Operador nacional do Sri Lanka retira pedido de aumento da tarifa de eletricidade para o último trimestre de 2026

Nível mais alto dos reservatórios muda cálculo da tarifa

O Operador Nacional do Sistema do Sri Lanka (NSO, na sigla em inglês) retirou o pedido de aumento de 2,88% na tarifa de eletricidade para o período de outubro a dezembro de 2026, afirmando que a melhora no armazenamento dos reservatórios e as previsões de chuvas acima da média eliminaram a necessidade de reajuste. O pedido estava relacionado a uma expectativa de déficit de receita de cerca de Rs. 4,4 bilhões.

A mudança foi anunciada em uma consulta com as partes interessadas em 5 de novembro e confirmada posteriormente em comunicado do NSO. A decisão final para o trimestre cabe à Comissão de Serviços Públicos do Sri Lanka (PUCSL, na sigla em inglês), responsável por definir as tarifas de eletricidade.

A agência reguladora já havia reduzido o aumento proposto para 1,46% em sua avaliação preliminar. A retirada do pedido pelo NSO vai além: substitui a solicitação de tarifas mais altas pela avaliação de que as tarifas atuais são suficientes, diante das novas expectativas sobre a disponibilidade de água e a geração de eletricidade.

Para residências e empresas, a mudança imediata é a retirada do aumento proposto, mas a decisão oficial sobre a tarifa continua a cargo da PUCSL. O diretor de comunicação, Jayanath Herath, havia dito antes da consulta que a comissão esperava anunciar sua decisão em até seis dias.

Como a proposta chegou à consulta pública

O aviso oficial da consulta da PUCSL confirma que o NSO apresentou sua proposta de custo de fornecimento em alta tensão em 7 de outubro de 2026. Essa proposta estima o custo do fornecimento de eletricidade ao sistema de distribuição, que leva energia aos consumidores.

O aviso identifica o processo como a revisão tarifária do quarto trimestre de 2026 e estabelece 5 de novembro como prazo para o envio de comentários por escrito pelas partes interessadas. Os comentários podiam ser enviados por e-mail, fax ou correio. O aviso informou que os detalhes das sessões de consulta oral seriam divulgados posteriormente.

A consulta oral ocorreu na quinta-feira, 5 de novembro, no Centro Internacional de Conferências Memorial Bandaranaike, em Colombo, com início previsto para as 9h. Uma descrição inicial indicava que a consulta ocorreria na quarta-feira, 4 de novembro; a cobertura da consulta, publicada na data, identifica 5 de novembro como o dia da reunião e 4 de novembro como o dia em que a PUCSL divulgou o pedido de aumento anterior.

A sequência mostra que a revisão já estava em andamento quando o NSO mudou de posição:

• 4 de setembro de 2026: o NSO fez uma apresentação inicial de custos, usada na comparação posterior das previsões.
• 7 de outubro de 2026: o NSO apresentou a proposta revisada de custo de fornecimento em alta tensão identificada no aviso oficial da PUCSL.
• 4 de novembro de 2026: a PUCSL divulgou o pedido anterior de aumento de 2,88% na tarifa.
• 5 de novembro de 2026: terminou o prazo para comentários por escrito e ocorreu a consulta oral; o NSO anunciou que não buscava mais um aumento.

Por que mais água pode reduzir os custos da eletricidade

O NSO atribuiu a mudança de posição à água já armazenada nos principais reservatórios e às previsões de chuvas acima da média durante o trimestre. Mais água pode permitir que as usinas hidrelétricas gerem mais eletricidade, reduzindo a necessidade de recorrer a uma geração termelétrica mais cara.

Usinas hidrelétricas aproveitam o movimento da água para girar turbinas. Usinas termelétricas geram eletricidade com combustíveis como carvão, diesel ou óleo combustível. Quando os reservatórios podem fornecer mais energia, o sistema pode reduzir a compra de combustíveis, dependendo da demanda e da operação das diferentes usinas.

A previsão do NSO estimava a geração hidrelétrica de grande porte em 1.551 gigawatts-hora, ou 32,34% da produção de eletricidade esperada no trimestre. Um gigawatt-hora é uma medida da eletricidade produzida ou consumida ao longo do tempo. A expectativa era de que outras fontes renováveis respondessem por 28,81%, e o carvão, por 25,68%.

Assim, a energia hidrelétrica de grande porte e as demais fontes renováveis representavam, juntas, 61,15% da geração prevista. Essa participação planejada ajuda a explicar por que mudanças nas chuvas e no armazenamento dos reservatórios têm tanto peso no cálculo da tarifa.

O NSO mencionou previsões de chuva em condições de El Niño. A previsão de planejamento usou a perspectiva sazonal do Departamento de Meteorologia para as chuvas nas áreas de captação hidrelétrica, onde a água da chuva alimenta rios e reservatórios. A PUCSL afirmou que as premissas para a geração hidrelétrica precisavam ser verificadas com base na geração real e na entrada de água nos reservatórios.

A previsão de custos já havia caído

A previsão revisada do NSO para o custo de fornecimento em alta tensão era de Rs. 125,94 bilhões, ante Rs. 134,16 bilhões na apresentação de setembro. A redução de Rs. 8,22 bilhões equivale a cerca de 6,1% da estimativa anterior.

A maior parte da mudança veio dos custos previstos de energia gerada, que caíram de Rs. 105,58 bilhões para Rs. 98,31 bilhões. São custos associados à produção de eletricidade, incluindo o combustível necessário para operar as usinas.

Os custos previstos de capacidade de geração também diminuíram, de Rs. 19,94 bilhões para Rs. 18,98 bilhões. Em geral, os pagamentos por capacidade cobrem a disponibilidade dos equipamentos de geração, em vez de remunerar apenas cada unidade de eletricidade produzida.

O cálculo tarifário detalhado indicou um aumento originalmente solicitado de 2,88%; em outro relato publicado, o pedido anterior também foi descrito como 2,46%. O percentual de 2,88% é o associado ao cálculo inicial do déficit e à redução posterior para 1,46%.

O que a PUCSL mudou na avaliação preliminar

A PUCSL calculou inicialmente um déficit trimestral de receita de Rs. 4,44 bilhões, valor mais preciso por trás dos cerca de Rs. 4,4 bilhões citados no pedido original. Sua avaliação preliminar reduziu esse déficit para Rs. 2,25 bilhões, uma queda de Rs. 2,19 bilhões, ou cerca de 49%.

A comissão retirou Rs. 669 milhões dos custos de capacidade de geração da Electricity Generation Lanka. Segundo a comissão, o aumento não estava previsto no âmbito dos Contratos de Compra de Energia, que regem as compras de eletricidade dos geradores.

A PUCSL também excluiu Rs. 1,07 bilhão solicitado pela Electricity Distribution Lanka para o pagamento de empréstimos relacionados ao Projeto de Melhoria da Confiabilidade do Fornecimento de Eletricidade. A justificativa apresentada pela comissão foi que os gastos estavam ligados a obras de capital ainda em andamento.

De acordo com o tratamento descrito na revisão, esse tipo de gasto pode ser recuperado por meio das tarifas depois que os ativos são concluídos e incorporados ao capital. A capitalização consiste em registrar a infraestrutura concluída como um ativo nas contas da empresa. Para os consumidores, isso afeta o momento em que os gastos com infraestrutura podem ser incluídos na conta de eletricidade.

Os números preliminares também indicaram custos totais de fornecimento de eletricidade de Rs. 156,66 bilhões, ante receita de Rs. 154,03 bilhões com as tarifas atuais. Esses dois totais resultam em uma diferença de Rs. 2,63 bilhões, enquanto o cálculo tarifário informado usou Rs. 2,25 bilhões. A descrição publicada da avaliação não apresentou uma conciliação entre esses valores.

Os custos do carvão ainda exigem análise cuidadosa

A avaliação da PUCSL incluiu uma estimativa diferente da do NSO para os custos adicionais associados ao uso de carvão fora dos padrões de qualidade durante o segundo trimestre de 2026. O NSO estimou o valor em Rs. 2,86 bilhões; a agência reguladora calculou Rs. 4,38 bilhões, uma diferença de Rs. 1,52 bilhão.

Os preços do carvão previstos para o quarto trimestre também estavam subindo. O preço projetado aumentava de Rs. 61,42 por quilo em outubro para Rs. 67,44 em dezembro, alta de cerca de 9,8%. A estimativa para o diesel era de Rs. 382 por litro, e para o óleo combustível, de Rs. 210 por litro durante todo o trimestre.

Esses números explicam por que a retirada do pedido de aumento depende fortemente da combinação de fontes de geração esperada. Uma produção hidrelétrica maior pode reduzir os gastos com combustível, enquanto o preço da eletricidade gerada a carvão ou a óleo continua afetando os custos restantes do fornecimento.

A PUCSL apontou os preços dos combustíveis usados nas estimativas como um dos aspectos a serem examinados, além da adequação da previsão hidrelétrica. Em sua avaliação final, a agência terá de considerar essas premissas junto com os custos cuja recuperação permite às empresas.

Planos para baterias acrescentam outra questão de custo

A previsão do NSO incluía a conexão de 160 megawatts de capacidade de armazenamento de energia em baterias durante o trimestre, com Rs. 703 milhões destinados a custos de capacidade. As baterias armazenam eletricidade gerada em determinado momento e a liberam depois, o que pode reduzir a necessidade de acionar geradores caros nos períodos de alta demanda.

A proposta não incluía estimativas mensais da quantidade de eletricidade que as baterias receberiam ou liberariam. Esses dados operacionais são importantes porque o benefício financeiro depende de quando as baterias são carregadas, de qual eletricidade usam e de quais fontes de geração substituem.

A capacidade nominal de 160 megawatts indica quanta energia as baterias podem fornecer em um dado momento. Não informa por quanto tempo elas conseguem manter essa potência. A PUCSL disse que a relação custo-benefício do uso de armazenamento em baterias seria analisada mais a fundo.

Quem toma a decisão final?

O aviso oficial da PUCSL enquadra a revisão nas seções 29(2) e 29(3) da Lei de Eletricidade do Sri Lanka nº 36 de 2024, conforme alterada. O aviso cita a seção 29(10) dessa lei e a seção 17(b) da Lei nº 35 de 2002, que criou a Comissão de Serviços Públicos do Sri Lanka, como base para consultar as partes interessadas.

O NSO fornece as previsões operacionais e de custos. A PUCSL as analisa, considera os comentários das partes interessadas e define a tarifa. A diferença entre essas atribuições explica por que a retirada do pedido pelo operador é seguida de uma decisão regulatória separada.

A consulta deu aos consumidores e a outras partes interessadas a oportunidade de comentar tanto as tarifas propostas quanto as estimativas de custos que as fundamentam. Ao fim do processo, a agência reguladora tinha para avaliar a posição revisada do NSO e também seus próprios ajustes anteriores.

O que a mudança significa para os consumidores

Famílias e empresas agora aguardam uma revisão tarifária em que o operador do sistema afirma que não é necessário nenhum aumento. A estimativa anterior de 1,46% da agência reguladora era uma proposta preliminar; o anúncio final determinará as tarifas aplicáveis.

Os percentuais publicados descrevem o ajuste tarifário proposto para o período analisado. As informações divulgadas junto com a retirada do pedido não trazem uma nova tabela de tarifas para categorias específicas de consumidores e, portanto, não permitem calcular a mudança exata na conta de uma determinada residência ou empresa.

A principal mudança é clara: o NSO deixou de buscar mais receita por meio de tarifas mais altas e agora espera que o armazenamento dos reservatórios e as chuvas permitam administrar o trimestre sem o aumento. A decisão da PUCSL definirá a tarifa depois que a agência examinar essas expectativas, os custos de combustível, as despesas das empresas e os comentários do público.

Principais pontos

• O NSO retirou o pedido de aumento de 2,88% na tarifa de eletricidade para o período de outubro a dezembro de 2026.
• O operador citou a melhora no armazenamento dos reservatórios e as previsões de chuvas acima da média.
• A PUCSL havia reduzido anteriormente o aumento proposto para 1,46% em sua avaliação preliminar.
• A previsão revisada do custo de fornecimento em alta tensão caiu Rs. 8,22 bilhões, para Rs. 125,94 bilhões.
• A energia hidrelétrica de grande porte e as demais fontes renováveis representavam, juntas, 61,15% da geração prevista.
• A consulta pública ocorreu em 5 de novembro. A decisão final sobre a tarifa continua a cargo da PUCSL.