Por maioria, Aneel acolhe diferimento e efeito médio de 11% nas contas de luz da Equatorial Pará

Por maioria, a diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a revisão tarifária periódica da Equatorial Pará que conduz a um efeito médio de 11,07% nas contas de luz dos consumidores.

O processo contou com pedido de vista do diretor-geral Sandoval Feitosa na reunião de 1º de agosto, não tendo sido deliberado na reunião seguinte (7) por falta de quórum, e retomado nesta terça-feira, 15 de agosto. As novas tarifas deveriam ter sido aplicadas a partir de 7 de agosto e, neste período, a distribuidora manteve a tarifa do ciclo anterior.

Acompanharam o voto-vista do diretor-geral Sandoval Feitosa os diretores Hélvio Guerra e Agnes da Costa. O diretor Fernando Mosna, relator do processo, votou contrário à proposta revisada, acompanhado de Ricardo Tili.

O texto aprovado nesta terça-feira considerou o parcelamento de um diferimento tarifário, sendo de R$ 270 milhões em 2023, e a segunda parte ficando para o processo de revisão tarifária anual de 2024. Com isso, os consumidores atendidos na alta tensão terão um aumento médio de 15,79%, enquanto os consumidores na baixa tensão, de 9,89%, em média.

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Em sua justificativa, o diretor-geral Sandoval Feitosa apontou que a saída de componentes financeiros já compensados no processo de 2022 elevaria em 10,54% o processo atual, adicionados aos financeiros de 2023, de +5,68%

“Após discussões com a distribuidora, houve a formalização do pedido de reconhecermos em 2023 metade do valor diferido em 2022, deixando o restante para ser reconhecido em 2024. Trata-se de uma redução de R$ 270 milhões em 2023, que reduz o efeito médio em -4,5%”.

Para a revisão tarifária de 2024, a agência considera que esse parcelamento deve levar a um efeito próximo de 3,5%, considerando o cenário de PLD reduzido e baixo despacho térmico, e estimando a possibilidade de novamente ocorrer uma CVA Energia negativa e risco hidrológico menor do que a projeção reconhecida.

Apesar de entenderem que diferimentos provocam “uma bola de neve” em revisões tarifárias, para o momento, a maioria dos diretores entendeu que haveria efeitos positivos para os consumidores.

Contrário à revisão, o diretor Fernando Mosna citou um entendimento do Tribunal de Contas da União (TCU), de junho de 2022, que propõe a recomendação “para que a Aneel ao realizar medidas de diferimento dos reajustes também empreenda análise de impactos futuros”, analisando o custo-benefício de tais ajustes.

“O processo de revisão tarifária é de maior tecnicismo. Temos que respeitar os contratos porque temos que garantir previsibilidade, segurança jurídica e previsibilidade regulatória. Se formos afastar, ainda que soberanamente pelo colegiado, essa é a oportunidade que temos para colocar um bom argumento técnico sob pena de algumas situações em valores maiores de equidade e justiça”, disse o diretor Fernando Mosna em sua argumentação.

O diretor-geral, por sua vez, ressaltou que a questão “inspira a necessidade de medidas legislativas” e complementou que há “diversos julgados nos quais, de forma soberana, a diretoria toma decisões que não estejam estritamente previstas em regras como no caso que se apresenta, de extrema assimetria e que se justifica por esse diretor”.

Ainda em seu voto, Feitosa avaliou a evolução das tarifas no Brasil com destaques para as regiões Norte e Nordeste. Em comparação, apontou que as tarifa média da região Norte é R$ 164/MWh mais elevada que no Sul.

“Precisamos alertar que sem mudanças legislativas a tendência é, infelizmente, de agravamento da situação das tarifas em áreas de concessão com baixa densidade de carga, que normalmente também são as áreas de concessão com as mais adversas situações socioeconômicas do país”.

A diferença entre os custos médios para distribuir energia na região Norte e na região Sul perfazem R$ 172/MWh, sendo que, em média, distribuir energia na região Norte custa o dobro da região Sul.

Em seu voto, o diretor Sandoval Feitosa explica que a diferença é provocada pela baixa densidade de carga nas regiões Norte e Nordeste, com muitos ativos de distribuição para atender pequenas cargas, e pelo fato de ter havido esforço de investimento nessas regiões nas últimas duas décadas, para melhorar a qualidade do serviço prestado e atingir a universalização do acesso, o que faz com que a base de remuneração esteja pouco depreciada, diferente do que ocorre na região Sul, por exemplo, em que os investimentos já foram amortizados.

RTP 

A proposta do resultado da consulta pública que discutiu o processo de revisão periódica da Equatorial Energia conduzia para um efeito médio ao consumidor de 15,57%, sendo de 11,91% para os consumidores atendidos na alta tensão, e de 16,48 para a baixa tensão.

Na deliberação inicial, os diretores Hélvio Guerra, Ricardo Tili e Agnes da Costa, acompanharam o voto do relator do processo, diretor Fernando Mosna, tanto para os novos índices tarifários, quanto para a trajetória de perdas não técnicas ao longo do ciclo 2023 a 2026, considerando uma flexibilização possível nas regras do Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret).

Para a flexibilização, mantida na deliberação final desta terça-feira (15), as áreas técnicas da Aneel expurgaram as perdas não técnicas de 2020, com um comportamento alto e fora da curva no histórico da distribuidora, fazendo com que o índice passasse de 36,14% para 33,73% em 2023.

De forma complementar, o diretor ainda indicou uma escala de eficiência a partir do índice de 33,73%, com redução de 0,58% a cada ano, e de modo que o valor final seja de 32%.

Quanto aos limites dos indicadores de qualidade de duração e frequência de interrupção por unidade consumidora (DEC e FEC) para o ciclo de 2024 a 2027, a trajetória da distribuidora inicia em 22,19 e termina em 19,09, para o DEC, e 16,55 e 13,39, para o FEC.

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