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Bandeiras tarifárias de energia e saneamento
Dados do Sistema Nacional de Informações sobre Saneamento (SNIS) indicam que, em 2020, os custos com energia elétrica totalizaram R$ 7,3 bilhões, correspondendo à terceira maior despesa de exploração (15,7%) dos prestadores de serviço de abastecimento de água e esgotamento sanitário, atrás apenas das despesas com pessoal (38,3%) e serviços de terceiros (19,7%).
Esse peso decorre da própria natureza dos serviços. No abastecimento de água, a energia está presente desde a captação até o bombeamento necessário para tratamento e distribuição. No esgotamento sanitário, o consumo é igualmente intensivo, sobretudo nas etapas de bombeamento, aeração e tratamento de lodo.
Não por acaso, esses dois componentes do saneamento básico são particularmente sensíveis às variações tarifárias do setor elétrico. E é nesse ponto que emerge o debate regulatório a respeito do impacto do sistema de bandeiras tarifárias nas despesas operacionais com a distribuição de água e esgotamento sanitário.
Instituído pela Aneel em 2015, o sistema de bandeiras tarifárias não criou um custo, apenas alterou a forma de sua sinalização aos consumidores. Historicamente, essas variações eram absorvidas e compensadas por meio de reajuste tarifário anual; a adoção das bandeiras tarifárias aumentou a transparência e antecipou a temporalidade dos repasses, sem criação de um encargo novo.
Para os serviços de distribuição de água e esgotamento sanitário, a dinâmica das bandeiras tarifárias evidenciou uma tensão contratual relevante: a defasagem entre a evolução real dos custos operacionais e a adoção dos índices paramétricos tradicionais de reajuste previstos em contratos concessórios.
A análise desse tema passa pela teoria das áleas, tradicionalmente utilizada para diferenciar, nos contratos administrativos, os riscos ordinários do negócio daqueles eventos excepcionais que podem justificar recomposição do equilíbrio econômico-financeiro. Em linhas gerais, a álea ordinária corresponde às variações previsíveis ou inerentes à dinâmica econômica do setor, ainda que não se possa antecipar precisamente sua data, intensidade ou duração. Já a álea extraordinária está associada a acontecimentos anormais, de impacto acentuado, supervenientes e alheios à atuação das partes, aptos a romper a lógica econômica inicialmente pactuada.
É sob essa perspectiva que se examinam as variações de custos de energia elétrica incidentes sobre os custos de exploração dos serviços de água e esgoto. Isso porque a energia constitui insumo estrutural da operação e, ao mesmo tempo, está sujeita a oscilações tarifárias que podem, a depender de sua intensidade e duração, situar-se no campo da variabilidade ordinária do negócio ou ultrapassá-lo.
No setor elétrico brasileiro, é ordinário que, ao longo do ano, ocorram oscilações tarifárias associadas às condições de geração. Embora não se saiba exatamente quando e em que medida determinado evento climático afetará a produção energética, é sabida a possibilidade de variação das bandeiras tarifárias em função, especialmente, da maior ou menor disponibilidade hídrica, considerando a forte dependência da matriz elétrica nacional às usinas hidrelétricas.
Em outras palavras, a variabilidade existe como dado estrutural do setor, ainda que suas manifestações concretas não sejam inteiramente antecipáveis.
Por essa razão, os acréscimos tarifários associados às bandeiras (verde, amarela e vermelha, em 2 patamares) devem ser examinados, em regra, como parte do risco econômico inerente à prestação do serviço. Isso não significa, porém, afirmar de forma categórica que toda e qualquer incidência de bandeira tarifária se enquadre automaticamente como álea ordinária, nem que toda situação de maior custo energético esteja necessariamente excluída de debate revisional.
Esse ponto merece cautela especial, inclusive em relação a situações mais gravosas, como a bandeira vermelha patamar 2. Ainda que se trate de mecanismo já inserido na sistemática ordinária do setor elétrico, é possível que surjam discussões sobre sua qualificação em contratos específicos, especialmente, quando os custos assumem expressão muito elevada. Nesses casos, a análise não pode ser abstrata: deve considerar a modelagem contratual, a alocação de riscos e os incentivos regulatórios que a Administração Pública pretende produzir.
Afinal, a escolha regulatória sobre o que será tratado como risco ordinário ou extraordinário não é neutra. Ela interfere diretamente no estímulo que se confere ao mercado para implementar soluções inovadoras voltadas à redução da dependência energética externa. Se qualquer oscilação de custo for automaticamente transferida ao Poder Concedente, reduz-se o incentivo econômico para investimentos em automação, eficiência operacional, autoprodução de energia e outras medidas de mitigação de consumo.
Diversa tende a ser a situação de eventos excepcionais em que a elevação do custo energético decorre de circunstâncias de intensidade e duração fora do padrão ordinário do setor. É o que se observou, por exemplo, no contexto da crise hídrica de 2021 e 2022, quando o comprometimento severo das condições de geração hidrelétrica exigiu respostas extraordinárias para assegurar a continuidade do abastecimento energético, inclusive foi adotada extraordinariamente uma bandeira tarifária que vigeu apenas durante o período: a bandeira tarifária cinza, nos termos da Resolução da Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG) nº 03 de 31/08/2021.
Nesses casos, embora o fato subjacente também esteja relacionado à escassez hídrica e à necessidade de acionamento de fontes alternativas mais custosas, o que desloca a análise para o campo da álea extraordinária é justamente a gravidade do quadro, sua extensão temporal e o nível de impacto que extrapola a variabilidade normalmente esperada do setor.
Assim, o mesmo fenômeno subjacente, como a menor disponibilidade hídrica, pode gerar efeitos jurídicos distintos, a depender do grau de excepcionalidade com que se manifeste. A diferença entre o ordinário e o extraordinário, nesse contexto, não está apenas na origem do evento, mas na sua intensidade, duração e capacidade de produzir ruptura relevante na economia contratual.
Essa distinção tem impacto direto na quantificação de eventual desequilíbrio e na própria racionalidade da alocação contratual de riscos. Também por isso, a discussão sobre bandeiras tarifárias não deve ser tratada de forma isolada, mas em conjunto com outro problema igualmente relevante: a capacidade dos mecanismos de reajuste contratual de capturar, com aderência, as oscilações ordinárias do custo de energia ao longo do tempo.
Índices paramétricos tradicionais, com composição fixa durante toda a concessão, podem não refletir adequadamente a evolução da estrutura de custos. Isso porque a participação da energia elétrica nos custos de operação da concessão não é estática. Nos primeiros anos da concessão, quando a infraestrutura ainda está em expansão, seu peso tende a ser menor. À medida que os sistemas entram em operação plena e se intensificam as necessidades de bombeamento e de tratamento, o custo energético ganha relevância crescente.
É justamente por isso que concessões mais recentes do setor vêm adotando modelos mais sofisticados de reajuste, baseados em cestas de índices que isolam vetores relevantes de custo, incluindo a energia elétrica, e incorporam ponderações variáveis ao longo do tempo. Em alguns casos, esses modelos buscam capturar de forma mais aderente a evolução das tarifas de energia e de seus componentes tarifários.
Essa abordagem se alinha à agenda regulatória recente da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA), que, por meio da Norma de Referência nº 10/2024, reforça a importância de mecanismos tarifários aderentes à estrutura real de custos das concessões. A adoção de índices mais sensíveis à dinâmica dos insumos não é apenas uma escolha metodológica. É condição relevante para a sustentabilidade econômico-financeira dos contratos e para a própria modicidade tarifária no longo prazo.
Há, ainda, um terceiro elemento que precisa ser considerado: o incentivo à eficiência. Contratos de concessão partem da premissa de que o operador privado possui melhores condições de otimizar custos e incorporar inovações tecnológicas. Por isso, a forma como se qualifica juridicamente o risco energético também deve dialogar com a necessidade de estimular soluções mais eficientes, sobretudo em um setor de infraestrutura de longa duração como o saneamento.
A experiência recente do setor mostra que há espaço relevante para ganhos de eficiência energética. Tecnologias de automação, sistemas de telemetria, novos materiais de tubulação que reduzem perdas e a produção própria de energia por fontes renováveis vêm sendo incorporados à operação. Em alguns casos, inclusive, já se fala em estações de tratamento energeticamente neutras ou até positivas.
Esse movimento é particularmente relevante em um contexto de universalização dos serviços. O Novo Marco Legal do Saneamento (Lei 14.026/2020) estabeleceu metas ambiciosas até 2033, exigindo expansão acelerada da infraestrutura em um setor caracterizado por ativos de longa vida útil, frequentemente projetados para operar por décadas.
Nesse cenário, o desenho contratual não pode ser indiferente à dinâmica dos custos nem aos incentivos econômicos da regulação.
Mecanismos de reajuste incapazes de capturar adequadamente a evolução dos insumos, combinados com alocação inadequada de riscos, podem comprometer tanto a sustentabilidade financeira das concessões quanto a eficiência da prestação dos serviços.
O debate sobre bandeiras tarifárias, portanto, vai além da conta de energia. Ele revela um ponto mais profundo: a necessidade de contratos mais sofisticados, capazes de distinguir, à luz do caso concreto, o que integra a variabilidade ordinária do setor, o que efetivamente extrapola esse domínio e como cada hipótese deve ser tratada sem comprometer a eficiência, a inovação e a sustentabilidade da concessão.
