A geradora de energia Engie Brasil está trabalhando com o Itaú BBA e o Santander em uma oferta adicional de ações de até R$ 10 bilhões de reais, segundo pessoas familiarizadas com o assunto.
A oferta é esperada para meados do ano e mais bancos podem se juntar para ajudar na venda das ações, disseram as pessoas, que pediram para não serem identificadas ao discutir informações não públicas.
Os recursos ajudariam a financiar a aquisição de uma participação de 40% na usina Jirau da acionista controladora da Engie, a Engie Brasil Participações.
Nenhuma decisão final foi tomada sobre o negócio e os planos podem mudar, disseram as pessoas.
Representantes da Engie, do Itaú e do Santander se recusaram a comentar.
A Engie disse, em dezembro, que o conselho de administração autorizou medidas para avaliar a viabilidade da compra de uma participação de 40% na Jirau, segundo comunicado divulgado na época.
A Jirau é uma empresa de energia elétrica que detém a concessão da usina hidrelétrica de Jirau, localizada no rio Madeira, no estado de Rondônia, com 3.750 megawatts de capacidade instalada.
A Axia Energia, antiga Eletrobras, anunciou importantes movimentações em sua estrutura societária com a ISA Energia. A companhia informou que chegou a um acordo para trocar participações societárias em ativos de transmissão, numa transação na qual a Axia receberá R$ 1,17 bilhão em dinheiro.
A Axia obteve aprovação para converter 19,7 milhões de ações ordinárias que detém no capital da ISA Energia em ações preferenciais, na relação de 1 para 1, conforme previsto no estatuto social da ISA Energia.
Pelo acordo de descruzamento de participações, a Axia transferirá sua participação na IE Madeira para a ISA e, em contrapartida, adquirirá 51% da IE Garanhuns. Com isso, a Axia passa a consolidar a totalidade da IE Garanhuns, interligação elétrica que conecta Pernambuco a Alagoas e Paraíba, enquanto a ISA se torna única proprietária da IE Madeira, linhão de transmissão que liga as hidrelétricas Jirau e Santo Antônio à região Sudeste.
No mercado, as ações da ISA Energia encerraram quinta-feira (19) cotadas a R$ 32,60 para a ordinária (ON) e R$ 28,07 para a preferencial (PN).
Segundo a companhia, a operação reforça seu compromisso com a otimização de participações minoritárias, disciplina de capital e simplificação da estrutura societária, fortalecendo a governança e a eficiência na gestão de seus ativos estratégicos.
Quem quiser construir uma usina termelétrica (ou térmica) hoje precisa antes resolver um desafio global: encontrar uma turbina disponível.
Os maiores fabricantes de equipamentos do mundo já comprometeram boa parte da produção para os próximos anos. Quem reservou máquinas antes paga menos e recebe antes. Quem chegou tarde entra em uma fila que, em alguns casos, já avança até o fim da década – e sairá bem mais caro.
Esse gargalo industrial, praticamente invisível para a maioria dos consumidores de energia, está prestes a influenciar o resultado do maior leilão de capacidade da história recente do Brasil.
O governo prepara para quarta-feira (18) o segundo Leilão de Reserva de Capacidade na forma de Potência (LRCAP), criado para contratar usinas capazes de entrar em operação quando o sistema elétrico precisar de energia adicional. Empresas como Eneva, controlada pelo BTG Pactual, e Âmbar Energia, dos irmãos Batista, são esperadas como participantes do leilão.
O Ministério de Minas e Energia pretende contratar usinas por 15 anos para garantir oferta de energia despachável – aquela que pode ser acionada imediatamente quando a demanda aumenta – nos momentos de pico de consumo. Mas a capacidade de competir nesse mercado agora depende menos de capital e mais de timing.
Estimativas do setor apontam para uma contratação de até 30 gigawatts (GW) de capacidade, o equivalente a mais de duas usinas de Itaipu, que tem capacidade instalada de 14 GW. Para o certame foram inscritos 368 projetos, que somam mais de 126 GW – ou 126 mil megawatts de potência, quase todos de usinas térmicas.
“Os fabricantes dizem: ‘eu produzo [turbinas para o equivalente a] 20 mil megawatts por ano. Já vendi 2026, já vendi 2027’. O que sobra é de 2029 para frente, e já não sai pelo mesmo preço dos primeiros contratos”, afirma Lourival Teixeira, executivo que lidera a área de geração do grupo Delta Energia. “É custo de oportunidade. Todo mundo está atrás da mesma coisa.”
Lourival Teixeira, presidente da Delta Geração: desafio para compra de turbinas (Divulgação)
Disputa global por equipamentos
A fila que Teixeira descreve é global. Nos últimos três anos, a demanda por turbinas e equipamentos de geração a gás disparou, impulsionada pela expansão de data centers, pela corrida energética na Europa após a guerra na Ucrânia e por programas de reforço de capacidade em vários países.
Em 2024, foram encomendados cerca de 80 gigawatts em turbinas a gás no mundo, segundo o Instituto de Economia de Energia e Análise Financeira (IEEFA), volume quase três vezes superior à capacidade anual combinada de produção dos três maiores fabricantes – GE Vernova, Siemens Energy e Mitsubishi Heavy Industries –, que é estimada em cerca de 30 gigawatts por ano.
O resultado é um mercado travado.
As carteiras de pedidos já se estendem até o final da década, e executivos do setor estimam que praticamente toda a capacidade de produção de turbinas a gás até 2030 já esteja reservada ou em negociação. Quem quiser garantir uma vaga na linha de produção hoje precisa pagar antecipadamente para assegurar posição na fila.
Fabricantes estão exigindo depósitos milionários para garantir posição na fila de produção. Segundo análise do IEEFA, um desenvolvedor de usina chegou a adiantar US$ 25 milhões, cerca de 20% do valor total do pedido, somente para reservar uma turbina com entrega prevista para 2030.
A corrida por equipamentos também ajuda a explicar por que alguns projetos chegam ao leilão em condições muito diferentes de outros. Empresas que já tinham usinas existentes ou infraestrutura instalada antes da escalada global de preços largam na frente.
Além disso, o custo dos equipamentos foi um dos motivos que levou o governo federal a rever os preços ofertados às usinas no leilão de reserva de capacidade.
Pronta para a próxima
É o caso da Delta Energia, que pretende participar do leilão de março com quatro projetos em Mato Grosso do Sul: a ampliação de sua usina no Estado, a William Arjona, com até 80 megawatts adicionais; uma nova termelétrica a gás natural de 250 megawatts; e duas usinas movidas a biodiesel, com capacidades de 150 e 30 megawatts.
Todos os projetos ficam na mesma região da usina existente, em Campo Grande (Mato Grosso do Sul), a poucos quilômetros do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol).
O grupo também é produtor de biodiesel, com fábricas no Mato Grosso do Sul e em Mato Grosso, o que possibilita uma integração natural entre geração e combustível. “Existe toda uma sinergia por trás, e isso nos traz competitividade”, afirma Teixeira.
Se vencer os quatro projetos inscritos no próximo leilão de reserva de capacidade, a companhia estima que os investimentos podem chegar a R$ 1 bilhão.
Usina termelétrica William Arjona, da Delta Energia (Divulgação)
A nova aposta da empresa vem logo depois da conclusão de um projeto que poucos no setor acreditavam que daria certo.
No fim de fevereiro, a Delta entregou ao sistema elétrico a quinta e última unidade geradora da UTE William Arjona, concluindo o compromisso assumido no primeiro Leilão de Reserva de Capacidade, realizado em 2021. A entrega ocorreu quatro meses antes do prazo previsto no contrato com o governo.
A usina, movida a gás natural, tem capacidade instalada de 177 megawatts – suficiente para abastecer cerca de metade de uma cidade do porte de Campo Grande quando opera em carga total.
Para cumprir o contrato, o grupo realizou um processo de modernização das turbinas, desmontando e reconstruindo internamente cada unidade geradora. O projeto envolveu investimentos da ordem de R$ 200 milhões. “Você abre a turbina, tira o motor, troca os componentes internos. Na prática, vira um equipamento novo”, lembra Teixeira.
Mudança no consumo
A história da usina ajuda a explicar a posição atual da empresa. Em 2019, quando o grupo decidiu comprar a planta, o movimento foi recebido com ceticismo no mercado.
Naquele momento, o país vivia uma expansão acelerada de fontes renováveis, os reservatórios de usinas hidrelétricas estavam relativamente cheios e o debate dominante apontava para uma matriz elétrica cada vez mais solar e eólica. Uma térmica a gás parecia, para muitos, um ativo fora de moda.
Dois anos depois, a resposta veio de forma inesperada. A crise hídrica de 2021, uma das mais severas das últimas décadas, reduziu drasticamente os níveis dos reservatórios e obrigou o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a acionar termelétricas em todo o país para evitar riscos de apagão.
No mesmo ano, a Delta venceu o primeiro leilão de reserva de capacidade e assinou contrato de 15 anos para fornecer potência ao sistema elétrico.
Hoje, com a expansão de geração solar e eólica como uma realidade, o papel das termelétricas também mudou.
O país passou a registrar excesso de energia em determinados momentos do dia – principalmente nas horas de maior geração solar –, fenômeno que tem levado ao chamado curtailment, em que usinas precisam reduzir ou interromper a produção por falta de demanda ou limitações do sistema para absorver essa oferta.
Já o desafio de abastecimento aparece no início da noite, quando a produção fotovoltaica cai e o consumo permanece elevado. Nesse intervalo, conhecido como horário de ponta, o sistema precisa de usinas capazes de entrar rapidamente em operação para equilibrar oferta e demanda.
No leilão marcado para esta quarta-feira, o mercado descobrirá quantos dos projetos inscritos conseguem atender a todas as condições necessárias para competir. Além do preço, será preciso ter acesso a equipamentos, o que está cada vez mais difícil.
A italiana Enel deve apresentar na próxima semana uma atualização estratégica com foco maior na Europa e nos EUA, numa tentativa de garantir retornos mais estáveis, disseram pessoas familiarizadas com o assunto.
A empresa de energia, com sede em Roma, expandiu-se globalmente nas últimas décadas, construindo uma presença significativa na América Latina, entre outros mercados. Agora, é provável que direcione seu capital principalmente para a Europa e alguns estados dos EUA, aproveitando um ambiente regulatório e político mais estável, disseram as fontes, que pediram anonimato, já que o plano ainda não é público.
As utilities europeias estão cada vez mais concentradas em mercados que oferecem retornos previsíveis a longo prazo, especialmente em redes elétricas reguladas — uma área-chave de crescimento em meio à transição energética.
À medida que essas empresas reservam bilhões de euros para melhorias essenciais nas redes, elas se beneficiam de maior previsibilidade nos preços da energia, tanto na Europa quanto nos EUA, onde a regulamentação estadual define retornos permitidos e recuperação de custos.
Uma porta-voz da Enel se recusou a comentar o plano estratégico antes de sua apresentação no Capital Markets Day da empresa, na segunda-feira.
Algumas utilities europeias enfrentaram dificuldades em outros mercados nos últimos anos. No Brasil, por exemplo, o governo instruiu o regulador do setor a revisar uma concessão da Enel em São Paulo após tempestades que causaram longos cortes de energia. A empresa também enfrentou problemas com uma licença no Chile, novamente após interrupções no fornecimento de energia.
A América Latina continuará fazendo parte do portfólio da Enel, segundo as fontes, que afirmaram que a mudança de estratégia não indica uma retirada abrupta de nenhuma região.
Também é verdade que os marcos regulatórios nos mercados europeu e americano não são imutáveis. Apenas neste mês, um plano do governo italiano para retirar os custos de carbono das contas de energia provocou forte queda nos preços futuros. A medida poderia comprimir as margens da Enel, prejudicando a perspectiva de lucros, embora ainda dependa da aprovação da União Europeia.
Entre outras utilities que estão recalibrando suas estratégias, a espanhola Iberdrola SA apresentou no ano passado um programa de investimentos de €58 bilhões (US$ 68 bilhões), focado na distribuição de eletricidade em países onde a regulamentação é considerada mais favorável.
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