Canal Energia
Meio ambiente predomina em projetos de P&D 2009 de Furnas Eficiência energética e gestão de bacias de reservatórios também estão entre os temas.
Prospecção pública acontece até o próximo dia 18 de setembro
Da Agência CanalEnergia, PeD 28/08/2009
Furnas abriu prospecção pública de propostas para projetos de Pesquisa & Desenvolvimento para o programa de 2009. Até o próximo dia 18 de setembro, as instituições de pesquisa interessadas poderão analisar as 37 demandas e enviar propostas à companhia. De acordo com o gerente da assessoria de suporte à Pesquisa & Desenvolvimento de Furnas, Renato Norbert, a temática predominante dos projetos para este ano envolve meio ambiente com nove demandas. Seis projetos tratam de eficiência energética e cinco demandas estão relacionadas à gestão de bacias de reservatórios.Esta é a primeira vez que Furnas realiza prospecção pública de projetos de P&D pela internet. "Anteriormente os profissionais da companhia faziam independentemente contato com instituições de pesquisa, o projeto era analisado pelo comitê de Furnas e, se fosse aprovado, era submetido à Aneel no bloco de projetos", disse Norbert. A mudança, ainda segundo o executivo, foi uma recomendação da auditoria da companhia.Diferentemente do que ocorreu nos ciclos anteriores, Furnas encontra dificuldades para identificar o valor de investimento para os projetos deste ano devido a atrasos de projetos de outros ciclos. "Os projetos do ciclo 2006/2007 ainda não iniciaram. Então, uma grande quantidade de projetos vai começar em setembro e só quando a gente souber efetivamente quais serão iniciados teremos esse valor. Aí é que a gente vai ter uma noção exata de quanto teremos para o programa de 2009", explicou Norbert.Com o atraso na aprovação de programas de ciclos anteriores, uma das conseqüências destacadas pelo executivo é que as equipes das faculdades se desfazem, o que adia ainda mais a execução dos projetos. Anualmente, Furnas tem investido entre R$ 20 milhões e R$ 25 milhões anualmente em projetos de P&D. Os atrasos, no entanto, não vão interferir na execução de projetos de 2009, uma vez que poderão ser feitos mesmo que os dos programas de períodos anteriores não tenham sido executados ainda. "Eventualmente, pode haver projetos do ciclo 2006/2007 que venham a iniciar pouco antes, junto ou até depois do programa de 2009. É uma consideração estranha, mas quanto menos projetos forem executados nos ciclos anteriores mais dinheiro teremos para executar nesse ano".Diferentemente das normas do manual de P&D de 2006 da Aneel, cujo programa anual era aprovado em bloco pela Aneel, o documento de 2008 prevê que os projetos sejam analisados individualmente e a avaliação inicial de cada projeto para verificar se se caracteriza como atividade de P&D será optativa. Para Renato Norbert, o manual atual é mais "realista"."Quando havia os ciclos, a Aneel datava o início de todos os projetos, que deveriam ser executados a partir daquela data. Se atrasasse, teríamos que justificar esse atraso. O manual atual é mais realista porque o projeto só inicia quando efetivamente a empresa informa e encaminha a proposta à agência. A quantidade de ofícios que a gente troca hoje com a Aneel justificando atraso de projetos vai diminuir muito, porque esses projetos serão melhor administrados. A mudança na regra foi muito positiva", disse. Furnas espera que os projetos de 2009 comecem a ser encaminhados à Aneel no final deste ano ou no início de 2010.Ciclos anteriores - De acordo com despacho publicado no Diário Oficial da União no último dia 9 de julho, os programas do ciclo 2006/2007 devem ser iniciados em setembro. Já o programa de 2008 já tem um projeto iniciado, que trata da gestão de P&D. Envolve, entre outras questões, gastos que as equipes têm pra promover o P&D na empresa, participação em congressos e seminários na área.Além disso, Furnas tem aprovados dois projetos estratégicos pela Aneel, que são aqueles cujo subtema é de grande relevância para o setor elétrico e exige um esforço conjunto e coordenado de várias empresas e entidades executoras. Um deles chama-se "Alternativas não convencionais para transmissão de energia elétrica por longas distâncias". O projeto, que tem a Eletronorte como proponente e Furnas como uma das cooperadas, já está na fase de negociação e assinatura de contrato. A previsão é que o projeto seja iniciado em novembro deste ano. O investimento que Furnas utilizará é da ordem de R$ 355 mil no primeiro ano e R$ 190 mil no segundo ano.Outro projeto tem como tema o monitoramento da emissão de gases de efeito estufa em reservatórios de usinas hidrelétricas. Por ter caído em exigência na Aneel, o projeto será submetido pela segunda vez à agência na próxima sedia 31 de agosto. A proponente também é a Eletronorte e as cooperadas são Furnas e Chesf e o Cepel é o coordenador tecnico. Serão investidos cerca de R$ 5,5 milhões no primeiro ano e R$ 3,5 milhões no segundo.
segunda-feira, 31 de agosto de 2009
Agência Brasil
Governo vai manter sistema de participação especial para estados produtores de petróleo
Carolina Pimentel - Repórter da Agência Brasil
Brasília - Depois de cinco horas de reunião com governadores do Sudeste, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva decidiu manter o atual sistema de participações especiais para os estados produtores de petróleo, atendendo à reivindicação dos governadores do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung. Esse modelo será mantido até o governo enviar um novo projeto de lei sobre o assunto ao Congresso Nacional.De acordo com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, o único a falar após o jantar no Palácio da Alvorada, ficou acertado que o projeto de lei com o marco regulatório do pré-sal terá "ligeiras mudanças" em relação aos royalties e manterá o sistema de participações especiais, o que não estava previsto na proposta inicial do governo federal. Com essa decisão, os estados produtores receberão uma fatia maior dos recursos com a exploração do pré-sal."Introduziremos um dispositivo na lei dizendo que, até que o governo federal envie uma nova mensagem, ficará em vigor a lei atual", explicou Lobão. Pela Constituição, estados e municípios próximos aos campos são beneficiados por serem afetados pela exploração do petróleo, que demanda mais investimentos em infraestrutura e traz danos ambientais. O Rio de Janeiro, o Espírito Santo e São Paulo concentram as maiores reservas de petróleo da camada pré-sal e os governadores têm criticado a proposta do governo de partilha dos royalties.Atualmente, 50% dos royalties e participações especiais vão para a União. Os estados produtores ficam com 40% e os municípios com 10%.Perguntado se a decisão de manter o sistema atual não contraria a proposta do governo de partilhar os royalties entre a União, estados e municípios, inclusive os não produtores de petróleo, Lobão negou e disse que há mecanismos legais para o governo ter tomado essa atitude. O ministro afirmou que os governadores estarão no lançamento oficial do marco regulatório hoje (31).Nenhum dos três governadores falou com a imprensa após o jantar.
Carolina Pimentel - Repórter da Agência Brasil
Brasília - Depois de cinco horas de reunião com governadores do Sudeste, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva decidiu manter o atual sistema de participações especiais para os estados produtores de petróleo, atendendo à reivindicação dos governadores do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung. Esse modelo será mantido até o governo enviar um novo projeto de lei sobre o assunto ao Congresso Nacional.De acordo com o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, o único a falar após o jantar no Palácio da Alvorada, ficou acertado que o projeto de lei com o marco regulatório do pré-sal terá "ligeiras mudanças" em relação aos royalties e manterá o sistema de participações especiais, o que não estava previsto na proposta inicial do governo federal. Com essa decisão, os estados produtores receberão uma fatia maior dos recursos com a exploração do pré-sal."Introduziremos um dispositivo na lei dizendo que, até que o governo federal envie uma nova mensagem, ficará em vigor a lei atual", explicou Lobão. Pela Constituição, estados e municípios próximos aos campos são beneficiados por serem afetados pela exploração do petróleo, que demanda mais investimentos em infraestrutura e traz danos ambientais. O Rio de Janeiro, o Espírito Santo e São Paulo concentram as maiores reservas de petróleo da camada pré-sal e os governadores têm criticado a proposta do governo de partilha dos royalties.Atualmente, 50% dos royalties e participações especiais vão para a União. Os estados produtores ficam com 40% e os municípios com 10%.Perguntado se a decisão de manter o sistema atual não contraria a proposta do governo de partilhar os royalties entre a União, estados e municípios, inclusive os não produtores de petróleo, Lobão negou e disse que há mecanismos legais para o governo ter tomado essa atitude. O ministro afirmou que os governadores estarão no lançamento oficial do marco regulatório hoje (31).Nenhum dos três governadores falou com a imprensa após o jantar.
Agência Brasil
Estatal para administrar petróleo da camada pré-sal se chamará Petrosal
Carolina Pimentel - Repórter da Agência Brasil
Brasília - O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, informou hoje (31) que a estatal que administrará a exploração de petróleo da camada pré-sal se chamará Petrosal.Ele participou de jantar no Palácio da Alvorada com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva e os governadores do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung, para discutir os royalties da exploração da área.
Carolina Pimentel - Repórter da Agência Brasil
Brasília - O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, informou hoje (31) que a estatal que administrará a exploração de petróleo da camada pré-sal se chamará Petrosal.Ele participou de jantar no Palácio da Alvorada com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva e os governadores do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, de São Paulo, José Serra, e do Espírito Santo, Paulo Hartung, para discutir os royalties da exploração da área.
sexta-feira, 28 de agosto de 2009
Energia
Folha de São Paulo
Leilão de energia nova movimenta R$ 228 milhões
da Folha Online, no Rio
Duas usinas fecharam venda de energia no leilão de energia nova A-3/2009 (que visa a contratação de energia a ser entregue em 2012) nesta quinta-feira a oito distribuidoras, segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética). Foram negociados 11 MW (megawatts) médios ou 1,57 milhão de MWh (megawatts-hora) pela PCH (Pequena Central Hidrelétrica) Rio Bonito -- 1 MW médio -- e pela usina termelétrica movida a biomassa de cana-de-açúcar Codora, que leiloou 10 MW médios.. Ao todo foram transacionados 1,577 GWh (gigawatt-hora), por um valor total de R$ 228 milhões. A PCH Rio Bonito vendeu energia no preço-teto de R$ 144,60 o MWh. Já os 10 MW médios da UTE Codora foram negociados por R$ 144,60 o MWh, abaixo do preço inicial de R$ 146 o MWh. O presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, destacou que os leilões feitos nos últimos anos já garantiram a contratação de quase toda a demanda de energia prevista para 2012 pelas empresas de distribuição, que atendem o mercado cativo. A energia prevista para 2012 foi vendida nos leilões A-5/2007 e no certame realizado hoje. Foram contratados 2,323 MW médios, volume 140 MW médios inferior à demanda total colocada para contratação nos dois eventos. A EPE prevê que a diferença será complementada com a entrada em operação, já em 2012, das primeiras máquinas da usina hidrelétrica de Santo Antônio, que está sendo erguida no rio Madeira.
Leilão de energia nova movimenta R$ 228 milhões
da Folha Online, no Rio
Duas usinas fecharam venda de energia no leilão de energia nova A-3/2009 (que visa a contratação de energia a ser entregue em 2012) nesta quinta-feira a oito distribuidoras, segundo a EPE (Empresa de Pesquisa Energética). Foram negociados 11 MW (megawatts) médios ou 1,57 milhão de MWh (megawatts-hora) pela PCH (Pequena Central Hidrelétrica) Rio Bonito -- 1 MW médio -- e pela usina termelétrica movida a biomassa de cana-de-açúcar Codora, que leiloou 10 MW médios.. Ao todo foram transacionados 1,577 GWh (gigawatt-hora), por um valor total de R$ 228 milhões. A PCH Rio Bonito vendeu energia no preço-teto de R$ 144,60 o MWh. Já os 10 MW médios da UTE Codora foram negociados por R$ 144,60 o MWh, abaixo do preço inicial de R$ 146 o MWh. O presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, destacou que os leilões feitos nos últimos anos já garantiram a contratação de quase toda a demanda de energia prevista para 2012 pelas empresas de distribuição, que atendem o mercado cativo. A energia prevista para 2012 foi vendida nos leilões A-5/2007 e no certame realizado hoje. Foram contratados 2,323 MW médios, volume 140 MW médios inferior à demanda total colocada para contratação nos dois eventos. A EPE prevê que a diferença será complementada com a entrada em operação, já em 2012, das primeiras máquinas da usina hidrelétrica de Santo Antônio, que está sendo erguida no rio Madeira.
Canal Energia
Concessões: MME espera nova reunião do CNPE para apresentar conclusões Perspectiva é que a reunião para apresentar relatório ocorra ainda em setembro, segundo Josias Matos de Araújo
Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia,
de São Paulo, Mercado Livre
27/08/2009
O Ministério de Minas e Energia aguarda a próxima reunião do Conselho Nacional de Política Energética para apresentar o relatório sobre a situação das concessões com vencimento até 2015. A perspectiva é que a reunião ocorra ainda em setembro. "A decisão do conselho irá se apropriar da modicidade tarifária", disse Josias Matos de Araújo, secretário de Energia Elétrica do MME. O tema foi debatido na última quarta-feira, 26, no Fórum Abdib-CanalEnergia: Reversão de Ativos e Renovação de Concessões.Araújo afirmou que o governo tem intenção de "fazer o mais rápido possível" as modificações necessárias. Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética, afirmou que será preciso modificar aspectos nas leis sobre concessões, mas afastou nudanças na Constituição Federal.acordo com Araújo, serão apresentados ao governo os prós e contras das possibilidades em questão. Estão em jogo, a prorrogação das concessões, a reversão dos ativos com posterior licitação e até uma solução híbrida, ou seja, licitando parte e prorrogando outros ativos está em estudos, afirmou Araújo, que acompanhou o leilão A-3 nesta quinta-feira, 27 de agosto, na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia,
de São Paulo, Mercado Livre
27/08/2009
O Ministério de Minas e Energia aguarda a próxima reunião do Conselho Nacional de Política Energética para apresentar o relatório sobre a situação das concessões com vencimento até 2015. A perspectiva é que a reunião ocorra ainda em setembro. "A decisão do conselho irá se apropriar da modicidade tarifária", disse Josias Matos de Araújo, secretário de Energia Elétrica do MME. O tema foi debatido na última quarta-feira, 26, no Fórum Abdib-CanalEnergia: Reversão de Ativos e Renovação de Concessões.Araújo afirmou que o governo tem intenção de "fazer o mais rápido possível" as modificações necessárias. Mauricio Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética, afirmou que será preciso modificar aspectos nas leis sobre concessões, mas afastou nudanças na Constituição Federal.acordo com Araújo, serão apresentados ao governo os prós e contras das possibilidades em questão. Estão em jogo, a prorrogação das concessões, a reversão dos ativos com posterior licitação e até uma solução híbrida, ou seja, licitando parte e prorrogando outros ativos está em estudos, afirmou Araújo, que acompanhou o leilão A-3 nesta quinta-feira, 27 de agosto, na sede da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.
quinta-feira, 27 de agosto de 2009
Energia
Portal Agência Câmara, 27/08/09
Especialistas apontam lucro elevado de distribuidoras de energia
Em audiência realizada por CPI, consultor informa que tarifas de luz do País são bem superiores às do Canadá, onde o modelo energético é semelhante ao brasileiro. O coordenador do Programa de Pós-Graduação em Energia da Universidade de São Paulo (USP), Ildo Luís Sauer, apresentou nesta terça-feira à Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) das Tarifas de Energia Elétrica um estudo segundo o qual as distribuidoras tiveram lucro de até 103% sobre o seu patrimônio líquido entre 2007 e 2008. Esse foi o caso da Aes Tietê. Em média, a rentabilidade das empresas do setor ficou em 26% no período, contra 8% das geradoras, na sua maioria estatais.Já o consultor na área de energia Roberto D'Araújo apresentou um estudo comparativo entre as tarifas de energia praticadas no Brasil, no Canadá e nos Estados Unidos. Segundo ele, o modelo canadense é muito semelhante ao brasileiro, baseado em hidrelétricas. Ainda assim, no Brasil as tarifas podem ser bem superiores às canadenses. Mesmo se forem desconsiderados impostos e encargos, os preços no País ficam, em média, em R$ 322 o megawatt/hora; no Canadá, eles são de pouco mais de R$ 200. De acordo com D'Araújo, enquanto em 1996 a renda média do brasileiro comprava o equivalente a quase 7 mil quilowatts, hoje, apesar da recuperação do poder econômico da população, é possível adquirir somente um pouco mais de 3 mil quilowatts. Origem Na opinião dos especialistas, a origem dos problemas do setor elétrico está no modelo adotado no Brasil, que se originou na época das privatizações, mas teve as suas principais características mantidas pelo atual governo.O coordenador do Programa de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ, Luiz Pinguelli Rosa, lembrou que, para viabilizar a privatização, houve uma decisão governamental de diminuir a participação das hidrelétricas no mercado brasileiro. Segundo ele, estimular a concorrência entre hidrelétricas "é dificílimo". "A ideia, então, foi diminuir sua participação no mercado para permitir a privatização", acrescentou.Com base nessa concepção de livre concorrência, foi criado um modelo que previa a chamada "descontratação". As estatais foram proibidas de vender energia livremente no mercado, para permitir a entrada de estrangeiros, e a comercialização passou a ser centralizada. Hoje, ela é feita pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), por meio de leilões.Na opinião de Pinguelli, "a descontratação foi um absurdo", porque substituiu energia barata e limpa - a hídrica - por outra, em geral cara e poluente, de origem térmica. Para ele, esse sistema deve ser alterado, pois caso contrário o País perderá as vantagens de contar com o maior potencial hidrelétrico do mundo.Conforme dados de Roberto D'Araújo, o Brasil tem recursos hídricos da ordem de 8.233 quilômetros cúbicos por ano, quase o dobro do segundo colocado, a Rússia, com 4.507 quilômetros cúbicos. Apesar disso, nos leilões novos, para venda de energia produzida a partir de 2005, 63% da matriz são de origem térmica, segundo informações de Ildo Sauer.Cálculo A inclusão das térmicas deveu-se também à necessidade de dar mais segurança ao sistema energético, após o apagão de 2001. Porém, no modelo atual existe mais um complicador que contribuiu para a elevação das tarifas a partir de 1996, quando foi adotado. A partir de então, o preço da energia não é mais decido nem por critérios de mercado nem com base nos custos de geração.Como explicou D'Araújo, "o leilão não é vencido pela usina com menor preço de geração, e assim uma térmica com megawatt/hora de R$ 600 pode ganhar". O que é calculado, como esclareceu o especialista, é o chamado índice de custo-benefício, com base em um modelo computacional. Nessa metodologia, entram fatores puramente matemáticos, como a possibilidade de escassez de água, que levaria à necessidade de acionar usinas termoelétricas, por exemplo.Esse cálculo, no entanto, vale apenas para o chamado mercado cativo, que atende aos consumidores residenciais e comerciais. Os grandes consumidores industriais têm a opção de comprar energia no mercado livre, diretamente das geradoras.Esse aspecto também foi criticado pelos especialistas. De acordo com Sauer, trata-se de "uma caixa preta", pois essas transações não são regulamentadas. Como as grandes indústrias, em tese, compram a energia excedente do sistema, podem pagar por ela, segundo o professor, até 20% do custo de geração.A conta é paga por todos os consumidores, conforme disse o especialista. Sauer estima que o excedente econômico transferido das geradoras para os compradores livres com as vendas abaixo do custo, desde 2003, foi de cerca de R$ 15 bilhões. "Isso é o que a CPI tem de investigar, pois esses dados não estão disponíveis", finalizou.
Especialistas apontam lucro elevado de distribuidoras de energia
Em audiência realizada por CPI, consultor informa que tarifas de luz do País são bem superiores às do Canadá, onde o modelo energético é semelhante ao brasileiro. O coordenador do Programa de Pós-Graduação em Energia da Universidade de São Paulo (USP), Ildo Luís Sauer, apresentou nesta terça-feira à Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) das Tarifas de Energia Elétrica um estudo segundo o qual as distribuidoras tiveram lucro de até 103% sobre o seu patrimônio líquido entre 2007 e 2008. Esse foi o caso da Aes Tietê. Em média, a rentabilidade das empresas do setor ficou em 26% no período, contra 8% das geradoras, na sua maioria estatais.Já o consultor na área de energia Roberto D'Araújo apresentou um estudo comparativo entre as tarifas de energia praticadas no Brasil, no Canadá e nos Estados Unidos. Segundo ele, o modelo canadense é muito semelhante ao brasileiro, baseado em hidrelétricas. Ainda assim, no Brasil as tarifas podem ser bem superiores às canadenses. Mesmo se forem desconsiderados impostos e encargos, os preços no País ficam, em média, em R$ 322 o megawatt/hora; no Canadá, eles são de pouco mais de R$ 200. De acordo com D'Araújo, enquanto em 1996 a renda média do brasileiro comprava o equivalente a quase 7 mil quilowatts, hoje, apesar da recuperação do poder econômico da população, é possível adquirir somente um pouco mais de 3 mil quilowatts. Origem Na opinião dos especialistas, a origem dos problemas do setor elétrico está no modelo adotado no Brasil, que se originou na época das privatizações, mas teve as suas principais características mantidas pelo atual governo.O coordenador do Programa de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ, Luiz Pinguelli Rosa, lembrou que, para viabilizar a privatização, houve uma decisão governamental de diminuir a participação das hidrelétricas no mercado brasileiro. Segundo ele, estimular a concorrência entre hidrelétricas "é dificílimo". "A ideia, então, foi diminuir sua participação no mercado para permitir a privatização", acrescentou.Com base nessa concepção de livre concorrência, foi criado um modelo que previa a chamada "descontratação". As estatais foram proibidas de vender energia livremente no mercado, para permitir a entrada de estrangeiros, e a comercialização passou a ser centralizada. Hoje, ela é feita pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), por meio de leilões.Na opinião de Pinguelli, "a descontratação foi um absurdo", porque substituiu energia barata e limpa - a hídrica - por outra, em geral cara e poluente, de origem térmica. Para ele, esse sistema deve ser alterado, pois caso contrário o País perderá as vantagens de contar com o maior potencial hidrelétrico do mundo.Conforme dados de Roberto D'Araújo, o Brasil tem recursos hídricos da ordem de 8.233 quilômetros cúbicos por ano, quase o dobro do segundo colocado, a Rússia, com 4.507 quilômetros cúbicos. Apesar disso, nos leilões novos, para venda de energia produzida a partir de 2005, 63% da matriz são de origem térmica, segundo informações de Ildo Sauer.Cálculo A inclusão das térmicas deveu-se também à necessidade de dar mais segurança ao sistema energético, após o apagão de 2001. Porém, no modelo atual existe mais um complicador que contribuiu para a elevação das tarifas a partir de 1996, quando foi adotado. A partir de então, o preço da energia não é mais decido nem por critérios de mercado nem com base nos custos de geração.Como explicou D'Araújo, "o leilão não é vencido pela usina com menor preço de geração, e assim uma térmica com megawatt/hora de R$ 600 pode ganhar". O que é calculado, como esclareceu o especialista, é o chamado índice de custo-benefício, com base em um modelo computacional. Nessa metodologia, entram fatores puramente matemáticos, como a possibilidade de escassez de água, que levaria à necessidade de acionar usinas termoelétricas, por exemplo.Esse cálculo, no entanto, vale apenas para o chamado mercado cativo, que atende aos consumidores residenciais e comerciais. Os grandes consumidores industriais têm a opção de comprar energia no mercado livre, diretamente das geradoras.Esse aspecto também foi criticado pelos especialistas. De acordo com Sauer, trata-se de "uma caixa preta", pois essas transações não são regulamentadas. Como as grandes indústrias, em tese, compram a energia excedente do sistema, podem pagar por ela, segundo o professor, até 20% do custo de geração.A conta é paga por todos os consumidores, conforme disse o especialista. Sauer estima que o excedente econômico transferido das geradoras para os compradores livres com as vendas abaixo do custo, desde 2003, foi de cerca de R$ 15 bilhões. "Isso é o que a CPI tem de investigar, pois esses dados não estão disponíveis", finalizou.
Canal Energia
Setor elétrico aposta na prorrogação de concessões, mas consenso é distante Reversão de ativos e posterior licitação até encontra apoio, mas com cautela, por conta de indenizações e possível desvio de recursos para expansão da ofertaAlexandre Canazio, da Agência Canal Energia, de São Paulo, Mercado Livre
26/08/2009
Se não há consenso no setor sobre o que vai acontecer com as concessões, que vencem até 2015; parte significativa de agentes do setor aposta que o governo deve optar pela prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição. A proposta de reversão de ativos e posterior licitação até tem apoios no setor, mas isso é visto com cautela devido à interrogações em relação a indenizações e possível desvio de recursos financeiros que poderiam ser inicialmente aplicados em novos projetos de expansão da oferta de energia.A Associação Brasileiras das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica se posicionaram claramente a favor das renovações. A Abrate representa, basicamente estatais, que terão boa parte dos seus ativos revertidos. "A prorrogação é legal, viável e conveniente. A Abrate entende que as concessões de transmissão com término em 2015 são prorrogáveis por mais 20 anos", enfatizou José Claudio Cardoso, presidente da entidade.Outra entidade favorável é a Associação Brasileira de Geradores de Energia Elétrica. Flávio Neiva, presidente da Abrage, disse que a prorrogação é um caminho que resolve o problema legal e constituicional com modicidade tarifária. "Há captura de renda da usina com reversão para modicidade tarifária, podendo abater encargos", sugeriu Neiva. Para ele, a reversão do ativo e licitação é complicada e compromete a integralidade das empresas.Tema indefinido - Por outro lado, algumas associações não apresentaram posicionamentos definidos durante o Fórum Abdib-CanalEnergia: Reversão de ativos e Renovação de Concessões, realizado nesta quarta-feira, 26 de agosto, em São Paulo. Contudo, essas entidades deixaram claro que a tendência do governo é de ir para a prorrogação da concessão. A Associação Brasileira das Concessionárias de Energia Elétrica aposta na prorrogação devido ao viés ideológico do governo contra privatizações. "Se o governo é contra as privatizações, não vai realizar licitações desses ativos", raciocinou Anabelle Araújo, diretora jurídica da ABCE. Ela lembrou que qualquer decisão do governo deve garantir a segurança energética, ou seja, assegurar a expansão da oferta; beneficiar o consumidor; e assegurar a estabilidade do marco regulatório.Por sua vez, a Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia, que também não tem posicionamento fechado, disse que apresentou ao governo um estudo com os prós e contras de todas as alternativas. "Não há consenso no setor. A tendência pode parecer pela renovação", ressaltou Luiz Fernando Vianna, presidente do conselho de administração da Apine.Já a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica mostrou que, apesar de não ter posição oficial, a prorrogação parece natural para o setor. "Não há restrição legal a prorrogação das concessões. A prorrogação é possível. É uma questão política", disse Fernando Maia, diretor técnico-regulatório da Abradee. Mas, ele frisou que é necessário também ter regras claras para reversão dos ativos caso os atuais concessionários não queiram permanecer.Ricardo Lima, presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres, revelou que a Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados vai realizar no início de outubro um debate sobre as concessões do setor elétrico. A Abrace defende a prorrogação deve ser realizada, mas com condicionantes que beneficiem o consumidor. A principal condição é o acesso dos consumidores livres e cativos, de forma competitiva, a energia já amortizada."Deve haver uma participação isonômica dos consumidores livres nos leilões da energia velha", afirmou Lima. Ele apresentou um estudo da Abrace que mostra que o valor da energia das usinas amortizadas pode sair por valores de R$ 52,90 por MWh, no caso de uma usina com mais de 500 MW, e R$ 57/MWh, em uma com menos de 500 MW.O Instituto Acende Brasil foi o único a se mostrar contra a prorrogação e defender a licitação dos ativos. Claudio Sales, presidente do instituto, defendeu a reversão dos ativos como uma forma de manter a competitividade do setor. O posicionamento dele acompanha o de Wilson Ferreira Júnior, presidente da CPFL Energia, que também acredita que a reversão e venda é a melhor solução.Já Luiz Fernando Rolla, diretor de Finanças, Relações com Investidores e Novos Negócios da Cemig, se colocou a favor da prorrogação, pois os contratos de concessão permitem a renovação. A Cemig tem ativos em geração, transmissão e distribuição com prazos vencendo no período.Os agentes também estão preocupados com o prazo para a aprovação das medidas necessárias para implementar a decisão do governo, seja por prorrogação ou licitação. Eles lembram que 2010 é ano eleitoral e o Congresso Nacional, que terá que ser consultado, estará, praticamente, paralisado pela disputa.Anabelle Araújo, da ABCE, lembrou que os concessionários têm 36 meses para pedir a renovação, ou seja, 2012. Elena Landau, do Escritório de Advocacia Sérgio Bermudes, está pessimista quanto a possibilidade de qualquer decisão antes das eleições. Por isso, o advogado David Waltemberg acredita em renovação das concessões. Ele lembra que o volume de ativos a vencer é muito grande e não haveria como reavaliá-los a tempo.
26/08/2009
Se não há consenso no setor sobre o que vai acontecer com as concessões, que vencem até 2015; parte significativa de agentes do setor aposta que o governo deve optar pela prorrogação das concessões de geração, transmissão e distribuição. A proposta de reversão de ativos e posterior licitação até tem apoios no setor, mas isso é visto com cautela devido à interrogações em relação a indenizações e possível desvio de recursos financeiros que poderiam ser inicialmente aplicados em novos projetos de expansão da oferta de energia.A Associação Brasileiras das Grandes Empresas de Transmissão de Energia Elétrica se posicionaram claramente a favor das renovações. A Abrate representa, basicamente estatais, que terão boa parte dos seus ativos revertidos. "A prorrogação é legal, viável e conveniente. A Abrate entende que as concessões de transmissão com término em 2015 são prorrogáveis por mais 20 anos", enfatizou José Claudio Cardoso, presidente da entidade.Outra entidade favorável é a Associação Brasileira de Geradores de Energia Elétrica. Flávio Neiva, presidente da Abrage, disse que a prorrogação é um caminho que resolve o problema legal e constituicional com modicidade tarifária. "Há captura de renda da usina com reversão para modicidade tarifária, podendo abater encargos", sugeriu Neiva. Para ele, a reversão do ativo e licitação é complicada e compromete a integralidade das empresas.Tema indefinido - Por outro lado, algumas associações não apresentaram posicionamentos definidos durante o Fórum Abdib-CanalEnergia: Reversão de ativos e Renovação de Concessões, realizado nesta quarta-feira, 26 de agosto, em São Paulo. Contudo, essas entidades deixaram claro que a tendência do governo é de ir para a prorrogação da concessão. A Associação Brasileira das Concessionárias de Energia Elétrica aposta na prorrogação devido ao viés ideológico do governo contra privatizações. "Se o governo é contra as privatizações, não vai realizar licitações desses ativos", raciocinou Anabelle Araújo, diretora jurídica da ABCE. Ela lembrou que qualquer decisão do governo deve garantir a segurança energética, ou seja, assegurar a expansão da oferta; beneficiar o consumidor; e assegurar a estabilidade do marco regulatório.Por sua vez, a Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia, que também não tem posicionamento fechado, disse que apresentou ao governo um estudo com os prós e contras de todas as alternativas. "Não há consenso no setor. A tendência pode parecer pela renovação", ressaltou Luiz Fernando Vianna, presidente do conselho de administração da Apine.Já a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica mostrou que, apesar de não ter posição oficial, a prorrogação parece natural para o setor. "Não há restrição legal a prorrogação das concessões. A prorrogação é possível. É uma questão política", disse Fernando Maia, diretor técnico-regulatório da Abradee. Mas, ele frisou que é necessário também ter regras claras para reversão dos ativos caso os atuais concessionários não queiram permanecer.Ricardo Lima, presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres, revelou que a Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados vai realizar no início de outubro um debate sobre as concessões do setor elétrico. A Abrace defende a prorrogação deve ser realizada, mas com condicionantes que beneficiem o consumidor. A principal condição é o acesso dos consumidores livres e cativos, de forma competitiva, a energia já amortizada."Deve haver uma participação isonômica dos consumidores livres nos leilões da energia velha", afirmou Lima. Ele apresentou um estudo da Abrace que mostra que o valor da energia das usinas amortizadas pode sair por valores de R$ 52,90 por MWh, no caso de uma usina com mais de 500 MW, e R$ 57/MWh, em uma com menos de 500 MW.O Instituto Acende Brasil foi o único a se mostrar contra a prorrogação e defender a licitação dos ativos. Claudio Sales, presidente do instituto, defendeu a reversão dos ativos como uma forma de manter a competitividade do setor. O posicionamento dele acompanha o de Wilson Ferreira Júnior, presidente da CPFL Energia, que também acredita que a reversão e venda é a melhor solução.Já Luiz Fernando Rolla, diretor de Finanças, Relações com Investidores e Novos Negócios da Cemig, se colocou a favor da prorrogação, pois os contratos de concessão permitem a renovação. A Cemig tem ativos em geração, transmissão e distribuição com prazos vencendo no período.Os agentes também estão preocupados com o prazo para a aprovação das medidas necessárias para implementar a decisão do governo, seja por prorrogação ou licitação. Eles lembram que 2010 é ano eleitoral e o Congresso Nacional, que terá que ser consultado, estará, praticamente, paralisado pela disputa.Anabelle Araújo, da ABCE, lembrou que os concessionários têm 36 meses para pedir a renovação, ou seja, 2012. Elena Landau, do Escritório de Advocacia Sérgio Bermudes, está pessimista quanto a possibilidade de qualquer decisão antes das eleições. Por isso, o advogado David Waltemberg acredita em renovação das concessões. Ele lembra que o volume de ativos a vencer é muito grande e não haveria como reavaliá-los a tempo.
Diário do Comércio e Indústria
Mercado prevê que tarifa de energia terá reajuste de 22%
SÃO PAULO - A tarifa da energia elétrica irá subir 22% independentemente da decisão que o governo federal tomar quanto a reversão dos ativos e a renovação das concessões dos ativos do setor que terá seu vencimento a partir de 2014 e pico em 2015. Essa é a conclusão de um estudo da PSR Consultoria que apresentou os números desse ensaio em um fórum promovido pela Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústria de Base (Abdib) e pelo Centro de Treinamento e Estudos em Energia (Ctee), em São Paulo para discutir o assunto que tem preocupado os agentes desse setor.Segundo Mário Veiga, consultor da PSR, o valor inicial da tarifa atualmente seria de R$ 40 MWh apenas com o custo da energia gerada, sobre esse valor ainda deve ser incluído o lucro das empresas que ficarem com esses ativos. "O aumento projetado para 2015 nos leilões de energia existente é de R$ 26 MWh e o preço de abertura de leilão em R$ 117 MWh, isso pela entrada em operação de usinas termoelétricas no sistema", explicou ele. "Nos três cenários que traçamos o aumento de energia está claro que acontecerá, pois ainda sobre o valor há a incidência da taxa de transmissão (Tust) e os encargos. O problema é que a energia já está em um nível muito alto", afirmou.O cenário se mostra nebuloso quando se avalia qual é a parcela do setor elétrico que será afetado pelo fim dos contratos e da indefinição nas regras. De acordo com o levantamento da Advocacia Waltenberg, o conjunto do setor elétrico que faz parte do imbróglio que perdura desde 1995 engloba cerca de 20% de toda a capacidade de geração brasileira com 21,7 mil MW, 82% das linhas de transmissão, cerca de 73 mil quilômetros, e 37 concessionárias que respondem por 33% do mercado cativo. A Chesf corre o risco de perder 90% de seus ativos e ficar somente com a usina de Sobradinho.Para o presidente da Abdib, Paulo Godoy, o maior problema é a instabilidade regras que a disputa pode gerar e não se deve ser feita nova licitação ou prorrogados os contratos. Além disso, ele defende a definição quanto a reversão dos ativos para que a manutenção da liquidez da empresa que demonstrar interesse em não renovar sua concessão.Leilão de hojeDe olho nessas discussões, o presidente da CPFL Energia, Wilson Ferreira Jr., disse ser favorável a uma nova licitação para os ativos que vencem em 2015, porém ele desconversou sobre quais seriam as usinas que a empresa paulista cobiça. "São todas usinas boas, com os melhores aproveitamentos, mas não estamos olhando para nenhuma delas", comentou. Para o leilão de hoje, o A-3, para venda de energia a partir de 2012, o presidente da CPFL disse que a empresa entrará com apetite moderado. "Vamos comprar, não importa o preço, mas o volume não será tão expressivo por ser apenas uma composição de portfólio", explicou o executivo.Ferreira Jr. afirmou ainda que para o leilão da usina de Belo Monte (11,2 mil MW), a empresa pretende participar com 20% de participação em um grupo privado. Dentre as possíveis sócias, estariam a Neoenergia além de uma participação de subsidiárias da Eletrobrás. "Igual às usinas do Madeira, entendemos que é essencial a presença da Eletrobrás de forma direta ou indireta pela magnitude do projeto que deve chegar a R$ 25 bilhões", disse ele, que completou ao afirmar ainda que mesmo o valor que o governo afirma que sairá a obra, cerca de R$ 17 bilhões, é muito alto e que por isso é necessária a participação de outras empresas. As geradoras Tractebel e Cemig e as construtoras Andrade Gutierrez, Camargo Correa e Odebrecht também devem entrar em sociedades para disputar o certame, o que pode afastar o receio do governo de existir apenas um concorrente à maior hidroelétrica 100% brasileira.Para Godoy, a preocupação quanto a Belo Monte é o atraso das discussões e das licenças para o leilão e a sua transferência para o ano que vem. "Há essa possibilidade de adiamento de Belo Monte para 2010, mas a intenção de realizar ainda este ano está mantida, a não ser que algo extraordinário aconteça", comentou ele.
SÃO PAULO - A tarifa da energia elétrica irá subir 22% independentemente da decisão que o governo federal tomar quanto a reversão dos ativos e a renovação das concessões dos ativos do setor que terá seu vencimento a partir de 2014 e pico em 2015. Essa é a conclusão de um estudo da PSR Consultoria que apresentou os números desse ensaio em um fórum promovido pela Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústria de Base (Abdib) e pelo Centro de Treinamento e Estudos em Energia (Ctee), em São Paulo para discutir o assunto que tem preocupado os agentes desse setor.Segundo Mário Veiga, consultor da PSR, o valor inicial da tarifa atualmente seria de R$ 40 MWh apenas com o custo da energia gerada, sobre esse valor ainda deve ser incluído o lucro das empresas que ficarem com esses ativos. "O aumento projetado para 2015 nos leilões de energia existente é de R$ 26 MWh e o preço de abertura de leilão em R$ 117 MWh, isso pela entrada em operação de usinas termoelétricas no sistema", explicou ele. "Nos três cenários que traçamos o aumento de energia está claro que acontecerá, pois ainda sobre o valor há a incidência da taxa de transmissão (Tust) e os encargos. O problema é que a energia já está em um nível muito alto", afirmou.O cenário se mostra nebuloso quando se avalia qual é a parcela do setor elétrico que será afetado pelo fim dos contratos e da indefinição nas regras. De acordo com o levantamento da Advocacia Waltenberg, o conjunto do setor elétrico que faz parte do imbróglio que perdura desde 1995 engloba cerca de 20% de toda a capacidade de geração brasileira com 21,7 mil MW, 82% das linhas de transmissão, cerca de 73 mil quilômetros, e 37 concessionárias que respondem por 33% do mercado cativo. A Chesf corre o risco de perder 90% de seus ativos e ficar somente com a usina de Sobradinho.Para o presidente da Abdib, Paulo Godoy, o maior problema é a instabilidade regras que a disputa pode gerar e não se deve ser feita nova licitação ou prorrogados os contratos. Além disso, ele defende a definição quanto a reversão dos ativos para que a manutenção da liquidez da empresa que demonstrar interesse em não renovar sua concessão.Leilão de hojeDe olho nessas discussões, o presidente da CPFL Energia, Wilson Ferreira Jr., disse ser favorável a uma nova licitação para os ativos que vencem em 2015, porém ele desconversou sobre quais seriam as usinas que a empresa paulista cobiça. "São todas usinas boas, com os melhores aproveitamentos, mas não estamos olhando para nenhuma delas", comentou. Para o leilão de hoje, o A-3, para venda de energia a partir de 2012, o presidente da CPFL disse que a empresa entrará com apetite moderado. "Vamos comprar, não importa o preço, mas o volume não será tão expressivo por ser apenas uma composição de portfólio", explicou o executivo.Ferreira Jr. afirmou ainda que para o leilão da usina de Belo Monte (11,2 mil MW), a empresa pretende participar com 20% de participação em um grupo privado. Dentre as possíveis sócias, estariam a Neoenergia além de uma participação de subsidiárias da Eletrobrás. "Igual às usinas do Madeira, entendemos que é essencial a presença da Eletrobrás de forma direta ou indireta pela magnitude do projeto que deve chegar a R$ 25 bilhões", disse ele, que completou ao afirmar ainda que mesmo o valor que o governo afirma que sairá a obra, cerca de R$ 17 bilhões, é muito alto e que por isso é necessária a participação de outras empresas. As geradoras Tractebel e Cemig e as construtoras Andrade Gutierrez, Camargo Correa e Odebrecht também devem entrar em sociedades para disputar o certame, o que pode afastar o receio do governo de existir apenas um concorrente à maior hidroelétrica 100% brasileira.Para Godoy, a preocupação quanto a Belo Monte é o atraso das discussões e das licenças para o leilão e a sua transferência para o ano que vem. "Há essa possibilidade de adiamento de Belo Monte para 2010, mas a intenção de realizar ainda este ano está mantida, a não ser que algo extraordinário aconteça", comentou ele.
Estado de São Paulo
Eletrobrás reafirma prioridade para pagar dividendos
SÃO PAULO - Executivos da Eletrobrás reafirmaram nesta quarta-feira que é "prioridade máxima" o pagamento de dividendos retidos pela companhia, que somam quase 10 bilhões de reais, sendo cerca de 2 bilhões de reais a acionistas minoritários. "Temos tido reuniões semanais com o Tesouro e o BNDES. É um tema complexo pela grandeza dos números", afirmou nesta quarta-feira o diretor financeiro da estatal, Astrogildo Quental, sem estimar um prazo para o pagamento. De acordo com o gerente de Relações com Investidores da Eletrobrás, Arlindo Soares Castanheira, a empresa chegou a pensar em pagar a remuneração devida apenas aos minoritários para resolver depois a dívida com o governo, acionista controlador, ideia que foi descartada. "Que está para ter uma solução está. Pedimos mais um pouco de paciência", disse Castanheira. Os dividendos de ações ordinárias retidos no final da década de 1970 e nos anos 1980, para que a empresa fizesse investimentos, estão, em valores atualizados pela Selic, entre 9,00 reais e 9,50 reais por papel. "Temos pelo menos cinco modelos de fato relevante", acrescentou Castanheira sobre os possíveis cenários em análise para que os dividendos sejam pagos. A proposta mais considerada é promover um aumento de capital tendo a garantia de que o Tesouro e o BNDES irão subscrever ações equivalentes às suas parcelas dos dividendos. Isso exige, contudo, previsão no orçamento da União, por envolver o Tesouro. Conforme Quental, uma possibilidade em avaliação pela Procuradoria Geral da Fazenda Nacional (PGFN) é editar uma Medida Provisória alterando o Orçamento. CRÉDITOS FISCAIS A Eletrobrás contratou uma consultoria com vistas a aperfeiçoar a estrutura de capital do grupo, com o objetivo de utilizar bilhões de reais em créditos fiscais de empresas controladas. De acordo com Quental, esses créditos na Eletronorte somam cerca de 4 bilhões de reais e na Eletronuclear, 1,5 bilhão de reais. "Esses valores não vêm sendo aproveitados pelos sucessivos prejuízos nessas empresas controladas." Como exemplo, ele mencionou que uma alternativa poderia ser capitalizar as empresas controladas, reduzindo a dívida que elas possuem com a holding. Dessa forma, essas companhias teriam menor despesa financeira, gerariam lucro e, assim, usariam o crédito tributário. Apenas a Eletronorte possui dívida com a Eletrobrás em torno de 7 bilhões de reais, segundo o executivo.
SÃO PAULO - Executivos da Eletrobrás reafirmaram nesta quarta-feira que é "prioridade máxima" o pagamento de dividendos retidos pela companhia, que somam quase 10 bilhões de reais, sendo cerca de 2 bilhões de reais a acionistas minoritários. "Temos tido reuniões semanais com o Tesouro e o BNDES. É um tema complexo pela grandeza dos números", afirmou nesta quarta-feira o diretor financeiro da estatal, Astrogildo Quental, sem estimar um prazo para o pagamento. De acordo com o gerente de Relações com Investidores da Eletrobrás, Arlindo Soares Castanheira, a empresa chegou a pensar em pagar a remuneração devida apenas aos minoritários para resolver depois a dívida com o governo, acionista controlador, ideia que foi descartada. "Que está para ter uma solução está. Pedimos mais um pouco de paciência", disse Castanheira. Os dividendos de ações ordinárias retidos no final da década de 1970 e nos anos 1980, para que a empresa fizesse investimentos, estão, em valores atualizados pela Selic, entre 9,00 reais e 9,50 reais por papel. "Temos pelo menos cinco modelos de fato relevante", acrescentou Castanheira sobre os possíveis cenários em análise para que os dividendos sejam pagos. A proposta mais considerada é promover um aumento de capital tendo a garantia de que o Tesouro e o BNDES irão subscrever ações equivalentes às suas parcelas dos dividendos. Isso exige, contudo, previsão no orçamento da União, por envolver o Tesouro. Conforme Quental, uma possibilidade em avaliação pela Procuradoria Geral da Fazenda Nacional (PGFN) é editar uma Medida Provisória alterando o Orçamento. CRÉDITOS FISCAIS A Eletrobrás contratou uma consultoria com vistas a aperfeiçoar a estrutura de capital do grupo, com o objetivo de utilizar bilhões de reais em créditos fiscais de empresas controladas. De acordo com Quental, esses créditos na Eletronorte somam cerca de 4 bilhões de reais e na Eletronuclear, 1,5 bilhão de reais. "Esses valores não vêm sendo aproveitados pelos sucessivos prejuízos nessas empresas controladas." Como exemplo, ele mencionou que uma alternativa poderia ser capitalizar as empresas controladas, reduzindo a dívida que elas possuem com a holding. Dessa forma, essas companhias teriam menor despesa financeira, gerariam lucro e, assim, usariam o crédito tributário. Apenas a Eletronorte possui dívida com a Eletrobrás em torno de 7 bilhões de reais, segundo o executivo.
quarta-feira, 26 de agosto de 2009
Aneel
O Globo, 26/08/09
Aneel aprova regras de internet pela rede elétrica
Mônica Tavares
BRASÍLIA - A última e uma das principais regulamentações para a implantação da internet pela tomada - serviço chamado de Power Line Communications (PLC) - foi aprovada nesta terça-feira pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Ela prevê que as distribuidoras de energia terão que criar subsidiárias para poder explorar a transmissão de dados pelos fios da rede elétrica e deverão compartilhar os ganhos com os consumidores de eletricidade. Isso significa que a receita obtida com o aluguel da rede da distribuidora será considerada ganho de eficiência e, desta forma, repassada às contas de luz, na proporção de 90%. Somente 10% vão para os acionistas, o que causou reação negativa das empresas. O PLC consiste em transmitir Internet em alta velocidade (dados e voz em banda larga) pela rede de energia elétrica. Como utiliza uma infraestrutura já disponível, não necessita de obras e investimentos em uma edificação para ser implantada. A tecnologia poderá chegar às grandes cidades daqui 12 a 18 meses, segundo especialistas. E, diante da imensa rede elétrica do país, deverá agilizar e ajudar o esforço da inclusão digital feito pelo governo. O procedimento para os interessados em explorar o serviço de PLC agora será simples, ele deverá procurar a Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel) e pedir a autorização. Isto poderá ser feito a partir da publicação das novas regras da Aneel. Combate aos 'gatos' A Aneel alega que a internet pela rede elétrica também poderá ser usada pelas distribuidoras para implantar os medidores eletrônicos de consumo. Eles estão sendo estudados pela Aneel e serão uma importante arma para as empresas combaterem os chamados "gatos" - roubo de energia é a maior fonte de perdas às companhias. A expectativa é que os medidores deverão se tornar obrigatórios. A decisão é a de que o repasse terá que ser feito nas revisões tarifárias das distribuidoras, que acontecem de forma diferenciada, dependendo dos contratos de concessão. No caso da Light e da Ampla, as distribuidoras que operam no Estado do Rio, os ganhos serão contabilizados a cada cinco anos.
Aneel aprova regras de internet pela rede elétrica
Mônica Tavares
BRASÍLIA - A última e uma das principais regulamentações para a implantação da internet pela tomada - serviço chamado de Power Line Communications (PLC) - foi aprovada nesta terça-feira pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Ela prevê que as distribuidoras de energia terão que criar subsidiárias para poder explorar a transmissão de dados pelos fios da rede elétrica e deverão compartilhar os ganhos com os consumidores de eletricidade. Isso significa que a receita obtida com o aluguel da rede da distribuidora será considerada ganho de eficiência e, desta forma, repassada às contas de luz, na proporção de 90%. Somente 10% vão para os acionistas, o que causou reação negativa das empresas. O PLC consiste em transmitir Internet em alta velocidade (dados e voz em banda larga) pela rede de energia elétrica. Como utiliza uma infraestrutura já disponível, não necessita de obras e investimentos em uma edificação para ser implantada. A tecnologia poderá chegar às grandes cidades daqui 12 a 18 meses, segundo especialistas. E, diante da imensa rede elétrica do país, deverá agilizar e ajudar o esforço da inclusão digital feito pelo governo. O procedimento para os interessados em explorar o serviço de PLC agora será simples, ele deverá procurar a Agência Nacional de Telecomunicações (Anatel) e pedir a autorização. Isto poderá ser feito a partir da publicação das novas regras da Aneel. Combate aos 'gatos' A Aneel alega que a internet pela rede elétrica também poderá ser usada pelas distribuidoras para implantar os medidores eletrônicos de consumo. Eles estão sendo estudados pela Aneel e serão uma importante arma para as empresas combaterem os chamados "gatos" - roubo de energia é a maior fonte de perdas às companhias. A expectativa é que os medidores deverão se tornar obrigatórios. A decisão é a de que o repasse terá que ser feito nas revisões tarifárias das distribuidoras, que acontecem de forma diferenciada, dependendo dos contratos de concessão. No caso da Light e da Ampla, as distribuidoras que operam no Estado do Rio, os ganhos serão contabilizados a cada cinco anos.
Energia - Canal Energia
Aneel aperfeiçoa regras de contratação de energia de consumidores livres Resolução normativa estabelece figura do cliente parcialmente livre
e regras para retorno ao ambiente regulado
Fábio Couto, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre
25/08/2009
A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou nesta terça-feira, 25 de agosto, resolução normativa que estabelece condições para contratação de energia por consumidores livres. Segundo o processo analisado pela diretoria da Aneel em reunião semanal, a minuta é resultado de contribuições para audiências públicas realizadas em 2005 e 2008, e aperfeiçoa a regulação existente sobre contratação de energia pelos clientes livres.A regra mantém como requisito mínimo carga de 3 MW e tensão igual ou superior a 69 kV e estabelece a celebração obrigatória dos contratos de conexão e uso dos sistemas de distribuição e transmissão, além dos contratos de compra de energia. A resolução prevê ainda as regras para migração de clientes potencialmente livres e do retorno de consumidores livres ao ambiente cativo. No primeiro caso, a nova regra determina que o consumidor informe se migração é total ou parcial.As distribuidoras terão que adequar os pontos de medição e os clientes potencialmente livres deverão solicitar a adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica no período entre a formalização de saída do mercado cativo e a efetivação como consumidor livre. As novas regras oficializam a figura do consumidor parcialmente livre, que é o agente que exerce opção de contratar parte da demanda no mercado cativo.a diretora-relatora do processo, Joísa Campanher Dutra, a resolução é uma evolução em relação à primeira proposta, apresentada na audiência pública de 2005 e demandou um amplo esforço de regulamentação para a contratação no ambiente de contratação livre.Mercado cativo - A Aneel estabeleceu ainda normas para clientes que desejam retornar ao mercado cativo. O retorno deverá acontecer com antecedência de cinco anos, conforme determina o decreto 5.163/2004, mas é facultado às distribuidoras a possibilidade de recebimento do cliente num prazo menor. Com isso, as distribuidoras poderão firmar contratos de energia com o cliente recém-migrado para o cativo.Os clientes livres que desistirem da migração, porém, terão que pagar multa rescisória que será estabelecida com base na expectativa de faturamento associado ao contrato de energia no período de um ano. Em caso de retorno integral do cliente livre ao ambiente de contratação regulada, deverá ser considerada a média da energia elétrica consumida por ele nos últimos 12 meses, de acordo com os dados de medição da CCEE. A arrecadação dessa multa deverá ser revertida para a modicidade tarifária.
e regras para retorno ao ambiente regulado
Fábio Couto, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre
25/08/2009
A Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou nesta terça-feira, 25 de agosto, resolução normativa que estabelece condições para contratação de energia por consumidores livres. Segundo o processo analisado pela diretoria da Aneel em reunião semanal, a minuta é resultado de contribuições para audiências públicas realizadas em 2005 e 2008, e aperfeiçoa a regulação existente sobre contratação de energia pelos clientes livres.A regra mantém como requisito mínimo carga de 3 MW e tensão igual ou superior a 69 kV e estabelece a celebração obrigatória dos contratos de conexão e uso dos sistemas de distribuição e transmissão, além dos contratos de compra de energia. A resolução prevê ainda as regras para migração de clientes potencialmente livres e do retorno de consumidores livres ao ambiente cativo. No primeiro caso, a nova regra determina que o consumidor informe se migração é total ou parcial.As distribuidoras terão que adequar os pontos de medição e os clientes potencialmente livres deverão solicitar a adesão à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica no período entre a formalização de saída do mercado cativo e a efetivação como consumidor livre. As novas regras oficializam a figura do consumidor parcialmente livre, que é o agente que exerce opção de contratar parte da demanda no mercado cativo.a diretora-relatora do processo, Joísa Campanher Dutra, a resolução é uma evolução em relação à primeira proposta, apresentada na audiência pública de 2005 e demandou um amplo esforço de regulamentação para a contratação no ambiente de contratação livre.Mercado cativo - A Aneel estabeleceu ainda normas para clientes que desejam retornar ao mercado cativo. O retorno deverá acontecer com antecedência de cinco anos, conforme determina o decreto 5.163/2004, mas é facultado às distribuidoras a possibilidade de recebimento do cliente num prazo menor. Com isso, as distribuidoras poderão firmar contratos de energia com o cliente recém-migrado para o cativo.Os clientes livres que desistirem da migração, porém, terão que pagar multa rescisória que será estabelecida com base na expectativa de faturamento associado ao contrato de energia no período de um ano. Em caso de retorno integral do cliente livre ao ambiente de contratação regulada, deverá ser considerada a média da energia elétrica consumida por ele nos últimos 12 meses, de acordo com os dados de medição da CCEE. A arrecadação dessa multa deverá ser revertida para a modicidade tarifária.
sexta-feira, 21 de agosto de 2009
Canal Energia
Belo Monte: associações encaminham propostas para participação
de consumidores livre em leilão, diz Apine
Autoprodutores querem participação no volume de energia a ser comercializado da usina
Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia,
Negócios 20/08/2009
Entidades do setor elétrico, dentre elas a Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia Elétrica e a Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução, participaram na última quarta-feira, 19 de agosto, em Brasília, de reunião com o presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Mauricio Tolmasquim, a respeito do leilão de Belo Monte (PA-11.233 MW). Durante o encontro, foram encaminhadas a EPE duas propostas para participação de consumidores livres no certame.De acordo com Luiz Fernando Vianna, presidente do Conselho de Administração da Apine, uma das propostas seria a de clientes livres poderem declarar a carga a ser adquirida no leilão de Belo Monte, como se fosse uma distribuidora. "O consumidor livre colocaria a carga, as garantias e assinaria um contrato de 30 anos, no mesmo valor da distribuidora", contou Vianna durante o Fórum Matriz Hidrotérmica e a Segurança do Sistema Elétrico Nacional, realizado no Rio de Janeiro.A outra proposta, segundo ele, que foi apresentada pela Abiape, é dos autoprodutores poderem participar dos consórcios que vão disputar a concessão de Belo Monte. "Hoje eles já podem participar, mas como investidores. A novidade é que eles participariam dentro desse consórcio, mas com um take, ou seja, com uma participação para consumo próprio", explicou.Essa participação, de acordo com Vianna, aconteceria da seguinte forma: os autoprodutores poderiam pegar 10% - volume que foi colocado na reunião - para atender suas necessidades. Esses 10% sairiam da parte destinada aos consumidores cativos. "Em números, ficaria o seguinte: suponhamos que eu tenha 80% da energia de Belo Monte destinada ao mercado cativo e 20% ao livre. No caso de se ter no consórcio um autoprodutor, se teria então, 70% para o mercado cativo, 10% para o autoprodutor e 20% para o mercado livre", esclareceu Vianna.Ele disse ainda que as propostas foram apresentadas ontem (19) e que ainda precisam ser aprofundadas. "Essas propostas foram bem recebidas pelo Tolmasquim, mas temos uma questão de tempo, porque o leilão deverá acontecer em novembro", disse. De acordo com Vianna, todo o processo tem que ir para o Tribunal de Contas da União, ser analisado e autorizado. "Por isso, temos que correr contra o tempo. Mas se não der para entrar nesse leilão, poderá ficar para o próximo", contou.
de consumidores livre em leilão, diz Apine
Autoprodutores querem participação no volume de energia a ser comercializado da usina
Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia,
Negócios 20/08/2009
Entidades do setor elétrico, dentre elas a Associação Brasileira de Produtores Independentes de Energia Elétrica e a Associação Brasileira de Investidores em Autoprodução, participaram na última quarta-feira, 19 de agosto, em Brasília, de reunião com o presidente da Empresa de Pesquisa Energética, Mauricio Tolmasquim, a respeito do leilão de Belo Monte (PA-11.233 MW). Durante o encontro, foram encaminhadas a EPE duas propostas para participação de consumidores livres no certame.De acordo com Luiz Fernando Vianna, presidente do Conselho de Administração da Apine, uma das propostas seria a de clientes livres poderem declarar a carga a ser adquirida no leilão de Belo Monte, como se fosse uma distribuidora. "O consumidor livre colocaria a carga, as garantias e assinaria um contrato de 30 anos, no mesmo valor da distribuidora", contou Vianna durante o Fórum Matriz Hidrotérmica e a Segurança do Sistema Elétrico Nacional, realizado no Rio de Janeiro.A outra proposta, segundo ele, que foi apresentada pela Abiape, é dos autoprodutores poderem participar dos consórcios que vão disputar a concessão de Belo Monte. "Hoje eles já podem participar, mas como investidores. A novidade é que eles participariam dentro desse consórcio, mas com um take, ou seja, com uma participação para consumo próprio", explicou.Essa participação, de acordo com Vianna, aconteceria da seguinte forma: os autoprodutores poderiam pegar 10% - volume que foi colocado na reunião - para atender suas necessidades. Esses 10% sairiam da parte destinada aos consumidores cativos. "Em números, ficaria o seguinte: suponhamos que eu tenha 80% da energia de Belo Monte destinada ao mercado cativo e 20% ao livre. No caso de se ter no consórcio um autoprodutor, se teria então, 70% para o mercado cativo, 10% para o autoprodutor e 20% para o mercado livre", esclareceu Vianna.Ele disse ainda que as propostas foram apresentadas ontem (19) e que ainda precisam ser aprofundadas. "Essas propostas foram bem recebidas pelo Tolmasquim, mas temos uma questão de tempo, porque o leilão deverá acontecer em novembro", disse. De acordo com Vianna, todo o processo tem que ir para o Tribunal de Contas da União, ser analisado e autorizado. "Por isso, temos que correr contra o tempo. Mas se não der para entrar nesse leilão, poderá ficar para o próximo", contou.
Energia
Folha de São Paulo, 21/08/09
BNDES aprova financiamento de R$ 118 mi para hidrelétrica em MG
da Folha Online
O BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) informou nesta quinta-feira que aprovou financiamento de R$ 118 milhões para a implantação da Usina Hidrelétrica Barra do Braúna, no Rio Pomba, nos municípios de Laranjal e Leopoldina (MG). A unidade tem 39 MW de capacidade e os recursos envolvem ainda as linhas de transmissão associadas, com 15 km de extensão. Segundo o BNDES, o projeto da empresa Barra do Braúna Energética, controlada pela Besa (Brascan Energética), faz parte do PAC (Programa de Aceleração do Crescimento). O financiamento do BNDES corresponde a 63% do investimento total, de R$ 185 milhões. "O empreendimento trará benefícios socioeconômicos relevantes, com a ampliação da oferta de energia elétrica a partir de 2010 e geração de 500 empregos diretos e mil indiretos na fase de construção da usina hidrelétrica", afirmou o banco.
BNDES aprova financiamento de R$ 118 mi para hidrelétrica em MG
da Folha Online
O BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) informou nesta quinta-feira que aprovou financiamento de R$ 118 milhões para a implantação da Usina Hidrelétrica Barra do Braúna, no Rio Pomba, nos municípios de Laranjal e Leopoldina (MG). A unidade tem 39 MW de capacidade e os recursos envolvem ainda as linhas de transmissão associadas, com 15 km de extensão. Segundo o BNDES, o projeto da empresa Barra do Braúna Energética, controlada pela Besa (Brascan Energética), faz parte do PAC (Programa de Aceleração do Crescimento). O financiamento do BNDES corresponde a 63% do investimento total, de R$ 185 milhões. "O empreendimento trará benefícios socioeconômicos relevantes, com a ampliação da oferta de energia elétrica a partir de 2010 e geração de 500 empregos diretos e mil indiretos na fase de construção da usina hidrelétrica", afirmou o banco.
quinta-feira, 20 de agosto de 2009
Energia - Canal Energia
Eletrobrás registra prejuízo de R$ 1,98 bilhão no primeiro semestre
Maior parte do prejuízo decorreu da queda no segundo trimestre, no qual a Eletrobrás apurou resultado negativo de R$ 2,091 bilhões
Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia,
Negócios 19/08/2009
A Eletrobrás registrou no primeiro semestre do ano um prejuízo de R$ 1,98 bilhão, equivalente a R$ 1,76 por ação. No mesmo período do ano anterior, a empresa obteve um lucro de R$ 984,4 milhões. A maior parte do prejuízo decorreu da queda no segundo trimestre, no qual a Eletrobrás apurou resultado negativo de R$ 2,091 bilhões, frente ao um lucro de R$ 142,8 milhões no segundo trimestre de 2008.O resultado líquido dos primeiros seis meses de 2009 foi fortemente impactado por variáveis econômicas externas à atividade operacional da empresa. A redução do ativo regulatório sobre a comercialização da energia de Itaipu, no montante de R$ 2,415 bilhões, sendo R$ 1,043 bilhão somente no segundo trimestre, ocorreu em decorrência da variação dos índices de preço norte-americanos, utilizado como base para determinação deste ativo. O mesmo ativo, segundo a estatal, foi influenciado também pela flutuação cambial, pois os dois índices norte-americanos são cotados em dólar. O saldo decorrente da comercialização da energia elétrica de Itaipu foi de R$ 2,7 bilhões, equivalente a US$ 1,39 bilhão.Além disso, a desvalorização do dólar em relação ao real e o fato da Eletrobrás deter relevante parcela de seus recebíveis indexados a moeda americana, também produziram efeito negativo no resultado da empresa no primeiro semestre de 2009, quando foi registrada uma despesa líquida de R$ 3,11 bilhões decorrentes da variação cambial, sendo R$ 2,91 bilhões registrados no segundo trimestre. No primeiro semestre do ano passado, foi registrada uma perda de R$ 1,56 bilhão, sendo R$ 1,42 bilhão verificadas no segundo trimestre de 2008.A soma dos Ebtidas das empresas controladas pela Eletrobrás, no primeiro semestre de 2009, totalizou R$ 2,355 bilhões, valor 23% inferior ao apurado nos seis primeiros meses de 2008, quando atingiu R$ 3,045 bilhões. Das empresas geradoras e transmissoras de energia do Sistema Eletrobrás, Furnas apresentou redução do Ebtida de 36%, passando de R$ 983 milhões para R$ 628 milhões, enquanto a Chesf passou de R$ 1,56 bilhão para R$ 1,11 bilhão, redução de 29%.Já a Eletronorte apresentou aumento no Ebtida de 34%, passando de R$ 279 milhões, no primeiro semestre de 2008, para R$ 375 milhões no primeiro semestre deste ano. O fato da empresa deter dívidas de financiamentos em dólar contribuiu para este resultado. A Eletrosul, por sua vez, registrou entre janeiro e junho desse ano Ebtida de R$ 220 milhões, 31% superior ao valor de R$ 167 milhões obtido no mesmo semestre de 2008, enquanto que a Eletronuclear teve aumento de 2%, passando de R$ 260 milhões no primeiro semestre do ano passado para R$ 265 milhões em igual período desse ano. A CGTEE apurou aumento de 56%, passando de um Ebtida negativo de R$ 73 milhões para um Ebtida negativo de R$ 32 milhões.Quanto as empresas de distribuição foi verificada uma redução de 44% no valor dos Ebtidas, que passaram de menos R$ 157 milhões, no primeiro semestre de 2008, para menos R$ 227 milhões na primeira metade desse ano. A Eletrobrás informou ainda que o reconhecimento dos resultados obtidos pelas empresas investidas pela companhia impactou de forma positiva o resultado no primeiro semestre desse ano em R$ 544 milhões, decorrente da avaliação dos investimentos societários. Já em relação às variações monetárias decorrentes dos níveis internos de preços entre janeiro e junho de 2009, a empresa verificou um pequeno ganho de R$ 900 mil, contra um ganho de R$ 754 milhões no primeiro semestre do ano passado.
Maior parte do prejuízo decorreu da queda no segundo trimestre, no qual a Eletrobrás apurou resultado negativo de R$ 2,091 bilhões
Carolina Medeiros, da Agência CanalEnergia,
Negócios 19/08/2009
A Eletrobrás registrou no primeiro semestre do ano um prejuízo de R$ 1,98 bilhão, equivalente a R$ 1,76 por ação. No mesmo período do ano anterior, a empresa obteve um lucro de R$ 984,4 milhões. A maior parte do prejuízo decorreu da queda no segundo trimestre, no qual a Eletrobrás apurou resultado negativo de R$ 2,091 bilhões, frente ao um lucro de R$ 142,8 milhões no segundo trimestre de 2008.O resultado líquido dos primeiros seis meses de 2009 foi fortemente impactado por variáveis econômicas externas à atividade operacional da empresa. A redução do ativo regulatório sobre a comercialização da energia de Itaipu, no montante de R$ 2,415 bilhões, sendo R$ 1,043 bilhão somente no segundo trimestre, ocorreu em decorrência da variação dos índices de preço norte-americanos, utilizado como base para determinação deste ativo. O mesmo ativo, segundo a estatal, foi influenciado também pela flutuação cambial, pois os dois índices norte-americanos são cotados em dólar. O saldo decorrente da comercialização da energia elétrica de Itaipu foi de R$ 2,7 bilhões, equivalente a US$ 1,39 bilhão.Além disso, a desvalorização do dólar em relação ao real e o fato da Eletrobrás deter relevante parcela de seus recebíveis indexados a moeda americana, também produziram efeito negativo no resultado da empresa no primeiro semestre de 2009, quando foi registrada uma despesa líquida de R$ 3,11 bilhões decorrentes da variação cambial, sendo R$ 2,91 bilhões registrados no segundo trimestre. No primeiro semestre do ano passado, foi registrada uma perda de R$ 1,56 bilhão, sendo R$ 1,42 bilhão verificadas no segundo trimestre de 2008.A soma dos Ebtidas das empresas controladas pela Eletrobrás, no primeiro semestre de 2009, totalizou R$ 2,355 bilhões, valor 23% inferior ao apurado nos seis primeiros meses de 2008, quando atingiu R$ 3,045 bilhões. Das empresas geradoras e transmissoras de energia do Sistema Eletrobrás, Furnas apresentou redução do Ebtida de 36%, passando de R$ 983 milhões para R$ 628 milhões, enquanto a Chesf passou de R$ 1,56 bilhão para R$ 1,11 bilhão, redução de 29%.Já a Eletronorte apresentou aumento no Ebtida de 34%, passando de R$ 279 milhões, no primeiro semestre de 2008, para R$ 375 milhões no primeiro semestre deste ano. O fato da empresa deter dívidas de financiamentos em dólar contribuiu para este resultado. A Eletrosul, por sua vez, registrou entre janeiro e junho desse ano Ebtida de R$ 220 milhões, 31% superior ao valor de R$ 167 milhões obtido no mesmo semestre de 2008, enquanto que a Eletronuclear teve aumento de 2%, passando de R$ 260 milhões no primeiro semestre do ano passado para R$ 265 milhões em igual período desse ano. A CGTEE apurou aumento de 56%, passando de um Ebtida negativo de R$ 73 milhões para um Ebtida negativo de R$ 32 milhões.Quanto as empresas de distribuição foi verificada uma redução de 44% no valor dos Ebtidas, que passaram de menos R$ 157 milhões, no primeiro semestre de 2008, para menos R$ 227 milhões na primeira metade desse ano. A Eletrobrás informou ainda que o reconhecimento dos resultados obtidos pelas empresas investidas pela companhia impactou de forma positiva o resultado no primeiro semestre desse ano em R$ 544 milhões, decorrente da avaliação dos investimentos societários. Já em relação às variações monetárias decorrentes dos níveis internos de preços entre janeiro e junho de 2009, a empresa verificou um pequeno ganho de R$ 900 mil, contra um ganho de R$ 754 milhões no primeiro semestre do ano passado.
O Globo
Eletronuclear inicia sexta-feira processo de licitação para Angra 3
RIO - A audiência pública para divulgação das licitações a fim de contratar os serviços de engenharia de projeto, montagem e gerenciamento para a Usina Nuclear Angra 3 será realizada na próxima sexta-feira, dia 21, informou nesta quarta-feira a Eletronuclear. A expectativa é começar a publicar os editais em outubro, para assinar as contratações em janeiro de 2010, disse à Agência Brasil o superintendente de Gerenciamento de Empreendimentos da estatal, Luiz Manuel Messias. A audiência pública atende à Lei 8.666 (Lei de Licitações). Em seu Artigo 39, ela determina que uma licitação de valor 100 vezes superior a R$ 1,5 milhão deve ser precedida de audiência pública, antes da publicação do aviso de edital. "Nessa audiência, a gente faz uma apresentação geral dos processos licitatórios. É como se fosse uma prévia do edital", explicou. Considerando a montagem eletromecânica, os serviços de engenharia e serviços do proprietário (contratação de empresas especializadas em gerenciamento e fiscalização do projeto), as licitações devem totalizar cerca de R$ 1,8 bilhão. O superintendente afirmou que, nos serviços de engenharia civil e eletromecânica, o conteúdo será "prioritariamente" nacional. "Prioritariamente, a gente está contratando empresas brasileiras. A gente pretende alavancar a indústria nacional. Uma das intenções é alavancar o mercado, não só para atender Angra 3, como as usinas em operação e as futuras usinas que serão construídas no Nordeste", disse. Messias lembrou que o mercado de engenharia, em particular, sofreu muito ao longo dos últimos dez anos e experimentou redução, tendo sido sustentado "fortemente" pelas contratações da Petrobras. A parte relativa às obras civis de Angra 3 deverá estar resolvida antes da publicação dos editais. Em atendimento à determinação do Tribunal de Contas da União (TCU), divulgada no último dia 22 de julho, a Eletronuclear está negociando uma redução de R$ 120 milhões no valor do contrato de cerca de R$ 1,3 bilhão, com a construtora Andrade Gutierrez. Até o fim deste mês, a estatal deve enviar ao TCU o contrato revisto. Firmado em 16 de junho de 1983, o contrato com a Andrade Gutierrez refere-se apenas à realização das obras civis da usina, que englobam a parte de concretagem e os serviços de acabamento. Depois disso, o próximo passo será a retomada das obras, confirmou Messias. A Eletronuclear está renegociando também uma série de contratos nacionais de fornecimento, que na origem foram assinados para as usinas Angra 2 e 3. Isso não invalida as compras de novos equipamentos que terão de ser efetuadas, por meio de licitações que ocorrerão em 2010 e que envolverão, em sua maioria, empresas brasileiras. A parte de aquisição de equipamentos estrangeiros está incluída na renegociação do contrato com a empresa francesa Areva. Os contratos originais diziam respeito também às usinas Angra 2 e 3.
RIO - A audiência pública para divulgação das licitações a fim de contratar os serviços de engenharia de projeto, montagem e gerenciamento para a Usina Nuclear Angra 3 será realizada na próxima sexta-feira, dia 21, informou nesta quarta-feira a Eletronuclear. A expectativa é começar a publicar os editais em outubro, para assinar as contratações em janeiro de 2010, disse à Agência Brasil o superintendente de Gerenciamento de Empreendimentos da estatal, Luiz Manuel Messias. A audiência pública atende à Lei 8.666 (Lei de Licitações). Em seu Artigo 39, ela determina que uma licitação de valor 100 vezes superior a R$ 1,5 milhão deve ser precedida de audiência pública, antes da publicação do aviso de edital. "Nessa audiência, a gente faz uma apresentação geral dos processos licitatórios. É como se fosse uma prévia do edital", explicou. Considerando a montagem eletromecânica, os serviços de engenharia e serviços do proprietário (contratação de empresas especializadas em gerenciamento e fiscalização do projeto), as licitações devem totalizar cerca de R$ 1,8 bilhão. O superintendente afirmou que, nos serviços de engenharia civil e eletromecânica, o conteúdo será "prioritariamente" nacional. "Prioritariamente, a gente está contratando empresas brasileiras. A gente pretende alavancar a indústria nacional. Uma das intenções é alavancar o mercado, não só para atender Angra 3, como as usinas em operação e as futuras usinas que serão construídas no Nordeste", disse. Messias lembrou que o mercado de engenharia, em particular, sofreu muito ao longo dos últimos dez anos e experimentou redução, tendo sido sustentado "fortemente" pelas contratações da Petrobras. A parte relativa às obras civis de Angra 3 deverá estar resolvida antes da publicação dos editais. Em atendimento à determinação do Tribunal de Contas da União (TCU), divulgada no último dia 22 de julho, a Eletronuclear está negociando uma redução de R$ 120 milhões no valor do contrato de cerca de R$ 1,3 bilhão, com a construtora Andrade Gutierrez. Até o fim deste mês, a estatal deve enviar ao TCU o contrato revisto. Firmado em 16 de junho de 1983, o contrato com a Andrade Gutierrez refere-se apenas à realização das obras civis da usina, que englobam a parte de concretagem e os serviços de acabamento. Depois disso, o próximo passo será a retomada das obras, confirmou Messias. A Eletronuclear está renegociando também uma série de contratos nacionais de fornecimento, que na origem foram assinados para as usinas Angra 2 e 3. Isso não invalida as compras de novos equipamentos que terão de ser efetuadas, por meio de licitações que ocorrerão em 2010 e que envolverão, em sua maioria, empresas brasileiras. A parte de aquisição de equipamentos estrangeiros está incluída na renegociação do contrato com a empresa francesa Areva. Os contratos originais diziam respeito também às usinas Angra 2 e 3.
quarta-feira, 19 de agosto de 2009
Energia
Canal Energia
Modelos de contratos de Angra 3 serão apresentados em audiência no RJ Eletronuclear realiza sessão na próxima sexta-feira, 21 de agosto. Publicação dos editais das licitações deverá ser iniciada nos próximos meses
Da Agência CanalEnergia, Negócios 18/08/2009
A Eletronuclear realiza na próxima sexta-feira, 21 de agosto, no Rio de Janeiro, audiência pública para apresentar as licitações de contratos da usina nuclear de Angra 3 (RJ, 1.350 MW). De acordo com a empresa, os modelos valem para a contratação de serviços de engenharia de projeto, montagem e gerenciamento para a implantação da usina. A empresa está licitando serviços de engenharia civil e eletromecânica, com valores estimados de R$ 21 milhões e R$ 283 milhões, respectivamente. Já os serviços de montagem eletromecânica têm um valor total estimado em R$ 1,261 bilhão. Os números estimados têm como base maio de 2009.Os serviços de suporte ao gerenciamento referem-se a atividades como: apoio à fiscalização e controle dos serviços de engenharia, diligenciamento dos suprimentos, suporte ao planejamento e à fiscalização das obras civis e da montagem. Esses serviços, de acordo com a Eletronuclrar, têm valor estimado de R$ 223 milhões e também tem como base maio deste ano. A estatal informou ainda que a publicação dos editais das licitações deverá ser iniciada nos próximos meses.
Modelos de contratos de Angra 3 serão apresentados em audiência no RJ Eletronuclear realiza sessão na próxima sexta-feira, 21 de agosto. Publicação dos editais das licitações deverá ser iniciada nos próximos meses
Da Agência CanalEnergia, Negócios 18/08/2009
A Eletronuclear realiza na próxima sexta-feira, 21 de agosto, no Rio de Janeiro, audiência pública para apresentar as licitações de contratos da usina nuclear de Angra 3 (RJ, 1.350 MW). De acordo com a empresa, os modelos valem para a contratação de serviços de engenharia de projeto, montagem e gerenciamento para a implantação da usina. A empresa está licitando serviços de engenharia civil e eletromecânica, com valores estimados de R$ 21 milhões e R$ 283 milhões, respectivamente. Já os serviços de montagem eletromecânica têm um valor total estimado em R$ 1,261 bilhão. Os números estimados têm como base maio de 2009.Os serviços de suporte ao gerenciamento referem-se a atividades como: apoio à fiscalização e controle dos serviços de engenharia, diligenciamento dos suprimentos, suporte ao planejamento e à fiscalização das obras civis e da montagem. Esses serviços, de acordo com a Eletronuclrar, têm valor estimado de R$ 223 milhões e também tem como base maio deste ano. A estatal informou ainda que a publicação dos editais das licitações deverá ser iniciada nos próximos meses.
Jornal do Brasil
Eletrobrás tem prejuízo de R$ 2,09 bi 2º trimestre
DA REDAÇÃO - A Eletrobrás teve prejuízo de R$ 2,09 bilhões no segundo trimestre, após registrar lucro líquido de R$ 142,8 milhões em igual período do ano passado. De janeiro a junho, a empresa registrou prejuízo de R$ 1,98 bilhão, em contraste com o lucro líquido de R$ 984,4 milhões obtido no primeiro semestre de 2008. A geração de caixa medida pelo Ebitda (sigla em inglês para lucro antes de juros, impostos, amortização e depreciação) somou R$ 2,35 bilhões no primeiro semestre de 2009, valor 23% inferior aos R$ 3,04 bilhões apurados de janeiro a junho do ano anterior.
DA REDAÇÃO - A Eletrobrás teve prejuízo de R$ 2,09 bilhões no segundo trimestre, após registrar lucro líquido de R$ 142,8 milhões em igual período do ano passado. De janeiro a junho, a empresa registrou prejuízo de R$ 1,98 bilhão, em contraste com o lucro líquido de R$ 984,4 milhões obtido no primeiro semestre de 2008. A geração de caixa medida pelo Ebitda (sigla em inglês para lucro antes de juros, impostos, amortização e depreciação) somou R$ 2,35 bilhões no primeiro semestre de 2009, valor 23% inferior aos R$ 3,04 bilhões apurados de janeiro a junho do ano anterior.
terça-feira, 18 de agosto de 2009
Folha de São Paulo
18/08/09 - Com reservatórios cheios, conta de luz pode ficar mais barata em 2010 LORENNA RODRIGUES da Folha Online, em Brasília
Os reservatórios das hidrelétricas brasileiras atingiram em agosto o maior nível de água armazenada dos últimos 10 anos. De acordo com o diretor-geral do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), Hermes Chipp, por conta disso não será necessário acionar usinas termelétricas adicionais até o fim do ano --o que pode significar uma economia na conta de luz do brasileiro em 2010, já que as térmicas são mais caras do que as hidrelétricas. Fora algumas termelétricas de produção mais barata, como as nucleares Angra 1 e 2, essas usinas só são acionadas quando é necessário poupar água nos reservatórios das hidrelétricas por algum motivo. No ano passado, por exemplo, que teve um início com poucas chuvas, térmicas a gás ficaram ligadas praticamente o ano inteiro e outras a carvão também foram utilizadas. Isso contribuiu para encarecer a energia e 2009 foi marcado por reajustes significativos nas contas de luz --na Eletropaulo, por exemplo, o aumento chegou a 13%. De acordo com o diretor-geral da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), Nelson Hubner, além das chuvas terem sido muito maiores inclusive no período seco este ano --no Sul está 200% acima da média histórica-- a queda da demanda por energia elétrica por conta da crise econômica também contribuiu para poupar água nos reservatórios. Para Hubner, algumas distribuidoras de energia elétrica podem ter um reajuste negativo em 2010 porque, a alteração deste ano levou em consideração uma previsão de compra de energia térmica que não se concretizou. "Fizemos uma previsão de geração de térmica [que não ocorreu] e, por causa disso, pode dar uma tarifa negativa para algumas empresas", afirmou, acrescentando que a queda do dólar também pode contribuir para isso, já que deixa a energia comprada de Itaipu mais barata. Em pleno período seco, os níveis dos reservatórios da Região Sul estão em 85,8%, na região Nordeste 80,7%, no Norte 75,9% e no subsistema Sudeste/Centro-Oeste 74,1%.
IFE: nº 2.556 - 17 de agosto de 2009Editor:Prof. Nivalde J. de Castro
Os reservatórios das hidrelétricas brasileiras atingiram em agosto o maior nível de água armazenada dos últimos 10 anos. De acordo com o diretor-geral do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), Hermes Chipp, por conta disso não será necessário acionar usinas termelétricas adicionais até o fim do ano --o que pode significar uma economia na conta de luz do brasileiro em 2010, já que as térmicas são mais caras do que as hidrelétricas. Fora algumas termelétricas de produção mais barata, como as nucleares Angra 1 e 2, essas usinas só são acionadas quando é necessário poupar água nos reservatórios das hidrelétricas por algum motivo. No ano passado, por exemplo, que teve um início com poucas chuvas, térmicas a gás ficaram ligadas praticamente o ano inteiro e outras a carvão também foram utilizadas. Isso contribuiu para encarecer a energia e 2009 foi marcado por reajustes significativos nas contas de luz --na Eletropaulo, por exemplo, o aumento chegou a 13%. De acordo com o diretor-geral da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), Nelson Hubner, além das chuvas terem sido muito maiores inclusive no período seco este ano --no Sul está 200% acima da média histórica-- a queda da demanda por energia elétrica por conta da crise econômica também contribuiu para poupar água nos reservatórios. Para Hubner, algumas distribuidoras de energia elétrica podem ter um reajuste negativo em 2010 porque, a alteração deste ano levou em consideração uma previsão de compra de energia térmica que não se concretizou. "Fizemos uma previsão de geração de térmica [que não ocorreu] e, por causa disso, pode dar uma tarifa negativa para algumas empresas", afirmou, acrescentando que a queda do dólar também pode contribuir para isso, já que deixa a energia comprada de Itaipu mais barata. Em pleno período seco, os níveis dos reservatórios da Região Sul estão em 85,8%, na região Nordeste 80,7%, no Norte 75,9% e no subsistema Sudeste/Centro-Oeste 74,1%.
IFE: nº 2.556 - 17 de agosto de 2009Editor:Prof. Nivalde J. de Castro
Energia - Canal Energia
Cemar alcança marca de 200 mil ligações do Luz para Todos Empresa investiu R$ 680 milhões em cinco anos para atender um milhão de pessoas. Novas metas terão mais R$ 578 milhões até 2010Alexandre Canazio, da Agência CanalEnergia, de São Luis (MA)*, Consumidor 17/08/2009
A Cemar (MA) concluiu neste fim de semana a ligação de 200 mil novas unidades consumidores dentro do programa Luz para Todos, contemplando um milhão de pessoas. Para se ter uma idéia do impacto do programa, o Maranhão tem pouco mais de 6 milhões de habitantes. Para isso, a empresa investiu R$ 680 milhões entre 2004 e 2008. Os recursos do programa são repassados pelos governos federal e estadual, além da própria distribuidora.Os números do programa de universalização significaram um forte impacto na empresa. O número de consumidores conectados a rede de distribuição resultaram em um aumento de 25% no total de clientes da empresa. "Temos 1,6 milhão consumidores, 90% são clientes residenciais. E 14% dos clientes residenciais são gerados pelo Luz para Todos", calcula Carlos Pianni, presidente da Cemar, em entrevista exclusiva à Agência CanalEnergia.A perspectiva inicial era ligar até o fim do programa 249 mil novos clientes, mas novos pedidos vão inflar esses números em 50 mil novas conexões. Para atender a nova demanda total de quase 300 mil clientes, a empresa planeja investir mais R$ 578 milhões no biênio 2009-2010. "É um programa que nos ajuda a chegar a universalização mais rápido. Dado o grande contigente, levariamos mais tempo para chegar a esse nível", observou Pianni.O Luz para Todos na área de concessão da Cemar é o segundo maior do país, atrás apenas do da Bahia. Com a entrada de consumidores localizados em pontos cada vez mais distantes, a distribuidora já começa a testar alternativas tecnológicas para atender comunidades isoladas. "Temos algumas experiências pontuais com painéis fotovoltáicos. Mas até a conclusão do programa teremos que usar mais experiências como esta", comentou Pianni.O presidente da companhia disse que para atingir os 100% de universalização, o equacionamento do financiamento vai ter de acompanhar o aumento dos custos das novas ligações. "O financiamento da Eletrobrás - CDE e RGR - tem que contemplar essas ligações mais caras. Tudo caminhando nesse sentido, a universalização será feita", contou Pianni.Nas pessoas, o impacto também é forte. Comunidades localizadas em uma ilha fluvial, quase na divisa com o Pará, fizeram festa durante uma semana para comemorar a chegada da luz. Por outro lado, a empresa precisou usar torres de 30 metros de altura dos dois lados do rio para levar os cabos de energia até as localidades.Outra questão sendo tratada pela Cemar é o aumento da inadimplência causado pelo Luz para Todos. "A inadimplência é alta, mas está sendo tratada. Tem um subsídio do Luz para Todos, que ajuda a mitigar isso. Mas ela é maior que a normal", reconhece. Apesar dos grandes desafios do programa, Pianni reconhece que sem o Luz para Todos, a empresa levaria mais tempo para fazer essas ligações. "É um desafio muito grande. O programa é feliz em ajudar", disse.O repórter Alexandre Canazio viajou a São Luis a convite da Cemar
A Cemar (MA) concluiu neste fim de semana a ligação de 200 mil novas unidades consumidores dentro do programa Luz para Todos, contemplando um milhão de pessoas. Para se ter uma idéia do impacto do programa, o Maranhão tem pouco mais de 6 milhões de habitantes. Para isso, a empresa investiu R$ 680 milhões entre 2004 e 2008. Os recursos do programa são repassados pelos governos federal e estadual, além da própria distribuidora.Os números do programa de universalização significaram um forte impacto na empresa. O número de consumidores conectados a rede de distribuição resultaram em um aumento de 25% no total de clientes da empresa. "Temos 1,6 milhão consumidores, 90% são clientes residenciais. E 14% dos clientes residenciais são gerados pelo Luz para Todos", calcula Carlos Pianni, presidente da Cemar, em entrevista exclusiva à Agência CanalEnergia.A perspectiva inicial era ligar até o fim do programa 249 mil novos clientes, mas novos pedidos vão inflar esses números em 50 mil novas conexões. Para atender a nova demanda total de quase 300 mil clientes, a empresa planeja investir mais R$ 578 milhões no biênio 2009-2010. "É um programa que nos ajuda a chegar a universalização mais rápido. Dado o grande contigente, levariamos mais tempo para chegar a esse nível", observou Pianni.O Luz para Todos na área de concessão da Cemar é o segundo maior do país, atrás apenas do da Bahia. Com a entrada de consumidores localizados em pontos cada vez mais distantes, a distribuidora já começa a testar alternativas tecnológicas para atender comunidades isoladas. "Temos algumas experiências pontuais com painéis fotovoltáicos. Mas até a conclusão do programa teremos que usar mais experiências como esta", comentou Pianni.O presidente da companhia disse que para atingir os 100% de universalização, o equacionamento do financiamento vai ter de acompanhar o aumento dos custos das novas ligações. "O financiamento da Eletrobrás - CDE e RGR - tem que contemplar essas ligações mais caras. Tudo caminhando nesse sentido, a universalização será feita", contou Pianni.Nas pessoas, o impacto também é forte. Comunidades localizadas em uma ilha fluvial, quase na divisa com o Pará, fizeram festa durante uma semana para comemorar a chegada da luz. Por outro lado, a empresa precisou usar torres de 30 metros de altura dos dois lados do rio para levar os cabos de energia até as localidades.Outra questão sendo tratada pela Cemar é o aumento da inadimplência causado pelo Luz para Todos. "A inadimplência é alta, mas está sendo tratada. Tem um subsídio do Luz para Todos, que ajuda a mitigar isso. Mas ela é maior que a normal", reconhece. Apesar dos grandes desafios do programa, Pianni reconhece que sem o Luz para Todos, a empresa levaria mais tempo para fazer essas ligações. "É um desafio muito grande. O programa é feliz em ajudar", disse.O repórter Alexandre Canazio viajou a São Luis a convite da Cemar
segunda-feira, 10 de agosto de 2009
Canal Energia - FIRJAN
Firjan: Elétricas investirão R$ 15,6 bilhões no Rio de Janeiro no triênio 2010-2012 Usina nuclear de Angra 3 e térmica a carvão do Açu ficarão com R$ 8,6 bilhões no períodoAlexandre Canazio, da Agência CanalEergia, Negócios 07/08/2009
A Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro calcula que o estado receberá investimentos de R$ 126,3 bilhões no triênio 2010-2012. Somente o segmento de infra-estrutura será responsável por um aporte de R$ 28,6 bilhões. Outros R$ 77,1 bilhões virão exclusivamente da Petrobras. Os investimentos em energia elétrica serão responsáveis por 55% do total do previsto para infra-estrutura, totalizando R$ 15,6 bilhões.Entre os destaques estão a usina nuclear de Angra 3 e a térmica a carvão do Açu (2.100 MW). No total os dois projetos receberão R$ 8,6 bilhões no triênio, segundo o documento "Decisão Rio: Investimentos 2010-2012", lançado pela Firjan. Outro projeto é a hidrelétrica Itaocara (205 MW), da Light, com aporte previsto de R$ 620 milhões. A empresa também conta com projeto da pequena central hidrelétrica Lajes. Estão listadas ainda a hidrelétrica Simplício (333,7 MW) e as PCHs da AES Tietê e Energisa.
A Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro calcula que o estado receberá investimentos de R$ 126,3 bilhões no triênio 2010-2012. Somente o segmento de infra-estrutura será responsável por um aporte de R$ 28,6 bilhões. Outros R$ 77,1 bilhões virão exclusivamente da Petrobras. Os investimentos em energia elétrica serão responsáveis por 55% do total do previsto para infra-estrutura, totalizando R$ 15,6 bilhões.Entre os destaques estão a usina nuclear de Angra 3 e a térmica a carvão do Açu (2.100 MW). No total os dois projetos receberão R$ 8,6 bilhões no triênio, segundo o documento "Decisão Rio: Investimentos 2010-2012", lançado pela Firjan. Outro projeto é a hidrelétrica Itaocara (205 MW), da Light, com aporte previsto de R$ 620 milhões. A empresa também conta com projeto da pequena central hidrelétrica Lajes. Estão listadas ainda a hidrelétrica Simplício (333,7 MW) e as PCHs da AES Tietê e Energisa.
Trabalho e Sindicalismo
O Estado de São Paulo, 09/08/09
TST julga amanhã recursos sobre demissões da Embraer
HÉLCIO CONSOLINO, COLABOROU LEONARDO GOY - Agencia Estado
TAUBATÉ - O Tribunal Superior do Trabalho (TST) julga nesta segunda-feira, a partir das 13h00, dois recursos sobre as demissões realizadas pela Embraer, em fevereiro passado. Do julgamento do TST, na Seção Especializada em Dissídios Coletivos, deverão participar nove ministros, com relatoria do juiz Maurício Godinho Delgado. Em 19 de fevereiro, a fabricante de aviões dispensou 4.273 funcionários, sob a alegação dos reflexos negativos da crise financeira mundial. Procurada, a empresa não se manifestou sobre o julgamento.Um grupo de 46 trabalhadores demitidos da Embraer e dirigentes sindicais de São José dos Campos pretende acompanhar o julgamento. O presidente do Sindicato dos Metalúrgicos de São José dos Campos, Vivaldo Moreira Araújo, considera que o julgamento colocará em discussão a necessidade de se estabelecer regras mais rígidas quanto a demissões e diz que os resultados da empresa no segundo trimestre mostram que a medida foi prematura. Há cerca de duas semanas, a empresa divulgou que registrou lucro líquido de R$ 466 milhões durante o segundo trimestre deste ano, montante 31% maior em relação ao mesmo período de 2008. No período foram entregues 56 e 52 aeronaves.O TRT de Campinas proferiu em fevereiro e março últimos sentenças favoráveis ao pedido de liminar dos trabalhadores, considerando as demissões abusivas, além de definir a data de suspensão dos contratos como o dia 13 de março e não 19 de fevereiro. "Estamos apreensivos, mas acreditamos que o TST venha a referendar a decisão anterior. Ainda caberá recurso por parte da Embraer, mas também estamos preparados para isso", frisou o presidente da entidade.
TST julga amanhã recursos sobre demissões da Embraer
HÉLCIO CONSOLINO, COLABOROU LEONARDO GOY - Agencia Estado
TAUBATÉ - O Tribunal Superior do Trabalho (TST) julga nesta segunda-feira, a partir das 13h00, dois recursos sobre as demissões realizadas pela Embraer, em fevereiro passado. Do julgamento do TST, na Seção Especializada em Dissídios Coletivos, deverão participar nove ministros, com relatoria do juiz Maurício Godinho Delgado. Em 19 de fevereiro, a fabricante de aviões dispensou 4.273 funcionários, sob a alegação dos reflexos negativos da crise financeira mundial. Procurada, a empresa não se manifestou sobre o julgamento.Um grupo de 46 trabalhadores demitidos da Embraer e dirigentes sindicais de São José dos Campos pretende acompanhar o julgamento. O presidente do Sindicato dos Metalúrgicos de São José dos Campos, Vivaldo Moreira Araújo, considera que o julgamento colocará em discussão a necessidade de se estabelecer regras mais rígidas quanto a demissões e diz que os resultados da empresa no segundo trimestre mostram que a medida foi prematura. Há cerca de duas semanas, a empresa divulgou que registrou lucro líquido de R$ 466 milhões durante o segundo trimestre deste ano, montante 31% maior em relação ao mesmo período de 2008. No período foram entregues 56 e 52 aeronaves.O TRT de Campinas proferiu em fevereiro e março últimos sentenças favoráveis ao pedido de liminar dos trabalhadores, considerando as demissões abusivas, além de definir a data de suspensão dos contratos como o dia 13 de março e não 19 de fevereiro. "Estamos apreensivos, mas acreditamos que o TST venha a referendar a decisão anterior. Ainda caberá recurso por parte da Embraer, mas também estamos preparados para isso", frisou o presidente da entidade.
Energia - Canal Energia
Light registra lucro líquido consolidado de R$ 121,4 milhões no segundo trimestre Montante é 68,8% inferior ao verificado no mesmo período de 2008. Acumulado do ano chega a R$ 289,7 milhõesFábio Couto, da Agência CanalEnergia, Negócios 07/08/2009
A Light registrou lucro líquido consolidado de R$ 121,4 milhões no segundo trimestre de 2009, reduzindo em 68,8% o montante apurado de R$ 388,6 milhões verificado no mesmo período de 2008, segundo balanço divulgado nesta sexta-feira, 7 de agosto. A receita operacional bruta fechou os últimos três meses com aumento de 1,3%, ao apurar R$ 2,065 bilhões, ante R$ 2,037 bilhões em igual período do ano passado.A receita líquida consolidada no trimestre passado ficou em R$ 1,274 bilhão, contra R$ 1,298 bilhão somado entre abril de junho de 2008 - queda de 1,9%. A razão da queda da receita líquida é a contabilização no balanço daquele período de subsídio de baixa renda, tido como evento não recorrente, no valor de R$ 29,0 milhões.Já o resultado operacional no segundo trimestre ficou em R$ 144,5 milhões, contra 254 milhões, o que equivale a uma redução de 43,1%. A Light teve ainda Ebitda consolidado de R$ 220,6 milhões no segundo trimestre, reduzindo em 34% os R$ 334,3 milhões totalizados em igual período do ano passado.Segundo o vice-presidente Executivo e de Relações com Investidores, Ronnie Vaz Moreira, a redução do Ebtida regulatório se deu em função da última revisão tarifária, ocorrida em novembro passado, e a contabilização de R$ 25 milhões pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica no segundo trimestre a título de compra de energia realizada no primeiro trimestre.“A redução do Ebtida regulatório é sempre esperada no primeiro ano de cada ciclo tarifário, quando é feito o repasse integral dos ganhos de escala aos consumidores”,avalia Moreira.Primeiro semestre - No primeiro semestre, a Light teve lucro líquido consolidado de R$ 289,7 milhões, diminuindo em 41,1% os R$ 492,1 milhões totalizados ao final dos seis primeiros meses de 2008. A receita bruta consolidada ficou em R$ 4,391 bilhões, aumentando em 6,9% os R$ 4,108 milhões obtidos no mesmo período do ano passado.Já a receita operacional líquida encerrou a primeira metade deste ano com R$ 2,711 bilhões, elevando em 3,7% os R$ 2,613 bilhões apurados em igual período de 2008. O resultado operacional caiu 13,5% entre janeiro e junho ante o mesmo período do ano passado, ao totalizar, respectivamente, R$ 417,7 milhões contra R$ 482,9 milhões. O Ebitda do primeiro semestre fechou em R$ 570,1 milhões, reduzindo em 11,2% os R$ 642,3 milhões registrados no primeiro semestre de 2008.
A Light registrou lucro líquido consolidado de R$ 121,4 milhões no segundo trimestre de 2009, reduzindo em 68,8% o montante apurado de R$ 388,6 milhões verificado no mesmo período de 2008, segundo balanço divulgado nesta sexta-feira, 7 de agosto. A receita operacional bruta fechou os últimos três meses com aumento de 1,3%, ao apurar R$ 2,065 bilhões, ante R$ 2,037 bilhões em igual período do ano passado.A receita líquida consolidada no trimestre passado ficou em R$ 1,274 bilhão, contra R$ 1,298 bilhão somado entre abril de junho de 2008 - queda de 1,9%. A razão da queda da receita líquida é a contabilização no balanço daquele período de subsídio de baixa renda, tido como evento não recorrente, no valor de R$ 29,0 milhões.Já o resultado operacional no segundo trimestre ficou em R$ 144,5 milhões, contra 254 milhões, o que equivale a uma redução de 43,1%. A Light teve ainda Ebitda consolidado de R$ 220,6 milhões no segundo trimestre, reduzindo em 34% os R$ 334,3 milhões totalizados em igual período do ano passado.Segundo o vice-presidente Executivo e de Relações com Investidores, Ronnie Vaz Moreira, a redução do Ebtida regulatório se deu em função da última revisão tarifária, ocorrida em novembro passado, e a contabilização de R$ 25 milhões pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica no segundo trimestre a título de compra de energia realizada no primeiro trimestre.“A redução do Ebtida regulatório é sempre esperada no primeiro ano de cada ciclo tarifário, quando é feito o repasse integral dos ganhos de escala aos consumidores”,avalia Moreira.Primeiro semestre - No primeiro semestre, a Light teve lucro líquido consolidado de R$ 289,7 milhões, diminuindo em 41,1% os R$ 492,1 milhões totalizados ao final dos seis primeiros meses de 2008. A receita bruta consolidada ficou em R$ 4,391 bilhões, aumentando em 6,9% os R$ 4,108 milhões obtidos no mesmo período do ano passado.Já a receita operacional líquida encerrou a primeira metade deste ano com R$ 2,711 bilhões, elevando em 3,7% os R$ 2,613 bilhões apurados em igual período de 2008. O resultado operacional caiu 13,5% entre janeiro e junho ante o mesmo período do ano passado, ao totalizar, respectivamente, R$ 417,7 milhões contra R$ 482,9 milhões. O Ebitda do primeiro semestre fechou em R$ 570,1 milhões, reduzindo em 11,2% os R$ 642,3 milhões registrados no primeiro semestre de 2008.
sexta-feira, 7 de agosto de 2009
Diap, 07/08/09
Ipea: achatamento da “classe média” reduz desigualdade no Brasil
A deterioração do mercado de trabalho, com alta do desemprego nos setores mais qualificados e o aumento da informalidade, produziram um efeito colateral aparentemente contraditório: a diminuição do número de pobres no País.Na verdade, com o achatamento da "classe média" e a melhora do salário mínimo, ao lado dos programas assistenciais, houve um nivelamento por baixo do mercado de trabalho brasileiro.
A deterioração do mercado de trabalho, com alta do desemprego nos setores mais qualificados e o aumento da informalidade, produziram um efeito colateral aparentemente contraditório: a diminuição do número de pobres no País.Na verdade, com o achatamento da "classe média" e a melhora do salário mínimo, ao lado dos programas assistenciais, houve um nivelamento por baixo do mercado de trabalho brasileiro.
Diário do Comércio e Indústria, 07/08/09
Governo exclui empresas da Eletrobrás da desestatizaçãoBRASÍLIA
- Seguindo o plano de transformar a Eletrobrás em uma "super estatal", o governo tenta agora rever o Programa Nacional de Desestatização (PND) para fortalecer a presença da empresa no setor de distribuição de energia elétrica. Uma das primeiras iniciativas é excluir do PND a privatização de cinco empresas - Ceron (Centrais Elétricas de Rondônia); Eletroacre (Companhia de Eletricidade do Acre); Ceal (Companhia Energética de Alagoas), Ceam (Companhia Energética do Amazonas) e Cepisa (Companhia Energética do Piauí) -, nas quais investirá R$ 3,4 bilhões em 2010."Essas empresas estavam estacionadas na Eletrobrás meramente para serem privatizadas. Ficaram em situação transitória com uma gestão não muito eficiente. Mas a partir da decisão do presidente Lula e do ministro das Minas e Energia Lobão (Edison Lobão), elas são hoje um negócio", contou Flávio Decat, diretor de Distribuição da estatal, ontem, durante audiência pública na Comissão de Constituição e Justiça (CCJ) do Senado Federal. O debate aconteceu em razão do projeto de lei da senadora Fátima Cleide (PT-RO), que trata da exclusão das cinco distribuidoras da PND.Em 2008, com a determinação do governo de integrar a gestão das empresas, o grupo começou a melhorar seu desempenho e fechou o ano com resultado positivo de R$ 70 milhões - dos quais R$ 53 milhões referentes aos últimos seis meses do ano. "O patrimônio das distribuidoras era negativo, estamos revertendo isso a partir do momento que passamos a dar lucro. Em 2007, tivemos prejuízo de R$ 1,2 bilhão na totalidade das empresas", afirmou Decat. Essas perdas, no entanto, poderiam ter sido piores.Segundo o secretário executivo do Ministério de Minas e Energia (MME), Márcio Zimmermann, a projeção para 2008 era de R$ 1,8 bilhão negativos, se não fossem as medidas adotadas.Como efeito de sair de deficitária para a posição de superavitária, o Ministério, segundo Zimmermann é favorável a retirada das distribuidoras do PND. "Não é intenção do governo privatizá-las. Não há uma decisão política para isso", afirmou. Tanto assim, que a Eletrobrás planeja destinar R$ 3,4 bilhões ao grupo em 2010. "O projeto de investimentos para recuperar as empresas é bastante amplo, várias medidas estão sendo tomadas no sentido de melhorar a qualidade do grupo", explicou Decat.O diretor da estatal disse ainda que as distribuidoras estavam sendo multadas de forma sistemática pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por falta de qualidade. "Hoje elas já estão chegando ao nível da normalidade", afirmou.A intenção do governo, de acordo com secretário executivo do MME, não é apenas crescer, mas ter uma participação efetiva na distribuição. "Todos os grandes grupos têm trabalhado nos diversos segmentos, é o caso da CPFL Energia, Odessa e outras", disse. Por esse motivo é importante e estratégico a Eletrobrás entrar neste mercado. "Esta sendo uma boa experiência [a gestão das cinco empresas] e a expectativa é favorável", frisou. Para Zimmermann um trabalho forte de gestão e investimento necessário vai trazer as distribuidoras para o rol de controladas que dão retorno para os acionistas da Eletrobrás."A Distribuição de energia é um bom negócio. Só dava prejuízo na mão de maus gestores. Os privados conseguem bons resultados, como se mostrou que uma gestão profissional consegue. Já conseguimos um lucro bom, vamos melhorar ainda esse ano e não tem porque se desfazer do negócio", completou Decat.Analistas de mercado ouvidos pela reportagem do DCI, no entanto, dizem que apesar do ponto de vista de área territorial, a cinco empresas abrangerem dois milhões de quilômetros quadrados - ou mais 20% do território nacional -, o número de consumidores é o que conta nesse caso.É preciso, se a idéia é transformar a Eletrobrás em uma Petrobrás do setor de energia elétrica, verificar se a ação é rentável para os acionistas, se é mais uma ação de dimensão social, ou ainda, se há mistura de propósitos nessa iniciativa do governo. Isso porque, a estatal é listada na Bovespa e até em Nova York.Para o caso do Programa Nacional de Desestatização, não é necessário projeto de lei. Segundo Zimmermann, um decreto pode excluir as cinco distribuidoras do PND. Também depende de uma decisão do governo federal atender ou não ao pleito do ministro Edison Lobão de retirar a Eletrobrás do cálculo do superávit primário, como fez com a Petrobras, no começo do ano. "Na época em que as estatais tinham parado os investimentos, isso até 2002, elas contribuíram muito positivamente para o superávit do País, mas se você fizer muito investimento, menos contribuição elas vão dar", explicou. "O que o Ministério de Minas e Energia defende é que a Eletrobrás da mesma forma que a Petrobras, vem fazendo investimentos bastante fortes, participando de grandes hidrelétricas junto com setor privado, de grandes linhas de transmissão e que, então, seria positivo que ela viesse a sair do superávit", acrescentou.
- Seguindo o plano de transformar a Eletrobrás em uma "super estatal", o governo tenta agora rever o Programa Nacional de Desestatização (PND) para fortalecer a presença da empresa no setor de distribuição de energia elétrica. Uma das primeiras iniciativas é excluir do PND a privatização de cinco empresas - Ceron (Centrais Elétricas de Rondônia); Eletroacre (Companhia de Eletricidade do Acre); Ceal (Companhia Energética de Alagoas), Ceam (Companhia Energética do Amazonas) e Cepisa (Companhia Energética do Piauí) -, nas quais investirá R$ 3,4 bilhões em 2010."Essas empresas estavam estacionadas na Eletrobrás meramente para serem privatizadas. Ficaram em situação transitória com uma gestão não muito eficiente. Mas a partir da decisão do presidente Lula e do ministro das Minas e Energia Lobão (Edison Lobão), elas são hoje um negócio", contou Flávio Decat, diretor de Distribuição da estatal, ontem, durante audiência pública na Comissão de Constituição e Justiça (CCJ) do Senado Federal. O debate aconteceu em razão do projeto de lei da senadora Fátima Cleide (PT-RO), que trata da exclusão das cinco distribuidoras da PND.Em 2008, com a determinação do governo de integrar a gestão das empresas, o grupo começou a melhorar seu desempenho e fechou o ano com resultado positivo de R$ 70 milhões - dos quais R$ 53 milhões referentes aos últimos seis meses do ano. "O patrimônio das distribuidoras era negativo, estamos revertendo isso a partir do momento que passamos a dar lucro. Em 2007, tivemos prejuízo de R$ 1,2 bilhão na totalidade das empresas", afirmou Decat. Essas perdas, no entanto, poderiam ter sido piores.Segundo o secretário executivo do Ministério de Minas e Energia (MME), Márcio Zimmermann, a projeção para 2008 era de R$ 1,8 bilhão negativos, se não fossem as medidas adotadas.Como efeito de sair de deficitária para a posição de superavitária, o Ministério, segundo Zimmermann é favorável a retirada das distribuidoras do PND. "Não é intenção do governo privatizá-las. Não há uma decisão política para isso", afirmou. Tanto assim, que a Eletrobrás planeja destinar R$ 3,4 bilhões ao grupo em 2010. "O projeto de investimentos para recuperar as empresas é bastante amplo, várias medidas estão sendo tomadas no sentido de melhorar a qualidade do grupo", explicou Decat.O diretor da estatal disse ainda que as distribuidoras estavam sendo multadas de forma sistemática pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por falta de qualidade. "Hoje elas já estão chegando ao nível da normalidade", afirmou.A intenção do governo, de acordo com secretário executivo do MME, não é apenas crescer, mas ter uma participação efetiva na distribuição. "Todos os grandes grupos têm trabalhado nos diversos segmentos, é o caso da CPFL Energia, Odessa e outras", disse. Por esse motivo é importante e estratégico a Eletrobrás entrar neste mercado. "Esta sendo uma boa experiência [a gestão das cinco empresas] e a expectativa é favorável", frisou. Para Zimmermann um trabalho forte de gestão e investimento necessário vai trazer as distribuidoras para o rol de controladas que dão retorno para os acionistas da Eletrobrás."A Distribuição de energia é um bom negócio. Só dava prejuízo na mão de maus gestores. Os privados conseguem bons resultados, como se mostrou que uma gestão profissional consegue. Já conseguimos um lucro bom, vamos melhorar ainda esse ano e não tem porque se desfazer do negócio", completou Decat.Analistas de mercado ouvidos pela reportagem do DCI, no entanto, dizem que apesar do ponto de vista de área territorial, a cinco empresas abrangerem dois milhões de quilômetros quadrados - ou mais 20% do território nacional -, o número de consumidores é o que conta nesse caso.É preciso, se a idéia é transformar a Eletrobrás em uma Petrobrás do setor de energia elétrica, verificar se a ação é rentável para os acionistas, se é mais uma ação de dimensão social, ou ainda, se há mistura de propósitos nessa iniciativa do governo. Isso porque, a estatal é listada na Bovespa e até em Nova York.Para o caso do Programa Nacional de Desestatização, não é necessário projeto de lei. Segundo Zimmermann, um decreto pode excluir as cinco distribuidoras do PND. Também depende de uma decisão do governo federal atender ou não ao pleito do ministro Edison Lobão de retirar a Eletrobrás do cálculo do superávit primário, como fez com a Petrobras, no começo do ano. "Na época em que as estatais tinham parado os investimentos, isso até 2002, elas contribuíram muito positivamente para o superávit do País, mas se você fizer muito investimento, menos contribuição elas vão dar", explicou. "O que o Ministério de Minas e Energia defende é que a Eletrobrás da mesma forma que a Petrobras, vem fazendo investimentos bastante fortes, participando de grandes hidrelétricas junto com setor privado, de grandes linhas de transmissão e que, então, seria positivo que ela viesse a sair do superávit", acrescentou.
quinta-feira, 6 de agosto de 2009
Canal Energia - ITAIPU
Câmara terá audiência para discutir acordo para revisão das tarifas Data para a realização da audiência ainda não foi marcada, mas serão convidados os ministros Edison Lobão e Celso AmorimDa Agência CanalEnergia, Mercado Livre 05/08/2009
A Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados vai realizar audiência para discutir o acordo firmado recentemente entre o Brasil e o Paraguai sobre a energia de Itaipu. A data para a realização da audiência ainda não foi marcada, mas serão convidados os ministros de Minas e Energia, Edison Lobão, e de Relações Exteriores, Celso Amorim. O requerimento para o debate, do deputado Arnaldo Jardim (PPS-SP), foi aprovado nesta quarta-feira, 5 de agosto.Pelo acordo, o Brasil passará a pagar ao Paraguai uma compensação anual de US$ 360 milhões pela energia consumida, sendo que atualmente o valor é de US$ 120 milhões. Jardim adverte que a iniciativa do governo poderá prejudicar os consumidores, com o aumento de tarifas, e os contribuintes, que irão arcar com a elevação dos repasses que o Brasil fez ao país vizinho."Ainda que o governo diga que pode de alguma forma transferir a conta para o Tesouro, quer seja o usuário de energia, quer seja o contribuinte, alguém vai pagar essa conta", alertou o deputado. Ele lembrou que o governo brasileiro, além de triplicar o valor da energia paga ao Paraguai, assumiu a responsabilidade de construir uma linha de transmissão orçada em US$ 450 milhões. As informações são da Agência Câmara.
A Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados vai realizar audiência para discutir o acordo firmado recentemente entre o Brasil e o Paraguai sobre a energia de Itaipu. A data para a realização da audiência ainda não foi marcada, mas serão convidados os ministros de Minas e Energia, Edison Lobão, e de Relações Exteriores, Celso Amorim. O requerimento para o debate, do deputado Arnaldo Jardim (PPS-SP), foi aprovado nesta quarta-feira, 5 de agosto.Pelo acordo, o Brasil passará a pagar ao Paraguai uma compensação anual de US$ 360 milhões pela energia consumida, sendo que atualmente o valor é de US$ 120 milhões. Jardim adverte que a iniciativa do governo poderá prejudicar os consumidores, com o aumento de tarifas, e os contribuintes, que irão arcar com a elevação dos repasses que o Brasil fez ao país vizinho."Ainda que o governo diga que pode de alguma forma transferir a conta para o Tesouro, quer seja o usuário de energia, quer seja o contribuinte, alguém vai pagar essa conta", alertou o deputado. Ele lembrou que o governo brasileiro, além de triplicar o valor da energia paga ao Paraguai, assumiu a responsabilidade de construir uma linha de transmissão orçada em US$ 450 milhões. As informações são da Agência Câmara.
Energia - Canal Energia
CPI da Aneel aprova convocação de agentes para audiência pública Debate ainda não tem data marcada, mas deverá contar com presença de presidentes do Instituto Acende Brasil, Abradee e AbraceFábio Couto, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre 05/08/2009
A Comissão Parlamentar de Inquérito que investiga as tarifas de energia aprovou uma série de requerimentos para convocação de agentes do setor, a fim de debater a formação dos preços da eletricidade. Em reunião realizada nesta quarta-feira, 5 de agosto, os integrantes da CPI da Aneel aprovaram realização de audiência pública, ainda sem data, para tratar do tema.Entre as convocações aprovadas estão as de Claudio Sales (Instituto Acende Brasil), Luiz Carlos Guimarães (Abradee) e Ricardo Lima (Abrace), além do presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, Luciano Coutinho, e do presidente da Eletronorte, Jorge Palmeira.As convocações não incluem o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, Nelson Hubner, porém a CPI autorizou a requisição à Aneel de "informações sobre seus diretores e ex-diretores", e de "cópias de documentos".
A Comissão Parlamentar de Inquérito que investiga as tarifas de energia aprovou uma série de requerimentos para convocação de agentes do setor, a fim de debater a formação dos preços da eletricidade. Em reunião realizada nesta quarta-feira, 5 de agosto, os integrantes da CPI da Aneel aprovaram realização de audiência pública, ainda sem data, para tratar do tema.Entre as convocações aprovadas estão as de Claudio Sales (Instituto Acende Brasil), Luiz Carlos Guimarães (Abradee) e Ricardo Lima (Abrace), além do presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, Luciano Coutinho, e do presidente da Eletronorte, Jorge Palmeira.As convocações não incluem o diretor-geral da Agência Nacional de Energia Elétrica, Nelson Hubner, porém a CPI autorizou a requisição à Aneel de "informações sobre seus diretores e ex-diretores", e de "cópias de documentos".
QUEM VAI PAGAR POR ISTO?
Por Ernesto Germano
A primeira quinzena de julho de 2009 terminou com uma notícia que pode ter passado “despercebida” por uma parte da nossa imprensa, mas que merece toda a nossa atenção. Oito anos depois de nosso país passar pelo vexame de recorrer a um racionamento de energia elétrica para não entrar em colapso, o Tribunal de Contas da União divulgou a avaliação oficial dos custos do “apagão”: nada menos do que 45,2 bilhões de reais!Se considerarmos que o investimento estimado para a construção da Usina de Jirau, no rio Madeira, é de 8,7 bilhões de reais, não é difícil perceber que a crise de energia 2001/2002 nos custou pouco mais de cinco usinas de grande porte!Mas outras perguntas precisam ser feitas e outras verdades precisam ser ditas. Qual a causa daquela crise? O que se escondeu por trás daquele apagão?Em primeiro lugar, a adoção pelo governo FHC de uma política criminosa de privatização de todo o setor elétrico brasileiro. Em sua ânsia de entregar todas as empresas, o governo parou de investir no setor, estrangulou a administração das empresas e começou a entregar para o capital privado as distribuidoras de energia. E depois, de forma irresponsável, pensou em “fatiar” as geradoras para tornar mais fácil a venda. Furnas – Centrais Elétricas, por exemplo, seria dividida em três ou quatro empresas menores para facilitar a vida dos compradores.Mas isto ainda não é tudo. De forma ainda mais irresponsável, andando contra toda a lógica de mercado e da boa administração da coisa pública, os governos privatistas só lembraram de criar agências reguladoras quando o processo já estava em andamento. O relatório agora divulgado pelo TCU diz que o apagão de energia custou 45,2 bilhões de reais e a maior parte do prejuízo foi paga pelos contribuintes! Os consumidores pagaram 60% do prejuízo do apagão de energia por meio de aumentos nas contas, o chamado repasse tarifário. Ou seja, os consumidores arcaram com um prejuízo de 27,12 bilhões de reais.O restante foi custeado pelo Tesouro Nacional, ou seja, nós. O Tesouro fez aportes em diversas companhias através do BNDES e pela Comercia-lizadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) - empresa criada durante a crise para administrar o valor do “seguro apagão”.No dia 18 de junho, a Câmara dos Deputados instaurou a Comissão Parlamentar de Inquérito da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A CPI foi criada para investigar a formação dos valores das tarifas de energia elétrica no Brasil e a atuação da Aneel na autorização dos reajustes tarifários a título de reequilíbrio econômico-financeiro. É de se esperar que o relatório agora divulgado pelo TCU “ilumine” os caminhos da CPI e, ao final dos trabalhos, possamos saber os nomes dos verdadeiros culpados daquela crise e do prejuízo que a nação sofreu.Será?
A primeira quinzena de julho de 2009 terminou com uma notícia que pode ter passado “despercebida” por uma parte da nossa imprensa, mas que merece toda a nossa atenção. Oito anos depois de nosso país passar pelo vexame de recorrer a um racionamento de energia elétrica para não entrar em colapso, o Tribunal de Contas da União divulgou a avaliação oficial dos custos do “apagão”: nada menos do que 45,2 bilhões de reais!Se considerarmos que o investimento estimado para a construção da Usina de Jirau, no rio Madeira, é de 8,7 bilhões de reais, não é difícil perceber que a crise de energia 2001/2002 nos custou pouco mais de cinco usinas de grande porte!Mas outras perguntas precisam ser feitas e outras verdades precisam ser ditas. Qual a causa daquela crise? O que se escondeu por trás daquele apagão?Em primeiro lugar, a adoção pelo governo FHC de uma política criminosa de privatização de todo o setor elétrico brasileiro. Em sua ânsia de entregar todas as empresas, o governo parou de investir no setor, estrangulou a administração das empresas e começou a entregar para o capital privado as distribuidoras de energia. E depois, de forma irresponsável, pensou em “fatiar” as geradoras para tornar mais fácil a venda. Furnas – Centrais Elétricas, por exemplo, seria dividida em três ou quatro empresas menores para facilitar a vida dos compradores.Mas isto ainda não é tudo. De forma ainda mais irresponsável, andando contra toda a lógica de mercado e da boa administração da coisa pública, os governos privatistas só lembraram de criar agências reguladoras quando o processo já estava em andamento. O relatório agora divulgado pelo TCU diz que o apagão de energia custou 45,2 bilhões de reais e a maior parte do prejuízo foi paga pelos contribuintes! Os consumidores pagaram 60% do prejuízo do apagão de energia por meio de aumentos nas contas, o chamado repasse tarifário. Ou seja, os consumidores arcaram com um prejuízo de 27,12 bilhões de reais.O restante foi custeado pelo Tesouro Nacional, ou seja, nós. O Tesouro fez aportes em diversas companhias através do BNDES e pela Comercia-lizadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) - empresa criada durante a crise para administrar o valor do “seguro apagão”.No dia 18 de junho, a Câmara dos Deputados instaurou a Comissão Parlamentar de Inquérito da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). A CPI foi criada para investigar a formação dos valores das tarifas de energia elétrica no Brasil e a atuação da Aneel na autorização dos reajustes tarifários a título de reequilíbrio econômico-financeiro. É de se esperar que o relatório agora divulgado pelo TCU “ilumine” os caminhos da CPI e, ao final dos trabalhos, possamos saber os nomes dos verdadeiros culpados daquela crise e do prejuízo que a nação sofreu.Será?
quarta-feira, 5 de agosto de 2009
Divisão de Segurança
preocupação permanente!
A Divisão de Segurança Empresarial – DSGE.G – é subordinada ao Departamento de Serviços Gerais – DSG.G e tem suas atribuições definidas pelo Manual de Organização. O Jornal ASEF foi visitar os companheiros e conhecer um pouco desse serviço. E entrevistamos Renato Sardenberg, responsável pela Divisão.
A Divisão de Segurança Empresarial – DSGE.G – é subordinada ao Departamento de Serviços Gerais – DSG.G e tem suas atribuições definidas pelo Manual de Organização. O Jornal ASEF foi visitar os companheiros e conhecer um pouco desse serviço. E entrevistamos Renato Sardenberg, responsável pela Divisão.
Jornal ASEF. Nem todos conhecem a DSGE.G. Quais as suas atividades?Renato Sardenberg. Entre nossas principais funções, eu destaco a orientação técnica e funcional aos vários setores de Furnas sobre as ações necessárias para garantir da Segurança Patrimonial das instalações. Isto é parte de uma Política de Segurança Empresarial séria. Aqui nós fazemos a coordenação e o planejamento dos Sistemas de Monitoramento, como CITV e Centrais de Alarmes, em todas as Unidades de Furnas, além da sua operação através do Centro de Segurança Patrimonial Botafogo. Jornal ASEF. Estas são funções que podemos chamar de preventivas. E durante as ocorrências?Renato Sardenberg. Quando necessário, realizamos ou damos suporte para realização de investigações sobre ocorrências que interfiram ou possam interferir nos serviços que Furnas presta à sociedade ou que comprometam o seu patrimônio, a sua imagem institucional ou a integridade física dos empregados. E também prestamos serviços de segurança às autoridades, durante sua permanência nas instalações de Furnas ou em eventos externos.
Jornal ASEF. Para isto, a DSGE.G precisa estar bem articulada.Renato Sardenberg. Precisamente! Estamos sempre articulados com os órgãos das Forças Armadas, Polícia Federal, Polícias Estaduais e outras Forças Auxiliares, para o apoio necessário à proteção do patrimônio de Furnas. E coordenamos as atividades de prestação dos serviços de vigilância armada, portaria e estacionamento, no Escritório Central.
Jornal ASEF. De forma geral, como você definiria a Divisão?Renato Sardenberg. Podemos dizer que a missão da DSGE.G é planejar, coordenar e executar as atividades de segurança empresarial através de políticas previamente estabele-cidas, visando proteger pessoas, serviços, bens e as instalações de FURNAS. Nossa visão de futuro é “sermos reconhecidos como órgão de excelência na gestão de segurança empresarial, tendo como uma das nossas principais forças a valorização do elemento humano”.
Jornal ASEF. Como isto pode ser atingido?Renato Sardenberg. Entre outras práticas e prioridades, citamos a segurança dentro do Escritório Central de Furnas e o apoio às áreas Regionais que é orientado através do Centro de Segurança Patrimonial Bota-fogo, em regime de turno (24 horas), por 05 (cinco) Inspetores e 05 (cinco) Operadores de CFTV. Mantemos um serviço de Inteligência, integrado com os Órgãos de Segurança Pública, e procuramos identificar os pontos vulneráveis das áreas de Furnas. Assim recomendamos ou programamos ações futuras.
Jornal ASEF. Vemos que a DSGE.G opera com equipamento de ponta.Renato Sardenberg. Este é um ponto forte da DSGE.G. A nossa “Segurança Eletrônica”. Usando tecnologia de ponta e em parceria com a Divisão de Engenharia de Transmissão de Telecomunicações – DETT.E – e outros órgãos de Furnas, recebemos imagens de todas as áreas no Centro de Segurança Pa-trimonial Botafogo para serem monitoradas, 24 horas por dia, 365 dias por ano. Assim procuramos dar a nossa contribuição à essa grande engrenagem que é o Sistema Furnas.
segunda-feira, 3 de agosto de 2009
Trabalho e Sindicalismo
Diap, 03/08/09
Carga horária: Ipea defende jornada de 37 horas semanais
"Com a redução oficial da jornada para 37 horas, daríamos condições de termos todos ocupados, desde que mantida a produção e os investimentos, e a capacidade produtiva do País fosse ampliada", afirmou PochmannSegundo o presidente do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea), Marcio Pochmann, se a carga horária oficial de trabalho for reduzida das atuais 44 horas semanais para 37 horas, o País teria condições de dar ocupação para toda população.Mas ele ressaltou que isso só seria possível caso fossem mantidos os investimentos, a produção e, também, aumentada a capacidade produtiva do País.A afirmação foi feita durante o lançamento do estudo Carga Horária de Trabalho: Evolução e Principais Mudanças no Brasil."Com a redução oficial da jornada para 37 horas, daríamos condições de termos todos ocupados, desde que mantida a produção e os investimentos, e a capacidade produtiva do País fosse ampliada", afirmou.Segundo Pochmann, mais fácil seria alterar a distribuição do tempo de trabalho no Brasil, uma vez que o estudo registrou que o País tem uma grande parcela de trabalhadores com carga horária bastante reduzida, de um lado, e, do outro, quase a metade de seus trabalhadores com jornadas acima de 44 horas semanais."Uma melhor redistribuição dessa jornada permitiria mais pessoas ocupadas do que a simples redução da jornada oficial".Dados recentes, relativos ao mercado de trabalho, mostram, segundo o presidente do Ipea, que o País teve aumento de desemprego e crescimento da informalidade."Mostram também tendência de rotatividade, que é a demissão de pessoas com os maiores salários, seguida da contratação de pessoas por salários menores", disse."Esse ambiente faz um desfavor ao mercado de trabalho e pouco ajuda a reduzir as diferenças", acrescentou."É necessário que o Brasil volte a crescer de forma bastante acelerada, ocupando a capacidade ociosa existente, e retornem sobretudo os investimentos, porque é com mais investimentos que o País conseguirá recuperar seus postos de trabalho, tanto em maior quantidade como em melhor qualidade", argumentou.Pochmann lembrou que, para gerar empregos, o Brasil precisa crescer mais do que 4% ao ano."Teríamos condições de reduzir mais rapidamente a jornada de trabalho e termos mais trabalhadores ocupados, caso o Brasil tivesse crescido de forma mais veloz, como ocorreu dos anos 1950 até os 1980, quando o crescimento da economia foi próximo de 7%", disse."Mas, de 1988 para cá, o crescimento do PIB [Produto Interno Bruto] foi abaixo de 3%. E toda vez que o Brasil cresce menos de 4% ao ano, não consegue gerar postos de trabalho, e os ganhos de produtividade tendem então a serem menores, assim como a evolução dos salários"."Isso, de certa maneira, pode resultar também em uma precarização dos postos de trabalho existentes", completou Marcio Pochmann.O estudo do Ipea mostra que, da promulgação da Constituição Federal, em 1988, até 2007 a carga horária média de trabalho da população brasileira apresentou tendência de queda. A Constituição fixou a jornada máxima do trabalhador brasileiro em 44 horas semanais.A diminuição do tempo médio de trabalho, porém, não ocorreu de forma homogênea para todos os ocupados, segundo o estudo Carga Horária de Trabalho: Evolução e Principais Mudanças no Brasil.A queda foi maior na Região Sul, para as mulheres, para os trabalhadores de maior idade e para aqueles com menos escolaridade, para os envolvidos em atividades agrícolas e para os não remunerados.Segundo o Ipea, desde o final da década de 80 do século passado houve redução nas horas médias tradicionalmente trabalhadas pelo conjunto de pessoas ocupadas no Brasil.O País como um todo registrou no período estudado (de 1988 a 2007) diminuição em 10,7% na carga horária média semanal trabalhada pelos ocupados. Em resumo, a redução foi de 44,1 para 39,4 horas médias semanais de trabalho. (Fonte: CTB)
Carga horária: Ipea defende jornada de 37 horas semanais
"Com a redução oficial da jornada para 37 horas, daríamos condições de termos todos ocupados, desde que mantida a produção e os investimentos, e a capacidade produtiva do País fosse ampliada", afirmou PochmannSegundo o presidente do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea), Marcio Pochmann, se a carga horária oficial de trabalho for reduzida das atuais 44 horas semanais para 37 horas, o País teria condições de dar ocupação para toda população.Mas ele ressaltou que isso só seria possível caso fossem mantidos os investimentos, a produção e, também, aumentada a capacidade produtiva do País.A afirmação foi feita durante o lançamento do estudo Carga Horária de Trabalho: Evolução e Principais Mudanças no Brasil."Com a redução oficial da jornada para 37 horas, daríamos condições de termos todos ocupados, desde que mantida a produção e os investimentos, e a capacidade produtiva do País fosse ampliada", afirmou.Segundo Pochmann, mais fácil seria alterar a distribuição do tempo de trabalho no Brasil, uma vez que o estudo registrou que o País tem uma grande parcela de trabalhadores com carga horária bastante reduzida, de um lado, e, do outro, quase a metade de seus trabalhadores com jornadas acima de 44 horas semanais."Uma melhor redistribuição dessa jornada permitiria mais pessoas ocupadas do que a simples redução da jornada oficial".Dados recentes, relativos ao mercado de trabalho, mostram, segundo o presidente do Ipea, que o País teve aumento de desemprego e crescimento da informalidade."Mostram também tendência de rotatividade, que é a demissão de pessoas com os maiores salários, seguida da contratação de pessoas por salários menores", disse."Esse ambiente faz um desfavor ao mercado de trabalho e pouco ajuda a reduzir as diferenças", acrescentou."É necessário que o Brasil volte a crescer de forma bastante acelerada, ocupando a capacidade ociosa existente, e retornem sobretudo os investimentos, porque é com mais investimentos que o País conseguirá recuperar seus postos de trabalho, tanto em maior quantidade como em melhor qualidade", argumentou.Pochmann lembrou que, para gerar empregos, o Brasil precisa crescer mais do que 4% ao ano."Teríamos condições de reduzir mais rapidamente a jornada de trabalho e termos mais trabalhadores ocupados, caso o Brasil tivesse crescido de forma mais veloz, como ocorreu dos anos 1950 até os 1980, quando o crescimento da economia foi próximo de 7%", disse."Mas, de 1988 para cá, o crescimento do PIB [Produto Interno Bruto] foi abaixo de 3%. E toda vez que o Brasil cresce menos de 4% ao ano, não consegue gerar postos de trabalho, e os ganhos de produtividade tendem então a serem menores, assim como a evolução dos salários"."Isso, de certa maneira, pode resultar também em uma precarização dos postos de trabalho existentes", completou Marcio Pochmann.O estudo do Ipea mostra que, da promulgação da Constituição Federal, em 1988, até 2007 a carga horária média de trabalho da população brasileira apresentou tendência de queda. A Constituição fixou a jornada máxima do trabalhador brasileiro em 44 horas semanais.A diminuição do tempo médio de trabalho, porém, não ocorreu de forma homogênea para todos os ocupados, segundo o estudo Carga Horária de Trabalho: Evolução e Principais Mudanças no Brasil.A queda foi maior na Região Sul, para as mulheres, para os trabalhadores de maior idade e para aqueles com menos escolaridade, para os envolvidos em atividades agrícolas e para os não remunerados.Segundo o Ipea, desde o final da década de 80 do século passado houve redução nas horas médias tradicionalmente trabalhadas pelo conjunto de pessoas ocupadas no Brasil.O País como um todo registrou no período estudado (de 1988 a 2007) diminuição em 10,7% na carga horária média semanal trabalhada pelos ocupados. Em resumo, a redução foi de 44,1 para 39,4 horas médias semanais de trabalho. (Fonte: CTB)
Energia
Canal Energia
MP 466, em vigor, traz indefinições regulatórias, dizem especialistas
Agentes afirmam que medida provisória não é clara quanto aos reais efeitos sobre setor elétrico - economia ou aumento nas contas de consumidoresCarolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre 31/07/2009
Subsidiar a energia do sistema isolado, refletir na tarifa do consumidor do restante do país e evitar perda acentuada de receita dos estados da região Norte. Esses são alguns dos efeitos da Medida Provisória 466/2009, assinada pelo Presidente Luiz Inácio Lula da Silva e em vigor desde a última quinta-feira, 30 de julho, no setor de energia elétrica. Para alguns especialistas, a medida não é clara quanto aos reais efeitos sobre o segmento - se haverá economia ou aumento nas contas dos consumidores, bem como deixa indefinidos aspectos regulatórios relativos à entrada das empresas no Sistema Interligado Nacional.Um subsídio claro da conta de energia do sistema isolado. É assim que o advogado Guilherme Pereira Baggio, da Kaercher e Baggio Sociedade de Advogados, define como será a CCC após a entrada em vigor da MP 466. Segundo ele, a CCC não mais vai subsidiar o combustível utilizado nas térmicas, mas sim, reembolsar a diferença entre o custo real de geração do Sistema Isolado e a média de preço de energia do Ambiente de Contratação Livre."Podem até continuar chamando o encargo de CCC, mas ele não tem mais nada a ver com combustível", afirmou o advogado. Segundo ele, esse subsídio é importante porque o custo real da energia nos estados que hoje compõe o sistema isolado seria insuportável para o consumidor. "Em termos de política energética, o governo está incentivando por meio de subsídio tarifário claro, o custo de energia de lá", declarou.Somente o estado de Rondônia, de acordo com o deputado Eduardo Valverde (PT-RO), que ajudou a elaborar a MP, deixaria de arrecadar cerca de R$ 200 milhões por mês de ICMS dos combustíveis utilizados pelas térmicas do sistema isolado. "O ICMS dos combustíveis é a maior fonte de arrecadação desses estados e, por isso não pode sair de uma hora para outra. A mudança da CCC foi uma forma de evitar que haja queda de receita na região Norte", explicou Valverde, que antes da MP, iniciou tramitação do projeto de lei 5.532/2009, referente ao mesmo assunto.A idéia, segundo o deputado, é que houvesse uma fase de transição e que essa quantia que será subsidiada pela CCC fosse reduzindo gradualmente. "A interligação vai reduzir a conta de energia na região Norte e assim será possível atrais novas indústrias, gerando receita para os estados através de outros encargos", comentou.No entanto, para Baggio, o que parece ser muito grave nessa medida provisória é exatamente não estabelecer um período de transição. "A gente observa que falta uma norma de transição para quem está hoje no sistema isolado e vai passar para o sistema interligado", observou. Segundo ele, esses agentes terão que se adaptar as novas normas sem ter estabelecido um prazo para que isso aconteça. "Sempre que se estabelece um novo marco regulatório, deve-se prever um período de transição, porque é muito difícil para os agentes se adequarem assim que a MP entra em vigor", analisou.Ele citou como exemplo o fato de todas as distribuidoras do sistema isolado, a partir de agora, só poderem comprar energia através de leilões. "Agora tem que ver se nas condições do sistema isolado pode-se aplicar esse monte de regras do sistema interligado", disse. Segundo ele, somente nos casos em que a licitação for inviável ou frustrada é que se poderá contratar energia de outra forma. "Essa forma ainda não está definida, não está escrito na lei como isso acontecerá", afirmou o advogado.Para Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura, mais uma vez o governo brasileiro toma uma decisão que afeta a tarifa do consumidor de energia. "Ao integrar o sistema, o governo está vendendo a idéia de que a CCC vai diminuir, mas isso não vai acontecer. Pelo contrário, a CCC pode até aumentar, já que o ICMS do combustível, que estava sendo reduzido, vai voltar integralmente", comentou o executivo.Além disso, segundo Pires, as distribuidoras terão que recolher mais 0,3% da receita operacional líquida, que será destinado aos estados do Norte do país. "Isso é mais um encargo que o consumidor de energia terá que pagar. Quando falam que a tarifa de energia é cara, é porque o governo cria sempre novos encargos, mas não revoga nenhum", argumentou. "Eu espero que no Congresso, nossos parlamentares pensem no consumidor", disse. A MP 466 ainda será analisada pelo Congresso Nacional, para que se torne lei. Essa, inclusive, a avaliação da Ativa Corretora - ela acredita que a conta de luz tende a aumentar com a entrada em vigor da MP.O Ministério de Minas e Energia informa que a MP 466 tem espaço para redução de tarifas com a entrada em vigor das linhas de transmissão, o que compensará o aumento nas contas resultante da elevação da Taxa P&D. Na visão da Ativa Corretora, a MP 466 é positiva para a Eletrobrás, que é controladora de praticamente todas as distribuidoras do Norte do país e arcava com os custos de geração da região. Segundo a corretora, as despesas de geração chegavam a R$ 800/MWh, mas a energia era vendida ao consumidor por, no máximo, R$ 300/MWh. "A MP agora estabelece que a CCC passará a reembolsar essa diferença, que antes, mesmo com o subsídio do óleo, recaía sobre a Eletrobrás", comentou a corretora.Em seu relatório a Ativa afirma que declarações atribuídas ao presidente da Eletrobrás, José Antônio Muniz Lopes, dão conta de que a medida poderá trazer uma economia de R$ 70 milhões a estatal. A Eletrobrás informou ainda que a interligação entre Acre e Rondônia já estará pronta no próximo dia 26 de agosto e a conexão Tucuruí-Macapá-Manaus, em 2011. Em comunicado ao mercado, o diretor de Relações com Investidores da estatal, Astrogildo Quental, informou que a Eletrobrás está aguardando a regulamentação da MP, "não sendo possível, no momento, mensurar com exatidão os efeitos positivos dessa medida nas demontrações financeiras da companhia".
MP 466, em vigor, traz indefinições regulatórias, dizem especialistas
Agentes afirmam que medida provisória não é clara quanto aos reais efeitos sobre setor elétrico - economia ou aumento nas contas de consumidoresCarolina Medeiros, da Agência CanalEnergia, Mercado Livre 31/07/2009
Subsidiar a energia do sistema isolado, refletir na tarifa do consumidor do restante do país e evitar perda acentuada de receita dos estados da região Norte. Esses são alguns dos efeitos da Medida Provisória 466/2009, assinada pelo Presidente Luiz Inácio Lula da Silva e em vigor desde a última quinta-feira, 30 de julho, no setor de energia elétrica. Para alguns especialistas, a medida não é clara quanto aos reais efeitos sobre o segmento - se haverá economia ou aumento nas contas dos consumidores, bem como deixa indefinidos aspectos regulatórios relativos à entrada das empresas no Sistema Interligado Nacional.Um subsídio claro da conta de energia do sistema isolado. É assim que o advogado Guilherme Pereira Baggio, da Kaercher e Baggio Sociedade de Advogados, define como será a CCC após a entrada em vigor da MP 466. Segundo ele, a CCC não mais vai subsidiar o combustível utilizado nas térmicas, mas sim, reembolsar a diferença entre o custo real de geração do Sistema Isolado e a média de preço de energia do Ambiente de Contratação Livre."Podem até continuar chamando o encargo de CCC, mas ele não tem mais nada a ver com combustível", afirmou o advogado. Segundo ele, esse subsídio é importante porque o custo real da energia nos estados que hoje compõe o sistema isolado seria insuportável para o consumidor. "Em termos de política energética, o governo está incentivando por meio de subsídio tarifário claro, o custo de energia de lá", declarou.Somente o estado de Rondônia, de acordo com o deputado Eduardo Valverde (PT-RO), que ajudou a elaborar a MP, deixaria de arrecadar cerca de R$ 200 milhões por mês de ICMS dos combustíveis utilizados pelas térmicas do sistema isolado. "O ICMS dos combustíveis é a maior fonte de arrecadação desses estados e, por isso não pode sair de uma hora para outra. A mudança da CCC foi uma forma de evitar que haja queda de receita na região Norte", explicou Valverde, que antes da MP, iniciou tramitação do projeto de lei 5.532/2009, referente ao mesmo assunto.A idéia, segundo o deputado, é que houvesse uma fase de transição e que essa quantia que será subsidiada pela CCC fosse reduzindo gradualmente. "A interligação vai reduzir a conta de energia na região Norte e assim será possível atrais novas indústrias, gerando receita para os estados através de outros encargos", comentou.No entanto, para Baggio, o que parece ser muito grave nessa medida provisória é exatamente não estabelecer um período de transição. "A gente observa que falta uma norma de transição para quem está hoje no sistema isolado e vai passar para o sistema interligado", observou. Segundo ele, esses agentes terão que se adaptar as novas normas sem ter estabelecido um prazo para que isso aconteça. "Sempre que se estabelece um novo marco regulatório, deve-se prever um período de transição, porque é muito difícil para os agentes se adequarem assim que a MP entra em vigor", analisou.Ele citou como exemplo o fato de todas as distribuidoras do sistema isolado, a partir de agora, só poderem comprar energia através de leilões. "Agora tem que ver se nas condições do sistema isolado pode-se aplicar esse monte de regras do sistema interligado", disse. Segundo ele, somente nos casos em que a licitação for inviável ou frustrada é que se poderá contratar energia de outra forma. "Essa forma ainda não está definida, não está escrito na lei como isso acontecerá", afirmou o advogado.Para Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura, mais uma vez o governo brasileiro toma uma decisão que afeta a tarifa do consumidor de energia. "Ao integrar o sistema, o governo está vendendo a idéia de que a CCC vai diminuir, mas isso não vai acontecer. Pelo contrário, a CCC pode até aumentar, já que o ICMS do combustível, que estava sendo reduzido, vai voltar integralmente", comentou o executivo.Além disso, segundo Pires, as distribuidoras terão que recolher mais 0,3% da receita operacional líquida, que será destinado aos estados do Norte do país. "Isso é mais um encargo que o consumidor de energia terá que pagar. Quando falam que a tarifa de energia é cara, é porque o governo cria sempre novos encargos, mas não revoga nenhum", argumentou. "Eu espero que no Congresso, nossos parlamentares pensem no consumidor", disse. A MP 466 ainda será analisada pelo Congresso Nacional, para que se torne lei. Essa, inclusive, a avaliação da Ativa Corretora - ela acredita que a conta de luz tende a aumentar com a entrada em vigor da MP.O Ministério de Minas e Energia informa que a MP 466 tem espaço para redução de tarifas com a entrada em vigor das linhas de transmissão, o que compensará o aumento nas contas resultante da elevação da Taxa P&D. Na visão da Ativa Corretora, a MP 466 é positiva para a Eletrobrás, que é controladora de praticamente todas as distribuidoras do Norte do país e arcava com os custos de geração da região. Segundo a corretora, as despesas de geração chegavam a R$ 800/MWh, mas a energia era vendida ao consumidor por, no máximo, R$ 300/MWh. "A MP agora estabelece que a CCC passará a reembolsar essa diferença, que antes, mesmo com o subsídio do óleo, recaía sobre a Eletrobrás", comentou a corretora.Em seu relatório a Ativa afirma que declarações atribuídas ao presidente da Eletrobrás, José Antônio Muniz Lopes, dão conta de que a medida poderá trazer uma economia de R$ 70 milhões a estatal. A Eletrobrás informou ainda que a interligação entre Acre e Rondônia já estará pronta no próximo dia 26 de agosto e a conexão Tucuruí-Macapá-Manaus, em 2011. Em comunicado ao mercado, o diretor de Relações com Investidores da estatal, Astrogildo Quental, informou que a Eletrobrás está aguardando a regulamentação da MP, "não sendo possível, no momento, mensurar com exatidão os efeitos positivos dessa medida nas demontrações financeiras da companhia".
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