Market Dispatch – Setembro de 2026

Nesta edição do nosso Market Dispatch mensal, trazemos atualizações sobre os mapas climáticos para os próximos meses e fazemos uma retrospectiva do que foi um mês negativo para os preços de energia de curto prazo (queda mensal de 54% para out/26 e de 44% para nov/26). Setembro foi marcado por pressão adicional de baixa na ponta curta da curva, com apenas pequenas mudanças no longo prazo (lembramos que a liquidez na ponta longa da curva é muito limitada). O que observamos foi uma combinação de hidrologia mais forte no Sul/Sudeste, temperaturas mais amenas e geração eólica acima das expectativas iniciais, o que reduziu a necessidade de despacho térmico e manteve os preços de curto prazo pressionados. Ao mesmo tempo, as preocupações com um cenário mais adverso de El Niño diminuíram marginalmente, embora a incerteza permaneça elevada a partir de dezembro. Nesse sentido, mais uma vez realizamos nossa análise de valor justo, que agora aponta para mudanças limitadas em nossas estimativas e retornos implícitos para as geradoras que cobrimos, indicando que a curva de preços voltou novamente ao que assumimos em nossos modelos.

A precipitação em setembro superou as expectativas no Sul/Sudeste, refletindo a consolidação do Super El Niño.

Durante setembro, os preços futuros de energia apresentaram uma dinâmica volátil, à medida que o alívio hidrológico observado especialmente no sistema Sudeste (ENA >100%) contribuiu para uma revisão para baixo de 54% nos preços futuros de outubro. Ao mesmo tempo, o clima apresentou um mês mais frio do que o esperado, o que também limitou o crescimento da carga no período. Esses fatores levaram o mercado a revisar seus cenários para o 4T26 e agora passam a considerar que novembro também deverá registrar preços baixos, com apenas uma recuperação gradual em dezembro, uma vez que os modelos ainda incorporam níveis mais elevados de reservatórios e expectativas mais favoráveis para as chuvas.

Anomalias muito elevadas são esperadas para os próximos 3-4 meses.

Os mapas indicam que, até o fim do ano, devemos observar anomalias elevadas na incidência de chuvas em todo o país: as regiões Norte e Nordeste deverão enfrentar um fim de ano muito seco (e com crescimento da carga muito elevado em relação ao ano anterior; a carga do 3T26 na região ficou mais de 9% acima do registrado no 3T25), enquanto o Sul deverá apresentar condições muito úmidas. Algumas áreas do Sudeste, como o estado de São Paulo, apontam para elevados volumes de chuva, enquanto o importante estado de Minas Gerais não apresenta anomalias relevantes e pode até registrar alguma condição de seca. As projeções para 2027 estão migrando para condições mais úmidas, reduzindo os prêmios de risco relacionados ao El Niño, embora os preços futuros de energia permaneçam altamente incertos.

O curtailment permaneceu amplamente estável, enquanto os efeitos de modulação aumentaram em setembro na comparação anual.

Ao agregarmos esses números para nossa prévia do 3T26, observamos que CPLE, CPFE e ALUP foram as companhias mais impactadas dentro da nossa cobertura, permanecendo próximas de 45%, enquanto as demais empresas ficaram em torno de 25%. Adicionalmente, nosso monitor de modulação aponta para um aumento, na comparação anual, dos efeitos de modulação sobre a geração hidrelétrica no 3T26.

Também analisamos qual seria o EBITDA médio de 2026-30e, a mercado, para AXIA, EGIE, AURE, CPLE e CMIG, além de simular a TIR real implícita ao incorporarmos as estimativas da BBCE e da Dcide aos nossos modelos.

Concluímos que nossos modelos permanecem amplamente consistentes com as expectativas atuais de mercado, uma vez que observamos apenas um impacto limitado nas TIRs reais entre as companhias sob nossa cobertura. A AXIA apresentaria um potencial aumento de 11,0% para 11,2%, enquanto as TIRs implícitas de EGIE e CPLE recuariam de 9,0% para 8,4% e de 11,1% para 10,6%, respectivamente. As TIRs reais implícitas de AURE e CMIG permaneceriam amplamente estáveis em 9,9% e 13,4%.

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