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Na noite do último dia 22 de junho, após meses de discussões entre o governo e os agentes do setor, o Ministério de Minas e Energia (MME) abriu audiência pública com a proposta inicial do governo federal para as condições de renovação das concessões das distribuidoras com prazos entre 2025 e 2031. A audiência pública terá duração de 30 dias.
O processo definirá as condições para a prestação dos serviços a mais da metade dos consumidores brasileiros em meio à modernização do setor e rediscussão do papel das distribuidoras. Amplamente aguardadas, as diretrizes propostas pelo poder concedente vieram mais ou menos alinhadas às expectativas do mercado, com um viés mais “pró-consumidor”.
Como o processo de renovação dos contratos não prevê novas licitações ou pagamentos de bônus de outorga, o governo sugeriu investigar se as concessões atuais possuem “excedentes econômicos” que poderiam ser transferidos aos consumidores, como forma de beneficiá-los.
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Esse é um ponto de atenção destacado pelos analistas de mercado e que pode ser um risco para as distribuidoras. Contudo, cabe destacar que as ações das empresas do segmento mais impactadas por essas discussões têm uma sessão de fortes ganhos na Bolsa, enquanto o índice de energia da B3 (IEE), avançava cerca de 3% na reta final da sessão, ante uma quase estabilidade do Ibovespa. A avaliação de que muitas discussões ainda devem acontecer e que o progresso para as renovações tão aguardadas estão acontecendo guia uma alta dos papéis.
Equatorial (EQTL3, R$ 31,50, +5%), CPFL (CPFE3, R$ 33,70, +6,24%), Neoenergia (NEOE3, R$ 20,29, +4,21%), Energisa (ENGI11, R$ 48,34, +5,99%) saltaram entre 4% e 6,5% e estão entre os ativos mais impactados pelas discussões das renovações.
A nota técnica inicial divulgada pelo governo sugere muitos termos para o processo de renovação da concessão das distribuidoras, mas ainda em uma abordagem preliminar para iniciar a discussão durante o período de audiência pública. Se for bem-sucedida, a empresa atendida com a renovação poderá operar na concessão por mais 30 anos, mudar a indexação de seus contratos do IGP-M para o IPCA e se comprometer com as metas estabelecidas de qualidade e investimentos.
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Entre as declarações feitas ao longo da nota, o Credit Suisse destaca o discurso do ministério sobre a manutenção das boas operadoras em suas respectivas concessões, favorecendo assim a renovação para tais casos, pois reconhece que uma transferência no negócio de distribuição pode representar um risco no serviço prestado. Por outro lado, os requisitos adotados para identificar players eficientes podem se traduzir na venda de distribuidoras que não prestem um bom serviço ou sejam economicamente inviáveis.
Entre os analistas, o destaque fica para a proposta de renovação da concessão, que contempla também contrapartidas sociais destinadas a programas de eficiência energética. Apesar da falta de detalhes, avalia o Credit, a nota inclui possíveis destinos para (i) aumento da eficiência de prédios públicos; (ii) reduções de perdas não técnicas; (iii) programas de desenvolvimento em comunidades de baixa renda; (iv) modernização do sistema de medição; e (v) instalação de painéis solares com foco na redução do custo de abastecimento alternativo de água.
Sobre as potenciais fontes de financiamento, o governo cita (i) o excesso de retornos sobre os parâmetros regulatórios; (ii) recursos de benefícios fiscais (como Sudam e Sudene); (iii) outras receitas e (iv) orçamentos de programas de eficiência energética.
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Conforme destaca a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), 20 concessões estão prestes a vencer neste período, o que representa cerca de 64% do mercado total em número de clientes. Dentre as elegíveis, destacam-se a Celpa e Cemar da Equatorial (EQTL3), EMT e EMS da Energisa (ENGI11), Coelba da Neoenergia (NEOE3) e CPFL Paulista (da CPFL CPFE3) pela relevância dentro de seus respectivos grupos de controle.
Segundo o jornal Valor, a previsão é que os contratos sejam assinados ainda este ano. O setor defende que a renovação das concessões de distribuição seja semelhante ao processo que ocorreu na década passada com cessão não onerosa, ou seja, sem pagamento de outorga pelas companhias. O tema ganha urgência porque a primeira concessão a expirar é da EDP Espírito Santo, que vence em 2025 e as regras para a renovação das concessões já deveriam ter sido estabelecidas desde julho de 2022. No mesmo ano vence a concessão da Light (LIGT3), que atende o Rio de Janeiro e cuja renovação é de especial interesse da empresa para renegociação de dívidas com credores. Os ativos LIGT3 subiram 2,62% na sessão, a R$ 8,63.
Impacto nas ações
Dentre as ações de cobertura do Credit Suisse, a Neoenergia é a mais afetada pela proposta atual, pois 4 de suas 5 unidades de distribuição têm prazos de vencimento entre 2025 e 2031, o que representa 70% do lucro antes de juros, impostos, depreciações e amortizações (Ebitda, na sigla em inglês) total da companhia, seguida pela Energisa (58%), CPFL Energia (51%) e por último pela Equatorial (40%).
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Para os analistas do banco suíço, a nota técnica divulgada pelo governo ainda abre espaço para uma série de possibilidades, que devem ser abordadas durante a audiência pública. O valor das contrapartidas sociais necessárias e as fontes de financiamento são fundamentais para determinar a viabilidade da prorrogação dos contratos.
Na avaliação do Itaú BBA, a metodologia para capturar o excedente econômico potencial das operadoras pode ser
errôneo, sendo esse o maior risco no radar para as distribuidoras. “Como esperado, a consulta pública levanta uma questão sobre se há excedente econômico a ser capturado no processo de renovação da concessão”, avalia.
O banco aponta que a proposta para verificar se há esse superávit é muito simplista e o resultado pode ser enganoso. Isso porque parte do excesso de lucros recentes registrados pelas empresas do segmento se deve ao alto IGP-M dos últimos anos, o que não deve ser visto como recorrente. “A nosso ver, este item é o de maior risco proposto no nota, e com base em discussões recentes que realizamos com a (ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica) e outros players , pensamos ser provável que enfrente forte resistência e percepções adversas”, avalia.
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Para o Morgan Stanley, os termos iniciais propostos para as renovações das concessões trazem potenciais obstáculos para as distribuidoras, como esperado. No entanto, uma versão final deve convergir para condições mais razoáveis, possibilitando a renovação antecipada, ou adiando a discussão para o próximo governo federal.
“O mercado já esperava uma proposta com condições que pudessem penalizar o desempenho econômico das distribuidoras; portanto, não é uma surpresa. Acreditamos que a captura do superávit econômico das distribuidoras (mesmo que parcialmente), entre as propostas mais negativas e irrealistas até agora, vai contra um dos pilares do marco regulatório, que visa incentivar as concessionárias a buscar eficiências constantemente”, avalia o Morgan.
Segundo os analistas do banco americano, calibrar o compartilhamento de eficiências das empresas com os consumidores finais é papel da agência reguladora (Aneel), que possui diferentes mecanismos para discutir tais condições e implementá-las (por exemplo, revisões tarifárias periódicas). Além disso, tais termos são inconsistentes com as condições de renovação de dois terços das concessões de distribuição do Brasil, renovadas em 2015. “Por fim, não acreditamos que as empresas estariam dispostas (ou mesmo capazes) de aceitar esses termos”, apontam.
Para o Bradesco BBI, há pontos positivos na proposta “mas, como sempre, o diabo mora nos detalhes”, avalia. Os analistas da casa destacam não ser possível quantificar ainda o “custo implícito” para estender concessões uma vez que o tamanho e
as fontes de financiamento do capex “social” necessário para isso precisam ser determinadas.
De acordo com a proposta, de 4 fontes potenciais de financiamento de capex social, 2 viriam aparentemente do “bolso dos investidores”, sendo a principal surpresa negativa a potencial captação de incentivos fiscais Sudam/Sudene, que se aplicam a algumas concessões de Equatorial, Energisa e Neoenergia. “Em nossa estimativa, a eliminação total dos benefícios fiscais Sudam/Sudene a partir de 2024 tem impactos negativos de 14% do market cap de Neonergia, em 8% de Energisa e em 7% de Equatorial”, avaliam.
O que esperar
O BBA ressalta que, nos últimos meses, tem visto o processo de renovação das distribuidoras como o maior passivo do setor, obscurecendo as perspectivas para muitos players. Algumas das mudanças contempladas estão de acordo com as suas
expectativas, enquanto outras estão mal direcionadas, avaliam.
“Ainda haverá um longo caminho até os termos finais serem publicados e, portanto, vemos espaço para mudanças significativas à medida que o debate avança. Achamos que as distribuidoras têm bons argumentos para provar que a regulação captura o excedente econômico”, avalia. O banco aponta preferência por Equatorial, mas também gosta de Energisa e CPFL entre as distribuidoras.
O Morgan Stanley, por sua vez, mantém preferência por Energisa e também gosta de Equatorial, com visão positiva apoiada por uma visão atrativa de perfil de risco-retorno.
” Acreditamos que, se os termos finais não forem razoáveis, as distribuidoras não anteciparão a renovação dessas concessões e provavelmente aguardarão para discutir os termos com o próximo governo federal. Nesse cenário, os investimentos sociais não serão executados em larga escala”, avaliam os analistas do banco.
Ilustrativamente, a Energisa, nome mais exposto da cobertura do Morgan, já está descontando um cenário extremo, como se nenhuma de suas concessões fosse renovada e fosse devolvida ao governo federal. “Nosso preço-alvo atual de R$ 60 por ação pressupõe que as concessões sejam renovadas sem encargos; mas, se a Energisa devolver todas as concessões (recebendo RAB líquido após impostos como indenização), nosso valor justo seria reduzido para R$ 45 por ação, patamar em que negociada atualmente. Portanto, acreditamos que isso torna a recompensa de risco altamente distorcida para cima”, avalia.
(com Reuters)
