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20/06/2018 13:36 por Redação

Reajustes tarifários manterão os preços de energia pressionados este ano

Depec-Bradesco*

O cenário hidrológico desfavorável observado no ano passado tem aumentado os reajustes tarifários, o que deve pressionar os preços de energia elétrica no mercado regulado ao longo de 2018. Até maio, esses preços acumulam uma alta modesta, dado o melhor nível de chuvas nos primeiros meses do ano. Porém, os processos tarifários programados, juntamente com a piora esperada para o risco hidrológico, devem pressionar os preços ao consumidor nos próximos meses.

O setor elétrico brasileiro dispõe de grande potencial energético, com elevada capacidade instalada proveniente de fontes renováveis. A despeito da maior diversificação da matriz energética nos últimos anos, resultante do aumento da participação das fontes eólicas e térmicas, a potência instalada advinda da geração hidráulica ainda representa mais de 60% do sistema. Nesse sentido, os preços desse mercado são altamente sensíveis às condições hidrológicas, que estão sujeitas à sazonalidade e às variações climáticas.

No segundo semestre de 2017, o volume reduzido de chuvas e o nível historicamente baixo dos reservatórios levaram a um aumento importante do custo de energia. Em outubro daquele ano, o Custo Marginal de Operação (CMO), que representa o custo para se atender a um acréscimo de carga no sistema, atingiu o maior nível desde 2015. Com isso, os preços de energia no mercado de curto prazo, medido pelo PLD (Preço de Liquidação em Diferenças), chegou ao seu limite superior. Isso ocorreu por conta do maior despacho de energia proveniente de fontes termoelétricas, que têm um custo maior.

Esse cenário de menor disponibilidade hídrica, que elevou o despacho térmico e aumentou o custo de aquisição de energia, tem contribuído para o aumento expressivo dos níveis de reajustes tarifários neste ano. Esses custos mais elevados já impactaram os reajustes ocorridos no final de 2017, mas como uma parte relevante dos processos tarifários ocorre no primeiro semestre, ainda estamos observando pressões.

Os processos tarifários visam atualizar os custos das distribuidoras por meio de, basicamente, três processos: (i) reajuste da “parcela A”, que corresponde aos custos que não estão sob a esfera de controle das distribuidoras, como aqueles relacionados à aquisição e transmissão de energia, além dos encargos setoriais; (ii) atualização dos custos da “parcela B”, que são aqueles próprios da atividade de distribuição; e (iii) inclusão dos componentes financeiros apurados entre as datas de reajuste. Essa atualização é feita por meio dos reajustes anuais, que visam redefinir os custos da parcela A, atualizando a parcela B pela inflação, e das revisões tarifárias, que ocorrem em média a cada quatro anos, redefinindo os custos da parcela B. 

Ao analisar os resultados dos processos tarifários concluídos nas principais capitais brasileiras, temos um impacto importante dos custos com compra de energia, que afetam diretamente a chamada “parcela A” da estrutura tarifária. Além disso, o componente financeiro é outro vetor de impacto altista nos reajustes correntes. Isso porque esses componentes estão relacionados ao mecanismo de compensação dos custos da parcela A (CVA). Ou seja, se entre as datas de reajustes os custos de compra de energia diferem do projetado, essa diferença é repassada no reajuste corrente. Como passamos por um período de alta relevante desses custos ao longo do segundo semestre do ano passado, esse item teve impacto altista em alguns processos tarifários. 

Já a atualização dos custos da parcela B teve impacto reduzido para algumas distribuidoras, a depender do tipo de processo tarifário. Para aquelas que passaram por processo de reajuste anual, como foi o caso da Light, da Celpe e da Enel-CE neste ano, os custos da parcela B foram corrigidos pelos índices de inflação, que têm apresentado evolução contida nos últimos doze meses. Já nas distribuidoras que passaram pelo processos de revisão periódica, como a Enel, EMS, RGE-Sul, RGE, Coelba e Cemig , essa parcela teve um peso mais relevante, uma vez que nessa revisão há uma redefinição desses custos, bem como da remuneração dos investimentos das concessionárias no período.

Vale destacar que, das dezoito distribuidoras que fornecem energia para as capitais consideradas no cálculo do IPCA, apenas oito concluíram seus processos tarifários. Para o consumidor de baixa tensão, que inclui os consumidores residenciais, observamos um aumento médio de 14,7% nas tarifas. Além dos custos elevados de geração e transmissão de energia, os próximos reajustes devem ser impactados pela aceleração do IGP-M, via atualização da parcela B. Somado a isso, a depreciação recente da taxa de câmbio deve afetar o custo de aquisição de algumas distribuidoras que compram a energia gerada em Itaipu, cotadas na divisa norte-americana.

lém dos processos tarifários, os preços de energia ao consumidor neste ano também podem ser impactados pelas bandeiras tarifárias. Desde o final de 2017, os valores adicionais das faixas foram alterados, com aumento do custo da bandeira vermelha patamar 2 e queda da amarela. Além disso, a metodologia das bandeiras passou a incorporar, como critério de acionamento, uma análise conjunta entre o PLD e o risco hidrológico, medido pelo GSF. Com isso, foi possível reduzir o déficit da conta bandeiras, cujo saldo é repassado aos consumidores nos reajustes anuais.

Para os próximos meses, as projeções mais recentes da CCEE sugerem um PLD em patamar elevado, o que, atrelado a um GSF baixo, é compatível com um cenário de bandeira vermelha por um período prolongado este ano. Porém, para o encerramento do ano, o mais provável é que tenhamos acionamento da bandeira amarela. Em 2017, terminamos o ano sob o regime de bandeira vermelha 1. Uma mudança para bandeira amarela ao final deste ano deve gerar um impacto baixista de aproximadamente 4% no preço de energia elétrica no ano, medido pelo IPCA.

Com isso, para 2018 projetamos elevação de 5,5% dos preços de energia elétrica para o consumidor. Se por um lado os reajustes tarifários seguirão elevados (ao redor de 10%), o término do ano em bandeira amarela deve trazer algum alívio para os preços neste ano, em relação ao anterior. Esse cenário pode ser impactado em caso de evolução mais desfavorável do quadro hidrológico, refletindo seus efeitos sobre as bandeiras tarifárias e os reajustes programados para o segundo semestre.

No longo prazo, as mudanças estruturais da matriz elétrica têm o potencial de impactar de forma positiva o cenário de preços. O incremento de fontes alternativas deve reduzir a dependência do sistema hidrotérmico, aumentando o potencial de geração elétrica a custos variáveis mais baixos. O aumento da capacidade de geração das fontes eólicas e, mais recentemente, o crescimento da micro e minigeração distribuída são exemplos desse processo. Além disso, a consolidação do gás natural como uma das principais fontes de energia termelétrica, em detrimento de fontes mais caras como o diesel e o óleo combustível, pode contribuir para o barateamento dessa fonte, que tem um papel crucial para a segurança do fornecimento do sistema.

Departamento de Pesquisas e Estudos Econômicos do Bradesco.

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