A tarifa é um dos itens que mais suscita debates sobre a questão energética no Brasil. Isto porque a fórmula de reajuste, montada inicialmente para atrair as concessionárias nos processos de privatização, acabou gerando uma “armadilha perigosa à estabilidade dos preços”.
De acordo com Ganim (2009), as tarifas são estabelecidas no momento da assinatura do contrato de concessão e permanecem constantes (em termos reais) com base em indexador
previsto nos contratos por um período de tempo previamente determinado, em geral quatro anos. Ao final desse período se procede à revisão tarifária. Esse intervalo no qual as tarifas permanecem fixas proporciona à concessionária a oportunidade para aumentar seus benefícios mediante redução de custos e ganhos de eficiência. A Figura 2.1 ilustra como ocorrem os ganhos de eficiência.
Figura 2.1 – Regime de Regulação por Incentivos Fonte: Nota Técnica n. 343/2008-SER/ANEEL.
Na Figura 2.1, a área em azul representa os ganhos de eficiência, entre dois períodos de revisão tarifária. A Parcela A representa os custos em que a distribuidora tem pouca ou nenhuma gestão. São custos relacionados à compra de energia elétrica para atendimento de seu mercado, o valor da transmissão dessa energia até a área da distribuidora e os encargos setoriais.
A Parcela B representa os custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora. São custos próprios da atividade de distribuição que estão sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela empresa. Os itens de Parcela B são, basicamente, os custos operacionais das distribuidoras e os custos relacionados aos investimentos por ela realizados, além da quota de depreciação de seus ativos e a remuneração regulatória, valores que são fixados pela Aneel na época da revisão tarifária.
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Os custos com a atividade de distribuição são corrigidos pelo Índice Geral de Preços ao Mercado (IGP-M), da Fundação Getúlio Vargas, deduzido o Fator X. O objetivo do Fator X é estimar ganhos de produtividade da atividade de distribuição e capturá-los em favor da modicidade tarifária em cada reajuste (Aneel, 2015).
Percebe-se, desse modo, que as concessionárias são incentivadas a reduzirem seus custos e se tornarem mais eficientes, para obter maior retorno financeiro de suas atividades.
Basicamente, há três mecanismos de definição do valor da tarifa previstos pelo órgão regulador: Reajuste Tarifário Anual, Revisão Tarifária Periódica e Revisão Tarifária Extraordinária.
O Reajuste Tarifário Anual é um dos mecanismos de atualização do valor da energia paga pelo consumidor, aplicado anualmente, de acordo com fórmula prevista no contrato de concessão. Seu objetivo é restabelecer o poder de compra da concessionária.
A Revisão Tarifária Periódica também é um dos mecanismos de definição do valor da energia paga pelo consumidor, sendo realizada a cada quatro anos, em média, de acordo com o contrato de concessão assinado entre as empresas e o poder concedente. Na revisão periódica são redefinidos o nível eficiente dos custos operacionais e a remuneração dos investimentos da Parcela B.
A Aneel, além dos reajustes anuais e das revisões periódicas, também pode realizar a Revisão Tarifária Extraordinária a qualquer momento, a pedido da distribuidora, quando algum evento provocar significativo desequilíbrio econômico-financeiro. Também pode ser solicitada em casos de criação, alteração ou extinção de tributos ou encargos legais, após a assinatura dos contratos de concessão, e desde que o impacto sobre as atividades das empresas seja devidamente comprovado.
Os custos regulatórios, definidos pela Aneel e aplicado nos processos de revisão tarifária, podem ser maiores ou menores do que os custos reais praticados pela distribuidora. Trata-se da regulação por incentivos, onde os custos regulatórios, ou seja, o considerado razoável dado certo nível de eficiência, são aplicadas às revisões tarifárias. Geralmente é aplicado um método de benchmarking, que utiliza métodos de comparação entre as próprias distribuidoras ou outras referências, tal como internacionais (Aneel, 2015).
Vale lembrar que até 2014 as revisões tarifárias eram delimitadas temporalmente por ciclos, nos quais havia uniformidade de regras. O primeiro ciclo de revisões tarifárias periódicas
aconteceu entre 2003 e 2006, o segundo entre 2007 e 2010 e o terceiro entre 2011 e 2014. O novo ciclo de revisões tarifárias iniciou-se em 2015.
Cumpre ressalvar que a Resolução Normativa nº 547, de 16 de abril de 2013, estabeleceu os procedimentos comerciais para aplicação do sistema de bandeiras tarifárias a partir de 2015. O sistema de bandeiras sinaliza aos consumidores os custos reais da geração de energia elétrica, através de um sistema de cores, a saber:
• Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo;
• Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,015 para cada quilowatt-hora (kWh) consumidos;
• Bandeira vermelha - Patamar 1: condições mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,030 para cada quilowatt-hora kWh consumido.
• Bandeira vermelha - Patamar 2: condições ainda mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,045 para cada quilowatt-hora kWh consumido.
Por outro lado, as tarifas cobrem a maior parte da conta de energia dos consumidores e dão cobertura para os custos envolvidos na geração, transmissão e distribuição da energia elétrica, além dos encargos setoriais (Aneel, 2015). Quando o reajuste tarifário é feito, os custos da distribuidora são estimados considerando um cenário favorável de geração (bandeira verde). Se os custos de geração forem maiores e for necessário acionar as bandeiras amarela ou vermelha, o consumidor paga as variações do custo de geração por meio das bandeiras aplicadas. Esses custos, portanto, não se confundem com os custos gerenciáveis pelas distribuidoras.
2.4 Efeitos da adoção das normas internacionais de contabilidade e a necessidade da