O sobrecusto da energia, impulsionado por decisões operacionais do setor elétrico, supera agora o impacto da CDE nas tarifas, revelando um fardo financeiro significativo para o consumidor.
A discussão sobre as tarifas de energia no Brasil frequentemente aponta a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) como a principal vilã. Embora a CDE realmente influencie os reajustes, como visto em abril deste ano com um impacto médio de 3,1% devido à expansão de subsídios, há um componente menos visível, mas igualmente poderoso, que agora domina a pauta.
Um novo cenário se desenha: o sobrecusto da energia, refletido na CVA (Conta de Variação da Parcela A) incorporada às tarifas, apresenta um impacto médio ainda maior, atingindo 3,5%. Isso significa que o custo adicional da energia, para além do que foi inicialmente previsto, pesa mais no bolso do consumidor de energia do que a própria CDE, um fato crucial para quem busca entender a dinâmica do setor elétrico.
Decifrando o Custo Oculto da Energia
Este expressivo sobrecusto da energia não surge por acaso. Ele é, em grande parte, uma consequência direta de um custo real de aquisição de energia que se mostra consistentemente superior ao valor estipulado nos cálculos tarifários. A raiz desse problema está no comportamento do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), um indicador fundamental para o mercado de energia. Variações no PLD têm o poder de reverberar por toda a estrutura de custos, impactando diretamente o consumidor.
O Impacto da Calibração do PLD
Quando o modelo operativo do sistema é calibrado com maior aversão ao risco – como exemplificado pelos parâmetros α = 15% e λ = 40% – ele tende a antecipar o despacho de geração térmica. Essa decisão eleva o CMO (Custo Marginal de Operação) e, consequentemente, pressiona o PLD para cima. Embora o objetivo declarado seja garantir a segurança energética, o resultado prático é a disseminação de custos adicionais por diversas componentes da tarifa. Um PLD artificialmente mais alto se infiltra em rubricas como a repactuação do risco hidrológico (GSF), os custos da energia de Itaipu (cujo risco hidrológico é arcado pelos consumidores), contratos por disponibilidade, e até mesmo a energia de reserva. Em essência, a elevação do PLD não se restringe a um único item, mas se torna um custo sistêmico que afeta toda a compra de energia.
A Perspectiva do Consumidor e Alternativas
A calibração do modelo, expressa pelos parâmetros α e λ, transcende o debate técnico e se torna uma preocupação direta para o consumidor. Estudos de calibração oficiais já indicaram que a adoção de um par como (15,30) poderia gerar uma redução tarifária de 0,98 ponto percentual, mesmo em cenários críticos. Uma nota técnica da consultoria Volt Robotics, solicitada pela Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia Elétrica), reforça essa perspectiva, apontando:
“os dados oficiais convergem para o (15,30): aderência de 98,8% à CRef (Curva Referencial de Armazenamento), economia de R$ 5,4 bilhões em geração térmica e redução tarifária direta de 0,98% frente ao par vigente.”
A experiência tarifária recente sugere que o impacto pode ser ainda mais pronunciado. O sobrecusto da energia de 3,5% nos reajustes analisados sinaliza que o custo real da energia superou drasticamente as projeções iniciais. Isso ocorre porque as tarifas são calculadas com base em uma expectativa de PLD mais baixo, mas a operação real do sistema resulta em um PLD muito mais elevado, e essa diferença é posteriormente repassada aos consumidores via CVA. Esse descompasso é crítico, pois um PLD mais alto, resultante de um ambiente de instabilidade nos modelos e de uma calibração excessivamente conservadora, força o despacho de térmicas de forma mais intensa, elevando os custos reais e culminando nos reajustes tarifários.
A narrativa de que a pressão tarifária é majoritariamente causada pelos subsídios energéticos da CDE precisa ser revisada. Embora a CDE seja um fator relevante, o sobrecusto da energia se consolidou como uma força tarifária de primeira ordem, intrinsecamente ligada à calibração do CVaR (Conditional Value at Risk) no modelo operativo.
A escolha do par (15,40) visa a maior segurança através do despacho antecipado de geração térmica. Contudo, em momentos de conforto hidrológico, essa antecipação se traduz em um custo desnecessário – estimados R$ 5,4 bilhões adicionais além dos R$ 51 bilhões já previstos para o par (15,30) em geração térmica. Esse excesso eleva o PLD, contamina diversas componentes da tarifa e, no fim das contas, é o consumidor quem arca com essa conta. A questão não é sacrificar a segurança, que é inegociável, mas sim questionar o custo dessa segurança adicional e se ela oferece um benefício proporcional, especialmente quando há abundância de água nos reservatórios. Um modelo superconservador, nesses casos, resulta em arrependimento econômico, encarecendo o PLD e transferindo custos desnecessários. O verdadeiro desafio para a sustentabilidade energética reside em otimizar a calibração do sistema, garantindo a segurança energética sem sobrecarregar o consumidor com custos evitáveis, promovendo um setor elétrico mais justo e eficiente.
