Tarifas devem subir 1,7% em média este ano, estima TR Soluções

As tarifas no ACR deverão ficar em média 1,7% mais caras no ano de 2019 para o subgrupo A4. Essa é a estimativa mais recente da TR Soluções. A amplitude de índices de reajustes projetados é de aumentos da ordem de 15% a redução nesse mesmo patamar de grandeza ao longo deste ano. As maiores baixas deverão ser vistas em sua grande maioria nas concessionárias cujos reajustes tarifários ocorrem ao longo do segundo semestre do ano.

De acordo com a empresa, a maior elevação que deverá ser verificada está na Energisa Mato Grosso do Sul com pouco mais de 14%, enquanto que a maior retração deverá ser verificada na Amazonas Energia, com quase 16%. Na Enel SP, a tendência é de um aumento da ordem de 4%, mesmo índice da Celpa e Copel. Já a Light poderá apresentar elevação de pouco mais de 10%. Os dados foram apresentados por Helder Souza, diretor comercial da TR Soluções, durante o painel que discutiu preços e tarifas de energia no primeiro evento do setor elétrico de 2019, o Agenda Setorial, realizado nesta segunda-feira, 1º de abril pelo Grupo CanalEnergia-Informa Exhibitions.

Segundo o executivo, o que mais explica o aumento médio são as duas partes da CDE Energia, relacionados ao passivo de 2013 mais a parcela do decreto 7.945 que somaram R$ 15 bilhões e uma tarifa média de R$ 12,57/MWh em 2018 e que é zerada para esse ano. O anúncio da quitação da conta ACR é outro destaque, em 2018 estava em R$ 26,53/MWh, passou a R$ 8,13/MWh este ano e será zerado a partir de setembro caso seja integralmente paga, conforme estabeleceu o acordo com o pool de bancos credores. O efeito é de queda de 6,4 pontos porcentuais e para 2020 apenas a quitação antecipada responderá pela variação média negativa de 1,6 p.p.

Apesar de o orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) para 2019 ter sido aprovado pela Aneel no mesmo patamar de 2018, da ordem de R$ 20 bilhões, a Cota de CDE-Uso, que é paga pelos consumidores, teve um aumento de 15%, passando de R$ 14,2 bilhões para R$ 16,2 bilhões. Considerando os efeitos financeiros (incluindo a revisão do orçamento de 2018), a cota de CDE-Uso deverá ter um impacto médio de 2,7 p.p. nas tarifas em 2019.

As distribuidoras com evento na primeira metade do ano devem perceber um aumento na tarifa associada à Energia de Cotas, que representa cerca de 23% do portfólio, pois passou de R$ 81,34/MWh para R$ 101,18/MWh, aumento de 24,4%.

Outro impacto importante sobre a tarifa de energia, apontou ele, é a elevação do dólar ante o real. Mas a situação melhorou no geral. Para o ano de 2019 o passivo de 2018 que é considerado para as tarifas está menor do que em 2017 e, portanto, valeu para o ano passado. “Tanto que os reajustes médios do período anterior ficaram na média de 15%, ou seja, tivemos aumentos muito mais elevados”, lembrou ele após sua participação no evento.

Os cálculos da TR apontaram que 6,4 p.p dos efeitos médios percebidos pelos consumidores em 2018 representam custos não cobertos pelas tarifas de 2017 ou conta bandeiras. O risco hidrológico, disse ele, impacta cerca de 70% dos contratos no ACR, sendo assim possuem um forte impacto nas tarifas. Esse efeito no ano passado foi menor devido a condições hidrológicas mais favoráveis com o GSF médio de 81,6% ante 79,4% do ano anterior e aperfeiçoamento das regras de acionamento das bandeiras, bem como o aumento do sinal econômico.

“Esse é o cenário deste momento, mas pode ser que mude dependendo das condições hidrológicas. Para as distribuidoras com eventos tarifários no segundo semestre o cenário pode ser favorável caso a projeção da CCEE se confirme com o GSF médio de 82,1%”, ressaltou ele.

Mercado Livre

Já para o mercado livre, explicou o presidente da Thymos Energia, João Carlos Mello, a perspectiva é diversa do que se esperava no final do ano passado, quando as estimativas indicavam preço até podendo chegar no piso. Fator que não se concretizou devido às condições adversas de hidrologia que ocorreram, principalmente, em janeiro.

Contudo, disse ele, a tendência de preços para o longo prazo volta para a tradicional curva de redução. No curto prazo está mais elevada começando a se reduzir no médio prazo. Tomando como base a carteira de clientes que possui na empresa, os valores partem de R$ 305/MWh na fonte convencional e R$ 340/MWh na incentivada para este ano, apresentam curva descendente até R$ 170/MWh e 210/MWh em 2022 até chegar a R$ 145/MWh e R$ 175/MWh em 2025, respectivamente.

“O preço em 2019, infelizmente não serão baixos como esperávamos”, definiu ele em sua apresentação. “Agora o cenário está um pouco mais controlado quando comparado com janeiro”, acrescentou.

Ele destacou ainda que a redução do limite de acesso ao mercado livre de 3 MW para 2,5 MW este ano e 2 MW a partir de 2020 vai ajudar com a possibilidade de injetar mais lastro de incentivada no ACL. Além disso, mecanismos de venda de excedentes e o MCSD trouxeram um resultado que resultou no equilíbrio entre a oferta e a demanda no mercado livre de incentivada onde a oferta está na casa de 4,8 GW e a demanda em 4,7 GW. Mas alertou que é necessária uma mudança estrutural no modelo onde a aversão ao risco deve ser revisitado, incluindo o nível de reservatórios no cálculo para evitarmos as oscilações abruptas como as verificadas no início do ano.

(Nota da Redação: matéria alterada às 11:55 horas do dia 02 de abril de 2019 para esclarecer que o reajuste se refere ao subgrupo A4)