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Déficit hídrico vai acrescentar R$ 2,5 bi à tarifa

Nos 12 meses encerrados em julho, já são mais de R$ 20 bilhões em custos referentes aos GSF repassados integralmente aos consumidores cativos, contrariando a tese de que o déficit das usinas seja um "risco do gerador"

Valor Econômico - 12/09/2018
Por Camila Maia


As tarifas de energia ficarão R$ 2,5 bilhões mais caras por causa do déficit de geração das hidrelétricas (GSF, na sigla em inglês) repassado aos consumidores cativos (das distribuidoras) em julho, segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) obtidos pelo Valor. O impacto já será refletido pelas concessionárias que têm reajustes tarifários previstos a partir deste mês.

Nos 12 meses encerrados em julho, já são mais de R$ 20 bilhões em custos referentes aos GSF repassados integralmente aos consumidores cativos, contrariando a tese de que o déficit das usinas (diferença entre a energia vendida e a efetivamente gerada) seja um "risco do gerador".

Nos últimos anos, para preservar o volume dos reservatórios das usinas, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) tem determinado que elas gerem menos que sua capacidade assegurada. Para as geradoras, o principal problema era a exposição ao mercado à vista para cumprir as obrigações contratuais de venda de energia. Com a piora da crise, essas empresas desenvolveram mecanismos para fazer gestão mais eficiente desse problema. O mesmo não se dá no caso das distribuidoras, que têm uma "gestão passiva" dos custos. Elas pagam e repassam a despesa aos consumidores via tarifa.

Os consumidores livres - aqueles que podem escolher de quem comprar a energia - não são sujeitos a esses custos, que ficam com os próprios geradores. No caso dos clientes das distribuidoras de energia, contudo, o efeito do risco hidrológico é integralmente repassado no caso das usinas enquadradas no chamado regime de cotas, que somam mais de 30 gigawatts (GW) médios, mais da metade da garantia física total das hidrelétricas em operação no país.

Estão enquadrados no regime de cotas os cerca de 10 GW médios das hidrelétricas que tiveram as concessões renovadas no regime de cotas pela MP 579 (de 2012), 6,8 GW médios da fatia brasileira de Itaipu e também cerca de 14 GW médios das usinas que aderiram à repactuação do GSF proposta pelo governo em 2015 para acabar com a judicialização sobre o tema.

As geradoras hidrelétricas fora do regime de cotas estavam expostas ao GSF, mas, no caso do mercado cativo, grande parte se enquadra naquelas usinas que repactuaram o risco - ou seja, estão repassando o custo aos consumidores.

No mercado livre, as regras propostas não foram consideradas atrativas, e as hidrelétricas preferiram continuar protegidas por liminares que limitam os efeitos do déficit de geração. Até julho, data da última liquidação do mercado à vista de energia, concluída na semana passada, as liminares travavam cerca de R$ 7,9 bilhões nas operações.

As usinas brigam para que o governo expurgue do GSF algumas questões que não são consideradas "risco hidrológico", como o deslocamento das hidrelétricas por causa de atrasos na conclusão de projetos de transmissão e também pela importação de energia.

As hidrelétricas podem ainda tomar outros tipos de medidas para mitigar o problema, como a descontratação de energia e a compra de contratos adicionais que compensem o déficit.

No caso do consumidor do mercado cativo, contudo, não há essa alternativa. O custo é integralmente repassado às distribuidoras, e transformado, posteriormente, em reajuste na tarifa.

As bandeiras tarifárias, que servem para cobrir custos como o déficit das hidrelétricas e o despacho de termelétricas mais caras para garantir a segurança do sistema, não estão sendo suficientes para isso. Isso acontece porque o GSF está sendo muito maior que o previsto pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no início do ano, quando foram definidos os parâmetros e acréscimos do mecanismo.

Entre agosto do ano passado e julho deste ano, as despesas assumidas pelas distribuidoras e repassadas aos consumidores somaram R$ 25,6 bilhões, sendo que, deste montante, R$ 20,5 bilhões referem-se ao risco hidrológico da energia cotizada. A fatia desses dispêndios que não é coberta pelas bandeiras tarifárias vira ativo regulatório para as distribuidoras, que receberão os montantes nos próximos eventos tarifários.




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