Foi aprovada uma resolução conjunta entre a Anatel e a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) que estabelece o preço de referência para o compartilhamento de postes entre distribuidoras de energia elétrica e prestadoras de serviços de telecomunicações a ser utilizado nos processos de resolução de conflitos e regras para uso e ocupação dos pontos de fixação. A proposta também deverá ser votada pela Aneel.

A ideia é reduzir custos das prestadoras de serviços em telecomunicações que instalam seus pontos em postes afixados pelas empresas de fornecimento de energia elétrica. A Anatel propôs que, caso o ponto seja utilizado por mais de uma empresa, o valor devido à distribuidora será equivalente a apenas um único ponto e não ao valor do ponto multiplicado pelo número de prestadoras que o ocupem.

Embora o valor de referência discutido durante o processo de consulta e audiência públicas fosse de R$ 2,44, ele foi alterado para R$ 3,19 devido à realização de nova média ponderada dos valores atualmente praticados.

Devido ao grande número de compartilhamentos já instalados nos postes buscou-se uma forma de regularização para as situações atuais, de modo a minimizar o impacto para as prestadoras. Nesse sentido, a resolução prevê que um cronograma de regularização seja acordado entre as partes e que os custos fiquem a cargo das prestadoras de serviços de telecomunicações.

Fonte: Anatel

Com a conclusão do último reajuste tarifário de 2014 pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a conta de luz subiu, em média, 17,38% em 2014. O porcentual considera o reajuste dado às 64 distribuidoras de energia elétrica que atuam no País e atendem 74,4 milhões de unidades consumidoras.

O aumento médio das tarifas cobradas da indústria (alta tensão) foi um pouco maior e atingiu de 18,11%. Para consumidores residenciais (baixa tensão), a conta de luz subiu, em média, 17,08% neste ano. Cada distribuidora tem uma data fixa de reajuste tarifário. Em 2015, os primeiros reajustes sairão no dia 3 de fevereiro, para empresas do grupo CPFL no interior de São Paulo.

A Aneel aprovou hoje um reajuste médio de 25,43% nas tarifas da Sulgipe. Para consumidores conectados à alta tensão, como indústrias, o reajuste será de 29,69%, e para consumidores residenciais, a alta será de 23,15%, válidos a partir de 14 de dezembro.

O maior reajuste do ano foi concedido à Companhia Energética de Roraima (CERR), que teve suas tarifas elevadas em 54,06%. Apenas a Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA) não teve direito a reajuste, por ter dívidas atrasadas com a União.

O reajuste médio de 17,38% está em linha com as projeções do Banco Central. No dia 5 de novembro, pela quinta vez no ano, o BC revisou sua projeção de reajuste para as tarifas de energia elétrica neste ano, para 17,6%, segundo ata do Comitê de Política Monetária (Copom). A ata da última reunião do Copom, realizada no dia 3 de dezembro, será divulgada na quinta-feira (11) e pode trazer nova projeção para o aumento da tarifa de energia elétrica.

O diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Rufino, admitiu que o leilão para compra de energia existente (A-1) realizado na sexta (5) não atendeu à demanda das distribuidoras.

Segundo ele, o governo vai realizar um leilão de ajuste, provavelmente em janeiro, para mitigar o problema, que tem impacto financeiro bilionário para o setor há dois anos. "O que se comprou foi em um volume inferior ao necessário, tanto que a energia foi vendida pelo preço-teto."

Rufino rebateu, no entanto, as críticas de que o preço definido pelo governo para o leilão era baixo e incapaz de atrair geradores interessados em vender energia ao mercado regulado. De acordo com o diretor-geral, o teto era, inclusive, superior à estimativa de preço médio da energia no mercado de curto prazo (PLD) para os próximos três anos, horizonte dos contratos negociados no leilão.

"Se o teto era maior que a média do PLD para o período, baixo não era. Mas a oferta foi, de fato, insuficiente para atender à demanda", reconheceu. "O ideal seria ter atendido todo o mercado, mas cada agente tem a sua estratégia para vender energia", completou.

Um dos motivos que explicam a baixa adesão de geradores no leilão é justamente o prazo dos contratos, que variava de três a cinco anos. Segundo Rufino, algumas usinas estão com contratos de concessão próximos do vencimento, o que inviabiliza a participação numa licitação com prazos mais longos.

O leilão de ajuste poderia ser a solução para esses agentes, avaliou Rufino. Diferentemente das licitações tradicionais, esses leilões têm prazos de entrega de energia mais flexíveis. "O leque de opções é maior, comportando diversos produtos" Segundo Rufino, caso seja realizado em janeiro, permitiria a entrega da energia contratada ainda no primeiro mês do ano. "Seria um leilão em janeiro, com efeito ainda em janeiro."

As primeiras estimativas da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee) apontam para uma exposição de 2 mil a 2,5 mil MW médios no primeiro semestre. Esse é o volume que o setor terá de adquirir, ou via leilão de ajuste, ou no mercado à vista.

Rufino garantiu que o governo vai buscar todos os mecanismos disponíveis para evitar a repetição do problema que atingiu as distribuidoras nos últimos dois anos. A falta de contratos de prazo maior exigiu aportes do Tesouro e empréstimos bancários que, por enquanto, somam R$ 28,3 bilhões apenas em 2014, além de R$ 9,8 bilhões no ano passado.

Embora as distribuidoras já relatem que esses recursos não serão suficientes para fechar as contas de novembro e dezembro e estimem a necessidade de R$ 3 bilhões adicionais, o diretor-geral da Aneel não acha provável que haja espaço para um novo empréstimo. "As empresas já nos procuraram com essa preocupação e estamos fazendo avaliações sobre o assunto. A Aneel está olhando com cuidado e carinho essa questão porque ela nos preocupa", afirmou.

Rufino lembrou que o decreto que autoriza o pagamento dessas despesas com recursos do empréstimo prevê cobertura até o fim do ano, desde que haja saldo na conta criada para esse fim. Nesta semana, a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) utilizou o restante dos recursos para liquidar as despesas de outubro, restando, sem cobertura por enquanto, as despesas com compra de energia no mercado à vista de novembro e dezembro, que vencem em janeiro e fevereiro. "Temos até janeiro para refletir sobre esse problema." As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira, 04, o edital do leilão A-1, para compra de energia existente pelas distribuidoras, marcado para 5 de dezembro. Os preços não foram definidos e serão divulgados pelo Ministério de Minas e Energia.

Haverá duas modalidades de contrato, por quantidade e por disponibilidade. Para empreendimentos com energia proveniente de térmicas (contratos por disponibilidade), o prazo de fornecimento será de três anos, com início em 1º de janeiro de 2015 e fim em 31 de dezembro de 2017.

Para empreendimentos com energia proveniente de outras fontes (contratos por quantidade), o prazo de fornecimento terá início em 1º de janeiro de 2015, mas será possível fechar contratos de três anos, até 31 de dezembro de 2017, ou cinco anos, até 31 de dezembro de 2019.

A Aneel recebeu 93 contribuições de agentes do setor no período em que o edital ficou em audiência pública, entre 15 e 24 de outubro. Dessas, 51 foram acatadas.

O edital do leilão deverá ser publicado no prazo mínimo de quinze dias de antecedência em relação à data do leilão.

O leilão A-1 tem como objetivo reduzir a exposição das distribuidoras de energia ao mercado de curto prazo, que causou gastos bilionários ao setor nos últimos dois anos.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (14) o edital do leilão de transmissão 4/2014, a ser realizado em 18 de novembro, na BM&FBovespa. As linhas e subestações serão construídas nos Estados do Amapá, Goiás, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Rio Grande do Sul e Tocantins. Os investimentos devem somar R$ 6,2 bilhões.

Ao todo, nove lotes serão ofertados, que totalizam 4,7 mil quilômetros de linhas. O lote A será dividido em quatro sublotes, A1, A2, A3 e A4, de modo que os interessados possam fazer ofertas pelo lote completo ou partes dele. O prazo para entrada em operação de cada lote varia de 30 a 42 meses.

Os contratos de concessão terão duração de 30 anos. Vence quem fizer a melhor proposta de deságio para a Receita Anual Permitida (RAP) definida pela Aneel. Empresas que apresentem histórico de atraso sistemático em obras de transmissão nos últimos 36 meses não poderão ser líderes de consórcios.

O edital aprovado pela Aneel ainda terá que passar por análise do Tribunal de Contas da União (TCU).

A-1

A Aneel aprovou também a abertura de audiência pública para discutir o edital do leilão A-1, para compra de energia existente pelas distribuidoras. A licitação será realizada em 5 de dezembro. A minuta do edital ficará em audiência pública entre 15 e 24 de outubro. O prazo para fornecimento de energia começa em 1º de janeiro de 2015.

Haverá duas modalidades de contrato, por quantidade e por disponibilidade. Para empreendimentos com energia proveniente de térmicas (contratos por disponibilidade), o prazo de fornecimento vai até 31 de dezembro de 2017. Para empreendimentos com energia proveniente outras fontes (contratos por quantidade), será possível fechar contratos com fim em 31 de dezembro de 2017 ou 31 de dezembro de 2019.

O edital do leilão deverá ser publicado no prazo mínimo de quinze dias de antecedência em relação à data do leilão. O preço da energia deve ser divulgado pelo governo no mesmo prazo. O leilão A-1 tem como objetivo reduzir a exposição das distribuidoras de energia ao mercado de curto prazo.

O secretário do Tesouro Nacional, Arno Augustin, minimizou a afirmação do diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Rufino, de que não é provável haver espaço suficiente para acomodar corte de R$ 4 bilhões no repasse do Tesouro Nacional à Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Augustin alegou que "as pessoas às vezes esquecem" que a CDE tem receitas. Sem citar o nome, o secretário lembrou ainda que uma empresa que tinha dívida alta com a CDE fez a quitação, o que melhora a receita.

Augustin firmou, ainda, que a "normalidade" é não haver repasse algum do Tesouro Nacional à CDE. "O repasse é para minorar os efeitos de um problema da falta de chuva, estamos em tendência de queda do PLD, o preço de curto prazo da energia. Esse é o evento principal que exigiu participação do Tesouro na CDE", disse.

"A relação entre CDE e tarifa existe a partir de uma fixação anual. Isso já foi fixado no início do ano e será fixado novamente no futuro. Não compreendo muito bem qual a relação que poderia haver", disse, acrescentando que o que está no Orçamento hoje são os R$ 9 bilhões de repasse.

O governo admitiu nesta terça-feira (23) que fará reajustes maiores nas contas de luz para reduzir a necessidade de injeção de recursos do Tesouro Nacional nas empresas do setor por meio da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), o fundo que tem bancado programas sociais do setor e o custo adicional das usinas termelétricas.

A redução de R$ 4 bilhões nos repasses à CDE é um dos malabarismos aos quais a área econômica recorrerá neste ano para evitar cortes nas demais despesas do governo. "CDE, eu não sei detalhes", esquivou-se o ministro da Fazenda, Guido Mantega. "Provavelmente, está passando mais para a tarifa e menos a transferência do governo."

Algumas horas depois, a possibilidade de reajuste foi confirmada pelo diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), Romeu Rufino. "A CDE tem um conjunto de usos e de fontes. Não é provável que encontremos em outras fontes um espaço suficiente para acomodar uma eventual redução desse tamanho", disse.

A solução, segundo Rufino, será rever outras despesas bancadas pela CDE, como a tarifa social e a indenização às empresas do setor elétrico que não renovaram seus contratos. Do contrário, as empresas do setor serão chamadas a pagar cotas maiores à CDE, o que na prática significará tarifas maiores aos consumidores. "Se houver uma redução (no repasse), o que fecha a conta é a fixação da cota da CDE", disse.

As tarifas aos consumidores podem ficar em média 28% mais caras em 2015, segundo projeção da consultoria especializada PSR. A decisão de congelar o repasse à CDE terá impacto equivalente a três pontos porcentuais nas tarifas. "O governo, agora, diz que não colocará esses recursos. Com isso, a Aneel poderá publicar novas cotas a serem pagas de imediato pelas distribuidoras, com impacto na tarifa em 2015", explica a sócia da PSR, Priscila Lino. "O reajuste já não seria baixo, e agora pode ter impacto adicional de três pontos porcentuais, em ordem de grandeza."

A PSR esperava reajuste médio de 25% nas tarifas. O novo cálculo já considera o efeito de queda das tarifas previsto com o fim dos contratos de usinas cuja concessão vence ao longo de 2015.

O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) André Pepitone disse nesta quarta-feira, 17, que a agência reguladora deve analisar os processos relativos ao imbróglio envolvendo a situação da usina Santo Antônio antes da próxima liquidação do mercado de curto prazo, ou seja, até o início de outubro. A análise parcial desses processos deveria ter sido feita no último dia 5, porém a Aneel decidiu adiar o prazo de forma a poder analisar todas as solicitações do grupo controlador da usina de forma conjunta. Os controladores do projeto, segundo Pepitone, entraram com um pedido de análise do fator de indisponibilidade da usina apenas na quinta-feira, 10.

"Temos o censo de urgência dessa demanda e quando as questões forem equacionadas, levaremos para pauta", afirmou Pepitone, que é o relator do caso. Um dia antes de ter seus processos avaliados pela agência reguladora, a Santo Antônio Energia, empresa responsável pelo empreendimento, entrou com uma nova solicitação envolvendo questões técnicas sobre a operação da usina.

Além de ser multada em até 2% da receita operacional líquida caso venha a ser penalizada pela Aneel, a empresa que lidera o projeto Santo Antônio pode ser punida conforme estabelecido nos contratos estabelecidos nos mercados livre e regulado. De acordo com Pepitone, a Aneel não tem um cálculo de quanto poderia somar essas multas, no pior dos cenários.

Sobre a possibilidade de o projeto ser abandonado, o diretor da Aneel disse que a agência não trabalha com essa possibilidade, dado que 32 turbinas da usina já estão em operação. "Não há mais como voltar atrás", destacou.

A Aneel também analisa neste momento o pedido feito pelos responsáveis pela construção da usina Jirau para que seja revisada a validade dos contratos de venda de energia às distribuidoras. Eles solicitam que essa validade seja adiada, de forma a ser concatenada com a operação do sistema de transmissão do complexo do Rio Madeira.

Sinalização

A existência de processos envolvendo dois grandes projetos hidrelétricos em construção na região Amazônica é vista com cautela por Pepitone. Para o diretor da Aneel, há o risco de essa insegurança afetar a atração de investidores a outros projetos, caso da usina São Luiz do Tapajós.

"Santo Antônio, Jirau e Belo Monte são três empreendimentos estruturantes, que adentram a fronteira da Amazônia. É natural que o mercado observe o desempenho desses empreendimentos e essa situação pode sim afetar na avaliação de novos projetos", alertou o diretor, após proferir palestra no evento Energy Summit 2014, em São Paulo. "Por isso atuamos com profundidade nesses processos, de forma a dar sinal ao mercado que temos plena ciência que os empreendimentos serão determinantes para a visão dos investidores, sobretudo dos financiadores, a projetos na fronteira amazônica", complementou Pepitone. Colaborou Anne Warth.

O diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) André Pepitone disse nesta terça-feira (2) que o órgão regulador vai analisar o caso da usina hidrelétrica de Santo Antônio na próxima sexta-feira (5), em reunião extraordinária. Pepitone é relator da proposta em que a concessionária Santo Antônio Energia pede o adiamento, por 63,61 dias, da validade dos contratos de venda de energia para as distribuidoras, que atendem o consumidor residencial.

A empresa argumenta que tem direito a essa postergação devido a greves que atingiram o canteiro de obras da usina e que atrasaram o cronograma de obras. Fontes do governo, no entanto, afirmam que a usina conseguiu antecipar sua operação comercial em um ano e produz energia suficiente para honrar esses contratos, mas estaria privilegiando a entrega aos clientes do mercado livre, onde fatura mais.

Também na próxima sexta-feira, a Aneel deve julgar o caso da Eneva (ex-MPX), que deve apresentar um termo de compromisso de ajuste de conduta (TAC) para adequar o cronograma da usina térmica Maranhão III. No dia 5 de agosto, a Aneel negou pedido da Eneva para livrar a empresa da responsabilidade pelo atraso no início da operação da usina e regularizar a situação do empreendimento.

Com potência instalada de 500 MW, a usina foi licitada no leilão de energia A-3 realizado em 2011. O contrato foi assinado pela Sociedade de Propósito Específico (SPE) UTE Parnaíba II, que era da MPX na época. A usina, que deveria ter entrado em operação neste ano, teve problemas com o fornecimento de gás natural.