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O “dia D” das distribuidoras está mais próximo. Ainda para esta semana, é esperada a divulgação da nota técnica da tão aguardada consulta pública para discutir os prazos de renovação das concessões de quase 20 distribuidoras.
Essas distribuidoras – que têm suas concessões expirando entre 2025 e 2031 – entregaram receitas agregadas de R$ 122 bilhões em 2022 e têm um RAB (base de ativos regulatórios) combinado estimado de cerca de R$ 139 bilhões.
Diversos nomes listados, como Equatorial (EQTL3), CPFL (CPFE3), Neoenergia (NEOE3), Energisa (ENGI11) e Light (LIGT3), serão impactados.
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Na avaliação do Bradesco BBI, as discussões podem causar alguma instabilidade no início, pois o governo pode propor estender a concessão para cobrar um “capex social” obrigatório (não adicionado ao RAB, ou base de ativos regulatórios).
No início desta semana, o BBI rebaixou as ações de Equatorial e Energisa antes do início das discussões de extensão de concessão.
O BBI tem uma visão construtiva sobre a forma como o processo irá terminar, uma vez que as distribuidoras têm sólidos argumentos técnicos para contra-atacarem quaisquer medidas propostas. Por seu lado, as distribuidoras também têm a necessidade do setor continuar a investir na melhoria da qualidade do serviço, o que interessa ao Governo.
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O banco pontua que é improvável que a eliminação dos incentivos fiscais SUDAM/SUDENE seja proposta, mas como o governo oferecerá novos contratos de concessão para os players assinarem, essa questão pode ressurgir. Assumindo a eliminação total do incentivo fiscal, as empresas mais afetadas seriam Neoenergia (-12% do valor de mercado), Energisa (-11%) e Equatorial (-10%).
Para o BTG Pactual, os termos de renovação da concessão, inicialmente previstos para abril, ainda não estão claros.
“Parece que o governo federal não cobrará pagamentos de outorga em troca da renovação dessas concessões, mas espera-se algum tipo de compensação. Até o momento, tudo indica que as distribuidoras precisarão se comprometer com algum tipo de obrigação social, como programas de eficiência energética e/ou investimentos em geração distribuída para consumidores de baixa renda, entre outros. Porém, a grande dúvida é se esses recursos virão de itens já embutidos nas tarifas de energia (não onerosas) ou do próprio bolso das distribuidoras”, apontam os analistas do banco.
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O banco não sabe o que a proposta trará, mas analisou alguns cenários. Os analistas assumem que essa “compensação” será equivalente a descontos na RAB líquida e também realizaram uma análise de sensibilidade caso o governo decida capturar integralmente os ganhos com incentivos fiscais das distribuidoras que operam concessões que se beneficiam dos benefícios fiscais da SUDAM/SUDENE.
Se o governo capturar 10% da RAB, o banco estima impactos negativos de 3,5%, 6,8%, 5,5% e 7,4% para Equatorial, Energisa, CPFL e Neoenergia, respectivamente (versus o valor de mercado).
O BTG avalia que a impressão inicial não será boa e que o número preliminar será mais negativo do que o mercado espera (já esperando algo negativo). Outro risco que os analistas veem é que o documento inicial não fornece nenhum número. Um texto mais teórico pode levar a interpretações errôneas e ainda mais ruído, deixando o mercado com mais perguntas do que respostas.
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“No entanto, estamos otimistas de que, ao final da consulta pública (cerca de 20 dias), a proposta final será mais favorável ao mercado. Isso não significa que será positivo, mas não deve ser uma mudança drástica e finalmente removerá esse overhang [fator de pressão] do setor”, apontam os analistas do BTG.
O banco lembra que os termos de renovação da concessão de distribuição deveriam ter sido definidos ainda em julho de 2022. Algumas discussões aconteceram no final do ano passado, mas nada de concreto foi definido.
“Agora, estamos em uma corrida contra o tempo, pois a primeira concessão da distribuição está marcada para julho de 2025. Como as distribuidoras precisam decidir se renovam suas concessões 18 meses antes do vencimento, uma decisão final deve ser tomada até janeiro de 2024, ou seja, os prazos de renovação devem ser definidos até o final deste ano”, apontam.
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Mesmo para as distribuidoras com mais tempo, definir os prazos de renovação é fundamental à medida que se aproximam do vencimento de suas concessões e, sem visibilidade do que vai acontecer, elas provavelmente enfrentarão sérias dificuldades para rolar suas dívidas, por exemplo.
Ao todo, 20 concessões de distribuição com vencimento entre 2025 e 2031 estão em jogo, representando uma receita líquida de quase R$ 122 bilhões em 2022 e um RAB combinado de R$ 139 bilhões.
Parece que o governo vê espaço para capturar os ganhos excedentes das distribuidoras, avalia o banco. “No entanto, acreditamos que a melhor maneira de fazer isso é por meio de regulamentação. Aliás, um estudo da ABRADEE (associação de distribuição de energia) mostra exatamente isso. A evolução dos componentes da tarifa de energia nos últimos 11 anos mostra que os custos de energia, os encargos/subsídios setoriais e os custos de transmissão cresceram bem acima da inflação ao longo desses anos”, apontam.
Entretanto, a Parcela B, a componente remuneratória da distribuidora, cresceu 16 pontos percentuais (p.p.) abaixo da inflação. Esse é justamente o resultado do papel da Aneel de pressionar as empresas a serem eficientes (beneficiando os consumidores).
Os analistas lembram que as distribuidoras mais eficientes expiram após 2026, o que teoricamente estaria sob um novo governo. “Se a ideia é extrair valor das distribuidoras, essas distribuidoras pós-26 teriam de aceitar os termos propostos por este governo. De qualquer forma, acreditamos que o resultado desta discussão não será material para as distribuidoras, e finalmente poderemos concluir esse assunto e seguir em frente”, pontuam.
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