Foi assinado, dia 01.02.2001, o acordo entre a Eletrobrás e os credores da dívida referente à energia de Angra II comercializada no MAE. O acordo foi fechado segundo a proposta apresentado pela Eletrobrás do dia 27.12.2000. Segundo a proposta apresentada na época, com todas as compensações feitas com as distribuidoras, a estatal, do total da dívida de R$ 578 mi, pagará R$ 185 mi aos 12 credores privados. A proposta chega a este valor retirando os R$ 182 mi das faturas emitidas por Furnas entre setembro de 1999 e abril de 2000 e os R$ 91 mi das faturas emitidas entre maio e agosto de 2000. (Canal Energia - 01.02.2001)

Depois de muitas discussões, finalmente Eletrobrás e os credores da dívida gerada pela comercialização da energia de Angra II no MAE chegaram a um acordo. Segundo informou o diretor de engenharia da Eletrobrás, Marco Aurélio Palhas, os credores devem levar o acordo para apreciação dos respectivos conselhos. A expectativa é que o acordo seja assinado em meados de fevereiro de 2001, quando somente então a estatal poderá efetivamente liquidar a dívida com as empresas. Segundo Palhas, as intermináveis reuniões realizadas ajudaram para que pequenos ajustes fossem feitos na proposta apresentada pela Eletrobrás no dia 27.12.2000, já que haviam interpretações diferentes do documento entre os credores. O acordo segue ainda para ser examinado pela Aneel, que por não ter participado ativamente do processo, dificilmente colocará objeções para a assinatura efetiva do acordo. (Canal Energia - 01.02.2001)

O volume de chuvas do mês de janeiro de 2001 não foi suficiente para manter baixos os preços da energia no MAE. Em fevereiro de 2001, os contratos no curto prazo estão até 357% mais caros do que no mês de janeiro, segundo tabela divulgada, dia 01.02.2001 no site da Asmae. Nas regiões Sudeste e Centro - Oeste foi registrado um aumento de 285% no MW/h. Passou de R$ 56,92 no mês passado para R$ 160, 29 em todas as cargas (leve, média e pesada). Na região Sul, passou de R$ 56,92 para R$ 153,47 nas cargas leve e média. O horário de carga pesada, chamado de ponta ou pico, registrou os mesmos valores que a região Sudeste. Nas regiões Norte e Nordeste os valores tiveram o maior salto: o MWh que custava R$ 33, 87 em janeiro agora vale R$ 121,47 em todas as cargas. (Valor - 02.02.2001)

Segundo relatório da Asmae, a previsão de chuvas em janeiro, mês mais pluvioso do ano, não se confirmou ao longo do país. Os reservatórios das hidrelétricas, com isso, estão 25% abaixo da média histórica do período, enquanto que em dezembro de 2000 estavam 10% acima. Somente na região Sudeste os reservatórios estão na média prevista. No Sistema Sul, o custo de produção de energia aumentou 99% , e no Norte 23%. A Asmae também considerou as limitações do sistema de transmissão nacional, incapaz de promover intercâmbio de locais com os reservatórios cheios para os sistemas que sofreram maiores secas. (Valor - 02.02.2001)

A Aneel autorizou 12 distribuidoras do Interior dos Estados de São Paulo, Minas Gerais, Paraná, Espírito Santo e Paraíba a reajustar, a partir deste sábado, suas tarifas de energia elétrica. O reajuste varia de 13,39% a 18,08%. Os reajustes definidos para cada distribuidora são os seguintes: Empresa Luz e Força Santa Maria, no Espírito Santo, 16,74%; Companhia Luz e Força de Mococa, Minas Gerais e São Paulo, 16,91%; Companhia Sul Paulista de Energia, em São Paulo, 16,78%; Companhia Paulista de Energia Elétrica, em São Paulo, 14,85%; Companhia Jaguari de Energia, em São Paulo, 18,08%; Também podem aumentar os preços de suas tarifas: Companhia Luz e Força Santa Cruz, em São Paulo e Paraná, 15,62%; Caiua-Serviços de Eletricidade S/A, em São Paulo, 15,60%; Companhia Nacional de Energia Elétrica, em São Paulo, 14,62%; Empresa Elétrica Bragantina S/A, em Minas Gerais e São Paulo, 15,34%; Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S/A, em São Paulo, 13,39%; Companhia Força e Luz do Oeste, no Paraná, 17,42%; e Companhia Energética da Borborema, na Paraíba, 15,93%. Segundo a Aneel, para que fossem concedidos os reajustes foram considerados custos da energia comprada, a conta de consumo de combustível, a reserva global de reversão, a compensação financeira, a taxa de fiscalização, os encargos de conexão e transmissão, além da variação do IGP-M dos últimos 12 a 18 meses, dependendo da distribuidora. (Estado - 02.02.2001)

A Aneel fixou os valores das cotas anuais da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC). A CCC é o rateio do custo dos combustíveis fósseis que são usados para a geração termelétrica recolhido mensalmente pelas distribuidoras de energia elétrica, que repassam parte desse valor para o consumidor. Segundo a Aneel, a CCC para 2002 será de R$ 1,996 bi, o mesmo valor da CCC do ano passado. Para o cálculo das cotas anuais de 2001, a Aneel considerou um cenário que prevê queda média de 8,78% no preço do óleo combustível usado nas usinas térmicas em relação ao preço praticado em dezembro de 2000. Ainda de acordo com a Agência, as cotas da CCC poderão ser revistas em abril de 2001, quando termina o período de chuvas, o que possibilitará a reavaliação do custo dos combustíveis e dos volumes de geração térmica e hidráulica para este ano. Apesar de não ter havido variação do valor da CCC na média nacional, houve diferença nos três sistemas do parque de energia brasileiro. No sistema isolado, que compreende a região Norte, com exceção do Pará e Tocantins, a CCC passou de R$ 653 mi para R$ 878 mi. No sistema Sul, Sudeste e Centro-Oeste, a CCC caiu de R$ 1,26 bi para R$ 1,09 bi. No sistema Nordeste mais Pará e Tocantins, a CCC caiu de R$ 76,5 mi para R$ 21,2 mi. (Estado - 02.02.2001)

A Aneel divulgou os novos limites máximos de repasse que os distribuidores de energia poderão embutir nas tarifas com relação ao valor da energia que adquirem das geradoras - o chamado valor normativo (VN). Assim, o valor máximo a ser repassado para o setor de energia competitiva (que inclui hidrelétricas, termelétricas e usinas de gás natural) passa dos R$ 57,20/MWh, fixados em julho de 1999, para R$ 72,35/MWh, ao passo que o relativo ao segmento de carvão natural subiu de R$ 61,80/MWh para R$ 38,13/MWh. O VN para os demais setores sofreu reajustes menores com relação aos valores de 1999 - R$ 79,29/MWh (PCH), R$ 89,86 (biomassa/resíduos), R$ 112,21/MWh (energia eólica) e R$ 264,12/MWh (energia solar). O diretor-geral da Aneel, José Mário Miranda Abdo, afirmou que "aumentando-se o VN, estimula-se a expansão do sistema, com a construção de novas usinas". Abdo ainda ressaltou que esses novos VNs aplicam-se apenas a projetos novos de geração de energia, não tendo nenhum impacto sobre os já existentes. A decisão de se reajustar os VNs decorreu da avaliação da Aneel de que houveram mudanças estruturais no sistema que justificam a medida. "Os preços internacionais das termelétricas aumentaram pelo menos 25% - o que aumenta o nível de investimento necessário para um projeto desse tipo". (Gazeta Mercantil - 02.02.2001)

O enchimento do reservatório da usina de Porto Primavera, considerado essencial para garantir a privatização da Cesp Paraná, foi liberado no dia 01.02.2001, apenas duas horas antes do horário previsto pelo governo de São Paulo para fechamento das comportas da barragem localizada no Rio Paraná. Segundo o secretário de Energia, se as chuvas continuarem em fevereiro no mesmo volume de janeiro, a cota de 257 metros acima do mar no lago será atingida no início de março de 2001. A inundação da área é o passo necessário para que a usina chegue à capacidade máxima de geração de energia, de 1.800 MW. Com isso, o governo paulista, maior acionista da empresa, poderá levar a diante seu objetivo de privatizar a companhia. (Valor - 02.02.2001)

O enchimento da represa em Porto Primavera será feito de forma coordenada, e em várias etapas, pelo ONS, para evitar problemas em outras hidrelétricas. Localizada no Rio Paraná, abaixo da represa da Usina Sérgio Motta, a Hidrelétrica de Itaipu não deve sofrer com a falta de água em suas turbinas, apesar de estar operando a plena carga para abastecer a região Sudeste. De acordo com o engenheiro Júlio César Meirelles, assistente da diretoria técnica de Itaipu, a hidrelétrica não depende apenas da vazão do Rio Paraná. Neste momento, é abastecida em 50% por águas de afluentes, como o Paranapanema, Ivaí e Piquiri. Em situações normais, os afluentes contribuem apenas com 30% do volume de água. O processo de enchimento, segundo o engenheiro, foi programado para esta época para aproveitar a regularidade das chuvas na região. A previsão é de mais chuvas, o que "diminui ainda mais a influência da descarga do Paraná em Itaipu". (Valor - 02.02.2001)

A CPFL estuda a possibilidade de adquirir a usina de Serra da Mesa, que é parte integrante da Holding Serra da Mesa. A concessionária ainda analisa programas voltados para o fortalecimento da atividade de geração através da obtenção para construção e exploração do projeto CERAN (Complexo Energético Rio das Antas), no Rio Grande do Sul, além de estudos para viabilizar a implantação da termelétrica Carioba II. (Canal Energia - 02.02.2001)

O engenheiro eletricista pernambucano João Ricardo Paes de Barros, do Departamento de Estudos do sistema de Transmissão da Chesf, desenvolveu uma metodologia inédita de planejamento para expansão do sistema de transmissão de energia. Testada durante dois anos no Nordeste, representou uma redução de custos da ordem de US$ 55 mi. Ela consiste em identificar problemas de sobrecarga de circuitos e as estações de onde se deve transferir energia para a sua solução. O Ministério das Minas e Energia está interessado na descoberta e discute a sua adoção para uso em todo o País. (Gazeta Mercantil Nordeste - 02.02.2001)

Em 2000 a Celpe refinanciou, em 60 meses, R$ 7,14 mi, de um total de R$ 13,881 mi, em débitos com o IRPJ (Imposto de Renda Pessoa Jurídica) e CSLL (Contribuição Social sobre Lucro Líquido), pela adesão ao Refis. Do resto do montante, R$ 5,48 mi foram abatidos de créditos fiscais e R$ 1,25 mi já amortizados até dezembro de 2000. A empresa aderiu ao Programa alegando ter condições mais vantajosas para o pagamento e à indexação pela TJLP. O balanço da empresa, de 2000, será afetado negativamente pelo montante do débito por não constar nas demonstrações contábeis anteriores uma reserva de recursos para essa finalidade. Pelas regras da CVM, a Celpe teria que publicar comunicado relevante sobre essa negociação antes de publicar o seu Balanço. As regras do Refis exigem que a empresa se mantenha em dia com o pagamento regular dos impostos e contribuições. (Jornal do Comércio - PE - 02.02.2001)

O Chefe do Departamento de Energia Elétrica do banco, Carlos Haude, afirmou que "em 2001, o BNDES fará um desembolso de R$ 2,1 bi em projetos de geração, distribuição e linhas de transmissão". Haude diz que parte do financiamento será para projetos iniciados em 2000, porém a maioria será aplicada para novos projetos no setor. Ele cita como continuição de financiamento a construção da usina de Lajeado, no Rio Grande do Sul. Além desta usina, o banco continuará financiando projetos de geração as usinas de Machadinho, no Rio Grande do Sul; Piraju, em São Paulo e Santa Clara, na divisa da Bahia com Minsa Gerais. Já na área de distribuição, o BNDES financiará projetos da Cataguazes Leopoldina, Coelba, Cosern, CPFL e Elektro. Em relação a projetos novos, o banco irá finaciar projetos como as usinas de Itapebi, na Bahia; a construção de três PCHs de responsabilidade da Escelsa e a construção da linha de transmissão Campos Novos-Blumenau. (Canal Energia - 01.02.2001)

A redução dos juros nos Estados Unidos, para 5,5%, junto com a expectativa de novas quedas para 2001 significam custo menor de captação de recursos para empresas brasileiras, assim como uma boa oportunidade para que os juros no Brasil continuem caindo. O custo de captação para os bancos brasileiros, cuja base é o Libor (taxa interbancária de Londres), mantém trajetória de queda. O Spread (taxa de risco) também vem caindo, porém a um ritmo mais lento. Para um prazo de seis meses o Libor estava, no dia 31.01.2001, em 5,26%, ante 5,52% no dia 04.01.2001. Segundo o executivos do setor, este será um bom ano para os bancos captarem recursos de fora. (Gazeta Mercantil, 01.02.2001)

A ANP divulgou, dia 30.01.2001, parecer favorável à utilização do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) pela BG e permissão para que a Enersil, subsidiária da Enron, entregue gás transportado por esse duto em 11 pontos. Em seu parecer, a ANP determina que a TBG, operadora do gasoduto e controlada pela Gaspetro/Petrobras, dê espaço para a BG transportar até 1,8 milhão de m³ de gás interruptível, pagando tarifa proporcional à distância percorrida. A TBG queria cobrar tarifa postal (independente da distância) para acessar o gasoduto. A decisão poderá leva-lá a rever suas tarifas para baixo. Já a BG tem planos de trazer gás de suas reservas na Bolívia até o mercado paulista, com tarifa de transporte calculada na média em US$ 0,12 / milhão de BTU. (Valor - 01.02.2001)

A Enron esta definindo uma nova estratégia de atuação no Brasil, voltando-se para a comercialização de energia. Exemplo desta reorientação esta se dando no mercado de gás, onde a Enron pretende trazer mais 7 milhões de metros cúbicos por dia, volume semelhante ao que se consome hoje no País, para entrar no mercado de fornecimento de gás para termelétricas. O primeiro milhão de metros cúbicos, já encomendado a fornecedores bolivianos, será vendido a distribuidoras de gás canalizado no Estado de São Paulo, conta o vice-presidente para a América do Sul da companhia, José Bestard. O fornecimento para térmicas, diz, é o próximo passo. Bestard acredita que, com condições contratuais diferentes das oferecidas pela Petrobras, pode oferecer um produto mais competitivo ao mercado brasileiro. As cartas na manga seriam a flexibilidade do uso do gás, a Petrobras só permite que o gás para térmicas tenha esse fim, contratos de menor duração e menos obrigações de consumo por parte do comprador. Ao anunciar esse objetivo, a Enron compra nova briga com a Petrobras, que tem na geração térmica o trampolim para suas vendas de gás natural. (Gazeta Mercantil - 02.02.2001)

Os produtores de açúcar e de álcool estão em vias de ter um plano estratégico com metas definidas para dez anos, equivalente a dois ciclos da cana-de-açúcar. As usinas pretendem enquadrar-se como produtores energéticos. De acordo com Eduardo Carvalho, presidente da União da Indústria Canavieira do Estado de São Paulo (Unica), "quanto mais os países crescem economicamente, mais precisam de energia e o gás e o petróleo, por serem fósseis, terminarão dentro de 20 ou 30 anos. Com a co-geração, fazemos uma eletricidade com base renovável, que é a cana, e somos, assim, potenciais fornecedores de eletricidade". (Gazeta Mercantil - 02.02.2001)

A UTE, companhia energética uruguaia, juntamente com a espanhola Endesa e a alemã Alstom anunciaram um plano de construir uma rede de transmissão de energia ligando o Uruguai ao Sul do Brasil afim de suprir a demanda do país. Também seriam construídas uma central de geração e uma de conversão. A taxa de retorno do projeto, orçado em cerca de US$ 735 mi, vem sendo estudada há mais de um ano e "é mais do que razoável", afirma o presidente da UTE. Isso devido ao fato da procura energética brasileira superar em duas vezes e meia o consumo uruguaio no horário de pico. A central será movida a gás natural procedente da Argentina e estará localizada no litoral uruguaio. O duto que liga esses dois países possui capacidade de 4 milhões de metros cúbicos e se estima que em seus momentos de pico requisitará 3,5 milhões. (EL País - Uruguai - 02.02.2001)

Segundo o ministro da Economia de Portugal, Mário Cristina de Sousa, o processo de privatização da EDP deverá avançar apenas em 2002. É a hipótese mais provável para o governo português contornar o veto político de Madrid à Oferta Pública de Aquisição (OPA) lançada sobre a Hidrocantábrico pela EDP, em parceria com a CajAstur. A Espanha argumenta com a Lei 55/99, segundo a qual uma empresa estrangeira com uma presença significativa do Estado não pode deter mais de 3% dos direitos de voto de um grupo espanhol. O ministro português acredita numa derrogação da legislação, dado que a Comissão Européia contestou o "não" de Madrid. Na corrida à quarta elétrica espanhola está ainda a RWE e também a Ferroatlântica (contando com o apoio da EDF). (Diário Econômico - 02.02.2001)

Os congressistas do Estado da Califórnia vetaram o projeto de lei que o Senado enviou para aprovação e que previa a utilização de US$ 10 mi em bônus para a compra de eletricidade. Faltaram apenas 3 votos para a aprovação. Os opositores do projeto argumentaram que essa medida provocaria um pesado aumento dos impostos para os californianos. O projeto custaria ao Departamento de Recursos Hidráulicos da Califórnia cerca de US$ 500 mi para comprar energia através de contratos com companhias geradoras, os quais teriam uma duração de 6 meses a 10 anos. O projeto também autoriza o Estado a emitir até US$ 10 mi de dólares em bônus para financiar os contratos. (Europa Press - 02.02.2001)