Estudo apresentado pela Agência Nacional de Energia Elétrica mostra que a transferência para o consumidor das ineficiências da CEA e das distribuidoras da Eletrobras pode chegar a R$ 14,2 bilhões, caso o repasse desses custos se estendam até 2020. Esse valor não inclui R$ 6 bilhões em aportes do Tesouro, com recursos da bonificação de outorga. Os gastos foram criados no projeto de conversão da Medida Provisória 706, relatada pelo senador Edison Lobão (PMDB-MA). Uma nova versão do projeto negociada pelo Ministério de Minas e Energia nesta segunda-feira, 9 de maio, pretende reduzir o impacto nos próximos cinco anos a um valor de R$ 3,5 bilhões.
A negociação com o ministro Marco Antônio Almeida e técnicos do ministério reuniu novamente representantes da agencia reguladora, o deputado Fábio Garcia (PSB-MT) e o presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres, Paulo Pedrosa. Segundo a Aneel, aproximadamente metade desse valor – R$ 7,2 bilhões – corresponderia aos impactos até a publicação da lei.
“O objetivo é reduzir o impacto financeiro para o consumidor de energia elétrica, e a proposta de mudança reduz significativamente. Estamos avaliando ainda os números finais mas deve girar em torno de R$ 700 milhões por ano”, afirmou Garcia. Ele relatou ainda que o governo deu uma sinalização positiva de que as prerrogativas da Agência Nacional de Energia Elétrica de fiscalizar e de cobrar eficiência das distribuidoras serão respeitadas. “Isso deve ser ajustado no texto”, disse.
O relatório apresentado por Lobão na semana passada defende tratamento diferenciado para a Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA) e as seis distribuidoras Eletrobras nos estados de Alagoas, Piauí, Amazonas, Rondônia, Roraima e Acre, na assinatura dos novos contratos de concessão. Essas empresas terão prazo de carência de dez anos para o cumprimento das metas de qualidade e de eficiência. Para as demais empresas que renovaram as concessões de distribuição, esses indicadores terão de ser alcançados em cinco anos.
O texto da MP foi bastante modificado, para acomodar uma série de mudanças atribuídas ao ex-ministro Eduardo Braga. Essas alterações geram despesas adicionais para o consumidor e o Tesouro Nacional, que assumirão custos passados e futuros da Conta de Consumo de Combustíveis e da Reserva Global de Reversão. Ela prevê, por exemplo, a retirada, até 2025, dos encargos setoriais incidentes sobre o custo médio de compra de energia das distribuidoras, o chamado ACR médio. A Aneel mostrou desconforto com as medidas. Em um dos pontos do documento, ela afirma que foi “subtraída uma competência da agência reguladora para definir tarifas, o que abre um precedente perigoso e traz instabilidade regulatória.”
A agência aponta impacto da redução do ACR Médio de R$ 245 milhões por ano; custo anual de R$ 1,136 milhão se for desconsiderado o preço de referência do combustível, e impacto extra de não considerar a eficiência das máquinas de R$ 162 milhões por ano. O preço da compra ineficiente do gás natural usado no parque térmico instalado seria de R$ 473 milhões por ano; enquanto o reflexo de não levar em conta o nível eficiente de perdas das distribuidoras ficaria em R$ 423 milhões por ano. Haveria também custos retroativos de R$ 9,862 bilhões.
A proposta fechada com o MME é de que não haja mudanças nas regras que tratam da compra do combustível para as termelétricas dos sistemas isolados. Ela continuará a ser fiscalizada pela Aneel, com base em critérios de eficiência das usinas, de aquisição a preços competitivos e em volumes compatíveis com o consumo das máquinas. Para o deputado, esses compromissos representam um avanço, mas é preciso ver se eles serão consolidados na proposta final. “O ministério mostrou muito boa disposição de dialogar e de poder corrigir algumas questões importantes”, afirmou Garcia.
No documento apresentado semana passada, a agência rebateu ponto a ponto as alterações feitas no relatório do senador. A Aneel questionou, por exemplo, o tratamento regulatório diferenciado para as perdas da Amazonas Energia, da Companhia Energetica do Amapá e da Eletrobras Roraima. “No caso da Amazonas, ao se utilizar o percentual médio das perdas não técnicas observado entre 2010 a 2015, de 117,9%, ao invés do percentual atualmente repassado às tarifas, de 41,54%, o resultado é um aumento tarifário de 33,02%, ao se ter como base as tarifas estabelecidas no último processo da distribuidora. No caso da CEA, um aumento tarifário estimado de 11,50%, quando se adota o percentual médio observado entre 2010 a 2015, de 65,8% de perdas não técnicas sobre o mercado de baixa tensão, contra um percentual regulatório atualmente reconhecido nas tarifas de 34%. Para a Eletrobras Roraima, o aumento tarifário estimado é de 3,20%, ao se utilizar o percentual médio de 12,2%, contra o reconhecido nas tarifas de 7,19%”, ponderou a agência.
Fonte: Canal Energia
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