No Investor Day 2025, a Equatorial Energia detalhou a engenharia financeira da virada pós-transmissão: dívida bruta de R$ 55,4 bi, caixa de R$ 10,1 bi e dívida líquida de R$ 45,3 bi. Considerando a venda de transmissão, a dívida líquida pró-forma recua para R$ 35,9 bi, reduzindo a alavancagem para 2,8x (de 3,1x). Em 2025, as captações já somam mais de R$ 7,4 bi. A composição do passivo (57% IPCA, 38% CDI) e o custo médio (IPCA+5,05% e CDI+1,03%, resultando em CDI + 0,13% ao ano) dialogam com o objetivo de alongar o prazo (duration de 5,5 anos) e desconcentrar vencimentos. Este movimento dá continuidade à disciplina financeira após o 2T25: lucro forte, alavancagem de 3,1x e pressão do CDI, agora com foco em baratear e suavizar o custo de capital por meio de BNDES e debêntures incentivadas swapadas para CDI (all-in entre CDI+0,44% e CDI+0,75%).
Do lado operacional-regulatório, a empresa ancorou um ciclo de investimentos em distribuição de R$ 15,4 bi (2025–2029), com 100% dos investimentos reconhecidos e atualizados pela inflação. O Maranhão é destaque, com BRL evoluindo 70% (de R$ 4,37 bi em 2021 para R$ 7,43 bi em 2025). Em qualidade, todas as 7 distribuidoras estão enquadradas em FEC e o DEC global (UDM jun/25) segue convergindo ao regulatório — com Pará em 18,06 (limite 21,48), Maranhão em 12,54 (13,79) e Goiás em 14,80 (11,22). Em GO, já foram R$ 4,88 bi desde a transferência (1T23 a 2T25), com 6 novas subestações, 203 modernizadas e 124 km de novas linhas; o plano 2026–2027 prioriza reduzir penalidades, manter perdas sob controle e melhorar PECLD. No contencioso goiano, a provisão atinge R$ 1,7 bi, enquanto o PPA caiu de R$ 2,43 bi para R$ 1,04 bi, sinalizando tração na limpeza de legados e sustentação da qualidade regulatória que sustenta o crescimento.
Os próximos marcos de RTP — MA (ago/25), CEEE-D (nov/26), CEA (dez/26), PA (mai/ago/27), PI (dez/28), GO (out/28) e AL (mai/29) — se somam a reajustes que fortalecem a previsibilidade da Parcela B e a BRL reconhecida. Diferentemente de ciclos em que a receita regulatória demorava a capturar o esforço operacional, a companhia já colheu sinalizações recentes, como o reajuste anual homologado na Equatorial Pará em agosto/25, que reforça o caixa das distribuidoras e dá suporte ao cronograma de amortizações (R$ 3,5 bi em 2025, R$ 6,3 bi em 2026, R$ 7,2 bi em 2027 e R$ 16,8 bi após 2031). Essa combinação — base reconhecida, qualidade em melhoria e maturação das RTPs — sustenta a agenda de alavancagem eficiente e alongamento do passivo.
No pilar de diversificação, o material do Investor Day cita Sabesp entre os drivers de EBITDA até 2030, em linha com a recorrência já observada na equivalência patrimonial e com o avanço do braço de saneamento. Esse vetor adiciona resiliência aos fluxos de caixa em um cenário de CDI elevado e complementa o ciclo de investimento em distribuição e renováveis, reforçado por decisões recentes como o reajuste de 8,11% no saneamento do Amapá. Em síntese, a companhia consolida uma tese de negócios essenciais pós-transmissão: captações mais baratas e longas, base regulatória crescente, qualidade em curva de melhoria e fontes não elétricas amortecendo a volatilidade financeira — um encadeamento que dá visibilidade para a expansão do EBITDA e a redução gradual do risco.
