Tarifas de Energia Elétrica

O que é: valor que deve ser pago pelos consumidores de energia elétrica como contrapartida ao acesso à energia elétrica fornecida pelas distribuidoras. A tarifa de energia, conhecida popularmente como conta de luz, é medida mensalmente pelas distribuidoras, que emitem faturas com os detalhes de consumo de cada unidade, independente da classe de consumo.

As tarifas são reguladas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e reajustadas periodicamente, com o objetivo de assegurar receita suficiente para cobrir custos operacionais e remunerar investimentos necessários para expandir a capacidade de distribuição e garantir o atendimento com qualidade.

Como funciona: a tarifa de energia estabelece o valor que o consumidor pagará, em um determinado mês:

(1) em reais por megawatt-hora (R$/MWh), pelo consumo de energia elétrica.

(2) em reais por quilowatt/mês (R$/kW/mês), pela demanda contratada, no caso dos consumidores de alta tensão

Todas as distribuidoras possuem um contrato de concessão e pelo modelo estabelecido, as tarifas são estabelecidas a partir de critérios que consideram os custos com a compra da energia das usinas, os custos de transmissão, os custos com encargos setoriais e o investimento e custos de operação e manutenção referentes ao conjunto de equipamentos, produtos, serviços e pessoas que as distribuidoras precisam ter para fornecer a eletricidade.

Nem toda a receita com as tarifas vão para as mãos das distribuidoras. Alguns desses custos são apenas arrecadados por essas empresas e repassados para os reais prestadores de serviço, como as linhas de transmissão e as usinas geradoras de energia. Por isso, a receita da distribuidora se divide em duas partes:

Parcela A: neste tópico estão reunidos os custos não-gerenciáveis pelas distribuidoras, como as despesas de geração e transmissão e encargos, como a CDE;
Parcela B: nesta rubrica estão agregados os custos gerenciáveis pelas distribuidoras, como a substituição de cabos e transformadores, por exemplo. São esses valores que estão sob o escrutínio da Aneel, especialmente porque se referem a custos de operação e manutenção, como pessoal, materiais, administração, serviços de terceiros, entre outros, e á remuneração de investimentos realizados em ativos de distribuição.

A partir da receita das distribuidoras são calculadas as tarifas de distribuição. Para os consumidores de alta tensão, por exemplo, a tarifa de distribuição tem 3 parcelas:

TE (tarifa de energia) - reflete o custo com compra de energia, incluindo perdas da rede básica sobre a parcela cativa; com os encargos P&D, ESS, EER, CFURH, CDE Energia (até 2019); energia de Itaipu e transporte da energia de Itaipu. Somente os consumidores cativos pagam essa parcela.
TUSD (tarifa de uso do sistema de distribuição) Encargo + Perdas - reflete o custo com os encargos TFSEE, Contribuição ONS, P&D e Eficiência Energética, CDE Uso e PROINFA e custos com perdas técnicas e não técnicas na distribuidora. Consumidores cativos e livres pagam essa parcela.
TUSD Transporte - reflete os custos com a contratação de transmissão e conexão, custos com administração, operação, manutenção e remuneração dos ativos de distribuição. Consumidores cativos e livres pagam essa parcela.

À tarifa das distribuidoras, são acrescidos tributos como ICMS, PIS/COFINS e contribuição de iluminação pública.

O pacote de ativo imobilizado em serviço, intangíveis, itens de almoxarifado de operação e obrigações especiais é chamado de base de remuneração regulatória, que é atualizada periodicamente, dependendo do aniversário da concessão da distribuidora. Neste momento, a Aneel realiza o que se conhece por revisão tarifária periódica. Na revisão, a Aneel avalia se o investimento realizado era prudente (ou seja, se a distribuidora não investiu além do que seria necessário), e elementos como o custo do capital, ou seja, quanto custou para empresa utilizar recursos próprios ou buscar financiamentos.

Nos demais anos, a Aneel aplica reajustes com base na inflação e em ganhos de produtividade.

Histórico: até o início da década de 1980, a regulação de tarifas que era empregada na maioria dos países era a regulação pelo custo do serviço, ou seja, o regulador apura a base de remuneração das distribuidoras e os custos operacionais incorridos pela empresa regulada a partir de seus dados contábeis para definir a sua tarifa. A mudança começou a ocorrer a partir da desverticalização e desregulamentação dos mercados, a partir do Reino Unido, sob o comando de Margareth Tatcher.

No Brasil, o modelo de tarifa pelo custo permaneceu até a década de 1990. O auge da tarifa pelo custo se deu com a estatização do setor elétrico. Na década de 1970, o governo brasileiro garantia uma remuneração mínima de 10% ao ano sobre o valor dos ativos, a fim de viabilizar investimentos das concessionárias de energia. Em contrapartida, a remuneração máxima permitida era de 12% ao ano. Em 1974, o governo iniciou um processo de equalização tarifária aos consumidores finais por classe de consumo, ao estabelecer um regime de subsídios cruzados.

Esse regime contou com a criação de um fundo denominado de Reserva Global de Garantia, (RGG), que recebia recursos das empresas que obtinham remuneração superior a 12% ao ano e os repassava às que ficavam abaixo de 10%. As empresas que, mesmo após o recebimento do fundo, ainda continuavam com remuneração abaixo dos 10% ao ano, registravam a insuficiência em uma conta especial denominada Conta de Resultados a Compensar (CRC), para compensação futura.

Quem era responsável por definir as tarifas de fornecimento de energia era o governo federal, por meio de portarias interministeriais. Com a explosão inflacionária na década de 1980, o governo federal passou a conter os reajustes tarifários, com medidas como o congelamento de preços, o que ajudou a inviabilizar a compensação entre as empresas.

A partir de 1988, empresas que possuíam usinas térmicas começaram a sofrer sistemáticos atrasos no pagamento e tiveram agravamento da situação econômico-financeira. Os atrasos, por parte de distribuidoras (praticamente todas controladas pelos estados), eram causados por aumentos reais (acima da inflação) e constantes dos preços dos combustíveis. Usinas a óleo e a carvão passaram a gerar energia em volumes abaixo dos recomendados pelo Grupo Coordenador para Operação Interligada – que antecedeu o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

A crise se agravou ainda mais durante o governo de Fernando Collor, com inadimplência generalizada por parte das distribuidoras estaduais, que atrasavam sistematicamente o pagamento da energia às geradoras (federais) alegando que as tarifas estabelecidas pelo governo federal eram insuficientes para cobrir os custos do serviço.

Já no governo Itamar Franco, começaram a ocorrer as primeiras grandes mudanças na organização do setor elétrico, quando foi editada a lei 8.631/1993, que estabeleceu o fim da remuneração garantida e a equalização tarifária, minimizando o controle absoluto da União sobre os preços do serviço de energia elétrica. A lei determinou ainda que as próprias empresas elaborassem uma proposta tarifária trianual e submetessem ao Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), antecessor da Aneel.

A lei acabou com a CRC e as dívidas das empresas foram equacionadas pelo encontro de contas entre créditos e débitos de empresas, além de outros ativos da Eletrobras e da União.

Com a criação da Aneel como reguladora do mercado de energia elétrica e com a reformulação do marco regulatório, na década de 1990, surge no Brasil um novo regime de tarifas, em linha com o que acontece em diversos países.

A revisão tarifária periódica até implica a tolerância de tarifas acima do custo do serviço por um período pré-estabelecido, mas é baseada na regulação por incentivos, de modo que as empresas sejam estimuladas a empreender esforços e investir em inovações que possam resultar na redução do custo de serviço.

É bom saber também: os Procedimentos de Regulação Tarifária (PRORET) consolidam a regulamentação relativa aos processos tarifários. São divididos em 12 módulos:

Módulo 1 – Introdução

Módulo 2 - Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

Módulo 3 - Reajuste Tarifário Anual das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

Módulo 4 - Componentes Financeiros das Tarifas de Distribuição

Módulo 5 - Encargos Setoriais

Módulo 6 - Demais Procedimentos

Módulo 7 - Estrutura Tarifária das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica

Módulo 8 - Permissionárias de Distribuição

Módulo 9 - Concessionárias de Transmissão

Módulo 10 - Ordem e Condições de Realização dos Processos Tarifários e Requisitos de Informações e Obrigações

Módulo 11 – Comercialização

Módulo 12 - Concessionárias de Geração

Desde 2015, as contas de energia passaram a incluir um acréscimo na conta, conforme a condição de geração de energia elétrica do país, as chamadas bandeiras tarifárias. As modalidades são: verde, amarela, vermelha patamar 1 e vermelha patamar 2. Elas se aplicam para todos os consumidores cativos conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN), exceto para Roraima, que não está conectado à rede elétrica nacional; logo não há aplicação de bandeiras tarifárias.

Em 2018 entrou em vigor a tarifa branca de energia, que permite ao consumidor pagar pela energia de acordo com o dia e a hora do consumo. A tarifa branca não é obrigatória para consumidores com consumo maior que 500 kWh/mês, mas quem planeja aderir deve fazer cálculos para verificar se o perfil de consumo recomenda a medida ou não.