Olá, esse é um conteúdo exclusivo destinado aos nossos assinantes
Para continuar tendo acesso a todos os nossos conteúdos, escolha um dos nossos planos e assine!
Redação
de R$ 47,60
R$
21
,90
Mensais
Notícias abertas CanalEnergia
Newsletter Volts
Notícias fechadas CanalEnergia
Podcast CanalEnergia
Reportagens especiais
Artigos de especialistas
+ Acesso a 5 conteúdos exclusivos do plano PROFISSIONAL por mês
Profissional
R$
82
,70
Mensais
Acesso ILIMITADO a todo conteúdo do CANALENERGIA
Jornalismo, serviço e monitoramento de informações para profissionais exigentes!

O país está chegando ao final do período seco de 2023 e prestes a entrar no úmido que se estende até o final do primeiro trimestre de 2024. E nesse contexto a agência de classificação de riscos Fitch Ratings publicou relatório sobre a análise relativa de crédito de geradoras brasileiras. Entre as constatações está a de que a forte recuperação dos níveis dos reservatórios em 2022 e no primeiro semestre de 2023, o preço de curto prazo deve permanecer baixo, em torno de R$ 69/MWh que é o patamar do PLD mínimo, e aumenta para R$ 97/MWh em 2024. O cenário-base da Fitch considera preços médios de venda de energia para novos contratos de R$ 121/MWh de 2023 a 2025.

Os efeitos negativos da queda dos preços são maiores para as geradoras com maior parcela de energia descontratada. A alta exposição da Eletrobras a risco de recontratação deve afetar os fluxos de caixa e os indicadores de alavancagem, como refletido na sua perspectiva negativa. A Eletrobras deve ter 46% de energia descontratada para 2026 e 52% para 2027.

“Os valores de longo prazo também podem cair, devido à entrada em operação de novas capacidades e ao crescimento limitado do consumo de energia. Os efeitos negativos de uma queda nos preços são maiores para geradoras com parcela maior de energia descontratada”, aponta o relatório. “Quanto maior a diversidade de fontes, ativos e regiões, mais mitigados ficam os riscos operacionais”, afirma.

A alavancagem média aumentará para 3,7 vezes em 2023, de 3,1 vezes em 2022, devido a um plano de expansão robusto, principalmente da AES Brasil e da Eneva. Contudo, a agência aponta que as geradoras estão bem posicionadas para enfrentar necessidades de investimento e refinanciamento.

Em geral, diz que o perfil de negócios é classificado como positivo. As principais geradoras de energia elétrica do Brasil (BB/Estável) têm escala significativa, e a maioria das concessões vence a longo prazo. A Eletrobras, que tem o rating AA(bra)/Negativa e a Engie Brasil Energia, AAA(bra)/Estável, têm carteiras bem diversificadas, compostas por hidrelétricas. Os novos ativos na Amazônia diversificarão a carteira da Eneva – AA+(bra)/Estável. E ainda, considera um risco o vencimento da concessão da AES Brasil Operações – em 2032 – AA–(bra)/Estável – que representa 64% da capacidade de geração da empresa.

Mesmo com o ambiente favorável, a Fitch considera um GSF de 0,85 em 2023, 0,87 em 2024 e 0,89 em 2025. Assim, as empresas de geração altamente contratadas, como a Auren Energia – AAA(bra)/Estável – devem continuar gerindo este risco, enquanto as que dependem de geração termelétrica, como a Eneva, devem operar com níveis de despacho mais baixos.

Para a Fitch, a maioria das geradoras brasileiras demonstrou robusta capacidade de geração operacional ao longo do tempo. A empresa acredita que a manutenção de conservadoras políticas comerciais, que priorizem capacidade contratada em detrimento de exposição a vendas elevadas no mercado spot, contribuirá para resultados previsíveis e reduzirá a exposição a condições hidrológicas adversas. Diz que térmicas com posições contratuais fracas e maior exposição ao mercado spot apresentam fluxos de caixa mais voláteis.

Outro destaque é que as geradoras analisadas apresentam confortável liquidez, sustentada por posições de caixa que cobrem vencimentos de curto prazo. O perfil de crédito, aliado a dívidas com vencimento no longo prazo, proporcionam flexibilidade financeira para enfrentar condições de financiamento mais restritas nos mercados de dívida e de capitais. A Fitch estima que o índice caixa médio/dívida de curto prazo permanecerá ligeiramente acima de 1,2 vez em 2023 e 1,3 vez em 2024. Incluindo o fluxo de caixa das operações (CFFO), a liquidez deverá ficar, em média, em 1,8 vez em 2023 e 2,4 vezes em 2024.

A maior parte da capacidade comercial das geradoras está contratada nos próximos três anos, proporcionando receitas e fluxos de caixa previsíveis a curto e médio prazos. Em média, 91% da capacidade comercial da carteira da Fitch já estavam contratados de 2023 a 2026. Em 2023, a Aliança é a geradora com maior volume contratado (100%), e a AES Brasil, o mais baixo (93%). No geral, 97% da capacidade comercial estavam contratados para o ano.

A Fitch considera positiva a manutenção de parte da energia descontratada para fornecer às geradoras uma proteção contra condições desfavoráveis na produção, o que é muito comum em fontes renováveis, como hidrelétricas e parques eólicos. A Fitch analisa se o mix de energia de uma geradora pode flutuar sazonalmente, o que coloca as térmicas em melhor posição. Pagamentos baseados em capacidade, que tendem a dar estabilidade ao fluxo de caixa no mix de receitas e são mais utilizados por termelétricas, beneficiam o perfil de crédito da Eneva.

Formam essa análise a AES Brasil, Aliança, Auren, Eletrobras, Eneva, Engie e Omega (atual Serena). Entre os itens analisados estão ainda a flexibilidade e estrutura financeira, rentabilidade, exposição a commodities, base de ativos e operações, posição de mercado e visibilidade de receitas.