de Renda e Previdência Social paga por essas empresas para aproximadamente 15%, em comparação com o patamar normal de 34%.
Ibovespa Hoje Ao Vivo: Bolsa sobe, renova máxima e chega aos 148 mil pontos
Bolsas dos EUA operam mistas à espera de decisão do FED
Dólar hoje recua à espera da decisão de juros nos EUA
Com um corte de juros amplamente esperado, as atenções se voltam para o tom do discurso do presidente do Fed, Jerome Powell
Conforme destaca o Bradesco BBI, o objetivo desse incentivo fiscal concedido pelo Governo é incentivar investimentos nessas regiões e tem sido historicamente crucial para fomentar o crescimento econômico nas regiões menos desenvolvidas do Norte e Nordeste.
“Após verificações, parece que a introdução de um artigo na Medida Provisória 1.304 visando eliminar o incentivo fiscal da Sudam/Sudene para distribuidoras de energia elétrica (que não afeta nenhum outro segmento do setor elétrico ou outras indústrias) é provavelmente uma iniciativa da agência reguladora ANEEL”, ressalta o BBI. A agência há muito tempo argumenta que o WACC – custo médio ponderado de capital, a taxa que uma empresa deve pagar, em média, a todos os seus detentores de títulos para financiar seus ativos – regulatório concedido por ela para remunerar a aplicação de investimentos pelas empresas é suficiente para incentivar os investimentos.
Continua depois da publicidade
Conforme destaca o BTG Pactual, o argumento político a favor do repasse do benefício para as tarifas é que há uma redução de 2,1% nas tarifas finais. O benefício fiscal, porém, também acarreta passivos (os ganhos são retidos e devem ser reinvestidos na região). As empresas podem optar por abrir mão dos benefícios para liberar seus recursos alocados.
Se for esse o caso, os consumidores não seriam beneficiados, mas as concessões (e os estados) perderiam capex e as empresas perderiam o VPL (Valor Presente Líquido). “É uma situação em que todos perdem”, avalia o banco.
Os analistas ressaltam que “esse tema surge e desaparece e sempre teve o mesmo destino” – e que esperam o mesmo agora.
Caso o texto seja aprovado como está, os preços-alvo do BTG para as principais distribuidoras cairiam da seguinte forma: (i) Equatorial de R$ 46 para R$ 42; (ii) Energisa de R$ 66 para R$ 60; (iii) Neoenergia de R$ 39 para R$ 36.
A Medida Provisória 1.304 precisa ser votada até 7 de novembro para não perder a validade.
O BBI também não acredita que a Medida Provisória seja aprovada, uma vez que o ganho com a redução das tarifas de energia elétrica para a população das regiões Norte e Nordeste provavelmente seria mais do que compensado pela potencial desaceleração dos investimentos desses grupos de empresas (provável argumento/reação das distribuidoras caso o benefício fiscal seja cancelado).
Continua depois da publicidade
“O relator do projeto é o Senador Eduardo Braga, do Amazonas, e acreditamos que esse tema (fomento a investimentos no Norte/Nordeste) seja relevante a um grande número de políticos no Congresso, que provavelmente entrarão no debate tentando fazer ajustes antes da votação do projeto até 7 de novembro”, aponta.
O BBI destaca o seu cenário principal para os modelos para Equatorial, Energisa e NeoEnergia, incluindo incentivos fiscais da Sudam/Sudene por até cerca de 20 anos para as distribuidoras que operam nas regiões Norte/Nordeste (assumindo a data de expiração do incentivo fiscal atual concedidomais uma extensão adicional de 10 anos).
Se o subsídio fiscal da Sudam/Sudene for de fato eliminado, o impacto no VPL (Valor Presente Líquido) seria:
Continua depois da publicidade
•Energisa: 15% do VPL (as subsidiárias afetadas incluem EPB, ETO, ESE, EMT, EAC e ERO). O impacto é maior por não haver proteção de outros negócios, como no caso da Equatorial, que atua no saneamento (Sabesp) e na geração (Echo).
•Equatorial: 10% VPL (as subsidiárias afetadas incluem CEMAR, CELPA, CEPISA, CEAL e CEA).•Neoenergia: 15% VPL (as subsidiárias afetadas incluem Coelba, Cosern e Celpe).
“Para deixar claro, neste cenário, as unidades de distribuição da Copel, Cemig e CPFL não seriam afetadas, pois já pagam a alíquota integral de 34% do imposto de renda pessoa jurídica (equivalente à alíquota usada para estimar seu WACC regulatório e a receita exigida nas revisões tarifárias)”, avaliam.
Continua depois da publicidade
O Itaú BBA destaca que o documento apresentado revisita temas já bastante debatidos, que aumentam a inflexibilidade da rede elétrica brasileira, sem, contudo, apresentar uma solução definitiva para o controle de geração e as assimetrias nos subsídios à geração distribuída. “Portanto, é crucial que os investidores acompanhem de perto os próximos passos desta medida legal e permaneçam cautelosos quanto aos seus potenciais desfechos”, avalia.
O BBA vê que as mudanças introduzidas têm impactos mistos: i) afetando negativamente as distribuidoras expostas às regiões Norte e Nordeste do Brasil (as já citadas Equatorial, Energisa e Neoenergia) caso se concretizem; ii) aumentam a inflexibilidade da rede, impactando negativamente os preços da energia e criando condições menos favoráveis para empresas como Eletrobras (ELET3) e Copel (CPLE6), além de reduzir o volume disponível para o próximo leilão de capacidade de reserva, o que poderia diminuir as oportunidades de novos projetos para a Eneva (ENEV3); iii) não abordam o principal efeito do controle de geração (razões energéticas) com uma diretriz clara para a integração da geração distribuída em uma solução sistêmica, apresentando, assim, desafios para empresas como Auren (AURE3) e Engie (EGIE3).
Por outro lado, algumas partes do texto também beneficiam certas empresas: i) o limite para a redução do consumo energético firme diminui a probabilidade de revisões para baixo nos ativos hidrelétricos, beneficiando empresas como a Eletrobras; ii) a renovação antecipada das concessões de usinas hidrelétricas pode representar uma oportunidade positiva para empresas como a Cemig (CMIG4), a Engie e a Auren, que possuem grandes ativos com concessões que expiram na próxima década; iii) finalmente, incorpora uma melhor compreensão das restrições operacionais nos modelos de precificação de energia, adicionando uma tendência de alta a esse dado relevante, beneficiando empresas como a Eletrobras e a Copel.
Continua depois da publicidade
Petróleo e gás também afetados
Cabe ressaltar ainda os efeitos para o setor de petróleo e gás, como ressalta a XP Investimentos.
A nova versão do projeto de lei inclui alterações na metodologia de cálculo dos preços de referência do petróleo utilizados nos royalties e no imposto de participação especial (IPE).
“A adição de disposições que afetam o setor de petróleo upstream (exploração e produção) não era esperada, uma vez que a MP 1304 se concentra principalmente na regulamentação das concessionárias de energia elétrica.
Se aprovado como está, o projeto de lei poderia gerar uma receita adicional de R$ 7,5 bilhões por ano para o governo, mas também aumentaria a carga tributária sobre as empresas de E&P.
A XP explica que o projeto de lei fornece uma descrição breve, mas abrangente, da mudança proposta na metodologia de preços de referência. Atualmente, os preços de referência são publicados pela ANP com base em uma fórmula que considera o valor da gama de produtos de cada fluxo de petróleo (por exemplo, maior peso dos preços dos derivados mais leves para os petróleos mais leves).
O novo projeto de lei diz que os preços de referência seriam baseados na “média dos preços publicados por agências internacionalmente reconhecidas”. O texto não fornece detalhes sobre a metodologia de cálculo, o que, em nossa opinião, gera uma incerteza significativa sobre sua interpretação. “Acreditamos que o pior cenário possível seria o governo calcular os royalties e o IPE com base nos preços do Brent em todos os ativos produtores”, avalia.
Para quantificar o risco potencial, a XP apontou justamente o pior cenário possível, no qual todos os fluxos de petróleo bruto são precificados como Brent.
Nesse cenário – que acredita ser improvável –, a Brava (BRAV3) seria a mais afetada.
O banco estima que o desconto atual em relação ao Brent seja de cerca de 8% para a Petrobras (PETR3;PETR4), cerca de 16% para a PRIO (PRIO3), cerca de 22% para a Brava (BRAV3) e cerca de 7% para a PetroRecôncavo (RECV3).
Com base em suas respectivas produções, estima os seguintes impactos:
Petrobras – de cerca de US$ 615 milhões, ou queda de 0,8 ponto percentual (p.p.) do rendimento do fluxo de caixa livre ao acionista (FCFE yield);
PRIO – de cerca de US$ 45 milhões, ou 0,8 p.p. de FCFE yield;
Brava – de cerca de US$ 35 milhões, ou -2,9 p.p. de FCFE yield e
PetroRecôncavo – de US$ 3 milhões, ou -0,4 p.p. de FCFE yield.
“Nesse cenário, a Brava seria a mais afetada, já que o preço de referência de seu petróleo bruto mais pesado e menos valioso apresenta o maior desconto em relação ao Brent. A RECV seria a menos afetada, ainda mais considerando que já vende a maior parte de sua produção para refinarias domésticas”, aponta.
Contudo, conforme aponta o BBA, dadas as inúmeras mudanças introduzidas e seus impactos significativos nas teses de investimento, é importante acompanhar de perto os próximos passos desta discussão. A comissão que debaterá este relatório deverá se reunir ainda nesta quarta.