ACORDO DO SETOR
Generalidades
A fórmula adotada pelo Governo para enfrentar a crise, em vez de corrigir os erros e as fragilidades do atual modelo do setor elétrico, foi abrir o caixa do Tesouro e pagar praticamente tudo que as empresas pediram, repassando o ônus aos consumidores, de uma forma um tanto dissimulada, uma vez que não sentiremos de imediato todos os impactos, mas fazendo de nós devedores de importâncias expressivas, por pelo menos 3 anos, sem que tivéssemos sido chamados para fazer o endosso aos débitos junto aos nossos privilegiados credores.
O Acordo ou o Acordão , como também é chamado, feito pelo Governo, foi condescendente ao extremo com as empresas de energia e envolveu vários privilégios e precedentes de difíceis compreensão, já que o instrumento utilizado que foi a Medida Provisória n.º 14 de 21/12/2001 trata de vários assuntos.
Para facilitar a compreensão, iremos dividir nosso aumentos de tarifas de energia em 3 origens, e para todos o Governo está deixando de fora e portanto, não sofrerão diretamente os impactos dos aumentos de tarifas, os consumidores caracterizados como Residencial "baixa renda":
1. A recomposição tarifária extraordinária em que irá garantir para as concessionárias de energia a manutenção de seu nível de faturamento mensal de 2.000, ainda majorado do crescimento de consumo projetado para 2001, em outras palavras, o conjunto da sociedade irá pagar pela energia economizada, e mais, pela energia que, se não tivesse ocorrido o racionamento, hipoteticamente iria se acrescentar ao consumo. Os acréscimos tarifários de 2,9 % para consumidores residenciais e de 7,9 % para as demais classes de consumo, entraram em vigor em 27 de dezembro passado para todas as regiões do país onde houve racionamento e terão vigência até o pagamento total das perdas das empresas (estimado pelo Governo em 3 anos) relativas ao período que durou o racionamento (de 01 de junho do ano passado até 28 de fevereiro deste ano). Os percentuais citados acima foram incorporados aos valores das tarifas das diferentes classes de consumo, não se encontrando discriminados na conta de energia.
2. O Governo criou uma empresa estatal, a CBEE (Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial) que está tendo duas funções. A primeira é alugar geradores térmicos, a maioria que consome óleo diesel, para serem usados numa eventualidade de ocorrência de períodos de estiagem, em que os níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricos se encontrarem abaixo da chamada "curva de segurança". O custo destes 58 geradores com capacidade instalada total de 2.153,6 MW é de R$ 6 bilhões até 31/12/2005, para não gerarem nenhum kWh, podendo o custo chegar a R$ 16 bilhões, caso venham a gerar a chamada energia emergencial. A partir de 01 de março estaremos pagando R$ 0,0049 / kWh para fazer frente ao "encargo de capacidade emergencial ", que o Governo impropriamente tem chamado de "seguro contra apagão " que eqüivale a um acréscimo de pouco mais de 2 % para consumidores residenciais e percentual maior para outras classe de consumo, já que o valor acima citado é absoluto e vale para todos as categorias de consumidores. Se o ONS resolver despachar estas usinas térmicas, iremos ter novos acréscimos em nossa conta, desta vez, sob o título de "encargo de aquisição de energia elétrica emergencial ", poupando quanto a este último encargo os consumidores residenciais com até 350 kWh mensais. A segunda função da CBEE é comprar energia de Termelétricas (não emergenciais) que, em vista, da paralisação das liquidações do MAE Mercado Atacadista de Energia tem sua energia vendida diretamente para a CBEE. O que a CBEE faz é comprar a energia de térmicas incluídas no PPT Programa Prioritário de Termeletricidade, que na verdade estão gerando energia para compensar a redução de produção das hidrelétricas e repassar para a população a diferença de preço entre o preço do MAE (PMAE) e R$ 49,26 / MWh (preço adotado para a chamada energia velha). Neste caso, são poupados também os consumidores residenciais que consumam até 350 kWh. Não temos a dimensão do valor a ser acrescido às contas de energia e que aparecerão sob o título "encargo de energia livre adquirida no MAE " e irá vigorar de 01 de março até 31 de dezembro deste ano.
3. Repasse das variações de custos da parcela A, também denominados de "custos não gerenciáveis" das empresas Distribuidoras de energia. Todos os custos chamados "não gerenciáveis" das Distribuidoras de energia que tiveram aumento no interregno entre as datas de reajuste das concessionárias vieram a ser repassados aos consumidores a partir de 25/10/2001, com base em outra medida provisória. Como exemplo, citamos a energia adquirida de Itaipu ou de outras empresas geradoras de energia, Conta de Consumo de Combustível (CCC), gastos com Transmissão, ONS, Aneel, etc.. O que o acordo fez foi retroagir o repasse de majorações de custos não gerenciáveis para 01 de janeiro do ano passado. O valor acumulado do repasse de 01/01/2001 até 25/10/2001 acrescido de juros será somado na conta "recomposição tarifária extraordinária" dando-se o mesmo tratamento desta para as Distribuidoras onde houve racionamento de energia. Para as Distribuidoras onde não houve racionamento (região sul do país) serão concedidos os acréscimos tarifários de 2,9 % para consumidores residenciais e de 7,9 % para as demais classes de consumo, entrando em vigor a partir da data anual de reajuste e se expirando quando do pagamento total.
Desta forma, em resumo, pela Medida Provisória n.º 14, os consumidores de energia estão sujeitos a acréscimos em suas tarifas, decorrentes da desastrada forma como está sendo conduzida a política energética do país, em 5 diferentes situações, que serão melhor detalhadas nos tópicos seguintes:
* Recomposição tarifária extraordinária referente ao período de 01/06/2001 a 28/02/2002;
* Encargo de capacidade emergencial;
* Encargo de aquisição de energia elétrica emergencial;
* Encargo de energia livre adquirida no MAE;
* Ressarcimento de acréscimos de custos "não gerenciáveis" do período de 01/01/2001 à 25/10/2001;
Na exposição dada a seguir, deixaremos de citar as Resoluções da GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia cujo conteúdo tenha vindo a ser incorporado às Resoluções da Aneel Agência Nacional de Energia Elétrica.
Recomposição Tarifária ExtraordináriaPrevista no artigo 4 da Medida Provisória n.º 14 e regulamentada pela Resolução da Aneel n.º 31 de 24/01/2002.
O artigo 5 da Medida Provisória n.º 14 e a Resolução n.º 90 da GCE dispõe sobre a criação no BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social de linha de financiamento de valor de 90 % da Recomposição Tarifária Extraordinária.
O reajuste extraordinário e temporário concedido de 2,9 % para os consumidores residenciais e de 7,9 % para as demais classe de consumo, que vigora desde 27 de dezembro passado, somente irá terminar quando se quitar integralmente o débito das perdas de receita das empresas Distribuidoras e geradoras de energia. O prazo previsto para durar este reajuste poderá, em lugar de 3 anos como divulgado, se alongar por mais tempo.
O motivo é que as resoluções da GCE e da Aneel foram além da medida provisória e do que foi divulgado pelo Governo junto à imprensa pois estabelecem que toma-se por base o mês de referência de 2000 acrescido da taxa de crescimento esperada para 2001, considerando o índice de 4,19 % que teria sido observado de janeiro a maio de 2001 e mais 2,15% que seria o crescimento esperado de junho a dezembro de 2001.
Enquanto, toda a sociedade padeceu, cada um com sua parte, com os efeitos e prejuízos do racionamento, as empresas de energia tiveram o privilégio de terem assegurado as suas receita e mais ainda conquistado um crescimento de vendas projetado que difere totalmente da situação de se recompor o equilíbrio econômico financeiro às condições iniciais dos contratos de concessão.
Ora, várias das empresas Distribuidoras foram privatizadas há 4 anos. O faturamento mensal que tiveram neste período de racionamento para muito delas se aproxima (descontados os reajustes tarifários concedidos) aquela situação do início da concessão.
Vejamos a Lei das Licitações (8666/95):
Art. 65. Os contratos regidos por esta lei poderão ser alterados, com as devidas justificativas, nos seguintes casos: …
§ 6º Em havendo alteração unilateral do contrato que aumente os encargos do contratado, a Administração deverá restabelecer, por aditamento, o equilíbrio econômico-financeiro inicial.
E ainda a Lei das Concessões (8987/95):
Art. 9o A tarifa do serviço público concedido será fixada pelo preço da proposta vencedora da licitação e preservada pelas regras de revisão previstas nesta Lei, no edital e no contrato….
§ 2o Os contratos poderão prever mecanismos de revisão das tarifas, a fim de manter-se o equilíbrio econômico-financeiro….
§ 4o Em havendo alteração unilateral do contrato que afete o seu inicial equilíbrio econômico-financeiro, o poder concedente deverá restabelecê-lo, concomitantemente à alteração….
Art. 10. Sempre que forem atendidas as condições do contrato, considera-se mantido seu equilíbrio econômico-financeiro.
Conforme já explicado, não foram preenchidas as condições para se avocar a recomposição das tarifas com base no equilíbrio econômico financeiro do contrato, mas se ainda o fosse, o que a legislação prevê é o restabelecimento às condições iniciais do contrato de concessão.
Observe-se ainda o que a regulamentação da GCE e Aneel passa por cima da legislação vigente (8987/95):
Art. 11. No atendimento às peculiaridades de cada serviço público, poderá o poder concedente prever, em favor da concessionária, no edital de licitação, a possibilidade de outras fontes provenientes de receitas alternativas, complementares, acessórias ou de projetos associados, com ou sem exclusividade, com vistas a favorecer a modicidade das tarifas, observado o disposto no art. 17 desta Lei.
Parágrafo único. As fontes de receita previstas neste artigo serão obrigatoriamente consideradas para a aferição do inicial equilíbrio econômico-financeiro do contrato.
Não se verificou e nem se descontou ganhos com outras fontes de receita, como exemplo, a locação de postes das Distribuidoras às empresas de telefonia e de TV à cabo.
Vejamos ainda o que dizem os contratos de concessão das Distribuidoras sobre a chamada revisão de tarifas (fator X):
Sétima Subcláusula A ANEEL, de acordo com o cronograma apresentado nesta subcláusula, procederá às revisões dos valores das tarifas de comercialização de energia, alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mercado da CONCESSIONÁRIA, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. Estas revisões obedecerão ao seguinte cronograma: a primeira revisão será procedida um ano após o quarto reajuste anual concedido, conforme previsto na Terceira Subcláusula; a partir desta primeira revisão, as subseqüentes serão realizadas a cada 4 (quatro) anos.
Oitava Subcláusula – No processo de revisão das tarifas, estabelecido na subcláusula anterior, a ANEEL estabelecerá os valores de X, que deverá ser subtraído ou acrescido do IVI ou seu substituto, nos reajustes anuais subseqüentes, conforme descrito na Subcláusula Sexta desta cláusula. Para os primeiros 4 (quatro) reajustes anuais, o valor de X será zero.
Nona Subcláusula – Sem prejuízo dos reajustes e revisões a que se referem as subcláusulas anteriores desta Cláusula, caso hajam alterações significativas nos custos da CONCESSIONÁRIA, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia elétrica e encargos de acesso aos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica que possam ser aprovadas pela ANEEL durante o período, por solicitação desta, devidamente comprovada, a ANEEL poderá, a qualquer tempo, proceder à revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro deste Contrato.
As Distribuidoras, após o processo de privatização, demitiram milhares de empregados e reduziram os seus custos. Entendemos que quaisquer recomposição de tarifas em que se analisa as perdas das empresas de energia deveria ser acompanhada de avaliação de ganhos e redução de despesas, ou seja, uma antecipação da aplicação do chamado "fator X’ dos contratos, explicitado acima. É injusto só se repassar as perdas, quando sabemos que existiram vultuosos lucros.
O próprio processo de privatização das Distribuidoras em que se avalia o preço mínimo (lance mínimo do leilão de alienação da empresa) através do método de "fluxo de caixa descontado futuro ao valor presente" poderia servir como indicador das expectativas de receita, desde do início da concessão, o que poderia demonstrar se o valor acumulado estaria ou não se confirmando também poderia servir de base para estudos sobre o assunto.
Outro ponto que mostra a forma suspeita e imparcial da GCE e da Aneel ao regulamentar a Medida Provisória n.º 14, é o de expurga do cálculo da receita atual os acréscimos de receita decorrentes de mudança de critério de classificação de consumidores na subclasse baixa renda. Este detalhamento, tem um único beneficiário certo que é a Eletropaulo Metropolitana. Recordemos que a Eletropaulo acionou o Judiciário para alterar as exigências de enquadramento dos Consumidores "Baixa Renda". Ganhou na Justiça e a Aneel, quando preparava para entrar com Recurso junto à instância superior, recebeu recomendação da GCE para não recorrer já que tal assunto seria objeto de regulamentação posterior. Este posicionamento de descontar da receita atual os ganhos com a reclassificação dos consumidores "baixa renda", desta foram, aumentando a recomposição tarifária, é absurdo e trata-se de dois pesos e duas medidas pois quando foi feito o leilão de privatização a regra de enquadramento era uma e agora a Eletropaulo, com o beneplácito da Aneel, vem a recompor perdas, sem explicitamente, descontar estes ganhos, como se o contrato de concessão os tivesse assegurado !
Fica claro que o Governo Federal age de forma extremamente generosa junto às empresas de energia e falseia a verdade quando divulgou o seguinte quadro:
O Governo divulgou que as empresas abriram mão de parte de suas reivindicações pois haviam pedido cerca de R$ 15,7 bilhões e se contentaram em receber R$ 7,3 bilhões. Tal afirmação pode dar a entender que elas estariam deixando de receber parte de suas perdas. Nada mais enganoso, uma vez que as empresas Distribuidoras estão recebendo, de imediato e em duas parcelas, um adiantamento do BNDES de 90 % do que for apurado das perdas. A arrecadação do reajuste extraordinário de tarifas junto a nós consumidores se destina a amortização do empréstimo do BNDES e ressarcimento dos outros 10 % e juros, de forma que as empresas de energia não irão perder um único centavo.
Encargo de Capacidade EmergencialPrevisto no artigo 1 da Medida Provisória 14 e regulamentado pelo artigo 1 e 2 da Resolução da Aneel n.º 71 de 24/01/2002.
Através da Medida Provisória n.º 2.209 e Decreto de 29/08/2001 foi autorizada a criação da empresa Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial, com sede no município do Rio de Janeiro, tendo por objetivo:
§1ºA CBEE (…) terá por objetivo a aquisição, o arrendamento e a alienação de bens e direitos, a celebração de contratos e a prática de atos destinados a:
I viabilização do aumento da capacidade de geração e da oferta de energia elétrica de qualquer fonte em curto prazo; e
II – superação da crise de energia elétrica e ao reequilíbrio de oferta e demanda de energia elétrica.
O Governo divulgou em setembro do ano passado que iria contratar geradores térmicos à óleo para ficarem disponíveis para uma eventual utilização no caso de iminência de um futuro racionamento. No dia 10 deste ano foram efetuadas contratações de diversas empresas, totalizando a locação de 58 geradores e 2153,6 MW, com durações de até 3 anos e meio, com início da disponibilização até 01/07/2002 e encerramento até 31/12/2005.
Através da Medida Provisória n.º 2.198 havia sido delegada à GCE competência para reconhecer caráter de emergência para contratação dos geradores térmicos e ainda não necessidade de se respeitar o prazo máximo de cento e oitenta dias para a conclusão das obras e serviços e a vedação de prorrogação estabelecidos no inciso IV do art. 24 da Lei no 8.666, de 1993.
A nosso ver, a situação não poderia ser caracterizada como emergencial pois, conforme amplamente divulgado na imprensa, o GCE e o ONS afirmam categoricamente que o risco de racioanamento até 2003 é zero, conforme estudos realizados.
De outro lado, já se constitui encargo da Distribuidora, conforme contrato de concessão:
Para possibilitar a distribuição, de forma regular e adequada, da energia elétrica requerida pelos usuários dos serviços, a CONCESSIONÁRIA deverá celebrar os contratos de compra de energia e de uso do sistema de transmissão e de conexão ao sistema de transmissão e distribuição de energia elétrica que se fizerem necessários.
Primeiro, o Governo privatiza e agora assume, aquilo que, a nosso ver, se constitui em obrigação da Concessionária, e o que é pior repassa um custo para a sociedade que deveria ser da concessionária.
Mesmo não sendo utilizados, o custo de locação destes geradores térmicos, a maioria poluentes e que utilizam óleo diesel, irá atingir a astronômica cifra de R$ 6 bilhões (valor divulgado na imprensa), para não gerarem nenhum kWh, podendo o custo chegar a R$ 16 bilhões (valor constante na Medida Provisória n.º 14), caso venham a gerar a chamada energia emergencial. A partir de 01 de março estaremos pagando R$ 0,0049 / kWh ou R$ 4,90 / MWh para fazer frente ao "encargo de capacidade emergencial", que o Governo impropriamente tem chamado de "seguro contra apagão" que eqüivale a um acréscimo de pouco mais de 2 % para consumidores residenciais e percentual maior para outras classe de consumo, já que o valor acima citado é absoluto e vale para todos as categorias de consumidores e todas as concessionárias de distribuição do país.
Encargo de Aquisição de Energia Elétrica EmergencialPrevisto no artigo 1 da Medida Provisória 14 e regulamentado pelo artigo 3 e 4 da Resolução da Aneel n.º 71 de 24/01/2002.
Os contratos firmado pela CBEE com as empresas locadoras de geradores apresentam três formas de remuneração:
* preço da potência contratada mensal, dado em R$ por MW.mês;
* preço da energia eventualmente produzida em R$ por MWh;
* reembolso dos gastos do combustível.
Os custos para produção de energia elétrica numa térmica emergencial é de R$ 290,00 por MWh produzido, sendo que por volta de 66 % são correspondentes aos custos fixos (potência contratada), ou seja, gasta-se mais R$ 190,00 por MWh que deixa-se de produzir e mais R$ 100,00 para produzi-lo.
É um verdadeiro desperdício de dinheiro público, pois o preço do kWh produzido por usina hidrelétrica se situa em R$ 49,00, valor já inclui amortização e depreciação dos ativos da usina que não será levada embora, como os geradores locados.
Não temos conhecimento na história do país de uma ação de Governo que levasse a um desperdício de dinheiro público de tal intensidade.
Não se caraterizou situação de emergência para tal contratação dispensasse licitação. Alias, o prazo usado de 04/09/2001 (divulgação do edital) até 10/01/2002 (assinatura do contrato) seria suficiente para desenvolver o processo licitatório.
Agora mais absurdo ainda é se dar uma solução precária de locar geradores por mais de 3 anos, quando o aumento efetivo da capacidade instalada poderia ser feito com os muito menos recursos em 2 anos.
Se considerarmos os custo de implantação usual de termelétricas de US$ 500 por kW instalado, com R$ 6 bilhões seria possível a instalação definitiva de 5.000 MW contra os 2.153,6 MW que estão sendo locados. Se considerarmos ainda a implantação de hidrelétricas ao custo de US$ 1400 por kW instalado, com R$ 6 bilhões pode-se instalar definitivamente 1.786 MW e com R$ 16 bilhões pode-se instalar definitivamente 4.762 MW, em prazo previsto de 5 anos.
No site da GCE, www.energiabrasil.gov.br em 28 de fevereiro passado divulgou a notícia:
"Risco de racionamento até 2003 é zero, mostra estudo do ONS
Simulações realizadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicam que, com base nos níveis atuais dos reservatórios das regiões Sudeste/Centro-Oeste e Nordeste, está descartada a hipótese de ocorrência de racionamento de energia elétrica em 2002 e 2003. Ou seja, mesmo que ocorra o pior seca dos últimos 70 anos, o risco de déficit de energia é zero.
Desta forma, não haveria necessidade de acionar estes geradores, uma vez que estamos ainda em períodos chuvosos. Entretanto, se o ONS resolver despachar estas usinas térmicas, iremos ter novos acréscimos em nossa conta, desta vez, sob o título de "encargo de aquisição de energia elétrica emergencial", e que engloba os preços da energia produzida e o ressarcimento do combustível utilizado. O rateio é feito entre todos os consumidores, desta vez, excluindo os consumidores residenciais com até 350 kWh mensais.
Encargo de Energia Livre Adquirida no MAEPrevisto no artigo 2 da Medida Provisória n.º 14 e regulamentado pelo artigo 7 a 10 da Resolução da Aneel n.º 71 de 24/01/2002.
O Decreto 4.067 de 27/12/2001 que acresce o parágrafo único ao artigo 1º do Decreto 3371/2000 que instituiu o PPT Programa Prioritário de Termeletricidade, assim estipulou:
"Parágrafo único. Até 31 de dezembro de 2002 ou até a normalização da efetiva liquidação das operações do Mercado Atacadista de Energia Elétrica – MAE, o que ocorrer primeiro, fica autorizada a aquisição de energia elétrica e de recebíveis do MAE pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, ou, enquanto esta não operar, por outra entidade vinculada ao Ministério de Minas e Energia, inclusive empresas do grupo ELETROBRÁS, como instrumentos do Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, observadas as seguintes condições:
I – aquisição ao valor máximo de noventa por cento do preço da energia praticado no MAE no período de referência;
II – aquisição somente junto àqueles agentes que, integrantes do PPT, tenham entrado em operação até 31 de março de 2002;
III – aquisição relativa a energia gerada cuja contabilização no MAE venha a ser divulgada a partir de 28 de dezembro de 2001; e
IV – vedação à aquisição relativa a energia gerada por empreendimentos cuja capacidade de geração ou energia gerada seja objeto de contrato."
A CBEE compra energia de Termelétricas incluídas no PPT (não emergenciais) em vista da paralisação das liquidações do MAE Mercado Atacadista de Energia. Como exemplo, temos a Eletrobolt da Enron no Estado do Rio de Janeiro e Uruguaiana da AES no Rio Grande do Sul que foram inauguradas no final do ano passado e que estavam se negando a iniciar a geração comercial em vista da inoperância do MAE, uma que não iriam receber, pelo menos por enquanto, as importâncias correspondentes pela energia vendida no mercado livre de curto prazo. O que a CBEE faz é comprar a energia destas e outras térmicas, que na verdade estão gerando energia para compensar a redução de produção das hidrelétricas e repassar para a população a diferença de preço entre o preço do MAE (PMAE) e R$ 49,26 / MWh (preço adotado para a chamada energia velha). Neste caso, são excluídos do rateio também os consumidores residenciais e rurais que consumam até 350 kWh. Não temos a dimensão do valor a ser acrescido às contas de energia e que aparecerão sob o título "encargo de energia livre adquirida no MAE" e irá vigorar de 01 de março até 31 de dezembro deste ano.
Ressarcimento de Custos Não GerenciaveisOs reajustes de preços, desde a implantação do Plano Real em 1994 veda quaisquer estipulação de reajustes ou correção monetária em periodicidade inferior a um ano.
Todas as Distribuidoras de energia sabiam, quando da privatização, que os reajustes seriam anuais. O fato das Lei de Concessões (8987/95) garantir as compensações necessárias para se restabelecer as condições de equilíbrio econômico financeiros iniciais não deveriam ser suficientes para que o Governo atendesse mais este pleito das empresas Distribuidoras. Pois se assim o fosse, já que a lei citada vale para todas concessões / permissões, as empresas de ônibus teriam reajustes mensais para fazer frente a aumento de custos de combustíveis ou pneus, as empresas de telefonia pleiteariam aumentos, por exemplo, decorrentes de acréscimos de preços na compra de cabos de fibra óticas.
O Governo, cedendo as pressões das empresas Distribuidoras, editou a Medida Provisória n.º 2.227 de 04/09/2001 estabelecendo o privilégio de exceção do alcance de parte da Lei 10.192 / 2001 onde deixam de ser aplicados as disposições dos §§ 1º e 3º do art. 2º da Lei n.º 10.192, de 14 de fevereiro de 2001, a mecanismo de compensação das variações, ocorridas entre os reajustes tarifários anuais, de valores de itens da "Parcela A" previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica.
Não vale mais para as Distribuidoras (parcela A custos não gerenciáveis) mas valem para o restante da sociedade:
§ 1º É nula de pleno direito qualquer estipulação de reajuste ou correção monetária de periodicidade inferior a um ano.
§ 3º Ressalvado o disposto no § 7º do n.º. 28 da Lei n.º 9.069, de 29 de junho de 1995, e no parágrafo seguinte, são nulos de pleno direito quaisquer expedientes que, na apuração do índice de reajuste, produzam efeitos financeiros equivalentes aos de reajuste de periodicidade inferior à anual.
Com base na medida provisória referida acima, foi editada a Portaria Interministerial n.º 296 de 25/10/2001 criando, para efeito de cálculo do reajuste da tarifa de fornecimento de energia elétrica, a Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A- CVA destinada a registrar as variações, ocorridas no período entre reajustes tarifários anuais, dos valores dos seguintes itens de custo da Parcela A, previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica:
I – tarifa de repasse de potência proveniente de Itaipu Binacional;
II – tarifa de transporte de energia elétrica proveniente de Itaipu Binacional;
III – quota de recolhimento à Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;
IV – tarifa de uso das instalações de transmissão integrantes da rede básica; e
V – compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos.
Foi ainda previsto nesta portaria que os itens de custo da Parcela A, relacionados a seguir, previstos nos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica, terão a data de alteração de seus valores concatenada com a data de reajuste tarifário anual da concessionária de distribuição de energia elétrica:
I – energia comprada estabelecida nos contratos iniciais;
II – Quota de Reserva Global de Reversão – RGR;
III – Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica; e
IV – encargos de conexão.
É preciso que se entenda que na prática estamos tendo reajustes mensais na conta de energia. A Distribuidora de início não recebe a diferença mas depois nos cobra com a devida correção monetária.
A Portaria Interministerial n.º 25 de 24/01/2002 veio a substituir a Portaria Interministerial n.º 296 de 25/10/2001, incluindo na CVA os encargos de serviços de sistema ESS e promovendo algumas outras alterações visando reajustar e até projetar reajustes, de forma que a Distribuidora não perca um único centavo na operação de ressarcimento pelos consumidores.
No Acordão, foi previsto no artigo 6 da Medida Provisória n.º 14, regulamentado pela Resolução da Aneel n.º 90 de 18/02/2002, que as variações dos itens que compõe a parcela A referente ao período de 01/01/2001 até 25/10/2001 fossem também ressarcidas pelos consumidores.
O valor acumulado do repasse de 01/01/2001 até 25/10/2001 acrescido de juros será somado na conta "recomposição tarifária extraordinária" dando-se o mesmo tratamento desta para as Distribuidoras onde houve racionamento de energia. Para as Distribuidoras onde não houve racionamento (região sul do país) serão concedidos os acréscimos tarifários de 2,9 % para consumidores residenciais e de 7,9 % para as demais classes de consumo, entrando em vigor a partir da data anual de reajuste e se expirando quando do pagamento total.
Considerações Finais sobre o AcordoDeixa-nos estupefatos a série de medidas, culminando com a edição da Medida Provisória n.º 14 que o Governo Federal está protegendo, privilegiando e beneficiando financeiramente as empresas concesionárias, notadamente as Distribuidoras de energia.
Tal acordo foi efetuado como uma troca, ou seja, as empresas abdicaram de direitos que teriam em troca do que foi oferecido e formalizado pela Medida Provisória n.º 14. As condições do Anexo V dos contratos iniciais, previam indenizações das Geradoras junto às Distribuidoras em caso de racionamento. Se devidas nos valores anunciados, seriam das Geradoras junto às Distribuidoras e nunca de nós consumidores. As perdas decorrentes de acréscimos dos custos não gerenciáveis, durante o ano e entre as datas de reajustes tarifários que não estavam sendo ressarcidas pelas tarifas, faziam parte das regras conhecidas pelos participantes dos processos de privatização e que agora, o Governo, em mais um gesto de benevolência está imputando via tarifária o ressarcimento pelos consumidores. Enfim, os consumidores não eram devedores de nada que as empresas estejam agora abdicando de receber e tal demonstração é ilusória !
O precedente da revisão tarifária extraordinária, que afronta a legislação que diz que as concessões do serviços públicos deveriam ser feitas por conta e risco dos concessionários, deve ficar para a história do pais como uma inequívoca teimosia do Governo em manter um modelo para o setor elétrico que não tem dado certo.
Aneel deverá licitar dez usinas hidrelétricas em junho
Capacidade nacional de geração vai ser acrescida de 1.866 MW de potência
RENÉE PEREIRA
Dez usinas hidrelétricas deverão ser licitadas em junho pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), acrescentando 1.866 Megawatt (MW) de potência à capacidade nacional de geração. Os estudos de engenharia e impacto ambiental estão disponíveis para visitação e consulta no data room da agência até o início de abril, quando deverá ser publicado o edital de licitação. Para o segundo semestre, a previsão é que outras cinco usinas, com potência de 2.362 MW, também sejam leiloadas. No total, serão 4.228 MW de aumento na capacidade do sistema brasileiro neste ano.
Das hidrelétricas a serem licitadas no primeiro semestre, oito estão localizadas na Região Centro-Oeste, uma no Paraná e outra em Minas Gerais. O objetivo é ter opções próximas ao Nordeste, que possam socorrer a região em épocas de seca como a do ano passado. Dessa forma, a área ficaria menos dependente do único rio, o São Francisco, que abastece a região.
O maior aproveitamento hídrico desse lote é a Usina Estreito, localizada na divisa entre os Estados do Tocantins e Maranhão. A unidade, a ser construída no Rio Tocantins, terá capacidade de 1.109,7 MW de potência. No segundo semestre, outra grande hidrelétrica – Serra Quebrada – também vai explorar o potencial do rio. A usina terá capacidade de 1.328 MW de potência e também será construída na divisa entre Tocantins e Maranhão. Ainda no mesmo rio, a Aneel pretende licitar a hidrelétrica de Tupiratins, com potência de 820 MW.
Emergencial – Para atingir os objetivos, que é ajudar outras regiões, a agência conta ainda com a licitação de, pelo menos, 19 linhas de transmissão este ano. Uma das mais importantes é a interligação Norte/Nordeste, que permitirá o intercâmbio entre as duas regiões. A publicação do primeiro edital do ano, previsto para fevereiro, foi adiado e deverá sair junto com o documento das hidrelétricas, em abril. O leilão também poderá ocorrer em junho.
A resolução com a liberação dos recursos para aumento de capital da Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) deverá ser publicada amanhã. Segundo o presidente da empresa estatal, Mario Miranda, o valor foi fechado em R$ 800 milhões. Cerca de R$ 300 milhões serão usados para pagar as usinas merchants – que vendem energia no mercado à vista – entre novembro a fevereiro.
