Na sessão plenária dessa quarta-feira (3/9), o Tribunal de Contas da União (TCU) analisou processo sobre a sustentabilidade econômico-financeira das concessões de distribuição de energia elétrica e as medidas adotadas pelos órgãos responsáveis diante dos problemas identificados. O trabalho foi motivado pelo agravamento da situação de distribuidoras, em estados como Rio de Janeiro e Amazonas.
Nessas regiões, alguns fatores colocam em risco a continuidade do serviço e a cobrança de tarifas justas. O TCU aponta como principais aspectos as perdas não técnicas, inadimplência, Áreas de Severa Restrição Operativa (ASRO), expansão da micro e minigeração distribuída, abertura do mercado livre e necessidade de investimentos em modernização das redes.
A fiscalização também leva em consideração o vencimento de 19 concessões entre 2025 e 2031, o que reforça a importância da previsibilidade regulatória para a viabilidade dos contratos. Em 2024, as distribuidoras arrecadaram cerca de R$ 265 bilhões em tarifas.
A auditoria avaliou os riscos comerciais e constatou insuficiência da atuação estatal no enfrentamento das perdas não técnicas e da inadimplência. Em 2023, as perdas totais representaram cerca de 14,1% da energia injetada no sistema elétrico brasileiro, distribuídas em 7,4% de perdas técnicas e 6,7% de perdas não técnicas.
Considerando apenas as perdas não técnicas (PNT), os valores não reconhecidos na tarifa pelas distribuidoras no país chegaram a aproximadamente R$ 1,303 bilhão. Entre os casos de maior impacto, a auditoria destaca a Light Sesa (R$ 874,5 milhões em PNT), a Amazonas Energia (R$ 646,1 milhões) e a Enel RJ (R$ 218,8 milhões).
Durante a sessão plenária, o ministro-relator do processo, Benjamin Zymler, destacou os desafios para as distribuidoras em algumas regiões do país, em especial no Rio de Janeiro e no Amazonas.”As perdas não técnicas se diferem das perdas técnicas, que são as derivadas do aquecimento das linhas. Já as perdas não técnicas são os furtos que estão associados geralmente a áreas de difícil acesso, com severas restrições operativas. Eu tive a oportunidade de sobrevoar o Rio de Janeiro e verificar que cerca de 50% está ocupado pela milícia, pelo narcotráfico, com severas restrições para o acesso dos servidores para realizar manutenção”, explicou o relator.
Zymler também ressaltou que a inadimplência, mesmo diante da tarifa social, é consequência direta desse contexto e contribui para o desequilíbrio do setor.
O TCU também verificou os riscos de mercado, relacionados à expansão Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) e à migração de consumidores para o mercado livre (ACL). De acordo com a análise, esses fatores reduzem o mercado cativo das distribuidoras e aumentam o risco de sobrecontratação de energia, ou seja, a necessidade de contratar volumes superiores ao consumo efetivo. A auditoria apontou que o modelo regulatório atual não prevê instrumentos eficientes para compensar esses efeitos, o que compromete a sustentabilidade econômico-financeira das concessões.
Por fim, a fiscalização identificou desafios regulatórios e institucionais relacionados à necessidade de investimentos contínuos na modernização e na resiliência das redes de distribuição, especialmente para suportar eventos climáticos extremos e o aumento da demanda de energia. O modelo atual de revisão tarifária, feita a cada cinco anos, não permite que os investimentos realizados entre essas revisões sejam imediatamente reconhecidos na tarifa. Esse modelo impacta a adoção de tecnologias mais avançadas e modernização de equipamentos, por exemplo.
Diante do cenário, o TCU recomendou ao Ministério de Minas e Energia (MME), à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e outros órgãos competentes que reforcem as ações de combate às perdas não técnicas e à inadimplência, promovam mais transparência nos dados do setor, aprimorem os mecanismos de contratação de energia e de definição das ASROs e regulamentem planos de redução de perdas.
Fonte: Secom TCU
