Em períodos de tempestade, quem investe em ações foge em massa para as colinas. Ou melhor: para a proteção dos grandes muros das hidrelétricas e das torres dos parques eólicos.
O setor elétrico tem engrenagens complexas, mas é fácil traçar as razões que colocam várias das companhias do setor entre as favoritas do mercado: previsibilidade e regulação. E isso se traduz em alta capacidade de pagar dividendos.
Os contratos firmados com o poder público podem chegar a 35 anos e têm receita previsível. Por se tratar de um setor com foco no longo prazo, boa parte das companhias já encerrou o seu ciclo mais crítico de investimentos – tendo uma fatia mais generosa do lucro para distribuir aos seus acionistas (não que isso seja verdade para todas, como veremos adiante).
São 34 elétricas listadas na B3. Dessas, 15 compõem o Índice de Energia Elétrica (IEE), o “Ibovespa” do setor. Só que melhor do que o índice-mãe. Desde 2018, o IEE vem dando um banho no Ibov: 120% x 61%.
Entre as atuais integrantes do IEE, nove tiveram ganhos na casa dos três dígitos nos últimos cinco anos, com Cemig e Copel na ponta.
O índice tinha uma alta concentração de estatais, mas a nova safra de privatizações, iniciada no governo Temer, em 2016, atraiu investidores. A saída da União do capital controlador da Eletrobras (ELET6) em 2022 acelerou o processo. Em 2023 foi a vez da Copel, e o governo de Minas Gerais já deu os primeiros passos para que a Cemig siga o mesmo caminho.
Antes disso, outra mudança nas estatais modificou a fotografia do setor elétrico: a venda de subsidiárias deficitárias que sofreram com a crise hídrica de 2012 e a pressão governamental por tarifas mais baixas. Com esses ativos fora do balanço, as estatais ganharam eficiência e as privadas, como a Equatorial (EQTL3), a Neoenergia (NEOE3) e a Energisa (ENGI11), se consolidaram no mercado e ganharam espaço nas carteiras de dividendos dos investidores.
Para medir quão boa pagadora uma empresa é, utiliza-se o dividend yield – uma métrica que calcula a relação entre o preço das ações e a fatia distribuída na forma de remuneração aos acionistas.
Em 2022, das 25 empresas da bolsa que mais pagaram dividendos, sete eram do setor de energia elétrica. Segundo dados da plataforma Quantzed, as com os maiores dividend yield nos últimos 12 meses dentro do IEE são Auren (AURE3, 10,74%), Taesa (TAEE11, 9,58%), Cemig (CMIG4, 8,63%), Engie (EGIE3, 8,21%) e CPFL Energia (CPFE3, 8,10%) – retornos sólidos para o longo prazo quando se entende que a Selic, em condições normais de temperatura e pressão, tende a ficar abaixo de 7%.
Para entender melhor o potencial dessas empresas dentro de uma carteira de investimentos, convém dar um passo para trás e ver como o setor funciona.
Ele se divide em três grandes segmentos: geração, com as responsáveis pela produção de energia; transmissão, com aquelas que transportam a eletricidade país adentro; e distribuição, com as encarregadas do last mile, ou seja, levar os elétrons das centrais de transmissão até a sua tomada.
A grande maioria das elétricas se dedica a mais de uma dessas atividades. Das 15 integrantes do IEE, apenas três são especializadas em uma única área: ISA Cteep (TRPL4) e Taesa, de transmissão, e AES Brasil (AESB3), de geração.
Entre as demais, cada uma opera em diferentes segmentos, com níveis distintos de exposição em cada um. Considerando apenas essas diferenças, já seria possível montar uma carteira diversificada somente com ações do setor elétrico. Só que tem mais.
Veja, por exemplo, as empresas com foco em geração. Cada uma opera seu leque de fontes – que pode ser hídrica, eólica, solar, térmica… Dependendo do recurso, os riscos e oportunidades de cada negócio mudam.
A matriz brasileira é predominantemente hidrelétrica. De acordo com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em 2022 60,04% da eletricidade veio dessa fonte. Na sequência, temos as usinas térmicas, com 21,9%. Depois a energia eólica, com 13%, a solar, com 3,96% e, para finalizar, a nuclear, com 1,1%.
Com as fortes transformações dos últimos anos, os analistas concordam que as mudanças futuras devem ser mais lentas e menos drásticas, já que boa parte das privatizações foram encaminhadas. E com uma menor disponibilidade de vendas de ativos, as aquisições devem secar.
23% será a fatia da energia eólica na matriz energética do país até 2027. Hoje são 13%.
Geração: o crescimento do mercado livre
No setor de geração, as empresas são responsáveis por transformar água, vento, luz solar ou outra fonte, em energia e repassá-la para distribuidoras ou consumidores que estão autorizados a comprar diretamente da fonte – o chamado Mercado Livre de Energia, que atende grandes empresas. Em ambas as situações as geradoras costumam firmar contratos de longo prazo e que trazem grande previsibilidade de receita.
Mas vamos focar aqui no Mercado Livre de Energia. O crescimento desse setor depende da expansão de fontes limpas de energia. Quase não há empresa sem alguma meta na linha net zero – ou seja, de zerar suas emissões de carbono. Logo, elas não contratam usinas térmicas. O jeito mais simples de suprir essa demanda é com energia eólica. Por conta disso, algumas geradoras estão virando a chavinha nessa direção.
É o caso da AES Brasil. Ela já foi 100% hidrelétrica. Hoje, a participação da água na capacidade instalada operacional da geradora caiu para 64%. A eólica está em 29% e a solar, em 7%. Mas não é só isso.
A capacidade contratada da AES neste momento é outra: 51% hídrica, 46% eólica e 6% solar. Ou seja: a empresa está construindo os campos eólicos que precisa para atender a acordos já fechados de fornecimento – no caso, com empresas como BRF, Unipar e Microsoft. Normal: quando tudo estiver operante as novas receitas virão. Mas as turbinas custam caro, lógico.
Com isso, a dívida líquida da empresa foi a R$ 7,9 bilhões no 2T23 – 72,5% a mais do que no 2T22. E a relação dívida/Ebitda está em indigestos 3,2x, numa realidade em que uma alavancagem acima de 2x liga a sirene do mercado.
A empresa, que era uma notória pagadora de dividendos, deu uma pausa nas remunerações vultosas para fazer seus investimentos. E o mercado ficou com o pé atrás. O papel cai 40% desde 2021.
Curiosidade: Luiz Barsi, célebre recebedor de dividendos, não faz parte do time dos que torcem o nariz. O bilionário tem aproveitado a baixa para aumentar sua participação na empresa. E neste ano passou a ser dono de 5% da AES Brasil, à espera dos dividendos eólicos dos próximos anos: o plano da empresa para o futuro é se tornar 51% eólica e 10% solar, com a energia hidrelétrica caindo para 39%.
Não é só a AES que busca surfar nos ventos, claro. A projeção do Operador Nacional é que até 2027 as fontes solares e eólicas superem a das térmicas (22,75% contra 14,72%). Tudo isso, como vimos, vem a reboque do crescimento do mercado livre de energia.
A modalidade existe desde 1995 e é uma espécie de varejo para compra de energia elétrica. Ao contrário de nós, consumidores comuns que dependem da distribuidora local, empresas e indústrias podem fechar um pacote e comprar exatamente a quantidade e potência necessária para o funcionamento das suas atividades.
No boletim de setembro da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, 39% de toda eletricidade do país já vem do mercado livre – 3 p.p. acima de 2022. Além disso, houve um aumento de 21% na geração de energia de fontes renováveis para atender ao segmento no último ano.
No Mercado Livre de Energia, os consumidores finais ganham um enorme poder de barganha na hora de negociar contratos e previsibilidade de custos. E o Ministério de Minas e Energia tem planos para que a modalidade possa se expandir até chegar ao consumo residencial.
Todo copo, porém, tem seu lado meio vazio. Uma questão que paira sobre as geradoras são os preços atuais da energia. Eles não afetam os contratos de longo prazo que já estão firmados, mas podem pressionar a expectativa de geração de caixa lá na frente. Vejamos o motivo.
Depois de alguns anos de escassez de chuvas, hoje o Brasil vive uma situação bem diferente em seus reservatórios. No passado os preços de energia chegaram a R$ 200 por megawatt-hora, mas hoje mal encostam na casa dos R$ 100. Rafael Winalda, da Inter Asset, é pessimista quanto à possibilidade de os preços do passado voltarem a se materializar antes de 2026.
Se os valores seguirem baixos, os futuros contratos serão firmados a preços menores e devem pressionar as margens das companhias – o que, na visão do analista, pode levar também a uma redução de novos projetos de geração eólica ou solar. A ver.
Transmissão
Se fosse preciso escolher um único tipo de empresa para ilustrar o que é uma boa pagadora de dividendos, ela seria uma transmissora de energia. Elementar: depois que as torres estão erguidas e os fios instalados, o investimento passa a ser basicamente de manutenção – que é baixo: fica em torno de 1% da receita. Ou seja: tende a sobrar caixa para os proventos.
A Aneel fixa a tarifa máxima que as empresas podem receber pela prestação de serviço público. Logo, transmissão de energia é sinônimo de previsibilidade.
E não é só o dia a dia da operação. A Aneel também decide quando e onde novas linhas de transmissão serão construídas e convoca leilões para conceder o serviço à iniciativa privada.
Neste ano, a Aneel já realizou um leilão para a construção de 6,2 mil quilômetros de linhas. E há no radar mais duas disputas, em dezembro e março do próximo ano.
Na concorrência mais recente, foram concedidos nove lotes a sete empresas – duas delas eram companhias de capital aberto consolidadas no setor, ISA Cteep e Engie, enquanto outras três novatas arremataram os segmentos mais disputados.
Ainda assim, analistas acreditam que as empresas que já atuam em transmissão tendem a ser mais competitivas nas próximas disputas, justamente porque têm know-how e dinheiro em caixa.
Vencer um desses leilões significa destinar mais caixa para investimentos, o que reduz dividendos temporariamente. Sem problemas: no futuro, a receita da companhia será maior.
O exemplo máximo desse caso é a ISA Cteep, 100% focada em transmissão. Ela tem um plano de investimento bem mais agressivo que os seus pares, e foi uma das grandes vencedoras do leilão realizado neste ano, arrematando dois lotes. Acontece que a necessidade de fazer os investimentos contratados elevou a dívida líquida a R$ 7,8 bilhões. A alavancagem alcançou 2,65x a dívida/Ebitda no 2T23.
A política de dividendos da companhia prevê a distribuição de 75% do lucro. Mas só se a alavancagem ficar abaixo de 3x. Ou seja: se a dívida seguir subindo, os proventos vão secar.
Para os mais conservadores e em busca de dividendos hoje, analistas têm recomendado Taesa e Alupar.
No caso da Taesa, a preferência se deve ao histórico de boa pagadora de dividendos – com um dividend yield de 9,98% nos últimos 12 meses – e a expectativa de que ela será competitiva nos próximos leilões de transmissão.
Já a Alupar tem se mostrado arrojada. Dada a grande concorrência dos leilões brasileiros, tem buscado avenidas de crescimento fora do país. No fim de agosto, a empresa venceu uma concessão de 30 anos no Peru, país em que já opera uma usina hidrelétrica.
40% é a parcela das linhas de transmissão do país que pertence à Eletrobras. Na geração, ela responde por 23%.
Distribuição: de carona com o PIB
“Você acha que eu sou sócia da Light?”. A pergunta retórica que você provavelmente já ouviu em casa, quando criança, ilustra bem o risco do investimento em ações de distribuição de energia, o terceiro eixo desse mercado.
É que quando a crise bate, primeiro tenta-se reduzir o peso da conta de luz no orçamento. E quando falta salário, começam os calotes. Isso quer dizer o seguinte: dos três braços do setor elétrico, esse é o que tem a receita mais variável e está mais exposto às oscilações da economia.
A própria Light é o exemplo mais cristalino da crise que uma concessionária de energia pode viver. A empresa, que atua em 31 municípios do Rio de Janeiro e atende quase 10 milhões de clientes, fez uma manobra jurídica para pedir recuperação judicial. Um dos motivos alegados pela empresa era o furto de energia. Depois de meses de negociação, a companhia voltou atrás e decidiu tentar uma nova negociação com credores.
A própria AES atuou por anos no segmento de distribuição, até mesmo na cidade de São Paulo. Mas vendeu a permissão para a italiana Enel e agora atua apenas na geração.
Além dos desafios de lidar com o consumidor final, esse é um mercado com projeções distintas.
De um lado está quem prevê espaço para avanço do mercado consumidor, especialmente em regiões mais pobres do país e que têm maior potencial de crescimento econômico, como o Nordeste. Essa é a avaliação de Leonardo Piovesan, da Quantzed.
Do outro lado está Winalda, da Inter. Ele estima que a evolução do consumo de energia não deve ultrapassar a casa dos 2% ao ano.
O otimismo fica, então, por conta das privatizações e da renovação dos contratos de concessão.
Uma das empresas mais agressivas na disputa de novas áreas de atuação é a Equatorial. Ela é concessionária em seis áreas distintas e atende 10 milhões de clientes. Para os gestores, ela tem sido exímia em assumir concessões problemáticas e torná-las rentáveis. Um dos casos é o da CEEE-D, a estatal de distribuição de energia do Rio Grande do Sul, privatizada em 2021. A Equatorial pagou R$ 100 mil pela operação, e precisou assumir dívidas de quase R$ 7 bilhões.
A julgar pelas ações, a estratégia tem sido bem sucedida. Os papéis EQTL3 acumulam alta de 17% neste ano.
Outra distribuidora no radar dos investidores é a Copel, companhia paranaense privatizada no começo de setembro. Desde que os deputados estaduais do Paraná autorizaram a venda da companhia, em novembro do ano passado, a ação subiu 5% – ou seja, em linha com o Ibovespa para o mesmo período.
Mas há quem espere por um salto mais relevante. O BTG Pactual fixou preço-alvo de R$ 12 para a empresa, o que significaria uma valorização de 42% ante o preço do início de outubro (R$ 8,50). É uma visão mais otimista, de qualquer forma. Na média, as projeções coletadas com analistas pela própria companhia indicam um preço-alvo de R$ 9,41 – alta de 15%.
E uma das explicações é que, para a venda, o governo paranaense já havia investido na gestão da companhia, o que deixou pouco espaço para os ganhos de eficiência esperados pelos investidores após a privatização.
E isso nos leva à mais importante das privatizações do segmento: a da Eletrobras. Se ela não tivesse sido um sucesso, em junho de 2022, o mais provável é que a fila de desestatizações tivesse empacado.
A oferta que oficializou a saída da União do controle da companhia levantou R$ 33,6 bilhões, com cada ação ELET3 vendida a R$ 42 — mas desde então os papéis se desvalorizaram 16%.
O mercado esperava uma melhora operacional após a privatização. Mas isso não aconteceu. A Eletrobras é uma gigante de dimensões continentais – não é tão simples arrumar a casa.
A bolsa brasileira possui 34 empresas do setor elétrico listadas. 15 delas compõem o Índice de Energia Elétrica (IEE).
Estamos falando da maior geradora do país, que produz 23% da nossa energia: são 35 hidrelétricas (incluindo Belo Monte), 20 usinas eólicas, 9 termelétricas e uma usina solar, além de participação nas usinas nucleares de Angra 1 e 2. No braço de transmissão, ela é dona de 40% das linhas brasileiras — 183 mil km.
A figura de Wilson Ferreira Junior, duas vezes ex-CEO da Eletrobras, ajuda a contar a mudança das expectativas do mercado para a companhia.
Em sua primeira passagem pelo comando, a partir de 2016, Ferreira Junior levantou os alicerces que possibilitaram a privatização: venda de subsidiárias ineficientes e redução do endividamento. Sua saída em 2021, após embates com o governo, veio como uma bomba. Parecia o fim do sonho de desestatizar a companhia.
No ano seguinte, com a empresa já sob controle privado, ele retornou. E a expectativa era a de uma reviravolta operacional veloz. Algo bem mais fácil na teoria do que na prática.
O descontentamento com a lentidão das mudanças acabou causando um desgaste entre o CEO e membros do conselho de administração — com os acionistas privados e não com as cadeiras ocupadas por escolhidos pelo governo. Na visão dos analistas, as tentativas da União de contestar a privatização não passam de ruídos, sem potencial de verdadeiro estrago no operacional da empresa.
O foco é o processo de reorganização mesmo. Até a linha de chegada desenhada antes da oferta, a Eletrobras ainda precisa renegociar contratos, readequar o quadro de funcionários com o mínimo possível de litígio trabalhista e promover reorganizações societárias de diversas subsidiárias (algumas delas ainda ineficientes). Um trabalho que deve se estender para os próximos anos, e seguir pesando sobre as ações. Pois é. Haja fada madrinha para transformar uma abóbora como a Eletrobras em carruagem.
