O texto final do projeto de conversão da Medida Provisória 706 manteve o tratamento regulatório diferenciado às distribuidoras da região Norte que ainda não renovaram as concessões, com custo de R$ 3,3 bilhões para os consumidores de todo o país nos próximos cinco anos. Ele transfere para o Tesouro parte dos custos que seriam pagos pelo consumidor na Conta de Desenvolvimento Energético, mas passa por cima dos critérios tarifários e de eficiência da Aneel, no reconhecimento de perdas técnicas e comerciais das empresas e dos custos do combustível usado nas termelétricas dos sistemas isolados.

Em acordo costurado de última hora com parlamentares e representantes de consumidores industriais, houve um esforço para reduzir o impacto das medidas, com compromisso de alterações no texto do senador Edison Lobão (PMDB-MA). O valor calculado inicialmente pela agencia reguladora era de R$ 14,2 bilhões até 2020, sem considerar os R$ 6 bilhões do pagamento de outorgas ao Tesouro. O projeto aprovado na quarta-feira, 11 de maio, na comissão mista do Congresso, vai agora para o plenário da Câmara dos Deputados.

O Ministério de Minas e Energia informou na ultima terça-feira, 10, que os gastos da ineficiência repassada aos consumidores do Sistema Interligado seriam de R$ 668 milhões ao ano. Segundo o ministério, esse valor representa aumento de 0,4% na tarifa de energia. “Reduzimos o impacto em R$ 11 bilhões”, disse o deputado Fábio Garcia (PSB-MT), que participou das negociações. Garcia avaliou que “a medida melhorou muito desde o primeiro relatório”, e destacou que só haverá pagamento de custos retroativos “naquilo que o Tesouro tiver para aportar.”

O deputado reconhece, porém, que permaneceram duas questões controversas no projeto. A primeira é interferência da lei no processo tarifário, que é de competência da Aneel, e traz uma situação de desconforto. A outra é o prazo de carência maior para que as distribuidoras atinjam parâmetros de eficiência que deveriam ser atingidos hoje. “Na prática, está se estabelecendo o grau de eficiência por lei.”

O projeto de conversão determina que a partir de janeiro de 2035, o rateio das cotas anuais da CDE será proporcional ao mercado consumidor de energia de concessionários e permissionários de distribuição e transmissão, expresso em MWh. Hoje, consumidores das regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste pagam valores muito maiores que os do Nordeste e os do Norte do país. A proporção das cotas entre regiões será ajustada gradualmente entre janeiro de 2018 e dezembro de 2034, até atingir uma situação de isonomia. As distribuidoras que hoje são deficitárias terão dez anos para atingir as metas de qualidade e eficiência. Para as que já renovaram as concessões, o tempo é de cinco anos.

De janeiro de 2017 a dezembro de 2020, a energia adquirida por essas distribuidoras será valorada pelo custo médio dos contratos regulados do SIN, e estará isenta de encargos setoriais. Os encargos serão acrescidos gradualmente, na proporção de um quinze-avos, entre janeiro de 2021 e dezembro de 2034, até serem cobrados em sua totalidadea a partir de janeiro de 2035.

Um dos pontos mais questionados pela Aneel é o reconhecimento na tarifa de 2016 de todas as perdas técnicas e não técnicas registradas em 2015 pelas distribuidoras que não estavam interligadas ao SIN em 9 de dezembro de 2009. Entre 2017 e 2025, a carga real das distribuidoras será calculada a partir da aplicação de um redutor anual 10% da diferença entre as perdas técnicas e não técnicas apuradas em 2015 e o percentual reconhecido pela agência, no processo tarifário do ano passado. Essas empresas terão direito ao reembolso integral do combustível das termelétricas pela Conta de Consumo de Combustíveis, independentemente de essas despesas serem ou não eficientes.

Segundo a Aneel, no caso da Amazonas Distribuidora, o impacto de se considerar na tarifa o percentual médio de perdas comerciais de 117,9%, observado entre 2010 e 2015, será um aumento tarifário de 33,02% em 2016. O índice de perdas admitido pela autarquia para a distribuidora para efeito de repasse às tarifas é de 41,54%. 

Para a Companhia de Eletricidade do Amapá, o aumento nas tarifas é estimado em 11,50%, caso seja adotado o índice de perdas de 65,8%, em vez do percentual regulatório de 34%. Na Eletrobras Roraima, que atende a capital Boa Vista, o efeito tarifário seria de 3,20%, se for considerada a perda média de 12,2% nos últimos cinco anos, em vez do índice de perdas de 7,19%, reconhecido na tarifa.