O Santander avalia que o leilão marcado pelo governo para 1º de agosto para liquidar a dívida remanescente de R$ 1,1 bilhão de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) com o mercado de curto prazo pode representar uma oportunidade interessante para grandes geradoras prorrogarem suas concessões e estenderem a duração de seu fluxo de caixa, com retornos reais estimados entre 10% e 13% no cenário base. No entanto, o banco pondera que o impacto no valor presente líquido (VPL) tende a ser limitado devido ao pequeno porte do certame.
A proposta do leilão é converter o passivo das PCHs em créditos que serão utilizados para prorrogar concessões de grandes usinas hidrelétricas (UHEs). Vencerão as UHEs que aceitarem pagar o maior valor por esses créditos, enquanto as PCHs deverão encerrar disputas judiciais e quitar as dívidas.
No cenário competitivo, o Santander aponta que Cemig (CMIG4), Auren (AURE3), Engie Brasil (EGIE3), Eletrobras (ELET3) e Enel Américas estão entre os participantes mais prováveis.
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Segundo relatório, a Cemig se destaca por ter uma capacidade expressiva com concessões vencendo já em 2027, o que, segundo o banco, a torna mais competitiva que os pares, ainda que enfrente tarifas de transmissão mais altas.
Já a Auren tem maior capacidade elegível e custos médios de transmissão mais baixos, fator relevante na estrutura de custos dos projetos.
As UHEs vencedoras poderão renovar suas concessões por até sete anos, com prazo definido a partir de premissas divulgadas pelo governo, como preço de energia de R$ 229,85 por megawatt-hora (MWh), despesas operacionais de R$ 95,81/MWh, taxa de desconto real de 10,94% ao ano e alíquota de impostos de 34%. Dependendo da data de vencimento da concessão original, o leilão pode viabilizar a renovação de cerca de 480 MW médios de capacidade firme no caso de outorgas vencendo em 2027, ou aproximadamente 810 MW médios para concessões com vencimento em 2032.
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Pelas contas do Santander, considerando premissas operacionais mais realistas, como preço de longo prazo de R$ 160/MWh, GSF de 85% e alavancagem de 70% no pagamento da outorga, a taxa interna de retorno (TIR) real pode chegar a 12,9% no primeiro cenário e 10,3% no segundo.
O banco chama atenção para o risco de que tarifas de transmissão elevadas comprometam a viabilidade do projeto, além do peso dos custos operacionais, que podem favorecer empresas com maior escala na região. A expectativa de preços futuros mais altos também pode atrair mais participantes.
Na avaliação do Santander, o andamento do certame depende ainda de definições regulatórias. A Aneel deveria votar, na véspera, ajustes às regras do leilão, mas um pedido de vista adiou a deliberação, aumentando o risco de judicialização e até de adiamento ou cancelamento caso a medida provisória que sustenta a licitação não seja aprovada.
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O histórico da disputa remonta ao déficit hídrico registrado a partir de 2014, que levou geradoras a obterem liminares para mitigar impactos financeiros, acumulando passivos com o sistema. Dois acordos anteriores foram firmados pelo governo com UHEs, mas não atraíram PCHs do mercado livre. Agora, o novo leilão busca liquidar o passivo remanescente dessas geradoras, estimado em R$ 1,1 bilhão.
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