A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou os reajustes tarifários periódicos das distribuidoras CPFL Piratininga, EDP São Paulo e Equatorial Goiás. Os novos índices, incluindo a trajetória dos indicadores de qualidade das empresas que passaram por revisão periódica, foram deliberados em reunião de diretoria desta terça-feira, 17 de outubro.
A variação do efeito médio do reajuste entre as distribuidoras foi de -4,37% (CPFL Piratininga) e 6,83% (EDP São Paulo). Confira abaixo o que influenciou nos reajustes por distribuidora:
CPFL Piratininga
A diretoria aprovou a revisão tarifária da companhia, a vigorar a partir de 23 de outubro, com efeito médio de -4,37% para os consumidores, sendo de -11,47% para os consumidores conectados na alta tensão, e de -0,19% para os consumidores conectados na baixa tensão.
A parcela A representou 1,97% da tarifa, com reflexo dos custos de transmissão, que representaram um impacto de 2,01% na parcela. Tanto os custos de distribuição quanto os componentes financeiros foram negativos, respectivamente, de -1,08% e -1,62%.
Nos componentes financeiros, destaca-se o aumento de 7,51% em razão da sobrecontratação involuntária de energia da distribuidora, em função de migrações para o mercado livre de energia e de novos consumidores de micro e minigeração distribuída, além do ressarcimento de créditos de PIS/Cofins, com efeito de -9,81% na componente.
A empresa solicitou o enquadramento como Área de Severa Restrição Operacional (ASRO), a fim de elevar o percentual regulatório de perdas não técnicas. O pleito não foi acatado pela agência, uma vez que a distribuidora utilizou como base de pesquisa os CEPs entre 2021 e 2023 resultando numa média de restrição de 9,52%, enquanto a regulação estabelece uma média de três anos anteriores à revisão como base de pesquisa (2020 a 2022) e média de restrição superior a 10%.
Ainda sobre o pleito da CPFL Piratininga, as áreas técnicas destacaram a intempestividade da empresa quanto aos percentuais divulgados pela Aneel e a impossibilidade de validação de informações de restrições de anos anteriores.
Para o ciclo 2023 a 2026 foram divulgados os percentuais de perdas técnicas em 3,86% e de não técnicas de 2,05% sobre a energia injetada, e de 5,83% sobre o mercado de baixa tensão faturado.
Quanto aos limites dos indicadores de qualidade de duração e frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC e FEC), a Aneel definiu a trajetória que compreende 2024 a 2027, iniciando em 6,04 e terminando em 5,55 horas para o DEC, e de 4,98 a 4,61 vezes para o FEC.
EDP São Paulo
No caso da EDP SP, as tarifas da distribuidora a partir de 23 de outubro passam a ter um efeito médio de 6,83%, sendo de 6,28% para os consumidores em alta tensão, e de 7,12% para os de baixa tensão.
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A parcela A refletiu 3,75%, com alta em todos os itens: encargos (1,2%), transporte (2,31%) e aquisição de energia (0,24%). Já a parcela B teve alta de 0,17%, enquanto os componentes financeiros representaram um efeito de 2,91%, mas muito impactado pela retirada de financeiros anteriores.
Diferente da CPFL Energia, a empresa contou com o ressarcimento dos créditos de PIS/Cofins nos dois processos tarifários anteriores, o que representou um saldo de apenas -0,03% para o atual. Adicionalmente, a componente financeira foi impactada pelo encargo de transporte (1,64%), sobrecontratação de energia (2,44%), previsão de risco hidrológico (3,48%).
No caso das perdas regulatórias, o percentual definido foi de 4,19% para perdas técnicas, com 2,79% sobre a energia injetada e 8,05% sobre o mercado de baixa tensão, no caso das perdas não técnicas.
Para o ciclo 2024 a 2027, a trajetória de DEC tem início em 6,98 e término em 6,43 horas, enquanto o FEC inicia em 5,21 e termina em 4,98 vezes.
Equatorial Goiás
A revisão tarifária periódica da Equatorial Goiás, a vigorar a partir de 22 de outubro, tem efeito médio de 3,54% para os consumidores, sendo de -5,3% para os atendidos na alta tensão e 6,49% para a baixa tensão.
A parcela A representou 3,19%, pelos efeitos de 1,39% dos encargos setoriais e 1,92% do custo de transporte. A parcela B teve impacto de 10,17%, enquanto os componentes financeiros de -9,82%.
A reversão de créditos de PIS/Cofins levou a uma mitigação de -11,98% na componente financeira, enquanto as CVAs Energia, Transporte e Encargos Setoriais resultaram em -3,71%.
No caso das perdas regulatórias, o percentual de perdas técnicas ficou em 9,45%, com 4,46% de perdas não técnicas sobre a energia injetada e de 2,16% sobre o mercado de baixa tensão.
A empresa descumpriu os limites regulatórios de qualidade do fornecimento do DEC de 2015 a 2022. Para o próximo ciclo, o DEC tem início em 11,45 e término em 10,47 horas.
Para o FEC, no período anterior, só não houve descumprimento nos anos de 2020 e 2021, e a meta estipulada entre 2024 e 2028 ficou em 7,73 com término em 6,38 vezes.
