Diferença de US$ 415 milhões entre custo real e tarifa praticada preocupa especialistas; acordo entre Brasil e Paraguai traz desafios para sustentabilidade financeira da usina
A tarifa de repasse de potência da usina hidrelétrica de Itaipu Binacional para 2025 pode enfrentar um déficit de aproximadamente US$ 415 milhões (cerca de R$ 2,5 bilhões), segundo estudo da TR Soluções, empresa especializada em tarifas de energia. A lacuna surge da diferença entre o valor aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para o primeiro trimestre de 2025 e os custos efetivos de operação da usina.
O valor provisório estabelecido pela Aneel para a tarifa de repasse em 2025 é de USD 17,66/kW, em cumprimento ao acordo firmado entre Brasil e Paraguai. No entanto, os cálculos indicam que, para cobrir todos os custos de Itaipu, seria necessário um valor de USD 21,29/kW, gerando uma diferença de USD 3,63/kW. Essa diferença, ao ser multiplicada pela potência contratada pelo Brasil, resulta no déficit de US$ 415 milhões.
Principais componentes da tarifa
A tarifa de Itaipu é composta por três elementos principais:
- CUSE (Custo Unitário do Serviço de Eletricidade): Representa os custos operacionais e de capital da usina. Para 2025, o valor acordado no CUSE subiu para USD 19,28/kW, frente a USD 16,71/kW em 2024.
- Cessão: Refere-se à energia não consumida pelo Paraguai e adquirida pelo Brasil. Em 2025, a Aneel estima um aumento desse componente, de USD 0,95/kW em 2024 para USD 1,51/kW.
- Saldo da Conta de Comercialização: Considera a diferença entre a energia gerada e a tarifa estimada. Para 2025, há um déficit projetado de USD 333 milhões, o que eleva a tarifa em USD 0,50/kW.
Impactos do déficit
O déficit de US$ 415 milhões se torna ainda mais preocupante porque, conforme a TR Soluções, não há previsão orçamentária para cerca de USD 120 milhões desse montante. A ENBPar, estatal que gerencia a participação brasileira em Itaipu, informou que apenas parte da diferença, equivalente a USD 294 milhões, está coberta.
“O estudo da TR Soluções mostra que há uma parcela significativa sem previsão de cobertura orçamentária. Esse é um dos motivos que levou a Aneel a aprovar a tarifa provisória apenas para o primeiro trimestre de 2025”, explicou Helder Sousa, diretor de Regulação da TR Soluções.
Além disso, a diferença entre o custo real e a tarifa acordada pode gerar reflexos diretos nas contas de energia dos consumidores. A ausência de cobertura total do déficit levanta preocupações sobre como essa diferença será absorvida e quais serão os impactos para os brasileiros.
Modicidade tarifária ameaçada
Conforme o Decreto nº 11.027/2022 do Ministério de Minas e Energia (MME), saldos superavitários da tarifa de Itaipu são revertidos em bônus para consumidores residenciais e rurais com consumo inferior a 350 kWh/mês, promovendo descontos na conta de luz. No entanto, em cenários de déficit, como o previsto para 2025, esses consumidores podem perder o benefício e, em alguns casos, sofrer reajustes tarifários.
A homologação provisória pela Aneel para os três primeiros meses do próximo ano sugere que ainda há incertezas em relação à sustentabilidade financeira do acordo entre Brasil e Paraguai.
Um desafio binacional
Itaipu Binacional, um símbolo da cooperação entre os dois países, enfrenta agora um de seus maiores desafios desde sua inauguração. Com custos crescentes e a necessidade de manter tarifas acessíveis, o equilíbrio financeiro da operação se tornou uma questão delicada.
O Brasil e o Paraguai terão que buscar soluções rápidas para mitigar os impactos do déficit. Caso contrário, o cenário pode comprometer tanto a operação da usina quanto a modicidade tarifária prometida aos consumidores.
A previsão é de que novas definições sejam anunciadas antes do término do primeiro trimestre de 2025, quando a tarifa provisória aprovada pela Aneel perderá sua validade.
