Mecanismo de amortecimento pleiteado pela Âmbar contém impacto tarifário no Norte; na baixa tensão, alta foi limitada a 3,79%
A diretoria colegiada da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) homologou, em reunião pública ordinária realizada nesta terça-feira (19), o Reajuste Tarifário Anual de 2026 da Amazonas Energia. O índice médio a ser percebido pelos consumidores da concessão nortista foi fixado em 6,58%, com vigência a partir do dia 26 de maio. O resultado final representa um recuo expressivo frente ao cálculo original elaborado pela área técnica do regulador, que apontava para uma variação severa de 23,15% devido aos custos crônicos de operação nos sistemas isolados e à forte pressão dos encargos de contratação de energia.
O forte amortecimento na curva inflacionária da tarifa foi viabilizado por meio da antecipação regulatória de R$ 735 milhões provenientes da repactuação do Uso do Bem Público (UBP), encargo financeiro pago por concessionárias de geração hidrelétrica ao poder concedente a título de outorga. O direcionamento desses recursos extraordinários ao fluxo contábil da distribuidora atendeu a um pleito formal apresentado pela Âmbar Energia Amazonas, grupo que controla os ativos de geração estruturais para o suprimento do estado.
Engenharia financeira blinda os consumidores de baixa tensão
A modelagem contábil desenhada pelo regulador concentrou o uso do colchão de liquidez do UBP nas classes de consumo conectadas em baixa tensão, grupo que abrange os consumidores residenciais, rurais e o comércio de pequeno porte. Com a alocação direcionada dos R$ 735 milhões na Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A (CVA), o reajuste para esse segmento específico foi mitigado para 3,79%, blindando o orçamento dos consumidores locais de um choque tarifário de dois dígitos.
A validação desse índice ocorreu imediatamente após a diretoria ratificar os critérios de rateio da repactuação global do UBP, estimada em cerca de R$ 5,5 bilhões para todo o setor. O modelo de governança estabelecido fixa um patamar referencial de 4,5% para reajustes de tarifas nas áreas de influência da Superintendência do Desenvolvimento da Amazônia (Sudam) e da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (Sudene), buscando aplicar o princípio da modicidade tarifária em concessões com complexidades socioeconômicas estruturais.
Volatilidade da Parcela A e os reflexos para os ciclos futuros
O desenho do rateio por equilíbrio regional indica que, diante do atual cenário de fechamento de custos das distribuidoras, os processos tarifários individuais podem apresentar descolamentos residuais em relação à meta macro de 4,5%. A volatilidade dos itens da Parcela A (custos não gerenciáveis, como a compra de energia de usinas térmicas locais e encargos de transmissão) explica por que a Amazonas Energia fechou seu índice médio ligeiramente acima da referência, em 6,58%.
O diretor Gentil Nogueira, cuja tese balizou as diretrizes de distribuição desse fundo setorial, ressaltou o caráter orientador do teto estipulado: “O porcentual de 4,5% deve ser compreendido como um parâmetro norteador para os processos em curso. É natural que, diante das especificidades de custo de cada concessão, os reajustes homologados neste momento não coincidam exatamente com esse valor de referência. Contudo, qualquer eventual diferença ou passivo decorrente desse teto será devidamente contabilizado e neutralizado nos ciclos tarifários subsequentes, previstos para 2027.”
Os desdobramentos operacionais e o passivo remanescente dessa equalização tarifária demandarão monitoramento rigoroso por parte de agentes do mercado e analistas financeiros nos próximos anos. Embora a antecipação do UBP resolva a pressão inflacionária imediata na região Norte, o adiamento de repasses para os ciclos de 2027 recoloca em debate a sustentabilidade dos diferimentos regulatórios como instrumento de política pública para gerenciar choques tarifários na distribuição de energia.
