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Custo da energia, subsídios e investimento nas redes têm contribuído para a alta. Governo discute formas de reduzir a conta. A conta de luz deve aumentar acima da inflação neste ano, algo que tem acontecido para o consumidor residencial desde pelo menos 2021, segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).
Para 2024, a projeção da Aneel é de um aumento na conta de luz de 5,6%, acima da inflação estimada em 3,9% pelo mercado financeiro. A consultoria PSR, por sua vez, projeta um aumento de 4% acima da inflação.
Segundo especialistas consultados pelo g1, a conta de luz tem sido pressionada por três principais fatores:
crescimento dos subsídios pagos pelos consumidores;
custo da contratação de energia;
investimentos em transmissão.
“Subsídios e encargos são um bloco. A segunda parcela, que tem crescido muito, é energia, e a terceira parcela que está crescendo, mas vai crescer mais, são redes”, explica o ex-presidente da Empresa de Pesquisa Energética e diretor executivo da PSR, Luiz Barroso.
Instalações residenciais impulsionam setor de energia solar no Brasil
Esta reportagem vai explicar:
O que está por trás dos aumentos?
Por que alguns estados têm aumentos maiores?
Qual a proposta do governo?
(Esta é a terceira reportagem do g1 sobre políticas públicas no setor de energia. A série também explicou o excesso de oferta de energia no Brasil, que causa desperdício, e o custo dos subsídios na conta de luz)
O que está por trás dos aumentos?
➡️ Subsídios
Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), os subsídios são um dos itens que “vêm pesando bastante nas contas dos consumidores”.
Só em 2024, o consumidor vai pagar R$ 32,7 bilhões em encargos nas tarifas de energia, o que representa 12,5% da conta de luz do brasileiro (veja arte).
Os subsídios são encargos pagos pelos consumidores nas tarifas de energia para custear políticas públicas do setor, como o incentivo a determinadas fontes de energia e os descontos na conta de luz de pessoas de baixa renda.
➡️ Custo da contratação de energia
Além dos subsídios — que são pagos por todos os consumidores — há o custo da contratação de energia.
Esse custo é diferente entre os consumidores cativos – que só podem comprar da distribuidora local — e os livres.
Hoje, só as empresas podem ser consumidores livres. Isso significa que elas podem negociar os seus contratos de energia diretamente com comercializadores e usinas.
“O consumidor cativo está pagando por alguns serviços do sistema que só ele paga, por exemplo, a geração térmica. Hoje, você não tem termelétrica contratada no mercado livre”, afirma Barroso.
As termelétricas são importantes para gerar energia em momentos de menor oferta de fontes renováveis, mas são também mais caras. No fim de 2023, por exemplo, o governo precisou acionar essas usinas por causa do aumento do consumo com as ondas de calor.
Barroso defende que o custo da segurança do sistema — papel das usinas termelétricas, por exemplo — deveria ser pago por todos os consumidores, cativos e livres.
➡️ Custo das redes
Além disso, há o custo das redes, divididas entre transmissão e distribuição. Basicamente, as linhas de transmissão conectam as usinas às redes de distribuição, responsáveis por levar a energia para a casa das pessoas e aos comércios.
Há algumas exceções a essa convenção: grandes consumidores, como indústrias, podem se conectar diretamente na rede de transmissão, por exemplo, sem precisar de uma distribuidora.
Alguns equipamentos de geração de energia, por sua vez, se conectam direto na rede da distribuidora — as placas solares nos telhados das casas são o exemplo mais comum disso.
Os investimentos bilionários em transmissão, contratados pelo governo em leilões, viram tarifa para o consumidor.
Essas novas linhas estão sendo construídas para escoar a energia renovável produzida no norte de Minas Gerais e nos estados do Nordeste.
O custo da transmissão tem aumentado para os consumidores por conta do aumento na contratação dessas redes.
Como há muitas usinas de energia renovável no Nordeste e no norte de Minas Gerais, o governo tem contratado a construção de novas linhas de transmissão para atender a esse aumento de geração.
“Hoje, o custo com transmissão no Brasil está próximo de R$ 40 bilhões ao ano. É o custo que os consumidores pagam todo ano e a tendência é de aumento”, afirmou o diretor de Energia Elétrica da Associação dos Grandes Consumidores de Energia (Abrace), Victor iOcca.
Segundo iOcca, as projeções são de que esse custo aumente para R$ 50 bilhões ao ano em 2028. “O que estamos percebendo é que daqui a pouco o custo de transmissão vai ser mais relevante que o custo de distribuição puro para os consumidores”, afirmou.
O superintende adjunto de Transmissão da EPE, Marcos Vinicius Farinha, afirma que a transmissão deveria ser encarada como um investimento no escoamento de energias mais baratas.
“Não podemos olhar a transmissão só pelo custo dela. Ela tem um valor associado que é justamente trazer essa geração, ou conectar essa geração, mais barata, e no final das contas essa expansão minimiza o custo para o consumidor”, declara.
Há também o custo dos investimentos em redes de distribuição, que são remunerados pelas tarifas definidas pela Aneel. A agência faz reajustes anuais nas tarifas das distribuidoras, com revisões a cada quatro ou cinco anos.
Conta de luz cresce acima da inflação.
Editoria de Arte/g1
Por que alguns estados têm aumentos maiores?
Segundo a Aneel, os reajustes são aplicados “de acordo com as especificidades regionais que são variáveis para cada empresa”.
A agência considera os seguintes itens na hora de calcular o reajuste das tarifas das distribuidoras:
custo da compra de energia pelas distribuidoras (as distribuidoras compram das usinas);
uso das instalações de transmissão e distribuição;
encargos setoriais – como a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que custeia os subsídios, mas também encargos que custeiam a segurança do sistema e reserva de energia, por exemplo;
custo da inadimplência;
perdas de energia na rede de distribuição, por furto ou perdas técnicas;
correção das tarifas pela inflação;
produtividade, qualidade e transição dos custos operacionais das distribuidoras.
“[O reajuste] difere muito de distribuidora para distribuidora. Existem distribuidoras em que você, na média, não deve ter nenhum tipo de reajuste, próximo a zero, alguma deflação inclusive. Em outras, o impacto deve ser até de dois dígitos”, afirma iOcca.
Segundo projeção da Abrace, os reajustes podem variar de uma redução de 4,39% para os consumidores da Amazonas Energia até um aumento de 19,07% para a Equatorial Goiás neste ano, por exemplo.
O diretor da Abrace explica que a redução dos reajustes — que em alguns casos vai se refletir em corte de tarifa para os consumidores — está relacionada ao repasse de impostos recolhidos a mais.
Em 2022, o Congresso aprovou uma lei que obrigou as distribuidoras a repassar, nas tarifas, os créditos tributários decorrentes da retirada do ICMS da base de cálculo dos impostos federais PIS/Cofins.
Algumas distribuidoras, como a Cemig, já repassaram esses valores, portanto não têm descontos nos reajustes.
Além disso, questões como alto índice de furtos de energia e investimentos das distribuidoras nas redes também influenciam o aumento das tarifas.
Em 2023, o aumento previsto para as tarifas de distribuidoras da região Norte, em especial do Amapá, Acre e Rondônia, chamou a atenção. No Amapá, o aumento seria de 44% — ainda não implementado.
“O que tá causando o aumento dessas distribuidoras do Norte basicamente são investimentos em redes de distribuição que passaram a acontecer depois que foram privatizadas e esses investimentos, importantes para garantir a confiabilidade de suprimentos, são pagos na tarifa, não tem jeito”, explica Barroso.
Qual a proposta do governo?
Por causa da situação no Amapá, o governo estuda uma forma de reduzir a conta de luz, que pode ser implementada por medida provisória (MP) — que entra em vigência imediatamente, com força de lei, mas depois precisa ser aprovada pelo Congresso.
Em dezembro, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, chegou a anunciar a medida, em evento no Amapá com a participação do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT). Contudo, a proposta ainda segue em discussão no Executivo.
A ideia é usar os aportes (depósitos) da Eletrobras, previstos na lei que permitiu sua privatização, para pagar os empréstimos feitos pelas distribuidoras por causa da pandemia de Covid-19 — que aumentou a inadimplência no setor — e da conta escassez hídrica — por causa dos custos durante a crise hídrica de 2021.
No último dia 21 de fevereiro, Silveira afirmou que pode usar R$ 26 bilhões remanescentes da Eletrobras para viabilizar a redução das tarifas. Esse depósito está previsto na lei de privatização da empresa, com cronograma de pagamento nos próximos 25 anos.
“Tive a ideia de permitir na medida provisória, caso a não se sensibilize e adiante esse pagamento […] A possibilidade de a gente adiantar, ou seja, securitizar esses R$ 26 bilhões para minimizar o impacto na tarifa”, afirmou Silveira.
O ministro fala em três medidas provisórias, que estão sendo preparadas pela pasta. Ao menos uma delas deve tratar da questão tarifária.
Ao g1, interlocutores do governo afirmaram que as medidas ainda serão encaminhadas para análise pela Casa Civil. A expectativa é que isso ocorra até a próxima semana.
O presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, Luiz Barata, defende uma revisão do marco legal do setor, justificada por todas as mudanças que ocorreram desde a publicação das normas que regem o segmento de energia.
“Não são uma, duas, três, quatro, cinco medidas provisórias que vão resolver o problema, é um desenho novo de setor [que vai resolver].”
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