Primeira revisão da Energisa Acre tem pedido de vista após reajuste de Rondônia sair da pauta

A primeira revisão tarifária periódica da Energisa Acre – após a privatização de 2018 – era para ter sido um processo mais simples e para ser comemorado, já que a distribuidora apresentou bons índices de qualidade de fornecimento nos últimos quatro anos, e pelo efeito médio de 14,52%, abaixo dos 22,07% colocados em consulta pública.

Apesar de todos os elogios ao relator, diretor Hélvio Guerra, às áreas técnicas da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e à própria empresa, o diretor-geral Sandoval Feitosa pediu vista do processo. O reajuste passa a vigorar a partir de 13 de dezembro, então ainda estaria em tempo de votação da próxima reunião de diretoria colegiada, marcada para o dia 12.

Segundo o diretor-geral, o pedido de vista foi motivado pela retirada da pauta desta terça-feira, 5 de dezembro, do processo da Energisa Rondônia, pelo relator do processo, o diretor Fernando Mosna.

“Normalmente os processos do Acre e Rondônia são julgados juntos, porque há uma grande correlação entre os dois processos, destacado pelo fato de terem sido privatizadas no mesmo momento, e terem sido adquiridas pelo mesmo grupo econômico. Há de fato alguns aspectos trazidos pelo processo [Acre] que repercutem no outro processo [Rondônia], mas infelizmente, não foi possível julgar o processo hoje”, declarou Sandoval Feitosa.

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Durante a reunião desta terça, Mosna e Feitosa divergiram em diversos processos. Em outra oportunidade, a reunião foi suspensa depois que o diretor Fernando Mosna se retirou, e Ricardo Tili disse que também não participaria.

O processo da Energisa Acre

O resultado da revisão tarifária periódica da Energisa Acre prevê um efeito médio de 14,52%, sendo de 18,47%, em média, para os consumidores conectados na alta tensão e de 13,63%, em média, para os consumidores conectados na baixa tensão.

A empresa melhorou significativamente seus indicadores de qualidade de fornecimento de energia elétrica desde a sua privatização, fator que foi sinalizado durante a deliberação.

A parcela A compreende os custos não gerenciáveis relacionados aos encargos setoriais e atividades de transmissão e de geração de energia elétrica, representou um impacto tarifário 4,38%. Desse efeito, os custos com os encargos setoriais impactaram a revisão em 5,19%. Destacam-se, especialmente, o início do recolhimento das novas cotas de CDE Conta-Escassez Hídrica (2,91%); a variação da cota associada à CDE Modicidade Eletrobrás (1,98%); e CDE GD (0,35%).

Os custos com compra de energia impactaram a revisão em -0,25%. A principal contribuição para esse resultado foi a redução do custo da energia para atendimento aos sistemas isolados em função da redução do ACR médio de R$ 348,72/MWh para R$ 300,18/MWh22, com impacto no efeito médio de -1,75%.

A parcela B, que compreende os custos de administração, operação e manutenção dos ativos, representou um impacto tarifário de 2,86%. Os componentes financeiros apurados, para compensação nos 12 meses subsequentes, contribuíram com o efeito de 5,76% na atual revisão da Energisa Acre. Dentre os fatores financeiros que impactaram positivamente na tarifa, destacam-se CVA Energia, Transporte e Encargos, com impacto total no efeito médio de 1,51%, além do impacto financeiro relacionado à sobrecontratação de energia, que contribuiu com 6%.

Indicadores de qualidade

Desde que a Energisa assumiu a concessão, os indicadores de qualidade de duração e frequência de interrupção de energia por unidade consumidora (DEC e FEC) ficaram abaixo do limite regulatório e com reduções a cada ano.

Para o próximo ciclo, 2024 a 2028, o DEC terá início de 42,35 e término em 33,51. Em 2022, a distribuidora apurou um DEC de 25,48, frente a um limite regulatório de 44,45.

Já para o FEC, a trajetória tem início em 32,5 em 2024 e termina em 19,82 em 2028. No último ano, a frequência das interrupções ficou em 9,99 vezes, bem abaixo do limite regulatório de 35,54 vezes.

Sobre as perdas consideradas no processo, as perdas técnicas devem ficar no limite de 8,88% sobre a energia injetada, enquanto as perdas não técnicas consideradas são de 9,49% sobre a energia injetada e 12,4% sobre o mercado de baixa tensão faturado.