A Aneel começa hoje a auditar o acordo geral do setor elétrico, assinado pelos agentes do mercado para repor as perdas com o racionamento em 2001. O diretor geral da Aneel, José Mário Abdo, previu que apuração dos números finais do acordo será concluída em 15 dias. A medida é importante para que as elétricas recebam os empréstimos do BNDES destinados a compensar os prejuízos causados pelo racionamento. O acordo geral do setor resultou na aplicação de um reajuste extraordinário de tarifas de 2,9% para consumidores residenciais e de 7,9% para industriais, que deve perdurar por, no mínimo, três anos. O BNDES abriu, para as empresas, financiamento de até R$ 7,5 bi para recompor as perdas. A maioria das distribuidoras aderiu ao acordo, que visa a evitar processos das empresas pedindo indenizações na justiça. Segundo Abdo, a Aneel já solicitou às empresas as informações econômico-financeiras e, com base nestes dados, fará a auditoria dos valores apresentados. (Valor Econômico - 15.7.2002)

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O diretor da Aneel, José Abdo, disse que a agência prepara recurso contra liminar da Abradee que contesta artigo da Lei 10.438 que aumenta a base dos consumidores de baixa renda isenta do pagamento de tarifas. De acordo com Abdo, na semana seguinte à promulgação da Lei, em 26/04, a Aneel editou resolução fazendo valer o benefício, o que aumentou o universo de consumidores de baixa renda, com consumo até 80 kW por mês. Com a medida, pelo menos mais 8 mi de consumidores se beneficiariam dos descontos dados pelas distribuidoras de energia elétrica. Ele acrescentou que, dependendo do Estado ou da região do país, os consumidores com consumo de até 200 kW/mês também poderão ser enquadrados na categoria de baixa renda, levando-se em conta critérios sócio-econômicos. Para Abdo, a alternativa para compensar eventuais perdas das distribuidoras com o aumento do universo de consumidores de baixa renda não passa pelo reajuste de tarifas para outros consumidores. Ele lembrou que, após o racionamento, o consumo de energia no país voltou a patamares de 2000, o que demonstra que perdura a cultura da economia. (Valor Econômico - 15.7.2002)

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As distribuidoras de energia elétrica não poderão reajustar as tarifas para compensar o aumento do número de consumidores classificados de baixa renda, segundo a Aneel. O diretor-geral do órgão regulador, José Mário Abdo, descartou qualquer possibilidade de aumento de tarifas por conta dessa reivindicação. Abdo anunciou ainda que vai recorrer da liminar pela qual as distribuidoras esperam retomar os critérios anteriores à lei n10.438 para enquadrar clientes na categoria baixa renda. Até a sanção dessa lei, cada distribuidora tinha seu próprio critério que, além do consumo mensal, levava em consideração outras características do cliente. A lei determinou que as tarifas subsidiadas sejam concedidas a todos os clientes com consumo mensal de até 80 kWh. (Gazeta Mercantil - 15.07.2002)

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O acordo geral do setor elétrico, que permitiu que as empresas recebessem um empréstimo de R$ 7,5 bi do BNDES com direito a pagar o financiamento com reajustes extraordinários de tarifas durante até 6 anos, não agradou a consumidores e nem a todas as distribuidoras. Pelo menos quatro distribuidoras se recusaram a assinar os termos do acordo e algumas ainda irão recorrer à Justiça para reclamar o que avaliam ter direito. As distribuidoras gaúchas CEEE e a AES Sul, por exemplo, alegam que tiveram prejuízo com as mudanças nas contabilizações do MAE estabelecidas em um dos documentos do acordo. As distribuidoras gaúchas venderam, durante o racionamento, a energia excedente dos contratos bilaterais que tinham no mercado do Sudeste, onde os preços no MAE chegaram a R$ 684 por MWh no auge da crise energética. Entretanto, o acordo prevê que essas contabilizações passem a ser feitas pelo preço na mesma época da mercado do Sul, que estavam bem inferiores, já que não havia racionamento na região. (Jornal do Commercio - 15.7.2002)

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O presidente da AES Sul, Damian Obiglio, afirma que as mudanças trazidas pelo acordo geral do setor elétrico sobre as contabilizações do MAE causam uma redução de receita de R$ 370 mi para a empresa. Além disso, a AES Sul também tem uma pendência que está sendo discutida na Justiça de R$ 197 mi referente a perdas com custos não-gerenciáveis. Com o acordo, todos os agentes que assinassem deveriam renunciar a todos os processos judiciais contra a Aneel e outros agentes. Portanto, o executivo afirma que não é conveniente para a empresa assinar o documento. "Para nós não é conveniente, ainda mais porque, como a AES Sul estava fora do racionamento, teria um volume de empréstimos menor que as outras e só receberia do BNDES cerca de R$ 50 mi". Obiglio afirma que o fato de a AES não assinar o acordo e entrar na Justiça para tentar receber o que entende que tem direito não deverá inviabilizar o entendimento dos outros agentes do setor com o Governo. Entretanto, segundo o executivo, as pendências judicias poderão atrapalhar ainda mais o funcionamento do MAE. (Jornal do Commercio - 15.7.2002)

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Mesmo após receberem empréstimo de R$ 7,5 bi do BNDES compensando perdas com o racionamento, as distribuidoras de energia estão pedindo um reajuste extra de 3%, em média, por causa da mudança nos critérios de classificação de consumidor de baixa renda, cujas tarifas são subsidiadas. O governo pensa em ajudar as distribuidoras, embora não haja consenso sobre como, mas há quem afirme que há como pressionar as empresas para absorver, pelo menos, parte das perdas com a modificação. Na quarta-feira, o ministro das Minas e Energia, Francisco Gomide, anunciou que o Governo estuda o reajuste extraordinário, e afirmou que a alternativa ao aumento seria o TN arcar com as perdas das distribuidoras causadas pela mudança de critério que elevou o número de consumidores considerados de baixa renda. Já o diretor-geral da Aneel, José Mário Abdo, afirmou, na sexta-feira, que a agência não trabalha com a perspectiva de novo reajuste extraordinário de tarifas. Na avaliação de Abdo, poderia ser criado um fundo para a compensação das distribuidoras. Segundo ele, os recursos para o fundo poderiam vir dos leilões de energia das estatais, previstos para 30/08, ou da Cide. (Jornal do Commercio - 15.7.2002)

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Diante do impasse entre Governo e distribuidoras sobre a questão do critério de classificação dos consumidores de baixa renda (que aumentou o no dos mesmos, cujas tarifas são subsidiadas), o coordenador do Programa de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ, Maurício Tolmasquim, afirmou que a Aneel não tem tido determinação para negociar com as distribuidoras e garantir os interesses do consumidor. Para o especialista, a Aneel deveria verificar qual a margem do aumento de custos que as empresas poderiam absorver e pressioná-las. Os contratos de concessão garantem às distribuidoras o equilíbrio financeiro, mas, segundo Tolmasquim, o Governo poderia utilizar as revisões anuais de tarifas, em que autoriza ou não os reajustes, como um forma de pressão sobre as empresas. Ele ressalta também que a situação das distribuidoras não é tão ruim assim que justifique mais um aumento. Ele lembra que muitas empresas apresentaram lucro, mesmo em um ano de racionamento. (Jornal do Commercio - 15.7.2002)

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Diante do impasse entre Governo e distribuidoras sobre a mudança do critério de classificação dos consumidores de baixa renda, a Abradee afirmou que as mudanças no setor poderão causar uma redução de receita de R$ 1 bi para todas as empresas do País. Por isso, solicita o reajuste extra de 3%, em média, mas que pode chegar a 11% em algumas distribuidoras do Nordeste, para compensar o rombo no orçamento. A respeito da questão, o diretor-geral da Aneel, José Abdo, afirmou que a agência tem defendido o interesse dos consumidores e disse que, normalmente, concede reajustes menores do que as distribuidoras pedem. Neste ano, o Governo já concedeu às distribuidoras reajuste extra, em janeiro, de 2,9%, para consumidores residenciais, e de 7,9%, para indústrias, com o objetivo de repor as perdas das empresas com o racionamento. Em março, foi criado o seguro apagão, com aumento médio de 2% para custear as despesas com o aluguel das termelétricas emergenciais móveis. Em junho, a parcela referente ao seguro apagão foi reajustada em 16,33% e a cobrança passou de R$ 0,0049 para R$ 0,0057 por kWh. Se concedido, este seria o 4o reajuste de tarifas de energia desde janeiro. (Jornal do Commercio - 15.7.2002)

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Apesar de nenhuma licença ter encalhado, o leilão da Aneel para a concessão de construção de oito usinas hidrelétricas não teve disputa. Dos sete blocos de usinas colocados em licitação, seis foram vendidos sem ágio, tendo recebido apenas a proposta do vencedor. Só a licença para a usina de Traíra 2, em Minas Gerais, foi concorrida. A canadense Alcan Alumínio, que tem uma fábrica no Estado, venceu. Pagou ágio de 1,991%, com uma oferta anual de R$ 4,2 mi para a tarifa de concessão. O valor começará a ser pago a partir de 2008, quando a obra estiver pronta. Mesmo com seis blocos leiloados sem ágio, o diretor-geral da Aneel, José Mário Abdo, considerou o leilão "um sucesso". Isso, diz ele, se for levado em conta o atual clima de retração de investimentos em todo o mundo e a crise nos mercados financeiros. "Já foi um sucesso não ter tido nenhuma concessão deserta sem oferta", disse. A venda da licença para as oito usinas, que foram à leilão em sete blocos (um deles com duas), vai gerar uma receita total de R$ 320 mi aos cofres do Tesouro, ao longo dos 30 anos de concessão. (Folha de São Paulo - 15.07.2002)

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Apesar de a Aneel ter conseguido vender todas as concessões de usinas hidrelétricas na última sexta-feira, há a possibilidade de adiar o próximo leilão. Originalmente, a disputa ocorreria até dezembro, mas o período eleitoral e o atraso nas medidas de revitalização do setor elétrico podem motivar a postergação. A decisão final da Aneel deve sair no início do próximo mês. No novo leilão, a agência ofertará licenças para construção e exploração de nove usinas hidrelétricas, com potência total de 2.734 MW. As novas plantas ficarão na Bahia, Tocantins, Goiás, Minas Gerais e Paraná. As potências instaladas dos empreendimentos variam de 49 MW, caso da usina de Sacos (BA), a 1.328 MW, como em Serra Quebrada, que será construída em Tocantins. Caso o governo decida pelo adiamento, esse volume de geração se somará aos 6.390 MW, equivalentes às 25 usinas já programados nas licitações de 2003. A maior delas será a de Marabá (PA/MA), com potência de 2.160 MW. (Gazeta Mercantil - 15.07.2002)

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Com exceção da região Sul, os demais submercados tiveram queda no consumo no último dia 11 de julho. No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, a demanda caiu 9,96% em comparação com o dia anterior, chegando a 24.641 MW. Em relação à curva de referência mensal estabelecida para o mês, o consumo é 6,38% inferior ao previsto. Na região Nordeste, a demanda chegou a 5.672 MW, o que significa uma queda de 0,6% em um dia. Em comparação com a curva mensal de referência, o volume está 2,84% inferior ao previsto. Já o consumo na região Norte caiu 0,7% em comparação com o dia anterior, registrando 2.676 MW. O submercado Sul foi o único a apresentar aumento no consumo ontem. Segundo números do ONS, a demanda nesta região subiu 1,47%, chegando a 7.389 MW. (Canal Energia - 12.07.2002)

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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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A Celesc entra hoje em uma semana decisiva. Na próxima quarta-feira, a diretoria assina o contrato de federalização da dívida com o BNDES, a empresa recebe R$ 192 mi - dos R$ 490 mi a que terá direito - e quita o débito do Refis com a União. O presidente da empresa, José Fernando Xavier Faraco, explicou que todos os documentos necessários foram entregues até sexta-feira passada ao BNDES. "Amanhã (hoje), o banco tem reunião de diretoria e certamente o assunto Celesc será levantado", afirmou. Conforme ele, a federalização fica apenas na dependência do aval jurídico, que deve sair entre terça e quarta-feira. "Acredito que na próxima quarta, no máximo, quinta-feira, seremos convocados para a assinatura do contrato", estimou. (Diário Catarinense - 15.07.2002)

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A premiação da Abradee - 2002 revelou que as distribuidoras gaúchas estão em alta no país. A primeira na categoria 'melhor avaliação pelo cliente', foi a AES Sul com 85,9 pontos. Tocou à RGE o segundo lugar com 84,5 pontos e a CEEE conquistou a terceira posição nacional, com 84,3 pontos. A média desta categoria foi de 74 pontos. O trabalho da Abradee foi realizado entre março e abril passados, com 44 distribuidoras de energia elétrica. Foram entrevistados 625 consumidores de cada empresa, num total de 227,5 mil pessoas. Na classificação geral do prêmio, a Copel do Paraná foi a mais pontuada. (Correio do Povo - 15.07.2002)

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A Ceran recebeu esta semana da Fundação Estadual de Proteção Ambiental (Fepam) a licença de instalação para a hidrelétrica Castro Alves. Com 130 MW de capacidade instalada, a usina está situada entre os municípios de Nova Pádua, Flores da Cunha, Nova Roma do Sul e Antonio Prado, no Rio Grande do Sul. A hidrelétrica Castro Alves é uma das três usinas do Complexo Energético do Rio das Antas, que terá potência total de 360 MW. Também integram o empreendimento, as usinas 14 de Julho, com 100 MW de capacidade, e a central geradora Monte Claro, já em construção, com 130 MW de potência. A licença de instalação concedida pela fundação autoriza a implantação do canteiro de obras para o início da construção da usina Castro Alves. A licença prévia foi emitida pela Fepam em outubro de 2001, após a apresentação do estudo de impacto ambiental, constatando a viabilidade do empreendimento. (Canal Energia - 12.07.2002)

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Furnas inaugurou o novo sistema de iluminação da praça Octávio Barreto Prado, localizada na cidade de Marília, São Paulo. Além de ter sido reurbanizado, o local recebeu 36 lâmpadas de vapor de sódio de 400 Watts, responsáveis por uma economia de 31% no consumo de energia. A ação faz parte do Projeto Cidade Eficiente Energia, implantado para promover o uso adequado da energia na região e beneficiar cerca de 20 mil moradores. Paralelamente à modernização da praça, foram inaugurados novos sistemas de iluminação em outros prédios públicos. Todos receberam luminárias e lâmpadas eficientes, capazes de gerar uma economia de 56% no consumo ou de 48 kWh/ano. (Canal Energia - 15.07.2002)

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Os preços do MAE para a semana de 13 a 19 de julho são os mesmos para as regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste, mas diferentes entre os subsistemas Norte e Nordeste. Em relação à semana anterior, os valores registram tendências variadas de elevação e recuo. No Sudeste/Centro-Oeste e Sul do país, o preço por MWh para a semana atual está definido em R$ 18,04 para a carga pesada; em R$ 17,98 para a média; e em R$ 17,75 para a leve. Os valores de todas as categorias sofreram alta, mas a maior variação, de 1,07 %, atingiu o preço da carga média, que era de R$ 17,56 até o dia 12 de julho. Já o preço da energia no Nordeste registrou uma queda geral de 0,97% em relação à semana passada. O valor por MWh cobrado na região para todas as cargas de consumo caiu de R$ 17,52 para R$ 17,35. O Norte foi a região em que foram verificadas maiores variações nos preços do MAE. De uma semana para a outra, o valor para a carga pesada caiu até R$ 17,35 e, para a média, até R$ 11,88, uma redução de 47,4%. No entanto, o preço cobrado ao consumidor leve sofreu alta de 26,6%, passando de R$ 8,15 para R$ 11,12. (Canal Energia - 12.07.2002)

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A Petrobras começa a buscar alternativas para comercializar o bloco de 2,6 mil MW gerado pelas termelétricas nas quais tem participação. Além de projetar a criação da Petrobrás Energia, surge a possibilidade de a estatal recorrer a uma joint-venture para realizar o negócio. A idéia veio à tona numa reunião há pouco mais de duas semanas com a El Paso, parceira em três projetos. A empresa também negocia com uma trading um contrato para a venda de cerca de 300 MW. "Por enquanto, estamos conversando sobre as propostas. É preciso saber o que vai atender melhor ao nosso negócio", observa Geraldo Baltar, gerente-executivo da Área de Energia da Petrobras. "Não existe, no entanto, uma predisposição de fazer uma joint-venture", salienta o executivo, acrescentando que desde que a idéia surgiu não houve avanço nenhum em relação ao negócio. A assessoria de imprensa da El Paso negou que existe qualquer negociação com a Petrobras. (Canal Energia - 12.07.2002)

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A desaceleração da economia mundial, que levou à queda nos preços de vários produtos, inclusive commodities importantes na pauta de exportações do Brasil, fez com que os exportadores brasileiros recebessem menos nas vendas nos primeiros cinco meses deste ano, embora a quantidade vendida tenha apresentado comportamento menos negativo. A previsão é de que a redução nos preços de commodities continuará. Segundo economistas e empresários, a presença maciça de commodities na pauta exportadora para países fora do continente e a concentração de vendas de manufaturados e semi-manufaturados para a América Latina só fazem a balança comercial brasileira ficar vulnerável. As exportações brasileiras acumularam de janeiro a maio de 2002 uma perda de 7,7% nos preços em relação a igual período de 2001. Se forem comparados os meses de maio dos dois anos anteriores, a queda foi de 4,9%. Segundo o Governo, o recuo dos valores no mercado internacional causou uma perda de receita na balança comercial de cerca de US$ 2,1 bi nos cinco primeiros meses. (Jornal do Commercio - 15.07.2002)

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Apesar do aumento do desemprego, dados do Cadastro Geral de Empregados e Desempregados (Caged), do Ministério do Trabalho, mostram que a demanda pelo seguro desemprego permanece relativamente estabilizada desde 1995. Neste período, o número de novos segurados variou, anualmente, entre 4,2 mi e 4,7 mi de trabalhadores. Este ano, até o dia 18 de junho, 2,3 mi de pessoas desempregadas receberam o seguro desemprego. Anualmente, metade dos trabalhadores que perdem o emprego recebe este benefício. Dados do Ministério do Trabalho mostram ainda que a maior parte dos beneficiados está na Região Sudeste e a menor parte, na Região Norte. (Jornal do Commercio - 15.07.2002)

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Recolhimento relativo aos fundos de renda fixa foi R$ 296,7 mi menor do que em maio. A arrecadação total de impostos e contribuições atingiu R$ 17,348 bi em junho, a menor do ano se considerados os valores corrigidos pelo Índice Geral de Preços - Disponibilidade Interna (IGP-DI). A preços correntes, esta é a segunda queda consecutiva em 2002. O montante representa uma queda nominal de 3,97% e real de 5,61% em relação a maio. Os números foram divulgados na última sexta-feira pela Receita Federal. No acumulado do ano, a arrecadação somou R$ 112,715 bi, em valores correntes. Um dos principais motivos para essa redução foi a mudança para marcação a mercado dos papéis que compõem as carteiras dos fundos de renda fixa. (Gazeta Mercantil - 15.07.2002)

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O dólar comercial fechou em alta de 0,60% na sexta-feira, cotado a R$ 2,812, na venda. O aumento no preço ocorreu com a saída de cerca de US$ 250 mi feita por empresas que precisavam pagar dívidas no exterior. Mas na semana passada, o preço da moeda norte-americana teve baixa de 2,5% com as intervenções do BC. O BC vendeu US$ 250 mi na última semana, incluindo venda direta de dólares e leilões de linha externa. A Ptax, média das cotações apurada pelo BC, ficou em R$ 2,8147, queda de 0,30%. Na BM&F, o contrato de dólar para agosto subiu 0,77% para R$ 2,821. No mercado internacional, o baixo preço dos títulos da dívida soberana estimulou compras. O C-Bond subiu 1,19% e valia US$ 0,637. O risco-país, medido pelo JP Morgan, recuou 2,25% para 1.514 pontos básicos. (Gazeta Mercantil - 15.07.2002)

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A Eletronuclear, estatal responsável pela usina nuclear de Angra 3, já dispõe de fontes financeiras para viabilizar o projeto da terceira usina nuclear do país. O banco alemão Dresdner Kleinworth Wasserstein e a KFW, espécie de BNDES alemão, comunicaram à Eletronuclear, por carta, a disposição de financiar cerca de US$ 600 mi dos US$ 1,8 bi necessários ao empreendimento. Agora, só falta a aprovação do Conselho Nacional de Política Energética, que já havia dado sinal verde para a Eletronuclear prosseguir com os estudos de viabilidade de Angra 3. O consentimento do Conselho implicaria aval para as demais instituições do governo se envolverem no projeto. O pacote financeiro de Angra 3 prevê que, do total de recursos, um terço terá que ser financiado por bancos privados estrangeiros, com os outros dois terços bancados igualmente por financiamento de fontes estatais como a Eletrobrás, o BNDES e a Eletronuclar, que aportará recursos do próprio caixa. (Jornal do Brasil - 15.07.2002)

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Um dos coordenadores do programa energético do Partido dos Trabalhadores, o físico Luiz Pinguelli Rosa, da Coordenação dos Programas de Pós-graduação em Engenharia da UFRJ, condicionou o aval ao projeto de Angra 3 ao cumprimento de uma série de medidas de caráter técnico e ambiental pela Eletronuclear. Pinguelli critica alguns aspectos da segurança das usinas. O plano de emergência, por exemplo, é o principal problema, porque a estrada que liga Angra ao Rio, a BR-101, está em mau estado de conservação. Em abril, a Eletronuclear lançou a primeira das licitações previstas para modernizar a primeira, e mais antiga, central nuclear do país. Cumprido o programa, que tem prazo de conclusão para 2005, a perspectiva é de que o CNPE não imponha obstáculos a Angra 3. Caso seja aprovado nas próximas semanas pelo Conselho, a expectativa é de que as obras da usina comecem no início do próximo ano. Com isso, deverá começar a operar em 2008. (Jornal do Brasil - 15.07.2002)

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Os investimentos dos fabricantes de alumínio em usinas geradoras no país buscam garantir a oferta de eletricidade e reduzir o custo do insumo no processo de produção. Na sexta-feira, os grandes produtores do metal no país ganharam o direito de construir novas usinas hidrelétricas no leilão da Aneel. Foram licitadas e arrematadas 8 concessões que exigirão investimentos de cerca de R$ 4 bi pelas empresas. A Alcan, que ganhou 3 projetos, foi um dos destaques do leilão, assim como o consórcio formado por Tractebel, Vale do Rio Doce, Alcoa, BHP Billiton Metais e Camargo Corrêa. O consórcio pagará R$ 4,13 mi por ano, sem ágio sobre o preço mínimo, entre o 7º e o 35º ano da concessão. As obras começarão em 2003 e o início da produção está previsto para 2007.O consultor João Canellas lembra que, ao investirem em geração, os fabricantes de alumínio liberam energia "velha" contratada e ajudam a reduzir o risco de racionamento. Segundo ele, 95% da energia que as empresas do setor precisam para atender suas necessidades são garantidos em contratos de longo prazo, cujos preços estão balizados hoje em cerca de US$ 35 por MWh. É um valor alto, pois no mercado internacional a referência para as empresas do setor é de US$ 20 a US$ 25 por MWh. (Valor Econômico - 15.7.2002)

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O diretor de energia da Alcan Alumínio do Brasil, Marco Antonio Palmieri, diz que a empresa quer garantir o seu suprimento de energia e evitar que os custos com esta subam. A Alcan gera 10% da energia que precisa e os outros 90% são comprados da Cemig e Chesf, em contratos que começam a vencer em 2003. No leilão da Aneel, a Alcan arrematou os projetos de Caçu e Barra dos Coqueiros, em Goiás, e de Traíra II, em Minas Gerais, no qual travou disputa com o consórcio PSK. A Alcan pagou R$ 4,6 mi anuais pela usina de Traíra, de 60 MW. O projeto foi devolvido à Aneel pela Cemig que não cumpriu os requisitos exigidos pela agência. O presidente da Alcan do Brasil, João Beltran Martins, informou que a empresa investirá US$ 180 mi na construção dos três projetos. (Valor Econômico - 15.7.2002)

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A Alcoa Alumínio investirá US$ 1 bi em projetos de geração de energia no Brasil até 2008 para assegurar a auto-suficiência no consumo de eletricidade. "A Alcoa quer ser autoprodutora, direcionando toda sua energia elétrica para atender o consumo das suas fábricas", afirmou o presidente da Alcoa América Latina, Adjarma Azevedo. Ele estimou que até 2007 ou 2008 a Alcoa terá cerca de 800 MW em geração própria, considerando os projetos atuais e outros que "virão pela frente". O consumo da Alcoa alumínio hoje é de 620 MW. Com a concessão da usina de Estreito, no Tocantins, pelo leilão da Aneel, a empresa passou a ter participação em 6 projetos hidrelétricos. Os demais são Machadinho, Barra Grande, Serra do Facão, Pai Querê e Santa Isabel. Em Estreito, a Alcoa tem 19,08%, sendo as líderes a Tractebel e a Vale, com 30% cada uma. BHP Billiton tem 16,48% e Camargo Corrêa, 4,44%. (Valor Econômico - 15.7.2002)

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O grupo alagoano Carlos Lyra está investindo R$ 71 mi em um projeto de co-geração de energia que envolve suas 5 usinas. Do aporte total, R$ 64 mi estão sendo financiados pelo BNDES. Até o fim da safra, as 5 unidades - três em Alagoas e duas em Minas Gerais - devem gerar um excedente de energia equivalente a 34 MW, de uma capacidade instalada total de 70 MW. As usinas de Minas já operam com excedente de 5 MW na atual safra e as do Nordeste devem começar com volume idêntico em outubro, quando se inicia a moagem da cana na região. Para a temporada 2003/04, os volumes serão elevados para 20 MW em Minas e 14 MW nas unidades alagoanas.O diretor-superintendente do grupo, Robert Carlos Lyra, afirma que a venda da energia já foi fechada com as distribuidoras Cemig e Guaraniana, em contratos com prazo mínimo de 10 anos. Segundo ele, foram fixados em R$ 75 e R$ 84 o MW, respectivamente, os preços acertados com as duas concessionárias. Conforme Lyra, o que estimulou o investimento não foi propriamente o mercado de energia, mas o ganho de eficiência no processamento da cana. A venda da energia será usada, segundo ele, para quitar o financiamento, em dez anos. (Valor Econômico - 15.7.2002)

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A BHP Billiton Metais do Brasil decidiu congelar seus investimentos em alumínio no país devido ao elevado custo da energia elétrica local, anunciou seu presidente, Sebastião Ribeiro, depois de arrematar, através de um megaconsórcio, a usina de Estreito, a maior hidrelétrica leiloada sexta-feira pela Aneel. Com participações nas fundições de alumínio Alumar e Valesul e também na Mineração Rio do Norte, de bauxita, a multinacional não considera o país competitivo nesta área. Segundo o executivo, a energia representa 30% dos custos de produção do alumínio. Enquanto no resto do mundo a indústria do setor paga em média US$ 20 por MWh. Os investimentos da BHP Billiton Metais do Brasil em energia destinam-se à produção e ao consumo próprios. O objetivo, conforme o presidente, é buscar proteção "contra a incerteza geral que está afetando o setor elétrico brasileiro".Para Ribeiro, não dá para enxergar o futuro sem regras claras para a energia elétrica. A BHP Billiton Metais pretende disputar, no próximo leilão da Aneel, a hidrelétrica de Serra Quebrada, também em esquema de consórcio. Se vencer, somará três usinas hidrelétricas. (Valor Econômico - 15.7.2002)

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A Samarco Mineração, uma das líderes do mercado internacional de pelotas de ferro, acaba de entrar no processo de transição de cliente cativo para cliente livre de energia elétrica. A mineradora decidiu contratar a Cemig para garantir o fornecimento de eletricidade às unidades instaladas em Minas Gerais e Espírito Santo durante os próximos 10 anos. O contrato entra em vigor em janeiro de 2003 e está avaliado em mais de US$ 200 mi. A Samarco, com produção anual de 14 mi de toneladas de pelotas integralmente exportadas, optou pela Cemig depois de promover um processo de licitação. Foi motivada pela perspectiva de que as mudanças na legislação vão elevar os preços da eletricidade. O consumo total de eletricidade da Samarco é de 1,2 milhão de MWh por ano, o que corresponde a uma potência instalada de 150 MW. Desse total, a Cemig vai fornecer 70%. Os outros 30% virão do sistema de geração própria da companhia. (Gazeta Mercantil - 15.07.2002)

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A companhia argentina Pecom Energía estendeu pela segunda vez o prazo de um programa para o refinanciamento de dívidas de um montante de US$ 997,5 mi, para às 12:00 (horário de Nova York) de 17 de julho, informou um comunicado da Perez Companc (Nyse: PC), empresa que controla a Pecom. A Pecom pretende estender o prazo de quatro séries de obrigações negociáveis em três anos. As atuais emissões de obrigações negociáveis correspondem à US$ 97,5 mi a 7% com vencimento em agosto de 2002, US$ 300 mi de obrigações negociáveis a 9% com vencimento em janeiro de 2004, US$200 mi de obrigações negociáveis a 9% com vencimento em maio de 2006 e US$ 400 mi de obrigações negociáveis a 8 % com vencimento em julho de 2007. Ao meio dia - hora de Nova York- de 9 de julho, a Pecom havia recebido ofertas de obrigações negociáveis existentes que representam aproximadamente 91,5% do capital nominal de obrigações negociáveis existentes em circulação. (Business News Americas - 10.07.02)

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El regulador de energia elétrica da Bolívia elevará as tarifas elétricas durante o ano de 2003 e não fará novos aumentos neste ano, assegurou Alejandro Novotny, presidente do órgão regulador. A entidade fixa preços por períodos de quatro anos e o último ajuste realizou-se em 1999, explicó Novotny. "Estamos no terceiro ano das tarifas de distribuição elétrica existentes, assim, não existe nem a mais remota possibilidade de incrementos neste setor", disse Novotny. Os recentes ajustes de preços se implementaram devido às incertezas no mercado maiorista, mas isto agora pertence ao passado e e novas mudanças não mais serão feitas, explicou. (Business News Americas - 11.07.02)

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O tribunal Constitucional da Bolívia declarou como infundado o pedido do pagamento de US$ 9,6 mi que devia efetuar a empresa estatal de eletricidade Ende à construtora Conoceg, segundo informações da imprensa local. A Ende firmou um acordo em março de 1994 estipulando que a Conoceg abasteceria o projeto de eletrificação Larecaja. Após várias disputas, a Conoceg entrou na justiça contra a Ende por danos. Em outubro de 1998, uma corte arbitrária concedeu o pagamento dos US$ 9,6 mi por danos. A Ende impugnou a decisão no Tribunal Constitucional, afirmando que o papel de arbitragem foi colocado de forma ilegal. (Business News Americas - 11.07.02)

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