Eletronuclear pede elevação de 28% na remuneração por Angra 1 e 2

Empresa argumenta que houve perda de quase R$ 1 bilhão desde que o modelo de receita fixa foi adotado em 2013. Processo de revisão tarifária está na pauta da Aneel

A Eletronuclear propôs à Agência Nacional de Energia Elétrica um aumento de 28,3% em sua remuneração que é feita por Receita Fixa para o processo de revisão tarifária a valer em 2016, para R$ 2,88 bilhões. Em documento enviado à agência reguladora a empresa afirma que a diferença do valor deve-se, principalmente, à perda verificada na mudança de regime de tarifa fixa para o modelo atual em 2013, quando teve uma perda real de 17,1%. Se a Aneel acatar o pedido, a tarifa das usinas Angra 1 e Angra 2 passaria a R$ 203,99/MWh.
O tema está previsto para ser debatido em reunião da diretoria da Aneel esta terça-feira, 20 de outubro. E deverá ter iniciada uma audiência pública para debater o assunto. 
Basicamente, toda a diferença de valores que a subsidiária da Eletrobras pede está na Parcela B, onde estão os custos operacionais, como custo de combustível, O&M, remuneração de investimentos e depreciação. O argumento que a companhia utiliza é de que os valores homologados estão abaixo do que é praticado. E apresenta como base um estudo de benchmark tomando como base usinas dos Estados Unidos e França.
A Eletronuclear aponta na nota técnica enviada, que a Aneel vem adotando uma política de redução de custos de O&M, mas que não há uma referência para ser usada como benchmark. A redução desses custos de O&M para o período entre 2013 a 2015 seria de 14,9% ao ano e que levaria a uma redução acumulada de 38,37%. Mas, nos últimos 10 anos esse custo tem aumentado e cita um estudo do Electric Utility Cost Group (EUCG) que a tendência de custos de plantas nucleares nos Estados Unidos vem aumentando. Considerando apenas os itens combustível, custo de capital e operação, passou em 2002 de US$ 27,91/MWh para US$ 44,17/MWh.
No caso da Eletronuclear, os cálculos da empresa apontam que a receita fixa determinada para os anos de 2013 a 2015 levaram a uma perda de receita de R$ 943,8 milhões. E que a continuidade dessa perda poderá comprometer os investimentos que são necessários para a manutenção da operação em alto nível das usinas atuais bem como a construção de Angra 3, já que há uma necessidade de dispêndio adicional de R$ 1,26 bilhão como contrapartida da empresa aos financiamentos para a construção da unidade de geração, atualmente paralisada.
Em termos nominais, os dois maiores valores que a empresa pede a recomposição são os de operação e manutenção e de combustível. Nesse segundo item há o agravante de que a desvalorização do real ante o dólar não está considerada. De 2013 a 2015 apenas em 2014 houve um valor homologado a maior do que o efetivamente gasto. Segundo dados apresentados pela Eletronuclear, a diferença em 2013 foi de 21% entre os R$ 283,2 milhões homologados pela Aneel e os R$ 341,8 milhões gastos em contratos com a INB, a única fornecedora da empresa. Já nesse ano, os cálculos preliminares da Eletronuclear apontam uma diferença de 28,8%, com gastos da ordem de R$ 428,4 milhões ante a homologação de R$ 332,6 milhões.
Esses montantes equivalem a valor de R$ 23,55/MWh homologado e R$ 30,33/MWh efetivamente gastos, o que equivaleria a US$ 8,49/MWh considerando uma cotação da moeda norte-americana de R$ 3,60. A proposta para evitar essa disparidade estaria na adoção de um gatilho cambial para os custos em moedas estrangeiras, e com o reajuste indexado ao IGP-Di, um fator que já existe para a tarifa de Angra 3.
E ainda, os valores de O&M homologados pela Aneel estão em R$ 44,81/MWh ante um custo apresentado pela Eletronucelar de R$ 73,42/MWh. A meta de 2016 para esse custo é de R$ 72,59/MWh, uma redução de 7,1% ante os valores vistos este ano. A operadora das usinas destaca que é possível reduzir esses custos, mas o documento não traz onde essas ações seriam feitas para a queda projetada. Para o ano de 2016, a empresa pede a recomposição da receita de O&M a esse valor e o custo de combustível a R$ 30,33/MWh tomando como base a perspectiva de geração deste ano, além disso, um fundo de descomissionamento de R$ 32,7 milhões ante os atuais pouco mais de R$ 9 milhões.