Nesta quinta-feira, a Auren Energia publicou o Guia de Modelagem 2026, que atualiza premissas de EBITDA ajustado, balanço energético e comercialização, e quantifica efeitos recentes: reembolso estimado de curtailment de R$ 250 mi (set/23–nov/25), passivo de R$ 1.590,6 mi e, no 9M25, ganho de modulação de R$ 124 mi versus impacto de curtailment de -R$ 321 mi (efeito líquido de -R$ 197 mi). O documento reforça o mapa operacional do portfólio (8.723 MW de capacidade instalada e 4.077 MWm de garantia física, com GF de Tucano Holding III proporcional a 36 MWm) e dá continuidade à transparência inaugurada pelo Guia de Modelagem 3T25, que organizou portfólio e premissas de geração, preços e modulação até 2030, quando a companhia explicitou exposição a GSF, calibragem de perdas e a função tática da modulação.
Operacionalmente, o Balanço Energético 2025 aponta Recursos Próprios Líquidos de 3.545 MWm, compras para revenda de 1.028 MWm e vendas totais de 4.325 MWm, resultando em saldo de geração de 248 MWm após deduções como GSF de 170 MWm, perdas na Rede Básica de 3,0% e perdas por fonte (hidro 47 MWm, eólica 44 MWm, solar 5 MWm). Os ganhos de modulação avançaram de R$ 17,0 mi (3T24) para R$ 65,6 mi (3T25), com a administração sugerindo potencial adicional diante de maior volatilidade intraday — uma continuidade da estratégia que utiliza a flexibilidade do portfólio híbrido para suavizar ciclos hidrológicos e capturar spreads de curto prazo.
Na frente regulatória e de risco, o guia orienta modelar curtailment ao preço do contrato no ACR e ao PLD no ACL, observando que os cortes tendem a ocorrer em horários de PLD mais baixo. Destaca ainda que pagamentos estão suspensos (saldo corrigido pelo IPCA) e sugere, para simplificação, uma penalidade média de 6% sobre o preço do contrato. A incorporação do reembolso estimado de R$ 250 mi e a abertura do passivo reforçam a ligação entre a fotografia recente — pressões de escoamento e hidrologia — e a previsibilidade de fluxos a partir de 2026.
Na comercialização, o Balanço Energético da Comercialização projeta compras/vendas de 6.209/6.209 MWm (2024), 6.189/6.207 MWm (2025) e 3.439/3.589 MWm (2026). A margem contratual histórica indicada é de 5,5 R$/MWh (2024), 5 R$/MWh (2025) e 10 R$/MWh (2026), com giro de 1,6x sobre a garantia física dos ativos próprios. Ao explicitar fórmulas de cálculo de volume, margem e liquidação ao preço de mercado, a empresa encurta a distância entre pressupostos e resultados, permitindo reconciliar efeitos de GSF, modulação e curtailment com o EBITDA ajustado projetado.
Em capital e governança, o material formaliza a “maior linearidade” de dividendos via reconhecimento trimestral, detalha dividendos declarados (R$ 229,6 mi em 2023; R$ 230,9 mi em 2024; R$ 233,3 mi no 9M25) e explicita estruturas societárias relevantes, como a preferência de 75% do Itaú na Guaimbê e a opção de compra, pela Auren Operações, das ações preferenciais detidas pelo banco (R$ 1,033 bi, com vencimento em 2031, regras de execução a partir de 2026/2027). Essa agenda de previsibilidade e opcionalidade patrimonial dialoga com a disciplina de capital reafirmada no 2º programa de recompra aprovado em novembro de 2025, quando a companhia priorizou preservar caixa e calibrar remuneração em meio a maior volatilidade hidrológica.
Em síntese, o novo guia consolida a ponte entre o impacto líquido negativo observado no 9M25 e um 2026-2030 com premissas rastreáveis: o avanço da modulação como alavanca de resultado, a gestão ativa de exposição a GSF e curtailment, e a coerência entre contratação, giro comercial e política de dividendos. Ao amarrar riscos e oportunidades em um arcabouço único, a Auren reforça uma trajetória em que transparência e execução caminham juntas — e em que a leitura de sensibilidade por fonte, preço e disponibilidade torna-se peça central para decisões de investimento.
