Informativo Enermerco 2007

O Informativo Enermerco (edição de julho) é um compilado das informações mais relevantes do mercado de energia do período, exclusivamente elaborado para o seu acompanhamento mensal.

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Mercado de Energia x Tendência do PLD

A Empresa de Pesquisas Energéticas- EPE, ligada diretamente ao Ministério de Minas e Energia, e responsável pelo planejamento do suprimento de Energia Elétrica do Brasil, e o Operador Nacional de Energia – NOS, divulgaram os Resultados do PEN 2020 – Plano Anual da Operação Energética. Creio que nunca foi tão esperado um resultado de Plano Anual da EPE quanto este, dado as circunstâncias.

Segue abaixo a resenha, que traz como principal destaque o suprimento da Carga da garantido dentro da Curva de Aversão ao Risco adotado até 2024, mesmo com altos custos. Até porque, a crise da Covid -19, segundo o presidente da EPE, Erick Rego, tem números preliminares que mostram uma retração de 7 GW médios na demanda energia e de 8,4 GW de potência, o que equivale quase a uma usina de Itaipu.

Verificando especificamente o mês de junho de 2020, este manteve linearmente a tendência de descolamento dos preços entre os submercados.

O PLD médio de junho de 2020 se consolidou conforme o quadro abaixo:

Demonstrativo do PLD Médio

Mês	Submercado
Junho 2020	SE/CO	S	NE	N
	114,79	114,79	68,83	69,41

O principal fator responsável pela diminuição do PLD foi a revisão extraordinária da carga para o horizonte de médio prazo (5 anos), no qual, principalmente, devido as medidas de isolamento social adotadas para a contenção do Covid-19 foram revistas com redução média mensal de 1.470 MW médios.

Os limites de recebimento de energia da região Sudeste provenientes do Nordeste e do Norte foram atingidos para os patamares de carga pesada e média, descolando os preços médios dos submercados Sudeste/Centro-Oeste e Sul em relação aos demais. Além disso, a exportação de energia do submercado Nordeste atingiu seus valores limites para todos os patamares de carga, descolamento o preço deste submercado em relação ao Norte.

Espera-se que as afluências de junho de 2020 fechem em torno de 80% da MLT para o sistema, sendo aproximadamente 76% na região Sudeste, 73% na região Nordeste, 106% na região Norte e 67% na região Sul. Para o próximo mês, são esperadas afluências em torno de 77% para o sistema, sendo 78% na região Sudeste, 66% na região Nordeste, 104% na região Norte e 64% na região Sul. Os níveis dos reservatórios do Sistema Interligado Nacional (SIN) ficaram cerca de 1.140 MW médios abaixo do esperado.

Os níveis estão mais baixos em relação a expectativa anterior nos submercados Sudeste/Centro-Oeste (-1.634 MW médios), Sul (-99 MW médios) e Norte (-336 MW médios) e mais alto no Nordeste (+929 MW médios).

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A bandeira tarifária em junho/2020 foi verde, sem custo para os consumidores. E assim será até dezembro deste ano.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) decidiu manter a bandeira verde acionada até 31/12/2020. O anúncio foi feito no final de maio, em Reunião Pública da Diretoria da ANEEL. Trata-se de mais uma medida emergencial da Agência para aliviar a conta de luz dos consumidores e auxiliar o setor elétrico em meio ao cenário de pandemia da Covid-19.

Os valores das bandeiras tarifárias são atualizados todos os anos e levam em consideração parâmetros como estimativas de mercado, inflação, projeção de volume de usinas hidrelétricas, histórico de operação do Sistema Interligado Nacional, além dos valores e limites do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD).

Em 10 de março – um dia antes do anúncio de pandemia pela Organização Mundial de Saúde (OMS) – a ANEEL havia proposto a discussão para o ciclo 2020/2021 dos valores adicionais. A proposta ficou em Consulta Pública no período de 12/3 a 27/4. No entanto, os impactos da pandemia no consumo de energia e nas atividades econômicas alteraram de forma significativa os estudos e parâmetros utilizados na proposta da Agência.

De acordo com análise dos técnicos da ANEEL, que também levou em conta as contribuições à consulta pública, o cenário de redução de carga e as perspectivas de geração de energia tornam possível o acionamento da bandeira verde nos próximos meses. Além disso, os custos cobertos pelas Bandeiras Tarifárias estão contemplados na chamada Conta-Covid – empréstimo ao setor elétrico feito junto a bancos públicos e privados, com o objetivo de aliviar os impactos da atual crise no setor elétrico. Assim, a Agência decidiu suspender o acionamento das bandeiras até o final do ano.

Pierro Campestrini – Diretor da Enermerco

Geração e Consumo

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, divulgou no final de junho, novos comparativos de geração e consumo no SIN – Sistema Interligado Nacional.

O Sistema Interligado Nacional é o sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil, sendo um sistema hidro-termo-eólico de grande porte, com predominância de usinas hidrelétricas e com diversos proprietários. O Sistema Interligado Nacional é constituído por quatro subsistemas: Sul, Sudeste/Centro-Oeste, Nordeste e a maior parte da região Norte.

Em comparação ao mesmo período de 2019, temos decréscimos: -5,2% no consumo e -4,2% na geração, respectivamente. O consumo deste mês foi impactado pelas medidas governamentais de contenção da COVID-19, intensificadas a partir do dia 21 de março. No entanto, a queda verificada em junho corresponde ao menor valor ocorrido desde o início da pandemia, demonstrando uma lenta retomada do consumo à medida que ocorre o retorno gradual das atividades. O consumo no mês de junho também foi impactado devido à queda de temperatura na última semana do mês.

Lembramos que no município de São Paulo, assim como em algumas outras cidades brasileiras, o feriado de Corpus Christi, que ocorreria em 11 de junho, foi adiantado para o mês de maio, visando a reduzir a circulação de pessoas. Apesar deste adiantamento, o feriado não impactou o consumo médio no SIN.

Geração por Fonte de Energia

As fontes de geração, abaixo demonstradas, mostram parte do panorama da produção nacional. Como vemos, o destaque de junho está no aumento da geração fotovoltaica: 34,8%, em relação ao mesmo período do ano anterior, 2019.

Em relação à comparação da geração em junho, com o mesmo período do ano anterior, constata-se reduções na geração de usinas hidráulicas (4,6%), eólicas (7,0%) e térmicas (2,7%) e elevação somente na geração das usinas fotovoltaicas (34,8%), devido a entrada de novas usinas na CCEE no ano de 2020.

O consumo de energia apresentou queda, em ambos os ambientes de contratação, principalmente pelas medidas de isolamento adotadas para contenção da COVID-19. No Ambiente de Contratação Regulada (ACR) houve retração de 5,2%. Essa queda no consumo no ACR reflete o impacto do fechamento de parte do comércio e de indústrias, mas também o aumento do consumo residencial. Além do impacto da COVID-19, a queda decorre da migração dos consumidores cativos para o Ambiente de Contratação Livre (ACL). Excluindo o impacto das migrações, o ACR registraria queda de 3,2%.

O consumo do Ambiente de Contratação Livre (ACL), composto em sua maioria por grandes consumidores de energia, apresentou queda de 5,1%. Ao expurgar o impacto da migração dos consumidores cativos, o ACL apresentaria queda de 9,5%. Os consumidores livres apresentaram queda de 7,4% e os consumidores especiais apresentaram elevação de 8,0%. Ao expurgar o efeito da migração, observa-se queda de 9,2% e 10,3%, respectivamente. Esses dados revelam uma intensificação na migração de consumidores especiais para o ACL. Os autoprodutores diminuíram seu consumo em 10,6%.

Conforme relatado semanalmente nos estudos sobre o impacto da COVID-19, a maior parte dos ramos de atividade apresentaram quedas representativas no consumo de energia, sendo os principais: têxteis (28,9%), veículos (27,5%), serviços (19,3%) e madeira, papel e celulose (12,9%).

Os segmentos que apresentaram maior crescimento em seu consumo foram saneamento (29,2%), bebidas (10,9%) e alimentícios (10,0%), porém este aumento está diretamente vinculado à migração dos consumidores para o mercado livre. Ao expurgarmos o efeito da migração para o ACL, verifica-se leve crescimento do consumo principalmente nos ramos de saneamento (5,6%) e bebidas (5,4%).

ENA, MLT e Nível dos Reservatórios

No gráfico de Energia Natural Afluente do SIN, observamos os percentis da ENA em todos os Submercados. Trata-se de mais um parâmetro de operação do SIN – Sistema Interligado

Nacional, que o ONS – Operador Nacional do Sistema, monitora para gerenciar a geração de energia elétrica do país.

Em junho, os valores de acoplamento passaram para cerca de 60.000 MWmed na segunda semana, e apresentaram uma diminuição aos longos das semanas seguintes. Uma vez que as afluências começam a reduzir, os valores de afluências diminuíram para valores próximos aos 40.000 MWmed, sendo a redução mais significativa na terceira e quarta semana operativa. Este histórico classifica-se como o 9º pior do Sistema Nacional, ao longo dos registros:

Fator de Ajuste de MRE

O Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) é um mecanismo financeiro que visa o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os agentes de geração, buscando garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Para verificar a quantidade de energia produzida em relação à garantia física das usinas pertencentes ao MRE, foi criado o Fator de Ajuste da Garantia Física, ou Generation Scaling Factor – GSF. Ele mede a geração hidráulica em relação à garantia física, cujo cálculo é feito mensalmente pela CCEE.

Em junho, atingiu-se uma geração, de 75% em relação às Garantias Físicas para o ano de 2020.

Encargos de Sistema (ESS, ESE, CDE)

Os custos decorrentes da manutenção da confiabilidade e da estabilidade do sistema no atendimento à demanda por energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) são denominados Encargos de Serviço do Sistema (ESS).

Estes valores são pagos por todos agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção de seu consumo. Os ESS são expressos em R$/MWh. No mês de junho/2020, somando os Encargos de Serviço do Sistema, dentre as Restrições Operativas e as de Segurança Energética, obteve-se um total de, praticamente, R$ 18 milhões. Acompanhe como este resultado se solidificou:

Previsão Climatológica Trimestral

No próximo trimestre, as chuvas diminuem em grande parte da Região Norte. Nas cidades de Manaus-AM e Belém-PA, a média climatológica é igual a 229 mm e 424 mm, respectivamente.

Na Região Nordeste, ainda chove entre o leste do Rio Grande do Norte e a Bahia, devido principalmente ao efeito de brisa e à ocorrência de Distúrbios Ondulatórios de Leste (DOL).

Neste trimestre, praticamente não chove em grande parte do Piauí e no oeste da Bahia. No Centro-Oeste, a redução climatológica das chuvas implica no aumento do número de focos de calor e baixos valores de umidade relativa do ar.

No Sudeste, as chuvas são bastante escassas, com baixos valores de umidade relativa do ar no oeste de São Paulo e Minas Gerais.

Na Região Sul, as chuvas decorrem principalmente da rápida passagem dos sistemas frontais, variando entre 300 mm e 500 mm no Rio Grande do Sul e em Santa Catarina.

A entrada de massas de ar frio aumenta neste trimestre, causando declínio de temperatura principalmente nas Regiões Centro-Oeste, Sudeste e Sul do Brasil e no sul da Região Norte, onde se verifica o fenômeno de friagem. As temperaturas mínimas podem atingir valores abaixo de 0ºC em áreas serranas das Regiões Sul e Sudeste, com ocorrência de nevoeiros, geadas e, em alguns episódios extremos, precipitação de neve. As climatologias de precipitação e temperaturas máxima e mínima, no Brasil, são mostradas a seguir:

 

 

Consumo de energia recua 11% em maio com queda histórica na indústria

Levantamento da EPE mostra variação de 54% e 43,7% nos ramos das atividades, maiores quedas desde a compilação dos dados em 2004. Demanda comercial cai 25%

Com medidas mais restritivas adotadas em diversos estados da federação para combater a pandemia, o consumo de energia elétrica em maio atingiu 36.051 GWh no Brasil, recuo de 11% em relação ao mesmo período do ano passado, informa o levantamento mensal da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). No acumulado em 12 meses o resultado é 474.037 GWh, variação negativa de 1,1%.

Segundo a análise, os segmentos comerciais e industriais apresentaram quedas de 25,1% e 13,7% respectivamente, números também superiores ao mês anterior. Por sua vez a indústria registrou o pior maio de toda a série histórica, monitorada pela EPE desde 2004, com as maiores baixas vindo do ramo automotivo e têxtil, 54,1% e 43,7% respectivamente, reflexo do impacto da forte diminuição das vendas nos respectivos setores.

Todas as regiões do país apresentaram retração no consumo de eletricidade durante o mês, com destaque para as quedas de 13,7% no Sudeste, 11,2% no Nordeste e 10,2% no Sul. A diminuição de 3,9% no Centro-Oeste e 1,1% no Norte comprovam os efeitos covid, visto que as regiões ainda apresentavam crescimento na demanda em abril.

Na junção dos comércios e residenciais, a diminuição na renda, o aumento do desemprego e a insegurança financeira foram fatores que impactaram no resultado negativo para a EPE. A classe residencial viu seu consumo reduzir em 1,4% no período, promovida pela variação negativa no Sudeste, que teve no clima mais ameno um dos fatores responsáveis pelo desempenho e que tem sua demanda representada por quase 50% do quadro energético nacional.

Quanto a modalidade de contratação de energia, ambos os mercados apresentaram baixa no consumo de eletricidade em maio, com recuo de 11,2% entre os consumidores cativos e de 10,6% entre os livres.

 

Aneel regulamenta Conta-Covid para minimizar efeitos da pandemia no setor elétrico

Objetivo é dar liquidez ao setor e diluir aumento nas tarifas de energia ao longo de cinco anos

Recursos vão aliviar o bolso dos consumidores, além de garantir fluxo de caixa para que as empresas honrem seus contratos – Foto: Agência Brasil

Em função da Covid-19, o Governo Federal vem adotando uma série de medidas para minimizar os efeitos econômicos da pandemia no setor elétrico. O objetivo é aliviar os impactos da crise nas contas de luz pagas pelos consumidores e também preservar a liquidez das empresas do setor, que vem sofrendo com a redução de receita, em função da queda de demanda e do aumento da inadimplência.

Para isso, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou a regulamentação da Conta-Covid que estabelece os critérios de empréstimos às empresas no valor de até R$ 16,1 bilhões. Os recursos serão oferecidos ao setor por um conjunto de bancos liderados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e deverão ser pagos ao longo de 60 meses.  

“Desse modo, o setor sai na vanguarda, sendo um dos primeiros a encontrar uma solução de mercado, sem recursos do Tesouro Nacional, para superar a crise provocada pela pandemia”, destacou a Aneel.

Segundo Aneel, os recursos vão aliviar o bolso dos consumidores neste momento, além de garantir fluxo de caixa para que as empresas do setor honrem seus contratos e possam superar os efeitos da pandemia.

E qual será o efeito da Conta-Covid nas tarifas dos consumidores?

Com a Conta-Covid, o reajuste das tarifas de energia elétrica será diluído ao longo de 60 meses ao invés de 12 meses.

Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica, o aumento leva em conta, por exemplo, reajuste do preço da energia gerada em Itaipu, que acompanha a variação do dólar e o repasse de custos de novas instalações de sistemas de transmissão.

“Se não houvesse a proposta da Conta-Covid, todas essas despesas seriam incluídas integralmente nas contas de luz já nos próximos reajustes, para serem pagas em 12 meses. Com a conta, esse impacto será diluído em 60 meses”, informou Aneel.

Por que foi necessário fazer operação de empréstimo para o setor elétrico?

De acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica, foi necessário criar uma operação de empréstimo para atender o setor porque a arrecadação das distribuidoras de energia foi bastante afetada neste momento de pandemia. Estimativa da agência indica perda de 6,3% na arrecadação média do setor de distribuição no período. 

O consumo de energia diminuiu aproximadamente 14% no país em relação ao mesmo período de 2019. Com o isolamento social, indústrias, comércios e prestadores de serviços diminuíram ou paralisaram suas atividades, deixando, portanto, de consumir energia. Além disso, houve aumento da inadimplência, que está em torno de 10%.

Resolução Normativa Nº 885

Segundo a resolução normativa (Nº 885), da Aneel, que dispõe sobre a Conta-Covid e estabelece critérios para as operações financeiras, os repasses de recursos para as distribuidoras vão ocorrer até janeiro de 2021, e todos deverão ser homologados pela Agência.

Isenção do pagamento da conta de energia para consumidores de baixa renda

Como parte dos esforços do Governo Federal para o enfrentamento da pandemia do coronavírus, uma Medida Provisória editada em abril garantiu isenção nas tarifas de energia para os consumidores beneficiários da tarifa social. A isenção de pagamento vai até 30 de junho de 2020 e vale para aqueles que consumem até 220 kWh/mês.  

É o caso da diarista Maria de Fátima Soares, que mora no Distrito Federal. “Com esse desconto, dá pra me ajudar nas contas de casa, porque, com essa pandemia, eu não estou trabalhando”, contou.

Dados da Aneel, mostram que em maio mais de 10 mil famílias (10.396.005) foram beneficiadas pela medida.

Empréstimo da Conta COVID terá taxa de juros reduzida para CDI + 2,8%

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE recebeu do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES a confirmação de que o custo total estimado do financiamento da chamada Conta COVID foi reduzido para CDI + 3,79%. O valor é composto pela taxa de juros equivalente a CDI + 2,8% mais as comissões de estruturação, de 2,5% sobre o valor contratado.

Com a adesão à medida de 50 das 53 distribuidoras atuantes no país, o montante do empréstimo foi fixado em R$ 14,8 bilhões. O recebimento da informação marca mais um avanço no processo de contratação da operação financeira, que tem o objetivo de mitigar os impactos da pandemia do novo coronavírus para o setor elétrico.

Conforme estipulado na regulamentação da Conta COVID, os empréstimos terão carência até julho de 2021, e vencimento em dezembro de 2025. A composição dos aportes ainda será definida, mas os bancos públicos serão responsáveis por 29% da oferta e, os privados, por 71%.

Como próximos passos, a Câmara de Comercialização vai aguardar o despacho da ANEEL que aprova o valor global da operação e a minuta dos contratos por parte das instituições financeiras envolvidas na iniciativa, bem como a sua posterior assinatura. Em seguida, poderá realizar os registros dos instrumentos contratuais e, após a liberação do desembolso, pretende iniciar os repasses às distribuidoras até o final de julho.

Segue abaixo a lista dos 16 bancos que disponibilizarão recursos para a medida.

 

Das 53 distribuidoras brasileiras, 50 aderem à Conta COVID

A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE comunica que, conforme informado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, das 53 concessionárias de distribuição que atuam no Brasil, 50 formalizaram o pedido de adesão à Conta COVID e receberão os recursos financeiros previstos pela medida.

Ao final do processo, o volume do financiamento ficou em R$ 14,8 bilhões, considerando os montantes solicitados por cada uma das empresas dentro dos limites estipulados pelo órgão regulador. “O valor representa quase 92% do total calculado inicialmente para atender a todas as distribuidoras, o que reforça a confiança do mercado de que esta é a solução mais viável para mitigarmos os impactos já causados pela pandemia do novo coronavírus à saúde financeira do mercado regulado”, aponta Rui Altieri, presidente do Conselho de Administração da CCEE.

Como próximos passos, a Câmara de Comercialização vai aguardar o despacho da ANEEL que aprova o valor global da operação e a minuta dos contratos por parte das instituições financeiras envolvidas na iniciativa, bem como a sua posterior assinatura. Em seguida, poderá realizar os registros dos instrumentos contratuais e, após a liberação do desembolso, pretende iniciar os repasses às distribuidoras até o final de julho.

Na semana passada, a CCEE já havia recebido a seleção de 19 instituições financeiras que, lideradas pelo Banco Nacional de Desenvolvimento econômico e Social – BNDES, estarão aptas a oferecer recursos para o empréstimo.

 

Bancos públicos vão aportar 30% do empréstimo às distribuidoras

Recursos da Conta Covid serão financiados por um pool 19 de instituições públicas e privadas

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social anunciou que vai entrar, junto com outros bancos públicos, com 30% dos recursos da operação de crédito da Conta-Covid, que terá um limite de R$ 16,1 bilhões. O restante do empréstimo que vai dar liquidez às empresas do setor elétrico em 2020 será financiado por bancos privados, informou o BNDES em nota nesta quinta-feira, 2 de julho.

A operação envolve 19 instituições financeiras e terá custo de CDI mais 2,9% ao ano, carência de 11 meses para começar a pagar e 54 meses de amortização. O prazo de adesão das distribuidoras termina nesta sexta-feira, 3. As que optarem pelo empréstimo devem receber o primeiro repasse de recursos da conta no final do mês.

O financiamento será contratado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, que ficará responsável pela gestão da Conta-Covid, com a transferência de recursos para as distribuidoras. Ele será usado para a cobertura de déficits e a antecipação de receitas, com o objetivo de reduzir os impactos financeiros da pandemia no caixa das empresas, além de postergar impactos tarifários que ocorreriam este ano.

O empréstimo será pago pelos consumidores a partir de 2021, por meio de encargo incluído na Conta de Desenvolvimento Energético.

Esclarecimentos relativos aos efeitos do Decreto no 9.642/2018 que alterou os descontos das contas elétricas do setor rural

No final do ano de 2018, o então Presidente Michel Temer publicou o decreto Nº 9.642 com objetivo de reduzir os descontos concedidos à tarifa de energia elétrica nos próximos cinco anos. O decreto retira, gradualmente (20% ao ano), o desconto que é dado a todas as unidades de consumo classificadas como rurais.

Com a publicação do decreto surgiram muitas dúvidas sobre quais descontos seriam eliminados. A principal preocupação foi devido ao entendimento, equivocado, de que os descontos concedidos aos irrigantes e aquicultores no período reservado1 (21h30min às 06h00min) seriam eliminados.

Devemos deixar claro que os descontos concedidos para irrigação e aquicultura em horário reservado não foram afetados pelo decreto e continuam válidos, uma vez que são garantidos pela Lei nº 10.438, de 2002.

O impacto na conta de energia elétrica para os agricultores irrigantes e aquicultores ocorrerá devido à eliminação da cumulatividade de desconto que esses produtores tinham durante o horário reservado.

Os produtores rurais podem ser enquadrados em duas categorias de consumidores Grupo A- Classe Rural e Grupo B- Classe Rural.

O grupo “B” é composto de unidades consumidoras com fornecimento em tensão inferior a 2,3 kV, baixa tensão. Nessa faixa de consumo as unidades possuíam um desconto de 30% sobre a tarifa básica e para irrigantes e aquicultores, acumulavam descontos que variam de 60 a 73% para o período reservado a depender da região.

Com a publicação do decreto, os descontos na tarifa básica cairiam de 30% para 24% em 2019, reduzindo 6% ao ano até 2023, a partir da revisão anual da tarifa de energia, que varia para cada concessionaria. Esse desconto vale para todos os consumidores rurais de baixa tensão.

Os descontos do período reservado serão mantidos nos mesmos valores (60 a 73%), porém não haverá mais a cumulatividade com o desconto descrito acima.

O entendimento sobre a aplicação do Decreto foi complementado pelo Ofício Circular emitido pela da Agencia Nacional de Energia Elétrica –ANEEL nº 02/2019-SGT:

a) Redução gradual (20% ao ano, extinguindo o benefício em 5 anos), a partir de janeiro de 2019, dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição de unidades consumidoras com classificados como rural, unidades consumidoras dos serviços públicos de água, esgoto e saneamento e serviços públicos de irrigação; e

b) Vedação da cumulatividade de descontos (rural e irrigação e aquicultura realizada em horário especial, pertencentes ao grupo B), prevalecendo aquele que for mais vantajoso para o consumidor.

Já os consumidores do grupo “A”, da classe rural, são compostos por unidades consumidoras de tensão igual ou superior a 2,3 kV, alta tensão. Antes do Decreto, o grupo “A” recebia 10% de desconto em relação à tarifa básica. No horário reservado os descontos são de 70% a 90% para irrigantes e aquicultores e já não eram cumulativos.

Após o Decreto, o desconto da tarifa rural será de 8% sobre a tarifa básica, reduzindo 2% ao ano até 2023, a partir da revisão anual da tarifa de energia. Os descontos do horário reservados não sofrerão alteração, visto que não eram acumulados.

Na Tabela a seguir apresentamos alguns exemplos de como o novo decreto irá alterar as contas de energia dos produtores. Os valores das tarifas apresentados são fictícios para facilitar o entendimento. Os descontos dos produtores irrigantes e aquicultores variam de acordo com a região do país, para exemplificar, usamos os descontos referentes à região Nordeste.

A tabela mostra que os maiores impactados com a retirada dos descontos e da cumulatividade serão os pequenos agricultores irrigantes do Grupo B. Pois terão aumento imediato de 43% no valor da energia para a irrigação em horário reservado (21h30min às 06h00min), além do aumento anual de 8,5% no restante do dia nos próximos cinco anos.

Resumo:

1) Os clientes do Grupo A continuam com o desconto de 70% a 90% na tarifa referente ao horário reservado (período noturno). O desconto para o restante do dia que, atualmente, é de 10% será reduzido para 8% em 2019.

2) Os clientes do Grupo B mantêm o desconto de 60% a 73% na tarifa referente ao horário reservado, porém perdem a acumulação do desconto da classe rural. O desconto da classe rural para o restante do dia que, atualmente, é de 30% será reduzido para 24% em 2019.

3) A  agricultura irrigada é um setor estratégico para o desenvolvimento sustentável do país, por isso os incentivos econômicos ao setor devem ser mantidos. A irrigação e a intensificação do uso de insumos foram os maiores responsáveis pelo aumento da produtividade rural nos últimos 40 anos, o que contribui para a preservação ambiental por evitar a abertura de novas áreas. Além disso, os agricultores irrigantes geram maiores números de empregos por hectare fortalecendo desenvolvimento socioeconômico do país.

4) A CNA já levou o assunto a Ministra da Agricultura e irá contatar os outros ministérios responsáveis pelo tema com intuito de que atuem junto a Casa Civil para a revogação total do Decreto nº 9.642/2018.

 

Copel anuncia desconto médio de 3,8% na tarifa após vencer ação sobre cobrança de imposto

Empresa vai reduzir a tarifa de luz dos clientes entre 3,5% e 4,1%, dependendo da classe de consumo, a partir do pagamento em agosto.

A partir deste mês, a Companhia Paranaense de Energia (Copel) vai reduzir a tarifa de luz dos clientes entre 3,5% e 4,1%, dependendo da classe de consumo.

O percentual médio de desconto, conforme a companhia, será de 3,8% e será aplicado no pagamento em agosto.A Copel explicou que a redução será possível porque a empresa venceu uma ação judicial, impetrada em 2009, que a desobriga de continuar recolhendo PIS e Cofins sobre o ICMS que incide na tarifa de energia elétrica.

A companhia também informou que foi uma das primeiras empresas de energia elétrica do país a ingressar com ação judicial pedindo a exclusão da cobrança dois impostos sobre o ICMS. Conforme a Copel, o ICMS não é receita da empresa, e sim do estado.

“E como o PIS e a Cofins são calculados sobre a receita da companhia, o ICMS não poderia estar nesta base de cálculo”, explicou a Copel, em nota divulgada nesta quinta-feira (9).

 

Ciclone em SC deixou mais de 1,5 milhão sem energia; cerca de 233 mil seguem sem luz

Quase metade do Estado ficou sem luz na tarde desta terça-feira – Por Clarissa Battistella

Mais de 36 horas depois da passagem de um ciclone que causou estragos e deixou ao menos nove pessoas mortas em Santa Catarina nesta terça-feira (30), 233 mil unidades consumidoras de energia elétrica seguem sem fonecimento no Estado. As regiões Serrana e o Meio-Oeste catarinense são as mais prejudicadas pela falta de luz no final da tarde desta quarta-feira (1º). Logo após o temporal, ao menos 1,5 milhão de unidades ficaram sem luz. 

Segundo a última atualização da Celesc, feita por volta das 10h50min desta quinta-feira (2), 233.330 mil unidades consumidoras seguiam sem energia elétrica em SC, sendo 67,3 mil em Florianópolis, cerca de 42,5 mil em Lages e aproximadamente 11,1 mil em Chapecó. De acordo com a Celesc, a recuperação total da rede elétrica afetada por ciclone em SC pode levar até 3 dias.

Na Capital, a residência da professora Alessandra Di Pietro, no Pantanal, seguia sem energia até as 20h30min desta quarta. O fornecimento foi interrompido por volta das 16h da terça, logo que o temporal atingiu a Ilha de SC. Desde então, ela tenta contato com a Celesc, sem sucesso. A empresa está com atendimentos apenas por aplicativo ou SMS. No site da empresa não há registro de falta de energia no bairro. 

– Pedi para vizinhos carregar o celular. Meu filho não fez aula hoje e nem eu participei. Sou professora e não pude dar minha aula também. O congelador está começando a degelar. Até sai de casa para jantar, já que estamos ainda sem luz, e para carregar o celular – relata a professora, sem qualquer perspectiva da volta da energia. 

Ciclone afeta todo Estado

A passagem do ciclone extratropical registrou ventos de até 134 Km/h. A tempestade atingiu praticamente todas as regiões do Estado.

As ocorrências começaram a ser registradas no início da tarde, no Oeste catarinense, e avançaram para o litoral.

O ciclone, que é composto por uma área de baixa pressão, começou a se formar no norte da Argentina e está se deslocando em direção ao leste.

Os prejuízos ainda estão sendo levantados pelas equipes regionais. 

Em nota, a Celesc informou, também, que o cabo de fibra ótica da Oi, que possibilita a comunicação de seus clientes com o Call Center da empresa, foi rompido. Por isso, a única forma de comunicação dos consumidores com é através do aplicativo Celesc.

 

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Fontes: AGENCIA SENADO – ANEEL – ABRAPCH – CANAL NEGÓCIOS – CANAL ENERGIA – ESTADÃO – EXAME – FOLHA – GAZETA DO POVO – OCESC – INFOCLIMA – ONS – MME – PORTAL G1 – PORTAL GLOBO.COM – REVISTA VEJA