Monte Bravo Analisa — Resultado Equatorial 2T26

A Equatorial divulgou na noite de quarta-feira (12) seus resultados referentes ao 2º trimestre de 2026.

Os números sólidos em distribuição foram consumidos por geração, comercialização e pela menor contribuição da Sabesp. O EBITDA ajustado somou R$ 2,9 bilhões (+ 0,8% a/a) e o lucro líquido ajustado ficou em R$ 110 milhões (-83,5% a/a).

As ações recuaram 1,80% ontem(13), contra queda de 0,23% do Ibovespa, uma reação levemente negativa e — na nossa leitura — mais ligada ao lucro e à alavancagem do que ao desempenho operacional.

Em distribuição, o volume de energia cresceu 4,2% a/a, ou 5,0% ajustando uma mudança de contabilização em Alagoas que empurrou um mês de faturamento para o 3T26. As perdas de energia caíram para 17,9%, 1 p.p. abaixo do nível que o regulador reconhece na tarifa, com o Maranhão voltando a se enquadrar.

O EBITDA das distribuidoras somou R$ 2,6 bi (+7,8% a/a), com o ganho de margem vindo, nessa ordem, dos reajustes tarifários, do maior volume e da redução de perdas.

Os indicadores de qualidade foram o melhor destaque. O DEC caiu nas sete distribuidoras na comparatação trimestral e em seis das sete na comparação anual, com o Piauí voltando ao limite regulatório e o Amapá recuando 2,5 horas. Todas as concessões estão dentro do limite de FEC.

Das duas ainda fora do limite de DEC, Goiás está a 0,06 hora do enquadramento e com waiver até 2028, e a CEEE-D opera dentro de uma curva contratual específica para este ano. As compensações pagas a consumidores caíram 18,3% no trimestre e R$ 102 mi em 12 meses. Isso responde, ao menos por ora, à preocupação que vinha aparecendo no mercado sobre a necessidade de elevar despesas para cumprir metas de qualidade.

Do lado de custos, o desempenho foi bom: as despesas operacionais por consumidor subiram 4,0% em 12 meses, abaixo da inflação de 4,64% no período. A exceção foi o custo de remoção, que é a despesa de retirar postes, cabos e equipamentos velhos da rede, e que dobrou para R$ 143 mi, com quase todo o aumento concentrado na distribuidora gaúcha. A explicação da companhia nos parece consistente: esse custo aparece quando as obras são concluídas e incorporadas à base de ativos, movimento que a CEEE-D acelerou antes da sua revisão tarifária. É despesa hoje que vira base remunerada adiante.

Fora da distribuição, o trimestre foi ruim. A Echoenergia entregou EBITDA ajustado de R$ 134,6 mi (-25,3% a/a), com geração 14,6% menor, vento médio recuando 9,1% e curtailment de 229 GWh (equivalente a 18,4% do potencial e a R$ 30 mi de impacto financeiro). A comercializadora foi o destaque negativo, com EBITDA ajustado de
R$ 44,1 mi negativos (vs. R$ -3,4 mi no 2T25), pressionada pela recomposição de lastro em um cenário de preços voláteis e por custos de modulação horária. Como contrapartida, a Portaria Normativa 140/2026 regulamentou o ressarcimento de curtailment previsto na Lei 15.269, e a companhia estima potencial de aproximadamente R$ 317 mi — valor relevante e, na nossa leitura, ainda não precificado.

Na estrutura de capital, a dívida líquida encerrou em R$ 51,8 bi, com alavancagem de 3,1x na visão covenant, ou 3,6x excluindo o ganho de capital da venda da transmissão — que deixa a base de 12 meses no 3T26. A aquisição de 30% da Copasa por R$ 5,6 bi foi financiada com R$ 5,1 bi de dívida a CDI +0,80% a.a., já integralmente no balanço, e o covenant já considera um cálculo proforma da equivalência dos últimos 12 meses, de forma que não há alívio adicional a capturar.

A AGE deve ser convocada nos próximos dias. A companhia captou R$ 7,6 bi no trimestre, antecipando funding diante da volatilidade esperada para o ciclo eleitoral, e alongou o prazo médio da dívida para 5,6 anos.

A agenda regulatória é, na nossa visão, o que decide o valor do papel daqui para frente. A Aneel já abriu discussão sobre o fator de produtividade usado no cálculo das tarifas, com desfecho previsto ainda para 2026, e a proposta em análise tende a favorecer quem cresce acima da média do setor, caso da Equatorial. Em setembro deve começar outra discussão, sobre quanto de inadimplência a tarifa reconhece, com conclusão esperada para 2027, tema ligado diretamente ao problema do Maranhão.

Também estão na fila a atualização dos preços de referência usados para calcular a base de ativos e a revisão da taxa de retorno regulatória. No calendário de revisões tarifárias, CEEE-D e Amapá se concluem este ano, Pará vem no início de 2027 e Goiás e Piauí em 2028.

Esse calendário sustenta o principal argumento da administração sobre alavancagem: há um volume relevante de obras já executadas que hoje aparece na dívida líquida e ainda não no EBITDA, passando a compor o resultado à medida que as bases forem reconhecidas nas revisões. Concordamos com a lógica, mas o desconforto está no timing, já que as duas maiores revisões só ocorrem em 2028.

Seguimos construtivos com a tese em Equatorial (EQTL3). A operação de distribuição entregou volume, perdas e qualidade de serviço simultaneamente — uma combinação pouco comum no setor — e a companhia segue como uma das melhores alocadoras de capital entre as elétricas brasileiras.

Os pontos que monitoramos são: (i) a inadimplência nas concessões que passaram por reajustes elevados; (ii) a execução da comercializadora); e (iii) o custo de carregar uma alavancagem de 3,6x em um ambiente de juros altos por mais tempo.

Equatorial (EQTL3) — Compra

Preço Alvo	43,50
Preço Atual	34,82
Upside	25%
Capitalização de Mercado (R$ bi)	43,85
Ações Emitidas (mi)	1.249
Free Float	45,9%

Performance

Semana	-9,61%
Mês	-13,40%
Ano	-9,09%

Análise por Bruno Benassi, CNPI 9236, Analista de Ativos da Monte Bravo Corretora, CNPJ 50.489.148/0001-00.