A crise hídrica de 2021 pesou nos resultados financeiros da AES Brasil no último trimestre do ano passado. Ao mesmo tempo, a companhia seguiu com sua estratégia de diversificação da matriz, e a geração eólica e solar já representa 45% do Ebitda (sigla em inglês para lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) do grupo.
Apenas no último ano, a AES assegurou 893 MW em novos contratos de venda de energia de longo prazo (PPAs, na sigla em inglês), todos das fontes eólica e solar. “Quando os contratos estiverem rodando, a hídrica vai representar 45% do nosso Ebitda”, disse à MegaWhat Alessandro Gregori, diretor financeiro da companhia. A mudança representará um marco para a AES, que já chegou a estabelecer a diversificação da sua geração de caixa como meta para ser atingida em 2020, mas acabou retirando o prazo da conta por entender que era mais importante garantir contratos a preços competitivos.
Resultados de 2021
No quarto trimestre de 2021, a AES Brasil teve prejuízo líquido de R$ 34,8 milhões, ante o lucro de R$ 602,6 milhões registrado no mesmo período do ano anterior. A diferença reflete, principalmente, dois motivos. O primeiro é que a base de comparação foi afetada pela contabilização, no quarto trimestre de 2020, de R$ 947 milhões em ressarcimento do risco hidrológico, devido à repactuação do GSF definida pela Lei 14.052/2020. O segundo é que, nos últimos três meses do ano passado, a companhia obteve despesas de R$ 437,3 milhões com a compra de energia, devido à exposição ao próprio GSF.
No período, o GSF foi de 37%, contra um déficit de 31,7% registrado nos últimos três meses de 2020.
A receita líquida da companhia cresceu 37,5% no trimestre, para R$ 532,2 milhões. A geração hídrica caiu 28,1%, para 1.654 GWh, devido ao problema do risco hidrológico, mas foi parcialmente compensada pelo aumento de 43,4% na geração eólica, para 556 GWh, e pela expansão de 7,4% na geração solar, para 161,1 GWh.
O Ebitda do trimestre caiu 82,4%, a R$ 205,8 milhões, também refletindo a questão da base de comparação de 2020, que incluía a contabilização do ressarcimento do GSF histórico indevido.
Em 2021, a companhia teve lucro de R$ 516,5 milhões, retração de 39,1% na comparação anual. O resultado foi obtido mesmo com o GSF médio do ano de 28,1%, ante o déficit de 19,9% de 2020. Enquanto a geração hídrica no ano caiu 33,2%, a 6.795 GWh, a geração eólica cresceu 45,5%, a 2.160,3 GWh, e a solar teve expansão de 2,8%, a 577,8 GWh.
Com isso, a receita líquida da companhia cresceu 24,9% no ano passado, para R$ 2,5 bilhões. O Ebitda caiu 56,3%, a R$ 903,9 milhões, afetado pela despesa de R$ 1,2 bilhão com compra de energia, e também pelo efeito da contabilização do ressarcimento do GSF histórico no último trimestre do ano.
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Crescimento no futuro
Enquanto a compra de energia pesou no resultado de 2021, neste ano, a companhia tem uma posição mais confortável para diferentes cenários, segundo Gregori. De acordo com o executivo, o nível de contratação do portfólio como um todo está em 80%. Considerando apenas os ativos hídricos, a contratação é de cerca de 72%.
“Temos espaço para condição hídrica, sem nos expor a riscos mesmo que tenhamos um período chuvoso mais desafiador no fim do ano, mas temos nível de contratação geral do portfólio que não nos gera exposição grande se o PLD desabar”, explicou Gregori.
Neste ano, a companhia já pretende entregar parte dos PPAs contratados, incluindo a concretização do complexo eólico de Tucano, na Bahia, que chegará a 322 MW. A transmissão está pronta, e as primeiras torres já começaram a ser construídas. “Já montamos cinco máquinas de 52, e vamos montar todas para o segundo semestre do ano, mas a ideia é já começar a energizar aos poucos”, explicou o executivo.
O mesmo ritmo deve ser seguido em Cajuína, que terá um total de 479 MW e está em fase de movimentação das terras para início das obras civis e elétricas. A energização do complexo deve ficar para 2023.
Considerando os PPAs assinados, a AES tem cerca de 1,2 GW em projetos com outorga e parecer de acesso para serem construídos nos próximos anos, com desconto pelo uso do fio garantido dentro da legislação vigente. A execução de todos os projetos, que inclui uma potencial expansão de 160 MW de Tucano ainda não contratada, depende de novos PPAs, que devem ser afetados pelos novos custos dos empreendimentos, devido ao aumento do capex causado pela alta das commodities.
Em relação aos contratos já assinados, o capex está travado em reais, o que dá conforto à AES sobre a execução do que está na carteira. “Não temos discussão sobre abrir preços de projetos já vendidos. Percebemos que nos novos greenfields, o capex é mais alto, e aí o preço fica mais alto para o novo cliente”, disse Gregori.
Segundo ele, o fator de capacidade dos projetos da AES é um fator determinante para que a companhia seja competitiva no mercado, mas muitos consumidores estão aguardando para fechar os contratos, já que ainda não se sabe se o preço de longo prazo vai recuar.
A estratégia da companhia tem sido usar as ferramentas disponíveis, inclusive a precificação da energia em dólar para empresas exportadoras, para tornar os contratos mais competitivos no mercado, mantendo a rentabilidade dos projetos.
