Dilma Rousseff explicou que a política de privatização foi feita em meados da década de 90, num cenário de valorização dos ativos de energia no Brasil e no mundo. O processo, no país, ocorreu de forma compatível com uma visão de taxa de rentabilidade elevada, sobretudo, com o foco na recuperação tarifária. Ao contrário do que aconteceu na Inglaterra, aqui as empresas foram vendidas com o valor de mercado maior do que o de reprodução do sistema. Com as crises externas, aconteceu a perda de valor dos ativos das empresas. Hoje, existe um problema de ajuste no que se refere ao valor dos ativos de energia elétrica, nos segmentos de geração, distribuição e transmissão. Se perdeu de vista que este é um setor de investimentos de longo prazo e retorno de longo prazo. A distorção entre valor de mercado e financeiro é responsável por todos acharem que estão perdendo. O setor elétrico está vivenciando uma crise financeira devido ao descompasso gerado pelas expectativas de valorização de capital das empresas. Ninguém sai de uma crise dessas sem assumir algum tipo de perdas. Manter o equilíbrio do setor, não significa blindá-lo contra as flutuações econômicas e estruturais da economia. Não é possível garantir rentabilidade diante de fatores exógenos. Não é justo que o setor de energia elétrica, entre outros, seja beneficiado pelo governo. O governo não tem recursos para fazer este tipo de salvação. O governo tem um desafio duplo para estabilizar o setor para ele agüentar a implementação de uma reforma. Este desafio envolve o equacionamento da crise financeira das empresas e a garantia de reprodução do sistema de expansão. (Canal Energia - 15.04.2003)

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O modelo de demanda implantado fez com que o país, num curto espaço de tempo, passasse de uma situação de escassez para um quadro de sobreoferta de energia, argumentou Dilma. Este modelo não deu garantias efetivas e consistentes para a obtenção dos PPAS, o que não garantiu a lógica da expansão. Com a redução do mercado provocada pelo racionamento e entrada de novas usinas, criou-se uma sobreoferta conjuntural de 7,5 mil MW médios, dos quais 4 mil MW médios pela diminuição do mercado e 3,5 mil MW médios de energia nova. Isto representa uma perda de R$ 5 bilhões, sobretudo para as geradoras estatais. O mercado vive uma situação contraditória, com a indicação de tarifas elevadas; preços do MAE baixos; energia hídrica despachada, mas sem contrato; e energia térmica com contrato, mas não sendo despachada. O governo não pensa em resolver problema do excedente de energia com o repasse para as tarifas. A idéia é criar um programa temporário, com duração de um ano e meio a dois anos, para vender o excedente para o consumo das indústrias e grandes consumidores no horário de ponta. Por outro lado, o governo fará um acompanhamento detalhado das usinas em construção no país, com objetivo de evitar gargalos, como o ambiental e financeiro, para garantir a entrada dos projetos no prazo. (Canal Energia - 15.04.2003)

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Na opinião de Dilma, é preciso deixar bem claro que energia é um serviço e não uma produção de mercadoria, que exige do concessionário responsabilidade pública, modicidade, qualidade e continuidade do fornecimento do serviço. Outra coisa é que o governo não voltará atrás em nenhum processo de privatização e que também não existe a hipótese de privatizar a geração federal. A geração hídrica vai permanecer nas mãos do governo. A geração nova pode ser pública ou privada, com o uso do conceito de concessionário de serviço público de energia elétrica. É preciso ter parceria entre o poder público e privado para estabilizar o setor e conseguir o crescimento da expansão a longo prazo. Também é preciso criar mecanismos para acabar com esta visão de retorno de curto prazo do setor elétrico. Esta visão está descasada do ciclo de desenvolvimento dos negócios do setor. O governo não está pensando num modelo de monopólio de nenhuma espécie para o setor. A idéia não é ter um superorganismo para envolver os aspectos de planejamento, operação e comercialização. Haverá competição, mas não uma competição baseada nos preços do MAE. Se você tem um VN que estabelece um teto para a energia, ninguém vende abaixo deste valor. O governo não concorda com uma área de geração que não seja competitiva. A licitação tem que ser feita pela menor tarifa. (Canal Energia - 15.04.2003)

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Dilma acredita que o setor tem problemas que envolvem as aspectos como o financeiro (as empresas têm um nível de endividamento significante) e perda de rentabilidade dos ativos, em dólar, em função das quatro crises externas. A solução passa por questões como crédito e capitalização. Os acionistas precisam assumir a capitalização de parte do problema, o que já acontece em outros segmentos. O problema do setor não vai ser resolvido via tarifa. Planejamento do setor: O planejamento indicativo não garantiu a lógica da expansão. É necessário implantar mecanismos de planejamento para o setor superar este ciclo de racionamento seguido depois por uma sobreoferta de energia. Sem planejamento não se vai superar este ciclo. A retomada dos órgãos de planejamento exige um processo de transição. É preciso primeiro fazer a recomposição das estruturas de planejamento. Papel de agências e entidades: Dificilmente, no modelo institucional brasileiro, seria possível prescindir das agências reguladoras, atuando no ambiente de regulação e fiscalização dos setores. Elas têm que ter autonomia, mas não independência. As agências não fazem política energética, nem planejamento do setor. Também é preciso ter uma maior integração entre as diversas entidades do setor, como MME, ONS, agências e órgãos de planejamento. (Canal Energia - 15.04.2003)

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A questão da Universalização é fundamental para resgatar a característica de igualdade social e regional no fornecimento de energia elétrica, segundo Dilma. Nos próximos quatro anos, o governo vai aprofundar a universalização do fornecimento, usando a CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) como principal acelerador do processo. É inviável que o Piauí, Tocantins e o Pará, que têm hoje uma baixa cobertura, paguem por isso. Este é um custo que precisa ser assumido por todo o país, não devendo sair do caixa apenas da Eletrobrás. (Canal Energia - 15.04.2003)

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Um novo modelo para o setor elétrico demoraria cerca de três anos para ser concebido e outros quatro anos para ser implantado. A declaração é do superintendente do MAE, Lindolfo Paixão, que participou do grupo que planejou a reestruturação do setor em 1998. "Para idealizar o modelo atual demoramos dois anos e meio, e isso porque os agentes eram praticamente todos estatais. Agora o setor está mais heterogêneo e as discussões tendem a ser mais demoradas, ainda mais em um governo no qual o diálogo é uma das principais forças", justifica. "A menos que se repita o que foi feito na década de 70, quando em uma semana se impôs um novo modelo, pelo qual pagamos os erros até hoje", diz, remetendo-se ao programa nuclear. Para ele, mesmo se o governo utilizar o projeto apresentado pelo professor da USP e atual diretor de gás e energia da Petrobras, Ildo Sauer, precisará de tempo para realizar uma discussão complementar com os agentes e adaptar as idéias a um modelo que pode efetivamente ser aplicado. (Gazeta Mercantil - 16.04.2003)

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A AES Elpa, holding pertencente ao grupo americano AES que controla a Eletropaulo, enviou nesta quarta-feira um comunicado à Bovespa confirmando que deixou de pagar ontem vencimento de US$ 247 milhões de sua dívida com o BNDES. O débito refere-se ao financiamento para compra de ações da Eletropaulo. A AES Elpa informa que continua em discussão com o BNDES para reestruturar sua dívida com o banco. O documento da holding também afirma que o não pagamento da parcela "não acarreta quaisquer inadimplementos cruzados da Eletropaulo adicionais àqueles já divulgados em fato relevante de 31 de janeiro de 2003". Naquela data, a AES Elpa comunicou ao mercado que deixou de fazer um pagamento de US$ 85 milhões ao BNDES. (O Globo - 16.04.2003)

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O presidente da Eletrobrás, Luis Pinguelli Rosa, disse ontem que tanto ele, quanto a direção da Lightpar, estão empenhados em manter a rede da Eletronet funcionando, mesmo depois da decretação da sua falência, o que deverá acontecer no dia 24, durante assembléia geral extraordinária. Pinguelli garantiu que estão sendo tomadas providências para que, definida a falência da Eletronet, um gestor da massa falida possa gerir a empresa fazendo-a funcionar. "O pedido de falência não quer dizer que a Eletronet não se recupere. O problema é uma transição bem feita de saneamento de toda a dívida. Mas, não será a Eletrobrás que vai saneá-la. É uma questão de Justiça", advertiu o presidente a Eletrobrás. (Valor - 16.04.2003)

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A segunda maior geradora de energia do Brasil, Furnas Centrais Elétricas SA, teve lucro de R$ 540 milhões no ano passado, o mesmo total registrado no balanço financeiro da empresa em 2000 e R$ 290 milhões a menos que os R$ 831 milhões obtidos em 2001. A empresa, que possui uma capacidade de geração total da ordem de 9,4 mil MW, alegou em seu balanço financeiro que uma das principais causas da queda do lucro no ano passado foi a retração no consumo de energia, principalmente por conta da mudança de hábitos dos consumidores - verificada mesmo com o fim do racionamento de energia, em fevereiro de 2002. No balanço, a estatal federal incluiu R$ 322,8 milhões como provisão para devedores duvidosos, mecanismo utilizado por várias empresas do setor nos balanços do ano passado em função da crise que afeta o segmento. A despesa operacional de Furnas saltou de R$ 7,8 bilhões em 2001 para R$ 9 bilhões no ano passado. (Gazeta Mercantil - 16.04.2003)

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A primeira série da emissão de debêntures do grupo CPFL Energia, no valor de R$ 900 milhões, deverá estar concluída até o final de abril, quando vence cerca de R$ 1 bilhão em dívidas. No total, a emissão da holding será de R$ 1,8 bilhão, para cobrir dívidas de mesmo valor. Segundo a agência de classificação de risco Standard & Poor's, além dos vencimentos do mês, outros R$ 800 milhões terão de ser pagos até 2 de maio. As debêntures vencerão em 2008, com repactuação em 18 meses, explica Denise Pavarina, diretora de Mercado de Capitais do Bradesco, um dos bancos que coordenam a operação. Segundo ela, a remuneração dos papéis será pela variação do CDI mais 2,85% ao ano. Além da captação para cobrir dívidas, a empresa também recebeu neste mês um aporte de recursos da ordem de R$ 800 milhões dos acionistas da holding - o grupo VBC (Votorantim, Bradesco e Camargo Correa), Previ e outros fundos de pensão -, afirma Milena Zaniboni, diretora da Standard & Poor's. Segundo a agência, os vencimentos da empresa em 2003 somam R$ 3,1 bilhões. (O Estado de São Paulo - 16.04.03)

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A Celesc fechou o exercício de 2002 com um prejuízo líquido de R$ 290,6 milhões, de acordo com as informações do balanço financeiro enviados à Bovespa. O resultado é 226,9% em relação ao do ano de 2001, quando a concessionária obteve prejuízo de R$ 88,9 milhões. Entre os fatores que levaram ao resultado está o provisionamento de R$ 389,3 milhões, referente ao Programa de Demissão Voluntária Incentivada (PDVI). O resultado operacional da distribuidora foi de R$ 388 milhões no ano passado, contra os R$ 71,4 registrados em 2001. A receita operacional líquida atingiu R$ 1,747 bilhão, superando em 21,2% o montante do ano retrasado, que ficou em R$ 1,442 bilhão. O EBITDA (lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização) fechou com valor negativo de R$112 milhões, contra R$ 187,7 milhões no ano retrasado. (Canal Energia - 15.04.2003)

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A Celesc calcula que o estado tenha capacidade para receber PCHs, que juntas gerem 200 MW. Somados aos 83 MW de 12 unidades atualmente em operação, mais 111 MW da participação da Celesc na usina de Machadinho, o volume de geração própria subiria de 7% para 14%. O prazo de maturação das obras é de três anos. Os investimentos necessários para as novas PCHs são de R$ 500 milhões e para modernização e expansão das já existentes R$ 35 milhões. (A Notícia - 16.04.03)

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A Celesc ainda não sabe como administrar o vencimento de uma dívida no valor de R$ 98 milhões com o MAE, referente ao consumo apurado no período de dois anos finalizado em setembro passado, que terá vencimento em 15 de maio. A informação foi prestada ontem pelo presidente Carlos Rodolfo Schneider ao comentar o perfil das finanças da empresa com deputados na Assembléia, durante audiência pública. A primeira apuração do consumo foi feita ao final do ano passado, e diante de uma estimativa inicial de débito com o mercado atacadista de R$ 140 milhões, a Celesc provisionou o pagamento de metade do montante para final deste ano, solicitando auditoria da outra parcela. Negociou R$ 42 milhões com o BNDES e previu a quitação de outros R$ 28 milhões com recursos próprios em dezembro. A auditoria da Aneel confirmou o débito dos outros R$ 70 milhões, e confirmou a antecipação do vencimento de toda a dívida para maio.(A Notícia - 16.04.03)

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A região do Alto Uruguai, no RS, terá duplicada a capacidade do sistema de fornecimento de energia elétrica. A melhoria é o resultado de acordo assinado ontem entre a RGE - Rio Grande Energia - e a Eletrosul, em Florianópolis. O acerto prevê ampliação da capacidade de transformação de energia da Subestação Passo Fundo, localizada em Entre Rios do Sul e pertencente à Eletrosul, com a instalação de um segundo banco de autotransformadores. O acordo beneficiará 47 municípios. (Correio do Povo - 16.04.03)

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A Copel finalizou o processo de automação de todas as subestações da área de transmissão. O processo, concluído em dezembro de 2002, contabilizou a automação de 125 subestações com voltagem superior a 69 kV. A empresa já recuperou os investimentos feitos, que chegaram a R$ 20 milhões. Segundo Diógenes Marquez, coordenador da equipe de proteção, medição e automação da área de transmissão, a empresa pretende manter o nível de automação das novas subestações e ampliações de outras unidades. Os investimentos para manutenção giram em R$ 3 milhões por ano. "O volume de investimentos varia de acordo com o número de SEs a serem ampliadas ou implantadas, mas o nosso objetivo é manter o nível de automação atual", explica Marquez. A diretoria da Copel está estudando possíveis melhorias no centro de operações da empresa, com alteração da tecnologia própria para a tecnologia de mercado. (Canal Energia - 15.04.2003)

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Ainda sob impactos do efeito do racionamento, o mercado de energia na área de concessão de Furnas teve pequeno crescimento no ano passado. Segundo o relatório de administração financeiro publicado pela estatal, o consumo em 2002 foi de 173,7 TWh, o que corresponde a um aumento de 0,2% em comparação com o ano de 2001. O resultado frustrou a companhia, que esperava uma retomada mais intensa do mercado de energia após o racionamento. Esse comportamento é explicado pela conjugação dos aumentos tarifários e da queda da renda média das famílias, associadas às práticas do uso eficiente de energia. A classe industrial foi a que mais se destacou no ano passado. O consumo no segmento atingiu 74 TWh, o equivalente a um crescimento de 0,7%. Na classe comercial, a demanda de energia foi de 29 TWh, com um aumento de 0,6%. Entretanto, o consumo no segmento residencial teve queda de 2,2% em comparação à 2001, chegando a 45 TWh. No ano passado, Furnas investiu R$ 1,2 bilhão, montante superior aos R$ 664 milhões aplicados em 2001. A área de transmissão recebeu a maior parte dos recursos (R$ 808 milhões), enquanto a de geração ficou com R$ 342 milhões. (Canal Energia - 15.04.2003)

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A região Sul registrou um consumo de 7.367 MW médios na última segunda-feira, contra a previsão de 7.425 MW médios do Programa Mensal de Operação (PMO) do ONS. Nos últimos sete dias, a variação no consumo chegou a -3,39%. Já o Sudeste/Centro-Oeste consumiu 25.367 MW médios, contra a previsão de 25.419 MW médios do operador do sistema. O submercado teve uma variação de 0,67% nos últimos sete dias. Em relação à curva de aversão ao risco, de 27.089 MW médios, o subsistema oscilou -5,54% no mesmo período. No Nordeste, o consumo atingiu 6.245 MW médios, contra a previsão de 5.937 MW médios do ONS. Nos últimos sete dias, a região registrou uma oscilação no PMO de 2,3%. Em relação à curva de aversão ao risco, de 6.072 MW médios, o subsistema variou 0,03% nos últimos sete dias. A região Norte teve um consumo de 2.825 MW médios na última segunda-feira, contra o PMO de 2.698 MW médios do operador do sistema. Nos últimos sete dias, o submercado registrou uma variação no consumo de 3,42%. (Canal Energia - 15.04.2003)

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O subsistema Norte teve uma queda de 0,15% no nível de armazenamento, que chegou a 82,9%. A usina de Tucuruí registra índice de 98,12%. (Canal Energia - 15.04.2003)

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A capacidade está em 52,62% no subsistema Nordeste, um acréscimo de 0,18%. Em relação à curva de aversão 2002/2003, o volume está 27,15% acima do previsto. O nível da hidrelétrica de Sobradinho está em 50,69%. (Canal Energia - 15.04.2003)

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Com um aumento de 0,15% no índice de armazenamento, a capacidade do subsistema Sudeste/Centro-Oeste chegou a 79,01%. O volume está 46,01% acima do previsto. As usinas de Emborcação e Miranda apresentam, respectivamente, 84,11% e 82,08% da capacidade. (Canal Energia - 15.04.2003)

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Subsistema Sul - O volume armazenado está em 78,77%, uma redução de 0,6% em comparação ao dia anterior. A hidrelétrica de G. B. Munhoz registra 80,67% da capacidade. (Canal Energia - 15.04.2003)

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Para obter os últimos dados do Boletim Diário da Operação do ONS, incluindo produção de energia hidráulica e térmica e energia armazenada, clique aqui.

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A Comgás está organizando, junto a outras empresas ligadas ao setor de co-geração de energia, a criação de uma associação paulista para o segmento. A primeira reunião do grupo será realizada hoje, em São Paulo. Segundo o gerente de co-geração da Comgás, José Matuzonis, a idéia é de "promover a institucionalização" do setor. Sem adiantar nomes das companhias que formarão a associação, Matuzonis explicou que tratam-se de empresas que participam da cadeia de co-geração, como fabricantes de equipamentos e distribuidoras de energia. Segundo ele, clientes de co-geração não participarão da primeira reunião de hoje, mas devem participar futuramente do grupo. (Valor - 16.04.2003)

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A Comgás pretende, a partir deste ano, ampliar o foco em projetos de co-geração para empresas de menor consumo energético, principalmente na área de serviços. Para isso, atuará em parceria com a Iqara Energy Services, empresa que desenvolve soluções para sistemas de co-geração. Segundo o gerente de desenvolvimento de negócios da Iqara, Rozallah Santoro, neste ano a parceria deve resultar em 5 MW de potência instalados, distribuídos entre quatro e cinco clientes. Santoro adiantou que o primeiro projeto deve ser concluído ainda no primeiro semestre. Sem revelar nomes, ele disse que já estão acertados projetos de co-geração para um shopping center (pouco mais de 1 MW) e uma indústria têxtil (de cerca de 3 MW). No próximo ano, a previsão das duas companhias é de que a potência instalada em pequenos projetos de co-geração some 20 MW. A partir de 2005, a meta é instalar 30 MW a cada ano. "É um negócio novo. Na primeira fase precisamos quebrar barreiras", avaliou Matuzonis. Cada MW de potência instalada em co-geração equivale a uma venda mensal de cerca de 200 mil metros cúbicos de gás natural. (Valor - 16.04.2003)

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O governador do RS, Germano Rigotto, assegurou ontem apoio à retomada do projeto do gasoduto entre Uruguaiana e Porto Alegre, que terá 615km - 50 deles já construídos - para transportar gás natural no Estado. Em audiência com representantes das empresas que compõem a Transportadora Sulbrasileira de Gás, Rigotto garantiu apoio do governo federal em questões como a garantia de compra de gás produzido e que poderá atender, além do RS, Santa Catarina e Paraná. (Correio do Povo - 16.04.03)

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A Usina Nuclear Angra II paralisou ontem suas atividades para troca de combustíveis. De acordo com a Eletronuclear, a interrupção deve durar 30 dias. As pastilhas de urânio substituídas serão armazenadas em área da própria usina. No período, também serão executados serviços de manutenção periódica e feitas algumas modificações para melhorar o desempenho da usina. Esse é o segundo reabastecimento de Angra II desde que começou a operar, em setembro de 2000. No ano passado, a usina gerou 9.841.746 MWh, com um fator de disponibilidade de 91,5%. No período, a usina foi a primeira colocada entre as geradoras térmicas brasileiras. Sua produção teria sido suficiente para atender o consumo de energia elétrica de uma cidade de 7 milhões de habitantes. (Gazeta Mercantil - 16.04.2003)

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A indústria siderúrgica brasileira planeja aumentar sua capacidade instalada de produção para 36,8 milhões de toneladas de aço bruto por ano em 2007, volume 12% maior se comparado ao do ano passado, de 33 milhões de toneladas. O salto será garantido por investimentos de US$ 4 bilhões, sendo US$ 3,1 bilhões aplicados até 2005. Só este ano os desembolsos do setor podem somar US$ 900 milhões, cifra semelhante à prevista para 2004, de US$ 1 bilhão, segundo estimativas preliminares do vice-presidente executivo do Instituto Brasileiro de Siderurgia (IBS), Marco Polo de Mello Lopes. Companhia Siderúrgica de Tubarão (CST), Companhia Siderúrgica Nacional (CSN), Cia. Siderúrgica Belgo Mineira e Gerdau estão entre as empresas com planos de expansão. A discussão sobre investimento e crescimento fará parte do Congresso do IBS - A Siderurgia e o Desenvolvimento Nacional, nos dias 6 e 7 de maio, em Brasília. Nesse congresso estarão presentes presidentes e diretores das principais empresas do setor, além de especialistas como Ian Christmas, secretário-geral do Instituto Internacional do Ferro e do Aço (IISI). A abertura do evento contará com o ministro do Desenvolvimento, Luiz Fernando Furlan. (Valor - 16.04.2003)

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A Alcan, empresa da área de alumínio, investirá cerca de US$ 210 milhões na construção de seis centrais geradoras e na expansão da PCH Cachoeira dos Prazeres, que passará de 1,8 MW para 3,8 MW. Até o final deste ano, as PCHs Fumaça e Furquim, que estão recebendo recursos na ordem de US$ 40 milhões, aumentarão em 16 MW a capacidade instalada da empresa. Para o diretor de Planejamento de Comercialização de Metal e Energia, Cláudio Campos, a iniciativa do governo federal de incentivar o investimento dos grandes consumidores na área de geração de energia já é adotada pela empresa. As seis PCHs em operação, que têm 30 MW de capacidade instalada, foram construídas há mais de 30 anos. O executivo conta que a Alcan está investindo US$ 100 milhões, juntamente com a Companhia Vale do Rio Doce (CVRD), na hidrelétrica de Candonga, localizada em Minas Gerais. Cada empresa terá 50% de participação na usina, que terá cerca de 140 MW de capacidade instalada. (Canal Energia - 16.04.2003)

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O presidente do México, Vicente Fox, provavelmente vetará as controversas medidas para o setor elétrico aprovadas pelo Senado na semana passada. O Senado aprovou uma redução nas tarifas elétricas favorecendo famílias de baixa renda. A energética estatal CFE e a Secretaria de Energia estimam que as medidas custarão à CFE cerca de 10,8bi de pesos (US$1,01bi no câmbio de hoje) apenas no primeiro ano, e a distribuidora estatal Luz y Fuerza (LFC), que presta serviço na Cidade do México, calcula para si um prejuízo de 1,5bi de pesos. "Mesmo que a Câmara dos Deputados aprove o projeto de lei, o presidente Fox certamente o vetará, apesar de que perderá popularidade, pois é enorme o custo econômico que a aprovação das medidas significa", disse o senador do PAN, Fauzi Hamdan Amad. O PRI, que concebeu a proposta, não explicou de onde virão os recursos extra para pagar a redução, acrescentou, e tachou as reformas de populistas. (Business News America - 16.04.2003)

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A temperatura mais baixa do que o normal fez com que o consumo de energia na Finlândia passasse para 85.280 GWh no período anual que termina em março desse ano. Isso representou um aumento de 5,3% com relação ao ano de 2002, que teve um consumo de 81.016 GWh. O consumo no primeiro trimestre do ano subiu 6,2% passando de 22.976GWh para 22.976GWh.. (Platts - 16.04.2003)

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A NESA, maior companhia de energia da Dinamarca, está mantendo negociações de cooperação estratégica com outras empresas dinamarquesas do setor de energia. De acordo com informações da imprensa dinamarquesa, a NESA está negociando a fusão com a segunda maior empresa do setor de energia do país, a Kobenhavns Energi. (Platts - 16.04.2003)

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Neste artigo os testes de Modigliani e Miller são aplicados em dados recentes de firmas americanas e latino americanas e conclui-se que a estrutura de capital é relevante, principalmente num ambiente em que há incidência de impostos.

Disponível em: http://www.provedor.nuca.ie.ufrj.br/provedor/biblioteca/financiamento.htm

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