Fitch avalia setor de geração na América Latina com perspectiva neutra

A agência de classificação de risco Fitch Ratings publicou relatório sobre o segmento de geração de energia na América Latina que reforça a sua perspectiva neutra para o segmento na região. A empresa analisou a estrutura de capital de cada emissor para se assegurar de que os números são compatíveis com a estabilidade e previsibilidade do fluxo de caixa para o nível de rating relevante.

Entre as conclusões da análise realizada são de que há baixa exposição a commodities e alta visibilidade de receita que suportam as classificações de grau de investimento. A robusta estrutura de capital da Enel Generacion Chile continua destacada entre os pares regionais, empresas com alta exposição à fonte hídrica se beneficiarão do “El Niño” e na Argentina há limitações e dependência de subsídios do governo.

De acordo com a Fitch, as empresas com grau de investimento entre as 26 organizações analisadas continuam com baixa alavancagem, liquidez sólida, cronograma de vencimento de dívida confortável e flexibilidade financeira adequada. Aponta ainda que o fluxo de caixa livre permanecerá moderadamente negativo ao longo do ciclo de investimento do portfólio durante 2023 e 2024, especialmente para empresas que investem fortemente em fontes renováveis.

Um importante assunto que vem atraindo a atenção do setor como um todo é a perspectiva de ocorrência do El Niño depois de três anos de La Niña. Na avaliação da Fitch essa possibilidade que está cada vez mais caracterizada deverá ter efeitos mistos entre os geradores na região. Empresas com alta exposição à fonte como a Eletrobras, Enel Chile, Engie Brasil Energia, e outras, poderiam melhorar suas margens operacionais com chuvas acumuladas mais abundantes, já que os custos de produção das hidrelétricas são menores em comparação com ativos térmicos movidos a carvão e gás natural.

Vale lembrar que no Brasil, que é o maior país em volume de produção hidrelétrica da região analisada, o El Niño é caracterizado por aumento da temperatura, menor nível de chuvas no Norte e Nordeste, mas aumento dos ventos. Enquanto no Sul há mais precipitações. No Sudeste/Centro-Oeste a previsão acaba sendo mais incerta por ser uma área de transição no continente.

Como a produção de energia elétrica brasileira ainda depende fortemente de usinas hidrelétricas, que somadas à eólica e a solar representam 82% da matriz, há baixa exposição de commodities para geradores. Esse fator é visto como positivo quando comparado, por exemplo, à Argentina.

Para a Fitch, as posições contratadas moderadas após 2025 trarão potencial pressão de preços no Brasil. Esta afirmação é válida para a Auren Energia, Engie Brasil e Eletrobras. “As geradoras brasileiras têm a maior parcela de capacidade comercial já contratada nos próximos três anos, o que dá previsibilidade receita e fluxo de caixa no curto e médio prazo”, acrescenta em seu relatório a agência.

Quando a análise da agência de classificação de riscos trata sobre a alavancagem brasileira, classifica esse indicador como adequado e com flexibilidade financeira. O relatório aponta que a média das geradoras brasileiras terá alavancagem aumentando para 3,4x em 2024 de 3,2x devido às expansões planejadas. A Fitch cita, principalmente, a Auren e Engie Brasil. A Fitch também espera que a alavancagem média caia para cerca de 3x a partir de 2025 devido à contribuição do fluxo de caixa operacional de novos projetos.

“As geradoras brasileiras estão bem posicionadas para atender às necessidades de capex e refinanciamento. Amplo acesso a o financiamento bancário e os mercados de capitais permitem que as geradoras mantenham o caixa em mais de 1x a dívida de curto prazo”, avalia a Fitch.

Sobre a Eletrobras, aliás a empresa vê que a alavancagem financeira líquida ajustada da elétrica, incluindo garantias fora do balanço, deve permanecer acima 4,5x até pelo menos 2026, ante 5,6x em 2023 e 4,8x em 2024. Com o atual nível de descontratação da geradora e os preços baixos atuais o caixa do grupo em geração será impactado.

“O grupo precisa recontratar 1,5 GW em 2023, 3 GW em 2024, 6,1 GW em 2025 e 8,3 GW em 2026, que representam posições não contratadas de 16%, 29%, 48% e 62%, respectivamente”, destaca a Fitch. Contudo, sinergias da privatização deve compensar a pressão de preços e melhorar moderadamente o Ebitda no próximos anos. “A Fitch espera que o FCF seja negativo em R$ 300 milhões em 2023 e positivo a partir de 2024” finaliza.