Esta semana, realizamos nossa conferência ‘XP Infra’ de dois dias na sede da XP em São Paulo, Brasil. O evento reuniu 18 empresas de utilities e transportes listadas, com aproximadamente 75 gestoras. No setor de utilities, destacamos: (i) discussões regulatórias significativas estão incluídas na agenda da Aneel para o ano de 2025, particularmente no segmento de distribuição; (ii) espera-se que o quadro para renovações das concessões ganhe mais clareza ao longo do ano; e (iii) o próximo Leilão de Capacidade deve ser competitivo, contribuindo para desbloquear valor para as empresas de geração.
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No segmento de distribuição, as empresas observaram, em geral, uma alta demanda por energia ao longo do ano de 2024 e esperam que essa tendência permaneça resiliente durante o ano de 2025, apesar de uma base de comparação mais desafiadora e uma potencial desaceleração econômica. A agenda para as discussões regulatórias antecipadas para 2025 inclui uma série de tópicos relevantes, com atenção especial voltada para o processo de renovação das concessões que começa este ano, o que deve proporcionar uma melhor visibilidade sobre os critérios a serem considerados pela Aneel.
Em relação ao segmento de geração, as empresas ainda enfrentam um cenário altamente incerto para retomar investimentos no segmento, especialmente considerando os impactos do curtailment em usinas eólicas e solares. Elas esperam que os preços da energia permaneçam baixos durante o primeiro semestre do ano, antes de subir novamente com menos volatilidade do que a observada no ano passado. Além disso, há altas expectativas para o Leilão de Reserva de Capacidade, com as empresas demonstrando interesse significativo em competir por esses contratos.
Sobre o segmento de transmissão, apenas um leilão está agendado para 2025 no Brasil, e uma competição acirrada é esperada.
Alupar
A Alupar discutiu sua estratégia de investir em outros países da América Latina, reforçando sua perspectiva positiva em criar valor para os acionistas por meio da diversificação de fluxo de caixa e receita dolarizada. A Alupar possui operações no Chile, Colômbia e Peru, países que têm um nível razoável de segurança regulatória e retornos atraentes. A Alupar também registra que, no passado, avaliou oportunidades de investimento em outros países, mas identificou riscos mais altos que não compensavam os retornos potenciais. Quando investiram na Colômbia (TCE), o mercado ainda era muito concentrado, com poucos players, levando a ruídos com os players incumbentes. Essa dinâmica mudou hoje, pois agora têm um bom relacionamento com o governo local, que reconhece o trabalho da empresa.
Em relação aos investimentos realizados e expectativas futuras, os principais destaques foram: (i) o TCE deveria iniciar operações em 2021, mas enfrentou atrasos devido ao licenciamento ambiental. No entanto, foram compensados por esses atrasos e recentemente obtiveram a licença para a última torre de transmissão necessária para a operação; e (ii) embora se espere que os investimentos diminuam em comparação ao ano passado, a expectativa é de que o crescimento seja retomado em 2026, com um ciclo de capex anunciado de aproximadamente R$8 bilhões, dos quais cerca de R$3,5 bilhões no Brasil e R$4 bilhões em outros países.
Em termos de gestão de passivos, espera-se que a alavancagem atinja o pico em torno de 4x dívida líquida/EBITDA até o final de 2027. Ao mesmo tempo, a Alupar está negociando a remoção de convenants que limitam a alavancagem, uma vez que esses convenants consideram os resultados IFRS, enquanto os resultados regulatórios refletem melhor a geração de caixa da empresa.
Auren
A empresa espera que seu nível de alavancagem permaneça estável em 2025 e 2026, dado o capex previsto (Cajuína 3) e outros desembolsos. Além disso, a Auren estima que capturou cerca de R$200 milhões em sinergias de opex após a fusão com a AES.
Em relação aos níveis de curtailment, no 4T24, eles ainda estavam altos devido a alguns problemas técnicos e ao forte fluxo de vento em novembro. Isso contribuiu para que os níveis alcançados em 2024 fossem os mais altos já observados, o que foi uma surpresa negativa para a empresa e resultou em uma perda total de aproximadamente R$200 milhões.
Uma das prioridades no momento é aumentar a disponibilidade nas usinas eólicas da AES para níveis acima de 93%. Em Cajuína 3, a Auren está buscando alternativas para vender energia por meio da autoprodução ou outras ideias alternativas, utilizando um empréstimo ponte para financiar o projeto no início. Um ativo potencial a ser vendido é Cassino, uma vez que está localizado na região Sul, longe das operações da empresa nas regiões Sudeste/Nordeste.
Sobre oportunidades futuras, a empresa está se preparando para participar do leilão de capacidade com a expansão da UHE Porto Primavera. Além disso, existem algumas incertezas em relação à demanda em 2030 e estão analisando a possibilidade de antecipar o início de operações e coletar receitas antecipadamente.
Copel
A empresa acolheu as regras do leilão de capacidade agendado para junho. As principais preocupações levantadas pela empresa que ainda estão em aberto são o tamanho do leilão e a distribuição entre projetos hidrelétricos e térmicos. Além disso, um dos itens mencionados foi o fator de carga de 91% para suas usinas hidrelétricas (HPP). Eles acreditam que a HPP Foz do Areia é muito competitiva e a participação da HPP Segredo dependerá do volume a ser contratado no leilão, dado seu capex esperado mais alto.
A definição da estrutura de capital e da política de dividendos ainda está em discussão interna. Essas discussões devem levar a uma decisão em março. Ainda não há data para uma proposta de migração para o Novo Mercado, e a empresa mencionou a possibilidade de negociar covenants (atualmente entre 3x e 3,5x). O capex na Disco deve continuar em 4x a depreciação regulatória até a próxima revisão tarifária e, em seguida, cair para níveis mais próximos de 2x.
Quanto aos resultados trimestrais, apesar das temperaturas mais amenas, os volumes de energia foram levemente positivos no 4T24, o que a empresa acredita ser resultado de uma mudança nos padrões de consumo devido ao aumento da geração distribuída (GD). Além disso, a empresa acredita ter conseguido reduzir sua posição de energia não contratada para 2025 e 2026, aproveitando melhores preços de energia. Dessa forma, podem esperar por períodos de maior volatilidade de preços para negociar a posição de 2027. Em relação ao OPEX, os efeitos do programa de desligamento voluntário devem ajudar a reduzir as despesas com pessoal naquele trimestre.
CPFL
No negócio de distribuição, a empresa espera que o processo de renovação das concessões seja concluído até julho/agosto. Além disso, para os volumes do 4T24, o segmento industrial apresentou um desempenho positivo, enquanto o segmento comercial foi estável em relação ao ano anterior. Em contraste, o segmento residencial experimentou uma diminuição em relação ao ano anterior devido às temperaturas mais baixas.
Olhando para o futuro, a CPFL não vai competir no próximo Leilão de Capacidade, uma vez que as regras excluem a possibilidade de usinas a óleo combustível, como a EPASA, de participar. No entanto, no segmento de transmissão, ativos que têm oportunidades de sinergia com o portfólio existente podem ser considerados alvos potenciais de aquisição para a empresa.
Em relação a questões financeiras, a empresa tem um capex anual de R$5-6 bilhões para financiar por ano, principalmente relacionado ao negócio de distribuição. Com essa perspectiva, a CPFL deve manter um payout na faixa entre 70% e 80%. Para financiamento, a CPFL conseguiu emitir R$4 bilhões em dívida a uma taxa competitiva de CDI+0,19%. Além disso, a empresa está estudando outras alternativas utilizando o mercado de títulos chinês ou o NBD.
Energisa
Em termos de volume, 2024 foi surpreendentemente positivo, incluindo o último trimestre, apesar da expectativa inicial de desempenho negativo devido às altas temperaturas em 2023. O crescimento esperado para dezembro era praticamente nulo, mas resultados positivos são antecipados para o 4T24. Para 2025, espera-se uma desaceleração econômica, o que pode resultar em volumes menores.
Quanto à renovação das concessões, se as novas regras forem semelhantes ao decreto atual, a renovação antecipada é provável. A situação na EPB é um ponto-chave, pois o alto IGP-M pode influenciar a curva de preços, com a próxima revisão tarifária ocorrendo em agosto de 2025. Além disso, a proposta de reconhecimento do capex anual poderia ser incorporada à regulamentação, permitindo maior flexibilidade e refletindo a qualidade e resiliência da rede.
No setor de gás, a revisão extraordinária da ES Gás está agendada para agosto, com uma consulta pública planejada para janeiro para discutir o WACC regulatório e os custos operacionais. A principal discussão girará em torno do volume de investimentos em relação às tarifas, com foco em garantir que os ajustes sejam feitos de maneira adequada. Apesar de alguns atrasos nas conexões, a empresa está trabalhando para convencer o governo a implementar uma alíquota de imposto diferenciada para o gás, especialmente após as recentes mudanças no ICMS da gasolina. Além disso, há um esforço contínuo para colaborar com grandes proprietários de frotas e transporte para facilitar a conversão no estado do Espírito Santo.
Equatorial
A Equatorial forneceu uma atualização sobre o processo de renovação das concessões de distribuição, abordando vários aspectos que ainda precisam de melhorias. Em relação a pontos mais controversos, como a renúncia a discussões legais em andamento e benefícios da SUDAM/SUDENE, não se espera que esses avancem. A mudança na liderança da Aneel pode atrasar ligeiramente esse processo, mas enfatiza que esse tópico é uma prioridade dentro do órgão regulador. Eventuais pedidos de renovação antecipada de concessões para alinhar-se às novas regras serão deixados à decisão do Conselho de Administração.
Em termos de vendas de ativos e desalavancagem, a Equatorial não considera a venda da Echoenergia ideal neste momento; no entanto, a empresa pode vender seus lotes de transmissão se o retorno fizer sentido, e também pode vender cerca de R$2 bilhões em ações preferenciais (PNs) da Equatorial Transmissão para financiar suas atividades. Em relação a novas fusões e aquisições, a Equatorial está monitorando a situação com a Enel e a Amazonas-D, além de ficar atenta a projetos de saneamento, como os leilões esperados nos estados do Pará e Pernambuco, por meio da holding ou com a Sabesp.
Isa Energia
A empresa abordou as discussões relacionadas à RBSE sem atualizações significativas. No entanto, a expectativa é que a questão seja resolvida até o final do primeiro semestre de 2025, permitindo que a decisão seja incorporada ao próximo ciclo tarifário. Em relação aos assuntos tratados, a empresa antecipa que a proposta de separação de fluxos de caixa é a mais provável de ser aprovada, enquanto mudanças na metodologia de cálculo financeiro são consideradas menos prováveis.
Sobre o Processo da Sefaz, não houve progresso nesse assunto. A Isa Energia espera chegar a um acordo com o estado de São Paulo; no entanto, os mediadores para o processo ainda não foram nomeados, e a decisão está atualmente suspensa devido ao período de recesso do Superior Tribunal de Justiça (STJ). A empresa está trabalhando proativamente para preparar os cálculos, embora não descarte a possibilidade de prorrogar o prazo previsto.
Outros pontos importantes abordados incluíram: (i) a ISA espera fechar o ano de 2024 com um nível recorde de investimentos, com despesas em reforços e melhorias superando R$1,2 bilhões observados no ano anterior; (ii) a empresa fez progressos significativos nos projetos Piraque e Minuano, que agora está operando a 100% do RAP ativada; (iii) eles pretendem participar do leilão de baterias, mas os parâmetros do leilão, como o modelo de remuneração e os critérios para uso das baterias, precisam ser claramente definidos.
Neoenergia
A Neoenergia enfatizou seu desempenho positivo ao longo do último ano, apesar de observar uma desaceleração no final de 2024 devido a uma base de comparação mais forte. Os principais pontos destacados foram: (i) opex crescendo em linha com a inflação e espera-se que continue assim nos próximos períodos; (ii) os índices de qualidade (DEC/FEC) estão atendendo aos níveis regulatórios em todas as suas subsidiárias de distribuição; (iii) o capex está seguindo o plano de investimento original; e (iv) o nível de perdas está dentro do limite regulatório em todos os distribuidores, exceto para a Celpe, que eles esperam elevar ao nível regulatório na próxima revisão tarifária.
Olhando para os próximos períodos, os principais destaques são: (i) eles antecipam um crescimento de dois dígitos no EBITDA para as distribuidores em 2025; (ii) ainda há um capex significativo a ser executado ao longo de 2025; (iii) a alavancagem deve permanecer entre 3x e 3,3x dívida líquida/EBITDA em 2025, e cair abaixo de 3x em 2026. Como resultado, eles podem revisar sua política de dividendos e estabelecer um nível de payout mais alto; (iv) o segmento de geração permanece muito incerto, e eles não planejam fazer investimentos significativos.
Serena
A Serena está atualmente negociando um PPA para suas usinas nos EUA, que deve incluir o projeto Goodnight II, o qual depende do desinvestimento de uma participação no projeto Goodnight I. Apesar do ruído político, a expectativa é que as energias renováveis continuem a ser desenvolvidas nos EUA, dadas suas perspectivas em estados republicanos relevantes como o Texas.
Em relação aos efeitos de curtailment, a Serena espera que a ação judicial existente seja arquivada. A empresa acredita que cada gerador deve ser responsável por avaliar sua exposição, e eventuais custos não devem ser distribuídos aos consumidores ou outros players. Eles esperam que os níveis totais de curtailment em 2025 sejam semelhantes aos relatados em 2024, mas principalmente devido a razões energéticas. No lado do refinanciamento, a Serena vê cerca de R$1,1 bilhão a ser realizado, dos quais R$350 milhões já foram garantidos.