Como se pode ler abaixo, o modelo mercantil que o governo continua implantando, não causou prejuizo apenas para a sociedade. A Petrobrás também está entrando pelo cano! A falência e a inconveniência do modelo é óbvia. Queriam vender a R$684 cada MWh e só conseguiriam R$4 por MWh. Por "milagre" de S. Pedro, a diferença, R$600 em cada MWh, virou fumaça. Essa possibilidade estava escrita desde que Deus criou o mundo e fez a nossa geografia. Parece um castigo dos céus aos incrédulos. O mais engraçado ou trágicco é que, hoje, ninguem investiria nada! Se viesse outro racionamento, iam querer investir tudo! Ai viria outra chuvarada e teriam prejuízo e passariam a não querer investir nada… Assim até o fim dos tempos.
Parece uma parábola dos profetas…
A nosso ver, nem todas as ações estão focando o ponto central. O contrato de concessão determina que a distribuidora é obrigada a fornecer energia para a sua demanda atual e futura. As distribuidoras dizem: Ah! Mas nós tinhamos contratos com as geradoras. Correto, mas cabe a distribuidora analisar os riscos de seu "fornecedor" não cumprir o contrato. E ai, elas são duplamente culpadas pois, não só assinaram relatórios do ONS que denunciavam a alta probabilidade dos contratos não serem cumpridos, apostarando que nada ocorreria, como se consideram isentas de procurar outras formas de atender suas obrigações com o consumidor. O seguro apagão é um absurdo não só pelo alto custo da energia, mas por "cristalizar" a irresponsabilidade das distribuidoras no que tange a garantia da energia. Nesse andar da carruagem é melhor mudar os contratos de concessão…
Estatal já tem prejuízo com térmicas (Estado de São Paulo 24/05)
Petrobrás registra uma perda de R$ 112 milhões em seu balanço do primeiro trimestre
NICOLA PAMPLONA
RIO – Depreciados por causa do fim do racionamento, os investimentos em térmicas da Petrobrás começam a dar prejuízo. Em seu balanço do primeiro trimestre, a estatal registrou uma perda de R$ 112,332 milhões a título de "contingências contratuais com térmicas". O valor corresponde à garantia de compra da energia gerada pelas térmicas Eletrobolt e Macaé Merchant, em operação desde o fim do ano passado, sem a conseqüente revenda ao mercado por preços atrativos.
Para assegurar os investimentos das térmicas, considerados prioritários pelo governo federal para reduzir o risco de corte no fornecimento de energia, a Petrobrás celebrou contratos que davam aos investidores um retorno mínimo correspondente a uma parte da capacidade da térmica.
Mesmo que esta energia não chegasse ao consumidor final, a estatal pagaria por ela. Além do risco natural dessa cláusula, a Petrobrás foi atropelada pela trajetória dos preços de energia no País.
Como o preço do Mercado Atacadista de Energia (MAE) despencou de R$ 684 (do fim de junho a setembro, na Região Sudeste), durante o período de racionamento, para R$ 4,66 em janeiro deste ano – e os níveis dos reservatórios das hidrelétricas garantiram o abastecimento em todo o território nacional – a Petrobrás não conseguiu vender a sua parcela da produção das térmicas no mercado, avaliam analistas.
Os diretores da estatal passaram a tarde de ontem em reuniões e não atenderam às solicitações de entrevista feitas pelo Estado. Mas em conferência telefônica com analistas de mercado há dez dias, o diretor financeiro da empresa, João Nogueira Batista, confirmou que as perdas, que mereceram nota específica no balanço, referiam-se às duas usinas.
Na teleconferência, analistas do mercado financeiro estranharam o súbito crescimento de despesas na rubrica "outras despesas operacionais". Os diretores foram indagados a respeito e acabaram detalhando o destino destes gastos. A expectativa do mercado é de que a companhia continue a registrar prejuízo com as térmicas nos próximos meses, por causa das perspectivas de que o preço da energia continue baixo.
Quantia fixa – Segundo o contrato de suprimento de gás natural assinado com Enron e El Paso, controladoras das usinas, a Petrobrás compra capacidade das duas térmicas, a exemplo do que faz a Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE), empresa criada pelo governo para garantir a compra da eletricidade produzida em regime de urgência pelas "usinas móveis". Ou seja, a empresa paga uma quantia fixa por mês, mesmo que as empresas não gerem energia. Se produzirem, parte da produção fica com a estatal, para ser revendida no mercado.
De acordo com um executivo que participou das negociações dos contratos, a Petrobrás assumiu uma parcela do risco do investimento para viabilizar sua execução e, assim, criar mercado para o gás natural produzido na Bacia de Campos.
"Na época estava faltando energia, as empresas acreditavam que iam ganhar muito dinheiro com a venda da produção das térmicas", analisa o consultor Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE).
Necessidade operacional – A Eletrobolt e a Macaé Merchant começaram a operar na virada de outubro para novembro de 2001, ainda durante o racionamento. Este ano, porém, com as chuvas que encheram os reservatórios das hidrelétricas, as empresas passaram a gerar energia apenas por necessidade operacional – ou por segurança das linhas de transmissão, pois estão perto do centro de consumo, ou para compensar a parada para manutenção da usina nuclear de Angra 2.
Nesses casos, porém, a energia é vendida a preço de custo e não pelo valor de mercado. "Hoje, dadas as regras do sistema e a condição dos reservatórios, nem Petrobrás nem El Paso ou Enron, fariam o investimento", aposta Pires. As usinas merchant (mercantis) são concebidas para vender energia no MAE, que está paralisado.
Por isso, as empresas assinaram um acordo com a CBEE, que adiantará para os investidores o pagamento pela venda da energia. Mesmo assim, o atual preço do MAE, de R$ 21,16, não garante retorno aos investidores.
Para evitar maiores prejuízos, Petrobrás, Enron e El Paso buscam interessados em contratos bilaterais de compra e venda dessa energia.
Levantamento mostra Justiça dividida sobre a cobrança de seguro-apagão Valor 24/05
Juliano Basile , De Brasília
A Justiça está dividida quanto à cobrança do seguro-apagão. Levantamento feito por advogados da Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) indica que, em 36 ações judiciais, foram concedidas 12 liminares contra a cobrança e outras 7 foram indeferidas.
Apesar da vantagem aos consumidores, não houve decisão de mérito (definitiva) sobre o assunto e mais de 10 ações aguardam o julgamento de pedido de liminar pela primeira instância da Justiça Federal. Outro sintoma da indefinição é que a maioria dos processos está centralizada na região Sul. Como o Sul não participou do plano de racionamento de energia elétrica os consumidores têm um argumento a mais para pedir à Justiça o fim do seguro-apagão: o de que estaria suportando um ônus da Federação. Mas esse argumento não pode ser utilizado nas demais regiões do país, que seguiram as normas de contensão de energia.
O seguro-apagão representa um acréscimo de, no máximo, 2% nas contas de energia de empresas e consumidores. Esse aumento é repassado à CBEE para custear o aumento da oferta de energia. O seguro foi instituído por Medida Provisória, em dezembro do ano passado, convertida na Lei nº 10.438, em abril. Recebeu críticas de especialistas no assunto e de políticos adversários do governo por representar uma cobrança dupla para o consumidor que já havia sofrido os efeitos do racionamento.
Das 36 ações contra o seguro-apagão, 15 foram apreciadas pela Justiça de Blumenau, no interior de Santa Catarina. A 1ª Vara Federal da cidade indeferiu 7 pedidos de liminar e a 3ª Vara deferiu 8. Existem 24 ações em Santa Catarina, revela o advogado Eduardo Ramires, do escritório Manesco, Ramires, Perez e Azevedo Marques Advocacia, que presta serviços à CBEE. Segundo ele, o argumento de que o Sul não deveria pagar o seguro-apagão por não ter passado pelo racionamento de energia é falso.
"O sistema de distribuição de energia é interligado", justifica Ramires, lembrando que os sistemas das regiões Sudeste e Centro-Oeste transferiram 13 mil gigawatts ao Sul, em 2000, o que representou 23% da carga própria do sistema Sul, evitando o racionamento na região.
A maior parte das ações são de consumidores individuais, mas também há algumas ações civis públicas pedindo o fim do seguro-apagão para o país inteiro. Advogados da CBEE contabilizam três ações em Minas Gerais, duas no Paraná, outras duas em São Paulo e uma no Rio de Janeiro, Goiás e Distrito Federal.
Os consumidores alegam que o seguro-apagão é um imposto e, portanto, deveria ter sido aprovado por lei complementar – e não lei ordinária, como ocorreu.
A CBEE defende a tese de que a tarifa de energia remunera o serviço de distribuição e geração e, assim, não pode ser considerada como tributo.
Os Tribunais Regionais Federais estão começando a analisar os pedidos de liminar. O presidente do TRF de Porto Alegre, desembargador federal Teori Zavascki, manteve liminar concedida pela Justiça de Lages, no interior de Santa Catarina, pelo fato de o valor que o consumidor pagava ser pequeno e não ameaçar a economia pública.
Já o TRF do Recife suspendeu uma liminar contra o seguro. "Temos a absoluta certeza de que vamos suspender as liminares nos TRFs porque no confronto entre o ônus que o consumidor sofre e o ônus que seria imposto ao sistema de distribuição de energia, com a suspensão do seguro-apagão, deve prevalecer o interesse público", afirmou Ramires.
A Ordem dos Advogados do Brasil (OAB) deverá ingressar, nas próximas semanas, com uma ação direta de inconstitucionalidade no Supremo Tribunal Federal (STF) contra o seguro-apagão. A decisão do STF servirá de base para os juízes de todo o país.
Câmara adia plano para revitalizar setor energético (Valor 24/05)
Fábia Prates , De Brasília
A Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE) adiou de 28 de maio para 4 de junho o anúncio dos detalhes das dez medidas prioritárias de revitalização do setor e a transferência do comando da GCE do ministro Pedro Parente (Casa Civil) para o ministro Francisco Gomide (Minas e Energia). O anúncio será feito depois de reunião do grupo com o presidente Fernando Henrique Cardoso.
Integrantes da Câmara afirmam que já foram definidos praticamente todos os pontos prioritários da revitalização, mas ainda falta bater o martelo na disputa em torno dos excedentes de Itaipu. Já houve consenso sobre o destino dos chamados excedentes futuros, contabilizados a partir da validade das medidas: servirão para atenuar impactos tarifários. A pendência agora são os volumes excedentes do passado, alvo de disputa judicial entre a Eletrobrás e as distribuidoras de energia.
O governo precisa também resolver se permite ou não a realização de licitação pelas distribuidoras para compra de energia, assim como fará com a venda da chamada energia velha das estatais. Os agentes defendem que essa forma de compra seja inaugurada imediatamente, sem fase intermediária como planeja o governo.
Também falta achar saída para a insatisfação da AES Sul com as novas instruções da Aneel para calcular os balanços de 2001. A empresa, que perderá cerca de R$ 400 milhões, ameaça ir a Justiça, o que emperraria o acordo geral do setor elétrico.
A intenção de Parente é pôr fim à GCE, mas Gomide defende a continuidade para não perder os poderes que a Medida Provisória que instituiu o racionamento deu à Câmara. Entre eles, a possibilidade de baixar atos normativos. O mais provável é que a GCE passe a ser um departamento do Minas e Energia, que está concluindo o processo de reestruturação para receber as novas atribuições.
Dois dos principais secretários da pasta foram substituídos nesta semana. Luiz Gonzaga Leite Perazzo, secretário executivo, já foi substituído por João Alberto Silva, embora a nomeação deste não tivesse sido publicada no "Diário Oficial" até ontem. Na secretaria de Energia saiu Frederico Maranhão para dar lugar a Carlos Holtz. Maranhão ocupava interinamente o cargo, desde a saída de Afonso Henriques dos Santos, em janeiro último.
Orçamento dos investimentos vai sofrer cortes
Do Rio (Valor 24/05)
A Eletrobrás, holding com ativos nas áreas de geração e transmissão de energia elétrica, será uma das estatais com cortes no seu orçamento de investimentos para este ano para compensar a perda de receita que o governo federal terá com a queda de arrecadação com a CPMF. A previsão inicial da holding era de gastos de R$ 5,1 bilhões nas empresas controladas, mas terá que encolher esse valor. Nereu Ramos Neto, diretor financeiro da estatal, não quis dizer quanto vai ser cortado, mas garantiu que manterá recursos para as obras emergenciais, como a linha de transmissão entre Batéias (PR) e Ibiúna (SP), e a expansão da hidrelétrica de Tucuruí (PA).
Ramos Neto adiantou que a proposta de corte no orçamento de investimento da Eletrobrás já foi encaminhada ao Tesouro Nacional. Ele não quis nomear quais projetos serão adiados. "Não espero um estrago no orçamento", previu. Para fazer frente aos empreendimentos prioritários com um orçamento apertado, a Eletrobrás tem programadas captações no mercado financeiro.
No final de junho, a estatal fará um leilão na Bovespa para colocar R$ 600 milhões em debêntures, hoje em processo de registro na Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Será a primeira emissão de debêntures da estatal desde o final da década de 80. O preço base de remuneração para os investidores interessados nas debêntures é de 12,89% ao ano mais IGP-M.
O diretor tem, porém, a expectativa de que a demanda pelos papéis leve os investidores a aceitarem uma taxa de remuneração mais baixa. "Esperamos que o dinheiro das debêntures esteja no caixa da empresa no início de julho".
De acordo com o executivo, a holding planeja ainda uma captação de US$ 220 milhões com a colocação de bônus, no segundo semestre de 2002. Esses recursos irão se somar às debêntures e a outros US$ 150 milhões já captados por meio de um sindicato de bancos liderado pelo Bradesco, no primeiro trimestre.
Os recursos captados no mercado externo serão alocados para as obras emergenciais. Já o dinheiro proveniente da venda das debêntures vai integralmente para a obra de expansão de Tucuruí, conhecida como Tucuruí II. Ainda para engordar seu orçamento, o BNDES vai liberar mais R$ 40 milhões para as obras de Tucuruí ainda em 2002. Os recursos fazem parte de um empréstimo total de R$ 800 milhões do banco.
