El Niño persistente e atraso do La Niña favorecem Eletrobras

Muitos relatórios do setor elétrico previram que o fenômeno climático La Niña começaria no início do segundo semestre de 2024 e como isso poderia afetar o Brasil (chuvas mais fracas na Região Sul, chuvas mais fortes na Região Nordeste/Norte e temperaturas mais baixas nas Regiões Centro-Oeste/Sudeste). No entanto, as previsões mais recentes estão adiando o início (e reduzindo a probabilidade) desse evento, enquanto, ao mesmo tempo, o Brasil continua a ver os impactos do forte El Niño no final de 2023 e início de 2024.

Como a demanda por energia continua acima do normal e a hidrologia pior do que o normal, os reservatórios estão se esgotando mais rápido do que o esperado (uma diferença de quase 3 pontos percentuais em relação ao modelo anterior do Banco Safra). Consequentemente, o banco revisou o modelo de reservatório para incorporar os novos dados.

Se a hidrologia atual (~70% da média de longo prazo) for mantida sem nenhum despacho térmico adicional, o Safra espera que os níveis dos reservatórios fiquem em ~30% no final do ano de 2024 e ~25% em 2025. Esses números são apertados, sugerindo, portanto, que seria necessário um despacho térmico adicional, em nossa opinião. Quanto mais geração térmica seria necessária? Os reservatórios estão em um nível saudável de 75% de sua capacidade máxima.

Além disso, embora o ONS, a EPE e a CCEE estimem que a demanda aumentará 4,2% ao ano em 2024 (acima dos 3,8% da última revisão), o banco acredita que ela será atendida sem problemas, considerando o excesso de oferta (capacidade firme) de ~33% no sistema.

No entanto, o Safra acredita que o operador provavelmente será conservador a fim de reduzir os riscos relacionados à hidrologia ruim, especialmente porque a energia hidrelétrica ainda representa 54% da capacidade firme total do Brasil, enquanto as fontes intermitentes fornecem outros 19% da capacidade firme (e precisam de backup durante pelo menos algumas horas do dia).

Como resultado, no cenário do Safra de linha de base revisado, idealmente, seriam necessários 10-11 GW de geração térmica média para garantir um colchão decente para os reservatórios nas estações úmidas de 2024/2025 e 2025/2026.

Em um cenário de baixa, o Safra estima que ~14 GW seriam necessários para manter os reservatórios em um nível razoável até o ano de 2025.

Preço da energia pode sofrer impacto

Assumindo o caso base de que uma média de 10 GW de geração térmica será necessária para atender à demanda, o Safra chega a R$ 205-R$ 208 por MWh de custo marginal (incluindo Angra I e II).

No cenário mais pessimista, a geração térmica potencial de 13 a 14 GW (em 2021, quando a hidrologia na estação úmida estava próxima de 60% da média de longo prazo, as térmicas geraram cerca de 17 GW) e um custo marginal de R$ 287 a R$ 348 por MWh. Esse despacho térmico e seus maiores impactos sobre os preços podem ser mais proeminentes no final do inverno (como resultado de um maior esgotamento dos reservatórios), quando a demanda aumenta novamente (outubro e novembro) como resultado de temperaturas mais altas e antes que todo o potencial da estação úmida chegue ao sistema (os influxos normalmente melhoram os níveis dos reservatórios a partir de dezembro).

Cenário favorece Eletrobras, Copel e Eneva

O Safra considera que uma volatilidade é esperada. Os preços estão aumentando, mas tudo depende da hidrologia, segundo o banco. O despacho térmico deve ser maior este ano do que em 2023.

Depois de considerar os cenários possíveis para a hidrologia nas estações úmidas de 2024/2025, o Safra espera mais despacho térmico a partir de agosto/setembro (de 10 GW a 11 GW, dependendo da hidrologia, em comparação com 8 GW em 2023) e um possível aumento nos preços à vista (os custos marginais já estão aumentando, embora ainda estejam em níveis baixos).

Como um aumento nos preços spot se torna mais provável no segundo semestre de 24, conforme mencionado, e a perspectiva para a hidrologia em 2025 é incerta, os contratos de energia nas plataformas de negociação já estão em alta (níveis médios acima de R$ 150 por MWh).

O Safra vê este cenário como provavelmente positivo não apenas para Eletrobras (ELET3/ELET6; Preço Alvo R$ 54,40/59,40; Compra) e Copel (CPL6/CPL3; Preço Alvo de R$ 12,30/11,30; Compra), mas também para Eneva (ENEV3; Preço Alvo R$ 15,80; Compra).

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