A conta, apesar de imprecisa, é simples: A população economizou 26 Twh em 9 meses (6480 horas). Portanto, contribu com aproximadamente 4000 MW médios. São Pedro, exagerou. Só em janeiro, forneceu 48000 MW médios. E o governo com seu modelo de mercado? Segundo informações da imprensa, contando até com eólica, importação e pequenas centrais, apenas 3000 MW, o que significa aproximadamente 1800 MW médios. É bom lembrar dessas contas quando ouvir ou ler elogios à "eficiência governamental para tirar o país da terrível crise do racionamento" .
Termina hoje o racionamento de eletricidade (Estadão 01/03/02)
Restrição ao consumo permaneceu por nove meses
GERUSA MARQUES e JOSÉ RAMOS
BRASÍLIA – A partir de hoje, o País está livre do racionamento de energia elétrica, que obrigou a população a viver uma rotina diferente nos últimos nove meses. Passada a fase da economia obrigatória de energia, a população das Regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste poderá gastar eletricidade sem se preocupar em cumprir metas de consumo nem com o risco de ter o fornecimento de luz cortado por gasto excessivo.
A economia de energia durante o período em que o racionamento esteve em vigor foi de 26 mil GWh, incluindo a redução no consumo registrada na Região Norte, que saiu do racionamento no dia 1.º de janeiro. O total de energia economizada corresponde ao consumo, durante um ano, de 7,2 milhões de residências que gastam em média 300 kWh por mês. A redução no consumo daria também para abastecer pelo prazo de 12 meses três Estados do porte do Espírito Santo.
Com a cobrança da sobretaxa daqueles que gastavam energia além da meta estabelecida pelo governo, as distribuidoras arrecadaram R$ 431,7 milhões. O total de bônus pago àqueles que economizaram mais que o necessário foi de R$ 832,9 milhões, sem contar o bônus que ainda será pago no mês de março. A diferença entre arrecadação e pagamentos será coberta pelo Tesouro Nacional.
A decisão da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE) de decretar o fim do racionamento foi tomada no último dia 19, quando os reservatórios que abastecem as usinas hidrelétricas alcançaram os níveis de segurança determinados pelo governo. Ontem, o volume de águas nas barragens do Nordeste chegou a 55,53% da capacidade máxima, 6,6 pontos porcentuais acima do limite de segurança, que garante o abastecimento de energia este ano sem a ajuda das usinas térmicas de emergência.
No Sudeste e Centro-Oeste, o nível dos reservatórios chegou a 62,95% da capacidade, ou seja, 9,02 pontos porcentuais acima do limite de segurança. A previsão é de que em todas as regiões que estiveram sob racionamento o nível dos reservatórios chegue a 70% no fim de março, um volume bem superior ao que era verificado no mesmo período do ano passado.
Apesar da iminência do fim do racionamento, a população continuou economizando energia no mês de fevereiro. Até o último dia 27, a média de consumo ficou abaixo da meta de 3,4% no Sudeste e no Centro-Oeste e de 3,52% no Nordeste.Custo da energia emergencial preocupa governo
Roberto Rockmann, De São Paulo (Valor 01/03/02)
O secretário de Energia do Estado de São Paulo, Mauro Arce, disse ontem que o governo federal está estudando formas de reduzir o impacto da contratação de energia emergencial nas tarifas. A partir desse mês, estimava-se que as contas de luz ficariam 2,4% mais caras, em razão dos custos de instalação das usinas emergenciais – usadas como um seguro antiapagão até 2004.
Segundo o secretário, uma das medidas analisadas é utilizar recursos que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) obteve e obterá com o ágio dos leilões de concessões de hidrelétricas para reduzir o impacto nas contas de luz, principalmente, de consumidores residenciais.
Presente a seminário realizado na Assembléia Legislativa do Estado, Arce afirmou que a Câmara de Gestão da Crise de Energia (GCE), da qual faz parte, tem ainda muito trabalho a realizar. Isso porque, como as medidas de revitalização do setor elétrico ainda não foram detalhadas, as negociações entre os agentes de mercado estão paralisadas.
"Sem as regras e sem idéia do preço que a energia velha terá nos leilões, o mercado e os novos investimentos estão à espera de mais informações", comentou Arce. O processo de consulta pública a que serão submetidas as propostas terá início nesse mês e deverá ser finalizado em junho.
Dois obstáculos prejudicam a entrada de novos recursos pelos agentes privados. A primeira é a indefinição quanto ao preço que terá o insumo no mercado. O governo pretende realizar, já a partir de julho deste ano, leilões da chamada energia velha, a fim de liberar 25% dos contratos iniciais das geradoras estaduais e federais.
Hoje, existe uma grande diferença entre a cotação da energia velha e nova no mercado. As usinas novas, com custo mais alto, vendem seu MWh a US$ 40. Já as mais velhas, com custo amortizado, comercializam o MWh a US$ 20. Sem ter idéia de um parâmetro de qual será o preço nos leilões, geradores e distribuidores não fecham acordos de longo prazo, temendo prejuízos.
Arce disse que o governo pretende "perseguir" o preço de US$ 30 (R$ 75) o MWh nos leilões de energia velha. O secretário também ressaltou que o governo criará condições para os consumidores migrarem de sua condição de cativos para livres. A eliminação gradual dos subsídios cruzados e reajustes diferenciados por classes econômicas são duas alternativas.
Outra indefinição é em relação à formação de preços no MAE. Segundo ele, um novo modelo tem de ser criado a fim de levar em conta a cotação da energia térmica, que custa o dobro das usinas hidrelétricas. Caso isso não seja feito, haverá problemas para despachar energia das térmicas.
Negócio no Brasil ajudou a inflar balanço da Enron
Nelson Niero eTalita Moreira, De São Paulo
A Enron reproduziu no Brasil o mesmo tipo de operação que utilizou nos Estados Unidos para engordar artificialmente seu lucro, no processo que levou ao maior escândalo corporativo da história americana.
O grupo de energia texano teve um lucro de US$ 65 milhões numa transação feita no Brasil com a LJM, empresa de investimentos de Andrew Fastow, seu ex-diretor financeiro.
Em setembro de 1999, a Enron vendeu para a LJM, por US$ 11,3 milhões, uma participação de 13% na Empresa Produtora de Energia (EPE), controladora da termelétrica de Cuiabá (MT). Ao reduzir sua participação no projeto, a Enron não precisou contabilizar o prejuízo da EPE no balanço do grupo e, ao mesmo tempo, pôde registrar contratos de fornecimento de gás para a EPE pelo valor de mercado.
Em agosto de 2001, a trading recomprou a participação da LJM por US$ 14,4 milhões, apesar de problemas técnicos e ambientais enfrentados pela térmica de Cuiabá. O preço foi calculado para proporcionar o maior ganho possível à LJM.
As informações fazem parte de relatório elaborado pela comissão especial de investigação do conselho de administração da Enron. O documento, de mais de 200 páginas, divulgado no início de fevereiro, traz o caso brasileiro como um dos exemplos das operações não registradas no balanço que ajudaram a empresa a aumentar seu lucro e a esconder uma dívida de US$ 1 bilhão.
A térmica de Cuiabá foi construída em 1998 com participação minoritária da Shell. A usina tem potência de 480 MW e é abastecida com gás trazido pelo gasoduto Bolívia-Cuiabá, que também pertence às empresas. Foram investidos US$ 700 milhões.
Venda de fatia na EPE para firma de ex-diretor financeiro rendeu US$ 65 milhões (Valor 01/03/02)
Enron inflou resultados com ajuda de operações no Brasil
Nelson Niero e Talita Moreira* , De São Paulo
A Enron fez operações no Brasil com a LJM, empresa de investimento do seu ex-diretor financeiro, que lhe renderam US$ 65 milhões no primeiro semestre de 1999. A trading de energia texana vendeu para a LJM, em setembro de 1999, uma participação de 13% na empresa produtora de energia EPE, que controla a termelétrica Cuiabá. O negócio, de US$ 11,3 milhões, reduziu artificialmente a participação da Enron no projeto – no qual é sócia da Shell -, o que permitiu que a companhia energética de Houston contabilizasse pelo valor de mercado os contratos de gás, além de deixar de contabilizar os prejuízos da empresa brasileira no balanço do grupo.
As informações fazem parte do relatório elaborado pela comissão especial de investigação do conselho de administração da Enron, divulgado no começo de fevereiro. A comissão, presidida por William Powers, conclui que a empresa usou sociedades como a LJM para inflar seus ganhos. Andrew S. Fastow, então diretor financeiro, era o dono da LJM, cuja sigla é formada pelas iniciais dos nomes de sua esposa e filhos. A operação com o projeto Cuiabá é usada no relatório como um dos exemplos da atuação dessas sociedades e sua influência sobre os resultados da Enron.
No Brasil, a transação com uma das afiliadas da firma de Fastow, a LJM1, ajudou a Enron de três maneiras. Com a redução na participação, a Enron pôde contabilizar seus contratos de gás pelo valor de mercado, e não o contábil, o que lhe rendeu US$ 65 milhões. Isso é permitido pelas regras americanas e seria válido se a LJM fosse, de fato, uma empresa independente.
Além disso, a Enron safou-se de ter de consolidar o prejuízo da Cuiabá e registrou como lucro o valor da "venda" da participação.
Mas os problemas não param por aí. Em agosto de 2001, a Enron recomprou a participação da LJM1 da EPE, por US$ 14,4 milhões, 27% acima do preço de venda, fato que causou estranheza aos investigadores. "Depois da venda para a LJM1, o projeto Cuiabá enfrentou sérios problemas técnicos e ambientais", diz o relatório de mais de 200 páginas. "Apesar de o valor da participação ter provavelmente declinado drasticamente por conta desses problemas, a Enron recomprou a participação por US$ 14,4 milhões." Segundo o relatório, o preço foi calculado para proporcionar à LJM1 o máximo retorno possível, o que não estava previsto no contrato entre as duas.
Convocado para dar explicações sobre o assunto, Jeff Skilling, que era o principal executivo da Enron na época, disse não ter ficado surpreso com a recompra porque "os funcionários da subsidiária da Enron no Brasil teriam dado informações errôneas para a LJM1 na ocasião da venda original."
Por meio de sua assessoria de imprensa, a subsidiária da Enron informou que não vai se manifestar sobre o assunto.
A saída de Skilling do comando da Enron, em agosto de 2001, época da recompra, coincidiu com a demissão do então presidente da Enron no Brasil.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) informou desconhecer o assunto. O órgão regulador explicou que produtores independentes de energia, como a EPE, não precisam registrar na agência operações que não envolvam a transferência do controle acionário.
A EPE não esclareceu qual é sua composição acionária atual. " Não vamos nos pronunciar " , afirmou o porta-voz da empresa, José Carlos Dias.
A Enron também controla a distribuidora de energia Elektro, que tentou vender, sem sucesso. No leilão de privatização, a empresa americana pagou duas vezes o preço mínimo. Segundo uma fonte ligada à empresa, todos os ativos internacionais do grupo estão superavaliados no balanço do grupo. A diferença entre o valor de mercado e valor de livro eram de "bilhões de dólares" em meados do ano passado. (*Valor Online)
Usinas do PPT terão de cumprir cronogramasSem isso, perderão a garantida de compra da energia gerada dada pelo governo
ALAOR BARBOSA
RIO – O governo vai excluir do Programa Prioritário de Termelétricas (PPT) as usinas que não cumprirem os cronogramas aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Isso significa que essas usinas podem perder as vantagens implícitas no programa das PPTs, como a garantia de compra da energia a ser gerada. A informação é do ministro-chefe da Casa Civil e presidente da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (CGE), Pedro Parente, que participou quarta-feira à noite da cerimônia de formatura da turma de MBA sobre energia da Fundação Getúlio Vargas (FGV).
Segundo Parente, o governo não tem informação de paralisação das obras das usinas térmicas e continua na expectativa de que os projetos serão concluídos. Francisco Gros, presidente da Petrobras, empresa que participa em 16 das 38 térmicas incluídas no PPT, já anunciou que suspendeu todos os novos investimentos no setor e está reavaliando os projetos em andamento. A questão das termoelétricas tornou-se um dos principais problemas na área de energia no curto prazo por causa das excelentes condições hidrológicas deste ano, que tornaram desnecessários os "despachos" (a contratação) das térmicas. (AE)
