02/04/2026
A Equatorial Amapá protocolou um pedido de deferimento do reajuste tarifário anual discutido em 18 de dezembro na Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que resultaria em um efeito médio de 14,5% para os consumidores. À época, a análise foi postergada e a empresa calcula um desequilíbrio causado pela não-homologação de novas tarifas de cerca de R$ 20 milhões para cada mês de atraso da autarquia, correspondente a aproximadamente 40% da receita mensal de parcela B da distribuidora.
Em 18 de dezembro de 2025, a diretora relatora do processo, Agnes da Costa, votou por homologar as tarifas da distribuidora, mas a decisão foi adiada após pedido de vista do diretor Gentil Nogueira para avaliar especificamente a alocação dos recursos vinculados à Lei nº 15.235/2025, quanto ao rateio dos recursos arrecadados na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) relativos à repactuação de parcelas vincendas devidas a título de Uso de Bem Público (UBP). Em seu pedido, a Equatorial Amapá também solicita a inclusa da discussão na próxima reunião pública ordinária da autarquia.
Segundo a Equatorial, no mesmo dia do adiamento, a empresa protocolou medida cautelar com uma série de medidas por parte da Aneel para preservar o equilíbrio econômico-financeiro da concessão diante da não homologação das tarifas no prazo previsto no prazo previsto no contrato de concessão.
Entre as medidas, a empresa solicitou o repasse dos recursos do excedente do leilão do risco hidrológico, realizado em agosto do ano passado, que foi aceito pela agência no valor de R$ 118,6 milhões. A empresa usou o valor para fazer frente aos compromissos financeiros, mas eles foram suficientes até aproximadamente o dia 15 de março de 2026.
Enquanto aguardava a deliberação do seu processo de reajuste tarifária, a companhia acompanhou as dicussões sobre o rateio do UBP, que foi retirado de pauta após voto divergente apresentado pelo diretor Fernando Mosna. Para a Equatorial Amapá, não é razoável argumentar que a ausência de decisão da diretoria sobre o Rateio UBP poderia ser considerada pendência instrutória apta a prorrogar a vista do seu processo tarifário, tendo-se em vista que são processos independentes.
“Isso se torna especialmente grave agora que não há mais valores excedentes do mecanismo concorrencial do GSF que a CEA [Equatorial Amapá] possa utilizar para fazer frente a seus compromissos financeiros. Para se ter uma dimensão do desequilíbrio causado pela não-homologação de novas tarifas, a CEA terá um desequilíbrio de cerca de R$ 20 milhões para cada mês de atraso da Aneel, correspondente a aproximadamente 40% da receita mensal de Parcela B da distribuidora”, defende a companhia.
Segundo a empresa, a não-inclusão do processo na próxima reunião da diretoria implicará na “não-observação de norma interna da própria agência, além de colocar em risco evidente o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão e, por conseguinte, a continuidade do serviço prestado”. A carta da Equatorial foi enviada no dia 24 de março, dia em que a Aneel retirou o processo de pauta da 4ª reunião pública ordinária. Nesta terça-feira, 31 de março, foi realizado o 4° circuito deliberativo público órdinário da diretoria e o processo não foi inserido nas discussões.
Citando normativo da própria Aneel, a Equatorial Amapá destacou que o prazo de 60 dias para devolução da vista feita em dezembro de 2025 começou a contar do dia 21 de janeiro de 2026, prazo que se esgotou em 23 de março de 2026.
“Diante da situação de indefinição das novas tarifas da CEA, a Lei nº 9.427/1996 garante à distribuidora o direito de aplicar suas novas tarifas desde 5 de março de 2026”, afirmou a empresa.
Em paralelo, o Ministério Público do Amapá enviou ofício sobre o reajuste da distribuidora para a Aneel. Em resposta, a agência informou que o processo deverá ser deliberado na reunião pública ordinária a ser realizada em 7 de abril de 2026.
No momerando, a Aneel explicou ainda que a discussão do UBP previa, inicialmente, que o rateio entre as distribuidoras se daria a proporção da multiplicação da Tarifa B1 (residencial) base econômica de cada concessão, vigente na data final para o aporte dos recursos relativos à repactuação de UBP, multiplicada pelo respectivo mercado do ambiente de contratação regulado (ACR) disponível dos últimos 12 ciclos de faturamento mensal, ponderado conforme o nível de tensão, com peso 1 para a Baixa Tensão, 0,8 para a Média Tensão e 0,5 para a Alta Tensão.
Entretanto, a proposta realizada incorporada pela diretora relatora, Agnes da Costa, também estipula que os valores de que trata o art. 2º-G da Lei nº 13.203/2015, serão reduzidos do repasse às distribuidoras contempladas com tal alocação de recursos.
Ou seja, do valor que fosse alocado para as distribuidoras Energisa Acre, Energisa Rondônia e Equatorial Amapá, seria deduzido os valores concedidos pelo mecanismo concorrencial associado à repactuação do risco hidrológico. Assim, como a Equatorial Amapá já teria recebido os R$ 118 milhões mencionados anteriormente, não restaria nenhum valor adicional para mitigar o efeito tarifário.
Entretanto, o diretor Fernando Mosna apresentou voto divergente, defendendo que o rateio se daria da seguinte forma: 87,5% dos valores seriam repartidos conforme proposto pela área técnica. Os 12,5% restantes seriam redistribuídos considerando tanto um ranking de complexidade das áreas de concessão quanto o o consumo médio dos consumidores.
Nesta proposta de rateio, todas as três concessionárias da região Norte passariam a receber mais recursos para mitigação tarifária. No caso específico da Equatorial Amapá, esse valor poderia superar R$ 200 milhões.
Fonte: MegaWhat
