Foto: José Cruz / Agência Brasil

STF mantém fim do imposto sindical obrigatório

Por seis votos a três, ministros avaliaram que a norma não desrespeita a Constituição

O plenário do Supremo Tribunal Federal (STF) decidiu nesta sexta-feira (29), por seis votos a três, manter a extinção da obrigatoriedade da contribuição sindical, aprovado pelo Congresso no ano passado como parte da reforma trabalhista.

Desde a reforma, o desconto de um dia de trabalho por ano em favor do sindicato da categoria passou a ser opcional, mediante autorização prévia do trabalhador. A maioria dos ministros do STF concluiu, nesta sexta-feira, que a mudança feita pelo Legislativo é constitucional.

Votaram para que o imposto continue opcional a presidente do Supremo, ministra Cármen Lúcia, e o os ministros Alexandre de Moraes, Luís Roberto Barroso, Gilmar Mendes, Marco Aurélio Mello e Luiz Fux, que foi primeiro a divergir e a quem caberá redigir o acórdão do julgamento.

Em favor de que o imposto fosse compulsório votaram os ministros Rosa Weber, Dias Toffoli e Edson Fachin, relator das ações diretas de inconstitucionalidade que questionavam o fim da obrigatoriedade. Não participaram do julgamento os ministros Ricardo Lewandowski e Celso de Mello.

Em seu voto, no qual acabou vencido, Fachin sustentou que a Constituição de 1988 foi precursora no reconhecimento de diretos nas relações entre capital e trabalho, entre eles, a obrigatoriedade do imposto para custear o movimento sindical.

—Entendo que a Constituição fez uma opção por definir-se em torno da compulsoriedade da contribuição sindical — afirmou.

Federações sindicais

As dezenas de federações sindicais que recorreram ao STF alegam que o fim do imposto sindical obrigatório viola a Constituição, pois inviabiliza suas atividades por extinguir repentinamente a fonte de 80% de suas receitas. Para os sindicatos, o imposto somente poderia ser extinto por meio da aprovação de uma lei complementar, e não uma lei ordinária, como foi aprovada a reforma.

Durante o julgamento, a advogada-geral da União, Grace Mendonça, defendeu a manutenção da lei. Segundo a ministra, a contribuição sindical não é fonte essencial de custeio, e a CLT (Consolidação das Leis Trabalhistas) prevê a possibilidade de recolhimento de mensalidade e taxas assistenciais para o custear das entidades.

“Esse aprimoramento [da lei] é salutar para o Estado Democrático de Direito, que não inibiu, por parte das entidades, o seu direito de se estruturar e de se organizar. Há no Brasil, aproximadamente, 17 mil entidades sindicais, a revelar que essa liberdade sindical vem sendo bem observada”, argumentou a advogada-geral da União.

Fonte: Zero Hora

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Proposta tenta ‘fechar conta’ do setor elétrico

O governo está refinando os últimos números antes de convocar geradores hidrelétricos para propor uma solução regulatória para a judicialização relacionada ao déficit de geração hidrelétrica (GSF, na sigla em inglês para a diferença entre a energia que as hidrelétricas geraram e sua garantia física), apurou o Valor. A ideia é casar a proposta com alterações regulatórias que ajustem o que efetivamente é “risco hidrológico” e aquilo que não deve ser pago pelos geradores daqui para a frente.

A proposta se baseia na Lei 13.203, de 2015, mas traz aprimoramentos para garantir que os geradores tenham interesse no acordo.

Essa lei, conversão da Medida Provisória 688, foi publicada há três anos com o intuito de resolver a questão do risco hidrológico, mas as propostas para repactuação, que envolviam a compra de um seguro para compensar o déficit no futuro, só foram consideradas atrativas pelos geradores com contratos no mercado cativo (das distribuidoras).

No mercado livre, a guerra de liminares continuou, e já trava mais de R$ 6 bilhões na liquidação das operações de curto prazo.

Dos R$ 6 bilhões travados no mercado à vista por causa das liminares do GSF, cerca de R$ 2 bilhões não são considerados “risco hidrológico”, por ter relação com fatores adversos da hidrologia, como importação de energia e atrasos em projetos de transmissão. A ideia é transformar esse montante em cotas da conta de energia de reserva (Coner), encargo cujo rendimento será a contrapartida oferecida aos geradores em troca da desistência das ações judiciais.

A Coner tem rendimento quando o preço de energia no mercado à vista (Preço da Liquidação das Diferenças, o PLD) sobe. Segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que faz a gestão da conta e gerencia as liquidações do mercado à vista, a conta teve rendimento de R$ 4 bilhões em 2016 e 2017. Hoje, o rendimento é destinado aos consumidores, para abater tarifas. Se houver acordo, os geradores hidrelétricos terão direito a parte dele.

Mensalmente, paga-se uma receita definida em leilão a geradores de energia de reserva. A energia gerada, contudo, é liquidada no mercado de curto prazo pelo PLD. Hoje, preço médio da energia de reserva é R$ 219 por megawatt-hora (MWh). O PLD desta semana está em R$ 505,18/ MWh. A diferença, depositada na Coner, é usada para abater tarifas.

Se a proposta for aceita, os geradores terão direito a uma “cota” do saldo da Coner. Se a hidrologia estiver ruim e o PLD subir, haverá lucro. Se a hidrologia for boa e o preço cair, o GSF também cai, o que também é positivo para o gerador. A compra das cotas da Coner pelos geradores que aceitarem repactuar o GSF já é permitida na Lei 13.203. Falta apenas ser regulamentada pela Aneel.

A grande diferença em relação à proposta apresentada – e rejeitada – em 2015 se refere ao futuro. Na época, os geradores precisariam comprar um “seguro” para minimizar o risco hidrológico futuro, por meio de depósitos na própria Coner.

A Aneel prevê resolver por meio da regulação todos os problemas que ainda existem no GSF. A agência deve expurgar do risco custos com atraso em transmissão e também com a importação de energia. Ano passado, grande parte do problema já foi solucionado, quando a Aneel tirou do GSF o custo com o despacho fora da ordem de mérito (GFOM) de termelétricas mais caras.

Uma reunião deve ser convocada com os principais geradores devedores do GSF nas próximas semanas, para que a ideia seja mostrada em detalhe. “Vamos fazer quando tivermos segurança dos números de cada geradora, estamos refinando os cálculos ainda”, disse uma fonte. A proposta está sendo costurada em grupo por representantes da Aneel, CCEE, Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e especialistas do setor.

No passado, a CCEE chegou a convocar reuniões com os geradores para discutir a proposta anterior, resultado de ampla discussão. As usinas receberiam, em contrapartida, a extensão de suas concessões de forma proporcional ao valor expurgado do GSF. O problema é que essa solução depende de alteração legal que permita prorrogar as concessões.

Isso chegou a ser incluído por meio de emenda na MP 814, que viabilizava a privatização das distribuidoras da Eletrobras, mas o texto caducou sem ser aprovado. Entidades do setor elétrico ainda tentam incluir a solução em uma emenda no projeto de lei (PL) 10.332, da privatização das distribuidoras, mas a resistência no Congresso é grande.

Segundo uma fonte que participa da disputa judicial, em discussões de 2017 o governo já havia admitido que parte do déficit oriundo do GSF é de responsabilidade da União. “A questão é como a União vai pagar a sua parcela de culpa”, disse. Para essa fonte, a situação é um clássico caso de desequilíbrio econômico-financeiro.

Para um executivo do mercado, a proposta que está sendo desenhada para solucionar o impasse do GSF tem pouca chance de sucesso. Segundo ele, se a equipe energética anterior, que tinham muita interlocução com o mercado e apoio incondicional do então ministro de Minas e Energia Fernando Coelho Filho, não conseguiu chegar a um acordo com as empresas, é pouco provável que o novo time tenha êxito nessa tarefa.

Segundo a consultoria GV Energy, de forma geral as elétricas adotaram postura conservadora, devido a incertezas relacionadas ao processo eleitoral, que poderá influenciar em decisões regulatórias importantes para os próximos anos, como a liberação das liquidações na CCEE e as negociações das despesas do GSF.

Fonte: Camila Maia e Rodrigo Polito | Valor Econômico

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Geração de energia eólica bate novo recorde no Nordeste

A geração eólica já corresponde a mais de 10% da geração de energia elétrica no Brasil

A geração eólica bateu recorde no último sábado, 23, no Nordeste, atingindo 6.475 megawatts médios ou 70% da carga de energia elétrica deste subsistema, informou o Operador Nacional do Sistema (ONS) nesta segunda-feira. O último recorde de geração média diária tinha ocorrido no dia 14 de setembro de 2017, quando foram produzidos 6.413 MW médios.

O pico da geração eólica, ou geração instantânea, foi registrado às 10h9 do próprio dia 23 de junho, quando foram produzidos 7.311 MW. O montante equivale a 80% de toda a carga do Nordeste. O recorde de geração instantânea anterior havia acontecido no dia 25 de setembro de 2017, quando foram gerados 7.085 MW.

A geração eólica já corresponde a mais de 10% da geração de energia elétrica no Brasil – no último domingo, 24, registrou 12,29% do total de carga enviada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) – e tem melhor performance no período de seca, quando as hidrelétricas estão gerando menos do que no período chuvoso  (novembro a abril).

Os reservatórios das hidrelétricas no Nordeste estão operando com 38,1% de armazenamento de água, o mais baixo entre as regiões do País, porém bem melhor do que no mesmo dia do ano passado, quando registrou armazenagem de 18,09%.  Já o subsistema Sudeste/Centro-Oeste registrava armazenamento de 40,7% em 24/6 deste ano contra 42,63% na mesma comparação; o Sul está com 49% dos reservatórios cheios, contra 64,48% há um ano; e o Norte tem 70,7% dos reservatórios de hidrelétricas cheios, ante 95,85% no mesmo dia de 2017.

Fonte: Denise Luna | O Estado de São Paulo

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CCEE: PLD bate no teto e chega a R$ 505,18/ MWh

Preço subiu 6% na comparação com o registrado na última semana

PLD2206-1-280x300A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica informou que o Preço de Liquidação das Diferenças para o período entre 23 e 29 de junho chegou a R$ 505,18/MWh no Sudeste, Sul, Nordeste e Norte, o máximo estabelecido pela Aneel, alcançando 6% de elevação em relação aos R$ 477,77/MWh da semana anterior.

Para a quinta semana, as afluências previstas caíram 3% no Sistema Interligado Nacional, o que representa uma queda de 2.000 MW med, com ENAs esperadas de 77% no Sudeste, 42% no Sul, 39% no Nordeste e em 74% no Norte. Os limites de transporte de energia não foram atingidos e os preços seguem equalizados em todos os submercados. A expectativa para a próxima semana é de que a carga fique 730 MW med mais alta, com acréscimo esperado no Sudeste, de 730 MW med e Sul, com aumento de 90 MW med. Por outro lado, a projeção é de carga mais baixa nos demais submercados, com reduções de 10 MW med no Nordeste de 80 MW med no Norte.

Os níveis dos reservatórios do SIN ficaram cerca de 1.045 MW med mais baixos em relação ao esperado, com elevação somente no Nordeste, de 155 MW med. Os níveis estão mais baixos no Sudeste, com redução de 410 MW med; no Sul, de 745 MW med e Norte, com queda de 50 MW med. O fator de ajuste do MRE previsto para junho se manteve em 71,1%. A previsão de Encargos de Serviços do Sistema para o mês é de aproximadamente R$ 33 milhões, referentes em sua totalidade à restrição operativa no Norte.

Fonte: Canal Energia

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Banco do Brasil firma acordo para adquirir energia no mercado livre

O presidente do Banco do Brasil, Paulo Caffarelli, assinou hoje (20), na capital paulista, um acordo para aquisição de energia elétrica no mercado livre, ou seja, diretamente da operadora. O contrato na modalidade varejista foi firmado com o Grupo EDP, empresa portuguesa, vencedora da licitação ocorrida em abril deste ano.

O acordo atenderá, a partir de 2019, os 24 principais prédios administrativos de grande porte do Banco do Brasil, localizados em 12 estados. Foram contratados 400 GWh no valor de R$ 86 milhões, o que permitirá redução de R$ 50 milhões ao longo de cinco anos, equivalente a 30% de economia.

“Para nós, hoje, é um primeiro passo. Temos uma lição de casa, um dogma de fé, o de atacar as despesas, buscar a eficiência operacional. O Banco do Brasil, ano passado, teve uma redução de 3% das despesas, enquanto tivemos, inclusive, aumento de salários de funcionários na faixa também de 3%. Então, o banco absorveu o aumento de salário”, disse Caffarelli.

Trata-se do maior contrato de comercialização de energia varejista registrado no país. “O mercado varejista é um avanço no movimento de abertura de mercado do Brasil, que permite consumidores de menor dimensão agregar esses volumes que estão dispersos numa única relação comercial de energia”, disse Miguel Setas, presidente do Grupo EDP.

Fonte renovável

A energia contratada será do tipo incentivada, com fonte renovável (eólica, solar e pequenas centrais hidrelétricas) de pequenos geradores.

Segundo o presidente do Banco do Brasil, as ações de economia e sustentabilidade serão ampliadas também para as agências bancárias. Alguns dos novos estabelecimentos que serão inauguradas este ano e no ano que vem virão equipados com energia solar. Além disso, serão substituídas 1,5 milhão de lâmpadas tradicionais por lâmpadas LED.

Em todo o Brasil, a instituição financeira gasta R$ 450 milhões por ano com energia elétrica. No total, o Banco do Brasil tem 5 mil agências bancárias e o custo com energia representa a sétima maior despesa da instituição.

Fonte: Agência Brasil
Foto: Notícias ao Minuto

BNDES publica edital desestatização de 6 distribuidoras da Eletrobras

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) publicou o edital para a desestatização das seis distribuidoras da Eletrobras, informou a estatal nesta sexta-feira. O banco de fomento é responsável pela gestão do processo, que está sendo coordenado pelo Ministério de Minas e Energia.

As distribuidoras que serão vendidas são Companhia Boa Vista Energia (Boa Vista), Companhia Energética de Alagoas (Ceal), Companhia Energética do Piauí (Cepisa), Centrais Elétricas de Rondônia (Ceron), Companhia de Eletricidade do Acre (Eletroacre) e Amazonas Distribuidora de Energia (Amazonas Energia).

De acordo com o cronograma, que está na edição de hoje do Diário Oficial da União, a sessão pública dos leilões, com a abertura das propostas, lances e divulgação dos vencedores está prevista para ocorrer em 26 de julho.

O edital prevê a venda de cerca de 90% de participação das ações das distribuidoras, atualmente sob controle da Eletrobras. O BNDES estabeleceu em R$ 50 mil o valor mínimo para a venda das distribuidoras, diante da necessidade de a Eletrobras elevar o capital social delas para tornar o processo viável.

O edital também estabelece que a desverticalização das atividades de geração, transmissão e distribuição da Amazonas Distribuidora será realizada com as condições estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

A Eletrobras informou também que o Ministério de Minas e Energia publicou portaria que estabelece um novo período de prestação de serviços temporários das seis distribuidoras que serão desestatizadas pelo governo. O documento determina que elas continuem realizando os trabalhos até que um novo concessionário seja escolhido ou até 31 de dezembro.

Fonte: Ivan Ryngelblum | Valor Econômico

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Crescimento da GD no Brasil acende o sinal de alerta para os impactos na rede elétrica

Aneel acredita que a norma precisa ser ajustada para evitar prejuízos aos demais consumidores de energia

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) abriu consulta pública para reavaliar as regras da geração distribuída no Brasil (REN nº 482/2012). As preocupações estão relacionadas ao ritmo de crescimento apresentado por essa modalidade nos últimos três anos e aos impactos que a continuidade desse cenário pode causar no futuro sobre os demais consumidores de energia elétrica remanescentes no sistema tradicional.

Segundo dados da Aneel, até abril deste ano foi verificada uma potência instalada de 317 MW em sistemas de micro e minigeração, quando as projeções da agência (atualizadas em maio de 2017) estimavam em 214 MW para esse período. A Aneel identificou que essa elevação de potência tem forte relação com a criação das modalidades de geração compartilhada e autoconsumo remoto, criadas pela Resolução Normativa nº 687/15.

“Somando-se a isso uma esperada redução dos preços dos componentes da GD, decorrente da sua maior penetração e evolução tecnológica. Assim, o Sistema de Compensação precisaria ser reavaliado de modo a equilibrar a regulamentação com a situação atual do mercado, sendo necessário avaliar a pertinência da forma de remuneração atual, ponderando a previsão da magnitude dos impactos que a GD causará na rede e a sua sustentabilidade”, destaca a Nota Técnica n° 62/2018, cujo objetivo é subsidiar a discussão.

Desse modo, para evitar que se chegue em uma realidade em que a GD seja excessivamente benéfica a quem instala, e, ao mesmo tempo, prejudicial às distribuidoras e posteriormente aos demais consumidores, a questão a ser atacada é um possível desalinhamento da forma de compensação vigente em relação à atual realidade da GD.

A consulta pública 10/18 recebe contribuições até 17 de julho. Nessa primeira etapa, objetivo principal é apresentar a proposta de metodologia da Análise de Impacto Regulatório (AIR) sobre a forma de compensação da energia gerada pela GD. Uma vez concluída essa fase, haverão mais duas audiências públicas entre o segundo semestre de 2018 e primeiro semestre de 2019. A ideia é que a nova resolução sobre GD seja publicada no final de 2019.

Independente de qual caminho seguirá a nova regra, a Aneel reforça que quaisquer mudanças na forma de compensação devem valer apenas para os acessantes conectados a partir da vigência da nova norma, e não interfiram, dentro de determinadas condições e num horizonte definido, naqueles que já estão conectados. “A consequência de não se aplicar esse princípio seria a elevação do risco regulatório, desestimulando interessados ou aumentando o prêmio de risco exigido”, diz a nota técnica. Clique aquie veja quais pontos podem ser mudados.

Fonte: Wagner Freire | Agência Canal Energia

Foto: Dado Galdieri/The New York Times

Infraestrutura precária e possível cobrança de royalties: a produção de energia eólica no Brasil

País é hoje o oitavo maior produtor de energia eólica do mundo

De noite, luzes piscando enchem o céu, e o som sibilante das pás que giram sem parar está em toda parte – lembrando continuamente da abundante presença do vento nestas partes da costa brasileira do Atlântico e seu aproveitamento como recurso natural. Ao romper do dia, as torres que se elevam a mais de 120 metros despontam lá no alto, acima das árvores.

Neste lado do Atlântico, o vento sopra incessantemente e quase sempre em uma só direção, proporcionando ao Brasil um fluxo constante de produção de energia. O país é hoje o oitavo produtor mundial de energia eólica, segundo o Global Wind Energy Council, uma organização setorial, com fazendas eólicas operadas pela Weg, Siemens Gamesa, Wobben Windpower e outras.

Entretanto, os investidores estão cautelosos, porque a construção das linhas de transmissão é lenta e a infraestrutura escassa encarece o custo das obras. Agora, alguns parlamentares estão propondo a cobrança de um imposto sobre a energia solar e eólica.

A cerca de um quilômetro de distância da praia, a visão das turbinas lembra aos moradores da área rural as possibilidades e o impacto deste setor da economia.

Na praia do Morro dos Martins, Damião Henrique, 70, fez uma ligação para acionar a bomba que agora lhe permite regar sua pequena plantação de feijão. Pescador e agricultor, ele teve de deixar a faixa de terra que ocupava há muito tempo e se instalou a poucos metros da praia para deixar o lugar à fazenda eólica.

“Para mim está tudo bem”, ele disse. “Como indenização, a companhia me fornece energia, e agora posso regar meu feijão com a maior facilidade”.

Mas segundo outros moradores, os benefícios prometidos não se concretizaram.

“O prefeito disse que teríamos escolas”, falou Maria Venus, 47, proprietária de um mercadinho no Morro dos Martins. “Eles abriram uma escola de música para a comunidade, distribuíram alguns violões para a gente, e depois de um ano não aconteceu mais nada”.

Além disso, há o barulho.

“Ah, sim”, ela comentou, “também deixaram este barulho que nunca para”.

A nordeste de Galinhos, empresas contratadas para a Copel, a companhia elétrica do Estado do Paraná, estão construindo a enorme fazenda eólica de Cutia. Quando estiver concluída, suas 149 turbinas serão o projeto mais importante da companhia no Estado do Rio Grande do Norte.

Em Galinhos, os jovens anunciaram o baile do aniversário da cidade com uma carreata de buggies de praia que dos alto falantes convocavam a população para as comemorações.

Na porta de uma escola prestes a desmoronar, onde antes se alojava, José Neto, 70, pescador, acendeu um cigarro enquanto apreciava o pessoal se divertindo. “Sei pouco sobre impostos, mas se eles os usarem para a nossa cidade, será muito bom”, comentou a respeito da proposta de cobrança de impostos. “Nós somos tão humildes que qualquer coisinha de nada é de grande ajuda para a gente”.

Edton Barbosa, 56, técnico aposentado em prospecção de petróleo do estado de Minas Gerais, também olhava. Ele falou que era bom que os políticos pensassem em cobrar pelo vento. “Ajudará a desenvolver este lugar”, ele disse, “como os royalties do petróleo estão fazendo em outros lugares”.

Fonte: The New York Times | Dado Galdieri

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Aneel homologa resultado dos últimos habilitados no leilão A-4

Certame realizado em abril negociou contratos de energia de fontes hídrica, eólica, solar e térmica a biomassa ao preço médio de R$ 124,75 por MWh

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) homologou o resultado do Leilão A-4 de 2018 para os seis últimos empreendimentos habilitados no certame. O leilão foi destinado à contratação de energia elétrica de novos empreendimentos de geração de energia elétrica de fontes hidrelétrica, eólica, solar fotovoltaica e termelétrica a biomassa, com início de suprimento em janeiro de 2022.

A diretoria da Aneel também determinou a apuração da responsabilidade das distribuidoras Celpa (PA), Eletroacre (AC) e  Energisa Mato Grosso do Sul, para aplicação de eventuais penalidades por inadimplência com encargos setoriais. As três empresas  compraram energia no certame.

No dia 24 de maio a agencia já havia confirmado o resultado para nove vendedores do certame, responsáveis por 33 dos 39 empreendimentos com contratos negociados. O A-4  foi realizado no dia 4 de abril e negociou 298,7 MW médios de energia ao preço médio de venda de R$ 124,75 por MWh e deságio médio de 59,07%.

Fonte: Sueli Montenegro | Canal Energia