Engie vê curtailment como nova realidade do setor e fruto de subsídios alongados

Se inicialmente a Engie Brasil apostava numa recorrência do curtailment por restrições do sistema de transmissão ou no escoamento da geração do Nordeste para o centro da carga, hoje a empresa vê que a questão chegou para ficar em função da capacidade da carga em absorver toda a geração centralizada e distribuída.

O curtailment é um termo utilizado pelo setor para a redução deliberada da geração das renováveis para equilibrar a oferta e a demanda, seja por falta de demanda, seja por gargalo de transmissão.

“A gente não está falando só de geração eólica e solar centralizada. Existe uma quantidade muito expressiva de geração distribuída que entrou no nosso sistema ao longo dos últimos anos de uma forma exagerada e em função do nível irracional de subsídios que a gente tem. A gente buscou alertar para tentar reverter essa política de geração distribuída, infelizmente sem sucesso”, disse o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da companhia Eduardo Takamori.

Para o diretor de RI, a situação é fruto direto de um conjunto de políticas que permanecem por mais tempo que deveriam. “Mesmo no médio prazo, a gente vai continuar percebendo curtailments em momentos como o fim de semana, quando a carga é mais baixa e o curtailment é mais importante. Veio para ficar por muitos anos”, reforçou o executivo.

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Estratégia de comercialização de energia

A nova conjuntura da matriz brasileira, com sobreoferta de energia de fontes renováveis variáveis, com mais ou menos chuvas, ou com demanda maior ou menor ao esperado, levam à certeza de que um mercado com zero volatilidade já não existe mais.

“A qualquer momento pode dar preço, dependendo da frustração ou da postergação do início do próximo período [chuvoso]. Acaba que todos os geradores e todos os agentes de mercado acabam precificando esse risco. Lembrando que a gente não só tem que verificar qual que é o valor provável, mas também tem que ver qual que é a dispersão, a probabilidade de ocorrência de diversos cenários”, disse Eduardo Takamori, lembrando que com as mudanças climáticas e o novo contexto matriz, a energia natural afluente pode ocorrer fora dos limites observados em histórico.

Com isso, a empresa tem aproveitado janelas de oportunidade para venda gradual de disponibilidade futura, de forma a mitigar o risco de exposição à volatidade do Preço da Liquidação das Diferenças (PLD).

Desde o terceiro trimestre do ano passado, a empresa tem atuado para reduzir o volume descontratado entre 2024 e 2029. Para este ano, a empresa possui 463 MW médios sem contratos, enquanto para 2025 o montante cai para 331 MW médios, ou 6% do total da energia entre mercados livre e regulado e hedge de GSF estrutural. A partir de 2026, a descontratação sobe para 11%, 20%, 30% e 44%.

Rafael Bosio, gerente de Relações Institucionais da Engie Brasil Energia, destaca como exemplo, que na última teleconferência de resultados a descontratação de 2028 era de 41%, caindo para os 30% atuais.

“Foi o que aconteceu no quarto trimestre do ano passado, em que a gente teve maior volatilidade de preços e conseguiu vender um volume significativo da energia a ser entregue no futuro, especialmente nos anos de 2026, 2027 e 2028. A gente procurou acelerar a venda e o fechamento dessas posições”, explicou o gerente de RI.

No 1T24, a Engie realizou vendas de energia em volumes que elevaram à redução média no saldo descontratado de 95 MW médios no período entre 2024 e 2029, mantendo o patamar do preço médio líquido de venda acima de R$ 210,00/MWh.

Com a evolução da abertura do mercado livre de energia para todos os clientes da alta tensão, a companhia teve um aumento de 46,9% na carteira em relação ao mesmo período do ano anterior. 

Geração

A produção de energia elétrica nas usinas operadas pela Engie Brasil foi de 13.958 GWh no 1T24, resultado 53,2% superior à produção do 1T23, desconsiderando a geração da termelétrica Pampa Sul, em razão da sua venda em maio de 2023.

Do total gerado, as hidrelétricas foram responsáveis por 12.894 GWh e as complementares por 1.064 GWh. Os resultados representam elevação de 66,3% na geração das UHEs e redução de 21,6% nas complementares, em comparação ao mesmo período de 2023.

No caso das hidrelétricas, o aumento da geração é justificado pela empresa pelas melhores condições hidrológicas na região Sul e à política de operação do Operador Nacional do Sistema (ONS) adotada para as usinas da bacia do rio Tocantins.

Já para as usinas complementares – geração eólica e solar – é dada pela redução da incidência de ventos nos parques localizados na Bahia e no Ceará. A geração das eólicas da região Nordeste foi 19,2% abaixo do mesmo período do ano anterior, totalizando 919 GWh.

Para as usinas solares, ocorreu redução na geração das plantas que compõem os conjuntos fotovoltaicos Paracatu e Floresta pela menor irradiação no 1T24.

Resultado

A Engie Brasil Energia registrou lucro líquido ajustado de R$ 793 milhões, 10,1% abaixo do reportado no comparativo com o mesmo período de 2023. Segundo a companhia, a queda foi resultante da venda da termelétrica Pampa Sul, em maio de 2023, e da alienação parcial da participação na Transportadora Associada de Gás (TAG), em janeiro desse ano. O Ebitda ajustado foi de R$ 1,8 bilhão, redução de 12,1% em relação ao 1T23.

A ausência dos contratos do ambiente regulado vinculados à UTE Pampa Sul, com preço acima da média no portfólio, bem como a consequente redução da quantidade de energia vendida, impactaram também a receita operacional líquida, que neste primeiro trimestre foi de R$ 2,6 bilhões, queda de 10,4% frente ao mesmo período do ano anterior.

“A Engie Brasil Energia vem recompondo o seu portfólio ao longo dos últimos anos com foco em geração renovável e infraestrutura de transmissão. Demos mais um passo neste sentido ao concluirmos, em 6 de março, a aquisição dos conjuntos fotovoltaicos Juazeiro, São Pedro, Sol do Futuro, Sertão Solar e Lar do Sol, altamente contratados no longo prazo a preços superiores à média do portfólio da companhia”, destacou em release Eduardo Sattamini, diretor-presidente da companhia.

A transação agregou 547,6 MWac à capacidade instalada do grupo.