Feedback da Reunião com Investidores na Aneel

A Aneel realizou nesta quinta-feira sua reunião recorrente com investidores e nossos principais destaques são: i) nossa visão construtiva para a agenda regulatória das distribuidoras (DisCos) permanece inalterada para 2026 (Fator X, perdas e inadimplência; ii) o WACC regulatório não será rediscutido até ser formalmente incluído na agenda; iii) o processo de renovação da concessão da Enel SP pode levar algum tempo para ser resolvido e parece improvável que a Aneel mude de posição; iv) as renovações de concessão das distribuidoras devem ser assinadas em 6 de maio; v) ainda não há definição se os vencedores do LRCap terão ou não que pagar tributos sobre receitas (impostos sobre vendas); e vi) reembolsos de curtailment por motivos de confiabilidade e restrições elétricas serão implementados (retroativos e futuros). Saímos da reunião com um viés (ainda) positivo para as DisCos, ao mesmo tempo em que acreditamos que os reembolsos futuros de curtailment ainda podem não estar totalmente incorporados nas estimativas de AURE.

Regulação de DisCos: Fator X e perdas/inadimplência concluídos até o fim de 2026; WACC regulatório fora do debate por ora.

A agência espera concluir ambas as consultas públicas até o fim do ano e deu algumas pistas sobre sua linha de pensamento. Para o Fator X, o objetivo da Aneel é implementar novos incentivos por meio do fator de produtividade (Pd), revisitando a metodologia para incluir novas variáveis (o que deve ser lido como potenciais aumentos de Parcela B intra-ciclo). No tema perdas, a agência confirmou a adoção das Áreas com Severas Restrições Operacionais (ASROs) (positivo para LIGT, Enel RJ e CPFL Piratininga) e deve divulgar a metodologia ao longo do 2S26. O framework de inadimplência também passará por uma atualização de base de dados, o que de fato deve beneficiar as distribuidoras; além disso, está em estudo uma evolução metodológica via adoção de um índice de complexidade específico para esse item. Por fim, a agência deixou muito claro que o WACC regulatório não será discutido até ser incluído formalmente na agenda regulatória e, portanto, devemos seguir esperando, ao menos para 2027, uma redução de WACC (algo já precificado pelo mercado). Para mais detalhes sobre Fator X e inadimplência, veja nossa atualização sobre DisCos publicada ontem.

O dilema da Enel.

No caso de Enel SP, a Aneel afirmou que está seguindo o devido processo legal e que uma reversão da decisão atual de extinção da concessão exigiria maioria qualificada (3 dos 5 diretores). O processo ainda pode demorar, já que, além dos prazos processuais, a Enel pode questionar as decisões na Justiça ou por vias administrativas. A decisão final sobre renovação, mesmo com a Aneel contrária, ainda depende do Ministério. Em relação a Enel RJ e CE, a Aneel mencionou que recomendou a renovação dessas duas concessões, uma vez que cumpriram os critérios de renovação, e que a decisão do Ministério de não convocá-las para assinatura do novo contrato (prevista para 6 de maio; positivo para LIGT) é algo que foge à competência do regulador. A agência também reforçou que qualquer venda de concessão para terceiros precisa ser aprovada explicitamente pela Aneel. Para mais detalhes sobre esse tema, consulte nosso relatório específico.

Discussão tributária do LRCap ainda indefinida.

A agência também informou que ainda não há definição sobre se os vencedores do LRCap terão que pagar tributos sobre vendas (o futuro imposto CBS). A Aneel segue analisando as normas e leis que vão reger o novo regime tributário. Esse é um ponto relevante para monitorar no caso de ENEV e vemos riscos de downside caso a Aneel entenda que haverá incidência de CBS sobre receitas fixas. No nosso cenário base, assumimos que a ENEV não pagará tributos sobre vendas ao longo da vigência desses contratos.

Curtailment: tema praticamente resolvido na visão do regulador.

Após a aprovação da Medida Provisória 1304, a Aneel está apenas aguardando o Ministério aplicar as novas regras definidas no texto. Curtailments passados e futuros por motivos de confiabilidade e restrições elétricas serão reembolsados. Embora já haja certa convergência em torno desse tema, ainda acreditamos que as estimativas de AURE podem não refletir totalmente esses benefícios. Embora seja difícil estimar qual será o nível futuro de curtailment ligado a restrições elétricas e confiabilidade, é razoável supor que, até 2030, período em que haverá adição relevante de capacidade de transmissão no corredor Nordeste-Sudeste, uma parcela relevante do curtailment estará ligada exatamente a esses dois componentes. Em nossa atualização recente sobre GenCos, rodamos um cenário em que, se assumíssemos que ~50% do curtailment entre 2027 e 2031 está ligado a esses dois tipos, nosso preço-alvo teria de subir em R$ 1,8/ação, ou cerca de 13% adicional em relação ao nosso valor justo atual.

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