Conta de luz deve ter cobrança de bandeira amarela em janeiro, avaliam especialistas - Economia - Estadão
Uso das termelétricas será intenso na primeira quinzena de janeiro, mas pode diminuir se as chuvas vierem. EDP Pecém/Divulgação
Conta de luz deve ter cobrança de bandeira amarela em janeiro, avaliam especialistas
Executivos do mercado de energia acreditam que uso das termoelétricas ainda será necessário no primeiro mês de 2021, mas que a partir de fevereiro, com a volta das chuvas, a bandeira deve ficar verde
11 de dezembro de 2020 | 09h00
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Mas a visão do mercado de energia é de que a decisão refletiu o pico do cenário crítico de hidrologia e que o pior já passou. "Hoje, quando fazemos a projeção, já temos uma expectativa de que para janeiro tenha bandeira amarela, e para fevereiro, com o retorno das chuvas para os níveis médios, a bandeira fique verde", afirmou a gerente da consultoria Thymos Energia, Ana Carolina Silva.
O cenário leva em consideração que o chamado preço spot de energia, tecnicamente conhecido como preço de liquidação das diferenças (PLD), já está baixando, após ter atingido o pico de R$ 559,75 por megawatt-hora (MWh), o valor máximo estabelecido para este ano. "O PLD do início de dezembro foi resultado das condições que já não estavam tão boas nos meses antes, mas agora a tendência é melhorar", afirmou Silva.
O presidente do conselho de administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), Rui Altieri, considerou que, se continuar chovendo, a tendência é que haja menor utilização de termoelétricas em relação à operação atual, que conta com 100% do parque gerador térmico em operação. "Mas certamente dezembro e janeiro vai ter um uso forte de térmicas, porque o reservatório está muito baixo, precisa recuperar", disse a jornalistas.
O diretor presidente da Trinity Energia, João Sanches, também considera a perspectiva de bandeira tarifária amarela ou até vermelha, patamar 1, em janeiro, tendo em vista a situação crítica dos reservatórios, especialmente do Sudeste e do Sul. "Mesmo com o início das chuvas, o armazenamento dessas regiões foi muito depreciado, porque teve um período seco muito severo nos últimos meses e normalmente nesse período já começam as chuvas e o reservatório começa a ficar estável, e não continua a cair", disse.
Sanches lembrou que a previsão é chegar ao fim de dezembro com um dos piores armazenamentos da história - o subsistema Sudeste/Centro-Oeste opera, hoje, com 16,45% da capacidade e perspectiva de chegar a 17,6% no encerramento do mês. "Isso pode implicar que, mesmo com preços não tão altos, termelétricas sejam acionadas para que se consiga preservar e recuperar os reservatórios para o próximo período seco, porque como estão muito depreciados e as chuvas estão atrasadas, não teremos muito tempo para que reservatórios se recuperem, mesmo com boas chuvas, e isso pode, sim, provocar acionamento de bandeiras."
A diretora executiva da Escopo Energia, Lavinia Hollanda, também considera que a tendência é de bandeira amarela acionada em janeiro. Para ela, a bandeira vermelha patamar 2 não foi uma surpresa. Ela cita a condição dos reservatórios e fato de que tem havido crescimento da carga acima do esperado. "Toda vez que se fala em bandeira tarifária, aponta-se como uma notícia negativa, mas é um mecanismo de sinalização de que os reservatórios estão mais vazios e produzir energia está mais caro, o que pode gerar impacto para consumidor na frente e gerar problema de caixa para as distribuidoras. É uma oportunidade para o consumidor otimizar e estudos mostram que gera reflexos", avalia.
Na mesma linha, o presidente da PSR, Luis Barroso, comenta que considera natural o acionamento da bandeira tarifária com a piora hidrológica, já que é uma sinalização econômica para o consumidor sobre o custo mais elevado da energia. "Cada KWh economizado é um KWh caro de térmica", disse. Na sua avaliação, a bandeira poderia estar mais elevada desde agosto não fosse a decisão inicial da Aneel, tomada no fim de maio, de manter a bandeira verde. Ele disse considera natural a bandeira permanecer com cobrança mais elevada por mais tempo, a depender da hidrologia.
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Mesmo o acionamento da bandeira tarifária vermelha em dezembro - e da amarela em janeiro -, não devem compensar os custos acumulados ao longo dos últimos meses
O cenário hidrológico desfavorável, que levou à necessidade de maior geração de termoelétricas, é somente mais um dos fatores que pesarão sobre as tarifas em 2021. Adicionalmente a isso, há outras pressões sobre os reajustes de 2021, como início do pagamento do empréstimo da Conta-Covid, custos relacionados ao apagão do Amapá, atualização pela inflação de contratos existentes, entre outros fatores. Especialistas dizem, no entanto, que ainda é difícil estimar um valor médio para o aumento da contas de luz.
Embora o acionamento da bandeira tarifária vermelha patamar 2 em dezembro - e possivelmente da amarela em janeiro - alivie a necessidade de arrecadação para compensar os gastos mais elevados com geração térmica, não vai zerar os custos acumulados ao longo dos últimos meses.
Desde outubro o sistema elétrico nacional vem convivendo com geração térmica. Entre especialistas, há quem diga que, não fosse a determinação da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de manter a bandeira verde durante 2020, por causa da pandemia de covid-19, o País teria convivido com bandeira amarela e vermelha desde setembro. Como a arrecadação das bandeiras em um mês tende a cobrir apenas os custos do mês de vigência, os valores já acumulados serão computados no reajuste anual. Segundo cálculos da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), o gasto com acionamento de térmicas já é da ordem de R$ 2,5 bilhões.
"O sistema de bandeiras contribui para que as distribuidoras consigam receber por esse aumento de custo momentâneo antecipadamente e isso alivia um pouco o reajuste tarifário à frente, mas há outras questões de pressão para 2021, como a revisão tarifaria extraordinária (RTE) por conta dos efeitos da covid (que ainda está em discussão na Aneel) e o início do cobrança pela Conta-Covid", afirmou a gerente da consultoria Thymos Energia Ana Carolina Silva.
A regulação sobre a Conta-Covid - com ficou conhecido o empréstimo de R$ 15 bilhões para as distribuidoras fazerem frente aos problemas momentâneos enfrentados por causa da pandemia do novo coronavírus - estabeleceu que o pagamento desses recursos se dariam ao longo de cinco anos, com a primeira parcela a ser paga em 2021. Cálculos preliminares apontavam que o impacto da Conta-Covid nas tarifas seria de cerca de 2%, diferido ao longo do tempo.
Adicionalmente, as distribuidoras pleiteiam a possibilidade de um reequilíbrio econômico financeiro dos contratos por reflexos da pandemia de ordem econômica, como o aumento do patamar de perdas e inadimplência ao longo do tempo. A questão segue em aberto, mas caso a proposta inicialmente apresentada pela Aneel seja mantida, os pedidos de reequilíbrio devem ser encaminhados ao regulador ainda em 2021, mas não se sabe precisar qual impacto poderia ter nas tarifas.
Silva também citou a influência nos reajustes da Medida Provisória (MP) 998, que em um de seus itens ajudou a reduzir os reajustes das contas de luz da Região Norte. Na prática, a MP reduziu o ACR médio (custo médio da energia no Sistema Interligado Nacional - SIN), o que, em contrapartida, gera um aumento do subsídio pago por todos os consumidores do País por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), um encargo setorial. Isso porque, embora tenham um custo com energia elevado, por causa do uso de térmicas a óleo, os consumidores do Norte pagam apenas o ACR médio.
Silva comenta também que deve pesar nas contas de todos os consumidores do País os custos relacionados à solução para o problema de abastecimento enfrentado pelo Amapá ao longo de novembro, após incêndio em subestação que interrompeu o fornecimento de energia à maior parte do Estado. Também nesse caso, os gastos emergenciais devem ser custeados pela conta de desenvolvimento energético (CDE).
Além dessas questões observadas ou discutidas em 2020 e que serão refletidas nos reajustes de 2021, devem pesar nos reajustes o repasse da inflação acumulada em 12 meses sobre a parcela B, que corresponde aos custos gerenciáveis das distribuidoras. A pressão inflacionária no reajuste variará caso a caso, e será maior para concessionárias que não tiveram seus contratos renovados. Nesse caso - que envolve distribuidoras como Enel São Paulo, CPFL Paulista, CPFL Piratininga e EDP São Paulo, entre outras -, os valores de parcela B são reajustados pelo IGP-M, que em 2020 acumulou alta de 23,52%.
Um analista do setor de energia de um grande banco, que falou na condição de anonimato, salientou que a parcela B corresponde a cerca de 20% dos custos da distribuidora, enquanto a Parcela A, de custos não gerenciáveis, incluindo compra de energia, com reajustes por IPCA, respondem por 80%. Por isso, o impacto isolado dessa atualização não será tão grande no reajuste final.
Esse profissional também comentou que um alívio pode vir de uma eventual decisão da Aneel a respeito da devolução a consumidores de valores de PIS/Cofins pagos a mais, após decisão judicial que excluiu o ICMS na base de cálculo do PIS/Cofins. Estimativas iniciais apontavam para cerca de R$ 20 bilhões em "bônus tarifários", em todo o Brasil.
Até agora, a Aneel não definiu critérios para a devolução e uma tomada de subsídio a respeito é esperada para 2021. Mesmo sem definições, a Aneel permitiu que duas distribuidoras já utilizassem os créditos - a Cemig e a EDP ES.
"É bem polêmico esse tema porque o certo seria devolver para quem pagou e quando se devolve na tarifa todos os consumidores recebem, mesmo se algumas classes de consumo foram isentas do pagamento", comentou Silva, da Thymos. Além disso, ela lembra que as distribuidoras pedem um compartilhamento do ressarcimento, por terem sido proativas ao entrar na Justiça. A decisão final cabe à Aneel e a especialista não descarta que alguma orientação da autarquia, mesmo se que todo o processo de consulta pública seja concluído.
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