Crise hídrica afeta resultado de geradores

Com nível baixo de água nos reservatórios, AES, Cesp e Engie ligaram menos as usinas e tiveram de comprar energia mais cara no mercado; 3º tri pode ser pior

Por Letícia Fucuchima — De São Paulo 

A pior seca dos últimos 91 anos pegou em cheio as companhias de energia mais expostas à geração hídrica, ao mesmo tempo em que beneficiou as que concentram seus negócios na geração termelétrica.

Embora estejam acostumadas a lidar com riscos associados à fonte hídrica, geradoras de energia como Cesp, AES Brasil e Engie viram uma piora de seus resultados no segundo trimestre - e analistas apontam que o pior ainda está por vir. A expectativa é de que o terceiro trimestre, marcado pelo período seco, seja mais desafiador.

As geradoras hidrelétricas já vinham se preparando para equacionar seus balanços energéticos, comprando energia desde o ano passado para zerar posições que pudessem deixá-las expostas ao mercado de curto prazo. No entanto, o agravamento mais acentuado do risco hidrológico (GSF) fez com que elas tivessem que comprar mais energia, a preços elevados.

Os maiores gastos se destacaram nos resultados apurados de abril a junho. Na AES Brasil, onde 61% da energia gerada é hídrica, houve redução de R$ 26,5 milhões na margem hídrica no período, o que se refletiu na queda de 6,6% do Ebitda, para R$ 257 milhões. No entanto, os prejuízos poderiam ter sido maiores se a companhia não tivesse se adiantado na gestão do portfólio.

“Vemos um aumento do custo da energia, com o preço spot batendo no teto, então foi bom termos antecipado [compras de energia]. Pelos nossos cálculos, essa estratégia evitou um custo de R$ 190 milhões neste ano. Hoje estamos em posição confortável, de não estar ‘short’ (deficitário em energia) para o resto do ano”, afirma a presidente da geradora renovável, Clarissa Sadock.

Com um portfólio hidráulico de nove hidrelétricas e três pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), que somam 1.246,8 megawatts médios (MWm) de garantia física bruta, a AES Brasil reduziu seu nível de contratação hídrica para 78% em 2021 e 80%, em 2022.

Efeito similar foi observado na Cesp, dona das concessões de Porto Primavera, na bacia do rio Paraná, e de Paraibuna, no rio Paraíba do Sul. No trimestre, os custos e despesas operacionais da geradora aumentaram 109%, para R$ 393 milhões, puxados pela compra de energia. Com isso, a Cesp encerrou o período com prejuízo líquido de R$ 18,1 milhões, revertendo o ganho de R$ 137,8 milhões observado um ano antes.

Já na Engie, as operações de curto prazo na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) tiveram uma contribuição negativa de R$ 59 milhões no Ebitda do segundo trimestre. A companhia, que tem onze hidrelétricas em seu parque gerador, também aumentou o nível de descontratação devido à situação hídrica adversa. Porém, observou no trimestre uma melhora operacional da termelétrica Pampa Sul (RS), movida a carvão.

No sentido inverso, a hidrologia desfavorável impulsionou os resultados da Eneva, que atua com geração termelétrica e exploração e produção de hidrocarbonetos. Durante o segundo trimestre, a companhia viu um acionamento atípico de suas usinas: todas foram acionadas durante algum período para atender a demanda. Entre abril e junho, o lucro da companhia subiu 37,7%, para R$ 118 milhões, enquanto as receitas cresceram 85,6%, somando R$ 963 milhões.

Para o segundo semestre, as geradoras hídricas dizem enxergar um cenário desafiador, mas ressaltam que a gestão ativa do portfólio ajudará a mitigar novos impactos da crise. No caso da AES, a expectativa é de colher benefícios com a “safra de ventos” no Nordeste, que impulsiona a geração eólica no segundo semestre. “Estamos com um perfil de geração dentro do ano com uma característica de risco muito melhor”, aponta Clarissa.

Já em relação ao cenário hidrológico, as companhias preferem não arriscar previsões para o próximo período chuvoso. A possibilidade de racionamento de energia é descartada, ou no máximo vista como remota.

Para o presidente da Engie Brasil, Eduardo Sattamini, é possível que o país enfrente blecautes em determinadas horas do dia se a situação hidrológica adversa se estender. “Racionamento tem custo político, principalmente num ano eleitoral. Imaginamos que haverá uma gestão [da crise], e hoje existem ferramentas melhores de gestão do sistema elétrico do que há 20 anos”, disse, durante teleconferência de resultados.

Apesar da crescente imprevisibilidade das condições hidrológicas, a fonte hídrica não deixará de integrar a estratégia das empresas. A Engie, por exemplo, está analisando as hidrelétricos colocadas à venda pela EDP Brasil. “Nossa percepção é que devemos sempre olhar ativos que tenham algum tipo de sinergia e que estejam no nosso ‘core’”, disse Sattamini. A Cesp também não descarta estudar a aquisição de projetos hídricos no futuro, mas antes perseguirá a diversificação de seu parque gerador.

MME aprova programa para contratação de térmicas a carvão

Proposta prevê modernização do parque gerador, com a substituição de usinas já desativadas ou em fase final de vida útil

SUELI MONTENEGRO, DA AGÊNCIA CANALENERGIA, DE BRASÍLIA

O Ministério de Minas e Energia aprovou o detalhamento do Programa Para Uso Sustentável do Carvão Mineral Nacional. A proposta envolve a modernização do parque gerador a carvão no Sul do país, por meio da contratação de energia de termelétricas que irão substituir usinas já desativadas e as que estão em final de vida útil e deverão ser desmontadas nos próximos anos.

O parque gerador a carvão nacional soma 1.572 MW de potência instalada, distribuídos em sete empreendimentos localizados em Santa Catarina e no Rio Grande do Sul. Quatro dessas usinas operam há mais de 40 anos e tem eficiência energética média da ordem de 26,5% em relação à térmica à carvão mais eficiente da região e, também, à mais recente em operação comercial, que é a UTE Pampa Sul (36%), de acordo com dados do MME.

A contratação de energia proposta pelo governo tem como premissas um requisito mínimo de eficiência na geração; ausência de ônus para o Estado e a não concessão de novos subsídios, nem a extensão dos já existentes; além das adoção de tecnologias ambientalmente apropriadas na mineração e uso do produto.

A forma de contratação e o preço são questões ainda a serem definidas. A expectativa é de que projetos mais competitivos sejam contratados primeiro, com a modernização do parque gerador concentrada incialmente no Rio Grande do Sul. Com o avanço da modernização, novos projetos podem surgir em outras regiões.

O programa considera dois cenários, sendo um com intervenção e outro sem intervenção por meio de politica pública. No Cenário 1, se não houver ação do Governo Federal, afirma o documento, permanecerá a tendência de não haver contratação da fonte em leilões no curto prazo, médio e longo prazos, principalmente  diante dos compromissos internacionais assumidos pelo Brasil nos últimos 20 anos.

A segunda opção é a que aparece como viável. A recomendação é de que as novas contratações poderão ter níveis de preço de venda ligeiramente mais elevados, mas com contratos mais curtos considerando a meta de neutralidade das emissões de gases de efeito estufa em 30 anos. Seria possível, por exemplo, uma única contratação com até vinte anos de duração, terminando entre 2048 e 2050.

“No prazo residual após o término do suprimento ainda seriam possíveis novas rodadas de contratação por igual período, permitido os projetos existentes serem contestados por novos projetos, mais eficientes tecnologicamente”, afirma o documento.

A fonte poderia participar de leilões de energia nova ou existente com um produto específico, onde apenas os projetos a carvão mineral nacional competiriam entre si; de leilões para suprimento de capacidade e, futuramente, do que seria a contratação de lastro (em discussão no projeto de modernização do setor).

Outro ponto que ainda depende de análise é o impacto que a necessidade de recuperação ambiental em SC pode ter na competitividade do projetos em relação aos outros estados da região. Dados do Serviço Geológico do Brasil (CPRM) mostram impactos ambientais significativos da indústria do carvão em 1.241,8 km de rios localizados em três bacias hidrográficas no sul do estado, que tiveram suas características naturais alteradas pela drenagem ácida produzida na mineração. O problema afeta os 17 municípios localizados nas bacias dos rios Araranguá, Urussanga e Tubarão.

A portaria que trata do programa foi publicada no Diário Oficial desta segunda-feira, 9 de agosto. Veja aqui o documento com o detalhamento.

Servidores de privatizada tentam mudar de estatal para manter emprego público

Por Danilo Vital

Para evitar o risco de demissões sem direito de defesa, 50 funcionários da recém-privatizada Companhia Energética de Brasília Distribuidora (CEB) ajuizaram reclamações na Justiça do Trabalho do Distrito Federal para pleitear o direito de serem absorvidos por outras empresas da mesma holding e, assim, preservar as garantias de servidor público.

A absorção seria possível porque a CEB Distribuição é apenas uma integrante da holding controlada pelo governo do DF. Integram o grupo a CEB Geração, CEB Participações, CEB Lajeado, Corumbá III, Corumbá Concessão S.A, BSB Energética e CEBGás Companhia Brasiliense de Gás.

Em março de 2021, a Bahia Geração de Energia S.A comprou apenas a CEB Distribuição, o que gerou a alteração do contrato de trabalho de todos os empregados, que deixaram de ter vínculo com a administração pública.

Para os autores das ações, a medida ofendeu o artigo 468 da CLT, segundo o qual, nos contratos individuais de trabalho, só é lícita a alteração das condições por mútuo consentimento, e ainda assim desde que não resultem, direta ou indiretamente, prejuízos ao empregado.

A petição inicial, que é assinada pelo advogado Max Kolbe, do escritório Kolbe Advogados Associados, aponta ofensa ao princípio da vinculação ao edital, uma vez que cada um dos servidores foi contratado mediante concurso público, que previa vínculo com empresa pública, não privada.

Destaca também que, para a demissão de um empregado público, deve haver Processo Administrativo Disciplinar que lhe garante o direito de ampla defesa e contraditório, direitos que o autor da ação deixa de gozar, na condição de empregado de empresa privada.

A saída pedida na ação é a absorção dos servidores pelas outras empresas da holding, diante da existência de grupo econômico, com a figura do empregador único.

Os autores das ações poderiam, desta forma, desempenhar suas funções em qualquer outra empresa do grupo, como sempre fizeram, dada a atividade integrada do fornecimento de energia à população.

"Tal absorção é plenamente possível e admitida pelas próprias Reclamadas, as quais, anteriormente à privatização, realizaram processo seletivo interno para que os empregados da CEB Distribuição fossem deslocados para as demais empresas da holding, de forma a manter o emprego público", informa a inicial.

"A venda, por si só, não inviabiliza o reconhecimento de grupo econômico, eis que a atividade empresarial segue em pleno funcionamento e os interesses comuns permanecem", explicou o advogado Max Kolbe.

Na prática, o pedido na ação visa evitar a aplicação direta de precedentes do Tribunal Superior do Trabalho segundo o qual servidor público concursado não tem estabilidade após privatização.

O pedido de tutela de urgência é para que a CEB Distribuição se abstenha de demiti-los até a decisão final de mérito do processo. Já há uma decisão de concessão, proferida pela juíza Natalia Queiroz Cabral Rodrigues, da 22ª Vara do Trabalho de Brasília.

Ela concedeu a tutela antecipada ao destacar que a discussão trata da alteração de regime jurídico de contratação do autor da ação. "Em que pese não haver previsão de estabilidade provisória, há fundado receio de dispensa imotivada antes que a análise da permanência ou não no regime jurídico seja validada", disse.

No mérito, o pedido é de absorção em uma das outras empresas administradas pelo governo do DF, "uma vez que o vínculo é de direito público e a alteração unilateral do contrato da forma que está ocorrendo é lesiva, sendo vedado pelo ordenamento jurídico".

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Proceso 0000602-86.2021.5.10.0022

Entenda a disparada do lucro e dos dividendos da Petrobras

Valor Investe traz série de dados para explicar fenômeno para os investidores

Por Fernando Torres, Valor Investe — São Paulo 

A Petrobras surpreendeu muita gente, na semana passada, ao divulgar o lucro recorde de R$ 42,8 bilhões apenas no intervalo de três meses entre abril e junho deste ano, e também a intenção de distribuir antecipadamente mais R$ 31,6 bilhões em dividendos este ano, cifra que se soma aos R$ 10 bilhões desembolsados em abril.

Afinal, como a empresa conseguiu essa virada em seus indicadores financeiros, e está prevendo até mesmo antecipar em um ano a meta de redução de dívida, mesmo com a distribuição maior de lucros para os acionistas?

Para tentar responder a essa pergunta, o Valor Investe traz neste texto uma série de gráficos que ajudam a entender os fatores que estão levando a essa importante melhora nos resultados da companhia, uma das mais populares da B3, com 850 mil acionistas individuais.

E o mais importante deles é este logo abaixo, que mostra a evolução da cotação de barril de petróleo do tipo Brent, convertida para reais, e do preço médio de venda de derivados pela Petrobras no mercado interno, também em reais.

Quem acompanha este mercado há um pouco mais de tempo vai se lembrar que o barril do Brent ficou acima dos US$ 100 de forma consistente entre 2011 e o terceiro trimestre de 2014, sem que a Petrobras tenha tido resultados tão expressivos quanto agora, quando o petróleo está sendo negociado entre US$ 60 e US$ 70 o barril.

E há pelo menos dois motivos importantes para explicar essa diferença de desempenho. O primeiro é que, embora o petróleo naquela época fosse mais caro, o valor do dólar era muito mais barato, ficando entre R$ 1,67 e R$ 2,16 no triênio entre 2011 e 2013 (veja abaixo a tabela completa).

Evolução do petróleo e da taxa de câmbio

Fonte: Valor Data e Petrobras. Elaboração: Valor Investe

O segundo fator é que, naquele período, a estatal não repassou integralmente para os preços dos combustíveis, nas refinarias, o aumento do petróleo no mercado internacional. Note no primeiro gráfico que, naquele período de boom do petróleo, os preços médios de venda de derivados no Brasil ficaram abaixo do valor do Brent convertido para reais. Ou seja, a Petrobras trabalhava com margem negativa na atividade de refino, o que penalizava seu resultado.

Agora o cenário é outro, com a atividade de refino com margem positiva, mas ainda abaixo do padrão histórico, por causa da pressão ainda existente do governo de Jair Bolsonaro sobre o repasse do preço internacional para os derivados no mercado interno. De certa forma, dá para entender a insatisfação dos caminhoneiros e da população com o preço do litro de diesel e da gasolina, porque o combustível nunca foi tão caro no país. E a evidência está nos R$ 401 de preço médio de venda de derivados no segundo trimestre, último ponto do gráfico, 33% acima da média observada em 2018, ano em que os caminhoneiros paralisaram o país em protesto pela alta do diesel.

E é esse preço elevado, gerado pelo cenário macroeconômico (externo à empresa), o principal fator que permitiu o aumento substancial da receita de vendas da Petrobras, e que se refletiu diretamente no seu lucro.

Geração de caixa X investimentos

Já na esfera micro, a grande mudança na gestão da Petrobras tem sido a priorização da redução do endividamento, que chegou a colocar o futuro da companhia em risco entre 2015 e 2016, pela dificuldade de rolagem dos compromissos com taxas de juros sustentáveis.

E, além do pesado programa de venda de ativos, que gerou caixa para pagamento antecipado de muitas dívidas, a Petrobras também controlou os desembolsos com novos projetos, invertendo uma dinâmica que perdurou por vários anos de governo do PT, em que os gastos com investimentos superavam sistematicamente a geração de caixa potencial medida pelo lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda).

A diferença entre o Ebitda dos últimos 12 meses até junho e o valor desembolsado em investimentos no mesmo período quase alcança a impressionante marca de R$ 150 bilhões. E é essa gordura que tem permitido à empresa reduzir o endividamento rapidamente, e também remunerar os acionistas com dividendos mais polpudos.

A diminuição da dívida líquida, aliás, é um dos mecanismos pelos quais os acionistas da Petrobras estão se beneficiando. Para entender a lógica, pense que, para avaliar uma empresa, os analistas projetam os fluxos de caixa futuros que a companhia vai gerar e os trazem a valor presente, descontando por uma taxa de juros. Esse é o chamado "valor de empresa" ou "entreprise value" (EV). Esse montante então deve ser suficiente para cobrir a dívida líquida atual da empresa, e o que sobrar "pertence" aos acionistas.

Nos últimos anos, porém, com a dívida líquida sendo reduzida de mais de R$ 400 bilhões para R$ 165 bilhões, os acionistas conseguem (potencialmente, ao menos) se beneficiar, mesmo que a projeção dos fluxos de caixa futuro (e consequentemente o valor de empresa) não melhore. Isso porque a fatia deles no bolo aumenta, mesmo que o bolo seja do mesmo tamanho.

O potencialmente foi destacado no parágrafo anterior porque os dados do gráfico apontam para o valor de mercado calculado a partir do preço das ações na bolsa, e não de projeções de analistas. E quem investe com foco no longo prazo sabe que existem N fatores que podem afastar o "preço" do "valor teoricamente justo" para uma ação.

E o risco político é um deles. A troca de comando da Petrobras em fevereiro, após duras críticas feitas por Jair Bolsonaro à política de preços de combustíveis da estatal, derrubou as ações no começo deste ano, e deixou os investidores com o pé atrás em relação à companhia.

O general Silva e Luna, que assumiu a presidência da empresa, vem promovendo alguns reajustes de preço, embora ainda não com paridade perfeita, e assim tenta recuperar a confiança dos investidores. Mas basta pensar que, no dia seguinte ao anúncio do lucro recorde na semana passada, Bolsonaro voltou a criticar a política de preços da estatal.

Esse certamente é um dos motivos, talvez não o único, para explicar por que os preços das ações da Petrobras não tem reagido de forma compatível à melhora do lucro operacional dos últimos trimestres. E uma maneira de ver isso é comparar o valor de empresa dela com o Ebitda, medida que gera um múltiplo bastante usado pelos investidores para ter uma noção se uma empresa está "cara ou barata". Quanto maior, mais cara a empresa, e vice-versa.

No caso da Petrobras, o múltiplo EV/Ebitda (por conveniência calculado com base no Ebitda nos 12 meses anteriores) sempre ficava em torno de 6 vezes, mas agora está abaixo de 3 vezes - lembrando que concorrentes americanas como Exxon e Chevron têm múltiplos acima de dois dígitos para este indicador. Em tese, portanto, se a medida voltar à média histórica, há um potencial de alta relevante para as ações.

Ibovespa fecha em leve alta com bancos; dólar vai a R$ 5,2453

O Ibovespa fechou em alta de 0,17%, a 123.019 pontos, impulsionado pelas companhias do setor frigorífico e bancos. No viés baixista, limitaram os ganhos do índice a queda do petróleo e a entrega pelo Planalto do texto que cria o Auxílio Brasil (programa que substitui o Bolsa Família). Os temores do mercado foram suavizados pelas declarações do ministro da Cidadania, João Roma, que negou qualquer possibilidade de os recursos do programa ficarem fora do teto de gastos.

“O que vemos hoje é o mercado antecipando balanços corporativos, comprando antes do balanço e vendendo após o resultado, sabendo que as empresas vão divulgar bons números”, diz Jansen Costa, sócio-fundador da Fatorial Investimentos, citando como exemplo as ações da Marfrig (MRFG3), que avançaram 3,66% na sessão – a empresa divulga seus resultados amanhã (10).

Pesaram no Ibovespa a queda das ações da Petrobras e da Vale, ambas afetadas pela perspectiva de a economia chinesa ser afetada pela disseminação da variante Delta da Covid-19 no país asiático.

“Os preços do petróleo estão caindo à medida que uma desaceleração na Ásia atrapalha as perspectivas da demanda”, disse Edward Moya, analista de mercado sênior da OANDA. Os bancos norte-americanos Goldman Sachs, JPMorgan e Morgan Stanley cortaram suas previsões de crescimento da China nesta segunda, após o avanço de exportações desacelerar inesperadamente e diante de preocupações de que a volta do coronavírus possa prejudicar a atividade econômica.

O mesmo risco afetou os preços do minério de ferro. Os contratos futuros da commodity negociados em Dalian e Singapura despencaram, ampliando as perdas da semana passada, pressionados por perspectivas de aumento de oferta e enfraquecimento da demanda chinesa.

A bolsas norte-americanas também reagiram ao cenário da China e fecharam perto da estabilidade, mas ainda em patamares historicamente altos. O Dow Jones encerrou com baixa de 0,30%, a 35.101 pontos. O S&P 500 recuou 0,09%, a 4.432 pontos. E o Nasdaq teve leve alta de 0,16% a 14.860 pontos.

O Boletim Focus divulgado nesta segunda-feira mostrou que o mercado passou a ver a taxa básica de juros brasileira em 7,25% tanto ao final deste ano, quanto em 2022, após o Banco Central acelerar o ritmo de aperto monetário e indicar que deve repetir a dose devido às pressões inflacionárias. Na semana anterior, especialistas viam a Selic a 7,0% em ambos os anos.

A pesquisa também indicou um aumento do IPCA de 6,88% em 2021 e 3,84% em 2022, ante 6,79% e 3,81%, respectivamente, na semana anterior. A estimativa de crescimento do PIB ficou em 5,30% em 2021 e de 2,05% para 2022.

O dólar subiu 0,19%, negociado a R$ 5,2453 na venda, após uma sessão de muita volatilidade marcada pelos riscos fiscais ligados às propostas do governo federal e por uma aversão a risco no exterior. “A inflação forte nos EUA pode mexer com a cotação do real, já que quando os títulos de renda fixa de dez anos sobem por lá, puxam dinheiro para os EUA, enfraquecendo a moeda brasileira”, diz Costa (Reuters, 9/8/21)