Em sua apresentação durante seminário do II Encontro de Negócios de Energia, o diretor da Aneel, Eduardo Henrique Ellery, traçou um panorama das concessões de hidrelétricas e linhas de transmissão oferecidas ou que serão apresentadas à iniciativa privada entre 2001 e 2002. Ainda em 2001 está previsto o lançamento de mais nove usinas, com capacidade de 2.188 MW, e outras 12 linhas, no total de 3.131 km. Em 2002, já está certo o lançamento de mais 13 usinas hidrelétricas, somando um potencial de geração extra de 4.441 MW. Em relação às linhas de transmissão, não há definições sobre os projetos a ser colocados em licitação, mas apenas uma meta de ampliação em 5 mil km na extensão do sistema. No total, portanto, entre 2001 e 2002, a previsão é de que saiam do papel 30 novas hidrelétricas, agregando mais 8.902 MW em alguns anos ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Já entre as linhas, estão certos mais 5.055 km, além dos outros 5 mil km da meta de 2002. (Gazeta Mercantil - 04.09.2001)

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O governo do Paraná anuncia no dia 05.09.2001, no Rio de Janeiro, o preço mínimo e demais detalhes do edital de venda da Copel, cujo leilão está marcado para o dia 31 de outubro de 2001. Analistas do setor e executivos de algumas das principais companhias de energia não só calculam em R$ 8,5 bi o preço mínimo da companhia, como também acreditam que a venda deverá render ágio para o governo paranaense, apesar do racionamento e indefinições regulatórias do setor elétrico. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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O presidente do BNDES, Francisco Gros, descartou qualquer intervenção nas negociações sobre Anexo V entre empresas do setor elétrico. Ele, que é o responsável destacado pelo governo federal para resolver o impasse, na prática, entrega a solução nas mãos de geradores e distribuidores, que devem recorrer à Justiça para decidir quem pagará uma conta estimada em R$ 6 bilhões. "O Anexo faz parte dos contratos privados e, portanto, o governo não pretende intervir", afirmou o presidente do BNDES. Segundo ele, essa posição já foi comunicada oficialmente aos agentes há cerca de um mês. Mesmo sem citar reivindicações e pressões de empresas elétricas, Gros deu um recado aos que defendem a cobertura do governo para os custos referentes ao Anexo V. "O governo não produz dinheiro", disse. "É preciso responder quem paga a conta: o consumidor ou o contribuinte?" (Gazeta Mercantil - 04.09.2001)

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O presidente do BNDES, Francisco Gros, sinalizou, no dia 04.09.2001, a possibilidade de aumento de tarifas de energia em função do repasse dos aumentos de custos provocados pela valorização do dólar nos últimos meses. ''Os investidores serão remunerados com os valores reais que os investidores desejam.'' O governo, por sua vez, precisará investir cerca de R$ 45 bi para que o aporte privado seja retomado. Gros ainda explicou que os custos não-gerenciáveis previstos nos contratos de concessão de energia - conhecida como parcela A - serão repassados para todas as empresas do setor nas contas de luz pagas pelos consumidores. ''Os custos não-gerenciáveis serão repassados conforme a regra prevista nos contratos de concessão. As regras do jogo não mudaram, posso garantir.'' (Jornal do Brasil - 05.09.2001)

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O secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda, José Guilherme Reis, afirmou, no dia 04.09.2001, que o governo vai alterar a fórmula de cálculo dos custos não-gerenciáveis previstos nos contratos de concessão do setor elétrico. Segundo Reis, o objetivo é assegurar o menor impacto possível na contabilidade das distribuidoras de energia. Esses custos representam gastos como a energia adquirida em dólar da usina hidrelétrica de Itaipu e a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), encargo do setor elétrico cujo valor varia de acordo com o regime de chuvas. O secretário admitiu que uma das alternativas é bancar as variações por 12 meses, por meio de garantias oferecidas pelo próprio governo. Essas variações seriam repassadas posteriormente para o consumidor, em cada reajuste anual de tarifa, por meio de um mecanismo similar ao que ocorre com a Petrobras, que assegura um preço fixo do gás natural por 12 meses, independentemente da variação cambial. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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A Associação Brasileira dos Pequenos e Médios Produtores de Energia Elétrica (APMPE), com sede em Porto Alegre (RS), enviou pedido à GCE para participar do Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico. A APMPE reúne produtores independentes, cooperativas de eletrificação rural e pequenas concessionárias de energia elétrica. A intenção é incluir nas discussões do comitê medidas para ações ambientais e de financiamento dirigidos a produtores de menor porte. Uma delas prevê que o governo facilite os licenciamentos ambientais para PCHs. Outra, que a Eletrobrás aumente o valor de compra de energia do programa PCH-Com, pelo qual a estatal adquire a energia de pequenas centrais e o BNDES facilita o financiamento de projetos. Segundo avaliação do vice-presidente da APMPE, Ricardo Pizatto, o preço pago hoje, R$ 67 por MWh, é insuficiente para a remuneração dos investimentos e muito abaixo dos R$ 86 por MWh esperados. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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No dia 04.09.2001, o governo anunciou as novas regras para o pagamento do bônus para os consumidores que economizarem além da meta de redução estipulada pela GCE. Foram criados fundos unificados para cada uma das 36 distribuidoras de energia que estão localizadas nas regiões em que há racionamento. Com as novas regras, os recursos arrecadados, por distribuidora, em todas classes de consumo irão para o mesmo caixa, permitindo uma extensão do pagamento do bônus. Pela resolução anterior, cada classe de consumo - indústria, residência - recebia o bônus de acordo com o que a própria classe tinha pago em sobretaxa. Só os consumidores residenciais receberiam bônus com os valores arrecadados com a sobretaxas dos grandes consumidores. Os recursos de cada fundo serão utilizados, de forma prioritária, para os consumidores com demanda de 100 KWh/mês e com demanda e meta até 225 KWh/mês. Para o consumidor de baixa renda continua valendo a fórmula de pagamento do bônus de R$ 2 para cada R$ 1 economizado. Para os consumidores com demanda e meta de 225 KWh, o bônus será pago na proporção de R$ 1 por R$ 1. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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O ministro das Minas e Energia, José Jorge, previu para a primeira semana de setembro de 2001, a confirmação de outra medida anunciada pelo governo: empresas de grande porte nas regiões Sudeste e Centro-Oeste poderão receber energia durante a madrugada, "pois a carga (nesse período) está se aproximando do nível mínimo" necessário para fazer o sistema de distribuição de energia funcionar. A medida é bem vista pela Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia (Abrace). Segundo o ministro, poderiam ser disponibilizados 2 mil MW para que empresas possam funcionar de madrugada. Existe expectativa de que o repasse de energia da região Sul para o Sudeste aumente em 200 MW em função disso. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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As distribuidoras de energia elétrica que não cumprirem a determinação de cortar o fornecimento de seus consumidores podem ser multadas em até 2% do seu faturamento. Segundo o diretor da Aneel, Eduardo Ellely, a autuação só seria aplicada às empresas que não efetuassem os cortes por motivos operacionais. As distribuidoras que estiverem impedidas de cumprir as regras do racionamento por questões jurídicas como liminares não estão sujeitas a multas. No Estado de São Paulo, por exemplo, somente a Eletropaulo está cortando a energia. As outras três distribuidoras - Bandeirante, CPFL e a Elektro - não iniciaram os cortes devido a uma liminar. (Jornal do Commerci - 05.09.2001)

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O Brasil poderá se ver livre, em 2002, do racionamento de energia, graças à implementação do programa emergencial de geração. A taxa de racionamento deverá cair para 5% em 2002, segundo o ministro das Minas e Energia, José Jorge. Na prática, cortar 5% do consumo será uma tarefa fácil de realizar, na medida em que, segundo estimativas dos técnicos do governo, mesmo sem racionamento, o consumo de energia deve cair 7% em 2002. Jorge informou que no dia 30 de novembro, quando estará terminando a chamada a "estação seca", o governo avaliará a possibilidade de aliviar a meta de racionamento para o trimestre seguinte. (Valor - 05.09.2001)

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O Ministro da Minas e Energia, José Jorge, reconheceu que, por causa do racionamento, as distribuidoras de energia vêm perdendo receita. Ele admitiu que essa queda pode afetar o equilíbrio econômico-financeiro das empresas, levando-as a solicitar reajustes extraodinários nas tarifas. O ministro explicou que as tarifas são corrigidas por meio de três mecanismos: de forma automática, uma vez por ano, conforme os contratos de concessão firmados quando as empresas foram privatizadas; através de reajustes extraordinários, autorizados pela Aneel em casos de comprovada emergência; e de tempos em tempos, para reequilibrar receitas e custos das companhias. Mesmo assim, ele ressalvou que à Aneel analisará caso por caso . A sistemática de reajuste das tarifas de energia no Brasil tem sido apontada como um dos obstáculos ao aumento dos investimentos estrangeiros no setor elétrico. (Valor - 05.09.2001)

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As últimas especulações quanto ao final do racionamento em novembro ou dezembro de 2001 causaram muita preocupação no mercado. Ao contrário do que se imagina, a extensão do plano até 2002 é a opção mais acertada, segundo especialistas. Mas não há o que temer, explica o presidente do BNDES, Francisco Gros. De acordo com ele, a GCE vai continuar agindo com prudência até que o País tenha certeza de que as chuvas virão. Além disso, o fim do contingenciamento dependerá também da atual manutenção da economia de energia e da expansão da geração. Segundo ele, até o momento, a redução de 20% exigida pelo ONS está funcionando. "Isso permitiu a redução do nível dos reservatórios." Mas, lembra, não podemos cantar vitória. O esforço não terminou, ainda dependemos da população. "Mesmo assim, a situação está indo bem." (Estado - 05.09.2001)

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Os consumidores que mais economizam energia no Rio de Janeiro pertencem às classes C e D. Dos 3,1 milhões de clientes residenciais da Light, 44% receberam bônus em agosto de 2001 (R$ 10,5 milhões no total), por diminuirem os gastos com energia para menos de 100 KWh. Desses 1,364 milhão, nem todos podem ser classificados na faixa de baixo poder aquisitivo. É relativamente fácil para quem mora sozinho, por exemplo, ter um consumo neste nível. Mas famílias que fazem parte deste universo são invariavelmente das classes mais pobres. "Os clientes com consumo de até 100 kWh por mês e que não ultrapassaram suas cotas ficaram na média 50% abaixo de suas metas", diz o superintendente de sistemas comerciais da Light, Ernesto Haikewitsch. (Estado - 05.09.2001)

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As distribuidoras de energia já têm R$ 125,4 mi para o pagamento do bônus para os consumidores com meta mensal de consumo de até 225 KWh e que economizaram mais que os 20% exigidos pelo programa de racionamento. Esse valor se refere à diferença entre o valor arrecadado pelas distribuidoras das Regiões Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste no mês de julho de 2001 com a sobretaxa e o bônus pago. Esse valor deverá aumentar depois da arrecadação do mês de agosto. O secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda, José Guilherme dos Reis, integrante da GCE, informou que as distribuidoras de energia das três regiões arrecadaram, em conjunto, R$ 189,118 mi com a sobretaxa e pagaram R$ 63,747 mi em bônus. (Estado - 05.09.2001)

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A Light vai retomar os cortes de energia elétrica no dia 10.09.2001, nos 30 municípios em que atua no Estado, exceto na cidade do Rio de Janeiro. Os consumidores da cidade do Rio estão excluídos do corte em função da promulgação da lei municipal que proíbe a suspensão do fornecimento de energia. A concessionária não soube informar quantos consumidores terão efetivamente a luz cortada. De acordo com a Light, cerca de 53% dos clientes que ultrapassaram a meta de consumo em julho de 2001 voltaram a descumpri-la em agosto. Pelo menos 280 mil clientes estariam sujeitos a corte por consumirem acima da meta por dois meses consecutivos. No entanto, grande parte desse contingente mora no município do Rio. (Jornal do Brasil - 05.09.2001)

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Os primeiros dias de setembro de 2001 indicam que os paulistas estão menos rígidos quanto ao esquema do racionamento de energia. Até 04.09.2001, a taxa de economia medida pela Comissão de Serviços Públicos de Energia (CSPE), estava em 23%, ante os 25% registrados no mesmo período de agosto de 2001. Essa pequena alta no consumo de eletricidade, no entanto, não deverá comprometer o plano "antiapagão". A explicação do comissário chefe da CSPE, Moacir Trindade de Oliveira Andrade, é que a meta inicial do governo, de 20% de economia, permanece mantida com uma certa folga, que tende a ser ampliada com o anúncio da concessão de bônus também para os consumidores de até 225 KWh. "A possibilidade de ser premiado com a redução da tarifa deve estimular a retomada da economia", diz Andrade. (Estado - 05.09.2001)

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Passados três meses do início do racionamento de energia, a possibilidade de demissões em massa se desfaz. De acordo com economistas, empresários e os próprios trabalhadores, a adaptação das empresas ao racionamento e o afrouxamento das metas de consumo fixadas pelo governo para diversos setores fez com que a crise energética causasse menos demissões do que se chegou a imaginar. A maior parte dos reflexos sobre o nível de emprego já teria ocorrido. "Acreditamos que devido ao racionamento não ocorrerão mais muitas demissões. O que ameaça os empregos e a criação de postos no segundo semestre é a recessão", diz o presidente nacional da CUT, João Felício. Segundo levantamento da CUT, a crise energética causou 1,5 mil demissões no setor metalúrgico até agosto de 2001. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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Para obter os últimos dados do Boletim Diário da Operação do ONS, incluindo produção de energia hidráulica e térmica e energia armazenada, clique aqui.

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O mercado de energia ganhará em breve uma megaempresa de transmissão, com poder de fogo reforçado para as disputas comerciais no setor. A nova companhia nascerá da incorporação da Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica (EPTE) pela Transmissão Paulista, processo que está na reta final. O secretário de Energia de São Paulo, Mauro Arce, disse que todos os trâmites no governo foram superados e a operação agora está "bem avançada", devendo sair em breve. Os trabalhos de reestruturação das companhias começaram oficialmente em fevereiro de 2001, e como a questão demanda uma série de avaliações nas empresas Arce prefere não arriscar uma data para a conclusão. Mas confirmou uma troca de ações entre as empresas, como é comum nesse tipo de operação. Após incorporada, a EPTE será extinta e os acionistas receberão papéis da Transmissão Paulista. (Estado - 05.09.2001)

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O governador de Minas Gerais, Itamar Franco (PMDB), afirmou, na terça-feira, no Rio que ações da Cemig (Companhia Energética de Minas Gerais) serão lançadas pela primeira vez na Bolsa de Nova York, a partir do dia 18.09.2001. Os papéis da estatal mineira já são negociados no mercado de balcão nos EUA, mas agora a empresa poderá lançar ADRs (American Depositary Receipts) de nível dois, negociados em pregão. Durante o anúncio, o governador aproveitou para criticar o presidente do Banco Central, Armínio Fraga. ``O presidente do BC já afirmou que os investidores estrangeiros não deveriam investir em Minas Gerais, mas vamos lançar nossos papéis na Bolsa e esperamos ter sucesso'', afirmou. (Estado de Minas - 05.09.2001)

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A Cataguazes-Leopoldina (CFLCL) obteve receita operacional bruta consolidada de R$ 546,9 mi até julho de 2001, o que representa um crescimento de 95,3% em relação ao mesmo período do ano 2000. Com vendas físicas consolidadas de 3.311 GWh em mercados próprios, a CFLCL apurou nos primeiros sete meses de 2001 um aumento de 57,4% no total comercializado de energia elétrica. O resultado, segundo comunicado da concessionária, deve-se à aquisição da Saelpa, em novembro de 2000, já que as receitas estão computadas no período, o que não ocorreu em igual intervalo do ano 2000. (Jornal do Commercio - 05.09.2001)

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A holding Brasiplurinvest, empresa formada pelas portuguesas ARF Consultoria Empresarial e Pluripart SGPS, vai investir cerca de R$ 102,2 mi em um parque eólico no litoral leste do Ceará. Parte desse recursos vem dos programas de financiamento locais. O financiamento local corresponde a algo em torno de 70% do valor do projeto. O parque eólico, de acordo com o presidente da Plurinvest no Brasil, Armando Faria, está com processo em estágio avançado, podendo ser iniciado em 2003. "A fase de testes começa em um mês. É preciso pelo menos 1 ano para verificar a velocidade e a constância dos ventos ao longo do período, para saber o equipamento e rentabilidade mais adequados em termos de produção de energia", diz Faria. A holding portuguesa também avaliará se vai implantar o empreendimento ou se cederá a um outro parceiro, que se responsabilizará pela construção do parque. (Gazeta Mercantil - CE - 05.09.2001)

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O MME informou em comunicado publicado no dia 04.09.2001 nos jornais que receberá até as 17 horas do dia 01.10.2001, por intermédio do Grupo de Execução de Aumento da Oferta de Energia a Curto Prazo, propostas visando à contratação de suprimento de energia na modalidade de Produtor Independente de Energia (PIE). Os referidos produtores deverão se instalar nas regiões Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste. O Termo de Referência para conhecimento preliminar dos interessados está disponível no site www.energiabrasil.gov.br . Os anexos do termo serão entregues aos interessados, mediante comprovação do pagamento da taxa de recolhimento junto ao Banco do Brasil. Os produtores deverão atender às seguintes características: potência por usina termelétrica de 10 MW a 350 MW; tensão de saída da usina de 13,8 KV a 230 KV; freqüência de 60 Hz; data de início da operação comercial até 01.07.2001; uso de óleo combustível ou óleo diesel; responsabilidade pelo combustível é do produtor, com reembolso pela contratante; e as possíveis datas de término de contrato são 31 de dezembro de 2003 ou 2004 ou ainda 2005. (Gazeta Mercantil - 04.09.2001)

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Os comercializadores de energia estão preocupados com a paralisia que atinge MAE. Walfrido Ávila, presidente da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia Elétrica (Abraceel), afirmou que a existência de um cronograma para o pleno funcionamento do mercado atacadista representa um avanço no processo, mas alerta que é necessário definir alguns aspectos pendentes, como a tributação em cascata do PIS-Cofins. "Se isso não for resolvido, não haverá a tão sonhada competição", disse ele. Segundo informou, sobre a venda de energia incide uma alíquota de 0,65% referente ao PIS e de 3% para a Cofins. Ocorre que se a energia vendida em uma operação no âmbito do MAE é passada para a frente haverá uma nova incidência de PIS e Cofins, o que, na avaliação de Ávila, provoca uma séria distorção. "À medida em que a energia é negociada, o seu preço fica cada vez mais fora da cotação do mercado, devido aos impostos em cascata", disse Walfrido Ávila. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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Para o presidente da Abraceel, Walfrido Ávila, o governo precisa oferecer uma solução, o quanto antes, para a polêmica questão da chamada "energia velha", ou seja, aquela energia que já integra os contratos iniciais firmados entre as geradoras e as distribuidoras. Toda essa energia já contratada será jogada no mercado, de forma gradativa, na base de 25% por ano, a partir de 2003, de modo que a comercialização fique inteiramente livre a partir de 2006. No entendimento de Walfrido Ávila, à medida em que o mercado for aberto, essa energia velha entrará em uma posição privilegiada, pois os custos das geradoras (federais e estaduais) já estão amortizados, razão pela qual não haveria isonomia entre os agentes. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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Existem, na opinião da Abraceel, algumas propostas para eliminar a distorção causada pela questão da chamada "energia velha". Uma delas seria por meio da privatização e, outra, mediante o impedimento para que a energia velha possa competir com a energia nova (ou seja, aquela que não está incluída nos contratos iniciais). "É preciso oferecer um sinal ao mercado, pois trata-se de uma interrogação enorme. Todo mundo quer ver o Mercado Atacadista de Energia funcionando a plena carga, mas essas questões precisam ser definidas, sob pena de provocar distorções na formação dos preços do mercado de energia elétrica", acrescentou o presidente da Abraceel, Walfrido Ávila. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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A comercializadora da subsidiária da Petrobras para negócios em energia, a Petrobras Energia, deve começar a funcionar em outubro de 2001. Para tanto, a estatal começa a aglutinar especialistas no setor e a organizar o espaço de negociação, que terá a função principal de garantir, num futuro próximo, o escoamento da produção das usinas termelétricas nas quais a Petrobras tem participação. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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De acordo com o diretor da Área de Gás e Energia da Petrobras, Delcídio do Amaral Gomes, a entrada em operação de várias térmicas incluídas no programa prioritário do governo ainda é cercada de incertezas, em função da ineficácia do MAE. Ele cita os casos das plantas tipo merchant da El Paso (Macaé, com potência de 870 MW) e da Enron (Eletrobolt, com potência de 420 MW), que dependem inteiramente do ambiente de negociação a curto prazo. Sem o MAE, as empresas não têm nenhuma garantia de recebimento da energia a ser vendida. A Petrobras tem participação hoje em 29 projetos de termelétricas. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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Além da criação da sua própria empresa de comercialização de energia, a Petrobras participa das negociações com o governo para a criação de um mercado de negociação a curto prazo, funcionando em substituição ao MAE - pelo menos até que este comece a funcionar de fato. Este mercado poderia ser representado, no momento, principalmente pela Comercializadora Brasileira de Energia Elétrica (CBEE), criada nos últimos dias pelo governo, visando a venda de energia emergencial de termelétricas embarcadas que deverão ser contratadas no curto prazo. O principal receio dos investidores, incluindo a Petrobras, é de que várias térmicas entrem em operação em breve, antes mesmo que o MAE funcione. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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Para o conselheiro da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia (Apine), Sérgio Ennes, a necessidade de um novo mercado de negociação a curto prazo, funcionando em substituição ao MAE, não se resume apenas à inoperância do Mercado Atacadista. Ele afirma que, mesmo com o ambiente em perfeito funcionamento, ainda faltará mercado para comercializar energia excedente, uma vez que boa parte do insumo já está contratado. Ennes prevê que o mercado só deve se normalizar no final de 2002. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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As primeiras usinas termelétricas a entrar em operação poderão ter sua energia escoada pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE). A empresa foi criada pela GCE com a função de vender a produção das usinas emergenciais, inclusive em barcaças. Mas esse escopo poderá ser ampliado para abrigar unidades movidas a gás, listadas no Programa Prioritário de Termelétricas (PPT), e driblar a incerteza de pagamento em operações do MAE. O diretor de Gás e Energia da Petrobras, Delcídio do Amaral Gomez estima que a CBEE poderá contar com 2 mil MW dessas unidades a gás, já em 2001. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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O leilão de energia excedente fechou o dia 04.09.2001 mais uma vez sem registrar nenhum negócio, diante do registro de apenas uma oferta de venda. A única proposta foi de 500 MWh, a R$ 245 o MWh, preço mais alto que o praticado nas últimas transações. Na última semana de agosto de 2001, o mercado eletrônico operado pela Asmae, em parceria com a Bovespa, atingiu o menor valor para o MWh, de R$ 190 - recorde desde 25.06.2001, quando os pregões começaram a funcionar. (Gazeta Mercantil - 04.09.2001)

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O município de SP registrou inflação de 1,15% em agosto. A taxa mostra tendência decrescente frente às três quadrissemanas anteriores do mês (1,51% na primeira, 1,48% na segunda e 1,38% na terceira). Mesmo com a alta de 1,15%, o IPC do mês ficou abaixo da expectativa da Fipe, da USP, que previa taxa de até 1,2%. Neste ano, a inflação foi de 1,21% em julho, 0,85% em junho, 0,17% em maio, 0,61% em abril, 0,51% em março, 0,11% em fevereiro, e 0,38% em janeiro. A Fipe prevê que a inflação deverá fechar este ano em 5,5%. Em 2000, o IPC ficou em 4,38%.(Folha de São Paulo - 05.09.2001)

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As projeções de juros voltaram ontem, dia 4 de setembro, a recuar com força, dando continuidade ao movimento iniciado há duas semanas. A taxa das operações prefixadas de um ano caiu de 23,12% para 22,4%, o nível mais baixo desde 26 de junho, refletindo a melhora do humor em relação à Argentina e a confirmação da expectativa de que os juros não vão subir no curto prazo - na verdade, alguns investidores começam a cogitar até mesmo a possibilidade de redução da Selic. (Estado de São Paulo - 05.09.2001)

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O dólar comercial caiu ontem, dia 4 de setembro, R$ 2,557, graças ao noticiário externo favorável. A melhora dos indicadores de confiança argentinos animou tesourarias de bancos domésticos a vender o excesso das posições em moeda americana. Outro estímulo foi a estimativa de que o PIB dos Estados Unidos ficará positivo em 1,9% este ano. A demanda por hedge continua grande. Operadores das mesas de câmbio disseram que, apesar da ligeira queda de ontem, a tendência de médio prazo para o dólar permanece de alta. Esses profissionais ainda desconfiam que, mesmo com o novo acordo com o FMI e a esperada renegociação da dívida, a Argentina poderá ter dificuldades para honrar seus compromissos até o fim do ano por causa da manutenção do sistema de "currency board". (Estado de São Paulo - 05.09.2001)

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O Instituto de Finanças Internacionais (IIF) revela que o fluxo de capital privado para a América Latina só deve permancer estável este ano - em torno dos US$ 68 bi registrados em 2000 - graças aos recursos destinados ao México. O país cada vez mais vem deixando de ser considerado um emergente e está conseguindo isolar-se dos problemas dos países da região. O fluxo de capital despencou desde a crise russa de 1998 - ano em que os emergentes do continente receberam US$ 105 bi - e até hoje não se recuperou. Para o Brasil, o IIF prevê uma pequena queda no volume líquido de capitais privados em 2001. (Valor - 05.09.2001)

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A demanda maior por seguro contra risco político nas captações externas está esgotando os limites disponíveis para o Brasil nas seguradoras privadas. Neste ano, foram mais de US$ 2,6 bi em operações externas com seguro. Como resultado, o prêmio cobrado pela cobertura está subindo. Hoje um emissor brasileiro não paga menos de 2% ao ano em um empréstimo. Há seguradoras pedindo mais de 2,5%. A demanda pela cobertura de risco político -o risco de moratória da dívida ou de conversibilidade da moeda por decisão política- cresceu desde o início do ano, com a visão mais pessimista do investidor internacional com relação ao Brasil. No total deste ano, mais de US$ 2,5 bi em operações externas tiveram algum tipo de seguro público ou privado contra o risco político, segundo levantamento feito com base nos dados do Valor Pesquisa Econômica. (Valor - 05.09.2001)

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Desde que o FMI concluiu o acordo com a Argentina e com o Brasil, os investidores ficaram mais dispostos a alongar o prazo das aplicações e tirar proveito da melhor rentabilidade oferecida. A maior demonstração dessa tendência é a demanda por títulos públicos cambiais mais longos que, nos últimos leilões, chegou a superar em até quatro vezes a oferta. Começa a haver espaço também para o alongamento dos títulos públicos prefixados. Os títulos cambiais são procurados para investimento e para 'hedging'. 'O mercado decidiu aproveitar o prêmio de risco dos papéis que ainda está alto e manteve as compras', disseum analista. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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O mercado de títulos da dívida dos emergentes seguiu caminho alheio aos outros mercados mundiais (como moedas e bolsas) e terminou esta terça-feira, dia 4, em alta. A melhora na arrecadação fiscal da Argentina, que reduz o déficit orçamentário, foi a principal justificativa para o ganho dos bônus. A agência Moody's Investors Service melhorou a perspectiva da nota de risco soberana do país de "estável" para "positiva", o que dá chances de um aumento de sua classificação, já no nível mais alto. O risco país caiu 18 pontos para 334 segundo o índice EMBI+ do banco JP Morgan. No fechamento, o argentino FRB valia US$ 0,777 com 1.816 pontos, o Global 8 era cotado a US$ 0,652 com 1.617 pontos e o brasileiro C-Bond, US$ 0,732 e 937 pontos (+1,24%). (Valor - 05.09.2001)

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A Coelce está investindo R$ 400 mi na construção de uma termoelétrica no Ceará. Toda a documentação necessária para a concretização do negócio foi entregue Aneel. A Coelce assinou um contrato de compra de venda para um período de 20 anos de toda a energia a ser gerada, que eqüivale a 30% do consumo do Estado ou o abastecimento de toda a Grande Fortaleza. A empresa British Petroleoum (BP), que anteriormente formava o consórcio com o Grupo Endesa, controlador da Coelce, acabou desistindo do empreendimento. A usina será construída no Complexo Industrial e Portuário do Pecém e terá potência de 300 MW. As obras devem ser iniciadas em março de 2002 e a conclusão está prevista para dezembro de 2003. Segundo informou a Gerência de Comunicação da Coelce, ainda espera-se a inclusão do projeto no Programa Prioritário de Termelétricas, criado em fevereiro pelo Governo Federal. O objetivo é a assinatura do contrato com a Petrobrás, garantindo o fornecimento de gás natural para a usina termelétrica. (Diário do Nordeste - 05.09.2001)

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A Eletroger, empresa de geração de energia da AES Brasil, programou para o final de 2003 a primeira fase de operação da usina termelétrica de Santa Branca, no Vale do Paraíba. O empreendimento, projetado para gerar 1.044 MW de energia, tem investimentos previstos de US$ 600 mi. O início das obras está previsto para novembro de 2001. A Eletroger aguarda a aprovação do Estudo de Impacto Ambiental (EIA) pela Secretaria Estadual de Meio-Ambiente de São Paulo. A termelétrica vai ocupar uma área de 12 hectares ao lado da barragem da Usina Hidrelétrica de Santa Branca, operada pela Light. Quando estiver a plena carga a usina termelétrica consumirá 5 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural e captará 300 litros de água por segundo do rio Paraíba do Sul para a geração de energia. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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A segunda termelétrica - depois da Termoceará, da MPX - a ser instalada no Complexo Industrial e Portuário do Pecém, em São Gonçalo do Amarante, a 63 km de Fortaleza, muda de dono antes mesmo do início das obras. O projeto Dunas, primeira proposta de operar uma termelétrica no Estado, em desenvolvimento há 2 anos, deixa de contar com a participação da British Petroleum (BT). O grupo espanhol Endesa, controlador da Coelce, que já participava com 75% dos investimentos avaliados em cerca de R$ 400 mi, agora assume o controle total. A usina vai funcionar em ciclo combinado, com potência instalada da ordem de 300 MW. As obras devem começar em março de 2002, com início de operação e distribuição de energia previsto para dezembro de 2003. (Gazeta Mercantil - CE - 05.09.2001)

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O governo fluminense trabalha para incluir a usina de Paracambi no rol de ofertantes potenciais da Companhia Brasileira de Energia Emergencial (CBEE), criada para suprimento temporário de luz e força em situações-limite. A termelétrica, concebida pela El Paso para atuar no MAE, poderia oferecer energia mais barata que as barcaças geradoras. Mesmo com a reação no regime de chuvas e os bons resultados na redução de consumo fazendo a maioria dos técnicos prever a suspensão do racionamento em novembro, é razoável supor que o País vá conviver com a necessidade de fontes emergenciais de energia por mais alguns anos. No caso específico do Sudeste, principalmente por conta da maturação mais rápida dos projetos termelétricos no Estado do Rio, é menos provável a dependência de unidades isoladas de geração, de custo até 300% mais alto e preço unitário de aquisição por vezes superior ao do já punitivo MAE. (Jornal do Commercio - 05.09.2001)

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A primeira termelétrica a gás natural do País, no RS, enfrenta dificuldades. A AES Uruguaiana, proprietária da usina, alega que a variação cambial aumentou o custo do combustível, importado da Argentina e cotado em dólar, além de não haver linha de transmissão adequada para suportar os 600 MW gerados pela térmica. A conta de gás, entre US$ 6 mi e US$ 8 mi por mês, não vem sendo paga. Um executivo da AES Uruguaiana está em Buenos Aires negociando com a fornecedora do combustível. A usina consome 2,8 milhões de m³ de gás/dia. Por contrato, a termelétrica deve pagar por esse volume, independentemente da quantidade consumida. A térmica, que custou US$ 445 mi, foi bancada integralmente pela AES Corporation que agora, segundo uma fonte, está mais preocupada com o prejuízo que com o retorno do investimento. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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A Perdigão fechou parceria com a Universidade do Oeste Catarinense (Unoesc) e com a Cooperativa Regional de Produtores de Aves e Suínos (Coperavisu) para implantar um sistema de biodigestores nas propriedades de seus 4 mil produtores integrados. Segundo a empresa, o projeto prevê a utilização, a médio prazo, de dejetos de aves e suínos na geração de energia. A Perdigão e a Coperavisu patrocinarão o estágio de quatro estudantes de Engenharia Civil da Unoesc, que vão trabalhar nas propriedades, pesquisando volumes de dejetos gerados, sua atual destinação e dimensionando a necessidade de equipamentos para implantação do sistema de biodigestores. Posteriormente, será selecionada uma propriedade para implantação da unidade piloto do projeto. Com a biodigestão, os dejetos de aves ou suínos passam por um processo de cozimento, formando o biogás, que entra em auto-combustão e pode gerar energia elétrica. (Gazeta Mercantil - 05.09.2001)

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A União Européia autorizou a compra da Elettrogen por um consórcio liderado pela Endesa. O consórcio ainda conta coma participação do BSCH edo ASM Brescia. A elétrica espanhola define este acordo como prioridade no seu novo plano estratégico anunciado depois do fracasso da fusão com a Iberdrola. A operação foi avaliada em cerca de US$ 3.3 mi. O negócio transformará a Endesa na segunda geradora da Itália, país onde tinha participação apenas no mercado de distribuição. A Elettrogen conta com uma potência de 5.500 MW, o que representa 7% do mercado italiano. A elétrica espanhola pretende ainda continuar se expandindo dentro da Europa. (El Mundo - 05.09.2001)

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A EDP e a Águas de Portugal, ao fim de mais de um ano de negociações, definiram as áreas de intervençãoque terão em comum. O pacote abrange a produção de electricidade a partir de resíduos sólidos, internacionalização e o conceito de «multi utility». Agora falta apenas acertar o preço da participação de 10% que a EDP deverá assumir na AdP, contra uma ambição inicial de 30%. As negociações deverão ser retomadas em setembro, altura em que deverá também ficar clarificada a relação da EDP com os ingleses da Thames Water, com quem o grupo elétrico fez uma parceria para o segmento das águas, tendo constituído a EDP Águas, e que agora foi integrada à alemã RWE. (Diário Econômico - 05.09.2001)

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A British Energy e a International Power of the UK estão considerando juntar forças com o grupo alemão Eon, para lançar uma oferta pela CEZ, o grupo majoritário tcheco. O governo da Repuública Tcheca está vendendo 64% das ações da CEZ, empresa que controla as redes de distribuição assim como a maior parte da geração do país. O valor da venda está estimado em US$ 4 bi. A CEZ produz cerca de 12.000 MW de energia, sendo que 3.700 MW são de energia nuclear. A união possibilitaria às empresas entrar em confronto com a EDF, que também está interessada na CEZ e ainda resolveria o problema da Eon, que não se interessa muito pela área nuclear da CEZ. Esta parte ficaria a cargo da British Energy, que já é responsável pelo comissionamento dos reatores da usina de Temelin, na fronteria entre a República Tcheca e a Alemanha. (Financial Times - 04.09.2001)

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A Hidrocantábrico foi uma das três selecionadas pela Endesa para a luta final pela Viesgo, a distribuidora à venda no âmbito dos desinvestimentos em Espanha para financiar operações externas. A italiana ENEL e a belga Electrabel são as restantes candidatas, tendo a Endesa pedido o aumento do preço oferecido. O preço médio apontado pelos analistas para a Viesgo é de US$ 2.33 mi. Afastadas ficaram as duas norte-americanas, entre elas a NRG, que também apresentaram propostas. O processo deverá estar concluído até ao final de 2001, embora a imprensa espanhola refira que a decisão possa ocorrer no final da primeira quinzena de setembro. (Diário Econômico - 05.09.2001)

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A espanhola Unión Fenosa não está considerando a possibilidade de abandonar seus negócios na costa caribenha da Colômbia, onde controla as distribuidoras Electrocosta e Electricaribe. As duas distribuidoras atendem a sete departamentos da Colômbia, mas têm enfrentado perdas milionárias por não pagamento de subsídios pelo governo nacional, falta de pagamento de organismos dos departamentos e municípios, assim como milhares de conexões fraudulentas em invasões de terrenos. Essas perdas já somaram mais de US$280mi. A principal esperança de Fenosa são novas normas que o governo colombiano deve anunciar em setembro, com base nas quais se facilita a busca de soluções para os problemas, assim como "podem ser um sinal claro e positivo aos investidores sobre as regras neste país". (Business News Americas - 04.09.2001)

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O abrandamento econômico internacional e do mercado de capitais está incentivando as principais elétricas a optarem pela integração e concentração regional, em detrimento de uma expansão internacional para zonas mais afastadas. A conclusão é de um relatório da Price Waterhouse Coopers, que se baseia na conjuntura do segundo trimestre de 2001 em que, segundo a consultora internacional, «houve pouca atividade internacional, com uma clara tendência para a consolidação de posições em detrimento de entrada em novos mercados». Para a consultora, quando esta conjuntura for ultrapassada, as grandes empresas elétricas poderão então voltar a apostar com força na expansão internacional mais longínqua - sendo o Brasil um dos mercados mais interessantes - contando com o reforço da integração regional. (Diário Econômico - 05.09.2001)

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A holding criada pelo agrupamento das atividades da Framatome, da Cogema e do Comissariado de energia atômica francês foi batizada de Areva. Provisoriamente batizada de Topco, a holding baseará suas atividades em dois setores: o nuclear e o de novas tecnologias. A EDF, detentora de 2,42% da Areva, e a Cogema devem assinar ainda um protocolo de acordo sobre a gestão dos combustíveis usados nas centrais nucleares da França. O valor do acordo gira em torno de US$ 3.59 bi. (La Tribune - 04.09.2001)

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A Inglaterra pode ter que importar metade do gás que usa dentro de uma década por preços muito mais altos que os pagos no final dos anos 90, de acordo com um estudo feito pela consultoria Wood Mackenzie. Preocupado com a possível situação, o governo inglês pretende revisar as regras de sua política energética. Uma nova investigação vai considerar todas as possibilidades, inclusive a construção de usinas nucleares, para evitar que o país seja obrigado a efetuar as compras anunciadas pela consultoria e ainda possa cobrir a crescente demanda de energia. Segundo a consultoria, a queda da produção inglesa de gás cairá devido a uma exploração exagerada de petróleo e gás no Mar do Norte. (Financial Times - 04.09.2001)

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Sousa, Wanderley Lemgruber de. Impacto ambiental de hidrelétricas: uma análise comparativa de duas abordagens. Rio de Janeiro: Tese de Mestrado, Programa de Planejamento Energético - COPPE/UFRJ, Março/2000. - 160 páginas

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