Manutenção em linha da Copel: empresa está entre as que precisam do reajuste extraordinário| Foto: Daniel Castellano/Gazeta do Povo

Pressão

Quatro fontes de custos pesam no caixa das distribuidoras no primeiro semestre e devem compor a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE)

Energia cara

Com os reservatórios das hidrelétricas no nível mais baixo desde o apagão de 2001, as usinas térmicas seguem operando sem parar. Em janeiro de 2013, as térmicas contribuíam com 11,8 mil megawatts (MW) médios, volume que passou para 15,2 mil megawatts (MW) médios em dezembro do ano passado, último dado disponível. Criado a partir do apagão de 2001, o parque térmico brasileiro não foi projetado para operar na base do sistema elétrico. A maioria das térmicas são velhas, poluentes e caras, com custo que pode ser várias vezes mais caro do que o das hidrelétricas. O uso das térmicas influencia diretamente o preço da energia no mercado de curto prazo (PLD), que causou um rombo de R$ 30 bilhões em 2013 e 2014.

Reajuste de Itaipu

Outro fator de pressão é o reajuste de 46,1% na energia gerada em Itaipu, que vai pesar no caixa das distribuidoras que atendem os consumidores das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, que recebem a energia produzida pela usina. A tarifa, que é cobrada em dólar, passou de US$ 26,05 por kilowatt (kWmês) para US$ 38,07 por kWmês, ou seja, além de absorver o aumento, as distribuidoras também têm de lidar com as variações do câmbio. Com a estiagem, Itaipu gerou menos energia ao longo de 2014 e a Eletrobras, que administra a usina, foi obrigada a comprar energia cara no mercado de curto prazo para atender à demanda. Para o consumidor, o reajuste de Itaipu terá um impacto estimado em 4% na conta de luz.

Fim dos aportes do governo

Para baratear a conta de luz em 20%, o governo desonerou o consumidor de encargos setoriais e reduziu em 75% a cobrança da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) que era integralmente paga pelos consumidores. Para garantir o desconto, a CDE também passou a bancar os efeitos da não adesão à renovação das concessões pela Cemig, Copel e Cesp. O governo se comprometeu a subsidiar os valores relativos às políticas sociais e vinha aportando recursos na CDE, mas neste ano, sem dinheiro, devolveu o ônus da conta ao consumidor. O fim dos aportes do tesouro à CDE deve gerar um custo de R$ 9 bilhões que vai gerar um impacto de 9% na conta de luz do consumidor.

Custo da exposição

As distribuidoras conseguiram contratar metade da energia que precisavam no 18º Leilão de Ajuste, realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) na última quinta-feira. Dos 4 gigawatts médios (GWm) necessários para o primeiro semestre deste ano, apenas 2,1 GW médios foram contratados. O preço do leilão (R$ 387,07 por megawatt-hora (MWh) ficou muito próximo do teto do PLD (R$ 388,46), ou seja, tanto as distribuidoras que contrataram a energia que precisavam, como a Copel, quanto as que ficaram descontratadas em parte da sua demanda estão pagando caro pela energia. Essa pressão no caixa das companhias também vai motivar o reajuste extraordinário.

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O consumidor mal teve tempo de absorver o reajuste na conta de luz do ano passado e já pode preparar o bolso para um novo aumento, o primeiro de dois que vão ocorrer neste ano. Com o aval do governo federal, as distribuidoras preparam pedidos de reajuste tarifário extraordinário que devem engordar a tarifa de energia a partir de março em 30%, em média, segundo cálculos conservadores de analistas da área de energia.

INFOGRÁFICO: Veja o atual nível dos reservatórios das hidrelétricas

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A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) deve divulgar nesta terça-feira os critérios para a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE). Três fontes de custo principais pesam sobre o caixa das distribuidoras neste primeiro semestre e devem compor a nova tarifa: o reajuste de 46,1% na energia de Itaipu; o fim dos aportes do Tesouro à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE); e o custo elevado da energia, resultado da grande geração térmica para compensar o baixo nível dos reservatórios. Além disso, começam a ser pagos neste ano os empréstimos feitos às distribuidoras em 2013 e 2014, que somam R$ 12 bilhões.

Nem as bandeiras tarifárias, em vigor desde o início de janeiro, e tampouco a queda do preço da energia no mercado de curto prazo serão suficientes para cobrir o rombo do setor elétrico na primeira metade de 2015.

A redução do teto do Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) diminuiu pela metade o custo de exposição das distribuidoras ao mercado à vista, mas o preço da energia continua alto, e deve se manter assim ao longo deste ano por causa do acionamento das usinas termelétricas. No pior dos cenários, as bandeiras cobradas desde o início do ano devem reverter R$ 800 milhões por mês às distribuidoras, um alívio, embora não suficiente para fechar a conta, avalia Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia.

Para piorar a situação, o governo anunciou que não fará mais o aporte de R$ 9 bilhões que estava previsto ao setor elétrico neste ano. "Se não tem repasse do Tesouro, esse dinheiro precisa vir por meio de receita extraordinária. Isso alivia as empresas, mas recai sobre o consumidor", afirma Ricardo Savoia, diretor de Regulação da Thymos Energia. Antes de saber que o governo cortaria os aportes ao setor, a Comerc calculava entre 25% e 30% o reajuste médio na conta de luz, mas Vlavianos admite que o aumento poder ser ainda maior.

Segundo especialistas, a maioria das distribuidoras não tem condições de esperar pela data do reajuste tarifário anual para recompor esses custos. Isso geraria um passivo que nem empresas nem governo teriam como arcar. Das 64 companhias de distribuição, apenas seis têm reajuste marcado para fevereiro. Todas as demais devem apresentar pedidos de reajuste extraordinário, incluindo a Copel, que foi a maior compradora do leilão de energia de quinta-feira.

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Mesmo tendo zerado sua exposição ao mercado de curto prazo no leilão, a Copel pagou caro pela energia – R$ 387,07 por MWh, valor muito próximo ao teto do PLD (R$ 388,48). "Temos ainda o reajuste de Itaipu e o custo da variação cambial, pois a tarifa é cobrada em dólar. São custos muito significativos. A distribuidora não consegue suportar", afirma Vlademir Daleffe, diretor do braço de distribuição da companhia.

Com toda a demanda de energia contratada, um possível reajuste extraordinário a caminho e a chegada de 600 MW médios em cotas de energia mais barata no segundo semestre, a Copel espera chegar ao fim de 2015 com o caixa equilibrado.

Longa crise

Interferência política e falta de chuvas "embolaram" o setor

Na noite de 6 de setembro de 2012, a presidente Dilma Rousseff interrompeu a programação da tevê para anunciar, em rede nacional, uma redução média de 16,2% na conta de luz dos consumidores residenciais e 28% na tarifa de energia das indústrias. O anúncio era parte da Medida Provisória 579, transformada mais tarde na lei 12.783, que mexeu na regulação do setor elétrico.

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Para forçar a queda do preço da energia, o governo propôs às empresas a redução das tarifas em troca da queda de encargos setoriais, da renovação antecipada das concessões e do pagamento de indenizações para cobrir os investimentos ainda não amortizados.

Quando assinou a MP 579, o governo só não contava que o país enfrentaria um dos piores períodos de estiagem, que fez despencar o nível dos reservatórios das hidrelétricas e tornou o sistema dependente da energia mais cara das térmicas .

Para piorar, o consumidor passou a consumir mais energia com o sinal de preço errado. O desconto indicava uma energia mais barata quando, na realidade, ela estava cada vez mais cara, afirma Cristopher Vlavianos, presidente da Comerc Energia. Segundo ele, outra pedra no sapato do governo veio da negativa das companhias Cesp, Cemig e Copel em aderir à renovação das concessões. A recusa comprometia o índice de desconto de 20%, mas o governo resolveu bancar a diferença com aportes do Tesouro.

Além disso, os contratos não renovados obrigaram as distribuidoras a buscar no mercado de curto prazo a energia mais cara para atender a demanda.

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