quem ganha e quem perde com possível aumento das chuvas?

O setor elétrico brasileiro provavelmente vai colher frutos com a chegada da temporada de chuvas, que, segundo análises recentes, deve ter um impacto nos preços de energia. De acordo com a XP Investimentos, o consumo de energia elétrica em outubro de 2024 registrou um crescimento de 5,3% em comparação ao mesmo mês do ano anterior, o que reflete um aumento na demanda, especialmente nos subsistemas Sul, Norte e Nordeste, que se destacaram com incrementos acima da média nacional.

A recuperação dos níveis dos reservatórios hidrelétricos é um fator determinante nesse contexto, afirmam os analistas. Os dados mostram que os reservatórios estão se aproximando da média histórica, com a região Sudeste, em particular, exibindo uma recuperação maior. Apesar do subsistema Norte ainda manter altos níveis de água, a melhoria observada nas demais regiões, segundo os analistas, sugere que as chuvas esperadas podem contribuir para a estabilização e recuperação geral dos reservatórios. Esse cenário, para os estrategistas, é vital porque a matriz energética brasileira é predominantemente hídrica, o que torna a chuva um fator importante para a oferta de energia.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou uma redução na bandeira tarifária para a amarela a partir de novembro, prevendo um alívio nos custos para os consumidores. O banco diz que essa mudança tarifária é uma resposta direta às condições hidrológicas mais favoráveis que estão sendo projetadas. A expectativa dos analistas é que, à medida que as chuvas se intensificam e os reservatórios se enchem, haja uma redução nos preços da energia elétrica, especialmente nos contratos à vista, que têm sido pressionados por custos mais altos.

Os preços da energia no mercado à vista, que atualmente se encontram em patamares elevados, podem sofrer uma acomodação à medida que a oferta aumenta com as chuvas. A análise do Bradesco BBI sugere que a melhoria nas condições hidrológicas pode resultar em uma queda nos preços à vista, influenciando também os contratos de médio e longo prazo. Os preços médios da energia, que em 2023 alcançaram picos históricos devido à seca severa e à dependência da geração térmica, devem se estabilizar, beneficiando consumidores residenciais e industriais.

Desafios se queda nos preços for abrupta

Entretanto, essa transição não será uniforme para todas as empresas do setor. As geradoras de energia, como Eletrobras (ELET3) e Copel (CPLE6), que possuem uma quantidade maior de capacidade não contratada, podem enfrentar desafios se a queda nos preços for abrupta. A pressão sobre as margens de lucro dessas empresas, explicam os analistas, pode ser acentuada se os preços caírem mais rápido do que o esperado.

Em contraste, empresas que possuem carteiras de contratos robustas, como Engie (EGIE3) e Cemig (CMIG4), estão em uma posição mais favorável. Essas empresas podem garantir um fluxo de receita estável, independentemente das flutuações do mercado à vista.

Além das condições hidrológicas, outros fatores econômicos também devem ser considerados. O cenário macroeconômico, incluindo a inflação e a política monetária, pode influenciar a disposição dos consumidores a pagar tarifas de energia mais altas. As taxas de juros, que têm sido um tema recorrente nas discussões econômicas, podem afetar os investimentos em infraestrutura energética e, consequentemente, a capacidade de geração e distribuição de energia no Brasil, diz o relatório.

Os analistas da XP também destacam a importância do acompanhamento das políticas tarifárias e das iniciativas do governo em relação à regulamentação do setor elétrico. Medidas que visam estimular a eficiência energética e a diversificação da matriz energética, conforme eles, podem ter um impacto positivo a longo prazo, ajudando a mitigar os efeitos das oscilações sazonais e climáticas sobre a oferta de energia.

O mercado de ações também reflete essas dinâmicas. A diminuição da volatilidade nos preços à vista representa uma oportunidade atraente para investidores no setor de utilities. A taxa interna de retorno (TIR) real implícita média no setor está em 11,6%, com a Equatorial se destacando como uma opção sólida para investidores que buscam exposição ao mercado de energia. A empresa, segundo os especialistas, tem se mostrado resiliente, com um modelo de negócios que a posiciona bem para se beneficiar de um ambiente de preços mais estáveis.

Capacidade descontratada (%)

A capacidade descontratada – energia que a usina pode gerar e vender no mercado, mas que ainda não foi vendida através de acordos ou contratos firmados com consumidores ou distribuidoras – traz uma visão clara das expectativas para diferentes companhias nos próximos anos:

• Eletrobras (ELET3): aumenta sua capacidade descontratada, passando de 11% em 2024 para 62% em 2027, indicando uma maior exposição ao mercado à vista nos anos seguintes.
• Engie (EGIE3): mantém um percentual relativamente baixo de capacidade descontratada até 2026, mas apresenta um aumento gradual.
• AES Brasil (AESB3) e Copel (CPLE6): demonstram crescimento moderado na capacidade descontratada, o que pode impactar sua posição no mercado.
• Auren (AURE3) e Cemig (CMIG4): mostram um percentual de capacidade descontratada que pode afetar sua vulnerabilidade em cenários de preços voláteis.