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Da formação da equipe do Ministério de Minas e Energia à crise de algumas distribuidoras e passando pelas críticas à privatização da Eletrobras (ELET3;ELET6), o noticiário sobre elétricas segue movimentado, com fatores de risco no radar.
Com a discussão sobre a potencial mudança no modelo de renovação dos contratos das distribuidoras voltando a ganhar força esse ano no novo governo, o Credit Suisse analisou os contratos de concessão, a legislação, o histórico de renovações e fez a avaliação dos possíveis cenários e as empresas mais expostas.
Os contratos podem ser renovados nos mesmos modelos de 2015 e 2019, mas alternativamente o governo poderia (i) recomendar a renovação com condições/contratos diferentes; (ii) recomendar a relicitação das concessões.
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Em todos os casos, as distribuidoras precisariam ser reembolsadas por investimentos não-amortizados, enquanto a alternativa de novos leilões traz incertezas e aumenta percepção de risco.
“Acreditamos que as operadoras atuais provavelmente vão manter seus contratos atuais, com metas regulatórias mais rígidas. A opção de rescisão de contrato é controversa, considerando que os valores de reembolso são significativos”, aponta.
Os analistas destacam que a Neoenergia (NEOE3) e a Energisa (ENGI11) são as mais impactadas no curto prazo, com um total de 9 contratos com término de 2027-2031.
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A EDP (Energias do Brasil ENBR3) é a que tem o primeiro contrato a terminar (2025), então o governo deve dar alguma indicação (guidance) antes de fevereiro de 2024. Uma vez dado o primeiro guidance, o banco acredita que o mercado vai antecipar a mesma abordagem para todas as concessões.
Na avaliação do Credit, o desempenho abaixo do segmento de distribuição de energia parece já precificar uma parte importante da incerteza em relação à renovação e os modelos atuais do banco consideram uma chance de 50% de renovação (sendo 50% do valor terminal vindo do RAB – base de ativos regulatórios – e 50% vindo da perpetuidade).
Assim, veem a maioria das empresas oferecendo retornos acima do normal, como CPFL (CPFE3) com Taxa Interna de Retorno (TIR) real de 14% e Energisa (13% de TIR real).
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Mesmo empresas menos expostas ao risco entre as distribuidoras, como a Equatorial (EQTL3), também parecem negociar com retorno excessivo (10,5% de TIR real) em relação aos níveis históricos.
Light mais afetada, segundo BBA
O Itaú BBA também fez uma análise dos mais impactados sobre o tema de renovação das concessões de distribuição (excluindo EDP e Energisa da análise, por estarem restritos em ambos os nomes).
A magnitude do impacto para cada empresa dependerá da data de vencimento das concessões e da participação do negócio de distribuição no valor justo de cada empresa. Dito isso, o Itaú BBA apontou dois cenários distintos: i) renovação da concessão com desconto RAB; ii) novo leilão de concessão, assumindo a devolução do RAB ao final de cada contrato.
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Entre as empresas que têm concessões com vencimento até 2030, a Light (LIGT3) seria a a mais afetada no contexto de um corte da base de ativos regulatórios, ou RAB, enquanto a Equatorial seria a menos impactada.
O impacto para a Light seria de 7,5% no preço-alvo, seguida pela Neoenergia, CPFL e depois pela Equatorial (3,6%, 2,9% e 1,7%, respectivamente). A Equatorial está mais protegida que os outros players, já que apenas duas de sete concessões expiram até 2030 (Maranhã e Pará).
“Este resultado, a nosso ver, desestimula investimentos, contrariando a meta do governo de melhorar a qualidade do
atendimento e geração de empregos. Além disso, o impacto nas tarifas dos consumidores seria muito baixo, uma vez que
o negócio de distribuição representa apenas entre 20% e 25% da tarifa final”, afirmam os analistas.
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Para o BBA, um novo leilão de concessão seria o pior cenário. CPFL, Equatorial e Neoenergia teriam um impacto negativo mais significativo em seu preço-alvo, enquanto a Light seria a exceção e veria um impacto positivo. “No caso da Light, o retorno da base de ativos regulatórios ao final da concessão em 2026 geraria mais valor do que perpetuar a concessão nos parâmetros regulatórios vigentes, salvo se o regulador estabelecer melhores condições em eventual revisão tarifária extraordinária. Vemos chances muito baixas desse cenário acontecer”, avaliam os analistas.
O banco não alterou sua visão sobre o processo de renovação da concessão das distribuidoras. “Em nossa visão, os termos provavelmente serão justos e não devem implicar em nenhuma destruição de valor significativa para as empresas”, apontam.
O modelo de tarifas do segmento é totalmente regulado, com reajustes tarifários a cada 4-5 anos, para compartilhar ganhos de eficiência com os consumidores.
“A nosso ver, não faz sentido cobrar um bônus de concessão ou dar um desconto significativo no RAB para renovar uma concessão de distribuição, pois o retorno é regulado e os custos e perdas regulatórios são ajustados a cada reposição tarifária, com a distribuidora partilhando os ganhos de eficiência com os seus consumidores”, aponta.
Os analistas do BBA reiteraram a sua preferência por distribuidoras em relação a geradoras e transmissoras, com a Equatorial sendo a preferida.
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