Foi publicada ontem no "Diário Oficial" resolução do CNPE que regulamenta a MP 64 e abre brecha legal para que as distribuidoras que participem dos leilões de energia realizem reajustes extras das tarifas em datas que não sejam as do aniversário da concessão. A resolução visa a evitar que haja um descasamento entre a compra do insumo nos leilões e a data do reajuste das tarifas. O aumento extraordinário das tarifas seria necessário porque nos leilões o preço da energia poderá ser pressionado, dependendo da demanda. Caso houvesse um salto das cotações, as empresas poderiam ter seu equilíbrio econômico-financeiro ameaçado. As mais prejudicadas seriam concessionárias que comprassem o insumo no início do ano, mas só pudessem alterar tarifas em novembro, no aniversário da concessão. Apesar da publicação, os empresários temem que esses reajustes extras sejam brecados pela futura equipe econômica, caso as pressões dos preços sejam muito altas. O que seria uma repetição da alegada demora no repasse dos custos não-gerenciáveis às tarifas a partir de 1999, com a maxidesvalorização do real. (Valor - 09.10.2002)

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A partir de 2003, as contas de luz de todos os consumidores terão de detalhar os valores do custo de energia, especificando na cobrança o custo do consumo, da distribuição, dos impostos e, entre outros, dos encargos do setor. A mudança beneficiará os consumidores residenciais, industriais e comerciais. Ontem, o governo autorizou, por meio de decreto, a separação de contratos dos diversos serviços de energia para os grandes consumidores de energia, classificados como grupo "A", como shoppings. (Folha de São Paulo - 09.10.2002)

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A Aneel realiza, no dia 13 de novembro, audiência pública que estabelece novos critérios de enquadramento para pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). Recentemente, a agência reguladora divulgou as minutas de resolução que propõem o aprimoramento das normas para implantação de hidrelétricas. Segundo Fabiano da Rosa Carvalho, assistente de diretoria da Aneel, o objetivo é dar maior transparência aos critérios para aprovação de inventário e implantação de projetos de usinas hidrelétricas. Para identificar uma PCH, a minuta prevê fórmulas que envolvem potência (de 1 MW a 30 MW), queda d'água e área do reservatório. (Canal Energia - 09.10.2002)

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A região Nordeste está com 31,48% da capacidade de armazenamento, uma redução de 0,72%. Os reservatórios estão 22,38% acima da curva de aversão ao risco estabelecida pelo operador do sistema. A hidrelétrica de Tucuruí registra índice de 30,06%. (Canal Energia - 08.10.2002)

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A variação no subsistema Norte foi de 6,71%. Os reservatórios estão com 24,96% da capacidade. Na usina de Sobradinho, o índice é de 60,4%. (Canal Energia - 08.10.2002)

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Com uma redução de 0,49%, a região Sudeste/Centro-Oeste está com 50,45% da capacidade. Segundo o boletim do ONS do dia 7 de outubro, os reservatórios do submercado estão 22,8% acima da curva de aversão ao risco. As hidrelétricas de Emborcação e Furnas registram armazenamento de 48,69% e 64,63%, respectivamente. (Canal Energia - 08.10.2002)

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A região Sul foi a única a apresentar variação positiva nos níveis de armazenamento, de 0,90%. Segundo o boletim do ONS referente ao dia 7 de outubro, a capacidade de armazenamento está em 88,24%. Na hidrelétrica de G. B. Munhoz o índice é de 91,86%. (Canal Energia - 08.10.2002)

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De acordo com o último boletim emitido pelo ONS, relativo à segunda-feira, dia 7 de outubro, o subsistema Sul apresentou o maior crescimento na demanda, com aumento de 3,46%, alcançando demanda de 7.589 MW. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste registrou demanda de 26.697 MW, índice 3,08% superior em comparação à segunda-feira anterior, dia 30 de setembro. O índice ficou 0,42% abaixo do esperado pela curva de aversão ao risco do ONS. Já o consumo da região Norte ficou em 2.619 MW, índice 1,57% menor que o dia 30, e o Nordeste, com 5.971 MW. (Canal Energia - 08.10.2002)

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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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O grupo francês de energia EDF, que no Brasil é dono da Light, destinará US$ 735 mi neste ano para cobrir as perdas com a desvalorização do real e do peso argentino em suas filiais nos dois países, segundo o jornal francês Le Figaro. Deste total, US$ 245 mi vão para a Light e US$ 490 mi para a argentina Edenor. Em 2001, a EDF amargou prejuízo de US$ 534 mi, com a desvalorização do real e do peso. "O problema é que a dívida foi fixada em dólar, quando a moeda estava em paridade com o peso - diz uma fonte da EDF, acrescentando que a empresa ''não injetará mais capital no país". O maior banco da Itália em ativos, o IntesaBci, planeja abandonar a Argentina até o final deste mês, afirmou o presidente-executivo da instituição, Corrado Passera. Ele já havia comunicado intenção de deixar a América Latina. O Intesa e o Itaú estão negociando um preço para vender a unidade brasileira do banco italiano, o Sudameris. (Jornal do Brasil - 09.10.2002)

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O pedido de reorganização societária do Grupo EDP foi aceito pela Aneel, de acordo com Resolução nº 543, publicada ontem no "Diário Oficial" da União. Atualmente, o grupo tem participação nas empresas EDP Brasil, Enerpeixe, Enerpaulo, Energest, Eletricidade de Portugal Internacional e EDP. A resolução aprova a transferência da participação das empresas Enerpaulo e da Rede Peixe para a Enerpeixe na concessão compartilhada para a exploração do aproveitamento hidrelétrico de Peixe Angical, localizado no Estado do Tocantins. Com a medida, a participação da Enerpeixe passará para 100% da concessão. As empresas envolvidas terão 45 dias a partir da publicação desta resolução para envio à Aneel de cópia do termo de extinção do respectivo consórcio. Além disso, a resolução aprova a operação de cisão da Enerpaulo e a conseqüente transferência do controle societário da Bandeirante para a EDP Brasil. (Jornal do Commercio - 09.10.2002)

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O juiz José Carlos Maldonado de Carvalho, da 5ª Vara Empresarial do Rio, deferiu ontem ação coletiva impetrada pela Adcon contra a Light. Na ação, a ADCON alega que a distribuidora vem desrespeitando a legislação e penalizando o consumidor em vários aspectos, entre eles encaminhando o nome do cliente inadimplente ao cadastro do SPC, obrigando assinatura de contrato de financiamento de débito de consumo irregular - através do qual o cliente deve reconhecer e confessar dívidas impostas unilateralmente, em período retroativo de 24 meses, sob pena da retirada do relógio medidor - entre outras ações. Em seu despacho, o juiz acolheu as argumentações da Adcon, deferindo a antecipação dos efeitos da tutela, determinando que a Light suspenda o corte de fornecimento de energia elétrica de qualquer consumidor, enquanto esteja pendente a decisão judicial, bem como o envio do nome do consumidor inadimplente ao SPC. No despacho, foi fixado ainda o valor da multa de R$ 1 mil para cada ato de desrespeito. (Jornal do Commercio - 09.10.2002)

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Termina hoje o prazo dado à Escelsa para que aceite ou não fazer o religamento da energia da empresa Braspérola, fechada desde agosto do ano passado. A reativação da empresa foi acertada com um grupo francês que já fechou contrato com os controladores da Braspérola. A religação da energia, no entanto, está sendo solicitada por um prazo inicial de 30 dias. Como a Braspérola tem um débito de mais de R$ 700 mil com a Escelsa, a concessionária de energia não aceita religar a luz, mesmo que seja por um prazo estipulado e com pagamento antecipado. O grupo francês condiciona o religamento da energia para definir o contrato com os controladores da Braspérola. O prazo dado à Escelsa é para que a empresa aceite negociar o religamento sem a negociação dos débitos anteriores. A não aceitação levará o Sindicato dos Trabalhadores em Indústrias Têxteis a ingressar na Justiça, na quinta-feira, com pedido de medida cautelar para assegurar o retorno das atividades da Braspérola. (A Gazeta - 09.10.2002)

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A Assembléia Legislativa aprovou nessa terça-feira em segundo turno o projeto de lei que, na prática, estabelece o pagamento à Cemig de R$ 550 mi pelo governo do Estado, o principal acionista da empresa. A dívida, já vencida, é relativa à Conta de Resultados a Compensar (CRC), um mecanismo criado pelo governo federal em 1995 para subsidiar tarifas de energia. O Estado deve ainda R$ 1,1 bilhão à Cemig também a título de transações no âmbito da CRC. Essa parte do passivo, entretanto, deverá ser federalizada conforme entendimentos entre o governo estadual e a União. A aprovação do projeto aconteceu um dia antes de estourar o prazo dado pela CVM para que a Cemig explicasse os motivos que levaram a direção da empresa a não computar os R$ 550 mi como prejuízo no balanço divulgado ao final do primeiro semestre. (O Tempo - 09.10.2002)

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O estudo de revisão do inventário hidrelétrico do rio Correntes identificaram um potencial total de 43,5 MW, distribuídos em três aproveitamentos e foi apresentado pela empresa BSB Energética. O estudo foi aprovado pela Aneel por meio do despacho nº 625/02, publicado no Diário Oficial da União (D.O.U) do dia 8 de outubro. O inventário está localizado no no trecho do reservatório da usina Ponte de Pedra. Os três aproveitamentos elétricos são Água Enterrada, com potência de 14,5 MW; Santa Gabriela, com 23,8 MW e Santa Paula, com 5,2 MW. A área de drenagem é de 3.696 km2, localizada nos estados de Mato Grosso e Mato Grosso do Sul. (Canal Energia - 08.10.2002)

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Um grupo de empresários pernambucanos está interessado em investir na geração de energia elétrica na Bahia. Para isso, constituiu no ano passado a Ara Energia, que já teve seu primeiro projeto baiano selecionado pela Aneel. Trata-se de uma PCH a ser construída no município de São Desidério, região de Barreiras, oeste do estado. O projeto está orçado em R$ 44 mi, sendo que parte do montante será financiada por agentes financeiros, como informa Antônio Pereira de Lucena, presidente da Ara. "Durante as obras, cujo cronograma é de 18 meses, devemos gerar cerca de 300 empregos diretos na região", adianta. A nova central hidrelétrica - que ganhará o nome de Santa Luzia - será levantada sobre o Rio Grande, com capacidade de produzir 24,5 MW. "Vamos utilizar 20% dessa energia para consumo próprio, ou seja, na irrigação de agronegócios que implantaremos na área. Os 80% restantes incorporaremos ao sistema de distribuição da Eletrobrás/Chesf", revela o presidente. Ele diz que o projeto vai contribuir para amenizar os problemas de eletrificação da região, a qual carece de suficiente linhas de transmissão. (Correio da Bahia - 09.10.2002)

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As concessionárias de energia elétrica que firmarem contratos de compra e venda de energia, resultantes dos leilões de energia "velha" podem realizar novos reajustes nas tarifas para os consumidores finais, de acordo com resolução publicada, ontem, pelo CNPE no Diário Oficial da União. A Resolução nº 11 do CNPE estabeleceu as diretrizes para a regulamentação do artigo 1° da Medida Provisória 64, que anula o impedimento à aplicação de reajustes por índice de preços ou de correção monetária em contratos com periodicidade inferior a um ano, firmados nos leilões de energia "velha" das estatais federais e estaduais. De acordo com a resolução, somente o Ministério da Fazenda pode solicitar a não-concessão de novos aumentos, como estabelece a própria MP 64. As distribuidoras terão que solicitar os novos reajustes extraordinários das tarifas à Aneel, na data de início do suprimento. No cálculo do reajuste, será considerado apenas o montante da energia contratada em leilão. (Gazeta Mercantil - 09.10.2002)

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A CEEE se comprometeu a adquirir a energia gerada pela termelétrica de Piratini, localizada no estado do Rio Grande do Sul, que entrou em operação comercial na última terça-feira, dia 1° de outubro. Com capacidade instalada de 10 MW, energia suficiente para abastecer 10 mil residências, a pequena central termelétrica de Piratini está em funcionamento desde dezembro do ano passado. A usina utiliza resíduos de madeira, provenientes das madereiras da região, como combustível. A estimativa é de que sejam consumidas, por ano, cerca de 160 mil toneladas de resíduos. Os investimentos no empreendimento somam R$ 10,5 mi. Piratini é a primeira usina a ser concluída, dentro de um projeto que prevê a instalação de outras dez pequenas centrais termelétricas no Rio Grande do Sul, utilizando a biomassa como combustível. (Canal Energia - 08.10.2002)

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O dólar comercial abriu as operações com forte alta de 2,19% perante o fechamento de ontem, cotado a R$ 3,8020 na compra e a R$ 3,8120 na venda. No mercado futuro, os contratos de novembro negociados na BM & F tinham avanço de 2,21%, projetando a moeda a R$ 3,780. Ontem, o dólar comercial fechou com ligeira queda de 0,13%, a R$ 3,7200 na compra e a R$ 3,7300 na venda. Mesmo com a alteração das regras para os bancos que operam com o dólar e o início da rolagem da dívida cambial que vence no dia 17, a cautela persistiu nas mesas de negociação. Entre os agentes, o cenário eleitoral é apontado como a principal causa do nervosismo. A expectativa quanto à rolagem da dívida cambial também puxou as cotações para cima. O BC conseguiu rolar 16,4% da dívida de US$ 3,6 bi que vence no dia 17 de outubro. (Valor Online - 09.10.2002)

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O IGP-M subiu 1,57% na primeira prévia de outubro, segundo informou ontem a FGV. É o maior resultado desde agosto de 2000 no âmbito das primeiras prévias. No mês passado, o índice registrou alta de 1,13% em sua primeira prévia. O IPA teve alta de 2,17%, a maior desde março de 1999 no âmbito das primeiras prévias. Em mesmo período em setembro, o IPA teve alta de 1,54%. O índice de Preços ao Consumidor (IPC) teve alta de 0,49%. Já o Índice Nacional do Custo da Construção (INCC) teve alta de 0,66% na primeira prévia de outubro. No ano, a inflação acumula alta de 12,27%. (Gazeta Mercantil - 09.10.2002)

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As taxas de juros ficaram praticamente estáveis ontem, dia 08/10. Entre os contratos mais negociados na BM&F, o de novembro saiu de 18,52% para 18,47% ao ano. A taxa de janeiro de 2003 foi de 20,41% para 20,37% ao ano. No mercado internacional, os títulos da dívida soberana caíram. O C-Bond, o mais negociado, cedeu 2,80%, para US$ 0,52. O risco Brasil subiu 1,26% e estava em 2.074 pontos básicos. (Gazeta Mercantil - 09.10.2002)

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Em meio às indefinições sobre o futuro do setor elétrico, as distribuidoras de energia estão aos poucos ressuscitando o PPT do governo federal, na tentativa de garantir o suprimento futuro do insumo. Apesar do cenário atual ser de excesso de oferta de energia, as concessionárias trabalham com uma provável escassez dentro de quatro anos, já que os investimentos em nova geração estão paralisados. Dentro dessa estratégia de assegurar o abastecimento no médio prazo, companhias como Light, Celesc e Copel assinaram recentemente contratos de compra de energia de usinas termelétricas. O presidente da distribuidora paulista CPFL, Wilson Ferreira Jr., diz que as concessionárias de distribuição estão buscando contratos de fornecimento mais longos. Ele acredita que a necessidade de garantir o abastecimento daqui a três anos começa a viabilizar a construção de térmicas que ficarão prontas neste prazo. "É mais barato assinar o PPA (power purchase agreement, que é o contrato de compra da energia por 20 anos) de uma usina a gás do que pagar o seguro-apagão de usinas a diesel", afirmou. A CPFL já havia fechado o primeiro PPA de uma térmica no país, da usina de Carioba 2, em São Paulo, que ainda não conseguiu sair do papel por problemas ambientais. Com o projeto Carioba emperrado, fontes do mercado afirmam que a CPFL pretende fechar a aquisição da energia de outra usina no Estado, a térmica de Santa Branca, de propriedade da americana AES. As obras desta usina estão paradas, já que a AES passa por dificuldades financeiras e não tem como honrar com os US$ 500 mi necessários para a sua construção. (Valor - 09.10.2002)

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Para o diretor-presidente da TermoRio, Antônio Gama Rocha, um incentivo para a retomada dos projetos termelétricos é a resolução que muda o VN, publicada pela Aneel no mês passado. "A medida aumenta em US$ 2 o MWh, retomando o valor do teto anterior, que havia sido modificado", explica Rocha. A Termorio, de propriedade do grupo EDF, já tem o seu PPA fechado com a Light, também controlada pela EDF, desde maio de 2001. Recentemente, a distribuidora fluminense fechou novo contrato de compra de energia por 20 anos, com a térmica de Paracambi, também de propriedade do grupo francês, no Rio. A TermoRio, com 780 MW, tem previsão para entrar em operação em fevereiro de 2004. Dos US$ 500 mi necessários para a sua construção, cerca de R$ 215 mi estão em negociação para financiamento via BNDES. Este montante servirá para a implantação de mais três unidades geradoras. A usina de Paracambi, com 523 MW, entra em operação comercial em dezembro de 2004, prazo que também a enquadra no PPT, o que dá direito ao gás subsidiado. As obras civis devem ser iniciadas no primeiro trimestre de 2003. A Celesc, de Santa Catarina, também fechou contrato de compra da energia da termelétrica Norte Catarinense, de 450 MW, que será construída em parceria com a Petrobras. Ao todo, os investimentos somam US$ 350 mi, sendo que US$ 250 mi seriam destinados à primeira etapa de implantação da usina, que teria capacidade instalada de 240 MW e utilizaria um milhão de metros cúbicos de gás por dia. (Valor - 09.10.2002)

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A Petrobras já negociou cerca de 1,2 mil MW com distribuidoras e geradoras dos 2,6 mil MW previstos para entrarem em operação neste ano. A empresa teria outros 1,4 mil MW para vender, proveniente da entrada em funcionamento de outras usinas: TermoBahia, TermoRio, Araucária, Três Lagoas, Fafen, além de Canoas e Nova Piratininga, que entraram em funcionamento. Deste montante, a empresa está prestes a fechar um contrato de 300 MW com a Delta, uma comercializadora formada por ex-funcionários da Enron. Com isso, a empresa teria ainda 1,1 mil MW para negociar com as empresas de energia. Segundo a Petrobras, a Celesc foi a única distribuidora a assinar formalmente contrato de compra da energia de suas usinas a gás. Mas a empresa está em negociação com outras distribuidoras e prefere não divulgar nomes para não atrapalhar os entendimentos. Fontes do mercado asseguram que a CPFL e a Elektro estariam entre elas. O presidente da Elektro e da Enron no Brasil, Orlando González, acredita que o momento atual, de incertezas políticas e sobre a continuidade do modelo elétrico brasileiro, não favorece a assinatura de contratos muito longos. "Algumas empresas podem até estar pensando em assinar PPAs no futuro, mas ninguém está fazendo nada no momento", disse. A distribuidora paranaense Copel é outra que vem se garantindo com usina termelétrica. Há poucos dias entrou em operação no Paraná a usina de Araucária, onde a Copel detém 20% do empreendimento e é responsável pela sua operação. O projeto é resultado de investimentos de US$ 340 mi feitos pela Copel, El Paso, com 60% do projeto, e Petrobras, que possui os 20% restantes. (Valor - 09.10.2002)

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O CNPE determinou à Eletronuclear que inicie os trabalhos preparatórios para a construção da usina nuclear de Angra 3. Em resolução publicada, ontem, no Diário Oficial da União, o CNPE libera a estatal para negociar contratos de financiamento e venda de energia e começar os trabalhos de construção civil no complexo nuclear de Angra dos Reis. Em maio de 2003, o governo eleito em 27 de outubro vai definir pela continuidade ou não do projeto. A resolução detalha a decisão tomada pelo CNPE em sua última reunião, de 17 de setembro, e, na prática, deixa a decisão para o próximo Governo. Mas dentro da Eletronuclear os termos colocados pelo conselho foram interpretados como um passo importante na discussão sobre Angra 3 - um investimento de US$ 1,7 bi. O documento estipula data de referência para entrada em operação da usina, que vai ter potência de 1,35 mil MW: novembro de 2008. O CNPE determina que a Eletronuclear dedique parte dos ganhos com a venda de Angra 1 e 2 para um fundo, a ser administrado pela Eletrobrás, que financiará parte de Angra 3. (Jornal do Commercio - 09.10.2002)

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O excesso de oferta de energia e o desaquecimento da economia nacional transformaram em 380 MW os mil MW previstos para serem gerados pela TermoRio, a partir de setembro de 2003. Segundo Geraldo Baltar, gerente executivo de energia da Petrobras, empresa que detêm 100% do capital acionário da TermoRio, a princípio a termelétrica vai gerar energia suficiente para abastecer apenas a Rio Polímeros, companhia âncora do futuro Pólo Gás Químico. ´Daí para frente só aumentaremos a potência em função da demanda´, adianta Baltar. Há cerca de um ano, quando foi anunciada a construção da TermoRio, a previsão era de que a termelétrica entrasse em 2004 com um potência de 1040 MW. Uma revisão nos programas de termelétricas da Petrobras, realizada este ano, determinou uma redução de 63,5% na geração de energia da unidade fluminense. (Gazeta Mercantil - 09.10.2002)

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A reavaliação dos projetos de termelétricas da Petrobras abrange empreendimentos em vários estados. De acordo com Geraldo Baltar, gerente executivo de energia da Petrobras, estão incluídas as unidades termelétricas de Ibirité (MG), Corumbá (MS), Três Lagoas (MS), Canoas (RS) e Piratininga (SP). Em Cubatão (SP), as obras foram interrompidas. "Houve uma economia muito grande do consumo, e uma quantidade maior ainda de chuvas. A demanda energética brasileira reduziu em 13%, no último ano, enquanto o normal é um incremento anual de 3%. Isto equivale dizer que estamos no mesmo patamar de consumo de 1999", destaca Baltar. Dos 4.200 MW previstos para serem gerados, apenas 1.700MW devem, com certeza, 'sair do papel'. Destes, 1.300 MW estão sendo gerados nas chamadas plantas merchandt, onde a energia gerada é voltada para o MAE. Em valores reais, esta reavaliação implica em redução de, aproximadamente, 40% do total de US$ 2,5 bi previstos para serem investidos inicialmente. (Gazeta Mercantil - 09.10.2002)

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Depois de interromper suas obras por conta de indefinições do Governo Federal sobre o preço máximo de compra para a energia futura a ser gerada, a Termoaçu vem acelerando o ritmo das construções. A direção da Construções e Comércio Camargo Corrêa, braço construtor do grupo paulista, confirmou o novo ritmo do serviço. A usina termelétrica a ser instalada no município de Alto do Rodrigues tem potência para gerar 320 MW de energia, e a primeira turbina da térmica está com chegada prevista em Natal para o próximo dia 22 deste mês. A turbina pesa 250 toneladas e segundo informações da Camargo Corrêa será transportada, em carretas, do Porto de Natal até o local da obra, num esquema de trânsito especial. Um gerador vem acompanhando essa primeira turbina da Termoaçu. (Tribuna do Norte - 09.10.2002)

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Os testes com gás na usina termoelétrica de Três Lagoas começam amanhã. A previsão é que esta etapa dure 45 dias, com a térmica estando apta para operar no fim de novembro, segundo afirmou ontem o gerente de Operações da Petrobras, Sérgio Vinicius Couto. Ele esclareceu que os testes deveriam ter começado desde o último dia 25. Contudo, houve novo atraso, porque a MSGás precisava fazer a odorização do produto boliviano (uma medida de segurança em caso de eventual vazamento). Segundo Couto, a chegada do gás permitirá que se alcance a fase final de testes. O equipamento já foi testado a seco e agora será operado com o gás. Os experimentos se estenderão pelas quatro turbinas. Após esta fase, a usina estará em plenas condições de operação. (Correio do Estado - 09.10.2002)

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A usina termoelétrica vem sendo construída há dois anos pela Petrobras, a um custo de US$ 140 mi. Inicialmente vai funcionar com aproximadamente 30 técnicos, gerando cerca de 260 MW. Numa segunda etapa, pretende-se investir mais US$ 100 mi para que a usina passe a reaproveitar o vapor gerado pelas turbinas, o que aumentará sua capacidade em cerca de 100 MW. A usina vem sendo totalmente construída com recursos da Petrobras. O projeto ganhou impulso com a crise de energia no ano passado. Atualmente, entre seis e dez usinas termoelétricas estão sendo inauguradas ou se encontram em fase final de construção no Brasil. (Correio do Estado - 09.10.2002)

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Os grandes consumidores de energia que são abastecidos em alta-tensão terão, a partir do próximo ano, de celebrar contratos distintos: um com a empresa responsável pela rede de distribuição e outro com a empresa que fornece energia. A determinação está em decreto presidencial publicado ontem no Diário Oficial e a Aneel deverá regulamentar a substituição dos atuais contratos de fornecimento. A separação dos contratos começará pelos consumidores que gastam mensalmente mais de 3 MWh de energia. Esse consumidor terá prazo até 1º de julho do próximo ano. As empresas que consomem acima de 1 MWh terão de se adequar até 1º de julho de 2004 e em julho de 2005 a exigência se estenderá aos demais consumidores, atendidos em qualquer tensão, alta ou baixa. (Diário da Manhã - 09.10.2002)

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A empresa Mineração Santa Elina Indústria e Comércio recebeu autorização da Aneel para comercializar, por dez anos, o excedente de energia elétrica produzido no aproveitamento hidrelétrico Guaporé, localizado no município de Pontes e Lacerda, no Mato Grosso. Já o despacho 623, emitido na mesma data pela agência reguladora, aprovou os estudos de inventário hidrelétrico simplificado de um trecho do rio Turvo, localizado no Paraná, que apresenta área de drenagem total de 428 quilômetros quadrados. Os estudos foram apresentados pela empresa RDR Consultores Associados e identificaram potencial total de 7,23 MW distribuídos em dois aproveitamentos: um com 6,10 MW de potência e o outro com 1,13 MW de potência. Os estudos de revisão do inventário hidrelétrico do rio Correntes identificaram um potencial total de 43,5 MW, distribuídos em três aproveitamentos e foi apresentado pela empresa BSB Energética. O estudo foi aprovado ontem pela Aneel. O inventário está localizado no no trecho do reservatório da usina Ponte de Pedra. Os três aproveitamentos elétricos são Água Enterrada, com potência de 14,5 MW; Santa Gabriela, com 23,8 MW e Santa Paula, com 5,2 MW. (Jornal do Commercio - 09.10.2002)

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Entra em operação comercial amanhã a linha de transmissão (LT) que conectará a unidade da Alcoa Alumínio em Poços de Caldas, Minas Gerais, à rede básica de Furnas Centrais Elétricas. A entrada em operação permitirá o início da auto-suficiência da unidade. De acordo com Antônio Carlos Vieira da Silva, gerente de Energia da Alcoa Alumínio, a LT permitirá uma redução de 15% no custo que a energia representa para indústria. (Jornal do Commercio - 09.10.2002)

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A terceira maior elétrica espanhola irá reduzir a sua dívida de US$ 8,03 para US$ 5,88 bi até ao final de 2002, através da venda de ativos não estratégicos no México e no Reino Unido. "Iremos ceder ativos não estratégicos, como a gestão de aeroportos no México e uma empresa de distribuição de água no Reino Unido", anunciou o diretor executivo da Unión Fenosa, Honorato Lopez Isla, numa entrevista ao jornal espanhol "Expansión". Estes desinvestimentos abrangem ainda "uma parte da rede de transporte de eletricidade na Espanha e ativos imobiliários", e poderão, segundo Lopez Isla, representar um encaixe de US$ 783,81 mi. Para além da venda de ativos, a Fenosa revelou que irá "reduzir em US$ 980 mi o investimento na construção de novas centrais de ciclo combinado". (Diário Económico - 07.10.02)

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A imprensa espanhola avança esta manhã com a notícia de que o governo de Madri estaria se preparando para bloquear a venda por parte da Iberdrola dos seus ativos de transmissão de eletricidade de alta tensão à CVC Partners, preferindo a Red Electrica de Espanha como comprador. No entanto, um porta-voz do ministro da Economia já esclareceu que "ainda não foi tomada qualquer decisão" sobre este assunto. O jornal espanhol "Expansión" noticia que o Executivo espanhol considera perigoso espalhar os ativos de rede elétrica na Espanha por diferentes proprietários, defendendo uma concentração na Red Electrica de Espanha (REE). Recorde-se que a Iberdrola já chegou a um acordo com o grupo de capitais privados CVC Capital Partners para a venda da sua rede de transmissão elétrica por US$ 565,32 mi. Um responsável da Iberdrola afirmou que não tinha conhecimento "de qualquer bloqueio do acordo (com a CVC)", acrescentando que "se a REE quer ter estes ativos, então terá que igualar a oferta da CVC". Esta situação surge numa altura em que as três maiores elétricas espanholas estão considerando a venda de parte das suas participações na REE, na qual detém, juntamente com a Hidrocantábrico, 10% cada. (Diário Económico - 08.10.02)

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A reforma ministerial na Alemanha deve permitir uma utilização mais coerente da política de energia do país, disse o diretor geral do ministério da economia, Christel Muller, nesta terça-feira. Falando em uma conferência de energia em Berlim, Muller afirmou que a Alemanha precisava de métodos coordenados para sua política de energia. "Atualmente, nós tendemos a nos concentrar apenas um aspecto ou objetivo. Falamos sobre preços altos, mas não sobre preços competitivos", ele disse. " Falamos sobre redução de preços, mas nos esquecemos que tal postura não se encaixa com nossa estratégia de eficiência energética, onde necessitamos de preços altos". Muller disse ainda que o país apresenta em sua política de energia um "comportamento de supermercado", ao escolher itens individuais na prateleira ao invés de olhar mais atentamente ao todo. Mas a nova estrutura do governo alemão pode mudar este quadro, afirmou Muller. O mesmo disse ainda que se a Alemanha deseja atingir seus objetivos, os preços da energia para os consumidores finais devem sofrer algum aumento. Miller concordou com Ulf Boge, presidente do Serviço Federal de Defesa da Concorrência, no sentido de que a criação de um regulador independente para o mercado de energia não levará necessariamente a um melhor comportamento do mesmo. (Platts - 08.10.02)

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