O ENASE, aconteceu entre os dias 21 e 22 de junho no Hotel Windsor – Rio de Janeiro, com o objetivo de debater o tema “Construindo caminhos para o futuro do setor elétrico brasileiro”. O evento contou com mais de 2.000 pessoas sendo os debates apresentados por especialistas e executivos do setor elétrico.

Nos dois dias de evento os debates foram permeados pelos temas de transição energética, abertura de mercado, desafios para alcançar o Net Zero, renovação das concessões, modernização do setor, metas de carbono.

O primeiro painel do evento contou com a participação do Diretor Geral da ANEEL – Sandoval Feitosa, o Diretor Geral do ONS – Luiz Carlos Ciocchi, a Presidente Interina da EPE – Angela Livino, e o Presidente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – Alexandre Ramos.        

Na ocasião, Luiz Ciocchi falou sobre a necessidade da transição energética ocorrer com equidade social. Sandoval Feitosa tambem permeou sobre as exigências da transição, destacou a importância do consumidor, como tambem falou da pobreza energética e destacou que atualmente o Brasil tem certa que 16 milhões de unidades consumidoras com benefício da tarifa social. A discussão do painel foi pautada em não oneração ao consumidor, de forma que a transição energética ocorra de forma justa.

Alexandre Ramos da CCEE lembrou que o Brasil produz predominantemente fonte renovável, a trajetória para alcançar o Net Zero em 2050, bem como, pontuando que a eletrificação advinda de outros setores pode estimular a descarbonização, criando uma economia circular para a energia renovável. Sendo a abertura do mercado importante nesta trajetória, de forma que o consumidor poderá escolher a fonte de sua energia, permitindo que empresas avancem em suas agendas ESG.

Além da visão por parte dos órgãos do setor elétrico, houve um painel específico trazendo a visão dos agentes, através das associações. O painel contou com a participação de Alexei, presidente da ABCE, tambem atual vice-presidente do FASE, Guilherme Velho – Presidente da Apine, Rodrigo Ferreira – Presidente da Abraceel e Max Lins – Presidente da ABDIB.

O painel foi permeado pela necessidade de analisar o atual desequilíbrio entre oferta e demanda, oferta de novas fontes, necessidade de realização de adequação para valoração das fontes, o impacto do subsídio tarifária na conta de energia, como tambem a necessidade de estruturação do setor frente as atuais mudanças.

Ademais, os dois dias de evento trouxeram discussões enriquecedoras, passando sobre as principais discussões do setor elétrico em toda a cadeia, mostrando sua evolução e trazendo.

Escrito por:
Juliana Sales
Especialista em Regulação da CPFL Soluções

O Encargo Escassez Hídrica foi criado com o objetivo de auxiliar o setor elétrico frente um cenário atípico de baixa hidrologia e aumento de geração térmica, registrado em 2021. Deste modo, as Concessionárias receberam um auxílio de R$ 5,3 bilhões, que seria repassado posteriormente aos consumidores, através da conta “CDE Escassez Hídrica” a partir dos reajustes tarifários de 2023.

Sendo assim, neste ano, o repasse do encargo aos clientes finais já começou a ser realizado, o que tem impactado nos reajustes tarifários. Até o momento, 14 distribuidoras tiveram seu reajuste, representando uma média de aumento de 6,47%. Sendo que, a participação da conta CDE Escassez Hídrica na revisão, foi em média de 1,61%.

Segundo dados da empresa TR Soluções, é esperado uma média de reajuste de 3,0% para as Concessionárias que ainda não tiveram seu reajuste tarifário em 2023. Este cenário já considerando o repasse do encargo de escassez hídrica.

Importante mencionar que, os consumidores que migraram para o mercado livre de energia, a partir de 13 de dezembro de 2021, deverão pagar em sua totalidade o encargo de escassez hídrica, tanto na parcela referente a Energia (TE) quanto na Tarifa de Uso do sistema de Distribuição (TUSD), sendo sua cobrança através de valor específico, em R$/MWh, divulgado no reajuste pela distribuidora.

No dia 19 de abril de 2023, a CCEE realizou a 24ª Assembleia Geral Ordinária (AGO), que teve como objetivo a aprovação das demonstrações financeiras e contábeis da Câmara (ano-calendário 2022), dos relatórios de auditoria e de dois novos membros do Conselho de Administração.

Em votação unânime, os agentes elegeram Alexandre Peixoto, indicado pelo MME, como novo Presidente do Conselho de Administração, no lugar do atual presidente Rui Altieri. O executivo assume o cargo por um mandato de quatro anos, com possibilidade de recondução por mais quatro.

Alexandre, atualmente, é Diretor de Relações Institucionais da empresa Cemig e, em seu histórico, possui passagem pela ANEEL, MME e EPE.

Na oportunidade, também foi aprovado Eduardo Rossi, indicado pela ENBPar, como novo membro do Conselho de Administração, no lugar da conselheira Roseane Santos que passa a ocupar o cargo de Superintendente na CCEE.

Desde 2007, Rossi atua na ANEEL como especialista em regulação de serviços públicos de energia elétrica, e atualmente, é Assessor do Diretor Ricardo Tili da ANEEL.

O Conselho de Administração da CCEE tem papel fundamental no mercado de energia, pois a inclusão/exclusão de agentes e o monitoramento mensal do mercado passam pelo crivo deste grupo. Permanecem ainda Talita Porto, Marco Delgado e Marcelo Loureiro, fechando as cinco cadeiras que compõem o Conselho de Administração.      

O STF (Supremo Tribunal Federal) votou em sua maioria para estabelecer a reinclusão da tributação da energia elétrica no ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços).

Em decorrência de uma Ação de Inconstitucionalidade que tramita no Supremo Tribunal Federal, no dia 9 de fevereiro, o Ministro Luis Fux deferiu uma Medida Cautelar revogando temporariamente o dispositivo da Lei Complementar n° 194/2022 que excluía a cobrança do ICMS na conta de luz sobre os serviços de Distribuição, Transmissão e Encargos relacionados a energia elétrica (TUSD). Tal medida permanecerá vigente até a sentença definitiva da ação.

Com a Medida Cautelar, todas as Distribuidoras de Energia deverão retornar a cobrança do ICMS sobre a TUSD dos consumidores cativos e livres. Com isso, o Grupo CPFL informa que desde o dia 17 de fevereiro, o faturamento para os consumidores das Distribuidoras do Grupo já contempla a incidência do ICMS sobre a TUSD.

A partir desta data, o impacto tarifário referente a esta cobrança, poderá ser sentido na conta de energia dos consumidores.

A CCEE trouxe para os agentes, a possibilidade de solicitação de caução de débitos via CliqCCEE, que posteriormente será encaminhada ao banco custodiante pelo próprio sistema, não sendo mais necessário o envio de e-mail.

Após a confirmação e validação do valor do débito em conta, o fluxo para desligamento do agente por não pagamento é suspenso, porém, caso o valor não seja confirmado em conta, a solicitação da caução é cancelada sendo necessário reiniciar o processo, portanto, é necessário cientificar-se previamente à solicitação da caução de que o valor necessário para o caucionamento do débito está disponível na respectiva conta corrente.

O sistema já se encontra disponível e pode ser acessado clicando aqui.

Não desligamento de agentes

No dia 2 de março, foi publicado o Despacho ANEEL nº 174/2022, que aprovou medida cautelar interposta pela CCEE referente ao não desligamento de agentes que tiveram ajuste de contratos por aporte de garantias financeiras, desde que estes comprovem regularização bilateral em até três dias úteis da comunicação do incidente pela CCEE (para casos pretéritos) ou da divulgação dos resultados da efetivação de contratos (para casos futuros).

Pela REN ANEEL 1.014/2022, os agentes que tiveram um único ajuste de contrato, por não aporte de garantias financeiras, já deveriam ter o processo de desligamento iniciado pela CCEE. Tal prática, segundo a Câmara, aumentou o número de casos de desligamento de agentes que tiveram ajuste por erro operacional.

A CCEE informou que publicará como os agentes deverão prosseguir para comprovação de regularização bilateral.

Além disso, o agente que, porventura, estiver em monitoramento na Câmara, e sofrer ajuste de contratos por aporte de garantias financeiras e comprovar em até 3 dias úteis, este não será desligado da CCEE.

Por fim, a ANEEL determinou que a REN 1014/2022 terá de ser revista e, possivelmente, será instaurado processo público para discussão com o mercado para aprimoramento das regras.

Aprovação Nova Convenção Arbitral

A ANEEL homologou, através da Resolução Homologatório n° 3.173/2023, a nova Convenção Arbitral da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Alguns dos destaques da nova Convenção Arbitral da CCEE são:

– Possibilidade de atuação de multiplicidade de Câmaras Arbitrais;

– Criação do mecanismo de proteção ao mercado consistente na prestação de garantia quando a decisão arbitral puder afetar terceiros após sua operacionalização;

– Aumento da segurança jurídica com relação aos conflitos que não possuem arbitragem obrigatória;

– Criação de um banco de jurisprudências, mantendo o sigilo e confidencialidade de questões sensíveis, mas dando mais previsibilidade aos conflitos.

A Resolução entrou em vigor em 1º de março de 2023, não sendo aplicada aos procedimentos arbitrais instituídos antes da vigência desta CONVENÇÃO.

A partir de janeiro de 2024, os consumidores com carga individual igual ou superior a 500 kW, poderão optar pela compra de energia elétrica de fonte convencional, passando a ser classificados como consumidor livre de energia.

De forma a viabilizar a operacionalização da alteração das unidades consumidores classificadas como especial que passarão a serem modeladas como livres, a CCEE adotou algumas medidas para tornar o processo mais ágil e prático para os agentes.

A CCEE realizará a criação de perfil “em adesão”, onde o agente poderá realizar solicitação de modelagem como consumidor livre. Porém, em casos que a alteração descaracterize uma comunhão, a CCEE manterá a condição de especial dos agentes participantes da comunhão.

Foi encaminhado pela CCEE comunicado para os agentes que possuem as condições acima, por isso entre em contato com um consultor caso tenha dúvidas em como acessar o comunicado para verificar ativos pendentes.

Em caso de dúvida, entre em contato com seu consultor e solicite ajuda dos nossos analistas, eles poderão te ajudar nas tratativas junto a CCEE.

A ANEEL aprovou através da Resolução Normativa n°1.040 de 2022, os critérios e condições do programa resposta da demanda. O programa abre possibilidade para o consumidor previamente habilitado realize a redução ou deslocamento de sua energia como recurso adicional para atendimento ao Sistema Interligado Nacional (SIN).

Veja quem pode participar do Programa de Resposta de Demanda:

– Consumidores livres, parcialmente livre, conectados na transmissão ou distribuição;
– Agregadores: sendo agentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE nas categorias de consumidores, comercializadores e geradores, responsáveis por agregar e centralizar as cargas;
– Consumidores modelados sob agente varejista.

A CCEE divulgou as regras de comercialização e procedimentos de comercialização provisórios e o Operador Nacional de Energia Elétrica (ONS) publicará a Rotina Operacional Provisória, que determina os procedimentos para oferta de redução pelos participantes, iniciando no dia 1° de outubro de 2022.

Tem dúvidas sobre o Programa Resposta de Demanda? Entre em contato com a gente que podemos te ajudar com isso.

O BNDES lançou um Fundo Garantidor de Eficiência Energética (FGE Energia) com objetivo de incentivar a implementação de projetos de eficiência energética, promovendo a redução das emissões de gases de efeito estufa e aumento da produtividade/competitividade das pequenas e médias empresas brasileiras.

O foco está em micro, pequenas e médias empresas interessadas em modernizar iluminação, substituir equipamentos antigos de climatização ou troca de motores por outros de menor consumo, entre outros.

A instituição aportou R$ 40 milhões doados pelo Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL) e espera-se viabilizar R$ 300 milhões em créditos para empreendedores que até então tinham dificuldades para obter garantias para levantar recursos para projetos de eficiência energética.

O fundo já está disponível e dá cobertura de 80% do valor do crédito. Os financiamentos vão de R$ 50 mil a R$ 3 milhões para projetos que reduzam o consumo de energia. Os bancos credenciados a conceder financiamentos nesse programa são Cresol, BTG Pactual, Banrisul, Safra e Votorantim e ABC Brasil. O prazo de financiamento é de 12 a 84 meses, com carência de 24 meses.

O Programa FGE Energia está alinhado com o Plano Decenal de Energia (PDE) e com os compromissos assumidos nas Contribuições Nacionalmente Determinadas – NDC.O Programa também está alinhado com os seguintes Objetivos de Desenvolvimento Sustentável  da ONU:

– Energia Limpa e Acessível (ODS 7);
– Trabalho Descente e Crescimento Econômico (ODS 8);
– Indústria, Inovação e Infraestrutura (ODS 9);
– Cidades e Comunidades Sustentáveis (ODS 11);
– Consumo e Produção Sustentáveis (ODS 12);
– Ação Contra Mudança do Clima (ODS 13).

O fundo é um incentivo para que empresas busquem participar da transição energética, por meio de uma medida simples que é a economia de energia.

Entre em contato com nosso time, podemos te ajudar realizando estudos de viabilidade e indicando qual a melhor solução em eficiência energética para o seu negócio.

Em julho, entraram em vigor as alterações regulatórias referentes aos novos critérios de desligamento de agentes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Trata-se de mais uma medida para aprimorar a segurança do mercado de comercialização de energia elétrica.

As novas regras estão presentes na Resolução Normativa nº 1.014, publicada no dia 25 de abril. A resolução também trata dos critérios de entrada e manutenção dos agentes, porém estas só entrarão em vigor em março de 2023. Já os critérios para saída passaram a vigorar em julho deste ano, e é aqui que o grupo de especialistas da CPFL Soluções se concentrará neste informativo.

Em resumo, as novas regras abrangem todos os agentes ativos na CCEE, dentre eles, clientes livres e especiais.Também vale destacar que o processo de desligamento ficou mais ágil.As mudanças se concentram no fluxo do processo, que terá o seguinte formato:

1.       A CCEE emite o Termo de Notificação (TN) informando o início do processo de desligamento na Câmara e suspensão de fornecimento,onde o agente tem 10 dias para apresentação de manifestação;

2.       Após 10 dias, a CCEE notifica a distribuidora (ou Operador Nacional do Sistema – ONS) sobre o desligamento do agente;

3.       A Distribuidora (ou ONS) realiza a suspensão do fornecimento entre 5 e 10 dias, após a notificação pela Câmara;

4.       Em até 48 horas após a suspensão, a distribuidora (ou o ONS) comunica a efetivação à CCEE; e

5.       Por fim, os efeitos do desligamento da CCEE se operam a partir do primeiro dia do mês subsequente à efetivação da última suspensão do fornecimento à unidade consumidora.

Não corra o risco de desligamento. Temos um time de especialistas prontos para lhe oferecer soluções que facilitem a sua gestão contratual mitigando riscos de desligamento.

Em 2021, o Brasil passou por uma crise hídrica, ocasionada pela falta de chuvas, e consequentemente prejudicando os reservatórios hídricos. Neste sentido, o Tribunal de Contas da União (TCU) realizou uma auditoria referente às ações do governo frente ao cenário de crise.

No dia 6 de julho, foi divulgado o relatório final que trouxe como recomendação que o Ministério de Minas e Energia (MME), junto ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), elaborem um plano estratégico de contingência para o enfrentamento de crises energéticas, contendo um sistema de monitoramento da política tarifária.

Através deste documento serão elencadas diretrizes gerais e metodologias para o estabelecimento de medidas a serem utilizadas em situações similares em cenários futuros.

Além disso, é recomendado à ANEEL a avaliação dos resultados obtidos pelo Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica, de modo a propor eventuais ajustes para um novo estágio do Programa, caso aprovado.

A ANEEL realizou, em 12 de julho, a Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) de 10 distribuidoras que já passaram por processo de revisão tarifária no ano de 2022. O processo ocorreu devido a aplicação da Lei n° 14.385/2022, que obriga as distribuidoras a devolverem aos consumidores créditos de PIS/COFINS referente a exclusão do ICMS da base de cálculo.

A Lei determina que a ANEEL compense, com redução tarifária, os créditos de PIS/COFINS cobrados indevidamente dos consumidores.

As Distribuidoras Equatorial Alagoas e Light, entraram com processo judicial contra a revisão, portanto seus processos seguem aguardando decisão para deliberação.

Para o Grupo CPFL, o efeito da revisão extraordinária, sob a tarifa vigente, foi de – 2,32% para a CPFL Santa Cruz e – 2,44% para a CPFL Paulista.

Em 26 de julho, foi realizada a RTE da Energisa Mato Grosso do Sul (EMS) e Energisa Mato Grosso (EMT), cujo efeito resultou na redução de 1,27% (EMS) e 1,33% (EMT). 

Se a sua empresa está pensando em economia de energia, há uma informação importante que você precisa saber: as diferentes modalidades tarifárias. Elas são um conjunto de tarifas aplicáveis ao consumo de energia elétrica e à demanda de potência, definidas de acordo com o grupo tarifário em que o consumidor está classificado. Para isso, precisa-se conhecer bem o perfil de consumo do negócio para fazer a escolha que oferece o melhor benefício econômico.

Para entender as modalidades tarifárias, é essencial conhecer as diferenças entre as modalidades e o impacto delas no perfil de consumo da empresa. Dessa forma, é possível avaliar uma mudança de enquadramento, ou de sua própria operação, realocando o uso da energia ao longo do dia.

O consumo de energia varia de acordo com as horas do dia. No período de maior consumo, das 18h às 21h, o sistema elétrico é mais exigido para garantir o fornecimento. Dessa forma, é comum serem acionadas usinas termelétricas nesse período para atender a demanda. Essas usinas têm um custo de geração maior. Da mesma forma, o sistema de transmissão e distribuição também é mais demandado.

Portanto, uma vez que o sistema elétrico é mais exigido (tanto do ponto de vista de geração quanto de transmissão e distribuição), esse período é chamado de horário de ponta. Se a sua empresa tem um consumo maior nesse horário, vale destacar que seu custo com energia será maior. Os demais horários do dia são conhecidos como fora de ponta, pois são momentos em que o consumo é menor.

É necessário entender os grupos tarifários que os consumidores de energia estão classificados, levando em consideração a tensão em que são atendidos pelas distribuidoras de energia:

Consumidores do Grupo A são os atendidos em média ou alta tensão, acima de 2,3 kV.
Consumidores do Grupo B são os consumidores atendidos em baixa tensão, abaixo de 2,3 kV.

Mas como funcionam as modalidades tarifárias?

Segundo a ANEEL, as modalidades tarifárias são um conjunto de tarifas aplicáveis ao consumo de energia elétrica e à demanda de potência. No caso das unidades consumidoras de alta tensão do Grupo A, as opções tarifárias disponíveis são as Tarifas Verde e Azul.

A Tarifa Azul é caracterizada por tarifas diferenciadas para o consumo e para a demanda de potência, e variam de acordo com as horas do dia. Por exemplo, uma indústria nessa modalidade tarifária terá uma tarifa para demanda (variando nos horários de ponta e fora de ponta) e outra tarifa para o consumo – também variando nos horários de ponta e fora

Já a Tarifa Verde é caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica e uma única tarifa para a demanda de potência. Por tanto, uma empresa nessa modalidade terá que analisar o custo da tarifa única de demanda e avaliar o consumo nos horários de ponta e fora de ponta, já que o consumo na ponta gera um encargo elevado.

Olhando agora, para os consumidores do Grupo B, nota-se que há diferentes tarifas entre essas unidades, sendo elas a Tarifa Branca e a Tarifa Convencional Monômia, vejamos cada uma delas.

A modalidade tarifa branca é caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, de acordo com as horas de utilização do dia; já a Tarifa Convencional Monômia, é uma tarifa única de consumo de energia, independente das horas de utilização do dia.

O benefício entre cada umas dessas tarifas, vai depender do perfil de consumo da empresa ou indústria. Recomenda-se que seja contratado uma consultoria especializada para realizar um estudo técnico para avaliar qual das modalidades pode trazer maior eficiência de custo para o seu negócio.

Não fique na dúvida. Aqui na CPFL Soluções temos especialistas preparados para te auxiliar nessa escolha, buscando sempre o melhor custo benefício para a sua empresa.

Em 25 de outubro de 2021, com objetivo de garantir a segurança e a continuidade do suprimento eletroenergético no país, foi realizada contratação de energia elétrica por meio do Procedimento Competitivo Simplificado – PCS, com período de suprimento entre 2022 e 2025 e com a contratação de 775,8 MWméd para atendimento de maio de 2022 a dezembro de 2025.

A empresa Âmbar Energia, apresentou à ANEEL requerimento administrativo com pedido de substituição das obrigações assumidas pelos empreendimentos: UTEs EPP II, EPP IV, Rio de Janeiro I e Edlux X, para a operação da UTE Mário Covas.

Em maio, a diretoria da Agência concedeu medida cautelar permitindo a substituição das quatro usinas. Porém, a decisão provocou reações do setor, uma vez que a troca envolvia um empreendimento existente e acabou sendo suspensa pela diretora Camila Bomfim. 

Essa ação foi realizada pelo fato de que há chances de os empreendimentos não conseguirem entrar em operação na data acordada no PCS (até agosto deste ano, o que resultaria numa quebra de contrato). Além disso, é discutido por agentes do setor que o leilão foi realizado em uma época de crise hídrica, porém no cenário atual já não há mais a necessidade dessas térmicas.

Assim, a área técnica da ANEEL defende que seja honrado o contrato. Caso a Âmbar não consiga entregar as usinas, estas não podem ser substituídas e, além da rescisão contratual, deverão pagar multa pelo atraso da entrada em operação, cujo valor se transformará em crédito no Encargo de Energia de Reserva (EER), porém se conseguirem entregar os projetos no prazo, ou a aprovação da ANEEL para substituição,  gerarão efeito contrário, ou seja, um aumento na tarifa do consumidor, através da elevação do EER, que é cobrado mensalmente dos agentes no mercado livre. 

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou em 21 de junho novos valores para as bandeiras tarifárias, com vigência de julho de 2022 a junho de 2023. 

O mecanismo foi criado em 2015, com o objetivo de sinalizar aos consumidores do mercado cativo, o aumento do custo de geração de eletricidade, tendo como base as condições hidrológicas do país. 

Ou seja, em períodos menos chuvosos, para, além de evitar o consumo exagerado de energia elétrica e diminuir os níveis de reservatório, a ANEEL estipula bandeiras que trazem uma cobrança adicional aos consumidores, visando antecipar o impacto do custo adicional de geração que seria cobrado com incidência de juros no reajuste tarifário das distribuidoras. 

As bandeiras possuem três cores, sendo a verde aquela que não possui cobrança adicional. Já a bandeira amarela, que foi reajustada em 59,5%, representa custo adicional de R$ 2,98 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos e a cor vermelha patamar 1 passou a ter a cobrança de R$ 6,50, com aumento de 63,7%; enquanto o patamar 2 sofreu reajuste de 3,2%, para R$ 9,79.

Segundo a ANEEL, contribuíram para a elevação dos adicionais das bandeiras tarifárias: a inclusão dos dados de 2021, período caracterizado por severa crise hidrológica; a elevação do custo do despacho das usinas termelétricas em razão da elevação dos custos dos combustíveis; e a correção monetária pelos índices inflacionários.

Mesmo com os reajustes, os valores ficaram abaixo da Bandeira Escassez Hídrica, criada em 2021 e que impunha um valor adicional de R$ 14,20. 

Atualmente, a ANEEL tem definido mensalmente pela utilização da bandeira verde, assim, não ocorrendo cobrança adicional aos consumidores.

É importante lembrar que ao migrar para o mercado livre de energia, o cliente passa a não ter mais a cobrança de bandeira tarifária em suas faturas.

O Governo concluiu o processo de capitalização da Eletrobrás, maior empresa de energia elétrica da América Latina. Com isso, a União reduzindo a sua participação de 72% para no máximo 45%. 

Apesar do BNDES ter vendido a totalidade de suas ações, a diluição acionária ocorreu pela emissão de novos papéis. Porém, a União ainda possui direito a veto por possuir uma ação de classe especial (golden share).

Após a liquidação das ações, a Eletrobras realizou a assinatura de novos contratos de concessão de 22 hidrelétricas, que poderão negociar energia no Ambiente de Comercialização Livre (ACL). Essa energia deverá aumentar a oferta no mercado livre.

Conforme estabelecido na Resolução CNPE n° 15/2021, o valor adicionado pelos novos Contratos de Concessão foi de R$ 67 bilhões. Do total, R$ 25,3 bilhões serão pagos à União, a título de bonificação pela outorga dos novos contratos, com prazo de 30 anos.

A outra parcela será repassada aos consumidores atendidos no Ambiente de Contratação Regulado (ACR), por meio de aportes anuais na Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), fundo que concentra os encargos do setor elétrico. Os aportes deverão ocorrer nos meses de abril de cada ano, pelo período de 25 anos, com o primeiro aporte já em 2022.

O valor estipulado para o primeiro aporte para a CDE é de R$ 5 bilhões e deve ocorrer em até 30 (trinta) dias da data da assinatura dos novos contratos de concessão, que ocorreu em 17 de junho de 2022.

Em paralelo, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) abriu a Consulta Pública n° 34/2022, que tem como objetivo regulamentar a operacionalização dos aportes anuais a serem realizados a partir de 2023. A CP 34 receberá contribuições até 8 de agosto.

Em complemento, em 21 de junho, a ANEEL deliberou a aprovação dos reajustes tarifários das distribuidoras Cemig (MG), Copel (PR), RGE Sul (RS) e Energisa MG já com a antecipação do valor do aporte na CDE, de forma a aliviar o aumento da tarifa de energia para os consumidores do mercado cativo.

O Mercado Regulatório do setor elétrico continua aquecido, e para te manter informado sobre as principais mudanças em pauta, nossos especialistas montaram esse resumo bastante explicativo. Também é importante lembrar que você pode nos consultar para qualquer dúvida! Vamos lá:

No dia 04/04, o Presidente da República encaminhou para o Senado, indicações para a diretoria da ANEEL, no qual tinham como indicados os seguintes nomes:

• Sandoval de Araújo Feitosa Neto, para o cargo de Diretor-Geral, na vaga decorrente do término do mandato de André Pepitone. Indicado pelo Ministro da Casa Civil, Ciro Nogueira, após acordo com senadores e empresários.
• Hélvio Neves Guerra, para ser reconduzido ao cargo de Diretor. Indicado pelo Ministério de Minas e Energia.
• Ricardo Lavorato Tili, para o cargo de Diretor, indicado pelo Senador Marcos Rogério na vaga decorrente do término do mandato de Sandoval de Araújo. Atualmente é o Diretor de Regulação e Comercialização da Eletronorte.
• Fernando Luiz da Silva, para o cargo de Diretor, indicado pelo Senador Marcos Rogério na vaga decorrente do término do mandato de Efrain Pereira. Atualmente Assessor do Senador Marcos Rogério.
• Agnes da Costa, para o cargo de Diretora, indicada pelo Ministério de Minas e Energia na vaga decorrente do término do mandato de Elisa Bastos. Atualmente Chefe da Assessoria Especial de Assuntos Regulatórios no MME.

Após as indicações realizadas pelo Presidente, foi realizado um esforço concentrado no Senado, para à apreciação das indicações em plenário. Dessa forma, na mesma semana das indicações, o Senado aprovou todas as 5 indicações.

Em regra, as alterações nos cargos devem ocorrer após o término do mandato daqueles que atualmente ocupam a cadeira. Porém, no dia 17/05 foi publicado no Diário Oficial da União, o comunicado sobre a exoneração de André Pepitone do cargo de Diretor Geral da Aneel, sendo nomeado logo em seguida como Diretor Financeiro Executivo da Itaipu Binacional, com mandato até 16 de maio de 2027. 

Com a saída antecipada de André Pepitone do cargo, foi convocada a Superintendente de Fiscalização Econômica e Financeira, Camila Figueiredo Bomfim Lopes, para exercer o cargo de Substituta do Diretor Geral, até a posse de Sandoval Feitosa.

Na mesma ocasião, foi exonerada Elisa Bastos do cargo de Diretora da Aneel, para ocupar o cargo de diretoria de Assuntos Corporativos no ONS. Sendo convocado o Superintendente de Fiscalização dos Serviços de Eletricidade, Giácomo Francisco Bassi Almeida, para exercer o cargo de Substituto de Diretor, até a posse de Agnes da Costa.

A diretoria da ANEEL tem por função administrar os temas em debate em cada uma das 17 Superintendências da agência, além disso, o colegiado diretor, tem por responsabilidade a deliberação dos processos submetidos ao regulador, em reuniões públicas ordinárias, que ocorrem todas as terças feiras, ou em reuniões extraordinárias, conforme necessidade.

Para lembrar qual o papel da ANEEL no setor energético, e assim, se aprofundar nos impactos dessa mudança, acompanhe este artigo:
Conheça algumas das principais entidades do setor elétrico e entenda suas atribuições.

Em novembro de 2021 foi realizada a COP 26, que teve como objetivo que os países assumissem compromissos ambientais, de forma a reduzir gradualmente o uso de combustíveis fósseis, assim como a criação de regras para o mercado de carbono. Como resultado, o Brasil deu um grande passo, por meio do Decreto nº 11.075/2022,que visa a criação de um de mercado regulado de carbono no Brasil.

O decreto tem como base o dispositivo da Lei nº 12.187/2009, que instituiu a Política Nacional Sobre Mudança do Clima, com objetivo de atender as metas de redução dos gases causadores do efeito estufa em decorrência da atividade humana.

A medida estabelece competência ao Ministério do Meio Ambiente (MMA) e da Economia (ME), para propor os Planos Setoriais de Mitigação das Mudanças Climáticas. Os setores envolvidos são energia elétrica, transporte público urbano, indústrias químicas, indústria de papel e celulose, mineração, indústria de construção civil, serviços de saúde e agropecuária, entre outros. Tais setores terão prazo de 6 meses após a publicação do Decreto para apresentarem suas propostas de meta para redução de emissão de gases de efeito estufa, considerando o plano de descarbonização nacional assumido pelo Brasil na COP 26. 

Transformar a descarbonização das economias em créditos é mais um incentivo para que todas as nações consigam aderir e atingir a meta global, estabelecida no Acordo de Paris (2015), de limitar o aquecimento do planeta em 1,5ºC, em relação aos níveis pré-industriais. 

Para comercialização dos créditos de carbono e metano neste novo mercado, o agente deverá aderir, de forma voluntária, ao Sistema Nacional de Redução de Emissões de Gases de Efeito Estufa (SINARE). Os ministérios da Economia e Meio Ambiente estabelecerão regras a respeito do funcionamento do SINARE e de sua compatibilização com os sistemas de comercialização atuais. 

No dia 18 de maio, os ministros do Tribunal de Contas da União (TCU) aprovaram a proposta do Governo Federal para a capitalização da Eletrobrás – maior companhia de energia elétrica do Brasil, dona de 43% da rede de transmissão e 29% da capacidade de produção de eletricidade do país. 

A votação foi formada por 8 votos, sendo apenas 1 voto contra, do ministro Vital do Rêgo, responsável pelo pedido de vista em abril. O magistrado abriu divergência com os seus pares alegando que o processo apresentava falhas e subavaliação da companhia no valor de R$ 40 bilhões. 

Em nota, o Ministério de Minas e Energia (MME) disse ter “convicção de que o processo foi extremamente escrutinado, culminando com a decisão mais fundamentada e ponderada entre os processos de privatização do país”.

Com o aval do TCU, o processo da Eletrobrás dá um passo importante em direção a pulverização do controle da estatal com objetivo de captar recursos por meio da venda de novas ações nos mercados de capitais brasileiro e norte-americano. 

A expectativa do Governo é reduzir a participação da União na Estatal de 62% para 45% e captar R$ 67 bilhões. Deste total, R$ 32 bilhões serão destinados para reduzir a tarifa de energia ao longo de 25 anos, sendo o primeiro aporte ainda em 2022 com R$ 5 bilhões. A estimativa do MME é alcançar uma redução média de 7,36% na tarifa. Ainda conforme consta na lei 14.182/2021, estes aportes, serão considerados apenas aos consumidores que estão debaixo das Distribuidoras, no ambiente regulado. Os consumidores que estão no mercado livre não farão parte desta redução.

Outros R$ 25,3 bilhões vão para o caixa do Tesouro e serão destinados ao custeio da reversão do modelo de venda de energia de 22 usinas hidrelétricas da Eletrobrás. Também está previsto o investimento de R$ 9,7 bilhões para recuperar bacias hidrográficas, e a contratação de 8 gigawatts de energia termelétrica a gás. 

Os novos acionistas poderão ter uma participação de até 10% na Eletrobrás. A União terá uma ação preferencial (golden share) que dará poder de veto nas deliberações sobre alterações no estatuto social da empresa – mesmo formato utilizado na Embraer. 

Estão fora da capitalização as empresas Itaipu Binacional e a Eletronuclear. Essas empresas serão controladas pela União através da estatal criada em setembro de 2021, a Empresa Brasileira de Participações em Energia Nuclear e Binacional (ENBpar). 

Os próximos passos envolvem a resolução de procedimentos burocráticos na Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e na Securities and Exchange Commission (SEC), equivalente à CVM nos Estados Unidos. Isso ocorre porque a Eletrobras tem ações negociadas na bolsa de valores norte-americana. 

Em seguida, será iniciada a etapa de apresentações da Eletrobrás para potenciais investidores, chamada road-show e, por fim, o leilão da companhia será realizado na Bolsa de Valores brasileira (B3), ainda sem data prevista.

Segundo Adolfo Sachsida, ministro de Minas e Energia, caso o aval da CVM e SEC saiam como planejado, a liquidação das ações da Eletrobrás ocorrerá até 9 de junho.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, através da Resolução Normativa nº 1008/2022, a contratação de empréstimo no valor de até R$ 10,5 bilhões para aliviar o impacto financeiro da crise hídrica para as distribuidoras. A ANEEL também publicou em 1° de abril a Resolução Normativa n° 1010/2022 em complemento, com o objetivo aumentar em R$ 25.300.622,46 o teto do empréstimo.

A REN 1008 atende ao Decreto 10.939/2021, fruto da Medida Provisória 1078/21, que trouxe como ação emergencial a contratação de empréstimo com bancos públicos e privados para amortizar os efeitos econômicos da pior crise hídrica que se tem notícia desde 1931.

A contratação do empréstimo e o repasse dos recursos devem ser realizados neste ano, conforme determina a regulação. O montante foi dividido em duas parcelas: a primeira de R$ 5,3 bilhões e a segunda de R$ 5,2 bilhões.  

A primeira parcela inclui a cobertura de custos do bônus tarifário, dos clientes que reduziram o consumo entre setembro e dezembro de 2021; a energia importada da Argentina e do Uruguai entre julho e agosto do ano passado; os custos do déficit de arrecadação das bandeiras tarifárias, além dos diferimentos tarifários realizados no período de 2021. 

A segunda parcela visa cobrir os custos advindos da contratação do Procedimento Competitivo Simplificado para os meses de abril a dezembro de 2022.

A boa notícia é que mesmo antes do repasse dos recursos, distribuidoras e consumidores do mercado cativo já podem sentir os efeitos positivos do empréstimo nas revisões e reajustes tarifários de 2022.  

As concessionárias precisam, no entanto, pedir à ANEEL a antecipação da primeira parcela e a respectiva inclusão do componente financeiro negativo no cálculo tarifário. Algumas distribuidoras já fizeram essa solicitação e tiveram seus pleitos atendidos pelo regulador. 

Os consumidores terão até 5 anos para quitar o empréstimo. A cobrança será feita por meio da inclusão de encargo na conta de luz, e ocorrerá nos processos tarifários a partir de 2023. 

“Os consumidores que migraram para o mercado livre, após 13 de dezembro de 2021, também participarão do pagamento integral do encargo Escassez Hídrica. Ou seja, os consumidores vão levar a parcela do empréstimo”, destacou o time de Regulação Estratégia de Mercado da CPFL Soluções via comunicado.

Terminou em 14 de fevereiro o prazo para o envio de contribuições à Consulta Pública nº 02/2022 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

A consulta atende ao Decreto 10.939/2022, fruto da Medida Provisória 1.078/2021, que trouxe como ação emergencial a contratação de empréstimo com bancos públicos e privados para mitigar os efeitos econômicos causados pela crise hídrica, a pior já registrada desde 1931, quando se iniciou o monitoramento das bacias hidrográficas do país. 

A ANEEL apresentou em sua proposta uma primeira tranche no valor de R$ 5,6 bilhões referente ao saldo da conta bandeira, e despesas com importação de energia nos meses de julho e agosto de 2021, além de diferimentos aplicados nos processos tarifários de 2021. Apresentou ainda, possibilidade de inclusão de uma segunda tranche no valor de R$ 5,2 bilhões referente ao Procedimento Competitivo Simplificado (PCS), totalizando um montante de R$ 10,8 Bilhões. 

A solução do empréstimo é conhecida pelo setor elétrico, pois foi usada pela primeira vez durante a crise hídrica de 2014/2015 (Conta-ACR) e depois na pandemia (Conta-Covid/2020). O novo empréstimo terá o nome de Conta Escassez Hídrica, na qual serão concentrados os recursos para cobrir os custos assumidos pelas concessionárias de distribuição em 2021.

A Conta Escassez Hídrica será gerida pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que confere uma gestão ética e transparente com os recursos arrecadados e utilizados para o pagamento das parcelas do empréstimo.  

As concessionárias farão o recolhimento dos recursos em nome da CDE, e os custos do empréstimo serão pagos pelo consumidor final mediante encargo tarifário. Os consumidores que deixaram o ACR a partir de 13/12/2021, permanecerão obrigados a pagar os custos das operações financeiras, a ser cobrado na proporção do seu consumo de energia.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) apresentou ao Ministério de Minas e Energia (MME), em atendimento à Portaria MME n°456/2019, estudo sobre as medidas regulatórias necessárias para a abertura do mercado livre de energia. Esse tema está em debate no país há quase 10 anos.

A agência identificou 14 itens para regulamentação ou aprimoramento. Eles estão reunidos na Nota Técnica nº 10/2022-SRM/ANEEL, com embasamento pautado na Tomada de Subsídios n°10/2021, que teve como objetivo obter aporte do setor e da sociedade sobre o processo de abertura de mercado.

Na prática, o objetivo é modernizar as regras e introduzir inovações para que consumidores residenciais, comerciais e pequenas indústrias possam escolher o seu fornecedor de energia elétrica, ou seja, tenham liberdade e opções para comprar energia fora de suas distribuidoras locais. 

Confira as 14 medidas listadas pela ANEEL

1. Implementação de campanhas para informar os consumidores sobre o processo para acessar o mercado livre.
2. Padronização de produtos divulgados na internet, de modo a permitir a comparação segura dos custos, benefícios e riscos envolvidos.
3. Medidas para evitar abuso de poder de mercado e acesso a informações de consumidores, no caso de grupos econômicos que atuem de forma verticalizada.
4. Comercializadores de energia que vierem a atender ao público residencial, deverão estabelecer canais de atendimento acessíveis e atuar como disseminadores de informação.
5. Condições, prazos e requisitos para realizar a migração para o mercado livre.
6. Definir prazos para o atendimento e a ligações de novos consumidores por parte das comercializadoras.
7. Criar uma nova forma de apresentação das faturas de elétrica para os consumidores com carga inferior a 500 kV no mercado livre.
8. Permitir a migração com o medidor eletromecânico e procedimento para tratar o descasamento entre dados de medição e contabilização na CCEE.
9. Fortalecer a figura do comercializador varejista de energia elétrica.
10. Definir regras para o desligamento de integrantes da CCEE.
11. Regras para suspensão do fornecimento.
12. Regras para o encerramento da representação de consumidores pelo gerador varejista ou comercializador varejista.
13. Procedimento de corte de consumidores inadimplentes.
14. Estabelecer procedimento de suprimento pela distribuidora para os consumidores desligados do mercado livre por motivo de desligamento do supridor da CCEE.

A secretária executiva do MME, Marisete Pereira, disse em evento público que a abertura do mercado de energia é prioridade na pauta de 2022. A representante do governo sinalizou que o próximo passo é avaliar as contribuições da ANEEL e da CCEE e realizar a abertura de consulta pública para que a sociedade possa contribuir mais uma vez com o processo. A expectativa é que a consulta pública seja aberta ainda no primeiro trimestre deste ano.

Vale salientar, que estão em tramitação no Congresso os Projetos de Lei n°1917/2015 e 414/2021, ambos que tratam da portabilidade da conta de luz.

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Acompanhe aqui a explicação de nossos especialistas sobre o aporte de garantias financeiras, e como essas diretrizes refletem na organização da sua empresa.

Em função da Crise Hídrica ocorrida em 2021, o Governo Federal adotou medidas para mitigação dos efeitos decorrentes dela, dentre eles, o Programa de Incentivo à Redução Voluntária do Consumo de Energia Elétrica no ambiente de contratação regulado, cujo objetivo foi incentivar a redução do consumo de energia pelos brasileiros.

O programa proposto visava a redução do acionamento de térmicas, que estavam operando na base e fora da ordem de mérito, acarretando no aumento do custo operativo do sistema.

Segundo as diretrizes do programa, aqueles consumidores que reduzissem seu consumo de energia em montante igual ou superior a 10%, apurado de forma cumulativa entre os meses de setembro a dezembro de 2021, teriam bônus em sua fatura de janeiro de 2022. O valor estabelecido foi de R$50,00 a cada 100 KWh efetivamente reduzido.

A previsão de custeio desta bonificação ficou a cargo do Encargo de Serviço de Sistema – ESS (encargo pago por todas os agentes com perfil de consumo perante à CCEE), em decorrência do benefício sistêmico que a economia de energia gerou ao Sistema Interligado Nacional – SIN como um todo em um momento de contingência da geração de energia no país.

Sendo assim, em janeiro de 2022, a CCEE realizou a apuração do montante a ser arcado pelo Ambiente de Contratação Livre, chegando ao valor de R$ 2.244.755.388,23 (dois bilhões, duzentos e quarenta e quatro milhões, setecentos e cinquenta e cinco mil, trezentos e oitenta e oito reais e vinte e três centavos). Vale ressaltar que as distribuidoras – agentes de consumo que representam todos os consumidores do Ambiente de Contratação Regulada – ACR igualmente receberão o montante apurado do encargo para pagamento. Segundo a CCEE, o valor está incluso no Aporte de Garantiras Financeiras de janeiro de 2022 por meio de ajustes financeiros.

Atenção: A data limite para realização do aporte de garantia será dia 21.02 (MS+15).

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A Medida Provisória 1055/21 expirou em 7 de novembro, prazo limite para que a mesma pudesse ter sido apreciada pela Câmara dos Deputados e pelo Senado Federal.

Conhecida como MP da Crise Energética, havia estabelecido a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), um grupo interdisciplinar criado no intuito de definir medidas emergenciais para garantir o abastecimento de energia elétrica em meio à crise hídrica, tais como estabelecer, em caráter temporário, limites de uso, vazão e armazenamento das usinas hidrelétricas.

Em 05 de novembro, já na iminência de expirar o prazo de vigência da Medida Provisória, o Ministério de Minas e Energia (MME) ressaltou, por meio de nota, que “os temas então debatidos na CREG continuarão a ser avaliados permanentemente no âmbito do Governo Federal por meio das governanças já estabelecidas, com a continuidade da participação, articulação e decisão multissetorial, com os endereçamentos adequados às competências de cada órgão ou instituição”.

A partir de 1º de janeiro de 2022, consumidores do Mercado Livre com carga igual ou superior a 1.000kW poderão comprar energia elétrica de qualquer fonte no Ambiente de Contratação Livre (ACL), passando a ter um portfólio maior à disposição. Neste momento, a opção ampla de escolha só é permitida aos consumidores com carga igual ou superior a 1.500kW.

A mudança está prevista na Portaria MME nº 465/2019, que estabeleceu cronograma de escalonamento anual para redução dos requisitos mínimos de carga para aquisição de energia não incentivada até o limite de 500kW em 2023. Ao início de cada ano, a “régua” desce, liberando a compra de energia de todas as fontes à mais consumidores já presentes no Ambiente de Contratação Livre.

Segundo o Ministério de Minas e Energia (MME), a flexibilização visa tornar o mercado de energia brasileiro mais competitivo e alinhado com os padrões internacionais, nos quais o consumidor tem maior liberdade de escolha.

A mesma Portaria prevê que até 31 de janeiro de 2022, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) devem apresentar um estudo sobre as medidas regulatórias consideradas necessárias para permitir a abertura do Mercado Livre para consumidores com carga inferior a 500 kW, com proposta de cronograma tendo início em janeiro de 2024. Em detrimento dessa redação, a CCEE divulgou, no dia 23 de novembro, a Nota Técnica “Proposta conceitual para Abertura de Mercado” que contêm a primeira parte do estudo sobre abertura de mercado.

Em resumo a nota técnica apresentou as seguintes propostas:

• Medição: tornar o processo de medição escalável;
• Supridor de Última Instancia: desenvolver a atuação do Suprimento de Última Instância, o qual é a figura responsável por garantir o fornecimento para o consumidor caso a empresa com a qual ele tinha contratos fique impedida, por qualquer motivo, de exercer a sua atividade;
• CoVar: promover aprimoramentos para o Comercializador Varejista;
• Contratos Legados: tratar contratos das distribuidoras que perderam parte de seus clientes, inicialmente através de medidas para evitar novos legados;

Para conferir a nota oficial completa, clique aqui.

Fique atento e acompanhe nossas publicações para saber mais sobre o estudo e as novidades em relação a abertura do Mercado Livre de Energia.

Novo patamar específico de Bandeira Tarifária entra hoje em vigor

A implementação de patamar específico das Bandeiras Tarifárias, a Bandeira Escassez Hídrica, entra em vigor em 01/09, de acordo com a Resolução nº3, publicada em 31 de agosto, pelo Ministério de Minas e Energia, no Diário Oficial.

A nova Bandeira Escassez Hídrica tem o valor de R$ 14,20 a cada 100 quilowatt-hora consumido (kWh). Até então, o valor da bandeira tarifária patamar 2 referente a julho de 2021, era de R$ 9,492 a cada 100 quilowatts-hora (kWh) consumidos.

Essa medida está prevista para continuar até abril de 2022, podendo ser revisada ou interrompida por deliberação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). O objetivo é quitar as despesas extraordinárias de consumo de energia elétrica.

É importante lembrar que estamos passando por uma crise na qual a previsão para o final de setembro é que os reservatórios das usinas hidrelétricas do Sudeste e Centro-Oeste estejam em 15,4% da capacidade, caso medidas não sejam tomadas.

Para entender melhor sobre outras decisões regulatórias em vigência, leia o artigo “Cenário de mudanças da Crise Hídrica 2021”.

O Ministério de Minas e Energia (MME) publicou em 23 de agosto de 2021 a Portaria nº 22/2021 com as diretrizes para a Oferta de Redução Voluntária de Energia Elétrica – RVD, tema discutido por meio da Consulta Pública do MME nº 114/2021.

Estão aptos para participar da oferta consumidores livres, consumidores modelados sob agentes varejistas, agentes agregadores (agentes consumidores, comercializadores e geradores) e consumidores parcialmente livres, todos com a condição de que estejam adimplentes junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

Trata-se de uma medida de caráter temporário, com vigência prevista até 30 de abril de 2022. Vale ressaltar que o programa é complementar, portanto não substitui o Programa Piloto de Resposta da Demanda, de aspecto estrutural, instaurado e coordenado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) desde 2017.

As ofertas mínimas serão realizadas por meio de lotes com duração horária entre 4 e 7 horas, sendo que cada lote terá volume mínimo de 5MW e precificação estabelecida em R$/MWh. Os agentes poderão encaminhar ofertas de RVD com vigência de 1 a 6 meses, mas há também a possibilidade de que ofertas com duração inferior a 1 mês sejam avaliadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Para receber a remuneração acordada, o ofertante deverá reduzir em, no mínimo, 80% do montante indicado e aceito. Caberá à CCEE aferir mensalmente o montante de RVD, considerando a diferença, em base horária, entre uma linha base de consumo e o consumo verificado da carga participante da oferta. Essa linha base de consumo das cargas será definida pela própria CCEE em conjunto ao ONS e será detalhada nos procedimentos e regras provisórios, a serem publicados ainda em setembro.

Está aberta a Consulta Pública n° 046/2021, que trata da possibilidade de exigência de garantias financeiras para participação no Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE), coordenado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), com prazo de contribuição de 28/07/2021 até 10/09/2021.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) propõe aprimoramento para suavizar os efeitos da inadimplência de agentes compradores no mecanismo, verificado desde o início das operações de compra por meio dele em 2019. Segundo a ANEEL, a inadimplência média no MVE em 2020 e 2019 foi  de 2,04%, porém com registros de índices superiores a 30% em algumas distribuidoras durante determinados meses.

Atualmente, o MVE permite às distribuidoras negociar com participantes do Ambiente de Contratação Livre (ACL) a energia contratada para atender o seu mercado regulado e posteriormente avaliada como excedente. Após a negociação por meio do MVE, os compradores precisam pagar pela energia em liquidação financeira específica. A sugestão da ANEEL nesta consulta pública é a inclusão de duas etapas de exigência de garantias para a realização de compras no MVE. A primeira delas para participação no mecanismo, cobrada de todos os compradores em potencial, e a outra de fiel cumprimento do contrato para quem vier a comprar energia excedente das distribuidoras.

A Câmara dos Deputados aprovou por 476 votos a 3 o Projeto de Lei n° 5.829/2019, disposto sobre o Marco Legal da Geração Distribuída. O texto, que agora segue para aprovação no Senado Federal, tem como objetivo proporcionar uma transição gradual para o pagamento dos custos de utilização da rede de distribuição sobre a energia consumida, não pela gerada.

Além de ser um marco na modernização da geração de energia, é possível apresentar como consequência desta mudança, redução de perdas de energia e bandeiras tarifárias, uma vez que o projeto estabelece novos limites para a minigeração distribuída, com maior facilidade no financiamento, garantia de fiel cumprimento e período de vigência e garantia para projetos já em andamento para a transição de cobrança.

É importante destacar que as atuais regras do sistema de compensação foram mantidas até 2045, para as unidades já existentes.

Até dia 17 de setembro/2021, a Consulta Pública nº 051/2021 com o objetivo de aprimorar os critérios de entrada, manutenção e saída de agentes no Mercado Livre de Energia, seguirá aberta.

A sugestão do tema veio da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), e o principal foco da Consulta é a discussão sobre segurança das operações com o reforço no processo de aprovação e de acompanhamento das comercializadoras, por meio de avaliações periódicas de relatórios que comprovem a boa saúde financeira das empresas. De acordo com a Aneel, entre os aprimoramentos a serem discutidos na Consulta Pública estão “a identificação e o rígido escrutínio das cadeias societárias das comercializadoras para evitar gaming e a estruturação de operações sem lastro”. A avaliação da agência é que essas medidas são importantes para minimizar operações casadas em desfavor da livre concorrência do mercado de comercialização de energia elétrica.

No dia 26 de junho de 2021 foi publicado o Decreto 65.823/21 no Estado de São Paulo, alterando a sistemática de tributação do ICMS nas operações do ambiente de contratação livre de energia elétrica.

Esse Decreto entrará em vigor a partir de 01/09/2021, mas diante de algumas dúvidas apresentadas pelos agentes de mercado, incluindo o Grupo CPFL Energia, a Secretaria da Fazenda de SP está reavaliando os dispositivos do mesmo para publicação de um novo Decreto.

O que mudará na prática?

Basicamente, o decreto alterará a forma de recolhimento/pagamento de tributação do ICMS, frente à aquisição de energia transferindo a responsabilidade que era do Distribuidor de energia elétrica para as Comercializadoras e Consumidores.

Quais serão os possíveis impactos?

É fundamental aguardamos a publicação do novo Decreto que irá enriquecer as análises e trazer maior clareza às mudanças propostas, mas com base na análise das informações disponibilizadas até o momento, podemos adiantar que, na prática, os consumidores teriam as seguintes mudanças em seus processos:

1. Não necessidade de declaração da DEVEC;
2. Recolhimento do ICMS sobre o preço da energia, quando esta é adquirida de comercializadoras situada fora do Estado de São Paulo.

Se a sua empresa consome energia no mercado livre e está localizada no estado de São Paulo, por ora, nossa indicação é que você notifique seu time Fiscal/Tributário sobre esse decreto para que eles avaliem a relação deste com seus processos internos.

Em meio a um período de crise hídrica e preços altos no mercado livre, o Brasil enfrenta um cenário de sobrecontratação de energia entre as distribuidoras.

É fato que hoje ainda não temos mecanismos suficientes que permitam às distribuidoras uma gestão eficiente da energia, razão pela qual a ANEEL abriu na última quarta-feira (28/07), a Consulta Pública nº 046/2021, para discutir a possibilidade de exigência de garantias financeiras para a participação nos certames relativos ao Mecanismo de Venda de Excedentes (MVE), coordenado pela CCEE.

O aprimoramento proposto pela ANEEL visa mitigar os efeitos advindos da inadimplência de agentes compradores no mecanismo, verificado desde o início das operações de compra por meio dele em 2019.

Conforme dados divulgados pela ANEEL, houve uma inadimplência média de 2,04% no MVE em 2019 e 2020, porém com a constatação de inadimplências maiores que 30% arcadas por algumas distribuidoras em determinados meses.

Relembrando o MVE:

Regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL nº 904/2020, o MVE permite que as distribuidoras negociem com participantes do ACL a energia contratada para atendimento de seu mercado regulado e, posteriormente, constatada como excedente.

Após a negociação por meio do MVE, os compradores devem realizar o pagamento pela energia em liquidação financeira específica. A ANEEL sugere, nesta Consulta Pública, a criação de duas etapas de exigência de garantias para a realização de compras no MVE: uma para participação no mecanismo, a ser cobrada de todos os participantes do certame – compradores em potencial, e outra de fiel cumprimento do contrato, para aqueles que vierem a adquirir a energia excedente das distribuidoras.

Hoje, a Resolução Normativa ANEEL nº 904/2020 prevê a aplicação de penalidades no caso de inadimplência, incluindo o possível desligamento do comprador da CCEE, porém não estabelece cobertura para o custo de oportunidade perdido pelos vendedores – lacuna que seria preenchida pelas garantias sugeridas na consulta pública.

A Consulta Pública nº 046/2021 estará disponível para contribuições entre 28/07 e 10/09/2021 e o Grupo CPFL já inicia as discussões sobre o tema.

Veículos de comunicação reportam que a demora no atual governo em reconhecer a magnitude da crise pode elevar riscos de apagões

A atual crise energética pela qual o Brasil enfrenta segue sendo manchete nos principais jornais e mídias especializadas. A grande crítica de especialistas ao Governo reside na falta de incentivos à redução do consumo. Isso pois, as ações federais em curso até o momento se concentram em esforços para tentar garantir a oferta, com a expansão de geradores fornecedores de energia existente, com foco em ampliar a oferta disponível.

Contudo, a contratação emergencial de termelétricas pode reduzir a pressão por ora, mas não proporciona uma recomposição de reservatórios para 2022, se o período seco reiterar. Além disso, o custo de tais medidas emergenciais será repassado ao consumidor. O Operador Nacional do Sistema já vê risco de esgotamento ainda em 2021.

Em paralelo, o MME se posicionou em nota afirmando que tem feito campanha pelo uso consciente da água e que não há qualquer indicativo de corte de carga.

Com as medidas de expansão da oferta, o governo tem a expectativa de ampliar a capacidade de geração atual em 8% e da malha de transmissão em 10%. O maior problema, porém, tem sido a expectativa de crescimento de consumo pautado no avanço da retomada econômica, além do fenômeno natural La Niña, que afeta drasticamente chuvas no Centro-Sul e no Nordeste e reduz a geração eólica.

Ademais, outras medidas esperadas para serem já implementadas no início de agosto, para auxílio no enfrentamento da crise, avançam de forma tímida. A remodelagem do Programa de Resposta da Demanda, conforme prometido aos grandes consumidores que voluntariamente reduzissem o consumo nos horários de pico, entrou em Consulta Pública divulgada pelo MME na última segunda feira (02/08), e ficará disponível para contribuições até dia 09/08.

Tomada de Subsídios ANEEL nº 010/2021 traz discussões de mudanças importantes para o Setor

Os requisitos mínimos de ingresso no mercado livre de energia, tanto para consumidores livres, quanto para consumidores especiais estão, hoje, dispostos na Portaria do Ministério de Minas e Energia nº 514/2018, posteriormente atualizada pela nº 465/2019.

Segundo a Portaria atualizada, desde julho de 2019 iniciou-se a redução da régua de reserva de mercado de consumidores especiais. Seguindo o cronograma, a partir de janeiro de 2022, consumidores com carga igual ou superior a 1.000kW poderão optar por comprar energia elétrica livremente e o mesmo ocorrerá a partir de janeiro de 2023, com consumidores com carga igual ou superior a 500kW.

E na prática, o que isso significa?

Podemos considerar que a partir de janeiro de 2023 não haverá mais nenhuma reserva de mercado obrigatória para compra de energia incentivada, hoje obrigatoriamente destinada para consumidores especiais, e todos os consumidores com carga igual ou superior a 500kW poderão comprar, tanto energia convencional, quanto energia incentivada, para compor sua necessidade de consumo.

Adicionalmente, a Portaria também traz uma determinação para que a ANEEL e a CCEE apresentem estudos sobre medidas regulatórias necessárias para permitir a abertura do mercado livre para consumidores abaixo de 500kW. Na referida determinação, também há a necessidade de inclusão no estudo sobre o comercializador regulado de energia e uma proposta de cronograma de abertura oficial do mercado livre, iniciando em janeiro de 2024.

Assim, seguindo a determinação da Portaria, a ANEEL abriu recentemente a Tomada de Subsídios nº 010/2021, em que visa obter embasamento para a elaboração desse estudo disposto acima. Para tanto, diversas questões foram trazidas para os agentes responderem como essa mudança deve acontecer, considerando questões importantes, como:

• Tratamento dos contratos de energia das distribuidoras;
• Papel do Comercializador Varejista nesse contexto;
• Condições de migração e possível retorno ao mercado cativo;
• Segregação da comercialização regulada de energia da distribuidora.

Esses e outros desdobramentos serão analisados pelos agentes até o dia 17 de agosto, período em que se encerrará essa Tomada de Subsídios e a ANEEL iniciará a construção de uma proposta a ser endereçada via Consulta Pública.

O Grupo CPFL está participando ativamente dessas discussões. Qualquer dúvida, não deixe de nos contatar!

Em meio a um período de acaloradas discussões acerca dos recordes históricos dos baixos níveis de reservatórios, no último dia 29 de junho, a diretoria da ANEEL aprovou a nova resolução que estabelece as faixas de acionamento e os adicionais das bandeiras tarifárias a partir de 1º de julho. De acordo com a simulação realizada, se não houvesse alteração nos valores das bandeiras, haveria um déficit de cerca de R$ 5 bilhões na Conta Bandeira. 

A ANEEL divulgou, inclusive, que a bandeira tarifária para o mês de Julho/2021 será VERMELHA PATAMAR 2.

Consumo de energia apresenta crescimento de 6,8% na primeira quinzena de junho

Dados da CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica mostram que o consumo de energia elétrica no Brasil segue há 11 meses em alta, demonstrando recuperação do recuo provocado pela pandemia de COVID-19 ao longo de 2020.

Na primeira quinzena de junho, a CCEE registrou um aumento de 6,8% em comparação com o mesmo período do ano passado. Esse aumento na demanda reflete a adaptação de setores da economia para operarem durante a pandemia, bem como uma sinalização de recuperação da economia, o que, por outro lado, preocupa a alta gestão dos órgãos do Setor nesse momento de crise hídrico-energética.

Primeiro passo dado rumo à regulamentação da Lei nº 14.134/21.

Em complemento à novidade trazida acerca da publicação da Nova Lei do Gás, no início de junho o Governo Federal publicou o Decreto nº 10.712/21, que regulamenta a Nova Lei.

A lei em referência foi sancionada em abril e redesenhou o marco legal do Setor de Gás, porém os agentes aguardavam a publicação das regras e detalhamentos de alguns dispositivos.

Dentre os desdobramentos, o texto trouxe uma classificação de gasodutos de transporte, equiparou o Biometano (combustível obtido a partir do tratamento do biogás*) ao gás natural, criou regras para interação entre as esferas de poder, além de ter reforçado o papel da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) como Agência Reguladora responsável pela regulação de atividades concorrenciais. Ainda, previu a possibilidade de conexão dos produtores diretamente à malha de gasodutos de transporte, o que pode impulsionar grandes projetos de produtores de Biometano.

Ainda, o Decreto criou um pacto nacional do Novo Mercado de Gás, no qual o Governo busca uma harmonização das regulações estaduais, com o objetivo de assegurar que as regulações não sejam uma barreira para o desenvolvimento de mercado. Isso ocorre, pois a competência conferida pela Constituição Federal para regulamentar sobre o segmento de distribuição de gás (downstream) é estadual e não federal. Contudo, uma crítica que o mercado trouxe em relação a este tema vai no sentido de que esse pacto nacional é voluntário e não mandatório, o que não traz incentivo econômico para a sua adesão.

Seguimos acompanhando esse tema, que deverá ser seguido de abertura de Consultas Públicas para a regulamentação das alterações trazidas pela Lei e Decreto regulamentador.

*Biogás: é um tipo de biocombustível produzido a partir da decomposição de materiais orgânicos (de origem vegetal ou animal), que são decompostos, produzindo uma mistura de gases cuja maior parte é composta de metano. Alguns exemplos são: fezes de animais, restos de comida e lodo de esgoto.

Medida Provisória 1.031/2021 foi aprovada pelo Congresso Nacional e aguarda sanção presidencial.

Após a aprovação do texto base da Medida Provisória nº 1.031/21 – que trata da desestatização da Eletrobras, pela Câmara dos Deputados (em 20 de maio), e pelo Senado (em 17 de junho), a proposta retornou à Câmara para referendar as alterações propostas pelo Senado Federal.

Dessa forma, em 21 de junho, o plenário da Câmara dos Deputados aprovou a MP nº 1.031/21 e a matéria aguarda, agora, a sanção do Presidente da República, que contará com o prazo de 15 dias úteis para sancionar a matéria, a partir do seu recebimento pela Casa Civil – o que ainda não ocorreu.

Sobre a proposta aprovada:

O projeto de conversão manteve a proposta original do governo – que autoriza a privatização da Eletrobras, por meio de operação de aumento de capital social da companhia sem subscrição pública de ações pela União. Contudo, acrescentou temas não afetos ao tema central, que foram objetos de críticas.

Dentre as emendas rejeitadas integralmente pela Câmara dos Deputados está a Emenda nº 24, que estabelecia novos critérios para migração de consumidores para o mercado livre, prevendo a liberalização total do mercado a partir de julho de 2026. Ainda, a emenda determinava que os consumidores cativos que migrassem para o ambiente livre carregariam consigo os custos da sobrecontratação involuntária das distribuidoras, por meio de encargo tarifário.

O que muda, afinal?

Em relação aos itens mantidos no texto final da proposta, está a contratação obrigatória de usinas termelétricas a gás natural, na modalidade reserva de capacidade, em localidades sem infraestrutura de gasodutos, que foi ampliada de 6GW para 8GW – tema mais polêmico da MP e não relacionado ao tema central.

Ainda, a minuta aprovada prevê a contratação de 2GW de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs em leilões, bem como a possibilidade de prorrogação dos contratos do PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas por 20 anos, além de outras questões como:

• Prorrogação do contrato de concessão da usina hidrelétrica Mascarenhas de Moraes, de Furnas;
• Permissão para que empregados da Eletrobras possam comprar ações da empresa e autorização para a União aproveitar funcionários demitidos em outras estatais;
• Extensão de 4 para 6 anos do período em que a Eletrobras fará pagamentos ao Centro de Pesquisa em Energia Elétrica – CEPEL;
• Inclusão da bacia hidrográfica do rio Parnaíba no programa de revitalização do rio São Francisco;
• Inclusão de ações para a navegabilidade dos rios Madeira e Tocantins no programa de redução estrutural de custos de geração de energia na Amazônia Legal;
• Destinação da parcela da outorga que vai para a CDE apenas aos consumidores do mercado regulado, para fins de modicidade tarifária;
• Manutenção do subsídio ao fornecimento de energia elétrica para o Projeto de Integração do Rio São Francisco (Pisf);
• Destinação de recursos do excedente econômico de Itaipu Binacional para a CDE, para programa de transferência de renda do governo federal e para financiar os programas de revitalização de bacias e de redução de custos de geração na Amazônia Legal;
• O governo terá até 12 meses, a partir da aprovação da lei, para apresentação de um plano de recuperação dos reservatórios do país em até dez anos;

 Estamos acompanhando de perto esse tema e manteremos todos os nossos clientes informados.

Medida Provisória nº 1.055/2021 publicada está entre uma das diversas medidas para o enfrentamento da crise hídrica.

Frente a um cenário nacional de crise hídrica e energética pelas quais o Brasil enfrenta, o Governo tem atuado em algumas frentes com medidas em prol da melhor gestão dos recursos para otimização energética e atendimento de toda a demanda elétrica nacional. Dentre as medidas de Governo, está a Medida Provisória nº 1.055/2021, publicada em edição extra do Diário Oficial da União no último dia 28 de junho, já batizada pelo setor de “MP da Crise Hídrica”.

A referida MP institui a Câmara de Regras Excepcionais para Gestão Hidroenergética (CREG), que tem sua vigência prevista até o dia 30/12/2021 e será composta pelos Ministérios: da Economia, da Infraestrutura, da Agricultura, do Meio Ambiente, do Desenvolvimento Regional e de Minas e Energia e presidida por este último, que poderá tomar decisões sem consulta do colegiado.

Dentre os objetivos da CREG estão:

• Estabelecer condições emergenciais de operação dos reservatórios das hidrelétricas, definindo limites de uso, armazenamento e vazão – além de eventuais medidas mitigadoras associadas;
• Estabelecer prazos para atendimentos dessas medidas pelos órgãos – ONS, CCEE e concessionários de geração
• Poderá homologar deliberações do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE relacionadas às medidas emergenciais para suprimento eletroenergético, estabelecendo a obrigatoriedade de cumprimento dessas decisões pelos órgãos e agentes do setor.

Importante mencionar que os custos incorridos pelos agentes de geração para a implementação das medidas de monitoramento e mitigação dos impactos poderão ser arcados pelos agentes do SEB via ESS – Encargo de Serviço do Sistema.

Segundo pronunciamento do Ministro, a medida tem como principal objetivo não apenas de assegurar o abastecimento de energia elétrica até o final de 2021, momento em que seguiremos vivendo a atual crise hídrica, como reduzir também os impactos dessa escassez hídrica para os demais usuários da água. Ainda, reforçou que, em parceria com a indústria, o Ministério está finalizando o redesenho do programa voluntário que incentiva as empresas a deslocarem o consumo dos horários de maior demanda de energia para os horários de menor demanda, denominado Programa de Resposta da Demanda, sem afetar sua produção e o crescimento econômico do País

Crise de 2001 vs. 2021

Para todos aqueles que vivenciaram a crise hídrica de 2001, a criação da CREG provavelmente nos remete à Medida Provisória nº 2.147/2001, que criou a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE. Contudo, se analisarmos ambas as medidas, a CREG possui funções diretivas e relativas à coordenação do que a GCE, que possuía atribuições voltadas ao operacional. Isso se deve ao fato de que hoje temos um modelo de governança do Setor Elétrico estabelecido e com atribuições bem definidas desempenhadas pelos órgãos que o compõem. Outro fator está relacionado ao momento da CREG, que está sendo criada com uma antecedência diferente da qual fora a GCE em 2001, com uma antecedência suficiente para possível implementação de medidas e ações emergenciais em caso de eventual necessidade.

Outras medidas do Governo para a gestão da crise hídrica:

Além da Medida Provisória publicada, o Governo já vem atuando há alguns meses em outras frentes para o enfrentamento da crise, tais como:

• Desde Out/2020 – Acionamento de Usinas termelétricas;
• Desde Out/2020 – Importação de energia da Argentina e Uruguai;
• Gestão das restrições operativas das hidrelétricas, para preservar níveis dos reservatórios e priorizar as outras fontes, em coordenação com órgãos competentes;
• Gestão de disponibilidade de combustível para usinas termelétricas;
• Gestão para entrada em operação de novas usinas e linhas de transmissão;
• Campanhas para consumo consciente e racional de água e energia elétrica;
• Revisão do Programa Resposta da Demanda – Redução Voluntária da Demanda.

Embora saibamos que iremos viver um ano desafiador sob a ótica hídrico-energética, estamos aqui para trazer informação transparente e verdadeira para nossos clientes. A CPFL Soluções está aqui para oferecer todo suporte necessário, nosso time comercial segue à disposição em caso de dúvidas.

No último dia 21/05, Christiano Vieira da Silva foi nomeado Secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia, cargo até então ocupado por Rodrigo Limp, que tomou posse como Presidente da Eletrobras no início de maio, último dia 07/05, conforme informado em nosso Alerta da Regulação nº 032/2021. Técnico de carreira, Christiano Vieira ocupava o cargo de Superintendente de Regulação dos Assuntos de Geração – SRG desde 2015. De 2007 a 2014 foi assessor da diretoria da ANEEL. Anteriormente, entre 1997 e 2003, também ocupou cargos nos Ministérios de Minas e Energia, Saúde e da Fazenda, sempre com atuação direcionada para os temas de infraestrutura. Engenheiro Eletricista graduado pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), o ex-Superintendente da ANEEL também é Mestre em Economia pela Universidade de Brasília (UnB).

Highlits – Confira outros destaques do mês:

Bandeira tarifária de junho/2021: a bandeira tarifária acionada para o mês de junho será vermelha – patamar 2, com custo de R$6,24 para cada 100kWh consumidos. Maio é considerado o primeiro mês da estação seca nas principais bacias hidrográficas do Sistema Interligado Nacional – SIN e já registrou condições hidrológicas desfavoráveis em função do cenário macro. Junho se inicia com os principais reservatórios do SIN em níveis mais baixos para essa época do ano, o que já sinaliza para um horizonte com reduzida geração hidrelétrica e aumento da produção termelétricas.

Consumo de energia apresenta crescimento de 10,5% na primeira quinzena de maio: dados da CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica mostram que houve um aumento de 10,5% no consumo de energia elétrica na primeira quinzena de maio em relação ao mesmo período em 2020. Segundo a Câmara, a sequência de 10 meses consecutivos de crescimento reafirma a resiliência de setores da economia mesmo diante da manutenção da pandemia da COVID-19. Esse resultado foi motivado pelo mercado livre, com uma alta de 25,2%, influenciada também pela entrada de novas cargas no segmento.

PL de GD ainda não encontrou consenso: o Projeto de Lei nº 5.829/2019, que propõe um marco regulatório para a Micro e Minigeração Distribuída no país, tramita em regime de urgência na Câmara dos Deputados desde dezembro de 2020, porém, desde o início de março, já recebeu cinco novas versões de substitutivos apresentados pelo seu relator, o Deputado Lafayette de Andrada (Republicanos/MG). Contudo, ainda não há um consenso na Câmara acerca de sua aprovação, dada a divergência de interesses que circundam o tema. O assunto está em foco por lá, continuaremos monitorando.

Estudos já estão autorizados para a proposição de diretrizes para o Programa Nacional do Hidrogênio.

No último dia 17/05, o Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, órgão máximo de assessoramento da Presidência da República na formulação de políticas nacionais e diretrizes de energia, publicou a Resolução CNPE nº 06/2021, que determina a realização de estudo para proposição de diretrizes para o Programa Nacional do Hidrogênio.

A Resolução determina ao Ministério de Minas e Energia, em cooperação com os Ministérios da Ciência, Tecnologia, Inovações e Desenvolvimento Regional – MCTI, com apoio técnico da Empresa de Pesquisa Energética, que apresente ao CNPE, em até 60 dias, diretrizes para o Programa.

O estudo deverá observar:

• o interesse em desenvolver e consolidar o mercado de hidrogênio no Brasil e a inserção internacional do insumo do país;
• a inclusão do hidrogênio como um dos temas prioritários de investimentos em P&D, conforme Resolução CNPE nº 02/2021;
• a importância do hidrogênio como vetor energético que, combinado a outras soluções, tem potencial para contribuir globalmente para uma matriz energética de baixo carbono;
• a diversidade de fontes energéticas disponíveis no País para a produção de hidrogênio;
• as tecnologias associadas a esse vetor energético já desenvolvidas e em desenvolvimento no País;
• o potencial de demanda interna para a exportação de hidrogênio no contexto de transição energética;
• entre outros.

Um pouco sobre o Hidrogênio

Em face às dificuldades encontradas por diversos países em reduzir suas emissões de gases de efeito estufa, o hidrogênio ganhou força como recurso voltado à descarbonização das economias. O insumo carrega alta densidade energética, possui versatilidade de uso, não emite CO2 e pode funcionar como armazenamento de energia.

Por ter uma matriz diversificada e dominada por fontes renováveis de energia, o Brasil é visto como uma potência para a produção e exportação, no futuro, do hidrogênio “verde” – aquele produzido por energia elétrica renovável, a partir de eletrólise.

O tema promete estar presente nas pautas de tendências voltadas ao setor energético brasileiro.

Fiquemos de olho!

Medida Provisória 1.031/2021 foi aprovada na madrugada do último dia 20 de maio e desperta críticas no setor.

Em longa sessão do Plenário da Câmara dos Deputados ocorrida na madrugada no último dia 20/05, a redação final do parecer elaborado pelo relator da Medida Provisória – MP nº 1.031/21, deputado Elmar Nascimento (DEM-BA), foi aprovada. A referida MP contém diretrizes gerais para o processo de desestatização da estatal Eletrobras, que hoje detém 30% de toda a energia gerada no país e está vinculada ao Ministério de Minas e Energia.

O modelo de desestatização aprovado se dará na modalidade de aumento do capital social, por meio da subscrição pública de ações ordinárias com renúncia do direito de subscrição pela União. Na prática, a União fará a capitalização da empresa, com lançamento de ações na bolsa, porém não participará dessa operação.

Apesar de manter o controle, a União será detentora da conhecida Golden Share, uma ação de classe especial que lhe garante poder de veto em deliberações relacionadas a ações sociais – a fim de evitar que algum acionista detenha mais de 10% do capital votante da empresa. A intenção é, no futuro, se desfazer de mais ações tão logo a empresa esteja mais valorizada, já sob a gestão privada.

Dentre as questões trazidas no texto aprovado que dizem respeito à privatização em si, foram aprovadas diretrizes e alterações sem relação direta com o processo de desestatização, objeto de críticas por agentes do setor.

Questões polêmicas e desdobramentos para o Setor Elétrico:

Contratação de térmicas: a proposta aprovada determina a realização de leilão para adquirir compulsoriamente contratos de fornecimento de usinas térmicas à gás localizadas no Nordeste (1 GW), Norte e Centro-Oeste (5 GW), por 15 anos, para térmicas à gás natural. Agentes do setor e associações já emitem duras críticas a esta aprovação, que pode resultar em um aumento de custo a todos os consumidores em R$ 20 bi/ano;

Contratação de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs: o texto também prevê um leilão de 2 GW de PCHs, o que pode aumentar o custo para o consumidor cativo em quase R$ 1 bi/ano, durante 30 anos.

PROINFA: a proposta trouxe a possibilidade de prorrogação de contratos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas – PROINFA, hoje administrados pela Eletrobras, por 20 anos. Em relação a esse item, estima-se um acréscimo de mais de R$ 3 bi/ano nas contas de energia;

Transferência de renda:  o texto prevê que um eventual superavit da energia vendida por Itaipu a partir de 2023 – quando se encera o período de pagamento do empréstimo de construção da obra – será dividido em 75% para abater encargos nas contas de luz e 25% para programas sociais do governo;

Mercado cativo: no texto aprovado, há destinação de recursos da CDE apenas para os pequenos consumidores ligados às distribuidoras, deixando de fora o mercado livre de energia e grandes consumidores;

Após a aprovação da MP, associações ligadas à indústria e a investidores do setor elétrico iniciaram uma mobilização para tentar reverter no Senado a inclusão desses dispositivos sem relação com a desestatização em si. A maior linha de defesa vai no sentido de que tais medidas trazidas no texto devem resultar em uma maior pressão nas contas de luz de todos os consumidores brasileiros, notadamente em função da criação de reserva de mercado para as térmicas à gás e pequenas centrais hidrelétricas.

Próximos passos:

O texto segue agora para aprovação do Senado, que tem até o dia 22/06 para apreciação, a partir de quando a referida MP caduca. Após a aprovação do Senado – se não houver modificações ao texto aprovado, ele segue, então, para a sanção presidencial.

Estamos acompanhando de perto esse tema e manteremos todos os nossos clientes informados.

Térmicas operando na base e importação de energia da Argentina e Uruguai estão entre as medidas adotadas pelo Governo.

A crise hídrica que assola o país – novamente – está ganhando representatividade nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, de modo que o Ministério de Minas e Energia decidiu criar uma “sala de situação” para acompanhar o suprimento de energia no país de modo a tentar preservar o volume dos reservatórios sem prejudicar o abastecimento energético.

O grupo foi criado após o alerta do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e de outros órgãos ligados ao Ministério acerca da maior crise hidrológica dos últimos 91 anos.

Entendendo a crise energética

Entre setembro de 2020 e abril de 2021, os reservatórios das hidrelétricas das regiões Sudeste e Centro-Oeste receberam o menor volume de chuvas dos últimos 90 anos, desde quando essas informações começaram a ser registradas, em 1931. Ocorre que, tais reservatórios representam 70% da capacidade de armazenamento de águas do país.

Segundo o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, em abril, o volume dos reservatórios chegou no menor nível verificado para esse mês desde 2015.

Sendo assim, com o término do período chuvoso no Sudeste e Centro-Oeste e com os baixos volumes armazenados nos reservatórios, o CMSE reforçou a necessidade de adoção de medidas mais efetivas na busca pelo equilíbrio do abastecimento energético, razão pela qual acionou geração termelétrica fora da ordem de mérito além da importação de energia da Argentina e Uruguai, sem limitação de quantidade e preços – desde que respeitadas restrições operativas de forma a minimizar o custo operacional global do sistema elétrico.

Consequências

Com a crise hídrica que estamos vivenciando e medidas emergenciais sendo adotadas pelos órgãos setoriais para garantir o suprimento energético, a pressão sobre as tarifas de energia de todos os consumidores é fato certo. Não haverá como fugir de um aumento tarifário expressivo motivado, notadamente, pelo acionamento de térmicas operando na base fora da ordem de mérito, o que encarece o custo operativo do sistema.

Mercado Livre em alta

Frente a este cenário, o mercado livre de energia volta a ganhar maior relevância. Já existe uma tendência identificada de consumidores de pequeno porte, ainda ligados às distribuidoras, de maior procura por informações e pedidos de cotações para iniciar seus processos de migração ao mercado livre de energia, apesar de os preços em ambos os mercados, regulado e livre, estarem em alta devido à conjuntura nacional.

Diante disso, o setor elétrico deverá vivenciar mais um ano de altas adesões ao mercado livre. Segundo dados da CCEE, em 2021 o volume total de migrações já é o segundo maior da história, com 149, atrás somente do ano recorde de migrações que ocorreu em 2016, que contou com 192.

Independentemente do cenário enfrentado, a CPFL Soluções estará sempre ao lado dos nossos clientes oferecendo a segurança necessária.

Aconteceu entre os dias 26 e 28 de abril a Agenda Setorial, evento que reúne diversos agentes para discutir mudanças e perspectivas relacionadas aos rumos do setor de energia para o biênio 2021/2022.

O evento contou com membros dos principais órgãos do Setor Elétrico, que trouxeram, dentre outros, discussões sobre o panorama de mercado e projeções após 1 ano de pandemia, desdobramentos decorrentes do processo de desestatização da Eletrobrás para o Setor Elétrico, preços e perspectivas para a retomada da produção industrial de energia em 2021, dentre outros.

O evento finalizou no dia 28 de abril com discussões acerca dos impactos decorrentes da aprovação da Lei do Gás para o Setor Elétrico.

Veja também outros highlights do mês

Bandeira tarifária de maio/2021

A bandeira tarifária acionada para o mês de maio será vermelha patamar 1, com custo adicional de R$ 4,169 para cada 100kWh consumidos. Em maio inicia-se o período seco, com os principais reservatórios apresentando estoques aquém do esperado para essa época do ano. Essa conjuntura sinaliza patamar desfavorável de produção pelas hidrelétricas e alta necessidade de acionamento do parque termelétrico, pressionando custos relacionados ao risco hidrológico (GSF) e o preço da energia no mercado de custo prazo (PLD).

Comércio e Serviços expressam início de recuperação

Dados da CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Elétrica mostram que setores fortemente impactados pela COVID-19, como Comércio e Serviços, demonstram uma recuperação significativa na primeira quinzena de abril. A retomada das atividades é justificada pelo crescimento no consumo de energia elétrica por esses segmentos no mercado livre, com 31,2% e 45%, respectivamente.

Publicada Lei que isentou faturas de energia do Amapá

No último dia 27 de abril, foi publicada a Lei nº 14.146/2021, decorrente da conversão da Medida Provisória nº 1.010/2020 – que isentou do pagamento da conta de luz os consumidores afetados pelo apagão que ocorreu no Amapá por 22 dias, entre o fim de setembro e outubro de 2020. Esta isenção das faturas dos consumidores do Amapá se deu a partir da destinação de R$ 51,3 milhões da CDE – Conta de Desenvolvimento Energético à CEA – Companhia de Eletricidade do Amapá – distribuidora local.

Na mesma data, também foi publicada a MP 1.011/2020, que abriu crédito extraordinário, do Tesouro Nacional em favor do Ministério de Minas e Energia – MME, a ser transferido à CDE para custear esse desembolso do impacto à CEA.

Conforme trouxemos em nosso Boletim Regulatório, edição de Novembro de 2020, para arcar com esse valor, o Decreto nº 10.551/2020, também publicado em 25 de novembro, antecipou o fim da alíquota zero de IOF em operações de crédito para 26 de novembro, que estava previsto para ocorrer, inicialmente, em 31 de dezembro de 2020. Dessa maneira, então, a antecipação de crédito do Tesouro em favor da CDE está sendo custeada por todos os contribuintes que realizam operações financeiras.

PL de GD não é consenso na Câmara

O Projeto de Lei nº 5.829/2019, que propõe um marco regulatório para a Micro e Minigeração Distribuída no país, tramita em regime de urgência na Câmara dos Deputados desde dezembro de 2020, porém, desde o início de março, já recebeu três novas versões de substitutivos apresentados pelo seu relator, o Deputado Lafayette de Andrada (Republicanos/MG). Contudo, ainda não há um consenso na Câmara acerca de sua aprovação, dada a divergência de interesses que circundam o tema. O assunto está em foco por lá, continuaremos monitorando.

Após 6 anos de discussões, foi publicada a Lei nº 14.134/21, que deve atrair novos investimentos para o setor

No último dia 08 de abril, o presidente Jair Bolsonaro sancionou a Nova Lei do Gás, publicada sob o nº 14.134/21.

Conforme nossa última edição do Boletim Regulatório de março de 2021, o referido Projeto de Lei, até então tramitando sob o nº 4.476/2020, fora aprovado em setembro de 2020 pela Câmara dos Deputados e, na sequência, seguiu para o Senado, onde sofreu significativas modificações em dezembro do mesmo ano. Já em 17 de março deste ano, a Câmara rejeitou veementemente todas as alterações que haviam sido propostas pelo Senado e aprovou o projeto na sua proposta original e, nesses moldes ele então foi sancionado.

O que muda?

A Lei estabelece um novo marco regulatório para o setor de gás natural no Brasil, e cria nova lógica de mercado, com limites impostos à participação da Petrobrás no setor, simplificando processos e consolidando bases para uma melhor utilização das infraestruturas existentes na busca por uma maior segurança jurídica e, por consequência, atração de mais investimentos e aumento da concorrência, considerado um aspecto relevante para a retomada do crescimento econômico no país.

Dentre as mudanças estruturais impostas pela nova Lei à cadeia de valor do Gás Natural está a desverticalização do setor de transporte, garantia de amplo acesso de terceiros a infraestruturas essenciais, fim do modelo de concessão no segmento de transporte, contratação da capacidade de transporte por entradas e saídas, dentre outras alterações imprescindíveis para que houvesse, de fato, um mercado aberto e desenvolvido desse insumo no país, até então sob o monopólio da Petrobrás.

Trata-se de um tema que integrou a campanha dos atuais Presidente da República e Ministro da Economia. Por meio desse novo marco legal, há expectativas anunciadas de novos investimentos da ordem de R$ 74bi e a geração de mais de 33 mil empregos diretos e indiretos.* Fonte: Valor Econômico

Para implementar as mudanças trazidas pela lei, contudo, serão necessárias medidas infralegais e discussões no âmbito regulatório para definições operacionais acerca da dinâmica imposta pelo marco legal. Nossos times estão acompanhando esse tema de perto para deixar você sempre à frente das novas perspectivas advindas desse tema. Fique de olho!  

Aumento médio inicialmente projetado pela Agência seria de 18,2%

Desde o final de 2020, a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, realizou uma projeção de aumento nas tarifas de energia elétrica para o ano de 2021, na ordem de R$ 29,57 bilhões, proporcionando um cenário base de aumento tarifário médio de 18,20% para os consumidores de todo o país. Diante dessa conjuntura, a ANEEL divulgou em abril desse ano um conjunto de oito medidas para mitigação do impacto nas contas de energia, que resultará num montante de R$ 18,83 bilhões de atenuação nas tarifas.

Conta-Covid

Criada em 2020, a Conta-Covid foi uma das medias que resultou no financiamento de aproximadamente R$ 15 bilhões para o Setor Elétrico, sendo que parte desse recurso já foi revertido para os consumidores ao longo de 2020 e, uma parte dele, no total de 1,78 bilhão, ainda será revertido ao longo deste ano.

P&D e PEE

Em paralelo, recursos dos programas de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e de Eficiência Energética – PEE, também revisados em 2020, contribuem à amortização das tarifas o montante de R$ 2,23 bilhões.

PIS e Cofins

Além disso, distribuidoras que possuem recursos para devolução dos valores cobrados a maior de PIS e Cofins, acumularão um valor expressivo de R$ 5,58 bilhões, que irão contribuir no pacote de medidas estabelecido pela Agência.

Demais ações

Outras ações incorporadas foram a inserção de uma parcela de R$ 3,66 bilhões relativa ao reperfilamento do pagamento da rede básica do sistema existente – RBSE pelas transmissoras, algumas receitas para a modicidade tarifária, que ainda não foram consideradas nos processo de revisão tarifária, estimadas em R$ 300 milhões e a antecipação das receitas faturadas dos consumidores por ultrapassagem de demanda e excedente de reativo, que acrescentam uma importância de R$ 1,61 bilhão.

Ainda, duas últimas ações incorporadas se referem à consideração de crédito do saldo de comercialização de Itaipu e sobras operacionais que somam um montante de R$ 1,53 bilhão, e o diferimento da Parcela B, onde estão alocados os custos gerenciáveis das distribuidoras e que, segundo projeção da ANEEL, poderá contribuir com cerca de R$ 2,14 bilhões.

Motivação

Vale destacar que tais medidas foram necessárias, dado que em 2021 os reajustes tarifários das distribuidoras de energia teriam forte efeito atípico.

Dentre as causas mapeadas decorrentes dessa pressão tarifária estão, um cenário hidrológico adverso e a aquisição de energia advinda de ITAIPU, que é precificada em dólar.  Outro forte aliado desse efeito reside nos índices de correção de novos contratos de concessão firmados pelas distribuidoras a partir de 2015, quando tiveram alterados os indexadores de IGP-M para IPCA. O resultado foi que um grupo de 16 empresas possui ainda o IGP-M como fator de ajuste da Parcela B, enquanto que outras 18 concessionárias terão seus custos gerenciáveis ajustados pelo IPCA.

A disparidade entre os índices IGP-M e IPCA, que avançaram no ano passado na ordem de 23,14% e 4,52%, respectivamente, foi alvo de preocupação de associações do setor e da própria ANEEL, que buscou aplicar ações capazes de atenuar os impactos tarifários sentidos pelos consumidores em 2021, tentando manter o equilíbrio econômico financeiro dos contratos das empresas dos segmentos de geração, transmissão e distribuição.

Em decisão de 26 de março, a ANEEL suspendeu o corte de energia por inadimplência para os consumidores de baixa renda beneficiários da tarifa social de energia elétrica. De acordo com a Agência, a medida tem como objetivo “garantir a continuidade do fornecimento àqueles que, neste momento de pandemia, não tem condições de pagar a sua conta.” A decisão é similar à adotada em 2020 pela ANEEL, para amenizar os impactos da pandemia para os consumidores – importante notar que, agora, a suspensão vale apenas para os beneficiários da tarifa social. Durante o prazo de vigência da resolução atual, as distribuidoras podem suspender o pagamento das compensações por má qualidade do serviço. A medida tem validade até 30 de junho de 2021.

Veja também outros highlights do mês

Bandeira tarifária de abril/2021

A bandeira tarifária para abril permanece amarela, com custo adicional de R$1,343 para cada 100kWh consumidos. De acordo com a ANEEL, os reservatórios estão com estoques reduzidos devido ao baixo volume de chuvas observado no período úmido, e o mês de abril, transição entre o período úmido e seco, não deve alterar essa situação.

Renegociação de Itaipu adiada

Em 17 de março, o os chanceleres do Brasil e do Paraguai anunciaram o adiamento do início da renegociação do Anexo C do tratado de Itaipu, por conta da pandemia. Com vencimento em 2023, ele trata da comercialização e dos preços da energia gerada pela usina, e prevê que cada país tem direito à metade da energia gerada pela binacional, e deve vender ao outro o que não utilizar.

Aprimoramento das Bandeiras Tarifárias em discussão

Em 24 de março, a ANEEL abriu a Consulta Pública 010/2021. Essa CP visa obter subsídios para o aprimoramento da proposta de revisão dos Adicionais e das Faixas de Acionamento para as Bandeiras Tarifárias 2021/2022. As contribuições podem ser enviadas até 7 de maio.

Nova versão do modelo Newave em debate

Em 26 de março, a ANEEL abriu a Tomada de Subsídios 005/2021, com o objetivo de obter subsídios para discutir o uso de nova versão do modelo computacional Newave (versão 27.0.1), no âmbito do planejamento e da programação da operação do SIN e do cálculo do PLD. A Tomada de Subsídios é um momento inicial de discussão do tema, para coletar informações junto aos agentes interessados, e precede a consulta pública. O período de contribuição vai até 26 de abril.

PL 4476/2020 deve atrair novos investimentos para o setor

Em 17 de março, foi aprovado na Câmara dos Deputados o PL 4476/2020, que estabelece um novo marco regulatório para o setor de gás natural no Brasil. O projeto havia sido aprovado inicialmente na Câmara em setembro de 2020, e seguiu para o Senado, onde foi aprovado com modificações em dezembro. Na decisão, a Câmara rejeitou as mudanças propostas pelos senadores. O texto seguiu para sanção presidencial, cujo prazo final se encerra em 6 de abril.

Entendendo o caso:

O PL 4476/2020, conhecido como Lei do Gás, teve origem no PL 6407/2013. O projeto cria nova lógica de mercado, simplificando processos e consolidando bases para uma melhor utilização das infraestruturas existentes na busca por uma maior segurança jurídica e, por consequência, atraindo mais investimentos, que é considerado um aspecto relevante para a retomada do crescimento econômico. A mudança proposta para o regime de exploração de gasodutos, ao invés do modelo atual de concessão por leilões, torna o processo mais simples e evita a verticalização por empresas que atuam em todas as etapas da cadeia, formando sociedades para transporte, produção e comercialização. As emendas incialmente propostas pelo Senado foram agora rejeitadas pela Câmara.

Publicado parecer do relator ao PL 5.829/2019

O Projeto de Lei 5.829/2019, de autoria do deputado Silas Câmara (Republicanos/AM), propõe um marco regulatório para a GD. O projeto, que tramita em regime de urgência na Câmara dos Deputados desde dezembro de 2020, ganhou novo capítulo em março de 2021, com a publicação do parecer do relator, o deputado Lafayette de Andrada (Republicanos/MG).

O texto menciona ter como diretrizes a promoção da democratização da GD e a garantia da segurança jurídica para o setor. Propõe que a micro e mini geração distribuída (MMGD) remunere integralmente a TUSD Fio B e a mini GD do grupo A remunere a TUSD-G. O projeto traz também a possibilidade de adesão com ou sem armazenamento para pessoas físicas/jurídicas; consórcio; cooperativa ou condomínio voluntário ou edifício ou qualquer forma de associação civil (como MMGD local ou remota; EMUC; geração compartilhada; e caracterizada como autoconsumo remoto).

Para que haja uma transição gradual à nova regra, o PL prevê que a norma atual permaneça vigente por 26 anos para projetos cujo parecer de acesso seja solicitado em até 12 meses da publicação da lei. Após isso, passa a valer a nova regra – porém, para as modalidades de geração junto à carga, geração compartilhada, EMUC, geração por meio de fontes despacháveis e autoconsumo remoto até 200kW, está previsto um sistema de transição de 12 anos, custeado pela CDE. Para essas modalidades, a unidade consumidora passará a pagar o valor total apenas após o 12º ano da publicação da lei.

O projeto aguarda agora a votação na Câmara dos Deputados. Apesar de novo texto, o clima político na Câmara tende a não favorecer a deliberação da matéria, em função da priorização de temas relacionados ao combate da pandemia, o Plano Nacional de Imunizações e os auxílios econômicos.

Foi aprovada pela ANEEL, a Resolução Normativa nº 912/2021, que estabelece novos componentes tarifários na Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) e na Tarifa de Energia (TE), atinentes à devolução dos empréstimos feitos às distribuidoras que optaram por aderir à Conta-COVID. Relembramos que em maio de 2020, o Governo Federal propôs a criação da Conta-COVID, que foi destinada a receber os recursos de uma operação financeira para alívio do caixa das distribuidoras de energia para enfrentamento dos impactos decorrentes da pandemia da Covid-19. O recurso, à título de empréstimo, foi contratado e administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e seu objetivo principal foi garantir a liquidez do setor, mitigando os impactos da redução do consumo e do aumento da inadimplência no período.

Os componentes tarifários terão vigência de 5 anos, a partir dos eventos tarifários de 2021 das distribuidoras de energia. As unidades consumidoras que tenham comunicado à distribuidora a opção de migração para o mercado livre a partir de 8 de abril de 2020 devem carregar a parcela referente aos encargos da Conta-COVID, tanto da TUSD quanto da TE.

Highlights: Confira a seguir outros assuntos em alta

Bandeira tarifária de março/2021

A bandeira tarifária para março permanece amarela, com custo adicional de R$2,343 para cada 100kWh consumidos.  Segundo a ANEEL, devido ao volume de chuvas abaixo do padrão histórico entre setembro e janeiro, os principais reservatórios do país apresentam com baixo estoque. Assim, apesar do mês de março ser típico do período úmido, isso justifica a manutenção da bandeira amarela.

22 anos de CCEE

Em fevereiro de 1999, nascia a Administradora de Serviços do Mercado Atacadista de Energia (ASMAE) e, junto com ela, também o mercado de comercialização de energia elétrica no Brasil. Já em 2004, juntamente com o novo marco regulatório do Setor Elétrico, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE foi criada com o objetivo de suceder ao Mercado Atacadista de Energia (MAE), que já havia substituído a ASMAE. Após 22 anos e diversas transformações no Setor Elétrico, hoje a CCEE celebra essa data com alegria, ciente dos novos desafios que estão por vir frente às perspectivas de ampliação do mercado livre.

ICMS Pernambuco

Em decisão inédita, o Tribunal de Justiça de Pernambuco concedeu isenção de ICMS para o consórcio de Geração Distribuída (GD) da ENC Energy, de 4 MW, ficando assim dispensado do pagamento de ICMS sobre a energia compensada. A decisão supera os benefícios previstos no Convênio ICMS 16/2015, do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz), válido no estado, que isenta do pagamento do imposto empreendimentos de até 1 MW e não inclui a modalidade de consórcio.  A sentença considera a inexigibilidade do ICMS sobre a energia produzida e transferida no âmbito do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE), ou seja, entende que o imposto não deve incidir quando a unidade consumidora gera a energia que irá consumir. Ainda, declara o direito à compensação dos pagamentos indevidos referentes aos cinco anos anteriores à ação. Permanecemos monitorando os desdobramentos desse caso e manteremos todos informados, porém entendemos que referida decisão pode abrir precedente de demais judicializações sobre o tema no país.

Reforma do modelo setorial

O texto do PLS 232/2016, após aprovação no Senado, finalmente seguiu para a Câmara dos Deputados para ser analisado e deliberado pelo plenário. Na Câmara, seguindo rito próprio, o projeto recebeu uma nova numeração: a partir de agora falaremos do PL 414/2021, quando tratarmos da proposta de reformulação do modelo do setor elétrico. Pela tramitação de praxe, se a Câmara não promover alterações de mérito no texto, o PL segue direto para a sanção presidencial, caso contrário, voltará ao Senado para nova avaliação e, só depois, segue para sanção.

As mudanças aprovadas são importantes pois deverão trazer alívio para as tarifas do consumidor final de energia elétrica.

Como vínhamos destacando em nossos boletins, informamos que foi publicada hoje no Diário Oficial da União a Lei 14.120/2021, resultado da Medida Provisória nº 998/2020, que ficou conhecida como a MP do Consumidor, após aprovação pelo Senado, no dia 04 de fevereiro.

Após longa tramitação na Câmara, em discussão desde a sua publicação, em 02 de setembro de 2020, e com várias alterações na versão original, o texto aprovado na Câmara seguiu para o Senado, que teve pouco tempo para deliberação, pois o prazo de caducidade da MP era 09 de fevereiro. Com a proximidade do final de sua validade, o Senado aprovou de forma rápida e sem alterações de mérito no texto que veio da Câmara.

Considerando-se importante relembrar o contexto da MP, trazemos algumas das mais importantes mudanças de regras implementadas, com o objetivo principal de reduzir as tarifas de energia para os consumidores finais em médio e longo prazos, com destaque às tarifas das distribuidoras do Norte e do Nordeste.

• Destinação de recursos para a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE

O texto aprovado destina parte dos recursos dos programas de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e de Programa de Eficiência Energética – PEE para a CDE. Tratam-se de programas em que as concessionárias de geração, distribuição e transmissão de energia do país investem parte de seu faturamento em projetos de pesquisa em inovação e tecnologia, mediante aprovação da ANEEL.

Os recursos a serem repassados são aqueles ainda não comprometidos com projetos contratados ou iniciados, além daqueles reprovados ou não concluídos. Atualmente, segundo levantamento apresentado pelo governo, existe um saldo de cerca de R$ 3,4 bilhões, que será direcionado para a conta. Além do saldo atual, a Lei também destina cerca de 30% dos recursos desses programas para a CDE entre 1º de setembro de 2020 e 31 de dezembro de 2025, prazo final para a quitação pelas distribuidoras dos empréstimos da Conta-Covid.

Lembramos que a CDE é um fundo setorial que custeia programas e políticas públicas para o desenvolvimento do setor elétrico, como por exemplo: programa Luz Para Todos; universalização do acesso à energia elétrica; descontos nas tarifas de uso para fontes de geração renováveis incentivadas e para irrigação. Esse fundo é constituído por meio da cobrança de encargos nas contas de energia elétrica. O aporte dos recursos dos programas de P&D e PEE na conta, que entra como “receita”, trará um alívio nos reajustes das tarifas dos consumidores finais, durante o período de quitação da chamada Conta-Covid. Essa conta foi criada pela MP 950, que viabilizou um empréstimo de mais de R$ 15 bilhões para as distribuidoras de energia, com o objetivo de minimizar o impacto da crise da Covid-19, pela queda de receita e aumento de inadimplência durante a pandemia. Esses empréstimos serão repassados para os consumidores até 2025, por meio de um novo encargo dentro da CDE.

• Fim dos Descontos na TUSD/TUST

Uma importante alteração nas regras atuais é o fim dos descontos na TUSD. Os empreendimentos de energia de fontes incentivadas, atualmente com direito a desconto nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão não inferior a 50%, incidentes na geração e no consumo, não farão mais jus a esse incentivo ao fim do prazo de suas outorgas ou na eventual renovação delas. Em relação a novos empreendimentos, ou em caso de aumento da capacidade instalada dos existentes, só terão direito ao desconto aqueles que solicitarem a outorga, ou alteração dela no caso de aumento de capacidade, em até 12 meses, contados de 1º de setembro de 2020 e, ainda, se iniciarem a operação de todas as suas unidades de geração em até dois anos da data de suas outorgas. Mas há uma exceção e uma contrapartida:

• A exceção: Para os novos empreendimentos hidrelétricos com potência instalada de até 30 MW – PCHs e CGHs, os descontos ainda serão mantidos em 50% por 5 anos adicionais e em 25% por outros 5 anos, contados a partir da publicação da lei. Essa exceção não constava do texto original da MP, tendo sido introduzida pela Câmara.
  • A contrapartida: Como forma de não desestimular investimentos na geração de energia renovável por eventual baixa competitividade, o que traria insegurança no suprimento, a proposta prevê que, no prazo de um ano contado da publicação da lei, o governo deverá apresentar diretrizes para a implementação de mecanismos que considerem os benefícios ambientais das tecnologias de geração de energia renovável,.

O fim dos descontos na TUSD e TUST também tem o condão de desonerar a CDE, conta que sustenta o subsídio por meio do pagamento de encargos pelos consumidores finais. Essa rubrica representa perto de R$ 4 bilhões do orçamento da CDE, e cresce cerca de R$ 500 mil ao ano.

Por fim, e não menos importante, destacamos que os contratos de compra e venda de energia incentivada atuais, com direito a desconto, não sofrerão qualquer impacto nas regras de comercialização, durante a sua vigência.

• Ampliação da segurança jurídica para o Mercado Livre

Duas importantes medidas aprovadas que beneficiam o mercado livre são a previsão em lei da figura do Comercializador Varejista e também do desligamento de agentes inadimplentes da CCEE. Essas medidas trazem maior segurança jurídica para o mercado, pois atualmente só estão previstas de forma infralegal, em regulamentos da ANEEL.

No texto aprovado foram incluídas regras sobre as circunstâncias do desligamento dos agentes da CCEE, que poderá ocorrer, conforme regulamentação da ANEEL, dentre outras razões: (i) de forma compulsória; (ii) por solicitação do agente; e (iii) por descumprimento de obrigações na CCEE. Além disso, o texto prevê que o inadimplemento acarretará a suspensão do fornecimento de todas as unidades consumidoras do agente.

Já sobre o Comercializador Varejista, o texto prevê que a comercialização de energia no mercado livre poderá ser feita por intermédio desse agente, habilitado na CCEE, caracterizada pela representação de pessoas físicas ou jurídicas, a quem não será obrigado aderir à CCEE. A previsão da representação de pessoas físicas abre caminho para o futuro da abertura total do mercado livre, inclusive para baixa tensão. A proposta também prevê regras para o encerramento da representação desses consumidores, que poderá ocorrer por: (i) resilição do contrato, mediante declaração de vontade; (ii) resolução do contrato em razão da inexecução contratual; e (iii)  desligamento ou inabilitação do agente varejista na CCEE. O texto também prevê a suspensão do fornecimento das unidades consumidoras em caso de inadimplemento com o seu agente varejista.

• Redução de tarifas para as Distribuidoras da Região Norte

Algumas medidas foram aprovadas para beneficiar os consumidores da Região Norte, conectados nas distribuidoras da Eletrobras recentemente privatizadas. Foram destinados recursos da CDE e de outra conta, a Reserva Geral de Reversão – RGR, como forma de atenuar aumentos tarifários para os seus consumidores. As distribuidoras beneficiadas são: Amazonas Distribuidora de Energia, Boa Vista Energia, Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA, Companhia Energética de Alagoas – Ceal, Companhia Energética do Piauí – Cepisa, Centrais Elétricas de Rondônia – Ceron e Companhia de Eletricidade do Acre – Eletroacre. Essas medidas são:

• desobrigação da quitação de empréstimos, financiados pela RGR, concedidos na época em que ficaram sob controle temporário da União, período que precedeu a privatização;
• mudança de critério de arrecadação do encargo da CDE para as distribuidoras do Acre e de Rondônia, que passam a recolher com a mesma regra das demais distribuidoras da Região Norte (por estarem no sistema isolado, atualmente recolhem com a regra da região Sudeste/Centro-Oeste);
• alteração no critério de estabelecimento da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC para essas distribuidoras o que representa redução do custo de geração médio cobrado e, consequentemente, das tarifas.

Lembrando que a RGR é um encargo pago pelas empresas de geração, transmissão e distribuição de energia, cuja finalidade é financiar projetos de melhoria e expansão para empresas do setor energético.

• Reserva de Capacidade

Com o objetivo de garantir o fornecimento emergencial em momentos de maior demanda foi implementado um ajuste na legislação para a contratação da reserva de capacidade, incluindo a energia de reserva. O custo de contratação desse fornecimento será rateado por todos os consumidores finais de energia, tanto do mercado regulado quanto do mercado livre. Entende-se essa medida como um primeiro passo para a separação de lastro e energia, proposta importante nos projetos de lei de reforma do modelo do setor em discussão.

• Angra 3

Também foram aprovadas novas regras sobre a usina de Angra 3. A proposta é que a União poderá privatizar a exploração da usina por meio do regime de autorização, pelo prazo de 50 anos, podendo ser prorrogado por mais 20 anos. Contudo, por força do que está previsto na Constituição Federal, a exploração de energia nuclear no país é exclusividade da União, o que fará com que a empresa que receber a outorga será uma sócia minoritária do governo.

O nosso time de Gestão permanece disponível para mais esclarecimentos, nos canais regulares.

ICMS não compõe base de cálculo para PIS/COFINS.

A diretoria da ANEEL abriu a Consulta Pública (CP) nº 005/2021, no último dia 11 de fevereiro, com o objetivo de obter subsídios para o aprimoramento da proposta de devolução dos créditos tributários decorrentes de processos judiciais que tratam da exclusão do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) da base de cálculo dos Programas de Integração Social e de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PIS/PASEP) e da Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS). A proposta que a diretoria da ANEEL colocou em Consulta Pública prevê a devolução dos valores aos consumidores finais de energia por meio de descontos na fatura de energia elétrica, sendo os valores estabelecidos concomitantemente ao processo tarifário de cada uma das distribuidoras, em um prazo de até cinco anos, a partir de 2021. Apesar de a matéria ainda ter recursos pendentes de julgamento, a procedência e trânsito em julgado de algumas ações judiciais das distribuidoras deram início à discussão sobre a titularidade e mensuração dos valores envolvidos, além do prazo e da operacionalização para a devolução.

As distribuidoras, por sua vez, possuem críticas à proposta apresentada e devem levá-las em formato de contribuições à CP 005/2021 – o prazo para recebê-las está aberto até 29 de março. A bandeira defendida pela ANEEL vai na linha da desoneração tarifária em prol do consumidor, de todo o valor em discussão, sem se falar em compartilhamento de benefício econômico para as distribuidoras. O diretor relator da matéria, em seu voto, apresentou o entendimento da ANEEL de que eventuais custos processuais investidos pelas distribuidoras em ações junto ao Poder Judiciário para questionar a regra de tributação já são previstos nas tarifas. Em termos de projeção de valores a serem devolvidos, a Agência calcula cerca de R$ 50 bi, podendo chegar até a R$70 bi, se incluídas as 14 distribuidoras que não ajuizaram ação própria.

Entendendo o caso:

Em 2017, o Supremo Tribunal Federal (STF) proferiu decisão de que o ICMS não poderia compor base para cálculo do PIS/Pasep e da COFINS. Nessa época, diversas distribuidoras já haviam ajuizado ações com questionamentos baseados em teses semelhantes na Justiça.

Embora a decisão do STF possua repercussão geral, este processo ainda está com um recurso pendente de julgamento para discutir a modulação de seus efeitos, ou seja, quem poderá fazer jus aos efeitos dessa decisão e a partir de quanto ela passará a valer, o que torna a discussão regulatória no plano da Agência ainda incerta.  

O Grupo CPFL Energia está participando ativamente das discussões junto ao Regulador e manterá seus clientes prontamente informados tão logo estejam definidas as questões operacionais da devolução dos créditos tributários em questão.

As alterações propostas na MP em relação ao PL 5.817/2019 podem diminuir a resistência dos parlamentares à privatização da empresa.

Em 23 de fevereiro, o Governo Federal publicou, em edição extra do Diário Oficial, a Medida Provisória (MP) nº 1.031/2021, que prevê a privatização da Eletrobras. A proposta traz algumas modificações importantes em relação ao Projeto de Lei (PL) nº 5.817, que foi encaminhado à Câmara em 2019 e trata da mesma matéria.

De acordo com o texto, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) poderá iniciar estudos para a execução e acompanhamento do processo de desestatização da empresa, além de contratar os serviços técnicos especializados necessários ao processo. A desestatização da empresa se dará na modalidade de aumento do capital social, por meio da subscrição pública de ações ordinárias com renúncia do direito de subscrição pela União. Contudo, o texto trouxe de volta a criação da conhecida Golden Share, uma ação de classe especial que dá a União poder de veto em deliberações relacionadas a ações sociais. Esse tipo de ação não estava prevista no PL. Além disso, também está previsto que nenhum acionista ou bloco de acionistas detenha mais do que 10% dos votos.

Uma medida de destaque é que dos recursos a serem pagos como bonificação de outorga pelas empresas vencedores dos certames, 50% deverão ser destinados à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) – e não mais um terço, como previsto no PL – com o objetivo de reduzir as tarifas de energia. Outra medida que não consta do PL é a prorrogação da concessão da hidrelétrica de Tucuruí, que não está no regime de cotas, por 30 anos. A União também estará autorizada a outorgar novas concessões de geração para exploração em regime de produção independente, também pelo prazo de 30 anos, de usinas com participação da Eletrobras que foram prorrogadas pelo regime de cotas, além das usinas de Itumbiara e Sobradinho. As renovações se darão pelo regime de exploração para produção independente, inclusive quanto às condições e assunção da gestão do risco hidrológico.

Outra mudança importante é a previsão do desenvolvimento de alguns projetos. Da receita da União, R$ 8,7 bilhões serão destinados a programas de revitalização e de redução tarifária na região Norte. Estão previstos também aportes obrigatórios de R$ 230 milhões em dez anos para a revitalização dos recursos hídricos das bacias onde estão localizadas as hidrelétricas de Furnas e de R$ 295 milhões, pelo mesmo período, para redução estrutural de custos de geração de energia na Amazônia Legal. Além dos R$ 3,5 bilhões, também em dez anos, que já estavam previstos no PL, para o projeto de revitalização do rio São Francisco.

A desestatização da empresa estará condicionada à aprovação, por assembleia geral de acionistas, da reestruturação societária da Eletrobras, de forma que a Eletronuclear e Itaipu Binacional permaneçam sob controle, direto ou indireto, da União.

Ao fim do prazo regimental, que ocorreu em 25 de fevereiro, foram apresentadas 570 emendas ao texto da MP. Nossos times de regulação e de gestão estão aprofundando os estudos e análise das emendas e, oportunamente, traremos novidades sobre a matéria.   

ANEEL/MME – Consultas Públicas e Tomadas de Subsídios

CP MME 101/2020 – obter subsídios para o aprimoramento da proposta do Plano Decenal de Energia (PDE 2030).

• Status: contribuições enviadas até 22/01/21
• CPFL enviou suas contribuições em 22/01/21

CP MME 103/2021 – documentação técnica do Grupo de Trabalho – GT de Metodologia da CPAMP, com o objetivo de colher subsídios da sociedade para os temas de Volatilidade do CMO/PLD, Representação Hidrológica e Produtibilidade Hidroelétrica, com o objetivo de integração das metodologias e programas computacionais utilizados.

• Status: período de contribuição se encerra em 22/02/21

TS ANEEL 011/2020 – Obter subsídios para a elaboração de propostas de adequações regulatórias necessárias à inserção de sistemas de armazenamento no setor elétrico brasileiro.

• Status: período de contribuição foi postergado para 01/03/21

CP ANEEL 002/2021 – obter subsídios para o aprimoramento do Submódulo 1.1 “Adesão à CCEE” dos Procedimentos de Comercialização – PdC

• Status: período de contribuição se encera em 12/03/21

Incentivo fiscal para GD em MG é ampliado

No dia 6 de janeiro, o governo de MG sancionou a lei 23.762/2021, que amplia a isenção do ICMS para micro e mini GD até 5 MW, também para as demais fontes renováveis. Atualmente, no estado, apenas a GD fotovoltaica até 5 MW era beneficiária dessa isenção. Vale ressaltar, contudo, que tal alteração ainda depende de aprovação no CONFAZ para entrar em vigor. Após a aprovação – que possivelmente ocorrerá em meados de fevereiro – ainda haverá a necessidade de Publicação de Decreto para sua aplicação.

CNPE publica diretrizes nacionais para Políticas Públicas voltadas à MMGD no Brasil: em 28/12/20 foi publicada a Resolução CNPE nº 15/2020, que estabelece diretrizes nacionais para políticas públicas voltadas à MMGD no Brasil. Isso significa que tais diretrizes deverão ser observadas ao se desenhar as políticas públicas relacionadas à MMGD. Dentre as diretrizes publicadas está:

• Acesso não discriminatório do consumidor à rede de distribuição para fins de conexão de GD;
• Segurança jurídica e regulatória – com prazos para manutenção dos incentivos dos atuais consumidores que possuem GD;
• Alocação dos custos de uso da rede (TUSD) e encargos, considerando os benefícios trazidos pela MMGD;
• Transparência e previsibilidade nos processos de elaboração, implementação e monitoramento da política pública, com definição de agenda e prazos de revisão das regras para a GD
• Gradualidade na transição das regras, com estágios intermediários para o aprimoramento das regras para a MMGD

Bandeira Tarifária: A bandeira tarifária em fevereiro segue amarela, com custo adicional de R$1,343 para cada 100kWh consumidos. Geralmente fevereiro é um mês típico do período úmido nas principais bacias do Sistema Interligado Nacional (SIN). Contudo, em função da recuperação lenta dos principais reservatórios em função do volume de chuvas abaixo do padrão histórico para esse período do ano, a ANEEL decidiu manter o mesmo patamar.

PDE 2030 – entre 14/12/20 e 22/01/21 esteve aberta Consulta Pública pelo MME (CP MME 101/2020) para discutir com os agentes aprimoramentos à proposta do Plano Decenal de Expansão de Energia 2030. Em relação às projeções voltadas para a demanda de energia, incluindo impactos da crise da COVID-19, o PDE considera crescimento de 3,1% ao ano. Já com relação às perspectivas de expansão na matriz elétrica brasileira, destacamos que o documento traz um crescimento de geração térmica a gás de 8GW até o fim do horizonte e crescimento da capacidade eólica de 11,8GW.

A ANEEL publicou em 26 de janeiro, a resolução normativa que amplia para todos os consumidores do país, a partir de 1º de fevereiro de 2021, o Programa Resposta da Demanda.

O Programa

O objetivo do programa, implementado pela Resolução Normativa nº 792/2017 e anteriormente restrito apenas aos consumidores dos submercados Norte e Nordeste, é a modicidade tarifária e maior confiabilidade de suprimento com a redução dos custos de atendimento ao sistema elétrico nacional. Para o alcance desse objetivo, os consumidores livres participantes do programa ofertam a redução do seu consumo de energia elétrica, em horários pré-acordados com o ONS, como alternativa ao despacho de usinas térmicas fora da ordem de mérito, recebendo compensações financeiras para isso. O programa tem validade até 27 de junho de 2021.

Os interessados no programa formalizam o pedido ao ONS e celebram Contrato de Prestação de Serviços Ancilares. As suas ofertas de preços e quantidades devem ser informadas ao ONS, semanalmente até a quinta-feira, para a semana operativa seguinte. Além disso, no dia anterior ao despacho pelo ONS, o consumidor deve confirmar a sua disponibilidade para a redução da demanda. As ofertas consistem em produtos com duração da redução da demanda de uma, duas, três, quatro ou sete horas, em lotes com volume padrão de 1 MWmédio e no mínimo 5 MWmédios.

A redução da demanda de cada consumidor participante do programa será valorada considerando o preço ofertado e o PLD vigente em cada hora do produto. Caso o preço ofertado seja maior que o PLD, a remuneração será realizada considerando a diferença entre esse preço e o PLD, e será paga por meio do Encargo de Serviço de Sistema – ESS, rateado pelos agentes que suportariam os custos dos despachos das usinas termelétricas fora da ordem de mérito.

O programa teve baixa adesão dos agentes desde a sua implementação. Além de ser restrito aos submercados Norte e Nordeste, entende-se que a falta de interesse se deveu à alta inadimplência verificada no Mercado de Curto Prazo da CCEE decorrente do processo de judicialização do GSF. Assim, a expectativa agora, com a resolução do problema do GSF e também com a ampliação dos consumidores elegíveis, é de que o programa ganhe força. Nosso time de gestão está a postos para dirimir suas dúvidas.

O sucesso do caminhar da agenda para o Setor Elétrico depende de pauta a ser definida após a eleição da presidência das Casas.

Setor Elétrico

O Setor Elétrico inicia o ano de 2021 com grandes expectativas em relação ao andamento de projetos legislativos já bem encaminhados, que aguardam uma prioridade na pauta parlamentar. Essa, por sua vez, estará definida somente a partir da eleição das presidências do Senado e Câmara dos Deputados, prevista para ocorrer nos primeiros dias de fevereiro, quando do fim do recesso parlamentar.

Dentre os projetos mais aguardados estão o PLS 232/2016, que trata de propostas para a reformulação do modelo do Setor Elétrico – aguardando para ser deliberado pelo plenário do Senado; e o PL 1.917/2015, com matéria muito similar ao PLS 232/2016, que está tramitando na Câmara e aguarda novo parecer do relator, após a apresentação de emendas.  Além desses, ainda no âmbito legislativo, o Setor espera pela votação da MP 998/2020 pelo Senado – que altera regras do setor e remaneja recursos para reduzir as tarifas de energia, cujo prazo final se encerra em 08 de fevereiro, após o que a MP perde sua validade.

Ainda com grande anseio, o projeto de lei que trata da privatização da Eletrobrás é decisivo para que esse processo avance. Não se sabe, contudo, qual prioridade lhe será dada na pauta parlamentar após as eleições e saída do até então presidente da Eletrobrás, Wilson Ferreira Jr.

Já no que se refere à pauta regulatória, o mercado espera ver de perto o desfecho das judicializações decorrentes do risco hidrológico (GSF) com a proposta de repactuação que espera a adesão em massa dos geradores, medida que irá, de fato, destravar os valores bilionários represados em liquidações financeiras no mercado de curto prazo.

Ainda com expectativa para o primeiro semestre está em primeiro da fila o item segurança de mercado. O tema vem ganhando relevância e profundidade desde 2019, quando eventos isolados de crise com algumas comercializadoras sinalizaram a necessidade de aprimoramentos regulatórios para este setor. Ainda, entendeu-se que tais ajustes regulatórios viriam como viabilizadores à expansão do mercado livre e à aproximação com o setor financeiro, com novos produtos como derivativos de energia.

Espera-se que a ANEEL abra uma Consulta Pública, ainda no primeiro trimestre, para trazer à discussão com a sociedade três Notas Técnicas elaboradas pela CCEE  sobre o tema. Nosso time estará sempre focado ao longo desse ano para trazer tempestivamente informação de qualidade aos nossos clientes. Fique de olho!

Mudança regulatória será implementada a partir de 1º de janeiro de 2021 e simplifica processo de migração para alguns acessantes.

Sobre o aprimoramento

Ao longo do ano de 2020, a Câmara de Comercialização de Energia – CCEE, realizou webinares para tratar de mudanças programadas no segmento de medição de energia. Com a Resolução Normativa da ANEEL nº 863 de 2019, foram aprimorados os procedimentos de medição e leitura para acessantes conectados ao sistema de distribuição, tendo como principal foco unificar os procedimentos entre os mercados cativo e livre.

Destaca-se três pontos relevantes relacionados ao aprimoramento:

Período de faturamento: os consumidores do grupo A passarão a ser faturados em intervalo de leitura correspondente ao mês civil. A mudança no período de faturamento para todo o grupo A elimina a necessidade de faturamento extra ou consumo final daquelas unidades que estão migrando para o mercado livre. Atualmente, apenas os consumidores livres e especiais usufruem dessa regra.

Repasse dos custos com comunicação: fim do repasse dos custos com a comunicação do ponto de medição, sendo a distribuidora acessada a responsável pelos custos de instalação e operação do sistema de comunicação de dados. Dessa forma, é esperado que os custos com a comunicação não sejam mais repassados e sejam considerados como custos diretos das distribuidoras.

Laudo de perdas técnicas do transformador : com a fixação de um parâmetro para as perdas técnicas no processo de mapeamento do ponto de medição, a CCEE vai deixar de exigir o laudo de perdas do transformador para aqueles casos de unidades consumidoras pertencentes ao grupo A, mas que possuem sistema de medição instalado no lado de baixa tensão do transformador. Para consumidores conectados em tensão superior a 44KV, será aplicado 1% aos valores medidos, tanto de energia ativa quanto reativa e para os casos de tensão igual ou inferior a 44KV, será aplicado 2,5% aos valores medidos de energia ativa e reativa.

Os consumidores do ACL que já possuem programados em seus medidores o algoritmo de compensação, não terão que realizar qualquer alteração nos seus equipamentos, pois os sistemas da CCEE foram adequados para considerar, a partir de 01/01/2021, apenas os dados sem compensação e descartar os valores calculados por algoritmo.

As mudanças têm validade a partir de 1º de janeiro de 2021. Nossos consultores estão à disposição para atendê-los em caso de dúvidas. 

Curtas

Marco Legal da GD: após o requerimento de urgência à apreciação do Projeto de Lei – PL 5.829/2019, apresentado pelo deputado Jhonatan de Jesus (Partido Republicano/PR), a matéria teve seu relator designado, o deputado Lafayette de Andrada (REPUBLIC-MG). Há grandes expectativas de que o tema de micro e minigeração distribuída, já muito discutido no âmbito na ANEEL, tenha seu marco legal em breve aprovado. As condições previstas no PL, contudo, ainda devem gerar discussões entre os defensores da GD e as Distribuidoras de Energia do país.

MP 998 aprovada na Câmara:  após a publicação do parecer final do relator, deputado Léo Moraes (PODEMOS-RO), no dia 17 de dezembro, o plenário da Câmara aprovou o texto final da MP, que segue agora para análise e aprovação no Senado. No seu parecer inicial, o relator havia aceitado 16 emendas, das 205 apresentadas, e após discussão em plenário foram aceitas mais 5 emendas. Uma das emendas aprovadas prevê a manutenção dos descontos de 50% na TUSD para PCHs por mais 5 anos e 25% para os 5 anos seguintes. Lembrando que o texto da MP previa o fim dos descontos na TUSD para todas as usinas de fontes incentivadas, como biomassa, solar e eólica, além de PCHs. A emenda concede, portanto, tratamento especial apenas para as PCHs. Uma questão que causou polêmica, entretanto, não foi acatada: a Câmara rejeitou a criação do Marco Legal para Geração Distribuída, que buscava manter os subsídios para a MMGD até a inserção de 10% da carga de cada concessão. Conforme previsto, os pontos relativos à modernização do setor elétrico não foram acatados, pois serão discutidos em Projetos de Lei específicos (PLS 232/2016 e PL 1.917/2015).

Agenda Regulatória ANEEL 2021/2022: em 08 de dezembro, a ANEEL aprovou sua Agenda Regulatória 2021/2022, com a relação dos temas a serem analisados pela Agência nos próximos dois anos. A Agenda contém 41 atividades prioritárias e 70 ordinárias com entregas em 2021, e ainda 21 atividades indicativas previstas para 2022. Destas, destacam-se o aprimoramento da Resolução Normativa nº 482/2012, que trata de micro e mini geração distribuída,  definido como prioritário para o 1º semestre de 2021. Como ordinárias, a agenda inclui o aprimoramento da regulamentação de autorização de comercializadoras, com consulta pública prevista para o primeiro semestre do próximo ano, e o aprimoramento das garantias financeiras do mercado de curto prazo, com tomada de subsídios prevista para o início do ano e consulta pública para o segundo semestre de 2021.

Senado Federal aprova o PL do Gás em 10 de dezembro, o Senado aprovou o PL 4476/2020. O texto, conhecido como PL do Gás, estabelece um novo marco regulatório para o setor e teve origem no PL 6407/2013. O projeto cria nova lógica de mercado, simplificando processos e consolidando bases para uma melhor utilização das infraestruturas existentes na busca por uma maior segurança jurídica e, por consequência, atraindo mais investimentos, que é considerado um aspecto relevante para a retomada do crescimento econômico. A mudança proposta para o regime de exploração de gasodutos, ao invés do modelo atual de concessão por leilões, torna o processo mais simples e evita a verticalização por empresas que atuam em todas as etapas da cadeia, formando sociedades para transporte, produção e comercialização. Das 20 emendas propostas, 3 foram aprovadas e uma foi aprovada parcialmente. O texto atual incluiu a preservação da competência estadual aos serviços de gás canalizado. Como o texto original foi modificado, agora retorna à Câmara dos Deputados para avaliação final.

ANEEL homologou valores dos limites do PLD

Na última reunião de Diretoria, realizada em 15/12/2020, a ANEEL homologou os novos valores dos limites mínimo e máximo do PLD, além daTEO – Tarifa de Energia de Otimização e da TEO_Itaipu – Tarifa de Energia de Otimização de Itaipú.

O valor do PLD Máximo Estrutural (PLD_{máx_estrutural}), definido em R$ 583,88/MWh, é corresponde ao nível de proteção ao risco para 95% dos cenários hidrológicos projetados, obtido do deck do NEWAVE utilizado na última revisão ordinária de garantia física das usinas hidroelétricas despachadas centralizadamente.

Com o início do Preço Horário, em janeiro de 2021, além do PLD_{máx_estrutural} conviveremos também com o PLD Máximo Horário (PLD_{máx_horário}),definido pela ReN 858/2019, que a ANEEL fixou em R$ 1.197,87/MWh.O PLD_{máx_horário} é calculado com base na média dos Custos Variáveis Unitários (CVUs) das usinas termelétricas a óleo diesel disponíveis no deck do Programa Mensal da Operação (PMO) de setembro de 2019, e atualizada a cada ano pelo IPCA. Para a compatibilização da convivência diária dos dois limites máximos, será adotado ajuste uniforme dos 24 valores de PLDs horários, para que atendam a meta de valor médio igual ao PLD_{máx_estrutural}, com ajuste da curva de 24 valores, respeitado o PLD_min, mantendo o perfil da curva de preços horários. Ou seja, caso a média diária dos PLDs horários for superior ao PLD_{máx_estrutural}, a CCEE deve ajustar a série de PLDs horários até que a média de seus valores seja igual ao PLD_{máx_estrutural}. A curva diária deve ser realizada de forma uniforme e proporcional, respeitado o valor do PLD_min. Esse ajuste será realizado por submercado, de forma independente.

Já o PLD mínimo é calculado com base no maior valor entre a TEO e a TEO_Itaipu ,ficando, assim, R$49,77.

Além dos limites do PLD, a ANEEL também homologou os valores da TEO – Tarifa de Energia de Otimização e da TEO_Itaipu para o ano de 2021. 

A TEO visa cobrir os custos incrementais de O&M das usinas hidrelétricas e o pagamento da compensação financeira (CFURH) referente à energia transacionada no MRE, e ficou definida em R$ 12,74/MWh.

A TEO_Itaipu é o custo da energia elétrica produzida pela UHE Itaipu e transacionada pelo seu comercializador no MRE e será igual ao produto entre o custo variável incorrido pela usina na produção da energia entregue ao Brasil e a média geométrica da taxa de câmbio do dólar americano, e foi fixada em R$49,77.

Os valores do PLD têm vigência entre a primeira e a última semanas operativas de 2021, para todos os submercados. Já a TEO e a TEOItaipu têm validade a partir de 1º de janeiro de 2021.

ANEEL homologou o valor de R$51,3 milhões a ser repassado da CDE à CEA

Em reunião extraordinária, ocorrida no dia 9 de dezembro, a Diretoria da ANEEL, tratando da MP 1010/2020 – que isenta os consumidores dos municípios do Estado do Amapá abrangidos pelo estado de calamidade pública do pagamento da fatura de energia elétrica referente ao período de 26/10 a 24/11 – homologou o valor de R$51,3 milhões a ser repassado da CDE à Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA pela CCEE. O valor, suficiente para a cobertura dos efeitos da isenção, foi calculado com base nas informações repassadas pela distribuidora e é inferior ao limite de R$80 milhões estabelecido na MP.

A isenção é limitada aos municípios que sofreram interrupção prolongada no fornecimento de energia elétrica e restrita aos consumidores das classes A e B. No caso das faturas já pagas, a CEA deve gerar um crédito para o consumidor nas faturas seguintes. As faturas ainda não pagas serão consideradas quitadas.

• PLS 232 /2016 – Projeto de Lei que trata de propostas para a reformulação do modelo do SEB. Tramitando no Senado teve parecer favorável do senador relator, aprovado na Comissão de Infraestrutura – CI do Senado. Após protocolo apresentado por 10 senadores, o PLS será deliberado no plenário da casa, para só então ser encaminhado para apreciação na Câmara. Ainda sem agenda na Casa.

• PL 1917/2015 – Projeto de Lei muito similar ao PLS 232/2016, está tramitando na Câmara e também teve aprovação pelo relator. Foram apresentadas emendas e relator deverá emitir novo parecer, incluindo-as ou não. Ainda sem agenda na casa.

• PL 4.476/2020 – Projeto de Lei, conhecido como “Novo Mercado de Gás”, contém alterações estruturais na cadeia de valor desse segmento a fim de fomentar o setor de gás natural, até então, totalmente sob o monopólio da Petrobras. Com a aprovação do texto na Câmara, sob nº 6.407/2013, seguiu para tramitação regulamentar no Senado, quando teve o número alterado para PL 4.476/2020.

Consultas Públicas e Tomadas de Subsídios

• CP 056/2020 – Obter subsídios para o aprimoramento da proposta da regulamentação de que trata o artigo 2º da Lei nº 14.052/2020, que estabeleceu novas condições para a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica
  Status: em deliberação pela diretoria da ANEEL

• CP 066/2020 – Obter subsídios para o aprimoramento da proposta de revisão da REN nº 843/2019, exclusivamente para adequação de aspectos formais do Normativo em relação ao início do preço horário em janeiro de 2021.
  Status: contribuições foram enviadas até 20/11

• TS 012/2020 – Obter subsídios para o aprimoramento dos Procedimentos de Comercialização para 2021, em decorrência de alterações regulatórias ocorridas.
  Status: contribuições foram enviadas até 30/11

• CP 061/2020 – Obter subsídios para a Análise de Impacto Regulatório – AIR sobre o tratamento regulatório para o estabelecimento de usinas híbridas e associadas.
  Status: período de contribuição que se encerra em 04/12

• TS 011/2020 – Obter subsídios para a elaboração de propostas de adequações regulatórias necessárias à inserção de sistemas de armazenamento no setor elétrico brasileiro.
  Status: período de contribuição que se encerra em 22/12

O retorno das Bandeiras Tarifárias: em reunião extraordinária no dia 30 de novembro, a ANEEL definiu a reativação do sistema de bandeiras tarifárias a partir do mês de dezembro. Em maio, a Agência havia determinado que a bandeira verde ficaria em vigor até o final do ano – período equivalente ao decreto de calamidade pública por conta da pandemia. No entanto, com a volta do consumo a um patamar próximo ao início de 2020 – antes da crise causada pela Covid-19 – e baixas reservas hídricas, a opção foi pela volta da bandeira vermelha patamar 2 – valor mais alto, correspondente a um aumento de R$ 0,06243 por kWh consumido.

Micro e MiniGD em foco: o Tribunal de Contas da União – TCU proferiu decisão determinando que a ANEEL apresente um plano de revisão da Resolução Normativa – ReN nº 482/12, no prazo de 90 dias, de modo a retirar a diferenciação tarifária percebida entre consumidores enquadrados no Sistema de Compensação de Energia Elétrica – SCEE, os micro e mini geradores distribuídos. Ainda, na decisão, recomendou ao MME a formulação de um modelo de nova política pública em substituição ao SCEE, a ser submetido ao Congresso Nacional. A decisão foi emitida no âmbito de uma representação feita pelo Ministério Público junto ao TCU e ainda cabem recursos e discussões. A decisão reforça a necessidade de previsão legal da Micro e MiniGD, hoje somente em regulamentação infralegal.

Marco Legal da GD: com a recomendação do TCU para revisão dos benefícios da ReN nº 482/2012, parlamentares simpáticos à geração distribuída retomaram articulação para levarem a matéria a discussão no plenário da Câmara dos Deputados. O deputado Jhonatan de Jesus, do Partido Republicano/PR, apresentou requerimento solicitando urgência na apreciação do Projeto de Lei – PL 5829/2019, de autoria do Deputado Silas Câmara, do mesmo partido, representante do estado do Amazonas.

Reforma do Setor caminha a passos lentos: A tão aguardada reforma do Setor Elétrico é objeto de preocupação por agentes do mercado de energia, que estão temerosos com seu andamento. Alterações estruturais contidas nos projetos de lei caminham em velocidade muito aquém ao esperado pelo mercado e o cenário se agravou com a pandemia de COVID-19 e o apagão do Amapá, que tornaram outras pautas prioritárias no Congresso, em detrimento da reforma do setor. Segundo o secretário de energia do MME, Rodrigo Limp, o MME já tem mapeado tudo que é necessário ser feito para que esses avanços possam ocorrer em 2021.

MP 998 tem Relator: em 17/11, o Deputado Léo Moraes, do Partido Podemos/RO, foi designado Relator da MP. Relembramos que este mesmo Deputado relatou a MP 950, que dispunha sobre medidas emergenciais destinadas ao setor elétrico para o enfrentamento do estado de calamidade pública em decorrência da COVID-19. No âmbito da MP 950, incluiu em seu relatório, diversas emendas críticas ao setor e ao segmento de distribuição de energia. Devido à pandemia, novos protocolos de andamento dos processos legislativos foram instaurados no Congresso Nacional, dentre eles, a velocidade da tramitação de Medidas Provisórias. A instauração da Comissão Mista foi temporariamente suspensa, portanto, após a aprovação na Câmara dos Deputados, o texto legislativo segue para aprovação no Senado.

A partir de janeiro de 2021, consumidores com demanda igual ou superior a 1.500kW serão caracterizados como Livres.

A Portaria MME nº 514/2018, que tratamos em versões anteriores do nosso boletim, altera a regra de migração para o mercado livre ao diminuir o limite de carga para ‘Consumidores Livres’.

Em continuidade às regras dadas pela Portaria, a partir de janeiro de 2021, toda carga com demanda igual ou superior a 1.500 KW será caracterizada como Livre. Assim, “Consumidores Especiais” que se enquadram na nova regra regulatória, passam a ser considerados “Consumidores Livres”. Essa alteração aumenta a viabilidade de um portfólio diversificado pelo tipo de energia, incentivada ou convencional. Os contratos atuais não sofrerão qualquer impacto, ou seja, os descontos de TUSD provenientes da contratação de energia incentivada, permanecerão válidos e serão contabilizados pela CCEE até o final de sua vigência, mesmo com a alteração do seu perfil de ‘Especial’ para ‘Livre’.  

Esses agentes já podem realizar a solicitação de alteração de sua modelagem na CCEE para janeiro de 2021. Vale destacar que, para aqueles que se enquadrarem na condição, mas não entrarem com processo de alteração até o final do mês de dezembro, a CCEE realizará a alteração automaticamente, encaminhando para validação da respectiva distribuidora.

Portanto, para os clientes que estão entre os favorecidos pela portaria, convidamos a entrar em contato com nossa equipe de Gestão para análise do andamento dessa operação e de sua contratação atual.

Após 22 dias de apagão, crise energética no estado deixa consequências para todos os brasileiros.

Em edição extra publicada no Diário Oficial do último dia 25 de novembro, o Governo Federal publicou Medida Provisória – MP nº 1.010/20, que isenta os consumidores dos municípios do Estado do Amapá, abrangidos pelo estado de calamidade pública decorrente do apagão ocorrido no mês de novembro, do pagamento da fatura de energia elétrica referente aos 30 dias anteriores à publicação da MP. O impacto previsto com a isenção será repassado à Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA, concessionária responsável pela distribuição de energia no estado, por meio da CDE.

Na mesma data, também foi publicada a MP 1.011/2020, que abre crédito extraordinário de R$ 80 mi, do Tesouro Nacional em favor do Ministério de Minas e Energia – MME, a ser transferido à CDE para custear o desembolso do impacto à CEA. Para bancar esse valor, o Decreto nº 10.551/2020, também publicado em 25 de novembro, antecipa o fim da alíquota zero de IOF em operações de crédito para 26 de novembro, que estava previsto para ocorrer, inicialmente, em 31 de dezembro de 2020. Dessa maneira, então, a antecipação de crédito do Tesouro em favor da CDE será custeada por todos os contribuintes que realizarem operações financeiras.

Entendendo o caso:

A crise energética no estado se alastrou por 22 dias, desde o dia 3 de novembro, quando uma explosão em uma subestação em Macapá, operada pela Linhas de Macapá Transmissora de Energia (LMTE), seguida de incêndio, afetou três transformadores. 13 dos 16 municípios do estado ficaram sem energia, com exceção de Oiapoque, Laranjal do Jari e Vitória do Jari, que são atendidos por sistemas isolados.

Ao longo do mês de novembro, diversas medidas foram tomadas para alívio da crise, incluindo o restabelecimento parcial da energia sob forma de rodízio e o envio de geradores termelétricos e de um novo transformador para o estado. A ANEEL abriu investigação para apurar as causas do incêndio, porém a situação foi ainda agravada por seguidas judicializações, como pedidos de afastamento da diretoria da ANEEL e do ONS por 30 dias, que não ajudaram a solucionar a crise. No entanto, esse pedido de afastamento foi derrubado no dia seguinte.

Nosso time tem acompanhado esse tema de perto e manterá seus clientes cientes dos desdobramentos e possíveis impactos decorrentes dessa crise.

ANEEL – Audiências e Consultas Públicas

CP 056/2020 – Obter subsídios para o aprimoramento da proposta da regulamentação de que trata o artigo 2º da Lei nº 14.052/2020, que estabeleceu novas condições para a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica

Status: em análise na ANEEL

CP 061/2020 – Obter subsídios para a Análise de Impacto Regulatório – AIR sobre o tratamento regulatório para o estabelecimento de usinas híbridas e associadas.

Status: período de contribuição que se encerra em 04/dezembro.

TS 011/2020 – Obter subsídios para a elaboração de propostas de adequações regulatórias necessárias à inserção de sistemas de armazenamento no setor elétrico brasileiro.

Status: período de contribuição que se encerra em 22/dezembro.

Projetos de Lei

PLS 232 /2016 – Projeto de Lei que trata de propostas para a reformulação do modelo do SEB. Tramitando no Senado teve parecer favorável do senador relator, aprovado na Comissão de Infraestrutura – CI do Senado. Após protocolo apresentado por 10 senadores, o PLS será deliberado no plenário da casa, para só então ser encaminhado para apreciação na Câmara. Ainda sem agenda na Casa.

PL 1917/2015 – Projeto de Lei muito similar ao PLS 232/2016, está tramitando na Câmara e também teve aprovação pelo relator. Foram apresentadas emendas e relator deverá emitir novo parecer, incluindo-as ou não. Ainda sem agenda na casa.

PL 4.476/2020 – Projeto de Lei, conhecido como “Novo Mercado de Gás”, contém alterações estruturais na cadeia de valor desse segmento a fim de fomentar o setor de gás natural, até então, totalmente sob o monopólio da Petrobras. Com a aprovação do texto na Câmara, sob nº 6.407/2013, seguiu para tramitação regulamentar no Senado, quando teve o número alterado para PL 4.476/2020.

Solução para o GSF caminha: Após a publicação da tão aguardada Lei 14.052/2020, que trouxe novas condições para a repactuação do risco hidrológico com a expectativa de destravamento das operações do Mercado de Curto Prazo – MCP da CCEE em cerca de R$ 9,2 bilhões (referência agosto/2020), a ANEEL abriu Consulta Pública nº 56/2020 para discutir com a sociedade o aprimoramento das propostas de repactuação do risco hidrológico previstas na lei. A Agência recebeu contribuições até 23 de outubro e os próximos passos previstos são a publicação da regulamentação pela ANEEL, seguido da demonstração de interesse dos agentes, quando os pedidos serão avaliados e, se aprovada, a compensação irá ocorrer por meio de extensão do período de outorga da concessão, condicionado à desistência das ações judicias em curso. 

Orçamento CCEE 2021: em Assembleia Geral Extraordinária – AGE ocorrida em 26 de outubro, os agentes associados da CCEE aprovaram o orçamento para 2021, no valor de R$ 180,7 milhões. O montante é 2,4% superior ao aprovado para 2020, porém abaixo da meta do Banco Central com o IPCA esperado de 3,0% ao ano para o próximo ano. Com isso, a contribuição associativa para 2021, para mensalmente pelos associados, terá uma redução de 0,6% em relação ao valor de 2020. Além disso, os agentes terão um abatimento de R$ 3 milhões na parcela de dezembro deste ano.

Preço Horário e a CCEE: a CCEE disponibilizou aos agentes um simulador simplificado de cálculo que possibilita a análise dos efeitos do PLD Horário para as operações. Essa iniciativa tem como objetivo oferecer ferramentas capazes de auxiliar o mercado na transição para o novo modelo de precificação, que entrará em vigor a partir de janeiro de 2021. A medida permite a avaliação de diferentes cenários e hipóteses, possibilitando que o usuário se antecipe a possíveis situações trazendo transparência e informação para o processo de implementação do DESSEM.

Preço Horário e a CPFL: nosso time tem disponibilizado informativos sobre o PLD Horário e seus desdobramentos, sempre em busca de disponibilizar aos nossos clientes a informação mais adequada e tempestiva, a fim de garantir que a informação agregue valor ao seu negócio. Continue atento aos nossos informativos.

Novo diretor da ANEEL: em 20 de outubro, o Senado Federal aprovou a indicação de Hélvio Neves Guerra como novo diretor da ANEEL, que passa a ocupar a vaga deixada por Rodrigo Limp Nascimento, que renunciou ao mandato para assumir o cargo de secretário de Energia Elétrica do MME. Hélvio, que trabalhou na ANEEL de 2001 a 2019, desde março de 2019 vinha ocupando o cargo de secretário adjunto da Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. Seu mandato se estenderá até maio de 2022, prazo remanescente do mandato de Rodrigo Limp.

MP 998 em debate no Senado: A Comissão de Infraestrutura do Senado realizou em 22 de outubro audiência pública com os diretores da ANEEL para debater os efeitos da MP no setor elétrico. As propostas apresentadas, que incluem medidas emergenciais para mitigar eventuais aumentos tarifários resultantes da Crise da COVID-19, de acordo com estimativas da ANEEL, devem resultar em redução nas tarifas em cerca de 11%. Contudo, a MP ainda aguarda agenda para tramitação na Câmara e também a definição de um relator, para só então ser deliberada no Senado.

Bandeira Verde: Relembramos que a ANEEL, de forma emergencial, decidiu manter acionada a Bandeira Verde até 31/12/2020, em meio ao cenário de crise pela pandemia da Covid-19. O cenário de redução de carga e as perspectivas de geração de energia viabilizam a permanência da bandeira verde nos próximos meses. Outro fator que torna possível essa medida, é que os custos cobertos pelas Bandeiras Tarifárias já estão contemplados na Conta-Covid.

Ação já dura 11 anos, mas ainda sem efeito prático.

O plenário do Supremo Tribunal Federal – STF julgou procedente, no dia 09 de outubro, a Ação Direta de Inconstitucionalidade – ADI 4281, em que se discute a constitucionalidade da sistemática de substituição tributária adotada pelo governo do estado de São Paulo, em junho de 2009, quando o recolhimento do ICMS da energia comercializada no mercado livre passou a ser de responsabilidade das distribuidoras de energia elétrica e não mais das comercializadoras.

A ação foi impetrada pela Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica – Abraceel em agosto de 2009 e questiona dispositivos do Decreto Estadual nº 45.490/2000 de São Paulo, com redação dada pelo Decreto nº 54.177/2009. No entendimento da associação, que foi corroborado pelo STF, o Fisco de São Paulo criou um mecanismo de arrecadação tributária que dá acesso às distribuidoras dos preços praticados pelos seus concorrentes no mercado livre. Essa sistemática afeta a livre concorrência do ACL.

Os preços dos contratos de compra e venda de energia no mercado livre no estado são informados às distribuidoras por meio do preenchimento, pelos agentes compradores, da conhecida DEVEC (Declaração do Valor de Aquisição da Energia Elétrica em Ambiente de Contratação Livre).

Demais estados:

Desde a implementação dessa sistemática pelo estado de São Paulo, outros estados da federação também criaram mecanismos semelhantes. A decisão em comento é específica para São Paulo e não se aplica automaticamente aos demais estados. Contudo, eventualmente, a tese firmada pelo STF poderá ser aplicada aos demais estados. No momento, é necessário aguardar os desdobramentos do caso.   

Ainda sem efeito:

A decisão, contudo, ainda não tem efeito prático. De acordo com os advogados da Abraceel, os efeitos da decisão só serão entendidos após a publicação do acórdão do Supremo e também até que o estado se manifeste sobre a decisão. Assim, a forma de arrecadação do ICMS no estado permanece a mesma, ou seja, o preenchimento das DEVECs continua sendo obrigatório.

Este é um tema de grande relevância para o mercado livre, pois afeta a operacionalização e o faturamento dos contratos, razão pela qual continuaremos acompanhando a matéria. O nosso time de gestão está à disposição para mais informações.

A busca é para a construção de um mercado cada vez mais estável e protegido.

A CCEE conta, atualmente, com mais de 10 mil agentes, divididos entre diversos portes e segmentos, que vão desde pequenos consumidores encorajados pela abertura de mercado e possibilidade de escolha de seu supridor, até instituições financeiras que compram e vendem energia. Um crescimento representativo de 7 vezes em 10 anos. De maneira muito positiva, o que se observa é uma tendência de um ambiente com ainda maior quantidade e diversidade de empresas fazendo parte, dada expectativa de ampliação do mercado livre, considerando os projetos de lei em discussão. Com essa visível evolução do Mercado Livre de Energia, é natural que este novo contexto imponha desafios de ordem operacional, comercial e relacionados à própria segurança desse mercado.

O maior desenvolvimento do Mercado Livre traz consigo dinamismo para um setor que possui papel estruturante como o setor elétrico e, por consequência, nascem novas formas de comercializar energia elétrica para atender à necessidade dos agentes, seja em produtos com entrega física, ou o surgimento de produtos puramente financeiros, mais recentemente.

Contudo, para que esse mercado continue a se desenvolver, a robustez na segurança desse mercado se mostra cada vez mais relevante, não somente para atender à necessidade natural, mas também como uma demanda recorrente dos agentes e novos entrantes, em busca de um mercado cada vez mais estável e protegido, assegurando sua crescente referência, inclusive para outros setores estruturantes.

Dessa forma, a CCEE incluiu esse como um dos temas estratégicos desde 2019, mas em especial neste ano de 2020, e tem trabalhado para propor contribuições que visem atingir essa maior segurança almejada. Seu objetivo é apresentar propostas que não afetem sobremaneira a liquidez do mercado de energia, dado que este é um elemento fundamental no segmento de comercialização. Importante ressaltar que, apesar do enfoque da CCEE dos produtos com registro relacionado à entrega física, um ambiente mais seguro para a comercialização desses produtos também será positivo para as negociações de derivativos – não registrados na Câmara.

Visto que os agentes tendem a atuar em ambos os segmentos – físico e financeiro, uma ocorrência de um default na comercialização de um produto com entrega física pode afetar a obrigação de um agente em honrar a liquidação de derivativos negociados em ambiente externo à CCEE. Com isso, aproximar a forma como são monitorados e gerenciados os dois mercados é de fundamental importância para um cenário saudável de longo prazo.

Assim, a CCEE dividiu o tema “Segurança de Mercado” em três Notas Técnicas por ela preparadas, das quais duas já foram enviadas para a ANEEL para análise e posterior abertura de Consulta Pública para discussão com a sociedade, são elas:

• Nota Técnica 1 | Critérios de Participação

Torna mais robustos os critérios de entrada, saída e manutenção de agentes na CCEE.
Status: sob avaliação da ANEEL.

• Nota Técnica 2 | Garantias do Mecanismo de Venda de Excedentes – MVE

Define garantias de participação e cumprimento dos contratos e traz um tratamento para a inadimplência com bloqueio de registro de contratos e desligamento.
Status: sob avaliação da ANEEL.

• Nota Técnica 3 | Critérios de monitoramento, Registro de Portfolio e Avaliação de Riscos

Define critérios de monitoramento de mercado com tipificação de condutas típicas e incentivo de para registro de portfólio, além de novos critérios de risco.
Status: nota técnica em elaboração pela CCEE para posterior envio à ANEEL.

Nosso time tem acompanhado esse tema tão relevante para a sustentabilidade do segmento de comercialização de energia e manterá seus clientes cientes das alterações e desdobramentos propostos. Fique de olho.

ANEEL – Audiências e Consultas Públicas

CP 056/2020

Obter subsídios para o aprimoramento da proposta da regulamentação de que trata o artigo 2º da Lei nº 14.052/2020, que estabeleceu novas condições para a repactuação do risco hidrológico de geração de energia elétrica.

Status: período de contribuição que se encerra em 23/outubro.

CP 035/2020 – 2ª fase

Abertura da segunda fase da CP, para aprimoramento da Resolução Normativa – REN 885/2020, que regulamenta o Decreto nº 10.350/2020, quanto aos aspectos financeiros que o estado de calamidade pública e de emergência de saúde pública decorrente da pandemia de Covid-19 têm causado nas concessões e permissões de distribuição de Energia Elétrica.

Status: período de contribuição que se encerra em 05/outubro.

CP 025/2019

Segunda etapa da AP 001/2019, que traz os resultados das contribuições dessa e nova proposta de revisão da ReN 482/2012, que trata do acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica e do Sistema de Compensação de Energia Elétrica. Em recente atualização dos processos previstos em sua Agenda Regulatória, a ANEEL adiou para o 1º semestre de 2021 o encerramento dessa CP.

Status: Em análise na ANEEL.

AP 059/2018

Discute a implementação de tarifa binômia para consumidores conectados em baixa tensão – Grupo B.

Status: Em análise na ANEEL.

Projetos de Lei

PLS 232 /2016

Projeto de Lei que trata de propostas para a reformulação do modelo do SEB. Tramitando no Senado teve parecer favorável do senador relator, aprovado na Comissão de Infraestrutura – CI do Senado. Após protocolo apresentado por 10 senadores, o PLS será deliberado no plenário da casa, para só então ser encaminhado para apreciação na Câmara. Ainda sem agenda na Casa.

PL 1917/2015

Projeto de Lei muito similar ao PLS 232/2016, está tramitando na Câmara e também teve aprovação pelo relator. Foram apresentadas emendas e relator deverá emitir novo parecer, incluindo-as ou não. Ainda sem agenda na casa.

PL 4.476/2020

Projeto de Lei, conhecido como “Novo Mercado de Gás”, contém alterações estruturais na cadeia de valor desse segmento a fim de fomentar o setor de gás natural, até então, totalmente sob o monopólio da Petrobras. Com a aprovação do texto na Câmara, sob nº 6.407/2013, seguiu para tramitação regulamentar no Senado, quando teve o número alterado para PL 4.476/2020.

Solução para o GSF já é lei

Foi sancionada em 08 de setembro, a Lei 14.052/2020 que trouxe as novas condições para a repactuação do risco hidrológico, o que vai possibilitar o destravamento das operações do Mercado de Curto Prazo – MCP da CCEE, em cerca de R$ 8,9 bilhões. A partir da publicação da lei, a ANEEL terá até 90 dias para regulamentar a matéria.

GSF em Consulta Pública

A ANEEL abriu a Consulta Pública nº 56/2020 para discutir com a sociedade o aprimoramento das propostas de repactuação do risco hidrológico, previstas na lei. Após a regulamentação dos procedimentos e divulgação dos cálculos de valores “a compensar”, os agentes terão 60 dias para apresentação dos pedidos. Caso seja aprovada, a compensação ocorrerá por meio de extensão do período de outorga da concessão, sendo condicionada à desistência das ações judiciais. A CP estará aberta para contribuições até o dia 23 de outubro.

Preço Horário e a CCEE

No último dia 17 de setembro, a CCEE realizou novo encontro sobre o PLD Horário. Na oportunidade, destacou o lançamento do portal do Comitê Técnico PMO/PLD, ambiente em que estarão disponíveis a documentação e o cronograma de implementação do PrevCargaDessem. Sobre o PrevCargaDessem, a Câmara assegurou que este será o mecanismo para a formação do preço, tão logo seja atestada a sua boa performance pelos membros do Comitê. Para a disseminação do conhecimento sobre a entrada do preço horário, a CCEE já disponibiliza cursos no seu portal de aprendizagem. Além disso, aos agentes que já fizeram os cursos, a CCEE estará realizando salas virtuais, em que os agentes poderão tirar dúvidas.

Preço Horário e a CPFL

Também pensando na correta informação aos seus clientes, nas próximas semanas, o nosso time disponibilizará informativos que tratarão especificamente desse assunto, que é muito importante para o seu negócio. Esses informativos detalharão a matéria, de forma simples e prática, que esclarecerão suas dúvidas, de maneira que o processo de transição do atual modelo de PLD (semana-patamar) para o novo modelo de PLD Horário aconteça de forma tranquila. Fique atento aos nossos informativos.  

CCEE – 10 mil agentes, R$ 10 mil em doações

A CCEE atingiu, nos últimos dias, a marca histórica de 10 mil associados. E para celebrar a ocasião, organizou uma iniciativa de cunho social, com a finalidade de ajudar as pessoas mais afetadas pela pandemia, doando 200 kits de alimentos e de itens de saúde para regiões periféricas da capital paulista, mais totalizando o valor de R$ 10 mil reais. A instituição beneficiada foi escolhida pelos próprios colaboradores, que elegeram o Instituto Equânime Afro-Brasil, que tem realizado um trabalho de apoio para as comunidades periféricas de São Paulo impactadas pelo isolamento social. Foram doados, entre elas o Jardim São Vicente, na Zona Sul. A escolha da instituição foi feita internamente entre os colaboradores.

8 mil consumidores no mercado livre

Ao final de agosto desse ano, a CCEE divulgou informação de que contava com 8.105 consumidores livres e especiais no mercado livre, um crescimento de quase 15% em relação ao ano inteiro de 2019. A média mensal de adesões é de 148 agentes de consumo, nesses 8 primeiros meses. O crescimento mais expressivo foi de 16% do número de consumidores especiais, ao passo que consumidores livres cresceu 8%. O número mais significativo, porém, é o crescimento de 46% dos processos de adesão ao mercado livre, em comparação ao mesmo período do ano passado. 

Bandeira Verde

Relembramos que a ANEEL, de forma emergencial, decidiu manter acionada a Bandeira Verde até 31/12/2020, em meio ao cenário de crise pela pandemia da Covid-19. O cenário de redução de carga e as perspectivas de geração de energia viabilizam a permanência da bandeira verde nos próximos meses. Outro fator que torna possível essa medida, é que os custos cobertos pelas Bandeiras Tarifárias já estão contemplados na Conta-Covid.

A matéria segue agora para a análise do Senado Federal

No início do mês de setembro, o plenário da Câmara dos Deputados aprovou o Projeto de Lei – PL nº 6.407/2013, que dispõe sobre o Novo Mercado de Gás Natural no Brasil e traz mudanças estruturais na cadeia de valor desse segmento. O substitutivo apresentado pelo Deputado Relator Laércio Oliveira (PP-SE) seguiu o texto que foi aprovado na Comissão de Minas e Energia – CME em outubro de 2019 e foram rejeitadas todas as emendas e destaques oferecidos ao projeto.

Esse projeto cria uma nova lógica de mercado, simplificando processos e consolidando bases para uma melhor utilização das infraestruturas existentes na busca por uma maior segurança jurídica e, por consequência, atraindo mais investimentos, que é considerado um aspecto relevante para a retomada do crescimento econômico. A mudança proposta para o regime de exploração de gasodutos, ao invés do modelo atual de concessão por leilões, torna o processo mais simples e evita a verticalização por empresas que atuam em todas as etapas da cadeia, formando sociedades para transporte, produção e comercialização.

O texto seguiu para apreciação no Senado Federal e ainda aguarda a definição de um relator para a tramitação. Com a mudança de casa, o projeto de lei ganhou nova numeração – PL nº 4476/2020. Nosso time continuará acompanhando e mantendo nossos clientes informados sobre essa matéria.

O objetivo principal das propostas apresentadas é a redução das tarifas de energia em médio e longo prazos.

Publicada em 2 de setembro, a Medida Provisória nº 998/2020, apelidada pelo Governo Federal como a MP do Consumidor, apresenta uma série de medidas que alteram regras do Setor Elétrico visando, principalmente, a redução das tarifas de energia para os consumidores finais. Dentre outros, elencamos alguns dos principais dispositivos com reflexos imediatos no mercado, que foram definidos pela MP.

Destinação de recursos para a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE

A MP destina parte dos recursos dos programas de Pesquisa e Desenvolvimento – P&D e de Eficiência Energética para a CDE. Tratam-se de programas em que as concessionárias de geração, distribuição e transmissão de energia do país investem parte de seu faturamento em projetos de pesquisa em inovação e tecnologia, mediante aprovação da ANEEL. Os recursos a serem repassados são aqueles ainda não comprometidos com projetos contratados ou iniciados, além daqueles reprovados ou não  concluídos. Atualmente, segundo levantamento apresentado pelo governo, existe um saldo de cerca de R$ 3,4 bilhões, que será direcionado para a conta. Além do saldo atual, a MP também destinará cerca de 30% dos recursos desses programas para a CDE durante o período de 2021 a 2025.

A CDE é um fundo setorial que custeia programas e políticas públicas para o desenvolvimento do setor elétrico, como por exemplo: programa Luz Para Todos; universalização do acesso à energia elétrica; descontos nas tarifas de uso para fontes de geração renováveis incentivadas e para irrigação. Esse fundo é constituído por meio da cobrança de encargos nas contas de energia elétrica. O aporte dos recursos desses programas na conta trará um alívio nos reajustes das tarifas dos consumidores finais, durante o período de quitação da chamada Conta-Covid, criada pela MP 950, que viabilizou um empréstimo de mais de R$ 15 bilhões para as distribuidoras de energia, com o objetivo de minimizar o impacto da crise da Covid-19, pela queda de receita e aumento de inadimplência durante a pandemia. Esses empréstimos serão repassados para os consumidores até 2025, por meio de um novo encargo dentro da CDE.

Fim dos Descontos na TUSD

A proposta apresentada na MP define que os geradores de energia de fontes incentivadas, atualmente com direito a desconto nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão não inferior a 50%, descontos estes que incidem na geração e no consumo, não farão mais jus a esse incentivo ao fim do prazo de suas outorgas ou na eventual renovação delas. Em relação a novos empreendimentos, ou em caso de aumento da capacidade instalada dos existentes, só terão direito ao desconto aqueles que solicitarem a outorga, ou alteração dela no caso de aumento de capacidade, em até um ano da publicação da MP e, ainda, se iniciarem a operação de todas as suas unidades de geração em até dois anos da outorga. Essa medida também desonera a CDE, que é a conta que sustenta o subsídio por meio do pagamento de encargos pelos consumidores finais.

A contrapartida para a perda do desconto e como forma de não desestimular investimentos na geração de energia renovável por eventual baixa competitividade, o que traria insegurança no suprimento, é que o governo deverá apresentar diretrizes para a implementação de mecanismos que considerem os benefícios ambientais das tecnologias de geração de energia renovável, inclusive considerando requisitos técnicos de segurança energética, como aqueles relacionados à baixa emissão de gases causadores do efeito estufa, no prazo de um ano contado da publicação da MP.

Importa destacar que os contratos de compra e venda de energia incentivada atuais, com direito a desconto, não sofrerão qualquer impacto nas regras de comercialização, durante a sua vigência.

Ampliação da segurança jurídica para o Mercado Livre

Duas medidas apresentadas que beneficiam o mercado livre são a previsão em lei da figura do Comercializador Varejista e também do desligamento de agentes inadimplentes da CCEE. Essas medidas trazem maior segurança jurídica para o mercado, pois atualmente só estão previstas de forma infralegal, em regulamentos da ANEEL.

No texto apresentado, foram incluídas regras sobre as circunstâncias do desligamento dos agentes da CCEE, que poderá ocorrer, conforme regulamentação da ANEEL, dentre outras razões:

1. de forma compulsória;
2. por solicitação do agente; e
3. por descumprimento de obrigações na CCEE.

Além disso, o texto prevê que o inadimplemento acarretará a suspensão do fornecimento de todas as unidades consumidoras do agente.

Já sobre o Comercializador Varejista, o texto prevê que a comercialização de energia no mercado livre poderá ser feita por intermédio desse agente, habilitado na CCEE, caracterizada pela representação de pessoas físicas ou jurídicas, a quem não será obrigado aderir na CCEE. A previsão da representação de pessoas físicas abre caminho para o futuro da abertura total do mercado livre, inclusive para baixa tensão. A proposta também prevê regras para o encerramento da representação desses consumidores, que poderá ocorrer por:

1. resilição do contrato, mediante declaração de vontade;
2. resolução do contrato em razão da inexecução contratual; e
3. desligamento ou inabilitação do agente varejista na CCEE.

Outras medidas

Uma medida que beneficiará as distribuidoras da Eletrobras, recentemente privatizadas, é a destinação de recursos da CDE e de outra conta, a Reserva Geral de Reversão – RGR, de forma a atenuar aumentos tarifários para os consumidores dessas distribuidoras. A RGR é um encargo pago pelas empresas de geração, transmissão e distribuição de energia, cuja finalidade é financiar projetos de melhoria e expansão para empresas do setor energético. As distribuidoras beneficiadas são: Amazonas Distribuidora de Energia, Boa Vista Energia, Companhia de Eletricidade do Amapá – CEA, Companhia Energética de Alagoas – Ceal, Companhia Energética do Piauí – Cepisa, Centrais Elétricas de Rondônia – Ceron e Companhia de Eletricidade do Acre – Eletroacre. As distribuidoras ficam desobrigadas a quitar empréstimos, financiados pela RGR, concedidos na época em que ficaram sob controle temporário da União, período que precedeu a privatização.

Outra medida foi o ajuste na legislação para a contratação da reserva de capacidade, incluindo a energia de reserva, com o objetivo de garantir o fornecimento emergencial em momentos de maior demanda. O custo de contratação desse fornecimento será rateado por todos os consumidores finais de energia, tanto do mercado regulado quanto do mercado livre.

A MP traz também alterações sobre a usina de Angra 3. A proposta é que a União poderá privatizar a exploração da usina por meio do regime de autorização, pelo prazo de 50 anos, podendo ser prorrogado por mais 20 anos. Contudo, por força do que está previsto na Constituição Federal, a exploração de energia nuclear no país é exclusividade da União, o que fará com que a empresa que receber a outorga será uma sócia minoritária do governo.

Tramitação da MP

Seguindo o rito processual do Congresso, o prazo para apresentação de emendas se encerrou do dia 04 de setembro, quando foram apresentadas 205 emendas. Agora, a presidência da Câmara deverá definir o deputado que será o relator da MP, que apresentará seu parecer na Comissão Mista, para ser votado em plenário, quando então seguirá para o Senado. O prazo para a caducidade de uma MP é de 60 dias, podendo se prorrogar por mais 60. Portanto, a data para sua caducidade é 30 de dezembro, porém como nesse período a Câmara entrará em recesso, o prazo poderá se estender até 10 de fevereiro de 2020.

Um questão relevante a se considerar é que a MP não entrou na pauta prioritária da Câmara, pois o relator ainda não foi designado. Resta saber se a MP terá sua tramitação efetivada ou se o Congresso deixará que seja caducada, como aconteceu com a MP 950/2020. Vamos acompanhar.

ANEEL – Audiências e Consultas Públicas

CP 035/2020 – que busca colher subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da proposta de regulamentação do Decreto nº 10.350/2020, que dispõe sobre a Conta-covid.
– Status: Aguardando contribuição dos agentes até: 01/06/2020

CP 025/2019 – Segunda etapa da AP 001/2019, que traz os resultados das contribuições dessa e nova proposta de revisão da ReN 482/2012, que trata do acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica e do Sistema de Compensação de Energia Elétrica.
– Status: Em análise na ANEEL.

AP 059/2018 – Discute a implementação de tarifa binômia para consumidores conectados em baixa tensão – Grupo B.
– Status: Em análise na ANEEL.

Medida Provisória:

MP 950/2020 – trata das medidas emergenciais para o setor elétrico para enfrentamento dos efeitos decorrentes da pandemia da COVID-19. A MP está para ser apreciada na Câmara dos Deputados, mas ainda não tem agenda na Casa. Após aprovada segue para o Senado. Prazo de validade da MP: 06/06/2020, com possibilidade de prorrogação por mais 60 dias.

Projetos de Lei

PL 3.975/2019 (antigo PL 10.985/2018) – Projeto de Lei que altera a regulação das distribuidoras de energia elétrica e inclui proposta de solução do impasse sobre o risco hidrológico (GSF). Aprovado na Comissão de Assuntos Econômicos – CAE do Senado, segue agora para deliberação no plenário da Casa. Ainda sem agenda na Casa.

PLS 232 /2016 – Projeto de Lei que trata de propostas para a reformulação do modelo do SEB. Tramitando no Senado teve parecer favorável do senador relator, aprovado na Comissão de Infraestrutura – CI do Senado. Após protocolo apresentado por 10 senadores, o PLS será deliberado no plenário da casa, para só então ser encaminhado para apreciação na Câmara. Ainda sem agenda na Casa.

PL 1917/2015 – Projeto de Lei muito similar ao PLS 232/2016, está tramitando na Câmara e também teve aprovação pelo relator. Foram apresentadas emendas e relator deverá emitir novo parecer, incluindo-as ou não. Ainda sem agenda na casa.

• Sem agenda: A Medida Provisória 950/2020, que traz medidas emergenciais de socorro ao Setor Elétrico, apesar de tramitar em ‘regime de urgência’ na Câmara dos Deputados, não entrou na pauta de temas prioritários da Casa para maio e junho. As medidas provisórias têm força de lei, assim o governo já publicou o Decreto 10.350/2020, que regulamenta a criação da Conta-Covid, prevista na MP, e a ANEEL abriu a CP 035/2020 que discutirá com a sociedade o aprimoramento das propostas do decreto. O prazo inicial de validade da MP é 06 de junho, podendo ser prorrogada por mais 60 dias.

• Bandeira Tarifária: No intuito de aliviar a conta de luz dos consumidores e auxiliar o setor elétrico em meio ao cenário da Covid-19, a ANEEL, de forma emergencial, decidiu manter acionada a bandeira verde até 31/12/2020. O cenário de redução de carga e as perspectivas de geração de energia viabilizam a permanência da bandeira verde nos próximos meses. Outro fator que torna possível essa medida, é que os custos cobertos pelas Bandeiras Tarifárias já estão contemplados na Conta-Covid.

• Adiamento dos Processos Tarifários: mais uma distribuidora teve a aplicação do seu reajuste tarifário adiado, Energisa Sergipe. O diferimento vem sendo solicitado pelas próprias concessionárias. A diferença nas receitas serão ajustadas e consideradas nos próximos processos tarifários das distribuidoras. As outras distribuidoras que já tiveram o adiamento dos reajustes são: CPFL Paulista, Energisa Mato Grosso, Energisa Matogrosso do Sul, Coelba – Bahia, Enel Ceará e Cosern – Rio Grande do Norte.

• FAQ da Conta-Covid: a ANEEL disponibilizou em seu site uma lista com esclarecimentos sobre as principais dúvidas sobre a conta, que pode ser acessado aqui.

Neste mês de maio foram repassados pela CCEE mais R$ 745 milhões às distribuidoras e consumidores livres

Com a intenção de apresentar soluções para o enfrentamento das consequências da crise da COVID-19 no setor elétrico, o Gabinete de Monitoramento da Situação Elétrica – GMSE, criado pela ANEEL em 09 de abril, divulgou uma nota técnica com um conjunto de medidas baseadas na investigação dos fluxos de pagamentos do setor e dos encargos, propondo um redirecionamento desses recursos como forma de evitar pressão nas tarifas de energia.

Assim, continuando com esse movimento, autorizada por despacho da ANEEL, a CCEE operacionalizou no dia 13 de maio o repasse de R$ 207,4 milhões aos consumidores, referente a recursos financeiros disponíveis no fundo de reserva para alívio futuro de encargos: – as distribuidoras receberam R$ 150,9 milhões – 73%; – os consumidores livres receberam R$ 56,4 – 27% do montante. Esses valores são repassados proporcionalmente ao consumo de cada agente.

Outra medida tomada pela CCEE foi o repasse, em 19 de maio, de R$ 538 milhões da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, conforme previsão em despacho da ANEEL, que auxilia o caixa das distribuidoras e mitiga impactos financeiros aos consumidores. De acordo com a CCEE, o valor repassado para as distribuidoras é composto por R$ 316,4 milhões disponibilizados pelo Tesouro Nacional e outros R$ 221,7 milhões antecipados da competência de abril dos repasses da CDE.   

As instituições do setor, como MME, ANEEL e CCEE vêm buscando alternativas que mitiguem o impacto da crise da Covid-19 no setor elétrico. Essas medidas fazem parte de um pacote de apoio aos consumidores e visam reforçar a liquidez do setor nesse período. Desde o início desse pacote, a CCEE já repassou cerca de R$ 2,7 bilhões, o que vem garantindo a adimplência das distribuidoras nas suas operações.

ANEEL abre Consulta Pública para regulamentar os detalhes das operações financeiras de ajuda às distribuidoras para enfrentamento da crise da Covid-19

Em 18 de maio o governo federal editou o Decreto nº 10.350/2020, muito esperado pelos agentes do setor, que autoriza a criação e gestão pela CCEE da Conta-Covid, destinada a cobrir déficits ou antecipar receitas para o segmento de distribuição de energia (distribuidoras e permissionárias), por meio de empréstimos bancários. Essa operação se faz necessária pois as distribuidoras de energia estão sendo impactadas pela diminuição da arrecadação que resulta da redução de consumo em seus mercados e ao aumento da inadimplência, desde o início das medidas de isolamento social em meados de março de 2020.

A criação da conta está prevista na MP nº 950/2020, publicada no último dia 08 de abril, que trata de medidas temporárias emergenciais para enfrentamento da Crise Covid-19, e dependia desse decreto para a sua regulamentação. Trabalho em conjunto do MME e ANEEL teve como premissas principais:

• contratação de recursos apenas no montante necessário; e
• não transferência de custos ou ônus para quem não se beneficia da operação (sem subsídio cruzado).

Seguem alguns detalhes sobre o decreto:

Cobertura dos empréstimos:

Os empréstimos serão usados para cobertura dos eventuais efeitos negativos que a crise trará às distribuidoras referentes aos seguintes itens:

• efeitos financeiros de sobrecontratação, nas competências de abril e dezembro de 2020;
• saldos da “Parcela A” até a competência de dezembro de 2020. Essa parcela trata dos custos não-gerenciáveis das distribuidoras, como por exemplo os custos com a compra de energia, encargos setoriais e encargos de transmissão;
• garantia da neutralidade dos encargos setoriais, nas competências de abril e dezembro de 2020;
• postergação até 30 de junho de 2020 da aplicação dos reajustes tarifários, atendendo às solicitações de cada distribuidora; e
• efeitos da “Parcela B”, atendendo às solicitações de cada distribuidora e também à regulamentação da ANEEL. Essa parcela é composta pelos custos considerados gerenciáveis pelas distribuidoras, como por exemplo custos de pessoal, de material e atividades vinculadas à operação e manutenção dos serviços de distribuição.

Condições para acesso aos empréstimos:

O decreto também impôs algumas condições a serem observadas pelas distribuidoras, além daquelas nele dispostas, para que obtenham acesso ao financiamento, como por exemplo:  

• não solicitar suspensão ou redução dos seus contratos de energia (por redução da carga em sua área de concessão) até dezembro de 2020, ressalvado o que já está regulamentado;
• limitação, em caso de inadimplemento intrassetorial, da distribuição de dividendos e dos pagamentos de juros sobre capital próprio ao percentual mínimo legal de 25% do lucro líquido;
• renúncia ao direito de discussão em âmbito judicial, porém com a previsão de eventual solicitação de recomposição do equilíbrio econômico-financeiro de seus contratos de concessão, conforme regulamentação, o que será avaliado pela agência Aneel, caso a caso.

Quotas da CDE:

A Aneel fixará as quotas da CDE:

• proporcionalmente aos valores repassados a cada DisCo (incluídos os custos administrativos, financeiros e os encargos tributários, inclusive os suportados pela CCEE)
• exclusivamente por encargo tarifário adicional da CDE, por meio da TUSD Encargo ou TE
• serão consideradas a partir dos processos tarifários de 2021 e permanecerão até a amortização integral do empréstimo
• exclusivas para o pagamento dessas operações financeiras (incluídos o principal e demais custos)
• serão majoradas em 10% para a constituição de reserva de liquidez
• serão repassados da CDE para a Conta-Covid até a sua amortização; se for possível, a amortização poderá ser antecipada, desde que não gere aumento de tarifa;
• Na insuficiência de recursos, a Conta-Covid será suprida por quotas extraordinárias a serem recolhidas pelas DisCos

Quitação da Conta:

A CCEE manterá saldo suficiente na conta para assegurar o fluxo de pagamentos, porém, eventual saldo positivo poderá ser utilizado para quitação antecipada da conta, desde que o saldo seja igual ou superior ao montante ainda devido.

Mercado Livre:

As operações financeiras que serão contratadas e geridas pela CCEE e os seus custos serão repassados integralmente à CDE. A ANEEL homologará as quotas da CDE, denominadas CDE-COVID, a serem recolhidas a partir de 2021, por meio de componentes tarifárias da TUSD e da TE. A alocação nessas componentes vai considerar a estrutura de custos dos ativos regulatórios considerados nos empréstimos, ou seja:

• o que envolver somente a componente ‘energia’ será alocada na Tarifa de Energia – TE, que só os consumidores ‘cativos’ pagam, blindando os consumidores ‘livres’;
• já para as componentes contempladas nos empréstimos que compõem a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD, os encargos serão alocados na TUSD Encargos, rubrica que todos os consumidores pagam. Assim haverá alocação de encargos para os consumidores ‘livres’ também.

Por outro lado,  os consumidores ‘cativos’ que solicitaram (ou solicitarem) a migração para o ACL após 08 de abril de 2020 (data de publicação da MP 950/2020), levarão consigo sua cota referente ao encargo para cobrir essas despesas. Com essa regra, os consumidores que já estão no mercado livre e aqueles que solicitaram migração antes de 08 de abril estão blindados do novo encargo.

Diferimento do faturamento da demanda:

Uma medida importante para os consumidores do Grupo A, cativos ou livres, que está prevista no decreto, é que as operações financeiras cobrirão eventuais diferimentos negociados pelas distribuidoras em relação ao faturamento da demanda contratada, que é um pleito das associações de consumidores, para que, durante a crise, as distribuidoras passem a faturar a demanda registrada e não a contratada, uma vez que a maioria desses consumidores tiveram redução dos seus consumos.

Havia um processo na ANEEL sobre a matéria que foi deliberado na Reunião de Diretoria de 19 de maio: a agência negou o pleito, mas recomendou que as distribuidoras podem negociar bilateralmente com os consumidores esse diferimento, suas condições e prazos, remetendo esse entendimento à previsão da matéria no Decreto. Vale lembrar que se trata de diferimento no faturamento, ou seja, a diferença entre a demanda contratada e a faturada, permanecerá devida pelo consumidor que negociar. As regras, condições e prazos para a quitação desse diferimento será discutida em consulta pública com a ANEEL.

Consulta Pública nº 035/2020:

Importante mencionar que o decreto em si ainda enseja muita regulamentação da ANEEL, como por exemplo: a movimentação dos recursos financeiros, as formas de cobrança, o tratamento da inadimplência, a possibilidade de exigência de garantias de pagamento e os encargos tarifários resultantes das quotas ordinárias e extraordinárias a serem pagas pelas distribuidoras. Assim, em 26 de maio a ANEEL instaurou a Consulta Pública nº 035/2020, a fim de buscar subsídios de toda a sociedade para o aprimoramento da proposta de regulamentação do Decreto. As contribuições poderão ser enviadas até o dia 01 de junho de 2020.

O montante da Conta-Covid, apresentado pela ANEEL na Consulta Pública, é de R$ 16,1 bilhões. Os agentes do setor esperavam maior celeridade na divulgação do decreto, mas o MME, em conjunto com a ANEEL, fizeram um intenso trabalho de identificar todos os saldos dos fundos setoriais com excedentes de caixa, que pudessem ser utilizados para reduzir o tamanho do empréstimo, antes da definição dos montantes e das regras da operação financeira.

Para o caso de dúvidas ou necessidade de mais informações, o nosso time de representação está à disposição.

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