ATENÇÃO: Falta de chuva pode elevar em mais de 10% a conta de luz.
A falta de chuvas de 2017
vai pesar no bolso dos consumidores em 2018. Após um ano com um volume de
afluências abaixo da média, que levou a um elevado consumo de energia a partir
de usinas térmicas, mais caras, a tarifa de luz deve subir em um ritmo maior
neste ano. E isso mesmo considerando que o atual período chuvoso, iniciado em
novembro, tem se mostrado mais favorável. As projeções variam, mas os reajustes
das tarifas de energia devem superar os 10%, em média. Uma parcela
significativa desse reajuste vem do aumento do custo da energia, pressionado
pelo déficit hidrológico (GSF), estimam especialistas.
Pelos cálculos da Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o déficit hidrológico médio de 2017
ficou em 79%, o que significa que as hidrelétricas geraram 21% menos do que o
volume de energia que tinham direito de comercializar. Para compensar a menor
geração hídrica, foram acionadas termelétricas, que produzem uma energia mais
cara, gerando custo adicional para o sistema. Esse custo deveria ser coberto
pela receita proveniente das bandeiras tarifárias, mas tendo em vista o alto
preço da energia de curto prazo registrado ao longo do ano, justamente pela
geração térmica, o valor arrecadado não tem sido suficiente para fazer frente
às necessidades.
A Agência Nacional de
Energia Elétrica (Aneel) chegou a elevar o valor da cobrança adicional com o
acionamento das bandeiras, a partir de novembro, e ainda liberou uns recursos
proveniente de um outro encargo, a Conta de Energia de Reserva (Coner), de
maneira a reduzir o descompasso entre gastos e receitas. Ainda assim, a
projeção é de déficit significativo. Pelas regras do setor, quando a receita
com as bandeiras tarifárias não é suficiente para cobrir os custos, as
distribuidoras arcam com compromisso e, no momento do reajuste, o saldo dessa
conta entra no cálculo da tarifa, de forma a zerar os passivos.
Considerando os dados até
novembro, a Aneel indicou um saldo negativo de R$ 4,8 bilhões para compensação
futura, por meio das bandeiras tarifárias ou dos reajustes mensais. A
estimativa da Associação de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) indica
que o déficit das distribuidoras com o custo hidrológico deve somar cerca de R$
4,3 bilhões em 2017. A leve redução deve ser possível tendo em vista que em
dezembro vigorou a bandeira vermelha patamar 1, que adiciona R$ 3 a cada 100
KWh consumidos, gerando receita para a Conta Bandeiras, ao mesmo tempo em que o
déficit hidrológico e os preços da energia de curto prazo foram menores que o
de meses anteriores.
No entanto, para janeiro, a
Aneel definiu que a bandeira tarifária é verde – sem custo extra para os
consumidores -, reduzindo o montante arrecadado na conta bandeiras. Com isso, o
passivo a ser repassado para as tarifas pode ser maior.
A consultoria Thymos Energia
estima que as distribuidoras que têm reajuste no primeiro semestre – empresas
como Cemig, Enel, Light e algumas concessionárias da CPFL, por exemplo – terão
um reajuste entre 10% e 15%. “O que vai acontecer é que esse saldo não vai
ficar zerado e esse acúmulo, bem acentuado por conta de GSF baixo com PLD alto,
vai puxar a componente de CVA”, explica o presidente da Thymos, João Carlos
Mello, referindo-se à Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da
Parcela A, um mecanismo que calcula as variações de valores de custos não
gerenciáveis (Parcela A) ocorridas entre reajustes tarifários anuais das
distribuidoras de energia. Na data do reajuste anual, se a CVA estiver
negativa, há repasse desse montante para tarifa. Se a conta estiver positiva, o
saldo é usado para abater o reajuste anual das tarifas.
Diego Aspeé, consultor da
Thymos, não descarta aumentos até superiores aos 15% e lembra que o alto custo
com GSF já penalizou os consumidores das distribuidoras que têm reajuste no
final do ano, como CPFL Piratininga, Celg e EDP SP, que anotaram aumentos entre
15% e 24%, influenciados também por outros fatores, como o início do pagamento
de indenizações às transmissoras. Para estas e outras distribuidoras com
aniversário de contrato no segundo semestre, ele considera que o ritmo de
reajuste dependerá do volume de chuvas nos próximos meses e do preço spot de
energia. “O viés é de alta, mas vai depender da janela de CVA. Pode haver uma
compensação, se o primeiro semestre for favorável”, diz.
A TR Soluções, empresa
especializada na análise e cálculo de estruturas tarifárias, projeta um
reajuste médio das tarifas de energia de 9%, considerando 40 distribuidoras do
país que respondem por cerca de 97% do mercado brasileiro. Dentre as empresas
com aumento nas contas de luz acima da média nacional, segundo a empresa, estão
as distribuidoras do Rio de Janeiro – Light e Enel Rio (antiga Ampla),
justamente as primeiras concessionárias de grande porte a passarem por
processos tarifários neste ano, em 15 de março. O aumento estimado é da ordem
dos 10%.
Mais otimistas, os analistas
do Banco Santander estimam um aumento médio de 5,9% nas contas de luz, no
cenário base, considerando o acionamento da bandeira vermelha patamar 1 ao
longo de 2018, que levaria ao equacionamento do passivo na CVA. Para a equipe,
em seu cenário mais otimista, a bandeira amarela seria acionada em meados de
2018, o que poderia contribuir para um reajuste de apenas 1,9% das tarifas,
sempre levando em conta que não haveria passivos a serem cobertos nos reajustes
anuais. Neste cenário, o banco prevê que os reajustes devem ser mais baixos nas
distribuidoras com reajuste no primeiro semestre e mais elevados para as concessionárias
que têm aniversário de contrato na segunda metade do ano.
Para a equipe de análise, o
acionamento da bandeira verde em janeiro antecipa o movimento de menor pressão
tarifária já esperado por conta da melhora da hidrologia, provocando um impacto
positivo para o consumidor. Embora considerem que o cenário mais provável ainda
é de bandeira amarela para 2018, os profissionais do banco passaram a trabalhar
com a probabilidade de que a bandeira verde seguirá válida por mais alguns
meses.
Encargos
Além do custo com o déficit
hidrológico, os especialistas também citam os encargos setoriais como fator de
pressão nas tarifas de energia. No final de dezembro, a Aneel anunciou um
aumento de 22 88% na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o que corresponde
a um impacto médio nas tarifas de 2,14%, com diferenças no peso da cobrança por
regiões. Nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, o impacto será de 2,72%, e no
Norte e Nordeste, de 0,77%, segundo cálculos da própria agência.
Mas a TR Soluções calcula
que o impacto médio deve ser maior, de 3,7% nas tarifas, chegando a 4,5% para
consumidores das regiões Sul e Sudeste-Centro Oeste. A consultoria explica que
sua estimativa é superior à divulgada pela Aneel porque a análise considera
também o componente financeiro do aumento no encargo, não apenas o econômico.
A TR lembra que haverá o
impacto da retirada de componente financeiro negativo nas contas da CDE,
referente a um desconto dado da ordem de R$ 10,00 por MWh, por conta de uma
cobrança a maior, e que fica em vigor até o evento tarifário de cada
concessionária em 2018.
Estadão Conteúdo
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