O ministro de Minas e Energia, Francisco Gomide, informou que deverá ser editado até sexta-feira o decreto que irá estabelecer o financiamento destinado a cobrir as perdas que as distribuidoras de energia tiveram com a mudança no critério de definição do consumidor de baixa renda, que paga uma tarifa diferenciada. Ele confirmou que serão utilizados recursos da Reserva Global de Reversão (RGR), em caráter provisório, para a concessão destes financiamentos. Com isso, até 16 de dezembro, quando será anunciado um mecanismo definitivo para cobrir as perdas, nem o contribuinte nem o consumidor irão pagar a conta. A estimativa do ministro é de que sejam necessários R$ 40 mi por mês para compensar tais perdas. Gomide acrescentou que as empresas terão prazo de carência para pagar o financiamento, de acordo com as revisões periódicas nas tarifas. As próximas revisões começam em 2003. (O Estado de São Paulo - 15.08.2002)

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O leilão de oito lotes para construção, operação e manutenção de 1.865,3 quilômetros (km) de linhas de transmissão de energia elétrica que será realizado hoje às 10 horas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) será disputado por 22 empresas das 23 habilitadas. Apenas a Inepar não depositou garantias para a disputa. Segundo a Aneel, as obras podem exigir investimentos de R$ 912 mi. O gerente comercial do sistema de transmissão da Inepar, Antônio Alcântara Netto, disse que a Aneel não considerou a disparada do dólar para atualizar os limites de ganhos para as empresas que vencerem a licitação. As empresas calculam que cerca de 60% do investimento na construção de linhas de transmissão é feito em dólar, com compra de equipamento. (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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A Aneel está submetendo à audiência pública minuta de resolução que estabelece os requisitos mínimos para o compartilhamento de redes, dentro dos padrões de qualidade, segurança e proteção ao meio-ambiente definidos, pelas agências reguladoras dos setores de energia elétrica, telecomunicações e petróleo. O documento estará disponível na página da Agência na internet para consulta e sugestões até o próximo dia 4 de setembro. A audiência será realizada na modalidade intercâmbio documental, na qual todas as contribuições são enviadas por escrito. (Aneel - 14.08.2002)

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Foram aprovados os estudos de inventário hidrelétrico do Rio Cervo e de seu afluente Ribeirão de São João, localizados na bacia hidrográfica do Paraná, em Minas Gerais. De acordo com o despacho nº 450, de 1º de agosto, no levantamento apresentado pela Enermig e pela Eletrica Fall foram identificados quatro aproveitamentos, com capacidade total de 13,9 MW. No Rio Cervo, a Enermig constatou a viabilidade dos seguintes empreendimentos: Fagundes (5,4 MW), Nepomuceno (4,6 MW) e Palmital (1,98 MW). Já a Eletric Fall identificou o aproveitamento Ribeirão de São João, com 2,0 MW de potência instalada, conforme registro da Aneel. (Canal Energia - 14.08.2002)

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Se nos próximos 75 dias a região Sudeste não receber cerca de 500 mm de chuva, pode haver um novo período de racionamento de energia, conforme previsão do ONS. Seis meses após o final do racionamento, o nível de armazenamento de água nos reservatórios que abastecem as usinas da região Sudeste estão com 59,93% de sua capacidade. Os 500 mm representam a precipitação média de dois meses de janeiro no Vale do Paraíba. A assessoria do ONS informou que o órgão considera prematuro tomar qualquer providência no momento porque ainda não há garantias de que não vá chover. Mas, segundo o ONS, um plano de emergência pode ser aplicado caso os níveis dos reservatórios das quatro maiores bacias que abastecem a região caiam a 36%. (Notícias Populares - 15.08.2002)

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Com exceção do Norte do país, as demais regiões do país registram aumento no consumo de energia. O maior aumento foi verificado no subsistema Sul, que registrou um crescimento de 5,48% em comparação com o dia anterior. Ontem, dia 13 de agosto, a demanda de energia foi de 7.504 MW. No Sudeste/Centro-Oeste, o aumento no consumo foi de 3,47% em um dia, registrando um volume de 25.701 MW. Em relação à previsão de carga de aversão ao risco estimada pelo ONS, o volume ficou 4,52% abaixo do esperado. A demanda de energia no subsistema Nordeste foi de 5.745 MW, registrando um aumento de 1,34% em comparação com o dia anterior. Segundo dados do ONS, este volume ficou 3,36% abaixo da previsão de carga de aversão ao risco. E, finalmente, na região Norte, a demanda de energia caiu 0,3%. Ontem, o consumo chegou a 2.694 MW. (Canal Energia - 14.08.2002)

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A região Norte foi a que registrou o maior índice de queda nos níveis dos reservatórios. Atualmente, o volume armazenado atinge 67,11%, o que representa uma queda de 0,8% em comparação com o dia anterior. Na hidrelétrica de G.B. Munhoz, o índice é de 61,95%. (Canal Energia - 14.08.2002)

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A capacidade de armazenamento caiu 0,5% em um dia na região Nordeste, chegando a 46,19%. Em relação à curva-guia superior, o volume está 18,71% acima do previsto pelo operador do sistema. Na usina de Sobradinho, o índice é de 35,44%. (Canal Energia - 14.08.2002)

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Região Sudeste/Centro-Oeste - O volume armazenado teve uma queda de 0,33%, o menor índice verificado entre as demais regiões. Hoje, os níveis estão em 59,93%, ficando 24,28% acima da curva-guia superior. Nas hidrelétricas de Ilha Solteira e Itumbiara, o índice é de 64,3% e 68,93%, respectivamente. (Canal Energia - 14.08.2002)

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Os níveis dos reservatórios na região Sul atingiram 62,81%, o que representa uma queda de 0,52% em comparação com o dia anterior. Na hidrelétrica de G.B. Munhoz, o índice é de 61,95%. (Canal Energia - 14.08.2002)

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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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Os resultados da Eletrobrás pioraram muito no primeiro semestre deste ano, em relação a igual período do ano passado. Segundo balanço da empresa divulgado ontem, o lucro líquido da estatal caiu 65,11%, somando R$ 649 mi no semestre, ante os R$ 1,86 bi dos primeiros seis meses de 2001. O resultado corresponde a um lucro de R$ 1,21 por lote de mil ações. O indicador Ebtida caiu 31,13%, ficando em R$ 1,929 bi, ante R$ 2,8 bi em igual período do ano passado.O principal fator para a queda na rentabilidade foi o sensível aumento do prejuízo das empresas controladas. Nos primeiros seis meses do ano passado, as geradoras controladas pela Eletrobrás contabilizaram prejuízos de R$ 92 mi. Nesse primeiro semestre, o prejuízo consolidado das geradoras subiu para R$ 1,3 bi. O resultado operacional da holding somou R$ 2,197 bi, com queda de 21,45% sobre os R$ 2,797 bi dos primeiros seis meses do ano passado. Em 2001, Furnas apresentou bons resultados basicamente devido às operações no MAE. As outras grandes geradoras, como Chesf, Eletronorte e Eletronuclear (dona das usinas de Angra I e Angra II), registraram perdas, compensadas pelas receitas financeiras da holding estatal, pois a Eletrobrás é credora em moeda forte. (Jornal do Commercio - 15.08.2002)

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O balanço da Eletrobrás divulgado ontem mostrou que as receitas de financiamentos e empréstimos da empresa somaram R$ 1,271 bi no primeiro semestre deste ano, com queda de 25,45% em relação ao primeiro semestre de 2001. Já as variações monetárias líquidas somaram R$ 3,42 bi, com aumento de 57% em relação aos R$ 2,178 bi do primeiro semestre do ano passado. Na nota explicativa que acompanha o balanço, a diretoria da empresa observa que os resultados foram afetados negativamente "pelo procedimento adotado conservadoramente" para avaliação de investimentos. A empresa não detalha essa observação, mas isso representou provisão de R$ 900 mi. A empresa constituiu provisões complementares para contingências civeis no montante de R$ 217 mi no primeiro semestre deste ano. (Jornal do Commercio - 15.08.2002)

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A distribuidora de eletricidade Light teve prejuízo de R$ 47,9 mi no semestre. O resultado foi nove vezes inferior aos R$ 431,2 mi negativos de igual período de 2001. Também foi inferior às perdas do segundo trimestre de 2002, de R$ 71,39 mi. No segundo trimestre de 2001, a Light, controlada pelo grupo francês EDF, teve prejuízo de R$ 264,6 mi. O diretor de finanças e relações com investidores da empresa, Paulo Roberto Pinto, diz que o prejuízo foi causado, principalmente, pela redução no consumo. A receita líquida da Light atingiu R$ 1,8 bi no semestre, valor 9,72% superior ao registrado no ano anterior. O acréscimo foi resultante do reajuste tarifário de 20,59%, em novembro de 2001. A dívida líquida da companhia atingiu R$ 3,5 bi no período, ou US$ 1,25 bi. No final de 2001, era de R$ 3,9 bi (US$ 1,3 bi). A contratação de "hedge" para o endividamento externo evitou uma despesa financeira de R$ 437 mi. (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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A inadimplência dos consumidores atendidos pela Light tem deixado um rombo considerável no caixa da empresa. Segundo dados de consumo fornecidos pelo diretor Comercial da distribuidora, Claude Monmejean, o valor não faturado já atinge R$ 735 mi em "contas abertas". A maior parte desse débito está concentrada nos consumidores de baixa tensão, que respondem por 70% deste valor. Clientes relacionados ao poder público totalizam 18% das faturas em atraso enquanto clientes privados de grande consumo correspondem a 12% dos inadimplentes. O montante equivalente à inadimplência na área de concessão da empresa é quase o dobro do faturamento mensal médio, que totaliza R$ 393 mi. Em relação ao volume de perdas decorrentes de desvios técnicos e de furto de energia, o prejuízo chega a R$ 600 mi. Deste valor, os "gatos" correspondem a 80%. (Canal Energia - 14.08.2002)

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Os investimentos da Light serão reduzidos em 15% este ano, de R$ 360 mi para R$ 320 mi, volume semelhante ao de 2001. O diretor explicou que os investimentos estão diretamente ligados ao crescimento real do mercado, o que não acontece atualmente. Também afirmou que o programa de combate a perdas (por inadimplência e ligações clandestinas) é prioridade. As perdas da Light com inadimplência cresceram 32,6% no semestre para R$ 735 mi. (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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As três distribuidoras de energia controladas da Iberdrola tiveram prejuízos no segundo trimestre. A Coelba teve prejuízo de R$ 14,8 mi no período. Com isso, reverteu o lucro de R$ 26,6 mi contabilizado no segundo trimestre de 2001. A receita líquida cresceu de R$ 423,8 mi para R$ 450,2 mi. A empresa duplicou para R$ 33,9 mi a provisão para devedores duvidosos para se proteger da inadimplência e elevou de R$ 3,4 mi para R$ 24 mi as provisões para contingências. A Cosern fechou o segundo trimestre com prejuízo líquido de R$ 1,2 mi. No mesmo período do ano passado, a empresa registrou um ganho de R$ 16,4 mi. Ela teve receita líquida de R$ 111,1 mi, com aumento de 15,5%, refletindo o reajuste anual de tarifas. As despesas financeiras líquidas aumentaram de R$ 6,8 mi para R$ 8,8 mi. A Celpe reverteu em prejuízo de R$ 11,6 mi o lucro líquido de R$ 54,9 mi obtido no segundo trimestre de 2001. A receita líquida aumentou 9,7%, para R$ 259,2 mi, apesar da queda de 7,3% no volume comercializado. A elevação dos gastos com a compra de energia e dos encargos do sistema reduziram o lucro bruto de R$ 81 mi para R$ 75,1 mi.A Celpe registrou provisão líquida de R$ 18,2 mi no trimestre, 293,5% maior do que o valor contabilizado no mesmo período de 2001. As despesas financeiras líquidas foram de R$ 30,7 mi, ante R$ 23,2 mi em 2001.(Valor Econômico - 15.08.2002)

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O lucro líquido da Geração Paranapanema aumentou 439,8% no segundo trimestre, quando atingiu R$ 7 mi. A receita líquida subiu 23,9%, para R$ 132,6 mi, crescimento que foi atribuído pela empresa à elevação das tarifas e do montante de energia contratada. Também houve a reversão de uma provisão feita pela companhia no ano passado por conta do racionamento. O lucro bruto aumentou 22,2%, para R$ 56,8 mi. A empresa conseguiu controlar despesas financeiras, o que também ajudou no resultado final. O resultado financeiro líquido ficou negativo em R$ 48,7 mi, ante R$ 47,4 mi de 2001. Segundo o relatório da administração, as despesas financeiras foram causadas pelos encargos e variações de dívidas junto à Eletrobrás e à Fundação Cesp. A geradora é parte oriunda da cisão da antiga Cesp estatal, privatizada em 1999 pelo governo paulista. A geradora hoje é controlada pela americana Duke Energy. (Valor Econômico - 15.08.2002)

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O prejuízo líquido na Tractebel Energia (ex-Gerasul) chegou a R$ 110,9 mi no segundo trimestre, ante um lucro de R$ 14,5 mi em igual período de 2001. No acumulado do semestre, o lucro de R$ 55,6 mi em 2001 converteu-se em perda de R$ 55,2 mi em 2002. O resultado da companhia foi prejudicado, essencialmente, pela variação cambial. (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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A paulista Duke Energy Paranapanema, teve seu lucro aumentado em mais de cinco vezes na comparação entre o segundo trimestre de 2002 e de 2001. No semestre, o ganho saltou de R$ 19,2 mi em 2001 para R$ 30,6 mi este ano. (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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As três distribuidoras do Nordeste (Coelba, Cosern e Celpe) controladas pela Iberdrola tiveram piora em seus resultados financeiros. Além da demanda abaixo do esperado, a Celpe foi prejudicada, segundo o diretor financeiro da concessionária, Afonso Walker, ao fazer provisões referentes à mudança na classificação do consumidor de baixa renda e a ajustes no acordo geral do setor elétrico. Walker afirma que as provisões extras somaram R$ 19 milhões entre maio e junho. Desse montante, R$ 8 mi referem-se aos clientes de baixa renda, com tarifa subsidiada, e cuja base foi ampliada no final de abril, com a lei n 10.438. Os outros R$ 11 mi provisionados, explica Walker, derivam do ajuste no fator que determina, no cálculo do acordo geral do setor, o prejuízo das empresas durante o racionamento. (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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Dois dias depois de anunciar o edital do primeiro leilão a ser realizado no próximo dia 19, na Bovespa, a Tractebel Energia resolveu aumentar o volume de energia a ser ofertado para a Região Sudeste. A geradora oferecerá contratos de um, dois e três anos de duração. Para os contratos de um ano, serão leiloados lotes de 1 MW médio para ser fornecido no período de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2003. Já os contratos de três anos, serão escalonados e os lotes corresponderão ao fornecimento de 1 MWm em 2003, 2 MWm em 2004 e 3 MWm em 2005. Os contratos de cinco anos serão de 1 MWm de fornecimento anual, de 2003 a 2007.Em contratos de um ano, para a Região Sul, serão ofertados 100 MWm e, para o Sudeste, 150 MW. Em contratos de três anos, serão leiloados para o mercado da Região Sul 100 MWm, a serem fornecidos em 2003, 200 MWm em 2004 e 300 MWm em 2005.Para o Sudeste, em contratos de três anos, a geradora ofertará 50 MWm, para fornecimento em 2003, 50 MWm para 2004 e 75 MWm para 2005. Já em contratos de cinco anos, para a Região Sul, serão leiloados 100 MWm anuais e 50 MWm por ano, para a Região Sudeste. A energia comercializada pela Tractebel estará disponível a partir de 1º de janeiro de 2003. O modelo de leilão da Tractebel se diferenciou do das outras geradoras que já anunciaram a realização de leilões para vender a energia liberada com os contratos iniciais, que serão cancelados a partir de janeiro de 2003. A resolução da Aneel estabelece que 25% dos contratos de fornecimento antigos iriam ser liberados, a cada ano, a partir de 2003, completando a abertura do mercado em 2006. (Jornal do Commercio - 15.08.2002)

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O Fórum em Defesa do Consumidor de Energia anunciará em São Paulo nesta quinta-feira, dia 15 de agosto, data em que será lançado, as principais medidas que irá adotar para combater o aumento abusivo das tarifas e assegurar a qualidade dos serviços de energia oferecidos aos consumidores residenciais, comerciais e industriais. Segundo um dos integrantes do Fórum, Ildo Sauer, professor de Engenharia Elétrica da USP, o movimento dará entrada a uma série de ações judiciais para suspender os leilões de energia das estatais Cemig e Copel, previstos para ocorrerem no próximo dia 20. (Canal Energia - 14.08.2002)

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O dólar comercial abriu o pregão em queda. A divisa começou as negociações com baixa de 1,06% perante o fechamento de ontem, cotada a R$ 3,1610 na compra e a R$ 3,1710 na venda. No mercado futuro, os contratos de setembro negociados na BM & F tinham queda de 1,09%, projetando a moeda a R$ 3,160. Hoje vencem US$ 2,5 bi em títulos cambiais. O Banco Central conseguiu rolar apenas 65% desse total. Ontem, o mercado disputou o valor da Ptax - a média ponderada das cotações do dia -, responsável pela correção dos papéis que vencem hoje. O resultado foi valorização de 1,10% do dólar comercial. A troca de moeda terminou a R$ 3,2000 na compra e a R$ 3,2050 na venda. (Valor Online - 15.08.2002)

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O Banco Central (BC) terá seu teste final com o mercado hoje ao tentar rolar o que falta da dívida pública indexada ao dólar. Com as colocações de contratos de 'swap' cambial realizadas entre segunda-feira e ontem, a instituição conseguiu substituir cerca de US$ 1,25 bilhão dos US$ 2,5 bilhões em títulos atrelados à variação da moeda norte-americana com resgate nesta quinta-feira. Em meio às dúvidas quanto à compensação integral deste vencimento, o tão esperado anúncio do governo de que vai liberar US$ 2 bi para reforçar as linhas de crédito às exportações acabou sendo ofuscado. (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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A partir da semana que vem, o sistema financeiro vai começar a sentir uma irrigação nova nas linhas de crédito às exportações, seja por recursos do Banco Central ou por verba adicional do BNDES. A informação foi dada ontem pelo ministro do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, Sérgio Amaral. "O BNDES e o Banco Central estão mobilizados para complementar o financiamento que é feito pela rede privada. Essas linhas vão progressivamente se normalizar", disse Amaral. Segundo o ministro, o BNDES pode ampliar ainda mais a participação de recursos próprios para financiar às exportações em reais, deslocando verba de outras áreas para aumentar a fonte de financiamento. "O BNDES dará recursos em reais para capital de giro do exportador", afirmou. A instituição já havia anunciado o aumento dos desembolsos para exportações de 25% para 35%. "Não tenho os números, mas o BNDES pode ampliar isso consideravelmente." (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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Dados do último levantamento feito pela CBEE revelam que, das 58 termelétricas emergenciais contratadas, 46 já estão concluídas e em condições de operação. Estas usinas somam 1.157,39 MW de potência instalada. Das 12 usinas restantes, três encontram-se em fase de testes e nove ainda estão em implantação, que totalizam 972,10 MW. Ao todo, o Programa de Energia Emergencial prevê a oferta de 2.129,99 MW e beneficia 13 estados do país (Alagoas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Goiás, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Paraíba, Pernambuco, Rio Grande do Norte, São Paulo e Sergipe). Na região Nordeste, a potência contratada totaliza 1.554,2 MW. Já no Sudeste/Centro-Oeste, o volume contratado é de 599,1 MW. (Canal Energia - 14.08.2002)

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A Comgás registrou lucro líquido de R$ 19,9 mi no segundo trimestre deste ano, uma alta de 181,8% em relação ao mesmo período do ano passado, quando lucrou R$ 7,1 mi. No acumulado do primeiro semestre, o resultado foi um lucro líquido de R$ 29,9 mi, aumento de 74,4% em relação ao mesmo período do ano passado. As vendas de gás cresceram 37,5% no trimestre, em comparação com o mesmo período de 2001. O diretor financeiro da companhia, Roberto Lage, diz que as vendas ainda não sofreram impacto da desaceleração econômica. Entre os segmentos atendidos pela Comgás, o que teve maior índice de crescimento foi o automotivo, com alta de 83% graças a abertura de 64 novos postos de revenda de gás veicular. As vendas para termelétricas subiram 64%, com o fornecimento para a usina Piratininga e o setor industrial teve alta de 34% na demanda. A receita bruta de vendas chegou a R$ 338 mi no segundo trimestre, representando um incremento de 49,7% em relação ao mesmo trimestre de 2001. Lage explica que a alta do dólar no segundo trimestre não resultou em aumento da despesa financeira devido às operações de hedge. Mas a alta no câmbio aumenta os custos da companhia, já que dois terços do volume de gás revendido pela empresa são importados da Bolívia, em dólar. Segundo Lage, a escassez de linhas de crédito também não afetou ainda a companhia, que não tem vencimentos de dívida no curto prazo. (Valor Econômico - 15.08.2002)

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O Ibama autorizou, de forma provisória, a construção do duto que transportará gás natural de Urucu, no Amazonas, para a cidade de Porto Velho. O governo do Amazonas, por sua vez, já acenou com a possibilidade de entrar com recurso jurídico contra a construção da obra por considerá-la de alto risco para o ecossistema amazônico. O gasoduto, de 550 quilômetros e capacidade para transportar 2,3 milhões de metros cúbicos por dia, exigirá um investimento entre US$ 2,5 mi a US$ 3 mi, segundo técnicos da Petrobras, e será construído pela empresa TNG. (Gazeta Mercantil - 15.08.2002)

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A geradora alemã revelou hoje ter registrado entre Abril e Junho um resultado líquido consolidado de US$ 196,65 mi, contra o lucro de US$ 241,66 mi verificado no período homólogo do ano passado. Segundo anunciou hoje a E.ON, para a totalidade do primeiro semestre do ano o seu lucro atingiu os US$ 3,36 bi, uma progressão de 203%, devido a alterações do seu sistema de contabilidade e à venda de vários ativos da empresa, nomeadamente a VAW Aluminium, o Grupo Stinnes e a Veba Oel. Em conseqüência, a firma explica que não "será possível manter o ritmo de crescimento dos nossos lucros, já que estes derivam principalmente de itens não recorrentes". A E.ON revelou ainda que o seu Resultado Operacional atingiu os 2,32 bi no primeiro semestre, uma subida de 42% que ultrapassou as expectativas dos analistas. As vendas da empresa recuaram contudo em 15% entre Janeiro e Junho para os US$ 18,43 bi, abaixo das expectativas dos peritos, devido principalmente à venda de vários ativos do setor químico e da companhia Klöckner & Co. No segundo trimestre, as vendas da E.ON recuaram para os US$ 8,94 bi, contra os US$10,48 bi do mesmo período de 2003. Os analistas consideram ainda que as perspectivas de evolução futura da empresa são "incertas", devido às dúvidas em torno da sua estratégia em relação ao gás, depois de um tribunal regional ter bloqueado a sua compra da importadora de gás Ruhrgas, cuja aquisição representava um ponto vital nos planos da E.ON para se tornar uma líder neste mercado. (Diário Económico - 14.08.02)

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A companhia de energia alemã detida em 34,5% pela Electricité de France (EDF) revelou hoje que seu Lucro Operacional atingiu entre Janeiro e Junho os US$ 294,93 mi, contra os US$ 122,31 mi registados no período homólogo de 2001. Segundo anunciou hoje a Energie Baden-Württemberg (EnBW), o EBITDA da empresa subiu 78,3% para os US$ 797 mi nos primeiros seus meses do ano, ao passo que o seu Volume de Negócios aumentou em 9,3% para os US$ 4,1 bi. Segundo a empresa, este crescimento explica-se pela evolução favorável do seu 'core business', devendo o grupo apresentar no final de 2002 um resultado líquido superior ao de 2001. Depois destes resultados favoráveis, a EnBW deve prosseguir "com a sua estratégia de enfoque na Energia e serviços a esta ligados", em detrimento de uma diversificação da sua atividade. Em consórcio com a italiana ENI, a EnBW é acionista da espanhola Hidrocantábrico, a qual é controlada pela EDP. (Diário Económico - 14.08.02)

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A Edison International disse em seu relatório trimestral entregue nesta Quarta-feira juntamente com a Comissão Americana de Títulos e Câmbio que no dia sete de agosto recebeu uma advertência do Serviço americano de Imposto de Renda (IRS) cobrando da mesma o pagamento dos impostos de renda do período compreendido entre os anos de 1994 e 1996. A companhia, com base em Rosemead, Califórnia, diz ainda nos documentos do relatório que deve negar as alegadas faltas, e acrescentou, " o resultado final de todo esse problema não resultará em impactos materiais nos resultados financeiros ou operacionais da Edison Internacional". O relatório não especificou se a IRS especificou o montante reivindicado. (Platts - 14.08.02)

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A Wartsila, empresa finlandesa que desenvolve projetos no setor de energia, pretende dar início à construção do projeto termelétrico de 270 MW Termoriente, no Equador, no começo do segundo semestre de 2002, assim que obtiver os recursos financeiros. O investimento total no projeto é estimado em US$ 400 mi e inclui a planta e uma linha de transmissão de 283 km e 230 kV. Fontes próximas ao projeto declaram que o mesmo está sendo financiado segundo uma estrutura tradicional de financiamento de projetos com instituições multilaterais, agências de crédito para exportação e outros bancos. A Wartsila vai construir, operar e fazer a manutenção do empreendimento. O tempo de construção do Termoriente é estimado em 24 meses. O projeto vai usar combustível residual da refinaria Amazonas, em Shushufindi, pertencente à petroleira estatal Petroecuador, e vai transportar energia para o município local e o sistema interligado nacional. O Termoriente tem concessão operacional de 30 anos e, em fevereiro, foi firmado um acordo de compra e venda de energia (PPA) por 10 anos com sete distribuidoras, o que corresponde a 90% da produção da usina. A legalidade dos PPA tem sido questionada, mas, de acordo com investigações de autoridades equatorianas, não foram encontradas irregularidades. (Business News Americas - 14.08.02)

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A dívida do setor elétrico chileno em dezembro de 2001 superou os US$ 12,05 bi, equivalente a 37,6% do total da dívida externa do país, segundo um estudo feito pela Câmara de Comércio de Santiago (CCS), citado pela imprensa local. Segundo o estudo, os passivos contraídos pelas empresas do setor superam em 4,25 vezes o patrimônio destas e afirmou que mesmo que a dívida externa do Chile não tenha registrado níveis alarmantes (US$ 32 mi em dezembro de 2001), é preocupante seu aumento nos últimos anos assim como o fato das elétricas concentrarem a terça parte das obrigações. A análise também revelou que o aumento da dívida externa do país se explica pela expansão das empresas nacionais no restante da América Latina durante a década passada e onde o setor elétrico foi o principal protagonista, totalizando investimentos de US$ 10,823 bi entre 1990 e 2001. O vencimento da dívida das elétricas não constitui um problema para as mesmas, segundo o estudo, já que 78% das obrigações correspondem a pagamentos que vencem no médio prazo, enquanto que os passivos que vencem no curto prazo (restante de 2002) equivalem a US$ 2,657 bi. (Business News Americas - 14.08.02)

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