Mas a tendência é que o ritmo de alta das tarifas desacelere nos próximos meses; na média, reajustes devem ficar em 12% no ano.

As tarifas de energia elétrica dos brasileiros devem subir, em média, cerca de 12% neste ano. O aumento médio, que se refere a todas as classes de consumo e níveis de tensão, é bem mais significativo do que o reajuste médio de 3,4% registrado no ano passado. Por outro lado, o impacto médio tende a ser significativamente inferior ao observado nos primeiros processos tarifários deste ano que, em alguns casos, passou de 20%. A projeção da TR Soluções não leva em conta as variações das bandeiras tarifárias e vale para 40 distribuidoras, que correspondem a aproximadamente 97% do mercado.

As principais causas da alta das tarifas são os custos associados ao risco hidrológico sob responsabilidade dos consumidores regulados, principalmente em relação ao déficit não quitado em 2017, e o aumento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Além disso, no caso das distribuidoras que passam por revisão tarifária, como a Energisa Mato Grosso, Enel RJ, CPFL Paulista e Cemig, dentre outras, pesa o reconhecimento de novos ativos na base de remuneração regulatória, o que também pressiona para cima o efeito médio. Por fim, a indenização de ativos de transmissoras instalados antes de 2000 ainda está impactando alguns processos tarifários.

O risco hidrológico se deve ao fato de que, em 2017, as usinas hidrelétricas entregaram menos energia do que o previsto em contrato. A compra da energia ao preço do mercado de curto prazo tem sido parcialmente coberta pela Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (CCRBT). Mas o montante recolhido por meio das bandeiras no ano passado não foi suficiente para cobrir esses custos em sua totalidade. Para se ter uma ideia, como mostrado no gráfico a seguir, em janeiro a conta estava deficitária em R$ 3,75 bilhões.

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Fonte: Aneel

Como as distribuidoras tiveram que arcar com os custos associados ao risco hidrológico e os recursos provenientes da CCRBT não foram suficientes para cobri-los, a Aneel está reconhecendo nas tarifas de 2018 esse passivo de 2017. Isso tem afetado fortemente as distribuidoras com evento tarifário neste início do ano. Mas é importante observar que as concessionárias que passarão por processos tarifários nos próximos meses não necessariamente ficarão sujeitas a tais passivos, uma vez que o volume varia em função do acionamento das bandeiras, da geração de energia secundária por parte das hidrelétricas e da evolução dos custos apurados sob responsabilidade da CCRBT.

Quanto à CDE, que corresponde aos subsídios relacionados a políticas públicas, como o Programa Luz para Todos e a tarifa social para consumidores de baixa renda, a perspectiva é de um efeito médio positivo de 3,8 pontos percentuais nas tarifas em 2018. A alta se deve a aspectos econômicos e financeiros. No primeiro caso, a cota da CDE que cabe aos consumidores aumentou 30%, passando de R$ 9,3 bilhões em 2017 para R$ 12,2 bilhões em 2018. Mas há ainda o efeito da retirada de componente financeiro negativo nas contas da CDE, da ordem de R$ 9,00 por MWh, relativo ao ciclo tarifário de 2017 e que fica em vigor até o evento tarifário de cada concessionária em 2018.

O custo das indenizações das transmissoras, por sua vez, começou a ser repassado às tarifas no ano passado. Mas, no caso das distribuidoras cujos processos tarifários se dão até maio, em 2017 foi feito repasse de apenas uma expectativa do valor a ser cobrado. Agora, o valor está sendo ajustado (a maior, em todos os casos), pressionando os aumentos tarifários neste início de ano.

Média tensão – A seguir, são apresentadas as variações médias projetadas para as tarifas dos consumidores cativos do subgrupo A4, levando-se em consideração as modalidades tarifárias azul e verde. Para os consumidores dessas condições, é previsto um reajuste médio de 13,08% no ano. Como mostra o gráfico, os consumidores da RGE Sul e Cemar devem ter os aumentos tarifários mais significativos, enquanto as empresas conectadas à Amazonas Energia e à CEB devem ter reduções tarifárias.

No caso desta última, que tem tido dificuldades em honrar compromissos perante a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), a projeção diz respeito ao evento tarifário ordinário da distribuidora, caso ele ocorra na sua data de aniversário: 22 de outubro. Entretanto, há possibilidade de realização de uma Revisão Tarifária Extraordinária ainda em abril.

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Fonte: TR Soluções

No caso dos consumidores que já se encontram no mercado livre, a única parcela dos gastos com energia que pode ser prevista é a do uso das redes de transmissão e distribuição, além dos encargos e perdas de energia, presentes na TUSD (Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição). As projeções da TR indicam que, neste ano, a TUSD deve aumentar mais de 20% para os consumidores industriais conectados a um nível de tensão superior a 13,8 kV. Neste caso, o principal responsável pela variação é a CDE, presente na parcela da TUSD cobrada em energia (R$/MWh), em que não há sinalização horária.

Variação em 2017 – No ano passado, o reajuste médio das tarifas foi de 3,4%. Além do risco hidrológico, nesse caso a alta foi puxada pelo repasse, às contas, da indenização de ativos de transmissoras instalados antes de 2000.

Mas é importante observar que fatores específicos das condições de cada distribuidora também pesam nos processos tarifários, de modo que os resultados finais podem ser bastante diferentes. No caso dos consumidores residenciais, por exemplo, enquanto a variação média ponderada pelo mercado de cada distribuidora foi de 4,2% em 2017, aqueles ligados a distribuidoras como a CEEE e a Cepisa tiveram aumentos nas contas de luz muito mais significativos, acima de 25%. Por outro lado, as contas dos moradores das áreas de concessão da CPFL Santa Cruz e CPFL Paulista tiveram queda de cerca de 10%, conforme indica a figura a seguir.

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Fonte: TR Soluções, com base em informações da Aneel.

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