Seca de 2017 deve levar a reajuste de 15% na tarifa de energia em 2018

A seca severa enfrentada no país no ano passado será a principal responsável pelos aumentos nos preços de energia em 2018, de 15% em média, maior aumento registrado desde 2015, quando o país enfrentou o chamado “tarifaço” por conta de reajustes que estavam represados.

O principal motivo não é a entrada de projetos novos de geração de energia, mas o pagamento de uma conta que ficou pendente: a do risco hidrológico. Uma parcela significativa da energia no portfólio das distribuidoras está sujeita ao déficit de geração das hidrelétricas (GSF, na sigla em inglês), e os recursos da conta centralizadora de bandeiras tarifárias não foram suficientes para pagar isso em 2017.

As distribuidoras tiveram que arcar com esses custos, mas serão ressarcidas ao longo dos reajustes programados para este ano. Outro fator que deve elevar os preços é o aumento do orçamento da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo setorial que reúne diversos custos ao setor, corno os gastos com combustíveis para geração de energia no Norte. A fatia da CDE paga pelos consumidores via tarifa neste ano subiu 30,8%, para RS 12,2 bilhões.

“O GSF foi relativamente alto, e o PLD [preço referente da energia no mercado à vista] atingiu patamares elevados no meio do ano passado, o que fez com que as distribuidoras tivessem custos. A conta centralizadora das bandeiras tarifárias, que teoricamente serviria para cobrir os custos, não foi suficiente”, explicou Helder Sousa, gerente de novos negócios da TR Soluções.

Esse custo se transformou em ativo regulatório para as distribuidoras, que têm os valores ressarcidos apenas nas revisões tarifárias seguintes. Isso explica parte da alta elevada esperada para este ano. A TR Soluções trabalha com projeção média de 12% de aumento no ano.

“Sabíamos que o represamento [do custo do GSF] iria acabar afetando a tarifa no ano seguinte”, disse Crismpher Marranos, presidente da Comerc. Enquanto as tarifas devem refletir os problemas hídricos do passado, a situação dos reservatórios das hidrelétricas não melhorou tanto neste ano, apesar de estarem em um volume acima o registrado em 2017.

Isso favorece do aumento dos preços de energia no mercado livre no segundo semestre, devido ao acionamento das termelétricas mais caras, o que deve trazer também de volta do problema do GSF. Outra questão é relacionada às bandeiras tarifárias, que devem voltara ser acionadas dependendo do nível dos reservatórios e da situação do déficit hídrico. Segundo o Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel/UFRJ) os preços de energia no mercado à vista devem subir no segundo semestre, devido, principalmente, ao aumento da geração termelétrica.

A Climatempo prevê algumas quedas esporádicas nos preços de energia no mercado à vista em algumas semanas ao longo do ano, disse o meteorologista Alexandre Nascimento. No geral, ele trabalha com expectativa de bandeira tarifária amarela ainda no outono e bandeira vermelha, podendo alcançar o patamar 2, no fim do inverno e início da primavera.

“A tendência é que as bandeiras tarifárias fiquem em una patamar mais caro”, disse Reinaldo Ribas, superintendente de gestão do Grupo Delta Energia Ele prevê aumento das tarifas de energia no mercado cativo de 15% a 20% ao longo deste ano. A Delta está comercializando contratos para o segundo semestre no mercado livre por cerca de R$ 25o por megawatt-hora (MWh). “O preço subiu porque o mercado viu que os reservatórios não se recuperaram”, completou Ribas.

A Thymos Energia também prevê aumento de 15% a 20% nas tarifas do mercado cativo este ano. Para João Carlos Mello, presidente da consultoria, o nível atual dos reservatórios e as projeções de chuva indicam que o GSF será, mais uma vez, elevado, o que vai arrastar o problema para 2019. Mesmo com o início de ano melhor, a Thymos projeta déficit hídrico de 30% para 2018, patamar semelhante ao do ano passado.

A estratégia de alocação maior dos contratos de venda de energia no segundo semestre pelas geradoras – devido à expectativa de aumento de preços – fez com que o problema do déficit hídrico sumisse nos primeiros meses do ano. Pelo contrário, tem havido ganhos com energia secundária, que é quando a energia efetivamente gerada é maior que a garantia física alocada pelas usinas.

Os consumidores bancam, via tarifa, toda a exposição ao GSF da energia contratada no regime de cotas de garantia física e potência, e também no caso de Itaipu.

No segundo semestre, essa energia secundária deve se transformar em déficit hídrico. As geradoras conseguem se proteger do problema, por meio da compra de energia no mercado livre. “A distribuidora não precisa fazer isso. Como o GSF é repassado ao consumidor final eventualmente, ela não faz ‘hedge’ para cobrir a exposição”, explicou Vlavianos. O executivo, porém, tem uma projeção menos pessimista para o déficit hídrico este ano.

A alocação da energia no segundo semestre também foi identificada pela Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel). “Vai haver muito [gasto de] GSF este ano, após os quatro primeiros meses”, disse Luiz Otávio Koblitz, presidente do conselho de administração. A Abragel enviou documento ao Ministério de Minas e Energia sobre fatores não-gerenciáveis pelas usinas que afetam o GSF. A liminar que protegia associados da Abragel contra despesas do GSF foi derrubada pelo Supremo Tribunal Federal, e as empresas pagaram R$ l50 milhões devido a esses custos.

Gustavo Arfux, sócio-diretor do grupo Compass, também chama a atenção para a alocação da energia. Esse efeito deve provocar um GSF mais intenso no segundo semestre, podendo influenciar na cor da bandeira tarifária – que desde o ano passado considera, em seu calculo, o risco hidrológico. “O cenário é de alta probabilidade de bandeira vermelha de junho a novembro”, disse.

O executivo, contudo, destacou que o impacto financeiro do GSF este ano pode ser menor porque provavelmente o PLD em 2018 será inferior ao observado em 2017.

Além do regime de chuvas e GSF, a consultoria GV Energy destaca o comportamento da carga e o cenário político nos cálculos para 2018. Segundo a empresa, a tendência é de que o mercado permaneça pressionado com preços médios próximos a R$ 250/MWh a R$ 300/MWh.

Em relação ao mercado cativo, das distribuidoras, a consultoria estima aumento médio nas tarifas de energia de 10%, sendo que algumas distribuidoras podem ultrapassar os 20% e outras apresentarem resultados negativos. “Estimamos um primeiro semestre com reajustes médio de 15%, e no segundo de 5%”, informou a GV Energy, em nota. A empresa explica que as distribuidoras que passam por reajuste e revisão tarifárias no primeiro semestre ainda estão ajustando de maneira mais expressiva os custos variáveis referentes às indenizações das transmissoras e encargos setoriais.

A comercializadora Electra Energy prevê cenário melhor para 2o19, mesmo com manutenção do problema do risco hidrológico. Segundo Leonardo Solvi, diretor da empresa, o ritmo de aumento do preço da energia deve diminuir no ano que vem. Um dos motivos é o fim do pagamento, pelos consumidores, dos empréstimos de RS 21 bilhões feitos para cobrir a descontratação involuntária das distribuidoras em 2013 e 2014 herança relacionada à Medida Provisória (MP) 579, de 2012.

Fonte: Valor Econômico