Energia – Mudanças estruturantes estimulam o setor – Perspectivas 2021

Mas, além da receita anual, de imediato a MP também faz com que mais R$ 4 bilhões de recursos represados desses programas de P&D e eficiência energética sigam direto para a CDE. Isso porque, em favor da modicidade tarifária, a medida provisória orienta o uso na conta de todos os recursos não comprometidos com projetos contratados até 1º de setembro de 2020 e os relativos a projetos reprovados ou cuja execução não tenha sido comprovada.

Previsão de entrada em vigor de mudanças estruturantes estimula o setor elétrico - Energia - Perspectivas 2021 ©QD Foto: iStockPhotosPara Paulo Pedrosa, presidente da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), a aprovação da MP 998 foi importante porque serve como transição de alguns pontos previstos no marco regulatório, principalmente o que abrange a retirada dos descontos no fio para as energias renováveis, que há muitos anos não precisam mais ser subsidiadas em razão da queda no custo das fontes (a solar caiu 90% nas últimas duas décadas e a eólica 46% em dez anos).

Para Pedrosa, também é positiva a entrada de parte de recursos de P&D e dos programas de eficiência, que na verdade têm origem na receita das tarifas pagas pelos consumidores. As duas ações devem diminuir a pressão sobre as tarifas em 2021, já que pela previsão da Aneel as cotas da CDE que serão repassadas pelos consumidores chegarão a R$ 19,8 bilhões neste ano, de orçamento total de R$ 24,1 bilhões, sendo que apenas R$ 5 bilhões apenas para subsidiar as renováveis em 2021.

Para se ter ideia dos custos embutidos nas tarifas, um cálculo atualizado da Abrace, apresentado por Pedrosa em coletiva virtual com a imprensa em 4 de fevereiro, mostra que os consumidores estão pagando R$ 80/MWh em CDE e ESS (Encargos dos Serviços dos Sistemas), o equivalente ao preço de contratação de energia solar e eólica em leilões regulados. A indústria, no caso, sofre os maiores impactos dessas despesas, pois elas são pagas proporcionalmente à energia consumida.

Apesar do lado positivo da MP de tentar reduzir os subsídios e diminuir a CDE, Pedrosa também identificou um “pacote de maldades” embutido em seu texto, principalmente ações para reduzir tarifas das distribuidoras recém-privatizadas na região Norte, que obtiveram empréstimos na época de transição para cobrir a operação temporária por empresas da Eletrobras entre 2015 e 2018. Estava prevista a cobrança nas tarifas dos consumidores para amortizar esses empréstimos, mas isso foi cancelado.

Além disso, está prevista a redução de cobrança de encargos nas tarifas da região Norte para compor a Conta de Consumo de Combustíveis, cobrada nacionalmente para manter usinas térmicas fora da ordem de mérito, acionadas quando há necessidade. Com todas as medidas propostas, os estados nortistas terão impactos tarifários amenizados. “São subsídios enormes, que serão arcados pelo resto do país, principalmente pelos grandes consumidores industriais”, disse Pedrosa.

Riscos – Mesmo com as perspectivas de mudanças na estrutura do setor em 2021, que podem gerar alívio nas tarifas no médio ou longo prazo, o cenário de mais curto prazo, embora não sinalize risco de abastecimento, é apontado como de risco para reajustes tarifários, segundo alertado pela Agência Nacional de Energia Elétrica, a Aneel, em reunião de sua diretoria no começo de fevereiro.

Há uma conjuntura de fatores para embasar o alerta da Aneel. Para começar, o cenário hidrológico, que demonstra úmido não muito bom e com previsões de seca, o que deve provocar mais acionamento de térmicas fora da ordem de mérito, mais caras e que elevam o valor da tarifa. O cenário induz ao risco de se atingir bandeiras tarifárias mais caras (a vermelha patamar 1 tem acréscimo de R$ 4,169 para cada 100 kWh e a patamar 2, de R$ 6,243) durante o ano.

Até fevereiro, a bandeira se manteve amarela, igual à do primeiro mês do ano, e que corresponde a uma cobrança de R$ 1,343 para cada 100 kWh consumidos. Segundo informado pela Aneel quando anunciada a repetição da bandeira, apesar de fevereiro ser mês tipicamente úmido nas principais bacias do SIN, os reservatórios têm apresentado recuperação lenta do armazenamento em razão das chuvas abaixo do padrão histórico para o período.

Por conta da pandemia, a adoção das bandeiras tinham sido supensas em 2020, o que foi revogado em dezembro por conta do baixo nível dos reservatórios, que provocam o acionamento das térmicas mais caras.


Segundo disse o presidente da PSR, Luiz Barroso, durante evento on-line do BTG Pactual, o cenário hidrológico deve gerar mais atenção para o consumo, com vulnerabilidade e aumento dos preços do mercado atacadista no ano. Apesar disso, os modelos estatísticos da PSR não identificaram risco físico de racionamento em 2021 e provavelmente, apesar de Barroso entender que as bandeiras tarifárias vão requerer mais atenção por conta do maior acionamento de térmicas, não será necessária a tarifação vermelha.

Previsão de entrada em vigor de mudanças estruturantes estimula o setor elétrico - Energia - Perspectivas 2021 ©QD Foto: iStockPhotosMas para a Aneel outro fato importante de pressão é o aumento das tarifas de transmissão. Segundo o diretor da agência, André Pepitone, a receita anual permitida para transmissão para o ciclo 2020/2021 subiu de R$ 27,6 bilhões para R$ 34 bilhões, um aumento médio de 4% para as distribuidoras. Isso teria ocorrido por conta da entrada de novas linhas de transmissão e por causa da derrubada de ações judiciais que atualizavam indenizações por ativos de transmissão não-amortizados.

O diretor também apontou que pesarão na tarifa o aumento do dólar, por conta da correção da energia de Itaipu nessa moeda, aumentando o custo de geração. Outro ponto que pode influenciar a tarifa é o fato de a usina hidrelétrica (UHE) de Belo Monte, de 11,2 GW, ter sido obrigada pelo Ibama, por questões ambientais (proteção da vida aquática e das populações ribeirinhas), a aumentar sua vazão para o Rio Xingu no começo de fevereiro e possivelmente em outras épocas. Isso afeta a geração de energia da usina e, no caso de fevereiro, justamente em período de abundância hidrológica. Com isso, a usina perde de imediato 6.500 MW médios de produção, o que tem força de afetar as tarifas no país.

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