A usinsa de Itaipu, por conta do aumento do volume de água das usinas que desaguam no Rio Paraná, está produzindo mais energia do que a sua média histórica (70 mil GWh). Estimativas indicam que o excedente seria entre 15 a 25% da média histórica. A titularidade desta energia excedente está sendo objeto de disputa entre a Eletrobrás e as distribuidoras. A posição da Eletrobrás baseia-se no conceito de excedente de produção e volume produzido por uma usina acima daquele vendido nos contratos de longo prazo. Este excedente é produzido e por direito lhe pertence, com garantia da comercialização da energia em lei. O argumento das distribuidoras é de que elas dividem entre si a potência de Itaipu proporcional a seus mercados, independente do volume de produção. Este litígio esta sendo levado ao MAE, devendo passar pelo COEX. A Aneel poderá arbitrar e ainda restará a possibilidade de recorrer-se à Justiça. (Gazeta Mercantil - 08.02.2001)

De acordo com o presidente da Eletrobrás, Firmino Sampaio, está afastada qualquer hipótese de negociação com os agentes do MAE na questão envolvendo a energia excedente da usina hidrelétrica de Itaipu. "Essa questão só tem dois foros para discussão: a Justiça ou a diplomacia", afirmou, referindo-se ao fato de Itaipu ser de propriedade dos governos brasileiro e paraguaio. Segundo ele, a estatal não vai sentar-se à mesa para discutir o problema com as distribuidoras, que pretendem negociar uma saída para o impasse. Com a recusa de Sampaio em negociar, a saída pode ser a Justiça. (Gazeta Mercantil - 09.02.2001)

A assessoria de Furnas Centrais Elétricas confirmou que a empresa estará enviando, dia 08.02.2001, para a Aneel, o relatório técnico no qual ela apresenta a sua defesa contra as multas aplicadas pela agência reguladora. A Light, outra empresa penalizada, confirmou que também recorrerá da decisão da Aneel no prazo cabível, que vai até o dia 09.02.2001. As multas foram aplicadas, no final de janeiro de 2001, em decorrência da série de interrupções ocorridas no estado do Rio de Janeiro no mês de dezembro de 2000 e no início de 2001. As penalizações, que podem chegar a R$ 15 mi, correspondem a um percentual entre 0,1% a 1% da receita anual líqüida das duas empresas. (Canal Energia - 08.02.2001)

O governo anunciou que vai vender 13,84% do capital social da União Paulista de Transmissão de Energia (EPTE) e de 7,97% da Eletropaulo Metropolitana, cujas ações estão depositadas no Fundo de Amortização da Dívida Pública Mobiliária Federal. De acordo com informações divulgadas pelo Ministério da fazenda e do Planejamento, através de portaria, o valor mínimo deve ser definido pelo BNDES, desde que superior ao valor patrimonial das ações. Além disso, a oferta deve exigir pagamento em moeda corrente de, pelo menos, 5% do valor fixado, o restante pode ser negociado em créditos e títulos, desde que aceitos pelo PND. (Infoenergia - 08.02.2001)

No dia 08.02.2001, o secretário de Energia do Ministério de Minas e Energia, Xisto Vieira Filho, o secretário estadual de Energia do Rio, Wagner Victer, o deputado Márcio Fortes e a deputada Jandira Feghali se reuniram na sede na Firjan para discutir a construção da usina nuclear de Angra III. Foram discutidas as possíveis fontes de investimento para bancar o projeto, orçado em US$ 1,5 bi. Já foram investidos US$ 600 mi no projeto que, se não for continuado, terá os equipamentos já comprados vendidos como sucata a outros países, num prejuízo de cerca de 90% do capital investido. (Último Segundo - 08.02.2001)

Depois do fracasso da fusão com a Iberdrola, a Endesa decidiu retomar os planos de investimentos no Brasil e anunciou que tem interesse na Cesp Paraná. A atuação da Endesa na América Latina se dá principalmente por sua subsidiária chilena, a Enersis. O diretor-geral da companhia, Enrique García, afirmou que deverão ser investidos US$ 3 bi nos próximos cinco anos, o que elevaria a participação da Enersis na região a 10% do mercado. Segundo García, a forte presença da Iberdrola no Nordeste brasileiro havia levado a Enersis a abandonar os planos de investimentos no Brasil e a buscar países em que houvesse complementaridade entre as empresas. "Se a fusão tivesse ocorrido, nossa cota no Brasil seria praticamente coberta no Nordeste do país" , afirmou García. Agora, a empresa poderá atuar com mais liberdade no mercado brasileiro. A princípio, a Enersis espera repetir neste ano o US$ 1,2 bi de investimentos realizados em 2000. (Valor - 09.02.2001)

A partir do dia 13.02.2001, o processo de transformação na gestão da Celesc deve ter início, com a definição de uma espécie de carta-convite para habilitar empresas a prestarem consultoria na mudança. Reunidos, dia 08.02.2001, na Celesc, representantes do governo, da estatal, dos consumidores e dos empregados definiram algumas diretrizes que terão que ser adotadas pela consultoria. O governador Esperidião Amin disse que o pretendente à consultoria terá que apresentar uma alternativa à privatização. Amin garantiu que o novo modelo de gestão não vai passar perto da venda da empresa. Segundo informações da assessoria de imprensa da Celesc, haverá uma próxima reunião no dia 13.02.2001 para finalizar a questão. A empresa discute a criação de uma holding com três subsidiárias na área de distribuição, geração e telecomunicações. A reunião do dia 08.02.2001 seria para definir este modelo, porém não houve consenso entre as instituições que compõem a Celesc. (Diário Catarinense e Canal Energia - 09.02.2001)

A linha de transmissão de energia elétrica que liga Blumenau a Jaraguá do Sul e Guaramirim com 42 km de extensão foi inaugurada oficialmente no dia 08.02.2001, em Jaraguá do Sul. A solenidade contou com a presença do governador Esperidião Amin, do presidente da Celesc, Francisco Küster, e também dos diretores regionais da Celesc das áreas beneficiadas. A linha já está operando desde agosto de 2000, o que tem garantido uma reserva energética suficiente para triplicar o atendimento na região. A obra custou aos cofres públicos cerca de R$ 19,5 mi e foi concluída após 14 meses de trabalho. A linha de alta tensão instalada é de 138 kV com circuito duplo de 42 km de extensão. (Diário Catarinense - 09.02.2001)

O diretor comercial da Eletropaulo, David Travesso Neto, afirmou que o grupo norte-americano AES, controlador da concessionária paulista, tem interesse em todos meios possíveis de transmissão de dados. "Com certeza estamos no negócio de transmissão de sinal e vamos estar cada vez mais voltados ao provimento de soluções para os nossos clientes de energia elétrica e telecomunicações", disse, ao ser questionado sobre o interesse da companhia na rede de envio de dados das estatais paulistas - Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica (EPTE) e Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (Cteep). A atuação da AES nesse filão já é marcante. Os investimentos da norte-americana alcançam US$ 800 mi, somando-se os projetos na Eletronet e na AES Comunicações e Infovias (Gazeta Mercantil - 09.02.2001)

A CPFL trabalha com a expectativa este ano de comprar mais energia gerada pelas usinas de açúcar e álcool do interior de São Paulo. A previsão da empresa é adquirir entre 300 mil e 400 mil MWh de energia. No ano passado, este número foi de 204.272 mil MWh. Hoje, a CPFL negocia direto com um número entre seis e 10 usinas. O número ainda é pouco, mas a tendência, segundo a empresa, é que a quantidade de energia vinda da cogeração cresça nos próximos anos. Atualmente, a CPFL compra 97% da energia que distribui para o seu mercado. Deste total, dois terços são adquiridos da Cesp Paraná e um terço por Furnas Centrais Elétricas. Os 3% restantes são de geração própria. (Canal Energia - 08.02.2001)

Novo recorde de demanda de energia elétrica no Rio Grande do Sul foi registrado nesta quinta-feira pelo Centro de Operações do Sistema da Companhia Estadual de Energia Elétrica. A marca de 3.909 MW foi atingida às 14h27, superando o recorde anterior de 3.846 MW, alcançado em 13 de dezembro de 2000. Ambas foram verificadas no início da tarde, quando a maior parte da energia é consumida pelos segmentos industrial e comercial. (Agência Brasil - 08.02.2001)

O Banco Central agiu de forma firme para reverter a tendência altista da taxa de câmbio do dólar. Fixou o volume de compra de dólar para o Tesouro Nacional pagar a dívida externa em US$ 1,2 bi, bem inferior aos US$ 3 bi previstos inicialmente. Com este movimento, as taxas caíram e avalia-se que o juro básico caia em 0,25 pontos. Para as empresas do setor elétrico o impacto destas duas tendências será muito positivo. (Gazeta Mercantil e IE-UFRJ - 09.02.2001)

O novo VN definido pela Aneel para as termoelétricas foi reduzido de cerca de US$ 44 para US$ 36,85, em fevereiro de 2001. Está redução pode agir como desestímulo ao investimento em novas termoelétricas, ao diminuir a receita potencial das usinas. Os preços de vendas deste tipo de energia é liberado, mas as distribuidoras só podem repassar às tarifas até 105% do VN. Com este aumento, haverá uma pressão por negociações para diminuição desta margem, criando-se mais uma variável de indefinição no PPT. Estimativas de custos operacionais induzem a mais problemas. A Petrobrás vende o gás a US$ 2,475 por milhão de btu, mas o preço atual do gás natural que sai para das distribuidoras para as térmicas é de US$ 2,9 por milhão de btu, devido à incidência de PIS e Cofins. A média do custo do combustível para as termoelétricas ficaria entre US$ 22 a 24. O restante seria insuficiente para cobrir os outros custos mais uma remuneração média do investimento de 14% a 20%. Pode-se entender a motivação do Governo para este novo e menor VN da seguinte forma: pretender incentivar usinas mais eficientes (com menos consumo de gás), estimular a concorrência entre geradoras e distribuidoras e motivar novas usinas de parcerias para demandas cativas onde o risco é menor. (Gazeta Mercantil e IE-UFRJ - 09.02.2001)

O avanço do processo de reestruturação do setor elétrico brasileiro, notadamente no relacionamento mais direto entre grandes consumidores e ofertantes de energia, está alterando substancialmente a dinâmica de trabalho das empresas. Esta tendência é motivada também pela elevação potencial das tarifas. Um exemplo típico destes novos tempos é dado pela Sabesp. Ela consome 1.800 GWh/ano, ao custo de R$ 170 mi anuais. Esta demanda é atendida pela Eletropaulo com tarifas médias de R$ 177/MWh consumido em baixa tensão, R$ 124/MWh na média tensão e R$ 70/MWh adquirido na alta tensão. Com este nível de consumo e de gasto anual, a Sabesp pretende implantar duas PCHs na região de Cantareira (SP), que somam potência de 10 MW, já estando o edital disponível para os interessados. Estima-se que serão necessários de R$ 20 a 24 mi, com retorno de 25 anos. (Gazeta Mercantil - 09.02.2001)

O governador da Califórnia, Gray Davis, alvo de críticas por não ter agido rapidamente para evitar a atual crise energética do Estado, anunciou, dia 07.02.2001, duas medidas de impacto numa tentativa de reverter a situação. Ele ordenou novas regras para acelerar a construção de estações de geração de energia e mandou suspender os limites de emissão de gases que impediam as velhas geradoras de operar. Seu objetivo é evitar a escassez de energia elétrica no próximo verão, assim como ocorreu neste inverno, provocando blecautes e abalando a economia. Davis disse esperar que, até julho de 2004, o Estado seja capaz de produzir 20.000 MW a mais do que hoje. Inicialmente, o governo planeja fornecer 5.000 MW adicionais até julho de 2001. (Reuters - 08.02.2001)

A RWE, maior empresa de energia elétrica da Alemanha, anunciou o aumento de sua oferta inicial que era de US$ 2,72 bi para US$ 3,5 bi pela Hidrocantábrico, quarta maior empresa de energia elétrica da Espanha; superando a oferta das Ferroatlantica e da Energie Banden-Wuerttemberg. A oferta da RWE, de US$ 24,36 por ação, significa que a empresa vai pagar cerca de 27 vezes o valor da renda líquida, em 1999, da empresa espanhola, assim como também a esse preço está pagando mais do que o dobro do preço por ação da Hidrocantábrico, há um ano. (Valor - 08.02.2001)

A EDP acabará se beneficiando com qualquer proposta aprovada para a compra da espanhola Hidrocantábrico, pois poderá negociar sempre, tanto com a Ferroatlântico, dona da melhor proposta até agora, como com a RWE. No caso da empresa alemã ter sucesso, a EDP poderá vender participação na Iberdrola em troca de melhores condições no controle da Hidrocantábrico. Logo, a valorização do mercado espanhol será sempre benéfica para os portugueses. Apesar de não ter a melhor proposta, a EDP continua bem colocada. A proposta da Ferroatlântica é a mais provável de ser aprovada, pois visa a compra de 60% do capital da Hidrocantábrico, indicando uma provável negociação com os lusos. Já a RWE deve buscar investimentos maiores na compra da Iberdrola ou da Unión Fenosa. Ainda não são conhecidas as propostas finais das empresas. (Semanário Econômico - 09.02.2001)

O interesse da Eon na Iberdrola foi negado pela empresa espanhola, que desmentiu boatos de que já havia recebido proposta do grupo alemão. O desejo germânico não produziu nenhum comentário do principal acionista da energética espanhola, o BBVA, que possui 10% do capital da empresa e que também negou qualquer contato. A Eon é terceiro maior grupo energético do mundo, atrás somente da Enron e da Enel. Os rumores sobre a operação refletem o interesse de outros grupos alemães, como a EnBW e a RWE, no mercado espanhol. (El País - 09.02.2001)

A Endesa e a Iberdrola apresentaram, dia 09.02.2001, ofertas não vinculantes para comprar a companhia Elettrogen, filial do grupo italiano Enel, que possui centrais com uma capacidade instalada de 5.400 MW: 4.400 MW em térmicas e 1.000 MW em hidrelétricas. Seu valor é estimado entre US$ 1,86 bi e US$ 2,80 bi. Posteriormente, se definirão os consórcios que participarão da fase final da proposta, que será assinada até junho de 2001. Outras companhias interessadas são Edison, Ferruzzi, Italpower, Merloni, NGR, Foster Wheeler e EnBW. A Elettrogen é a primeira das três geradoras que a estatal Enel deve vender por exigência do governo italiano, que quer liberalizar o setor com esses desinvestimentos. Antes de 2003, a Enel venderá a Eurogen, com 6.200 MW e a Interpower, com 2.500 MW. (Enervia - 09.02.2001)