A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira, 18 de abril, as revisões tarifárias periódicas da Enel Ceará, Energisa Sergipe, Neoenergia Cosern e Coelba. Os novos percentuais e indicadores serão aplicados a partir de 22 de abril.
Na deliberação da revisão da Enel Ceará, que contou com sustentação oral de representante do Conselho de Consumidores, o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, lembrou da discussão intensa no processo do reajuste de 2022, com repercussão na Câmara dos Deputados e a instalação de um PDL 94/2022, para suspensão do índice aprovado, com efeito médio de 24,85%.
Naquele ano, apesar do regime de urgência, o projeto não foi aprovado e o Congresso acabou seguindo com medidas de devolução do PIS/Cofins para as contas de energia e do limite do ICMS incidente sobre a energia elétrica. Na visão de Feitosa, esse foi o caminho correto.
“Neste ano tivemos um reajuste menor, temos perspectiva para o próximo ano, com a intensificação do sinal locacional, onde haverá redução do custo de custo da transmissão para região Nordeste do Brasil, e o Ceará será contemplado”, continuou o diretor.
Sobre o sinal locacional, o diretor-geral pediu que os conselhos de consumidores atuem também no sentido de conscientizar os parlamentares sobre os impactos de projetos de lei.
“Há uma discussão de um PDL chamado 365 e que na nossa avaliação ele é prejudicial aos consumidores do Brasil (…) peço que os senhores atuem junto aos parlamentares dos estados afetados de forma a explicar os impactos para que possamos ter esses efeitos benéficos aos consumidores de energia elétrica a partir do próximo ano”, falou Sandoval Feitosa.
Entre os índices que incidem sobre os reajustes, a CDE Eletrobras, montante para reversão à modicidade tarifária pela lei de privatização da Eletrobras, teve papel na amortização dos encargos da parcela A, enquanto as tarifas de transporte e compra de energia, representou alta na parcela e foi responsável pelas diferenças nos reajustes entre consumidores da alta e baixa tensão.
Enel CE
O processo de revisão tarifária periódica da Enel Ceará levou a um efeito médio de 3,06%, sendo de -3,7%, em média, para os consumidores atendidos na alta tensão, e de 5,51% para os da baixa tensão. A diferença entre as classes de tensão deve-se, principalmente, às novas tarifas de referência de ativos de transporte, para a baixa tensão, bem como do custo de compra de energia, que incide sobre os consumidores cativos.
O resultado dos componentes financeiros teve efeito negativo de -3,17%, sendo apenas as rubricas de neutralidade (-1,07%) e ressarcimento do crédito de PIS/Cofins (-5,77%) responsáveis pelo efeito de redução. Nos encargos setoriais, a CDE Eletrobras amortizou (-2,79%) integralmente os aumentos da CDE GD (0,35%), CDE Uso (0,73%) e CDE Conta Escassez Hídrica (1,71%).
O percentual de perdas não técnicas reconhecido pela Aneel para este processo foi de 9,22%, sendo o percentual de perdas não técnicas de 9,99%, de 2023 a 2026, sobre o mercado de baixa tensão faturado.
Também foram definidos os limites dos indicadores de qualidade de duração e frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC e FEC) para o ciclo 2024 a 2027. O DEC da Enel Ceará terá início em 9,84, terminando o ciclo em 9,17, enquanto o FEC, em 6,45, e final em 5,57.
Ainda foi determinada análise da devolução dos recursos represados durante a pandemia de covid-19 ao conselho de consumidores e que a distribuidora apresente justificativas para o fechamento de lojas de atendimento.
Neoenergia Coelba
Os consumidores atendidos pela Neoenergia Coelba terão um aumento médio de 8,18% nas contas de luz, sendo de 6,91% para os consumidores da alta tensão, e de 8,66% para os de baixa tensão. No ano passado, o efeito médio aprovado foi de 21,13%.
Para o efeito médio da parcela A, os encargos setoriais contribuíram com -1,65%, enquanto os custos com transporte e compra de energia representaram, respectivamente, 1,72% e 4,22%.
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O percentual de perdas técnicas definido para o processo de revisão tarifária periódica foi de 10,97%, enquanto as perdas não técnicas no ciclo de 2023 a 2027 tiveram um percentual de 9,87%,
Com o excesso de cobertura de encargos, a reversão significou em -4,12% nos componentes financeiros, que resultou em -0,13%. Os itens de modicidade tarifária também tiveram efeito negativo de -3,95%.
No caso dos indicadores de qualidade, o DEC terá início em 12,85 e término em 10,54, no ciclo 2024 a 2028. No mesmo período, o FEC tem início em 6,74, e final em 5,16.
Neoenergia Cosern
A Cosern, que assim como a Enel Ceará teve um efeito médio acima de 20% na revisão tarifária de 2022, dessa vez, teve a aprovação de um reajuste médio de 4,26%, sendo de 3,65%, em média, para os clientes atendidos na alta tensão, e de 4,45% para a baixa tensão. A tarifa do consumidor residencial terá um aumento médio de 3,98%.
Nesse processo, a CDE Eletrobras apresentou um efeito negativo de 3,16%, superior às demais rubricas da Conta de Desenvolvimento Energético arcadas pela tarifa. O custo de compra de energia ficou em 3,69%, enquanto o de transporte, significou 1,23% na parcela A.
O percentual de perdas não técnicas considerado pela Aneel no processo foi de 9,16%, considerando uma majoração de 0,10% sobre o efeito da micro e minigeração distribuída no mercado da distribuidora. Já o percentual de perdas não técnicas foi fixado em 2,13% para o ano de 2023 a 2027.
A cobertura adicional da bandeira escassez hídrica no processo de 2022, resultou numa reversão de 4,92% dos componentes financeiros que fechou negativo, em -1,06%. Os efeitos de modicidade tarifária responderam por um efeito de -7,56% nos componentes.
Para o ciclo de 2024 a 2028, a Aneel fixou uma trajetória de DEC iniciada em 10,23 e com término em 8,47, enquanto para o FEC, o limite aprovado começa em 6,57 em 2024, terminando em 4,93 em 2028.
Energisa Sergipe
Para a Energisa Sergipe, a revisão tarifária periódica resultou em um efeito médio de 1,17%, bem abaixo dos 16,24% da revisão de 2022. Para os consumidores atendidos na alta tensão, o efeito médio do reajuste será de 1%, enquanto para os consumidores de baixa tensão, de 1,91%, e para a classe residencial B1, de 1,57%.
Contribuiu para o efeito médio o percentual de 3,52% da compra de energia, assim como de 1,07% de transporte, incidentes sobre a parcela A dos consumidores de baixa tensão. Quanto aos encargos, a amortização da CDE Eletrobras (-2,87%) frente às demais rubricas da CDE, resultou em 0,42%.
Com a base majorada entre micro e minigeração medida e faturada (0,10%), o percentual de perdas técnicas sobre a energia injetada considerado para o processo foi de 8,26%. As perdas não técnicas para 2023 foram fixadas em 4,65%, tendo como meta para 2027 o percentual de 4,02%.
O efeito dos componentes financeiros foi negativo em -4,25%, resultado, principalmente, da CVA em processamento, de -5,68%, da reversão do financeiro da bandeira escassez hídrica, de 4,76%, e da devolução dos créditos de PIS/Cofins, de -6,58%.
No horizonte do ciclo de 2024 a 2028, o limite do DEC foi fixado em 10,92, terminando em 9,44, enquanto para o FEC, o período inicia em 7 com término em 5,41.
