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A temporada de resultados para as empresas de energia e saneamento (utilities) da Bolsa brasileira começa nesta segunda-feira (27) com os números da Neoenergia (NEOE3), a serem apresentados após o fechamento do mercado.
O Bank of America espera que os produtores de energia hidrelétrica e térmica sejam os principais destaques do setor neste trimestre, devido à alta volatilidade nos preços spot (à vista), o que deve levar a margens positivas para as geradoras (GenCos).
O banco americano projeta resultados fracos para os geradores de energia renovável e uma desaceleração no crescimento dos lucros para as distribuidoras. Os resultados dos geradores renováveis devem ser impactados por curtailments (ou redução ou corte de energia forçada de geração de energia) mais fortes. Os curtailments podem ocorrer por limitações na rede de transmissão, baixa demanda, restrições operacionais ou ambientais.
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Enquanto isso, para as distribuidoras, o bom momento operacional, decorrente de ganhos de eficiência e melhorias nos custos e na redução de apagões, deve ser mitigado por uma desaceleração nos lucros devido à queda nas vendas de volumes regulados.
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Além disso, as altas taxas de juros podem pressionar os resultados financeiros das empresas alavancadas com dívida atrelada à Selic – por exemplo, Energisa (ENGI11) e Auren Energia (AURE3), que veem como destaques negativos.
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Já os destaques positivos são: Eneva (ENEV3), devido ao despacho térmico trimestral;
Eletrobras (ELET3), que mudou o nome recentemente para Axia Energia, por conta da comercialização positiva de energia e do prêmio nos preços da energia hidrelétrica;
Copel (CPLE6) e Sabesp (SBSP3), graças às iniciativas contínuas de eficiência (como redução de custos).
Na visão do Itaú BBA, Eneva, Equatorial (EQTL3) e Sabesp devem ser os principais destaques positivos, enquanto a Cemig (CMIG4) deve ser o ponto negativo do trimestre.
No 3T25, avalia o BBA, os geradores de energia renovável foram mais afetados por efeitos de restrição em comparação ao 2T25 e ao 3T24. O impacto da restrição eólica atingiu 21,7% da geração total no 3T25, contra 12,3% no 2T25. A restrição solar chegou a 34,2% da geração total no 3T25, ante 23,2% no 2T25.
“Todas as empresas sob nossa cobertura apresentaram aumento anual nos efeitos de restrição, tanto em percentual da geração total quanto em termos absolutos, no terceiro trimestre. Apenas a Alupar [ALUP11] apresentou redução anual nos efeitos de restrição como percentual da geração total no trimestre”, aponta.
Sobre a Eneva, o Itaú BBA cita a prévia operacional, em que o despacho térmico no 3T25 aumentou significativamente sequencialmente e ficou em linha com o 3T24. O despacho médio total foi de 33%, ante 33% no 3T24 e 14% no 2T25, com o complexo Parnaíba atingindo 74%, ante 80% no 3T24. Por outro lado, espera-se que o desempenho do complexo solar Futura seja novamente o ponto baixo do trimestre, impactado pela modulação do corte e pela diferença de preços entre os submercados. O corte total atingiu aproximadamente 31% da geração total. Ainda se espera algumas margens positivas no negócio de comercialização de gás, embora em uma extensão muito menor do que no trimestre anterior. No geral, projeta um crescimento robusto do Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciações e amortizações) anual de aproximadamente 60%, impulsionado pela incorporação das usinas termelétricas do BTG e pelos altos níveis de despacho.
Com relação à Equatorial, o banco projeta que os volumes faturados aumentem em aproximadamente 3% em relação ao ano anterior. O BBA destaca o forte desempenho, especialmente da concessão do Piauí e, em menor grau, da concessão do Maranhão, que provavelmente compensaram o desempenho mais fraco da CELG.
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Em relação às perdas de energia, a equipe de análise avalia que o indicador consolidado apresente uma melhora significativa em relação ao ano anterior e fique em linha com o trimestre anterior, com as concessões do Amapá e do Rio Grande do Sul apresentando reduções sequenciais. Em termos de despesas com inadimplência, esperamos que elas fiquem em torno de 1% da receita operacional bruta. No segmento de geração, projeta que a Echoenergia seja o destaque do trimestre mais uma vez, uma vez que é significativamente afetada pelos impactos do corte de energia, que representaram mais de 30% da geração no 3T25. No segmento de transmissão, a venda de todo o negócio ainda não impactará os resultados deste trimestre. A transação deverá ser concluída no 4T25.
Sobre a Sabesp, o BBA projeta que a receita líquida da empresa seja influenciada por efeitos mistos no trimestre. Em termos de volume, acredita que a empresa provavelmente continuará apresentando um aumento anual de 1,5% em relação ao ano anterior, refletindo principalmente a adição de novas economias. Quanto à tarifa média, estima um desempenho estável em relação ao ano anterior, visto que o impacto positivo dos descontos menores provavelmente compensará parcialmente o impacto do último reajuste tarifário.
Consequentemente, espera que a receita líquida da empresa (excluindo construção) aumente em 3% em relação ao 3T24. Em termos de custos, projeta que as despesas com Pessoal, Material e Serviços de Terceiros (PMS) continuem apresentando uma sólida redução anual de aproximadamente 10% em relação ao ano anterior, com melhorias em todas as linhas.
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Do lado negativo, sobre a Cemig, na área operacional de distribuição, a previsão é de um desempenho suave nos volumes faturados, que devem cair em base anual (a estimativa é de uma redução de aproximadamente 1,5%). Essa queda provavelmente será ocasionada pela perda de dois grandes clientes. Além disso, pode haver alguma deterioração nas provisões.
Do lado positivo, as perdas de energia devem permanecer ligeiramente abaixo do nível regulatório, apresentando melhora em relação ao 3T24, e as despesas operacionais devem aumentar a uma taxa abaixo da inflação em base anual. No segmento de G&T (geração e transmissão) e comercialização, a expectativa é de pressão sobre o custo da energia comprada devido ao impacto do GSF (Fator de Ajuste de Garantia Física do setor elétrico brasileiro, ou fator que mede a relação entre a energia hidrelétrica que é realmente gerada por um conjunto de usinas e a garantia física) neste trimestre, embora possa ser parcialmente compensada pela estratégia de alocação da empresa e maiores compras bilaterais de energia. Na receita líquida, espera uma redução significativa.