Geraldo Campos Jr. e Marisa Wanzeller, da Agência iNFRA
Após a ideia de uma MP (Medida Provisória) para oferecer empréstimo às distribuidoras de energia subir no telhado, as empresas localizadas nas regiões Sudeste, Sul e Centro-Oeste veem os diferimentos tarifários como saída para amenizar os reajustes na conta de luz em 2026, disseram interlocutores à Agência iNFRA. As concessionárias estavam em compasso de espera por uma solução do governo, diante das perspectivas de altas expressivas neste ano. Algumas chegaram a pleitear o adiamento de processos de reajuste na ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica).
Esses processos agora voltam à pauta da reguladora, com previsão para deliberação nesta quarta-feira (22). Com o arrefecimento da articulação pela MP do empréstimo e a falta de expectativa no segmento de distribuição por outra medida do governo, empresas têm visto o diferimento como a única possibilidade para atenuar altas mais significativas. O problema, na avaliação de fontes, é que o instrumento é limitado, conforme as regras da ANEEL, e ainda assim pode fazer persistir o cenário de reajustes na casa de dois dígitos.
Uma das dificuldades apontadas é que há um limite regulatório do que pode ser abatido em um diferimento, que considera, dentre outros pontos, o quanto é possível alocar no processo tarifário do ano seguinte. Assim, é possível ter uma redução nos índices, mas na maioria dos casos o instrumento ainda não permitiria abatimentos tão significativos.
Outro fator elencado por fontes do setor de distribuição é o fato de que o diferimento pode não ser a melhor alternativa para todas as empresas, uma vez que depende da musculatura financeira de cada uma. Isso porque há um custo em abrir mão de um recurso neste ano e só receber no próximo, que acaba sendo coberto por aportes de acionistas ou captação no mercado, com taxas que acabam sendo mais elevadas que a correção pela inflação do valor diferido. Ou seja, trata-se de uma opção que pode acabar trazendo certo prejuízo para algumas concessionárias, explica um analista.
O caso Copel
Um exemplo mais evidente desse cenário é o da Copel, distribuidora que atua no estado do Paraná, cuja revisão tarifária periódica tinha um reajuste médio estimado em 26%. A fim de aliviar a tarifa, a empresa solicitou à ANEEL o diferimento máximo permitido, informou em nota. Neste caso, o valor seria de R$ 1,1 bilhão, o que alterou a projeção de alta para 19,2% – uma redução de aproximadamente seis pontos percentuais, conforme nota técnica da reguladora. O caso está em consulta pública.
A distribuidora aponta que a maior parte do valor da tarifa segue para custeio da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético), que banca os subsídios do setor. “Na prática, de cada R$ 10 pagos pelo consumidor na conta de luz, cerca de R$ 2 correspondem a essa parcela que efetivamente remunera a Copel”, destaca a empresa. “É com esse percentual que a companhia realiza investimentos permanentes na operação, na manutenção e na expansão das redes de energia no Paraná.”
Outro caso de distribuidora que pediu diferimento, mas ainda continuaria com o reajuste na casa dos dois dígitos, é o da CPFL Paulista, que tem processo pautado na ANEEL para esta terça. A empresa solicitou para ser diferido o valor de R$ 812 milhões, o que levou seu reajuste médio de 18,03% para 12,13%, conforme voto já disponibilizado pela relatora, diretora Agnes Costa.
Recursos do UBP
Enquanto as distribuidoras da região Centro-Sul ficaram sem nenhuma medida legal para abatimento de tarifas, no caso das concessionárias localizadas nos estados englobados pela Sudam (Superintendência do Desenvolvimento da Amazônia) e Sudene (Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste) há uma carta na manga: a repactuação do UBP (Uso do Bem Público) – royalty pago pelas hidrelétricas.
Embora a forma de rateio ainda não tenha sido definida pela ANEEL, várias empresas já estão pedindo antecipação dos valores para diminuir suas tarifas, uma vez que a expectativa é que o recurso seja repassado para as distribuidoras em julho. Com o adiantamento, eventuais ajustes de diferença do saldo tendem a ficar para os processos tarifários de 2027. No entanto, fontes avaliam que mesmo sem o modelo de divisão aprovado, o valor a ser efetivamente recebido deve variar pouco dos pedidos de antecipação.
Isso porque até o momento, as principais geradoras já teriam sinalizado adesão à repactuação, o que deve permitir uma arrecadação mínima de pelo menos R$ 5 bilhões, segundo cálculos de interlocutores. As hidrelétricas têm até o fim de abril para aderir ao mecanismo. Na última quinta-feira (16), por exemplo, a Engie divulgou Fato Relevante ao mercado informando que irá repactuar R$ 2,4 bilhões, referentes às usinas Cana Brava e Ponte de Pedra.
Processos na pauta
Nove processos tarifários, entre reajustes anuais e revisões periódicas, entraram na pauta da reunião pública da diretoria da ANEEL desta quarta-feira (22). Abaixo, a lista das empresas com os percentuais de alta previstos nos votos já disponibilizados:
- Neoenergia Coelba: reajuste estimado em 5,18%, com R$ 1,1 bilhão de adiantamento do UBP; sem o mecanismo, ficaria em 12,43%;
- Enel CE: alta média de 5,78%, com diferimento positivo decorrente do reajuste de 2025;
- Energisa Sergipe: estimado em 6,86%, com R$ 135,2 milhões de antecipação do UBP; sem o mecanismo, ficaria em 13,66%;
- Neoenergia Cosern: reajuste médio de 5,40%, com R$ 181,2 milhões de antecipação do UBP; sem o mecanismo, ficaria em 10,28%;
- Energisa MT: estimado em 6,86%, com R$ 416 milhões de antecipação do UBP; sem o mecanismo, ficaria em 11,76%;
- CPFL Paulista: estimado em 12,13%, com diferimento de R$ 812 milhões; sem o mecanismo, ficaria em 17,13%;
- Energisa Sul-Sudeste: estimado em 7,23%;
- Energisa MS: estimado em 12,11%; e
- CPFL Santa Cruz, estimado em 15,12%.
