A Neoenergia, controlada pela espanhola Iberdrola, anunciou nesta quarta-feira (28) um acordo para vender sua participação remanescente de 25% na hidrelétrica de Dardanelos, em Mato Grosso, a uma sociedade detida por fundos geridos pela Itaú Asset Management. A operação deve antecipar cerca de R$ 400 milhões em caixa para a companhia.

O acordo prevê também a quitação integral de um empréstimo de R$ 265,8 milhões concedido à Hidro Participações pela Elektro Renováveis do Brasil, subsidiária integral da Neoenergia. Tanto o preço das ações quanto o valor do empréstimo estão sujeitos a correção monetária e outras atualizações desde 2 de abril de 2026 até o fechamento da operação.

A participação remanescente havia sido mantida após a venda de 75% do empreendimento à francesa EDF power solutions, anunciada em 21 de novembro de 2025 e concluída em 2 de abril deste ano. A EDF permanece como sócia majoritária e assumiu a responsabilidade pela operação e manutenção da hidrelétrica com a conclusão daquela aquisição.

Na negociação anunciada no ano passado, o valor atribuído à totalidade do empreendimento foi de R$ 2,51 bilhões. A avaliação seguia o critério de enterprise value, que considera também o endividamento líquido do negócio.

A participação remanescente da Neoenergia era indireta, por meio da EDF Brasil Hidro Participações, sociedade que detém a Energética Águas da Pedra, empresa responsável pela usina.

A saída de Dardanelos ocorre em meio à estratégia de rotação de ativos da Neoenergia. Ao anunciar o acordo com a EDF, a companhia afirmou que a operação contribuiria para fortalecer o caixa, reduzir a alavancagem e simplificar sua estrutura.

No encerramento de setembro, a alavancagem da Neoenergia, medida pela relação entre dívida líquida e Ebitda, estava em 3,44 vezes. O indicador recuou em relação às 3,48 vezes de junho, mas ficou acima das 3,41 vezes registradas em dezembro de 2025.

A dívida líquida somava R$ 52,23 bilhões, alta de 7% sobre os R$ 48,74 bilhões do fim do ano passado. Segundo o balanço do terceiro trimestre, o aumento foi explicado principalmente pelos investimentos nos projetos de redes.

Dardanelos está localizada no rio Aripuanã, no município de mesmo nome, no norte de Mato Grosso, e entrou em operação comercial em 20 de agosto de 2011. A usina tem cinco unidades geradoras, sendo quatro de 58 megawatts e uma de 29 megawatts, que somam 261 MW de capacidade instalada.

O empreendimento opera a fio d’água, aproveitando o fluxo do rio para gerar eletricidade, e possui reservatório de 0,24 quilômetro quadrado. Segundo a EDF, a capacidade da hidrelétrica equivale ao abastecimento de aproximadamente 1,4 milhão de pessoas.

De acordo com a Neoenergia, Dardanelos mantém contratos de venda de energia com um conjunto de 24 distribuidoras brasileiras. A EDF assumiu a responsabilidade pela operação e manutenção da usina quando concluiu a aquisição da participação majoritária, em abril.

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A Echoenergia, braço de geração da Equatorial, estuda a participação em leilões de hidrelétricas caso o governo decida relicitar concessões de usinas próximas do fim. Em entrevista ao Alta Voltagem, da CNN, o CEO da empresa, Liu Aquino, afirmou que a fonte hídrica interessa à estratégia de diversificação da companhia e defendeu novas disputas como oportunidade para reduzir a concentração de mercado.

“Então, sim, a gente defende que essas concessões vão para a licitação e, certamente, se elas forem para a licitação, a gente vai estar analisando”, afirmou.

O MME (Ministério de Minas e Energia) abriu recentemente uma consulta pública sobre as regras que vão orientar a prorrogação ou a relicitação de concessões de usinas hidrelétricas vencidas ou próximas do vencimento.

A manifestação do executivo sinaliza interesse em examinar os ativos, com uma eventual participação condicionada à decisão do governo e à avaliação das oportunidades. A Echoenergia opera atualmente parques eólicos e solares.

Aquino destacou o papel de modulação das hidrelétricas, que permite ajustar a produção ao longo do tempo. Usinas com reservatórios podem armazenar água para gerar eletricidade nos períodos de maior necessidade, complementando fontes variáveis como eólica e solar. Essa flexibilidade depende, porém, da disponibilidade hídrica e das restrições operacionais e de uso da água.

O mercado vê uma concentração grande de ativos hidrelétricos na mãos e poucos players. Hoje a Áxia é a maior geradora hidrelétrica do Brasil com cerca de 44 GW de capacidade, seguida de Engie (10,7 GW), Auren (8.9 GW) e Copel (7,3 GW).

O interesse da companhia acrescenta um potencial concorrente à discussão sobre o futuro das concessões. Para Aquino, a distribuição dos ativos entre poucos grupos é um dos fatores que justificam a realização de novos leilões.

“A nossa visão sobre esse tema é que hoje existe uma grande concentração de hidrelétrica na mão de poucos players e as usinas hidrelétricas são os principais fornecedores de energia, principalmente no submercado sul e sudeste”, disse.

Na avaliação do CEO da Echoenergia, a licitação abriria espaço para desconcentrar esse mercado e arrecadar recursos que poderiam contribuir para a modicidade tarifária, ou seja, para conter os custos da eletricidade aos consumidores.

O resultado concorrencial, entretanto, dependerá do desenho dos certames e dos vencedores. A abertura de uma disputa permite a entrada de novos operadores, mas também pode viabilizar a aquisição das usinas por grupos que já possuem grandes portfólios.

A posição da Echoenergia se aproxima da defendida por Copel e Axia. A Copel argumenta que a competição permite testar o valor das concessões e confrontar as diferentes expectativas dos investidores sobre preços de energia, custos e necessidade de investimentos. A companhia também manifestou interesse em participar de eventuais leilões.

As duas empresas tiveram concessões renovadas no contexto de suas privatizações. Já a Engie defende a prorrogação associada a investimentos. No caso da usina de Salto Santiago, no Paraná, empresa argumenta que uma definição antecipada permitiria acelerar a ampliação da potência da usina.

A Echoenergia estima recuperar cerca de R$ 300 milhões em receitas com o mecanismo de compensação por cortes de geração de energia, conhecido pelo jargão “cuirtailment”. A expectativa foi apresentada pelo CEO da companhia, Liu Aquino, em entrevista ao Alta Voltagem, da CNN, mas depende da revisão dos valores e da adesão definitiva da empresa ao acordo.

Segundo o executivo, os cortes superam atualmente 20%, em média, nas usinas da companhia. As restrições alteraram as projeções de receita e caixa dos empreendimentos e acrescentaram um risco que, na avaliação dele, tinha dimensão muito menor quando os investimentos foram planejados.

“Quando você desenvolve um parque eólico, um parque solar, a previsão que você tem é que a sua incerteza está relacionada ao recurso, não tanto à expectativa de limite de geração”, afirmou.

Aquino disse que as consequências vão além da energia que deixa de ser produzida. A redução das receitas afeta a percepção dos credores sobre a capacidade financeira da companhia e exige negociações sobre os riscos do negócio.

A intensificação das restrições ocorreram a partir de agosto de 2023, após o apagão ocorrido naquele ano. O ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) adotou novos limites operacionais para preservar a segurança do sistema.

“Temos uma perspectiva hoje de cerca de uns 300 milhões de receita ou de recuperação de receita em função desse processo”, afirmou.

A perspectiva de recuperação de receitas está associada à Portaria Normativa nº 140, publicada em julho. Aquino afirmou que a adesão da Echoenergia é provável, mas que a decisão final deve ocorrer no início de 2027, após o avanço da revisão das informações utilizadas nos cálculos.

A portaria regulamenta a compensação por cortes ocorridos entre 1º de setembro de 2023 e 25 de novembro de 2025, classificados como decorrentes de confiabilidade elétrica ou indisponibilidade externa. O mecanismo tem alcance delimitado e exige a assinatura de um termo de compromisso, com renúncia a disputas sobre compensações por restrições ocorridas até a data estabelecida.

Pelas regras, o ONS apura e classifica os cortes, enquanto a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) calcula e operacionaliza as compensações por meio da recontabilização financeira de eventos passados.

O impacto sobre o caixa varia conforme os contratos. Nos empreendimentos com contratação regulada, o executivo explicou que bandas de geração mínima e máxima e mecanismos de apuração anual e quadrienal amortecem e postergam parte dos efeitos financeiros. Nas usinas vinculadas ao mercado livre, segundo ele, o impacto aparece já no mês seguinte.

Consumidor deve pagar a conta dos cortes?

Questionado sobre a possibilidade de o ressarcimento às geradoras pesar na conta de luz, Aquino defendeu que seus efeitos sejam mitigados por mudanças em outras regras do setor. “Nosso entendimento é que ele não necessita causar impacto tarifário”, afirmou.

Como exemplo, o executivo propôs aplicar uma sinalização de preços por horário à compensação da energia produzida pela geração distribuída, formada principalmente por sistemas solares instalados em telhados e pequenos empreendimentos.

Na lógica apresentada por ele, a energia injetada na rede em momentos de excedente deveria gerar menos créditos do que aquela entregue quando o sistema mais precisa. Esses créditos são utilizados pelos consumidores participantes para compensar o consumo de eletricidade.

A tarifa branca já existe para consumidores de baixa tensão e diferencia os valores cobrados conforme o horário. A proposta do executivo é usar essa sinalização para modificar a valorização da energia entregue pela geração distribuída.

A revisão dos créditos da geração distribuída sugerida pelo CEO seria uma medida adicional. Se adotada nos termos apresentados, poderia reduzir o abatimento obtido pelos consumidores que injetam energia nos horários de excedente, alterando o retorno financeiro desses sistemas.