Energia elétrica paga pela indústria está entre as mais caras do mundo

Florianópolis, 4.9.2018 –A tarifa média de energia elétrica paga pela indústria brasileira é 127,3% superior à paga pelo setor nos Estados Unidos, 94,9% maior que a do Canadá e 9% acima da Alemanha, mostra estudo da Federação das Indústrias de Santa Catarina (FIESC), apresentado nesta terça-feira (4), durante reunião da Câmara de Assuntos de Energia da entidade, que foi transmitida por videoconferência para Chapecó. Encargos e outros componentes imputados ao setor elétrico contribuem significativamente para o custo elevado da tarifa brasileira. A tarifa média industrial do Brasil acumula uma variação de 85,8% no período 2008 a 2017, patamar acima da inflação registrada pelo índice IPCA-IBGE, que foi de 71,5%. No encontro, o presidente da entidade, Mario Cezar de Aguiar, entregou o estudo para o presidente da Celesc, Cleverson Siewert. Veja aqui a íntegra do estudo. 

Um dos encargos que mais pesa na tarifa é a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo que financia projetos como o de universalização dos serviços de energia elétrica e subvenção aos consumidores de baixa renda, programas como o Luz para Todos e o pagamento de indenizações a empresas e compra de parte do combustível usado pelas termoelétricas. Os estados do Sul, do Sudeste e do Centro-Oeste pagam 4,5 vezes mais CDE  que as regiões Norte e Nordeste. O trabalho comparou o custo da chamada CDE de USO (que paga subsídios como a geração incentivada) estabelecida para a Celesc para o ciclo tarifário 2018, calculado em R$ 882,3 milhões por ano, com a distribuidora Coelba, da Bahia, estabelecido em R$ 168,1 milhões por ano. “É uma diferença de R$ 714,2 milhões por ano que reflete uma discrepância regional de 424,9% no componente da tarifa. Não há uma justificativa técnica para manutenção desse subsídio. Os consumidores não podem ser discriminados por região, pois o sistema elétrico nacional é interligado. Há espaço para nossos representantes no Congresso Nacional atuarem na legislação do setor elétrico para reduzir os encargos e demais componentes. Só assim alcançaremos a modicidade tarifária”, avalia o presidente da FIESC, Mario Cezar de Aguiar.

O trabalho destaca ainda que além da CDE, há outros componentes tarifários que impactam nos custos do setor elétrico e são repassados aos consumidores. Entre eles estão: as cotas e encargos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas (Proinfa); Encargos Serviços de Sistema (ESS) e Energia de Reserva (EER); cotas da lei 12.783/2013, que definiu os critérios e condições para a prorrogação das concessões de geração hidrelétrica (as novas tarifas para 2018 registraram variação de 63,6%); cotas de energia de Angra I e Angra II, que são rateadas entre todas as distribuidoras que integram o Sistema Interligado Nacional e que em 2018 tiveram alta de 7,4%, além das cotas de energia de Itaipu, que aumentaram 22,3% neste ano puxadas pela alta do dólar.

“É um trabalho que já fazemos há alguns anos e estamos atualizando. O estudo faz uma análise detalhada da composição da tarifa para termos condições de contribuir perante os parlamentares e entidades de regulação como a Aneel no sentido de se conseguir corrigir distorções e sempre em busca da modicidade tarifária”, disse o presidente da Câmara, Otmar Muller, lembrando que o levantamento da Federação já leva em conta a revisão tarifária de agosto. 

A Celesc Distribuição ocupa a 10ª posição no ranking de tarifas médias para a indústria dentre as 40 principais distribuidoras selecionadas para o estudo com base em dados de 2017. O preço final da energia elétrica industrial da concessionária catarinense com impostos cobrados no ambiente de contratação regulado (ACR) corresponde à R$ 596,63/MWh, valor 9,9% superior à tarifa média brasileira de R$ 543,12/MWh. Os impostos referentes à PIS/COFINS/ICMS computados na tarifa industrial da Celesc em 2017 correspondem a 42,3%, patamar superior ao percentual de impostos embutidos na tarifa média industrial nacional que corresponde a 36,8%.

Na maioria dos países avaliados pelo estudo, a carga de impostos sobre a energia elétrica para consumo industrial é muito baixa ou nula, como na Hungria (10%), Polônia (7%), Espanha (5%), Estados Unidos (5%), Turquia (4%), Reino Unido (4%), Japão (2%), Nova Zelândia (0%), Irlanda (0%) e Noruega (0%).

Reajuste de agosto: Em 22 de agosto entrou em vigor reajuste de 15,05% no preço da energia elétrica para a indústria catarinense. O percentual é superior ao índice de inflação de 4,48%, apurado pelo IPCA-IBGE nos últimos 12 meses. O expressivo aumento na tarifa foi provocado principalmente pela variação de 8,49% registrada na chamada Parcela A, gerenciada pela Aneel, que corresponde à soma dos componentes tarifários como encargos setoriais, custos de transmissão, custos de aquisição de energia e receitas irrecuperáveis. O estudo ressalta que os custos relacionados à Parcela B, gerenciados pela Celesc, aumentaram 1,86%, representando uma variação inferior ao índice de inflação IPCA-IBGE de 4,48% acumulada nos últimos 12 meses. Os custos de distribuição da Celesc participam com apenas 0,37% na composição do reajuste de 13,86%, que foi o valor médio do reajuste para os consumidores industriais, comerciais e residenciais.

O presidente da Celesc, Cleverson Siewert, afirmou que o mercado de energia é complexo e dinâmico, com muitos desafios. “A revisão tarifária acontece anualmente visando o equilíbrio econômico financeiro do contrato de concessão como qualquer outro tipo de contrato que tem seus custos reavaliados”, explicou, lembrando que o reajuste é definido pela Aneel com base em uma série de indicadores de custo das distribuidoras. Ele salientou ainda que a parcela A, que engloba os custos não gerenciados pela distribuidora, representou 97% do reajuste. “Ou seja, eu simplesmente arrecado e repasso para as empresas que compõem o sistema. E aqui estou falando de geração, transmissão, impostos e encargos. Eu não gerencio isso”, disse. A Celesc apresenta um dos menores custos unitários (R$/MWh) na Parcela B e também o menor índice de perdas não técnicas entre as distribuidoras brasileiras, fatos que contribuem para o crescimento de seus custos abaixo da inflação.

Mercado livre: O estudo mostra ainda que de 2008 a 2017 houve migração de consumidores industriais do mercado cativo regulado para o mercado livre de energia elétrica, principalmente a partir de 2015, quando foi registrado expressivo aumento nas tarifas médias do mercado cativo para fornecimentos à indústria. De 2008 a 2017, a Copel, do Paraná, teve redução de 51,9% no fornecimento à indústria, a Celesc, de 52,6%, e a Cemig, de Minas Gerais, de 53,3%.

Mercado de gás: Na reunião, o gerente-geral de comercialização de gás natural e GNL da Petrobras, Álvaro Ferreira Tupiassú, destacou que o contrato de gás com a Bolívia acaba em dezembro de 2019 (o Gasbol, que atende SC). “Mas, na verdade, ele não é um contrato de prazo e sim de volume de energia. Então, o contrato vai se estendendo até que o volume de gás contratado seja inteiramente retirado. Por parte da YPFB, estatal petrolífera da Bolívia, há o compromisso de entrega e por parte da Petrobras o compromisso de compra”, disse. Segundo ele, com o saldo que ainda existe, o contrato se estenderia até 2022 ou 2023 numa situação normal. “No entanto, hoje a YPFB não tem conseguido honrar com cem por centro das entregas. O contrato nos dá o direito de programar até 30 milhões de metros cúbicos de gás na fronteira, mas está passando 23 milhões de metros cúbicos. É uma falha recorrente que se iniciou no ano passado e nesse ano se intensificou e se estruturou. Achamos que isso vai permanecer ou piorar porque não foram realizados os investimentos no ritmo necessário em relação à exploração e produção na Bolívia”, explicou. Apesar dessa situação, Álvaro ressaltou que a Petrobras tem cumprido cem por cento do contrato com seus clientes brasileiros e não tem sinalização de renegociar redução de volumes do insumo.

Ainda na reunião, o diretor técnico comercial da SCGás, Rafael Longo, destacou que cinco concessionárias de distribuição de gás natural canalizado que atuam nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, entre elas a SCGás, lançaram chamada pública para a compra de gás natural. A decisão pela aquisição conjunta foi tomada após estudos promovidos por consultoria contratada pela Mitsui Gás e Energia do Brasil indicarem que a iniciativa seria favorável ao mercado, levando em conta o fato de que todas as distribuidoras são atendidas pelo Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol).