Embora os especialistas concordem em que não há risco de desabastecimento de energia, pelo menos para 2003, o próximo Governo terá de encarar o setor elétrico como prioridade máxima. Além de cuidar para que os empreendimentos termelétricos previstos não sejam abandonados por causa de um excesso momentâneo de oferta de energia, o novo presidente terá de retomar o planejamento de longo prazo, que deu lugar ao gerenciamento da crise. O professor do Instituto de Eletrotécnica e Energia da USP, Ildo Sauer, afirma que o risco para faltar energia até 2004 não é grande, mas o Governo terá de manter forte vigilância sobre o desenvolvimento dos projetos de geração, sobre o comportamento da economia, o hábito dos consumidores e o regime de chuvas do período de novembro a março de 2002/2003 e 2003/2004. Segundo Sauer, é possível gerenciar a situação, mas o abastecimento ainda depende da combinação desses fatores. "Para 2003, os reservatórios estão abaixo do ideal, mas a situação ainda é confortável. Já para 2004, ainda é prematuro afirmarmos qualquer coisa. Se houver regime de chuvas extremamente desfavorável e um crescimento econômico com o próximo Governo poderemos ter problemas", alerta o professor. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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A disposição de grupos internacionais de energia em se desfazer de subsidiárias brasileiras, arrematadas durante os leilões de privatização e que hoje estão com a saúde financeira comprometida, tem despertado a atenção de empresas nacionais, como GP e Docas Investimentos e até mesmo a Companhia Vale do Rio Doce. Mas a mudança no controle acionário está vinculada às vantagens que os compradores vão ter. Além de pagar um preço baixo, talvez simbólico, por causa do alto grau de endividamento, elas querem reestruturar o passivo das elétricas à venda, principalmente, com o BNDES. A operação, porém, exigirá forte atuação do governo para não onerar consumidores ou contribuintes, já que deverá envolver o BNDES. De acordo com o diretor da Coppe da UFRJ, Luiz Pinguelli Rosa, renegociações de dívidas sempre podem ocorrer, mas dependem do retorno da operação. (O Estado de São Paulo - 28.10.2002)

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A cobrança de correção monetária sobre os débitos das empresas no MAE gerou tamanha gritaria no setor que, na última quarta-feira, o ministro de Minas e Energia, Francisco Gomide, decidiu pedir um parecer ao Ministério da Fazenda sobre a legalidade da cobrança. A decisão foi tomada após uma reunião com representantes das geradoras Chesf, Furnas e Eletronorte, da Aneel, do MAE e um representante do Ministério da Fazenda. Na reunião, os participantes deixaram claro ao ministro que a decisão da Aneel contraria a audiência pública feita no setor para estabelecer as normas para a liquidação do MAE. Segundo um dos participantes dessa reunião, o uso do IGP-M para atualizar os débitos teria sido sugerido só pelo MAE. A medida, segundo ele, beneficia especialmente uma geradora do setor privado, a Tractebel, que teria a receber R$ 600 milhões e nada a pagar. Um dos conselheiros do MAE, segundo esse participante, é ex-funcionário da Tractebel. Lindolfo Paixão, superintendente do MAE, nega que tenha um dedo da instituição na resolução que estabeleceu a correção monetária. "Não temos nada com isso, e quem sugerir o contrário estará agindo de má-fé", afirma. (Folha de São Paulo - 27.10.2002)

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A Aneel está iniciando a segunda fase da licitação para contratação de consultoria que vai fiscalizar obras de implantação de PCHs. A empresa contratada será responsável por fiscalizar 21 usinas, localizadas nas regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Norte. Juntas, as centrais atingem 353,06 MW de potência instalada. De acordo com um técnico da agência, na primeira etapa do processo (que recebeu propostas técnicas, econômica-financeiras e jurídicas), 18 empresas entregaram documentação, mas somente 17 participarão da segunda fase. "A única empresa foi reprovada na proposta econômica-finaceira", comenta o técnico. Essa etapa, conhecida como proposta comercial, a agência avalia as propostas apresentadas pelas empresas habilitadas. Ele diz que, após o encerramento da segunda etapa da tomada de preço, a Aneel tem mais 30 dias para avaliar e divulgar o resultado da empresa vencedora da licitação. (Canal Energia - 25.10.2002)

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De acordo com o ONS, na quinta-feira (últimos dados disponíveis), os reservatórios das regiões Sudeste e Centro-Oeste estavam com 44,49% de sua capacidade máxima de armazenamento. Em outubro do ano passado, quando vigorava o racionamento, os reservatórios dessas regiões estavam com 21,30% da capacidade máxima. Nas demais regiões, com exceção do Sul, onde não houve racionamento, também houve melhora no nível dos reservatórios. Ildo Sauer, professor da USP, ressalta que o problema de haver uma perspectiva de que pode ocorrer sobra de energia por causa do baixo nível de consumo atual, pode provocar a desaceleração do ritmo dos investimentos e comprometer a segurança do abastecimento. "Isso é um problema desse modelo do setor elétrico (de competição entre agentes privados). Quando o preço cai, por causa da baixa demanda, os investidores se retraem", avalia. O coordenador do Cenergia da Coppe/UFRJ, Maurício Tolmasquim, afirma que, se não houver uma surpresa no crescimento da demanda de energia, o abastecimento estaria garantido até 2005 com a entrada em operação das usinas previstas pelo Governo, mesmo com um regime de chuvas desfavorável. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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As principais barragens do Nordeste destinadas à geração de energia elétrica estão com os níveis abaixo dos registrados no mesmo período de 2000, época do "pré-apagão" no país. Há dois anos, no final de outubro, as represas da região estavam, em média, com 29,5% da capacidade de armazenamento. No último dia 23, essa média era de 27,3%. Até o dia 31, esse percentual deverá cair para 24,4%, segundo a Chesf. O nível da represa de Sobradinho, maior da região, com capacidade para armazenar 28,7 bilhões de metros cúbicos de água, estava em 17,1% no dia 23. Na mesma data, em 2000, era de 23,6%. Os níveis das barragens em outubro de 2000 não eram considerados excelentes, mas, como ocorrera em anos anteriores, seriam suficientes para manter o fornecimento normal de energia, se chovesse entre novembro daquele ano e maio de 2001. "Os reservatórios podem estar abaixo no Nordeste, mas o cenário futuro é bem melhor hoje do que o verificado em 2000", disse Roberto Pereira D'Araújo, diretor da ONG Instituto de Desenvolvimento do Setor Elétrico. Mas existe um risco: se a seca voltar a se manifestar com grande intensidade, o consumidor poderá ser obrigado a pagar mais para não sofrer um apagão. (Folha de São Paulo - 27.10.2002)

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O Plano de Revitalização do Setor Elétrico estabeleceu que a partir de 2003 25% dos contratos antigos entre as geradoras e distribuidoras seriam abertos anualmente para novas negociações. Metade do volume de energia liberado teria de ser ofertada em leilões públicos, em que as distribuidoras e grandes consumidores industriais poderiam comprar em contratos de fornecimento por dois, quatro ou seis anos. Do total ofertado pelas estatais, cerca de 35% apenas foram vendidos para as distribuidoras e grande consumidores. "Não se sabe o quanto dessa redução de consumo é conjuntural e o quanto é estrutural. Pode ser que com a melhora da conjuntura econômica haja uma explosão da demanda de energia", avalia Maurício Tolmasquim, da Coppe/UFRJ. Tolmasquim explica que de 2000 para 2001 houve uma redução de 10% no consumo de energia das regiões Sudeste e Centro-Oeste por causa do racionamento. De 2001 para 2002, quando ocorreu o fim do racionamento, o especialista afirma que houve uma recuperação de somente 2,7% nas mesmas regiões, inferior ao crescimento médio dos anos anteriores. "Atualmente, a situação do abastecimento de energia está tranqüila. A dúvida é, se com o crescimento da economia e do aumento do poder aquisitivo das classes mais baixas, não haverá uma explosão da demanda de energia", avalia. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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O especialista Maurício Tolmasquim, da Coppe/UFRJ, afirma que o consumo per capita de energia no Brasil ainda é muito baixo, porque os consumidores das classes mais pobres não têm muitos aparelhos eletrônicos. Segundo Tolmasquim, se houver uma política de distribuição de renda, haverá um crescimento expressivo do consumo de energia. O secretário de Energia, Indústria Naval e Petróleo, Luiz Limaverde, ressalta que, se o próximo Governo não priorizar os investimentos em termelétricas, o País poderá voltar a ter problemas de fornecimento de energia já em 2004, se houver um regime de chuvas extremamente desfavorável. Limaverde lembra que há algumas térmicas com capacidade ociosa atualmente mas que seriam insuficientes para acompanhar o crescimento da demanda se não surgirem novos empreendimentos. No Estado do Rio, por exemplo, há a Macaé Merchant, da El Paso, que tem potência instalada de 870 MW, mas só está operando com 500 MW e a Eletrobolt, em Seropédica, com capacidade de 355 MW, mas que está desligada por falta de contratos. Além disso, até maio deverá entrar em operação a Termelétrica Norte Fluminense, do grupo EDF, em Macaé. A usina terá capacidade instalada de 780 MW. Há ainda a Termorio, em Duque de Caxias, com 380 MW de potência instalada, prevista para entrar em operação ainda este ano. O projeto da Termorio previa 1.080 MW de potência instalada, mas por causa das dificuldades do mercado de energia foi revisto. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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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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A Alliant Energy decidiu suspender os investimentos no Brasil e disse que pode abandoná-los depois que as perdas no país contribuíram para a piora de seu resultado no terceiro trimestre deste ano. A empresa apurou lucro líquido de US$ 44,7 mi entre julho e setembro, 35,5% menor do que o registrado no mesmo período de 2001. Acionista da Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, com 21,6% das ações ordinárias (com direito a voto) e 39,4% do capital total, além das térmicas de Juiz de Fora e Termosergipe, a Alliant teve prejuízo de US$ 19 mi no Brasil no terceiro trimestre. No mesmo período o ano passado, a perda no país havia atingido US$ 3,7 mi. Desde 2000 a empresa americana já investiu R$ 364,9 mi no sistema Cataguazes-Leopoldina. Segundo a empresa, a desvalorização do real encareceu os custos e o financiamento dos investimentos em termeletricidade e os custos regulatórios também aumentaram. "Estamos muito desapontados com os resultados dos nossos investimentos no Brasil, por isso é imperativo que os números melhorem no curto prazo", afirmou o presidente da Alliant, Erroll Davis Jr. (Valor - 28.10.2002)

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Apesar da ameaça de abandonar investimentos no Brasil, a Alliant Energy indicou que prevê tempos melhores no país. De acordo com Erroll Davis Jr., presidente da companhia, uma série de medidas já foi adotada para melhorar o desempenho operacional no país. No entanto, a alta do dólar, as incertezas regulatórias e políticas e as vendas retraídas levaram a um resultado que a empresa não pode tolerar indefinidamente. "Se não virmos melhorias nos negócios no curto prazo, vamos reavaliar nosso comprometimento com o mercado brasileiro", ressaltou Davis Jr. Em comunicado, a Alliant observou que as vendas de energia no Brasil estão voltando a crescer, depois da retração provocada pelo racionamento. Em segundo lugar, as medidas para incrementar a eficiência operacional estão começando a dar resultados. Para completar, o fim do período eleitoral deve ajudar a estabilizar o dólar. Além do desempenho no Brasil, o resultado da Alliant também foi influenciado pelo aumento das despesas operacionais da atividade de distribuição de energia. Entre julho e setembro, a empresa apurou receita líquida de US$ 724,9 mi, 10% maior que a do terceiro trimestre de 2001. Nos nove primeiros meses do exercício atual, as vendas somaram US$ 1,9 bi, abaixo dos US$ 2,1 bi de igual período do ano passado. (Valor - 28.10.2002)

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No próximo ano, as geradoras federais terão uma redução de 25% no seu faturamento, segundo o presidente da Abrage, Flávio Neiva. "As empresas ficarão numa situação difícil", diz. Essa queda de faturamento será resultado da decisão do governo de reduzir em 25% os contratos iniciais de fornecimento de energia às distribuidoras, que foram firmados à época da privatização. Essa "energia velha" seria substituída pela "energia nova", das termelétricas a serem implantadas até 2004. A medida foi adotada antes do racionamento como forma de estimular os investimentos no PPT. A energia que será liberada dos contratos iniciais no ano que vem será vendida em leilões pelo MAE. "O problema é que não sabemos quanto vamos conseguir recolocar dessa energia", diz Neiva. Segundo ele, a "situação conjuntural de superoferta está impedindo que se contrate energia de longo prazo". O resultado disso é que as geradoras terão prejuízo e o PPT não avança. O programa das termelétricas até foi reduzido pelo governo. (Folha de São Paulo - 27.10.2002)

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A capacidade de investimento das geradoras de energia deverá diminuir no próximo ano, em conseqüência de um processo de transferência de recursos entre o setor que pune as empresas estatais, principalmente as do sistema Eletrobrás. Especialistas do setor estimam que a sangria chegue a quase R$ 5 bi. Até o dia 22 de novembro as geradoras terão de pagar R$ 2,2 bi referentes à compra da chamada "energia livre" comercializada no MAE. Também nessa data as geradoras têm de liquidar outra fatura, estimada entre R$ 1,8 bi e R$ 2 bi por diretores de empresas e analistas de mercado. Esse é o total de recursos que as geradoras -80% delas estatais- pagarão às distribuidoras -85% das quais privatizadas- pela recompra de energia após o fim do racionamento. (Folha de São Paulo - 27.10.2002)

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As Centrais Elétricas do Norte do Brasil (Eletronorte) vão investir R$ 120 mi em obras de ampliação de três subestações localizadas no Pará, Maranhão e Mato Grosso. Os empreendimentos reforçarão a rede básica do sistema elétrico interligado e deverão entrar em funcionamento entre 31 de dezembro de 2002 e 31 de agosto de 2005. Na prática, os projetos aumentarão a capacidade, a qualidade e a segurança na malha de transmissão a partir da usina hidrelétrica de Tucuruí (PA), que nutre as três subestações. De acordo com José Henrique Machado, superintendente de expansão da transmissão da Eletronorte, os desembolsos ocorrerão entre o final deste ano e 2005, e serão repassados em forma de aporte de capital da Eletrobrás, controladora da Eletronorte. (Gazeta Mercantil - 28.10.2002)

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Na subestação seccionadora de Tucuruí, de 500 kV, que fica a quase um quilômetro da hidrelétrica, o reforço no intercâmbio de energia virá em etapas. Segundo Machado, essa subestação capta e distribui para o Pará e demais regiões do País toda a energia atualmente gerada em Tucuruí. Inicialmente, haverá a ampliação gradual na capacidade da subestação, que deverá estar completamente duplicada em dezembro de 2006. A capacidade atual de Tucuruí é de cerca de 4,2 mil MW. A primeira etapa da obra na subestação de Tucuruí deverá estar concluída em dezembro deste ano. Depois disso, a capacidade da unidade aumentará paulatinamente, até chegar à potência total da usina, que será de 8,3 mil MW. As obras na subestação seguirão o cronograma de entrada das máquinas para duplicação da usina. Em dezembro deste ano, começará a funcionar a primeira dessas unidades. A expectativa é de que, em dezembro de 2006, a 11 máquina da segunda etapa esteja operando, a duplicação seja concluída e a subestação, finalmente, preparada para receber e distribuir essa energia adicional. (Gazeta Mercantil - 28.10.2002)

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Na subestação São Luís II, no Maranhão, será instalado um compensador estático na tensão de 230 kV, a fim de evitar oscilações na rede elétrica fora dos critérios normais (controla as variações da tensão). "Com o compensador, vamos melhorar o atendimento aos clientes do Maranhão e aumentar a capacidade de transporte de energia para o Nordeste, na ordem de 160 MW", disse Machado. Hoje, a capacidade da subestação São Luís II é de 1 mil MW a 1,3 mil MW. A previsão da Eletronorte é de que o compensador esteja em operação em 31 de agosto de 2004. A subestação de Sinop (MT) também receberá um compensador estático - menor do que o de São Luís - na tensão de 230 kV. A obra também servirá para evitar grandes oscilações na rede elétrica e ampliar a capacidade de transporte de energia, só que, neste caso, entre Sinop e Cuiabá (MS). "A capacidade atual, de aproximadamente 150 MW, será acrescida em cerca de 50 MW", afirma Machado. A previsão é para conclusão em 30 de junho de 2004. (Gazeta Mercantil - 28.10.2002)

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Segundo José Henrique Machado, superintendente de expansão da transmissão da Eletronorte, o próximo passo da Eletronorte, depois de investir R$ 120 mi em obras de ampliação de três subestações localizadas no Pará, Maranhão e Mato Grosso, será promover a licitação para a compra dos equipamentos que serão empregados nas ampliações das subestações. "São equipamentos feitos sob medida para cada caso, que demoram em média 12 a 16 meses para serem fabricados." (Gazeta Mercantil - 28.10.2002)

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A Cooperluz teve registrado a hidrelétrica de Caraguatá, com uma unidade hidrogeradora, totalizando 953 kW de potência instalada, destinada ao uso exclusivo da cooperativa. A Aneel concedeu o registro por meio do despacho nº 656, publicado no dia 24 de outubro no Diário Oficial da União. A usina, localizada no município de Campina das Missões, no estado de Santa Catarina, entrará em operação até fevereiro de 2004. (Canal Energia - 25.10.2002)

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Na primeira semana de outubro, os preços do MAE subiram em todas as regiões do país. O maior aumento verificou-se no submercado Sul, que registrou crescimento de até 82,2% no valor do MWh para carga pesada. Entre os dias 26 de outubro e 1º de novembro, o preço da energia fica em R$ 7,29 para a carga pesada. Para as cargas média e leve, o valor do MWh está em R$ 7,27 e R$ 7,18, respectivamente. No submercado Sudeste/Centro-Oeste, os preços MAE são os mesmos praticados pela região Sul esta semana. Os valores tiveram aumento de até 49,5% em comparação com a semana anterior. Nas regiões Norte e Nordeste, o preço da energia para carga pesada fica em R$ 6,77, o que representa um aumento de 44,9% em comparação com a semana anterior. Para as cargas média e leve, o valor do MWh esta semana está em R$ 6,59. (Canal Energia - 25.10.2002)

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O dólar comercial abriu as operações do primeiro dia após a eleição de Luiz Inácio Lula da Silva com queda de 0,53% perante o fechamento de sexta-feira, cotado a R$ 3,70 na compra e a R$ 3,71 na venda. No mercado futuro, os contratos de novembro negociados na BM & F tinham recuo de 0,67%, projetando a moeda a R$ 3,665. Na sexta-feira, mais investidores " desmontaram " posições no mercado cambial e o dólar recuou. No final dos negócios, a moeda registrava queda de 1,84% e era negociada a R$ 3,7250 na compra e a R$ 3,7300 na venda. (Valor Online - 28.10.2002)

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A queda na cotação do dólar nos últimos dias da semana passada indica que o mercado já assimilou a vitória do PT, mas o discurso de Luiz Inácio Lula da Silva após as eleições deste domingo ainda causa apreensão. Outras provas para a estabilidade do câmbio virão, entre elas o anúncio da equipe provisória, a divulgação dos nomes da equipe definitiva - esperada para dezembro pelos analistas -, a posse em janeiro e as primeiras medidas do novo Governo. Os vários vencimentos de títulos cambiais devem piorar a tensão política e limitar a ação da equipe econômica, na opinião de Gregório Rodrigues, economista da Socopa Corretora. "A nova equipe não vai ter muito espaço para trabalhar porque estará apagando incêndio, decidindo se rola ou resgata a dívida nos vencimentos do primeiro semestre", arrisca. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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O Tesouro Nacional tem recursos suficientes em caixa para resgatar as dívidas que vencem até março do ano que vem, na remota hipótese de precisar fazer resgates maciços dos títulos da dívida interna, que em setembro cresceu 5,78%, para R$ 658,78 bi, impulsionada pela desvalorização do real frente ao dólar. O que acontecerá a partir de março, entretanto, depende dos primeiros passos do Governo. O que Lula anunciar na virada da eleição para a fase de transição vai influenciar as rolagens dos próximos vencimentos. O novo Governo deve adotar medidas que evitem a possibilidade de qualquer tipo de calote e manter o acordo com o FMI. Se possível, é aconselhável o aumento do superávit primário, pelo corte nos gastos públicos. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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O mercado já perdeu o medo de um governo PT. Segundo economistas e analistas do mercado financeiro, os sinais das últimas semanas demonstram que a transição de governo não deve ser traumática. "O mercado lulou", define o presidente da Associação Brasileira de Mercado de Capitais (Abamec), Pedro Espíndola, referindo-se a Luíz Inácio Lula da Silva (PT). Para Espínola, não deve haver qualquer turbulência, também, na relação com os credores internacionais. "Não existe nenhum risco de não-pagamento da dívida externa. Não há razão para isto, todos os problemas que tivemos foram fruto de ataques especulativos. O dólar está em ligeira queda, o que demonstra a aceitação do novo governo pelo mercado" garante o presidente da Abamec. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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Os projetos do PPT somam 15,1 MW de potência instalada. Entretanto, o próprio Governo prevê que somente de 7 mil MW a 9 mil MW deverão sair do papel. Além disso, há mais 8,7 MW previstos para entrada em operação até 2005, com hidrelétricas e outras fontes de energia. Entretanto, Maurício Tolmasquim, coordenador do Cenergia, afirma que o setor elétrico terá de continuar sendo uma preocupação para o próximo Governo, porque o planejamento de longo prazo terá de ser recuperado. Segundo ele, para 2010 o País precisará de ter uma usina do porte do projeto de Belo Monte, no Pará, com 11 mil MW. "Poderão ser outras hidrelétricas, mas a decisão tem de ser tomada agora, porque esses empreendimentos levam muito tempo para entrarem em operação. Se não começarmos os projetos agora, vai continuar como está. Teremos que construir, às pressas, termelétricas e pagar um custo muito mais alto por isso", explica. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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Maurício Tolmasquim, coordenador do Cenergia, lembra que para 2006 já não há garantias para o abastecimento, que dependerá do regime de chuvas e do crescimento da demanda. O especialista lembra que, em 2005, terminará o contrato das termelétricas emergenciais alugadas pelo Governo com o seguro antiapagão, cobrado dos consumidores. Segundo ele, isso implicará em novos projetos de geração ou então na prorrogação dos contratos, que têm um ônus altíssimo para os consumidores. "O planejamento do setor elétrico foi destruído pelo Governo atual. O próximo terá de mudar a política e fazer um planejamento de longo prazo para que o sistema tenha mais segurança", acrescenta. Tolmasquim explica que a situação atual parece confortável, porque houve uma compressão no nível de consumo de energia. Segundo ele, este foi o motivo do fracasso do leilão da energia livre dos contratos iniciais da geradoras estatais. (Jornal do Commercio - 28.10.2002)

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Dados da Aneel revelam que, das 40 usinas incluídas no PPT, 23 estão em andamento ou em operação. O restante enfrenta problemas ambientais e quatro não possui autorização da agência - Bongi (150 MW), Norte Capixaba (250 MW), TermoAlagoas (150 MW) e TermoGaúcha (500 MW). Apesar dos dados, a visão dos executivos quanto ao sucesso do programa é pouco otimista. Isto porque questões regulatórias e de mercado ainda emperram o andamento do programa. Para Goret Pereira Paulo, diretora de Desenvolvimento da Intergen, uma das controladoras de Carioba II, a previsão é que, do volume total estimado no programa, apenas nove mil MW sejam realmente instalados. Entre as questões polêmicas que envolvem o segmento, está o real papel da Petrobras. Segundo François Moreau, diretor da Estratégia & Valor Consultores, a estatal assumiu papel importante no programa, já que ela passou a ser, ao mesmo tempo, supridora de gás natural e geradora de energia. (Canal Energia - 25.10.2002)

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A Comissão de Energia espanhola aconselhou o governo de Madri a não autorizar a venda por parte da Iberdrola dos seus ativos de transmissão elétrica ao grupo de investimento CVC Capital, alegando que põe em risco a segurança da rede. Segundo noticia hoje o diário espanhol "Expansión", o ministro da Economia espanhol já admitiu ter recebido o relatório não-vinculativo da Comissão de Energia, tendo no entanto refugiado-se na sua confidencialidade. 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$ 563,3 mi. O "Expansión" revelou no início deste mês que o governo de Madri estaria se preparando para bloquear esta operação, preferindo a Red Electrica da Espanha como comprador, por considerar perigoso espalhar os ativos de rede eléctrica na Espanha por diferentes proprietários, uma notícia entretanto negada pelo Executivo. O governo espanhol deverá tomar uma decisão sobre este assunto até ao próximo dia 8 de Novembro. (Diário Económico - 24.10.02)

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A Duke Energy revelou nesta quinta-feira que a SEC, comissão responsável pela regulação do setor americano de energia, havia lançado uma investigação formal sobre possíveis negócios irregulares nos setores de gás e energia dentro da companhia. A Duke informou que a SEC havia requisitado informações sobre seus negócios, como também o fez a Comissão Federal de Regulação de Energia. Funcionários da Duke em uma conferência por telefone, disseram que as mudanças feitas nos procedimentos de investigação da SEC foram meramente "mudanças de procedimento", não representando qualquer mudança em seu status financeiro. A Duke informou que vem colaborando com a SEC, assim como vem fazendo com outras investigações. A companhia com base em Charlotte, Carolina do Norte, recebeu também uma intimação judicial da Comissão Americana de Regulação dos Contratos de Compras Futuras de Mercadorias. A Duke informou publicamente em agosto que suas unidades de comércio conduziram cerca de 90 trocas de forma irregular entre 1º de janeiro de 1999 e 30 de junho de 2002. A companhia disse na ocasião que estas trocas representaram menos de um terço de 1% dos ganhos da companhia oriundos dos setores de gás e energia durante o período. (Platts - 25.10.02)

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A agência responsável pela regulação do setor de energia no Reino Unido, Ofgem, acredita que o processo de definição de cobranças e preços de distribuição de energia feito pela British, precisa ser revisto. Estas novas medidas são necessárias para que geradores de distribuição (normalmente pequenas plantas de energia) sejam cobrados de forma adequada para poderem usar e serem conectados à rede elétrica. A Ofgem iniciou uma consulta nesta quinta-feira sobre a estrutura de cobrança dentro do sistema de distribuição de energia com o objetivo de fomentar os debates relativos à questão. As medidas hoje observadas são praticamente as mesmas de vinte anos atrás, disse a Ofgem. A Ofgem deseja saber como as cobranças são feitas; estabelecer um método mais transparente de cobrança para a conexão e uso das redes de energia e desenvolver um esquema melhor para a cobrança das geradoras de distribuição. (Platts - 25.10.02)

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