7 de março de 2025
Empréstimo compulsório de R$ 2 bi: risco para o consumidor no reajuste tarifário da Light
Resumo
Os consumidores da Light em 2025, a exemplo do ocorrido com os consumidores da Copel Distribuição (Copel-DIS) em 2024, correm o risco de se tornarem credores da distribuidora sem se darem conta das condições desse empréstimo. Não, você não leu errado: com a perspectiva de ver suas tarifas diminuídas em 14%, em média, a distribuidora pleiteou à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que mantenha os valores praticados nos últimos 12 meses e devolva a diferença aos consumidores nos processos tarifários dos próximos anos. A argumentação da concessionária se baseia no mesmo modelo de diferimento autorizado pelo regulador à Copel-DIS no ano passado. Mas a medida ignora a importância de se reduzir, ainda que temporariamente, as tarifas de energia no país, bem como a relevância da variação das tarifas das distribuidoras para a composição da inflação no país.
1. Oscilações tarifárias ao longo do tempo
A regulamentação tarifária vigente, com seus mecanismos financeiros para promover a maior neutralidade possível dos repasses de custos para os consumidores e garantir o equilíbrio econômico-financeiro das concessões, faz com que a evolução das tarifas apresente comportamento semelhante ao observado quando uma pedra é lançada num lago. Como nos ensina a física, as ondas formadas na água carregam a energia gerada devido ao choque da pedra, formando círculos cuja força vai diminuindo à medida que as ondas se afastam do ponto onde a pedra caiu.
Isso ocorre porque a dinâmica tarifária envolve dezenas de fatores temporalmente inter-relacionados. Esse movimento também pode ser visualizado na forma de um pêndulo: se a tarifa sobe muito em determinado período, é grande a probabilidade que diminua no período seguinte e vice-versa, como demonstra o gráfico a seguir, relativo à evolução da variação das tarifas da Copel-DIS de 2013 a 2024.
Fonte: plataforma SETE, da TR Soluções
A intensidade de cada movimento de elevação ou redução das tarifas está relacionada aos seus fatos geradores, além de outras interferências. O fato é que, quanto mais intenso for determinado evento, maiores serão as ondas tarifárias, que também tendem a ir diminuindo à medida que se afastam do momento em que o evento ocorreu.
Via de regra, as variações tarifárias abruptas são decorrentes de políticas públicas voltadas a soluções paliativas para alívio tarifário, como ocorreu nos exemplos a seguir:
- renovação antecipada das concessões de geração e transmissão em 2012, além da alteração estrutural da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), com aporte bilionário do Tesouro Nacional (Lei n. 12.783/2013 – lei de conversão da Medida Provisória n. 579/2012);
- após dois anos aportando recursos na CDE, o que aconteceu em 2013 e 2014, o não aporte do Tesouro Nacional em 2015, contribuiu para que as tarifas de todas as distribuidoras do Brasil tivessem que ser revisadas extraordinariamente em março daquele ano, o que resultou em um aumento médio de 22%;
- tratamento dado às indenizações a concessionárias de transmissão da Rede Básica dos Sistemas Existentes a partir de 1º de julho de 2017 (Portaria MME n. 120/2016);
- reversão de créditos tributários de PIS/COFINS aos consumidores (Lei n. 14.385/2022);
- e quitação antecipada dos empréstimos relacionados à Conta Covid e à Conta Escassez Hídrica (Medida Provisória n. 1.212/2024).
2. Consumidor atua como credor da Copel-DIS
No processo tarifário do ano passado, os consumidores da Copel-DIS deveriam ter observado uma redução tarifária de 3,29% ao se aplicar os procedimentos de regulação tarifária vigentes naquele momento.
Com base no comportamento pendular das tarifas, a concessionária apresentou pleito ao regulador em favor da estabilidade, previsibilidade e equalização dos efeitos tarifários no período entre 2024 e 2026. O objetivo era atenuar a amplitude desses efeitos, levando em consideração as estimativas de variação das tarifas, nos dois anos seguintes, apresentadas ao regulador pela própria concessionária.
Diante disso, a Aneel estabeleceu um componente financeiro adicional nas tarifas da companhia, de modo a anular a redução esperada naquele reajuste: como as tarifas da Copel-DIS deveriam ter sido reduzidas, a pedido da concessionária, o regulador fez com que os consumidores paranaenses emprestassem R$ 452 milhões à Copel-DIS.
“50. Minha proposta, portanto, seria a inclusão de um componente financeiro positivo no atual processo tarifário, componente esse a ser atualizado pela SELIC e revertido para os consumidores nos próximos processos tarifários.” (§50 do voto do diretor relator Ricardo Lavorato Tili, Processo nº 48500.005881/2023-45).
Em decorrência desse empréstimo, ao invés de uma redução tarifária, os consumidores da área de concessão da Copel-DIS tiveram suas tarifas inalteradas em 2024, numa espécie de cobrança à vista de um possível custo futuro.
Essa lógica discricionária pressupõe que as unidades consumidoras devam garantir, sem prazo estabelecido, um amortecedor financeiro para a concessionária de distribuição. Com base nessa lógica, quando houver expectativa de redução da tarifa, os valores são mantidos e o consumidor passa a emprestar dinheiro à distribuidora. Por outro lado, nos eventos tarifários seguintes, se houver expectativa de elevação da tarifa e disponibilidade de recursos previamente emprestados pelo consumidor no caixa da concessionária, a tarifa também não se elevará, porque neste momento serão utilizados os recursos previamente emprestados.
Pode-se dizer que a metodologia de diferimento aplicada no processo tarifário da distribuidora paranaense foi ainda mais discricionária também sob o aspecto da alocação tarifária do empréstimo realizado. Dos R$ 452 milhões diferidos, R$ 392 milhões (87%) foram alocados exclusivamente aos consumidores cativos da Copel-DIS, pois foram considerados na Tarifa de Energia (TE). Já o restante, R$ 60 milhões, foram alocados às perdas de energia, presentes na Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição (TUSD), o que afeta tanto os cativos quanto os livres. Tal critério de alocação altera riscos e distorce os sinais econômicos de eventual migração para o mercado livre ou opção pela adesão ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica por meio da geração distribuída.
3. Reajuste tarifário da Light de 2025
No dia 15 de março de 2025 passam a valer as novas tarifas dos consumidores atendidos pela Light. Há muito tempo a data é vista como um ponto de inflexão nos custos da concessionária, devido ao fim do contrato de suprimento da termelétrica Norte Fluminense (NorteFlu) em dezembro de 2024. Em carta enviada à Aneel em fevereiro, a própria concessionária estimou uma redução média de 14% nas tarifas atribuídas aos cariocas.
Trata-se de um contrato bilateral antigo, assinado em razão do racionamento de 2001, no chamado Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT). Esse programa possibilitava a contratação de energia entre partes relacionadas, o que ficou conhecido na época como self-dealing – tanto a Light como a NorteFlu eram controladas pela EDF.
Esse contrato correspondia a uma fatia expressiva do portfólio de compra de energia da distribuidora. No processo tarifário de 2024, por exemplo, representava pouco mais de 21% do montante contratado, a um preço de R$ 417/MWh, enquanto o preço médio econômico aprovado pela Aneel na ocasião foi de R$ 283/MWh. Portanto, com o fim desse contrato bilateral, a expectativa é de redução estrutural, e não temporária, do preço médio de compra de energia e, consequentemente, das tarifas da Light.
O alívio na conta de luz da maior parte dos cariocas, entretanto, pode ser comprometido: invocando similaridade com o processo da Copel-DIS de 2024 e objetivando suposta “previsibilidade de custos”, a distribuidora solicitou diferimento positivo, de forma que o índice de reajuste tarifário de 2025 seja aprovado pela Aneel em 0%. Em termos práticos, isso equivaleria a um empréstimo dos consumidores para a empresa de quase R$ 2 bilhões. E mais: sem prazo definido de devolução.
3.1. Impactos
Se processada como previsto, a redução tarifária deveria beneficiar tanto os consumidores cativos como os livres. Isso se deve à relevância, nos custos da distribuidora, das perdas de energia – principalmente as não técnicas (furtos): como são valoradas ao preço médio dos contratos de compra de energia, se esse preço cai, a tarifa associada às perdas também diminui, com impacto direto na TUSD, paga também pelos consumidores livres.
O processo também deve influenciar a definição da inflação: a região metropolitana do Rio de Janeiro – da qual aproximadamente 75% é atendida pela Light –, responde por cerca de 10% na apuração da participação da energia elétrica na cesta que compõe a inflação oficial, o IPCA.
Num ano cuja meta de inflação definida pelo Conselho Monetário Nacional é de 3% e a expectativa é que a variação média das tarifas no país possa ultrapassar o teto da meta, de 4,5%, renunciar a uma redução tarifária estrutural e prevista há muito tempo levanta questionamentos sobre a razoabilidade dessa medida, tendo em vista seus impactos para os consumidores e para a economia do país.
4. Diferimentos no radar do TCU
Segundo a Aneel, diferimentos tarifários foram utilizados 51 vezes desde 2017. No entanto, apenas no caso do reajuste da Copel-DIS de 2024, com a anuência da Aneel, o recurso foi utilizado para a manutenção momentânea das tarifas, e não a sua redução.
Em 15 de junho de 2022, o Tribunal de Contas da União (TCU), por meio do Acórdão n. 1.376/2022, manifestou sua preocupação com a ausência de um planejamento estruturado para políticas públicas voltadas à modicidade tarifária. O documento ressalta que, ao invés de medidas de caráter estrutural para redução das tarifas de energia, o governo tem recorrido a paliativos, como a criação de empréstimos e diferimentos de reajustes, que acabam por impor um ônus adicional aos consumidores no longo prazo, como foram os casos da Conta da Escassez Hídrica e da Conta Covid, entre outros. Além disso, há o risco de que medidas do tipo atrapalhem novas ações voltadas para a modicidade, visto que muitas delas criam compromissos de custos para exercícios vindouros.
O TCU destacou ainda que, na utilização do diferimento dos custos relativos ao serviço de distribuição de energia elétrica (Parcela B) como mecanismo para alívio tarifário, sempre há o risco de que a medida sequer seja aplicada porque, segundo a lógica empresarial, um pedido para postergar o recebimento de receita teria de fazer sentido econômico. Se não fizer sentido, a tendência é de empresas não requererem o diferimento.
Também salientou que a adoção de soluções paliativas para alívio tarifário, como empréstimos e diferimentos de reajustes, tem um efeito redutor momentâneo e criam compromissos de custos ainda maiores para exercícios futuros, postergando a resolução do problema.
Por isso, recomendou à Aneel que, ao realizar medidas de diferimento de custos para os reajustes tarifários seguintes, também faça análises de impactos futuros e de custo-benefício da postergação, juntando tais análises aos processos administrativos do reajuste a ser diferido, e que sejam avaliadas as vantagens e desvantagens da aplicação de tais medidas.
5. Regulamentação dos pedidos de diferimentos
Com o precedente aberto pela Copel-DIS em 2024, a expectativa dos possíveis novos desdobramentos nos eventos tarifários das demais distribuidoras, como o caso ainda em curso da Light para 2025, fez com que a Aneel publicasse a Nota Técnica n. 198/2024-STR1 para debates relacionados à regulamentação dos pedidos de diferimento em processos tarifários de distribuição.
A principal argumentação utilizada pela Copel-DIS para justificar o diferimento positivo do reajuste tarifário de 2024 foi a busca por previsibilidade, apresentando a redução tarifária de 3,29% como um elemento potencialmente desestabilizador para os consumidores. Na Nota Técnica n. 198/2024-STR, o regulador destaca aspectos do Acórdão n. 1.376/2022 que orientam a utilização do instrumento de diferimento tarifário:
[...]
251...” A elevada volatilidade das tarifas é indesejável do ponto de vista do consumidor, que pode perder sua capacidade de organizar-se para conseguir pagar faturas de energia com valores significativamente maiores do que do mês anterior, antes do reajuste.”
[...]
Se uma redução tarifária anual de 3,29% é considerada capaz de desorganizar o planejamento financeiro dos consumidores, o que dizer do impacto errático das Bandeiras Tarifárias? Com base nas tarifas médias aplicadas pela Copel-DIS, a aplicação da Bandeira Amarela resulta em um aumento de 3,4%, enquanto a Bandeira Vermelha patamar 1 eleva as tarifas em 8%, e a Bandeira Vermelha patamar 2, em 14,2%. Diante disso, não seria também o caso de reconsiderar a utilização das Bandeiras Tarifárias em prol de uma maior previsibilidade para os consumidores?
Independentemente da solução técnica que venha a ser adotada pelo regulador, o fato é que, com o precedente aberto no caso da Copel-DIS em 2024, os resultados dos eventos de reajustes tarifários passam a ter um grau de discricionaridade nunca visto. Diante disto, é de se pensar que, nos eventos em que forem pleiteados diferimentos tarifários, sobretudo quando se tratar de empréstimos dos consumidores, a sociedade também possa se manifestar previamente à homologação das tarifas pela Aneel.
Afinal, se essa moda pegar, o consumidor passará a emprestar dinheiro para que a distribuidora não reduza as tarifas. É isso mesmo, não há erro no texto: no inédito arranjo idealizado pela Copel-DIS, e agora copiado pela Light, o consumidor pode pagar para não ter sua conta de luz reduzida.
* Paulo Steele é sócio administrador e Helder Sousa é diretor de regulação da TR Soluções.