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

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.

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.

 Segundo o presidente da Fiesc, Mario Cezar de Aguiar, 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 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.

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%).

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.