{"id":185694,"date":"2018-01-08T11:01:25","date_gmt":"2018-01-08T14:01:25","guid":{"rendered":"http:\/\/quersaberpolitica.com.br\/2016\/?p=185694"},"modified":"2018-01-07T20:21:05","modified_gmt":"2018-01-07T23:21:05","slug":"185694","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/blogdofarnesio.com.br\/?p=185694","title":{"rendered":"ESTIAGEM DO ANO PASSADO PODE OCASIONAR REAJUSTES 10% NA ENERGIA EM 2018"},"content":{"rendered":"
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por Luciana Collet | Estad\u00e3o Conte\u00fado<\/strong><\/p>\n<\/div>\n

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A falta de chuvas de 2017 vai pesar no bolso dos consumidores em 2018. Ap\u00f3s um ano com um volume de aflu\u00eancias abaixo da m\u00e9dia, que levou a um elevado consumo de energia a partir de usinas t\u00e9rmicas, mais caras, a tarifa de luz deve subir em um ritmo maior neste ano. E isso mesmo considerando que o atual per\u00edodo chuvoso, iniciado em novembro, tem se mostrado mais favor\u00e1vel.<\/p>\n

As proje\u00e7\u00f5es variam, mas os reajustes das tarifas de energia devem superar os 10%, em m\u00e9dia. Uma parcela significativa desse reajuste vem do aumento do custo da energia, pressionado pelo d\u00e9ficit hidrol\u00f3gico (GSF), estimam especialistas.<\/p>\n

Pelos c\u00e1lculos da C\u00e2mara de Comercializa\u00e7\u00e3o de Energia El\u00e9trica (CCEE), o d\u00e9ficit hidrol\u00f3gico m\u00e9dio de 2017 ficou em 79%, o que significa que as hidrel\u00e9tricas geraram 21% menos do que o volume de energia que tinham direito de comercializar. Para compensar a menor gera\u00e7\u00e3o h\u00eddrica, foram acionadas termel\u00e9tricas, que produzem uma energia mais cara, gerando custo adicional para o sistema.<\/p>\n

Esse custo deveria ser coberto pela receita proveniente das bandeiras tarif\u00e1rias, mas tendo em vista o alto pre\u00e7o da energia de curto prazo registrado ao longo do ano, justamente pela gera\u00e7\u00e3o t\u00e9rmica, o valor arrecadado n\u00e3o tem sido suficiente para fazer frente \u00e0s necessidades.<\/p>\n

A Ag\u00eancia Nacional de Energia El\u00e9trica (Aneel) chegou a elevar o valor da cobran\u00e7a adicional com o acionamento das bandeiras, a partir de novembro, e ainda liberou um recursos proveniente de um outro encargo, a Conta de Energia de Reserva (Coner), de maneira a reduzir o descompasso entre gastos e receitas. Ainda assim, a proje\u00e7\u00e3o \u00e9 de d\u00e9ficit significativo.<\/p>\n

Pelas regras do setor, quando a receita com as bandeiras tarif\u00e1rias n\u00e3o \u00e9 suficiente para cobrir ocustos, as distribuidoras arcam com compromisso e, no momento do reajuste, o saldo dessa conta entra no c\u00e1lculo da tarifa, de forma a zerar os passivos. Considerando os dados at\u00e9 novembro, a Aneel indicou um saldo negativo de R$ 4,8 bilh\u00f5es para compensa\u00e7\u00e3o futura, por meio das bandeiras tarif\u00e1rias ou dos reajustes mensais.<\/p>\n

A estimativa da Associa\u00e7\u00e3o de Distribuidores de Energia El\u00e9trica (Abradee) indica que o d\u00e9ficit das distribuidoras com o custo hidrol\u00f3gico deve somar cerca de R$ 4,3 bilh\u00f5es em 2017. A leve redu\u00e7\u00e3o deve ser poss\u00edvel tendo em vista que em dezembro vigorou a bandeira vermelha patamar 1, que adiciona R$ 3 a cada 100 KWh consumidos, gerando receita para a Conta Bandeiras, ao mesmo tempo em que o d\u00e9ficit hidrol\u00f3gico e os pre\u00e7os da energia de curto prazo foram menores que o de meses anteriores.<\/p>\n

No entanto, para janeiro, a Aneel definiu que a bandeira tarif\u00e1ria \u00e9 verde – sem custo extra para os consumidores -, reduzindo o montante arrecadado na conta bandeiras. Com isso, o passivo a ser repassado para as tarifas pode ser maior.<\/p>\n

A consultoria Thymos Energia estima que as distribuidoras que t\u00eam reajuste no primeiro semestre – empresas como Cemig, Enel, Light e algumas concession\u00e1rias da CPFL, por exemplo – ter\u00e3o um reajuste entre 10% e 15%. “O que vai acontecer \u00e9 que esse saldo n\u00e3o vai ficar zerado e esse ac\u00famulo, bem acentuado por conta de GSF baixo com PLD alto, vai puxar a componente de CVA”, explica o presidente da Thymos, Jo\u00e3o Carlos Mello, referindo-se \u00e0 Conta de Compensa\u00e7\u00e3o de Varia\u00e7\u00e3o de Valores de Itens da Parcela A, um mecanismo que calcula as varia\u00e7\u00f5es de valores de custos n\u00e3o gerenci\u00e1veis (Parcela A) ocorridas entre reajustes tarif\u00e1rios anuais das distribuidoras de energia.<\/p>\n

Na data do reajuste anual, se a CVA estiver negativa, h\u00e1 repasse desse montante para tarifa. Se a conta estiver positiva, o saldo \u00e9 usado para abater o reajuste anual das tarifas.\u00a0Diego Aspe\u00e9, consultor da Thymos, n\u00e3o descarta aumentos at\u00e9 superiores aos 15% e lembra que o alto custo com GSF j\u00e1 penalizou os consumidores das distribuidoras que t\u00eam reajuste no final do ano, como CPFL Piratininga, Celg e EDP SP, que anotaram aumentos entre 15% e 24%, influenciados tamb\u00e9m por outros fatores, como o in\u00edcio do pagamento de indeniza\u00e7\u00f5es \u00e0s transmissoras. Para estas e outras distribuidoras com anivers\u00e1rio de contrato no segundo semestre, ele considera que o ritmo de reajuste depender\u00e1 do volume de chuvas nos pr\u00f3ximos meses e do pre\u00e7o spot de energia. “O vi\u00e9s \u00e9 de alta, mas vai depender da janela de CVA. Pode haver uma compensa\u00e7\u00e3o, se o primeiro semestre for favor\u00e1vel”, diz. A TR Solu\u00e7\u00f5es, empresa especializada na an\u00e1lise e c\u00e1lculo de estruturas tarif\u00e1rias, projeta um reajuste m\u00e9dio das tarifas de energia de 9%, considerando 40 distribuidoras do Pa\u00eds que respondem por cerca de 97% do mercado brasileiro. Dentre as empresas com aumento nas contas de luz acima da m\u00e9dia nacional, segundo a empresa, est\u00e3o as distribuidoras do Rio de Janeiro – Light e Enel Rio (antiga Ampla), justamente as primeiras concession\u00e1rias de grande porte a passarem por processos tarif\u00e1rios neste ano, em 15 de mar\u00e7o. O aumento estimado \u00e9 da ordem dos 10%.\u00a0Mais otimistas, os analistas do Banco Santander estimam um aumento m\u00e9dio de 5,9% nas contas de luz, no cen\u00e1rio base, considerando o acionamento da bandeira vermelha patamar 1 ao longo de 2018, que levaria ao equacionamento do passivo na CVA.<\/p>\n

]Para a equipe, em seu cen\u00e1rio mais otimista, a bandeira amarela seria acionada em meados de 2018, o que poderia contribuir para um reajuste de apenas 1,9% das tarifas, sempre levando em conta que n\u00e3o haveria passivos a serem cobertos nos reajustes anuais. Neste cen\u00e1rio, o banco prev\u00ea que os reajustes devem ser mais baixos nas distribuidoras com reajuste no primeiro semestre e mais elevados para as concession\u00e1rias que t\u00eam anivers\u00e1rio de contrato na segunda metade do ano.<\/p>\n

Para a equipe de an\u00e1lise, o acionamento da bandeira verde em janeiro antecipa o movimento de menor press\u00e3o tarif\u00e1ria j\u00e1 esperado por conta da melhora da hidrologia, provocando um impacto positivo para o consumidor. Embora considerem que o cen\u00e1rio mais prov\u00e1vel ainda \u00e9 de bandeira amarela para 2018, os profissionais do banco passaram a trabalhar com a probabilidade de que a bandeira verde seguir\u00e1 v\u00e1lida por mais alguns meses. Al\u00e9m do custo com o d\u00e9ficit hidrol\u00f3gico, os especialistas tamb\u00e9m citam os encargos setoriais como fator de press\u00e3o nas tarifas de energia. No final de dezembro, a Aneel anunciou um aumento de 22,88% na Conta de Desenvolvimento Energ\u00e9tico (CDE), o que corresponde a um impacto m\u00e9dio nas tarifas de 2,14%, com diferen\u00e7as no peso da cobran\u00e7a por regi\u00f5es. Nas regi\u00f5es Sul, Sudeste e Centro-Oeste, o impacto ser\u00e1 de 2,72%, e no Norte e Nordeste, de 0,77%, segundo c\u00e1lculos da pr\u00f3pria ag\u00eancia.<\/p>\n

Mas a TR Solu\u00e7\u00f5es calcula que o impacto m\u00e9dio deve ser maior, de 3,7% nas tarifas, chegando a 4,5% para consumidores das regi\u00f5es Sul e Sudeste-Centro Oeste. A consultoria explica que sua estimativa \u00e9 superior \u00e0 divulgada pela Aneel porque a an\u00e1lise considera tamb\u00e9m o componente financeiro do aumento no encargo, n\u00e3o apenas o econ\u00f4mico.\u00a0A TR lembra que haver\u00e1 o impacto da retirada de componente financeiro negativo nas contas da CDE, referente a um desconto dado da ordem de R$ 10,00 por MWh, por conta de uma cobran\u00e7a a maior, e que fica em vigor at\u00e9 o evento tarif\u00e1rio de cada concession\u00e1ria em 2018.<\/p>\n<\/div>\n<\/div>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

por Luciana Collet | Estad\u00e3o Conte\u00fado A falta de chuvas de 2017 vai pesar no bolso dos consumidores em 2018. Ap\u00f3s um ano com um volume de aflu\u00eancias abaixo da m\u00e9dia, que levou a um elevado consumo de energia a partir de usinas t\u00e9rmicas, mais caras, a tarifa de luz deve subir em um ritmo maior neste ano. E isso mesmo considerando que o atual per\u00edodo chuvoso, iniciado em novembro, tem se mostrado mais favor\u00e1vel. As proje\u00e7\u00f5es variam, mas os reajustes das tarifas de energia devem superar os 10%, em m\u00e9dia. Uma parcela significativa desse reajuste vem do aumento do custo da energia, pressionado pelo d\u00e9ficit hidrol\u00f3gico (GSF), estimam especialistas. 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Ap\u00f3s um ano com um volume de aflu\u00eancias abaixo da m\u00e9dia, que levou a um elevado consumo de energia a partir de usinas t\u00e9rmicas, mais caras, a tarifa de luz deve subir em um ritmo maior neste ano. E isso mesmo considerando que o atual per\u00edodo chuvoso, iniciado em novembro, tem se mostrado mais favor\u00e1vel. As proje\u00e7\u00f5es variam, mas os reajustes das tarifas de energia devem superar os 10%, em m\u00e9dia. Uma parcela significativa desse reajuste vem do aumento do custo da energia, pressionado pelo d\u00e9ficit hidrol\u00f3gico (GSF), estimam especialistas. 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