LUZ NA CONTA DE LUZ

“Uma nação que não consegue controlar suas fontes de energia não pode controlar seu futuro.”

(Barack Obama)

No modelo estatal, todo o investimento em energia elétrica era feito com recursos públicos, o sistema conhecido como GTD (Geração, Transmissão, Distribuição) e as tarifas, na concepção do Serviço pelo Custo, calculadas pelo DNAEE (Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica), órgão vinculado ao Ministério de Minas e Energia (MME). Sem recursos para acompanhar o crescimento da energia elétrica no país, em 1998 passou a funcionar um modelo híbrido, no qual passaram a conviver investimentos públicos e privados. Para regular o mercado e gerenciar a convivência concorrencial entre empresas de economia mista e privadas, foi criada a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) e a concepção das tarifas passou a ser do Serviço pelo Preço.

O sistema GTD passou a ser GTDC, as empresas verticalizadas tiveram que separar os custos de geração, transmissão e distribuição, sendo criados dois ambientes de negócio: o ACR (Ambiente de Contratação Regulado), que é o mercado regulado ou cativo das distribuidoras, e o ACL (Ambiente de Contratação Livre). Falou em tarifa, a referência é o ACR, tarifas homologadas pela ANEEL; falou em preço, a referência é o ACL, negociados livremente entre consumidores e geradores, com interferência de comercializadores.

Na criação do ACL, poderiam ser livres os consumidores com demanda igual ou superior a 3.000 kW. Pelo seu porte, devem ser ligados em tensão igual ou superior a 230 kV, não havendo, portanto, custos subjacentes. Esse limite foi baixando ao longo do tempo e agora podem migrar para o ACL todos os consumidores conectados em alta tensão. As fontes renováveis intermitentes (solar e eólica) começaram a entrar no SIN (Sistema Interligado Nacional), apareceram na legislação os subsídios, desconto de 50% na transmissão, energia mais cara na hora da ponta, não pagamento pelo uso do fio e pelas bandeiras tarifárias, custos esses deixados pelos que migraram para o ACL, ou instalaram painéis solares, para serem pagos via tarifas aplicadas aos que permaneceram no ACR. A economia de uns poucos é baseada no aumento de tarifas para milhões. Como disse o ex-ministro Delfim Neto: “Não existe almoço grátis; alguém está pagando.”

Um balanço do Ministério de Minas e Energia (MME) mostra que até outubro/2024 foram instalados 9,35 GW de potência nova na matriz elétrica brasileira. Esse montante é o resultado de 256 novas usinas, sendo que 119 delas são de energia solar, que representa 48,59% do total instalado. A fonte eólica vem em 2º lugar com 109 empreendimentos, participação de 41,43% do montante adicionado este ano. As demais fontes que fazem parte desse novo montante de potência instalada são vinte termelétricas, com 869,70 MW, seis PCHs (Pequenas Centrais Hidrelétricas), com 40,29 MW; e duas CGHs (Centrais Geradoras Hidrelétricas) com 4,60 MW.

As usinas que iniciaram operação comercial em 2024 estão instaladas em 16 estados nas 5 regiões do país, citados por ordem decrescente de potência instalada: Minas Gerais (2.239,34 MW); Bahia (2.171,00 MW); Rio Grande do Norte (1.775,85 MW); Piauí (1.168,03 MW); Pernambuco (564,51 MW); São Paulo (452,69 MW); Paraíba (383,40 MW); Ceará (277,25 MW); Rio Grande do Sul (139,04 MW); Mato Grosso do Sul (78,30 MW); Mato Grosso (40,38 MW); Goiás (25,00 MW); Paraná (24,20 MW); Roraima (8,14 MW); Sergipe (5,10 MW) e Amazonas (1,54 MW). Alagoas é o único estado do Nordeste que não adicionou potência no SIN.

A ABRACE (Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres) divulgou um estudo intitulado Índice do Custo Brasil de Energia e concluiu que os consumidores brasileiros vão pagar R$ 366 bilhões em custos do setor elétrico em 2024. Desse total, cerca de R$ 100 bilhões (27%), é o peso dos subsídios e das ineficiências que terminam impactando a conta de luz e, em decorrência, no preço final dos produtos consumidos no país. Desse total, R$ 98,36 bilhões correspondem a energia comprada, de R$ 109,74 bilhões a soma dos custos de transmissão e distribuição, de R$ 77 bilhões relativos a tributos e R$ 55,4 bilhões é a parcela dos encargos que incidem na fatura de energia elétrica. O estudo também mostra que o valor médio da contratação de energia para o ACR é de R$ 21 bilhões, resultado da soma das reservas de mercado com os custos externos embutidos nas tarifas e com os contratos de longo prazo corrigidos pela inflação. O valor médio da contratação de energia no mercado regulado é de R$ 220/MWh.

A CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) soma R$ 35 bilhões, na qual estão embutidos os custos das políticas públicas e descontos tarifários, que deveriam ser subsidiados pelo Tesouro Nacional, e não pelo consumidor de energia elétrica. A GD (Geração Distribuída) tem um subsídio de R$ 4,4 bilhões embutido na tarifa. As perdas técnicas e na Rede Básica custam R$ 12,2 bilhões. As perdas não técnicas (roubos, furtos, inadimplência e faturamento errado) e de receitas irrecuperáveis custam R$ 7,6 bilhões/ano, sendo que R$ 2,1 bilhões é o custo das ineficiências. O valor médio de contratação de energia no mercado livre é de R$ 180/MWh.

A consultoria TR Soluções tem um estudo intitulado Serviço para Estimativa de Tarifas de Energia (SETE) e fez uma projeção para 2025. Levou em consideração um aumento de 27% no EER (Encargo de Energia de Reserva), um incremento de 13% na CDE e de 15% a mais nos custos com a Rede Básica. A conclusão foi que, em 2025, as tarifas de energia elétrica para o consumidor residencial terão, em média, um aumento de 7,21%.

Ainda nos critérios utilizados para esse cálculo, foi considerada uma redução de 12% dos créditos tributários alocados nas Tarifas de Energia (TE) e de 34% naqueles destinados à TUSD (Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição). Foi levado em conta a média de reposicionamentos de cada uma das 51 concessionárias de distribuição que atuam no Brasil, quando foram ponderados os mercados em cada uma delas. Vale salientar que esse aumento de 7,21% é uma média, sendo que na maioria das concessionárias a percepção será de uma variação positiva de 11,5% em relação a 2024, sendo que em oito delas as tarifas serão reduzidas e em nove o reposicionamento será superior a 14%.

Esse contexto econômico-financeiro não isonômico no setor é insustentável e o estudo apresenta propostas: a) interromper a contratação de novas ineficiências; b) deslocar custos de políticas públicas para o orçamento da União; c) descontratar as ineficiências que não tenham gerado direitos adquiridos, como é o caso das térmicas da Eletrobras; d) promover ganhos de eficiência no setor, com a correção no sinal de preço e alocação correta de custos e riscos.

LUZ NA CONTA DE LUZ
por Geoberto Espírito Santo
GES Consultoria, Engenharia e Serviços

Geoberto Espírito Santo

SinergiaGeoberto Espírito Santo é Engenheiro Civil, formado em 1971 pela Universidade Federal de Alagoas. Atualmente é Consultor do SINDENERGIA – Sindicato das Indústrias de Energia do Estado de Alagoas e Personal Energy da GES Consultoria, Engenharia e Serviços – GES Consult ATIVIDADES QUE EXERCEU: - Engenheiro da Companhia Energética de Alagoas (CEAL), por 28 anos - Diretor de Operação da Companhia de Eletricidade de Alagoas - CEAL - Secretário de Administração da Prefeitura Municipal de Maceió - Assessor de Coordenação e Planejamento da Empresa de Recursos Naturais do Estado de Alagoas - EDRN - Chefe de Gabinete da Diretoria de Desenvolvimento Energético da CEAL - Assessor da Subcomissão de Minas e Energia do Senado Federal - Diretor de Distribuição e Comercialização da Companhia Energética de Alagoas - CEAL - Consultor em eficiência energética do PNUD / ELETROBRÁS - Secretário Executivo do Núcleo de Eficiência Energética na Indústria (NEEI / FIEA) - Secretário Executivo do Conselho Estadual de Política Energética de Alagoas - CEPE - Secretário de Estado Adjunto de Energia e Recursos Minerais de Alagoas - Vice-Presidente de Planejamento Energético do Fórum Nacional dos Secretários de Estado para Assuntos de Energia - FNSE - Representante da Região Nordeste no Conselho Consultivo da Empresa de Pesquisa Energética – EPE - Diretor Presidente da Gás de Alagoas S.A. – ALGÁS - Vice-Presidente do Conselho Estadual de Política Energética de Alagoas – CEPE - Presidente do Conselho Fiscal da ABEGÁS – Associação Brasileira das Empresas das Empresas Distribuidoras de Gás Natural – ABEGÁS - Professor nas disciplinas de Eletricidade e Eletrotécnica, no Centro de Tecnologia da Universidade Federal de Alagoas – UFAL - Membro do Conselho Estadual de Política Energética – CEPE LIVROS E TRABALHOS PUBLICADOS: - Protestos e Propostas (EDUFAL) - Energia: Um Mergulho na Crise (IGASA) - Política e Modelagem do Setor Elétrico (Imprensa Oficial GRACILIANO RAMOS) - Espírito Cidadão (EDUFAL) - Vários trabalhos sobre energia publicados nos anais de Seminários, Congressos Nacionais e Revista Internacional