Um relatório executivo da Ti Safe estima que um ciclo de El Niño moderado a forte pode provocar cerca de R$ 35 bilhões em perdas financeiras para os 25 maiores grupos econômicos do setor elétrico brasileiro, somando geração, transmissão, distribuição, comercialização e autoprodução. Para portos, terminais e operadores logísticos, o estudo funciona como um alerta: o risco climático sobre a infraestrutura elétrica pode se converter em interrupções, encarecimento da energia e necessidade de antecipar investimentos em resiliência justamente em corredores estratégicos do comércio exterior.

Como o El Niño pressiona o sistema elétrico e o hinterland portuário

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A análise parte de um padrão climático consolidado em avaliações do INPE: menos chuvas no Norte e parte do Nordeste, mais precipitação no Sul e temperaturas acima da média no Sul, Sudeste e parte do Centro-Oeste. Traduzido para a infraestrutura elétrica e logística, isso significa:

- seca, calor extremo, queimadas e logística remota na Amazônia e em porções do Norte, com impacto direto em redes de distribuição que atendem terminais fluviais, estações de transbordo e retroáreas portuárias do Arco Norte;

- maior despacho térmico e pressão de custo no Nordeste, região que concentra parques eólicos e solares que alimentam cadeias exportadoras de granéis sólidos, combustíveis e cargas gerais;

- picos de carga por refrigeração, estresse em transformadores e maior incidência de tempestades convectivas em grandes centros do Sudeste e Centro-Oeste, onde se localizam polos industriais e logísticos que dependem de energia firme para operar portos, terminais intermodais e ferrovias;

- chuvas intensas, vendavais, granizo e alagamentos no Sul, afetando linhas de transmissão, subestações e redes urbanas que atendem complexos portuários e retroáreas industriais.

O relatório reforça que o risco predominante não é um “apagão nacional”, mas uma combinação de falhas locais e regionais, recomposição emergencial de redes, aumento da compra de energia e perda de receita por indisponibilidade. Para o ambiente portuário, isso se traduz em maior probabilidade de eventos de descontinuidade em subestações que alimentam pátios ferroviários, sistemas de correias, silos, armazéns frigorificados e equipamentos de bordo, com repercussões imediatas sobre janelas de atracação, taxa de utilização de berços e desempenho de corredores de exportação.

Metodologia: da climatologia ao impacto financeiro

A Ti Safe estrutura a estimativa de perdas em cinco vetores de impacto econômico, todos com relevância direta para planejamento energético de instalações portuárias e logísticas:

- Perda de margem operacional da geração – redução de energia disponível por hidrologia irregular, variabilidade de recursos renováveis e restrições operacionais em usinas que sustentam grandes consumidores industriais e portuários;

- Custos emergenciais de operação e manutenção – recomposição de redes de distribuição e transmissão, substituição de postes e torres, recuperação de subestações e reforço de equipes de campo após eventos extremos;

- Compra adicional de energia e hedge – contratação complementar de energia para cobrir indisponibilidades e picos de carga, com impacto direto sobre custo final para consumidores intensivos de energia;

- Impactos regulatórios – compensações automáticas por continuidade de fornecimento e penalidades ligadas a indicadores como DEC e FEC, que pressionam fluxos de caixa de distribuidoras e podem repercutir em ajustes tarifários;

- CAPEX defensivo antecipado – investimentos em automação, telecomando, drenagem, proteção contra incêndios, monitoramento e digitalização, antecipando desembolsos que tendem a ser incorporados à base de custos regulados.

Esses vetores são ponderados por três índices: Exposição Climática (IEC), que considera onde estão os ativos; Sensibilidade Operacional (ISO), que diferencia o peso de geração, transmissão e distribuição; e Intensidade Financeira (IIF), que relaciona porte e capacidade de absorver choques. O Índice Consolidado de Exposição Econômica (ICEE) posiciona cada grupo em faixas de impacto sobre o EBITDA: entre 1,5% e 2,5% para exposição muito elevada, 1,0% a 1,5% para elevada, 0,5% a 1,0% para moderada e abaixo de 0,5% para baixa.

Quem sustenta a energia dos portos está mais exposto

O ranking revela que o maior prejuízo potencial concentra-se em holdings com grande footprint nacional e redes capilares de distribuição, muitas das quais atendem diretamente regiões portuárias e corredores de exportação.

No topo, a Axia Energia, herdeira da antiga malha Eletrobras, aparece com exposição de R$ 3,9 bilhões, distribuída entre perda de geração hidrelétrica (R$ 1,48 bilhão), custos emergenciais de O&M (R$ 0,94 bilhão) e compras adicionais de energia (R$ 0,70 bilhão). Com 22 hidrelétricas, 2 termelétricas, 74 linhas de transmissão e 198 subestações em 11 estados, o grupo tem relevância direta para o suprimento elétrico de grandes polos industriais, em especial nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Sul, onde se articulam Arco Norte, corredores de exportação de grãos e complexos portuários consolidados.

Na distribuição, Neoenergia, Equatorial, CPFL, Energisa, Enel Brasil, Cemig, Copel e EDP Brasil aparecem com perdas estimadas entre R$ 0,79 bilhão e R$ 3,2 bilhões, dominadas por recomposição de redes, compensações regulatórias e CAPEX em resiliência. São grupos que operam em Bahia, Pernambuco, Rio Grande do Norte, São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Paraná, Pará, Maranhão, Amapá e outros estados, cobrindo praticamente todo o arco portuário brasileiro, dos grandes hubs de contêineres e granéis sólidos a terminais de cabotagem e plantas industriais integradas a portos.

No segmento de transmissão, ISA Energia Brasil, Taesa e Alupar somam exposição entre R$ 0,92 bilhão e R$ 1,10 bilhão, concentrada em custos emergenciais de O&M (até R$ 0,41 bilhão) e CAPEX defensivo para reforço de corredores críticos, estabilização de fundações e modernização de sistemas de proteção. Esses ativos são responsáveis por transportar grandes blocos de energia entre regiões de geração e de consumo – incluindo faixas litorâneas e hinterlands portuários – e sua indisponibilidade temporária pode limitar a flexibilidade de suprimento para complexos industriais e terminais logísticos.

Entre geradores com portfólios renováveis e térmicos – Engie Brasil Energia, Auren, Eneva, CTG Brasil, Statkraft, Serena, Voltalia, Casa dos Ventos, Elera e SPIC –, as perdas potenciais variam de R$ 390 milhões a R$ 1,55 bilhão, refletindo variabilidade hidrológica, indisponibilidade de ativos e necessidade de recompor posições contratuais. Essas empresas alimentam diretamente grandes consumidores industriais e logísticos, e eventuais reduções de disponibilidade ou volatilidade de preços podem repercutir em contratos de suprimento de energia para terminais portuários, retroáreas e cadeias de transporte.