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08/02/2021

Informes Setor Elétrico

Inteligência Artificial e Machine Learning para eliminar “gatos” na rede

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O desafio: identificar fraudes em redes elétricas
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Uma nova solução para um antigo desafio: identificar fraudes em redes elétricas; como a digitalização está vencendo as perdas não técnicas

A identificação de fraudes tem sido um dos grandes desafios na gestão de redes elétricas. Denominadas perdas não técnicas e popularmente conhecidas como “gatos”, essas fraudes geram enorme prejuízos para o setor. Um exemplo dessa realidade era a significativa perda de 40% da energia distribuída no estado do Amazonas até recentemente. No entanto, esse problema já pode ser abordado por meio da tecnologia.
Segundo a Associação Brasileira dos Distribuidores de Energia (Abradee), as ligações clandestinas são a quarta maior causa de mortes no Brasil relacionadas à energia elétrica. Portanto, as fraudes na rede elétrica representam muito mais do que prejuízos financeiros.
O primeiro ponto para o combate às fraudes é identificar onde elas ocorrem. Atualmente, medidores inteligentes já estão disponíveis no Brasil para essa tarefa, incorporando os conceitos de Inteligência Artificial e Machine Learning. A Amazonas Energia é uma das empresas que já se beneficiam da solução. Em 2019, a concessionária inaugurou seu Centro de Inteligência da Medição (CIM), em Manaus.
A base do CIM são ferramentas tecnológicas digitais que possibilitam a análise e a identificação de irregularidades na medição. A leitura dos dados obtidos pelos medidores permite ao sistema gerar algoritmos que criam uma lista de parâmetros de possíveis fraudes. O novo sistema automatizou a sinalização de fraudes, à medida que qualquer alteração dispara um alarme. “Com isso, os processos de detecção, que antes eram feitos manualmente, agora são disparados de forma automática”, comenta Sergio Jacobsen, diretor da Smart Infrastructure da Siemens, parceira da Amazonas Energia no processo.
A partir dessa identificação, a atuação das equipes de campo tornou-se muito mais assertiva, possibilitando a abordagem direta nos pontos em que as perdas não técnicas são registradas. Com a nova tecnologia, a concessionária tem a oportunidade de aperfeiçoar a qualidade de sua gestão, reduzindo perdas e melhorando seu fornecimento.
O uso de Inteligência Artificial e Machine Learning proporciona maior segurança à rede e mais agilidade em processos como interrupção de fornecimento e religação. A plataforma desenvolvida pela Siemens pode ser customizada para qualquer tipo de operação, não apenas concessionárias, mas também grandes consumidores de energia, como indústrias, centros comerciais, universidades, entre outros.

O exemplo da CPFL Energia
Outro projeto executado em 2020, da CPFL Energia, reforça a eficiência das soluções digitais no combate às perdas. O novo sistema da concessionária paulista também automatiza a análise das informações geradas pelo consumo de energia para potencializar a detecção de variações na rede e identificar com mais agilidade possíveis fraudes.
Também baseado em ferramentas de Inteligência Artificial (IA) e Machine Learning, o processo da CPFL agora faz a leitura de dados dos medidores, gerando algoritmos que formam uma lista de parâmetros de possíveis fraudes. “Esse algoritmo vai aprendendo quais informações e dados são fraudes e a identificação passa a ser mais assertiva. Há muitas análises que são difíceis de fazer no processo manual e, com essa solução, o combate aos chamados gatos fica muito mais rápido e robusto, gerando muitos ganhos para o cliente”, afirma Mario Henrique Sanchez, desenvolvedor de negócios da área de Digital Grids da Siemens.
Entre as variações de rede que podem sinalizar a ocorrência de fraudes estão a falta de energia no medidor, porém sem interrupção no fornecimento; corrente de energia, mas sem tensão na rede; além de medidor que parou de funcionar e retomou as atividades sem qualquer inspeção. Todas elas são interpretadas pela solução inteligente desenvolvida pela Siemens para auxiliar no combate às fraudes.
Com a experiência acumulada em projetos como os da Amazonas Energia e da CPFL Energia, o sistema já abrange mais de 80 algoritmos, que interpretam diferentes variações da rede como eventuais fraudes. A tendência é que a solução se aprimore com a inclusão de novas identificações conforme a leitura dos dados vai aumentando com o tempo. (CanalEnergia – 01.02.2021)

 

Eletrificação da frota lança disputa: quem tem a solução mais eficiente?

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Posto de carregamento com eletricidade
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Quase todos os brasileiros entrevistados para um estudo do Instituto Clima e Sociedade apoiam a eletrificação veicular, sobretudo do transporte público, como uma medida importante para reduzir a poluição e melhorar a qualidade de vida no país.
O resultado da pesquisa, contudo, não bate com os rumos do mercado e das políticas nacionais, mais direcionadas para inserção de biocombustíveis na matriz de transporte.
No Brasil, ela caminha de alguma forma: grandes marcas como Nissan, Volvo e Mercedes oferecem veículos 100% elétricos e híbridos plug-in, e há projetos com ônibus elétricos em operação no Distrito Federal, São Paulo e Rio de Janeiro, por exemplo.
Em outra frente, a Copel no Paraná e a Neoenergia no Nordeste investem em grandes eletrovias, que abrem novas rotas para os elétricos, para citar casos que foram manchetes em anos recentes.
No fim das contas, a eletrificação não avança por aqui na mesma velocidade observada em grandes mercados no exterior e a disputa segue acirrada por qual será a solução para uma frota menos poluente em circulação no Brasil. (epbr – 04.02.2021)

 

Ataques cibernéticos crescem no setor elétrico, mas risco à usina nuclear é baixo

O cyber ataque sofrido pelo setor administrativo da Eletronuclear não coloca em risco a operação das duas usinas nucleares em funcionamento no Brasil - Angra 1 e Angra 2 -, já que a parte operacional é totalmente separada da administração e está fora de qualquer conexão com a internet. Mas com o aumento da digitalização e a aceleração do uso de instrumentos como Inteligência Artificial, a tendência é que os ataques sejam cada vez mais intensos e sofisticados, avaliam especialistas.
O setor elétrico brasileiro tem sofrido nos últimos tempos com ataques cibernéticos que chegaram a interromper algumas operações, o que não foi o caso da Eletronuclear. EDP, Copel, Energisa, e até mesmo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que possui dados do setor, foram alvos de ataques desde o ano passado.
"Os ataques às empresas do setor elétrico estão crescendo tanto, que isso está indicando o surgimento de uma pandemia cibernética, e o governo precisa tomar iniciativas contra essa pandemia. Seja a nível regulatório, orientando as empresas a terem protocolos de segurança, olhando a experiência internacional", diz o coordenador geral do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel) da UFRJ, Nivalde de Castro.
Segundo ele, se o ataque chegou ao administrativo da empresa, com a evolução das tecnologias pode se transformar em uma ameaça também para a parte operacional. Ele cobra do governo uma atuação mais forte contra os ataques, utilizando a experiência que vem de fora do País.
"A Europa tem quatro centros de excelência só sobre esse tema, temos que formar mão de obra para criar antivírus contra esses ataques", explica, lembrando que no Brasil a EPE poderia fazer esse papel.
O presidente da Associação Brasileira para Desenvolvimento de Atividades Nucleares (Abdan), Celso Cunha, afasta qualquer risco em relação ao ataque anunciado pela Eletronuclear.
"Não existe estrada conectando o mundo virtual com o sistema de operação, que tem sistema de proteção muito forte, teria que ter uma invasão por dentro", afirma.
Em artigo recente, o presidente da Eletronuclear, Leonam Guimarães, também destacou o aumento dos cyber ataques no setor elétrico do mundo inteiro, citando um estudo da Nuclear Threat Initiative (NTI). Ele alerta que se não é possível penetrar no sistema fechado e fora de rede das usinas, um simples pen drive pode colocar em risco toda a operação.
"Um ataque cibernético não pode, realmente, ser realizado eletronicamente de fora da usina, mas humanos podem superar isso fisicamente, transportando vírus de computador manualmente em um pen drive, tablet ou laptop; ou usar atualizações de software exigidas pelo fornecedor que estão infectadas; ou ainda permitir a funcionários de empresas contratadas trabalharem em sistemas pelos quais eles têm acesso à rede isolada interna da usina", destacou em artigo para o site defesa.net, lembrando no entanto que o reator sempre pode ser desligado manualmente, por um sistema onde nem vírus ou ataques cibernéticos podem chegar. (Broadcast – 04.02.2021)

 

CCEE: consumo de eletricidade aponta alta de 1,4% em janeiro de 2021

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Teve crescimento no consumo de energia em comparação com igual período de 2020
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O consumo nacional de eletricidade atingiu 66.261 megawatts médios (MWméd) em janeiro deste ano, crescimento de 1,4% na comparação com igual período de 2020, informou a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) em boletim com dados preliminares, divulgado na noite de quarta-feira, 3. Em dezembro, o consumo somou 66.191 MW médios. O consumo consolidado no Sistema Interligado Nacional (SIN) vem se recuperando desde julho 2020, com maiores altas registradas em setembro (4%) e dezembro (4,8%).
O mercado livre, ambiente de livre negociação de preços e fornecedores de energia, consumiu 21.160 MW médios em janeiro deste ano, alta de 9,1% - mantendo a trajetória de crescimento iniciada em agosto de 2020. Em dezembro de 2020, o consumo deste mercado registrou 19.401 MW médios.
Por outro lado, o mercado atendido exclusivamente pelas distribuidoras apresentou queda de 1,9%, registrando 45.101 MW médios consumidos. "Ao considerar as migrações entre ambientes tem-se uma neutralidade para o ACR, com 0,3% de aumento, e uma elevação de 4% para o ACL", diz a CCEE.

Desempenho estadual
Segundo a CCEE, o destaque negativo ficou com o estado do Amazonas, que registrou queda de 12,9% no consumo em janeiro, impactado pelo "os efeitos do lockdown imposto pelo governo local desde o dia 15/01 para controlar a pandemia de covid-19". Outros estados, como Rio Grande do Sul (-10%), Rio Grande do Norte (-9%) e Acre (-8%) também apresentaram quedas significativa.
O destaque positivo vai para o crescimento de 11% no consumo do Espírito Santo, disse a CCEE, "impulsionado pelo crescimento do ACL, especialmente o ramo industrial, com destaque o setor de minerais não-metálicos". Também apresentaram crescimento expressivo os estados de São Paulo (3%), Ceará (6%), Rio de Janeiro (6%), Pará (7%) e Minas Gerais (5%).
A CCEE lembra que os dados são prévios e podem sofrer alterações durante o processo de contabilização. (Broadcast – 04.02.2021)

 

Nível dos reservatórios de Sudeste e Centro-Oeste em janeiro é o menor desde 2015

O volume de água nos reservatórios de hidrelétricas do Sudeste e Centro-Oeste ao final de janeiro foi o mais baixo para o mês desde 2015, apontam dados do ONS.
No domingo (31), os reservatórios dessas hidrelétricas, responsáveis por mais da metade da energia produzida no país, registravam armazenamento médio de 23,24%.
Ao final de janeiro de 2015, o volume médio nessas represas estava em 17,04% a quantidade de água que chegou aos reservatórios das hidrelétricas das duas regiões foi a menor para o mês em 85 anos.
Procurado, o ONS informou que não há risco de faltar energia no Brasil em 2021.
Já o secretário de Energia Elétrica do MME, Rodrigo Limp, disse que desde o ano passado estão sendo adotadas medidas para garantir a segurança energética do país e permitir a retomada do crescimento econômico após a crise gerada pela pandemia. (G1 – 02.02.2021)

 

Altas temperaturas podem fazer a bandeira tarifaria vermelha ser acionada já no mês de março

As altas temperaturas no país podem fazer a bandeira vermelha, que baliza as tarifas elétricas, ser desfraldada já em março.
A bandeira tarifária pode resultar na cobrança de um valor extra na conta de luz dos consumidores brasileiros.
Este mês, no entanto, ela vai continuar amarela. Com isso, os usuários ainda vão pagar um valor adicional de R$ 1,343 para cada 100kWh consumidos no mês. Para a Aneel este é um mês típico do período úmido nas principais bacias do SIN. O risco é que a falta de chuvas cria problemas para os principais reservatórios de usinas hidrelétricas, que estão apresentando uma lenta recuperação. É pouca chuva e a tendência é que este padrão siga este roteiro, inferior a média histórica. E isso não é nada bom. (Petronotícias – 01.02.2021)

 

Governo decide manter usinas térmicas acionadas diante de reservatórios baixos

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O governo decidiu manter as usinas termelétricas acionadas
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Com a permanência dos níveis dos reservatórios de hidrelétricas baixos, o governo decidiu manter as usinas termelétricas acionadas e a importação de energia elétrica. A decisão foi tomada pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE), órgão presidido pelo Ministério de Minas e Energia, em reunião realizada nesta quarta-feira, 3.
A decisão do órgão deve seguir as diretrizes estabelecidas no início de janeiro, quando o órgão limitou o despacho das térmicas e a compra de energia de outros países até 16,5 mil megawatts (MW) médios. Na ocasião, o MME explicou que a medida privilegia o uso de usinas mais baratas.
Segundo a pasta, a decisão visa a "menor degradação dos armazenamentos dos reservatórios". "Diante da permanência dos cenários de afluências críticas, baixos armazenamentos nos reservatórios das usinas hidrelétricas e restrições relativas aos usos múltiplos da água, o CMSE manteve a diretriz de adoção das medidas excepcionais para o devido atendimento à carga", diz em nota.
De acordo com a nota, a situação é mais crítica no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, que finalizou o mês de janeiro com 23,2% de armazenamento -- menor nível desde 2015. A região concentra as usinas hidrelétricas mais importantes do País. Já os reservatórios do Sul apresentaram uma expressiva recuperação, com armazenamento atual de 52,9%.
As perspectivas são de aumento das precipitações em grande parte da área central do País, "o que deverá refletir em aumento de chuvas em importantes bacias na região Sudeste."
O colegiado também aprovou proposta do Operador Nacional do Sistema (ONS) para aprimorar a avaliação da necessidade do uso de térmicas mais caras. No setor elétrico, isso significa quando decidem acionar usinas pelo critério "fora da ordem de mérito". A medida, segundo o MME, vai auxiliar na decisão da necessidade ou permanência do uso dessas usinas para garantir o fornecimento de energia. (Fonte: Portal Istoé – 04.02.2021)

 

Cemig desenvolve projeto que utiliza câmeras para monitorar vegetação

A Cemig está investindo no desenvolvimento de um projeto para inspecionar as áreas de vegetação e combater incêndios no estado. Trata-se do P&D “D0619 – Monitoramento ambiental por visão computacional aplicado a situações reais”, proposto pela companhia dentro do Programa de P&D, da Aneel.
O projeto, que vem sendo desenvolvido em parceria com a Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG) e a Gaia Soluções em Engenharia, tem previsão de conclusão ainda em 2021.
Segundo a companhia, o monitoramento ambiental por meio de câmeras digitais conectadas à internet pode prevenir falhas no sistema elétrico, evitando que incêndios alcancem a rede e ajudando a proteger áreas de preservação ambiental.
Um protótipo de funcionalidade do site já foi desenvolvido e opera em caráter experimental com mais de 100 voluntários já cadastrados. (Agência CanalEnergia – 31.01.2021)

 

Enel vai instalar 300 mil medidores inteligentes em São Paulo

A Enel Distribuição São Paulo vai instalar 300 mil medidores inteligentes de consumo, como parte de um projeto de P&D, em dois bairros da capital paulista.
Com recursos de R$ 121 milhões do programa de P&D da Aneel, a empresa pretende avaliar o desempenho dos instrumentos.
A empresa realizou evento de lançamento do programa. Os 300 mil medidores digitais correspondem a 4,05% das unidades consumidoras da distribuidora – no final do terceiro trimestre, a Enel SP possuía 7.414.535 unidades consumidoras e serão instalados nos bairros de Pirituba e Perus, locais considerados distantes do centro de operações da Enel. (Brasil Energia – 02.02.2021)

 

Energisa vai trocar termoelétricas por energia solar e subestações na Amazônia

A região amazônica convive até hoje com termoelétricas caras e poluentes a diesel.
Até 2025, a Energisa vai concluir um programa de desligamento dessas térmicas no Acre e em Rondônia, áreas de concessão da empresa, com as unidades sendo substituídas por linhas de transmissão e subestações, onde for possível, ou por sistemas de geração solar distribuída nas comunidades ribeirinhas, em parceria com o programa governamental Mais luz para a Amazônia.
Mesmo onde houver apenas uma família morando, informa o presidente do grupo Energisa, Ricardo Botelho, um sistema solar será instalado, permitindo que as famílias tenham acesso a aparelhos eletrodomésticos e internet e desenvolvam negócios.
O programa, que soma investimentos de R$ 1,2 bilhão, começou em 2019 e prevê tirar do sistema 19 termoelétricas a diesel, ou 169 MW, evitando emissões de 502 mil toneladas de CO2 por ano na atmosfera. (O Estado de São Paulo - 29.01.2021)

 
 
 

Belo Monte: GSF fica pior com decisão do Ibama, afirma CCEE

Aumento da defluência da UHE levará à redução de geração de 10 para apenas duas máquinas na casa de força e impacta o setor elétrico em bilhões, afirma presidente do conselho de administração.
A situação referente à vazão da UHE Belo Monte (PA, 11.233 MW) preocupa e deverá impactar o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). Ainda não há os números oficiais, mas a estimativa da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica é de que o índice do GSF deverá piorar. Isso porque é justamente nesse momento que a maior usina totalmente brasileira teria sua maior produção.
“Estamos muito preocupados com essa questão, que afeta geradores e todo o mercado”, definiu o presidente do conselho de administração da CCEE, Rui Altieri Silva. “Essa determinação foi dada em um momento em que há abundância de hidrologia em Belo Monte. O prejuízo é o desperdício dessa hidrologia e é da ordem de bilhões de reais. O MRE deverá baixar muito e as térmicas devem substituir essa energia que não será gerada”, acrescentou ele durante entrevista coletiva.
O executivo lembrou que a usina tem um nível de vazões bem mais reduzido ao longo do ano e classificou o efeito com a decisão do Ibama de “devastador nas finanças do setor”. E que é necessário encontrar a solução no curto prazo, inclusive vem acompanhando os esforços do MME para tentar reverter a decisão.
A alteração da vazão em Belo Monte, continuou Altieri, não traz impacto direto à formação do PLD por não ser uma medida prevista. O principal efeito, disse, é a frustração da geração que passa de 10 máquinas na cada de força principal para apenas duas. Assim, as usinas no Sudeste sofrem a influência por ter que gerar mais e o aumento dos reservatórios, que estão em ritmo mais lento do que o esperado para essa época do ano, fica mais comprometido ao não usar a abundância de chuvas que caracteriza essa época no Norte.
Por isso, explicou, a influência ocorrerá em um momento posterior já que os reservatórios estarão em nível menor e aí sim influencia o preço da energia. De imediato há o aumento do Encargo Sobre Serviços do Sistema com o acionamento de térmicas e aumenta a tarifa no mercado regulado. Por sua vez, a Norte Energia teria que compensar seus contratos por meio da aquisição de energia e honrar seus contratos. (CanalEnergia – 01.02.2021)

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Artigo de Umberto de Oliveira (IBDE) sobre gratuidade do uso das faixas de domínio por concessionárias

Em artigo publicado pela Agência CanalEnergia, Umberto Lucas de Oliveira Filho, membro associado do Instituto Brasileiro de Estudos do Direito da Energia (IBDE), sobre reconhecimento da gratuidade do uso das faixas de domínio de rodovias pelas concessionárias de energia elétrica, para passagem de linhas de transmissão e distribuição.
O autor afirma, “ é importante enfatizar mais uma vez que nos contratos de concessão, firmados pela União com diversas distribuidoras de energia, há deferimento de prerrogativas às concessionárias, dentre as quais a de utilizar, durante o prazo de concessão e sem ônus, os terrenos de domínio público, estabelecendo sobre eles estradas, vias ou caminhos de acesso e as servidões que se tornarem necessários à exploração dos serviços concedidos, com sujeição aos regulamentos administrativos”. Íntegra a seguir. (GESEL-IE-UFRJ – 02.02.2021)

 

Gratuidade do uso das faixas de domínio por concessionárias de energia elétrica: reflexões sobre o posicionamento do STF e STJ

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Torres e postes ao longo e sobre rodovias
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(*) Autor

No presente texto, o intuito é apenas de ponderar que, a princípio, nos julgamentos tidos como leading cases, a questão não foi completamente analisada
Um assunto importante envolvendo o setor elétrico e que precisa de um direcionamento definitivo por parte do Supremo Tribunal Federal é o reconhecimento da gratuidade do uso das faixas de domínio de rodovias pelas concessionárias de energia elétrica, para passagem de linhas de transmissão e distribuição.
No presente texto, o intuito é apenas de ponderar que, a princípio, nos julgamentos tidos como leading cases, a questão não foi completamente analisada. Vejamos.
Nada obstante a existência de vários julgados de Tribunais de Justiça e do Superior Tribunal de Justiça que neguem a referida gratuidade, pela leitura dos votos, questões importantes não foram consideradas, pontos que retiram a similitude das relações jurídicas travadas entre as concessionárias de energia e as concessionárias de rodovias, das que são formalizadas entre outros entes (telefonia, saneamento, petróleo e gás, etc).
Como exemplos, temos o ARE n. 1.204.820-SP, rel. Min. ALEXANDRE DE MORAES, versando sobre ocupação da faixa por companhia de saneamento básico, bem como o RE n. 1.104.997, rel. Min. LUIZ FUX, que contém discussão de utilização do subsolo da faixa de domínio de rodovia para passagem de oleoduto e gasoduto, sem qualquer relação com energia elétrica.
De mais a mais, os julgados que – hoje – fundamentam muitas das manifestações a favor da legalidade da cobrança de contraprestação das concessionárias de transmissão e distribuição de energia, com a devida vênia, não chegaram a conter discussões sobre o fato de tais concessionárias (de energia) também possuírem, em seus contratos, expressas previsões de gratuidade pela ocupação de faixas de domínios.
Noutros, mesmo quando há afastamento das disposições do Decreto 84.398/1980, os debates não envolvem a análise quanto à existência, nos contratos de concessão de distribuição de energia, de cláusulas garantindo a gratuidade. Os debates insistem em permanecer na avaliação da interpretação do artigo 11 da Lei 8.987/1995, como se o Decreto citado linhas acima tivesse sido tacitamente revogado, o que não é o caso.
Colocando uma “lupa” no REsp nº 975.097 / SP, que é comumente referido como o leading case em favor das rodovias, é possível constatar que a discussão ocorreu entre concessionária de rodovia e uma concessionária de saneamento, situação que, por si só, já descaracteriza a similitude com a discussão travada pelas distribuidoras e transmissoras de energia. E mais, nos debates levados a cabo pelos Ministros no referido Recurso Especial, não se observa argumentação sobre o Decreto que defere gratuidade às concessionárias de energia elétrica, bem como não se discute a solução para a existência de dois contratos de concessão com previsões aparentemente incompatíveis, como é no caso das disputas entre concessionárias de energia, que possuem gratuidade prevista para utilização das estradas e vias púbicas, e concessionárias de rodovias, que têm – genericamente – autorização de cobrança.
No EREsp nº985.695/RJ, mesmo com um posicionamento favorável às concessionárias que administram rodovias, há que se destacar um trecho final do voto vencedor: “Como detalhado acima, para que seja determinada a existência do direito de cobrança, há que observar o teor de cada contrato de concessão, não havendo regra absoluta que a autorize ou a vede, nos termos do art. 11 da Lei n. 8.987/95. ”
Das duas, uma: ou não se analisam os contratos e a discussão fica limitada à Lei 8.987/95 e ao Decreto 84.398/1980 ou, se é o contrato de concessão que vai legitimar a cobrança pela concessionária que administra a rodovia, que se analise também o contrato de concessão da distribuidora/transmissora de energia.
Aliás, neste ponto, calha ressaltar que, a princípio, uma coisa não invalida a outra: mesmo com o contrato de concessão da distribuidora de energia autorizando ocupação sem pagamento (fundamentado no Decreto de 1980), a rodovia pode cobrar dos demais entes que prestem serviços públicos, mas não possuam na legislação, ou nos seus contratos, a autorização de gratuidade, mantendo-se a higidez do sistema jurídico… Lembremos que, tanto pela Constituição Federal, quanto pela Lei de Introdução às Normas do Direito Brasileiro, a lei deve respeitar o ato jurídico perfeito.
Voltando os olhares para o Supremo Tribunal Federal, observa-se que, em fevereiro de 2020, no RE nº 1.242.513/SP, uma decisão prolatada pelo Min. Gilmar Mendes, reconheceu a aplicação da tese firmada no precedente vinculante RE 581.947/RO (Tema 261) em relação às concessionárias de rodovia.
Constatação importante é a de que, somente no julgamento do RE 1.242.513, uma corte Superior não deixou dúvidas quanto ao tema, ao afirmar expressamente no dispositivo que dava provimento ao recurso extraordinário para reformar o acórdão recorrido no sentido de reconhecer a inconstitucionalidade da cobrança de taxa por concessionárias de rodovias para instalação de postes e linhas de distribuição de energia elétrica em faixas de domínio, nos termos do tema 261 da repercussão geral, RE-RG 581.947, Rel. Min. Eros Grau, DJe 27.8.2010 (grifo não presente no original).
Ainda que se trate de uma decisão monocrática, o fato é que, hoje, o STF reconhece a inconstitucionalidade da cobrança imputada às concessionárias de energia, pelas concessionárias de rodovias, aplicando o entendimento há muito consolidado no julgamento do Tema 261 da repercussão geral (RE 581.947, Rel. Min. Eros Grau, DJe 27.8.2010).
O Superior Tribunal de Justiça, em diversos processos envolvendo a cobrança de ocupação de faixa de domínio, pelas concessionárias que administram rodovias, vem admitindo os recursos extraordinários que visam a aplicação do Tema 261 da Repercussão Geral. Como exemplos, podemos citar: AgRg REsp n. 1.296.954-SP, 1ª Turma e AgInt no AREsp n. 1.700.197-SP, 2ª Turma.
Em recente julgado, o STJ reconheceu premissa importante, qual seja, a de que os contratos de concessão devem ser analisados (ou seja, não só o da concessionária que administra a rodovia, mas também o contrato da distribuidora de energia): “Ademais, sabe-se que a concessão pressupõe a formalização contratual do serviço entre a concessionária e o poder concedente. Determinar a quem cabe arcar com os ônus decorrentes da remoção e ou recolocação de postes e em quais situações, bem como o impacto disso na alteração da tarifa fixada, demanda análise do contrato firmado entre as partes. Ora, isto é impossível, ante os óbices das Súmulas 5 e 7/STJ.”
Nesse sentido, é importante enfatizar mais uma vez que nos contratos de concessão, firmados pela União com diversas distribuidoras de energia, há deferimento de prerrogativas às concessionárias, dentre as quais a de utilizar, durante o prazo de concessão e sem ônus, os terrenos de domínio público, estabelecendo sobre eles estradas, vias ou caminhos de acesso e as servidões que se tornarem necessários à exploração dos serviços concedidos, com sujeição aos regulamentos administrativos.
Embora o tema não seja novo, tudo indica que muito em breve o Supremo Tribunal Federal jogará uma pá de cal nas discussões, trazendo com isto a tão almejada segurança jurídica.
(*) Umberto Lucas de Oliveira Filho é sócio do Queiroz Cavalcanti Advocacia e membro associado do Instituto Brasileiro de Estudos do Direito da Energia (IBDE). Especialista em Direito Processual Civil pela Universidade Federal de Pernambuco. (CanalEnergia – 01.02.2021)

 

Chegou a hora de avançarmos para além do setor elétrico

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Estação de energia em Minas Gerais; Senado tem até 9 de fevereiro para aprovar MP do setor elétrico
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Autor defende MP do setor elétrico - Senado tem até 9.fev para aprovar

A perspectiva de modernização do setor de energia elétrica no Brasil, incluindo aí a questão tarifária, ainda mais em um período tão desafiador quanto o que vivemos, justifica a intensa expectativa com relação à Medida Provisória 998, que deve ir a análise no Senado. Em um futuro próximo, devemos ter avanços no combate à pandemia e, consequentemente, o retorno efetivo dos setores da economia no país. Cenário que exigirá muito do segmento de energia. Precisamos estar prontos para garantir o fornecimento, a operacionalidade do sistema e valores justos aos consumidores. Está nas mãos de nossos congressistas seguir uma trilha já aberta neste sentido.
Nas últimas semanas de 2020, acompanhamos com atenção a evolução da Medida Provisória 998 na Câmara dos Deputados. A medida que traz novidades em benefício da modicidade tarifária, foi aprovada pela Câmara em 17 de dezembro, e agora precisa ser referendada pelo Senado até 9 de fevereiro –data em que perderá a validade– prazo um tanto desafiador, tendo em vista que o Congresso Nacional acaba de eleger os presidentes da Câmara dos Deputados e do Senado e está iniciando os trabalhos de 2021.
Se convertida em lei (e, como vimos, precisa ser, com urgência), a MP 998 garantirá que todos os consumidores do país sejam contemplados pelas medidas de alívio tarifários, de forma perene, com custos menores. A redução tarifária será significativa em Estados da região Norte em 2021, e, não fossem as suas diretrizes, Roraima e Amazonas teriam tido aumento tarifário expressivos em 2020.
Vale lembrar que as alterações que o texto-base sofreu em sua passagem pela Câmara, não desconfiguraram a proposta original. Podemos citar algumas, como a necessidade de solução para compensar os geradores por atrasos de implantação causados por terceiros. Outra mudança é a concessão de prazo de 5 anos para que as distribuidoras recentemente privatizadas e cujas capitais não estavam conectadas ao SIN (Sistema Interligado Nacional) em 9 de dezembro de 2009 atinjam os critérios de sustentabilidade econômica e financeira de suas concessões.
A avaliação das bases de remuneração terá efeitos no 1º processo tarifário após o pedido de revisão concessionária. Para além das modificações, a essência da MP segue ali: o foco nos benefícios que serão proporcionados aos consumidores de todo o país.
Também se destaca a inclusão do tratamento de situações especiais de compensação do risco hidrológico, diferenciando as usinas que não tiveram suas concessões renovadas e foram leiloadas de 2015 a 2017 daquelas em que o agente de geração tenha permanecido como concessionário do empreendimento, por meio de novo contrato de concessão decorrente de licitação realizada de 2015 a 2017.
Com esta MP, teremos também o fim dos subsídios cruzados, que em geral são um formato no qual uma classe de consumidores paga preços mais elevados para subsidiar um grupo específico, seja ele outro grupo de consumidores ou de empresas. A medida provisória será a ferramenta para superarmos este modelo e tratarmos do custo da energia de forma mais justa e equilibrada.
Por fim, inclui-se a autorização de emprego de recursos de pesquisa e desenvolvimento, não utilizados pelas empresas, e que poderão ser direcionados para a Conta de Desenvolvimento Energético para reduzir potenciais aumentos de tarifas provocados por efeitos da pandemia de covid-19. Entendemos que esse dispositivo, após a conversão da MP em lei e da sanção do presidente da República, deverá ser devidamente regulamentado pela Aneel, a fim de que os objetivos desta sejam alcançados e que o segmento de P&D não careça de recursos, para continuar desempenhando seu importante papel perante o setor elétrico e a sociedade. Segundo dados do setor, como houve redução do consumo de energia por conta da atual crise sanitária, as distribuidoras de energia fizeram empréstimo de R$ 15,3 bilhões para compensar as perdas de receita.
Não podemos esquecer ainda a crise no Amapá, um exemplo de “sinal de alerta” para a segurança do setor elétrico nacional. Os dispositivos da MP 998 preveem contratação de reserva local para situações emergenciais como a ocorrida no Estado da região Norte, a partir da contratação da reserva de capacidade. Entende-se que, nessas ocasiões, talvez a solução seja não apenas reforçar a transmissão, mas pensar numa reserva local para momentos emergenciais.
É de suma importância que o Senado avalie em tempo hábil a pauta e permita o avanço. Colocar em discussão a conversão da MP 998 em lei é necessário e urgente para além do setor elétrico. Enfatizando que a não conversão da MP em lei resultará em aumentos tarifários elevados em 2021, com retorno de componentes tarifários que foram amortecidos em 2020 na região Norte, devemos iniciar o ano de 2021 com esta boa notícia para o setor que, assim como tantos outros, sofreu um duro ano de 2020. E não pretende repetir a dose.
(*) Luiz Fernando Leone Vianna é CEO da Delta Energia Asset Management, do Grupo Delta Energia desde 2018. Foi diretor-geral da Itaipu Binacional (2017-2018) e da Companhia Paranaense de Energia – Copel Holding (2015-2017). É administrador de empresas e engenheiro elétrico. Analisa tendências e perspectivas do mercado de energia. (Poder360 – 04.02.2021)

 

 

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