A tese original: comprar o que está quebrado

Em 2012, quando a Equatorial adquiriu a CEMAR — distribuidora do Maranhão —, o ativo estava tecnicamente falido. Perdas de energia acima de 30%, qualidade de serviço entre as piores do país, inadimplência crônica e infraestrutura deteriorada. O mercado via uma concessão sem futuro. A Equatorial viu uma arbitragem regulatória.

A lógica era simples: concessões de distribuição elétrica operam sob regime de tarifas reguladas. Se você consegue reduzir perdas, cortar custos e melhorar a qualidade, a ANEEL reconhece parte desses ganhos na base de remuneração. O resultado é fluxo de caixa crescente, protegido por contrato de longo prazo.

O problema é que essa transformação exige capital imediato — para investir em rede, sistemas de medição, cobrança e operação — antes de capturar qualquer retorno tarifário. A maioria dos operadores evitava ativos tão deteriorados. A Equatorial especializou-se neles.

Os números: de R$ 2,45 bilhões para R$ 3,5 bilhões em um ano

No segundo trimestre de 2025, o segmento de distribuição registrou EBITDA ajustado de R$ 2,45 bilhões, crescimento de 19% em doze meses. No terceiro trimestre, o número subiu para R$ 3,5 bilhões, alta de 18,6% sobre o 3T24.

Essa trajetória reflete o amadurecimento simultâneo de múltiplas concessões. A composição do EBITDA do 2T25 mostra a heterogeneidade do portfólio: Celpa (Pará) gerou R$ 758 milhões; Celg (Goiás) R$ 587 milhões; CEMAR (Maranhão) R$ 382 milhões; CEPISA (Piauí) R$ 273 milhões; CEAL (Alagoas) R$ 252 milhões; CEA (Amapá) R$ 119 milhões; e CEEE (Rio Grande do Sul) R$ 84 milhões.

A diferença entre as concessões não é acidental. Ela espelha o estágio de maturação de cada turnaround. Pará e Goiás já passaram da fase intensiva de investimento e começam a monetizar os ganhos regulatórios. Rio Grande do Sul é a operação mais recente e ainda está na fase de reorganização estrutural.

O modelo em cinco frentes

O turnaround da Equatorial segue um roteiro repetível:

1. Combate a perdas não técnicas
Perdas de energia — furtos, ligações irregulares, medição defeituosa — corroem a receita da distribuidora. A Equatorial entra com tecnologia de medição, fiscalização intensiva e regularização de ligações. No 2T25, as perdas consolidadas caíram para 17,4%, ante 17,5% no trimestre anterior. Parece pouco, mas cada ponto percentual de perda representa centenas de milhões de reais em receita não faturada.

2. Eficiência de custos
No mesmo trimestre, a CEA reduziu custos em 11,6% em base anual; a CEEE, 8,4%; a CEMAR, 1,9%. Na Celg, o crescimento de custos ficou em 1,2%, abaixo da inflação. Isso ocorre por meio de renegociação de contratos, automação, revisão de quadros e padronização de processos entre as distribuidoras.

3. Investimento na rede
Reduzir perdas e custos não basta. A distribuidora precisa cumprir metas de qualidade — DEC (duração das interrupções) e FEC (frequência das interrupções). No final de 2025, a Equatorial informou que atingiu as metas conjuntas de DEC em todas as distribuidoras; duas concessões anteciparam o cumprimento do patamar final de 80% previsto no cronograma regulatório. No 1T26, todas as distribuidoras ficaram dentro do limite de FEC, e Maranhão, Pará, Alagoas e Amapá se enquadraram no DEC.

Esse indicador não é cosmético. Descumprir os parâmetros de qualidade pode resultar em multas, impedimento de revisão tarifária favorável ou, no limite, caducidade da concessão.

4. Disciplina comercial e arrecadação
Outro gargalo em distribuidoras ineficientes é a inadimplência. A Equatorial reduziu a PSLD ajustada — provisão para perdas esperadas na arrecadação — de 1,56% da receita para 0,89% ao longo de 2025. Isso foi feito com sistemas de cobrança mais agressivos, corte seletivo de inadimplentes e acordos de parcelamento.

5. Captura regulatória
O modelo só funciona se a ANEEL reconhecer os ganhos de eficiência na base de remuneração e nos ciclos tarifários. Quando a distribuidora reduz perdas e melhora a qualidade, a agência pode autorizar reajustes mais favoráveis, aumentar a base de ativos regulatória ou reduzir a pressão por cortes tarifários. Esse reconhecimento pode levar de três a cinco anos após o início do turnaround.

Crescimento de mercado e injeção de energia

No 4T25, a energia bruta injetada pelas distribuidoras do grupo cresceu 5,7%, para 19.941 GWh, na comparação anual. A Equatorial Goiás avançou 9,2%, para 5.655 GWh; a Equatorial Pará cresceu 5,1%, para 4.558 GWh; e a operação do Rio Grande do Sul aumentou 4,6%, para 2.669 GWh.

Esse crescimento de mercado é fundamental. Ele permite diluir custos fixos, aumentar a receita sem investimento proporcional e justificar novos investimentos em rede perante o regulador. O crescimento consolidado de 2,6% no 3T25 parece modesto, mas em concessões maduras de distribuição, qualquer expansão acima do PIB é positiva.

A expansão para saneamento: replicabilidade ou distração?

Em julho de 2024, a Equatorial comprou 15% da Sabesp por R$ 8,6 bilhões, marcando a entrada mais relevante no saneamento. A lógica é a mesma: comprar participação em ativo regulado com potencial de melhora operacional, aplicar capital e gestão, capturar ganhos via tarifa.

Mas o saneamento é diferente. O ciclo de investimento é mais longo, a regulação é menos consolidada, os riscos políticos são maiores e o retorno depende de concessões municipais fragmentadas. A Sabesp é um ativo relativamente eficiente comparado às distribuidoras que a Equatorial adquiriu no passado. A questão é se o modelo de turnaround — desenhado para concessões quebradas — funciona em um ativo que já opera acima da média.

Comparação internacional: o paralelo com utilities americanas

O modelo da Equatorial tem precedentes internacionais. Nos Estados Unidos, fundos de private equity e operadores especializados compram utilities regionais com baixa eficiência, reestruturar a operação e vendem para grandes grupos ou mantêm como geradores de fluxo de caixa regulado.

A diferença é que, nos EUA, o ponto de partida costuma ser uma utility funcional com margem de melhora. No Brasil, a Equatorial comprou concessões tecnicamente falidas. Isso aumenta o potencial de criação de valor, mas também o risco de execução.

No Reino Unido e na Austrália, operadores de redes trabalham com ativos regulados de longo prazo, ciclos tarifários previsíveis e metas de qualidade rigorosas. O turnaround é menos dramático, mas o retorno é mais estável. O Brasil combina o pior e o melhor dos dois mundos: alta volatilidade inicial e potencial de retorno elevado se a execução for bem-sucedida.

Os riscos: alavancagem, regulação e execução

Uma análise de crédito projetou geração de caixa operacional consolidada de aproximadamente R$ 5,5 bilhões em 2026 e R$ 7,3 bilhões em 2027, ante cerca de R$ 4 bilhões em 2025. Mas o mesmo relatório apontou fluxo de caixa livre negativo em 2025 e 2026, refletindo o ciclo intensivo de investimentos.

Isso significa que a Equatorial está queimando caixa hoje para capturar retornos amanhã. Se o ciclo tarifário não for favorável, se as perdas não caírem conforme esperado ou se o crescimento de mercado decepcionar, o modelo pode não se pagar.

Além disso, o grupo está aumentando a alavancagem para financiar aquisições e expansão. Isso é típico de operadores de infraestrutura regulada, mas amplia a sensibilidade a mudanças nas taxas de juros e no ambiente regulatório.

O que os dados mostram — e o que escondem

No 1T26, a receita operacional líquida consolidada alcançou R$ 12,75 bilhões, alta de 12%, enquanto o EBITDA ajustado subiu 11,3%, para R$ 2,88 bilhões. São números sólidos. Mas eles refletem concessões em estágios diferentes de maturação. O risco é que o mercado extrapole o desempenho das concessões maduras para as operações mais recentes, que ainda estão na fase de investimento pesado.

Em 31 de março de 2025, a Equatorial protocolou junto à ANEEL pedidos de renovação das concessões do Maranhão e do Pará. Essas são as operações mais antigas e lucrativas do grupo. A renovação é quase certa, mas as condições — especialmente metas de qualidade e investimento — podem ser mais duras do que no ciclo anterior.

Lições para o investidor

1. Arbitragem regulatória exige execução impecável
Comprar ativos regulados ineficientes pode gerar retornos elevados, mas só se a operação conseguir entregar a melhora operacional antes de queimar todo o capital. A Equatorial acertou em Maranhão, Pará e Goiás. Errar em Rio Grande do Sul ou em saneamento pode mudar a narrativa.

2. Timing é tudo
O modelo depende de capturar ganhos regulatórios em ciclos tarifários futuros. Se a janela de revisão tarifária for adversa — por pressão política, mudança de governo ou crise econômica —, os ganhos podem demorar anos para se materializar.

3. Fluxo de caixa negativo não é necessariamente ruim
Em negócios de infraestrutura regulada, queimar caixa na fase de investimento é esperado. O que importa é se a empresa está construindo ativos que serão reconhecidos na base de remuneração futura. A Equatorial está fazendo isso, mas o mercado precisa confiar que o regulador vai cooperar.

4. Diversificação pode diluir o foco
A entrada em saneamento levanta a questão: a Equatorial está replicando um modelo vencedor ou diluindo capital em um setor que não domina? Comprar 15% da Sabesp é diferente de comprar 100% de uma distribuidora quebrada. O nível de controle, a capacidade de transformação operacional e o perfil de risco são distintos.

5. Concessões reguladas são ativos de longo prazo
O turnaround de uma distribuidora leva de cinco a oito anos para amadurecer completamente. Investidores que esperam retornos rápidos vão se frustrar. O valor está em construir um portfólio de fluxos de caixa previsíveis e crescentes, protegidos por contratos de 25 a 30 anos. Mas isso exige paciência e tolerância a volatilidade de curto prazo.