Cartão postal do Rio; XP CEO Conference 2º Dia | Utilities

No segundo dia da XP CEO Conference, nos reunimos com cinco companhias do setor de utilities — Equatorial, Eletrobras, Energisa, Engie e Cemig. De forma geral, os principais temas de discussão foram: i) questões regulatórias, especialmente relacionadas às metodologias de OPEX regulatório para distribuidoras; ii) cenários de preços de energia no curto e no longo prazo; e iii) alternativas de alocação de capital (com destaque para a metodologia de distribuição de dividendos recentemente divulgada pela Eletrobras). (Para mais detalhes sobre o primeiro dia, consulte nosso relatório anterior).

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Equatorial

A gestão reiterou seu compromisso em melhorar os indicadores de qualidade em todas as subsidiárias de distribuição por meio de uma abordagem em fases — começando por melhorias no FEC (ligado a capex), depois no DEC geral (ligado a opex) e, por fim, no DEC em subsetores específicos. Concessões com metas mais desafiadoras têm prazos mais longos para atingir os objetivos regulatórios, mas a companhia segue confiante em entregar níveis de DEC abaixo dos limites contratuais para a CEEE em 2025. No âmbito regulatório, surgiu a discussão sobre a forma de classificar áreas de concessão entre urbanas e rurais. Segundo as regras atuais, essas classificações não precisam ser atualizadas e apresentam baixa padronização. Caso a ANEEL passe a exigir revisões periódicas e maior padronização (por exemplo, com base nos critérios do IBGE), algumas concessões da Equatorial poderiam se beneficiar, já que quanto maior a proporção de áreas/clientes rurais, maior o potencial de reconhecimento de opex regulatório. Em termos de alocação de capital, a empresa segue monitorando potenciais oportunidades no segmento de distribuição, caso novas concessões sejam colocadas à venda. A gestão também expressou confiança na execução do plano de negócios da Sabesp, destacando que a governança atual tem sido satisfatória e que seguirá tendo papel ativo no Conselho de Administração.

Eletrobras

O principal tema de discussão foi o anúncio recente de dividendos e a forma como a empresa pretende aplicar a metodologia divulgada. A gestão afirmou que sempre trabalhará com horizontes de cinco anos para capturar tendências de médio e longo prazo, buscando suavizar alavancagem e distribuições. É razoável assumir alguma recorrência anual em torno dos R$4 bilhões anunciados com os resultados do 2T, enquanto anúncios adicionais dependerão dos preços de energia e de outros fatores endógenos (como capex, desinvestimentos e gestão de passivos). Em termos de estratégia de balanço energético, a companhia mencionou que pretende manter parte relevante da energia de longo prazo descontratada e, no curto prazo, será seletiva e estratégica na forma de capturar a volatilidade de preços. Estruturalmente, a Eletrobras acredita que grandes consumidores tenderão a contratar suas necessidades de energia por prazos mais curtos. Por fim, a empresa seguirá avaliando e participando de leilões futuros de transmissão se os retornos estiverem dentro dos seus critérios internos, além de buscar novas otimizações em seu portfólio (desverticalizações ou desinvestimentos).

Energisa

Em relação aos desdobramentos do CP62 e à nova metodologia de OPEX regulatório, a companhia avalia estratégias específicas em suas concessões para otimizar eficiência operacional dentro do novo arcabouço. A gestão destacou que a inclusão da variável “ruralidade” no modelo regulatório é favorável, já que sua expansão de rede ocorre majoritariamente em áreas rurais e o grupo já possui maior exposição a essas regiões. No mercado de geração distribuída (GD), a companhia segue observando forte crescimento, embora algumas regiões já apresentem sinais de saturação. A gestão acredita que são necessárias medidas para alocação justa de custos, mas não espera mudanças regulatórias iminentes, reconhecendo potenciais riscos de questionamentos jurídicos. Quanto aos investimentos em distribuição de gás natural, Energisa destacou o resultado positivo da recente revisão tarifária da ES Gás, que está acima do plano de negócios inicial. O segmento segue visto como estratégico e com oportunidades relevantes de crescimento.

Engie

O tema da transferência da hidrelétrica de Jirau voltou a ganhar tração. Embora a decisão final caiba ao acionista controlador, a gestão vê agora um caminho mais claro para a transação, pois: i) os preços de energia de longo prazo refletem melhor os fundamentos que a companhia enxerga; e ii) riscos relevantes associados ao ativo foram mitigados, como a revisão para baixo das despesas de transmissão, trazendo Jirau para território de FCF positivo. Embora a estrutura ainda seja incerta, uma alternativa mencionada foi a emissão de novas ações para manter a alavancagem sob controle. Vale lembrar que a Engie tem governança robusta para operações desse tipo, com comitê de partes relacionadas formado majoritariamente por representantes dos minoritários. A empresa não espera novos desinvestimentos na TAG neste momento e está disposta a adquirir novos ativos no próximo leilão de transmissão, caso os retornos estejam alinhados aos seus critérios internos. Não há planos de alocar novo capital em renováveis, dado o aumento das incertezas e a falta de retorno.

Cemig

A companhia espera manter payout de 50% até 2028–29, mas utilizará eventuais itens não recorrentes que impactem os resultados para distribuir dividendos acima do fluxo de caixa recorrente. Considerando cenário sem não recorrentes, a alavancagem deve atingir pico entre 2,5x e 2,8x até 2027. No front de comercialização, a gestão espera que os preços de energia permaneçam voláteis, mas que os diferenciais de submercado se reduzam ao longo do 2º semestre de 2025, diminuindo o risco de impactos negativos como no 1S25. Em geração, a Cemig pretende participar do LRCAP, mas ainda busca obter as licenças ambientais necessárias para habilitar seus ativos. Além disso, o CP190 reconheceu ~R$900 milhões em ativos residuais a receber, que podem ser pagos via aumento nas tarifas de O&M das hidrelétricas operadas sob regime de cotas. Por fim, a gestão não espera desinvestir em Taesa ou Belo Monte antes da resolução do caso Propag (ou seja, até decisão final sobre a privatização da companhia).