O ONS já está se preparando para a hipótese de o país vir a ser obrigado a racionar o fornecimento de energia aos consumidores. Para isso, no dia 19.03.2001, as metas visando a redução do consumo de energia serão divulgadas com base na hipótese de se adotar o racionamento em razão dos baixos níveis dos reservatórios das principais bacias da região Sudeste. A informação foi dada, dia 15.03.2001, pelo conselheiro do ONS, Fernando Quartim. Se a necessidade de economia de energia for pouca, o racionamento deverá atingir os consumidores residenciais e a iluminação pública dos estados das regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. Se o montante a ser economizado for alto, o racionamento vai chegar às indústrias, principalmente as de consumo intensivo, explicou. (Jornal do Brasil - 16.03.2001)

O conselheiro do ONS, Fernando Quartim, que também integra o conselho do MAE, adiantou, dia 15.03.2001, que poderiam ser adotadas medidas como o corte do fornecimento de energia em determinados bairros e por algumas horas, em esquema de rodízio, e em dias alternados, devido ao baixo nível dos reservatórios. Outra seria reduzir a iluminação pública, alternando o funcionamento dos postes. Ele ressaltou, entretanto, que a adoção do racionamento ''é uma decisão de governo'' e que só será necessária caso não ocorram chuvas intensas até o final de abril de 2001. Os níveis dos reservatórios das regiões Sudeste (que inclui a Centro-Oeste) e Nordeste estão muito baixos - cerca de 34% contra os 50% ideais. As alternativas serão apresentadas ao ministro de Minas e Energia, José Jorge, na reunião que está marcada para a próxima terça-feira, dia 20. O conselheiro da ONS foi o primeiro a falar abertamente sobre o assunto. (Jornal do Brasil - 16.03.2001)

O diretor-geral da Aneel, José Mário Abdo, diz que não há ainda a necessidade de anunciar um racionamento, pois "os elementos disponíveis não permitem essa conclusão". Abdo garante que não tem medo de falar sobre o assunto, mas lembrou que só vale a pena discutir um problema dessa magnitude quando efetivamente existir. No início de 2001, choveu apenas 70% da média histórica no Sudeste, quando o volume de água nos reservatórios esperavam pelo menos 80%. "Agora, ficamos na dependência maior do que acontecerá em março e abril", disse. Abdo não quis comentar detalhes do relatório elaborado pelo ONS. Para ele, a hipótese extrema do contingenciamento de cargas não pode camuflar a geração nova de 4 mil MW. Para 2001, está prevista a entrada de mais 6 mil MW, sendo 2,7 mil através de térmicas do programa emergencial do MME. No momento, a Aneel não dispõe de um plano de contingência para o caso de racionamento. (Gazeta Mercantil - 16.03.2001)

A falta de um acordo entre a Eletrobrás e o MAE sobre a dívida de Furnas com agentes do mercado ainda não contam com a intermediação da Aneel. Segundo o diretor-geral da agência, José Mário Abdo, a mediação ainda poderá ser feita, pois foi uma das alternativas levantadas pela Eletrobrás no comunicado público em que a estatal informou que o acordo entre as partes não progrediu. A outra alternativa seria definir a questão na Justiça. A necessidade de uma solução para as negociações envolvendo uma dívida superior a R$ 500 mi de Furnas não estaria relacionada, segundo Abdo, com o processo de privatização da estatal. Segundo Abdo, "o pleno funcionamento do MAE interessa ao setor elétrico e ao país". Ele ainda destacou que o assunto deverá ser tratado independentemente da privatização. Ele não adiantou, no entanto, quando a agência começará a atuar na retomada das negociações. (Agência Folha - 15.03.2001)

Os contratos para a exploração de oito novas hidrelétricas em Goiás, Minas Gerais, Rio Grande do Sul e Rio de Janeiro foram assinados na primeira quinzena de março de 2001. As usinas, com prazo de entrada em funcionamento entre 2005 e 2007, terão uma capacidade instalada total de quase 800 MW. As unidades foram licitadas pela Aneel em novembro de 2001. A previsão é de sejam investidos R$ 3 bi para a construção das hidrelétricas. Segundo a Aneel, ao longo dos 35 anos de concessão serão arrecadados R$ 8,6 mi por ano, referentes à compensação financeira. As obras vão gerar 7,5 mil empregos. As usinas são: Complexo Energético Rio das Antas: é formado pelas usinas Monte Claro (130 MW), 14 de Julho (130 MW) e Castro Alves (100 MW). As hidrelétricas ficam no RS e pertencem ao consórcio Ceran (CPFL, CEEE e Desenvix); Usina Picada: a capacidade instalada é de 50 MW. Pertence ao consórcio Paraibuna (Paraibuna Energia e Paraibuna Metais). Fica em MG; Usina Murta: a capacidade instalada é de 120 MW. Pertence ao consórcio CMPB Energética (Logos Participações, Epstisa-Espanha e Empresa Industrial Técnica). Também fica em MG; Usina Barra do Braúna: a capacidade instalada é de 39 MW. O leilão foi vencido pela Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina. Fica em MG; Usina Itaocara: terá capacidade instalada de 195 MW. O leilão foi vencido pela Light Sinergias. Fica no RJ; Usina Espora: a capacidade instalada é de 32 MW. A Fuad Rassi Engenharia, Ind. e Comércio venceu a disputa. Fica no estado de GO. (Canal Energia - 16.03.2001)

Devido a reclamações de consumidores, a Aneel fez uma fiscalização de emergência na região serrana do Rio de Janeiro, área onde atua a Cerj nos dias 01.03.2001 e 02.03.2001. Essa atuação resultou num acordo entre moradores e a companhia energética com 12 itens, cabemdo à agência o acompanhamento das obras. A principal queixa era a demora no atendimento de emergências, mas o a Aneel constatou que obras já estão em andamento como substituição da rede aérea e na instalação de pára-raios, assim como a manutenção preventiva. A Cerj já atendeu as seguintes reivindicações: o ressarcimento de danos a equipamentos com maior rapidez e menos exigências; melhoria no atendimento telefônico; dar retorno imediato aos clientes sobre as reclamações e solicitações; instalação de ouvidoria em Itaipava; suspensão do corte de energia até que se apure o motivo da divergência de consumo; comunicação aos clientes em caso de desligamentos programados; religamento da energia, em até 24 horas após a solicitação; e realização de reuniões trimestrais com a comissão de moradores para avaliar a implementação do plano. (Aneel - 14.03.2001)

A Cerj terá que apresentar no dia 23.03.2001, um relatório detalhado ao governo do estado do Rio de Janeiro, especificando o plano de ação da empresa. Esse foi o principal acordo firmado, dia 15.03.2001, na reunião entre o secretário de Energia, Indústria Naval e Petróleo do Rio de Janeiro, Wagner Vícter, e o presidente da concessionária, Javier Villar. Entre os pontos apresentados, estarão os procedimentos comerciais adotados para ressarcimento e prejuízos causados em decorrência da má qualidade do serviço prestado, investimentos programados, por categoria e município, para 2001 e 2002 e os métodos adotados para a melhoria do atendimento comercial. (Canal Energia - 15.03.2001)

O lucro líquido da Eletropaulo caiu 40% em 2000, apesar do crescimento da receita líquida, na faixa de 19%. A companhia teve lucro de R$ 238,9 mi, diante dos R$ 404,4 apurados em 1999, segundo o balanço. A receita subiu de R$ 3,9 bi para R$ 4,6 bi. Orestes Gonçalves Júnior, diretor financeiro da companhia, culpa a política tarifária da Aneel pelo fraco desempenho. "A Cota de Consumo de Combustível, para a geração térmica, teve um aumento de 69% no ano e a energia que compramos para revender, de Itaipu inclusive, subiu 25%. Na outra ponta, o reajuste da tarifa foi de 13,83%. Há um descasamento entre os custos e as tarifas," explica. O custo da energia passou de R$ 1,8 bi para R$ 2,3 bi. Gonçalves afirma que o lucro da companhia comparado com os ativos, de R$ 8,6 bi, resultam em um retorno de 2,7%. Com esse desempenho, o executivo diz que o sinal emitido para os investidores é de que a empresa não consegue administrar o capital. De outubro a dezembro de 2000, a empresa apurou ganhos de R$ 31,05 mi, 83,8% abaixo dos R$ 191,7 mi dos nos mesmos meses de 1999. A empresa fechou o ano com um endividamento líquido de R$ 3,3 bi, sendo 59% denominado em dólares, mas, com operações de "hedge", a exposição foi de apenas 18% do total. (Valor - 15.03.2001)

O balanço da Eletrosul relativo ao ano 2000 fechou com um lucro de R$ 74 mi, contra os R$ 52 mi registrados no ano anterior. A receita operacional da empresa subiu de R$ 986,8 mi para R$ 1.011,6 bi. A remuneração do capital do acionista chegou a 4,9%, contra 3,6% em 1999. "Este é um lucro bastante significativo", comentou o Cláudio Ávila, presidente da Eletrosul, que em 2001 planeja investir R$ 244 mi na expansão da sua operação. No ano 2000, a empresa investiu R$ 42,3 mi. (Canal Energia - 15.03.2001)

A Eletrosul anunciou, dia 15.03.2001, que vai investir R$ 244,4 mi em 2001 em linhas de transmissão e subestações de Itajaí (SC), Londrina (PR) e Caxias do Sul (RS). O projeto de ampliação da subestação Londrina terá um investimento de R$ 21,4 mi. As linhas de transmissão Itá-Caxias em 500 kV terão investimento de R$ 175 mi e a de Blumenau-Itajaí em 230 kV, R$ 48 mi, com as suas respectivas subestações. Segundo o presidente da empresa, Cláudio Ávila da Silva, os recursos são oriundos da própria Eletrosul e da empresa holding, a Eletrobrás. A empresa registrou no período um crescimento da demanda na região de 7,1%, bem acima da média nacional que ficou em 4,9%, e pode ser atribuído ao crescimento industrial da região. A demanda em Santa Catarina, segundo Ávila, foi registrada em 7,9%, acima da média regional, o que Ávila também atribuiu ao crescimento industrial o que, conforme ele, evidencia a necessidade de mais investimentos no setor. (Canal Energia e Diário Catarinense - 16.03.2001)

O presidente do grupo americano AES no Brasil, Luiz David Travesso, assumiu também a presidência da Eletropaulo, agora 100% controlada pela AES. Uma reestruturação total na governança da distribuidora elétrica foi anunciada. A gestão da companhia será dividida em 18 unidades de negócios, cada uma com autonomia para gerenciar seus recursos e com plano próprio de investimentos e expansão de suas redes. Foram criados com 18 cargos de vice-presidentes tendo a missão de delegar o poder e não centralizá-lo. Travesso espera a desburocratização das decisões, inclusive por parte dos eletricitários, que são a maioria dos empregados. Esse modelo administrativo é implantado em todas as empresas controladas pela AES: Geração Tietê (parte da Cesp), AES Sul, Uruguaiana e Eletronet, além da Eletropaulo. No Brasil, a AES é o maior investidor no setor elétrico, onde já aplicou R$ 12 bi. Segundo Travesso, os investimentos em 2001 para a Eletropaulo, estão estimados entre R$ 400 mi e R$ 500 mi. A reformulação incluirá ainda o corte de funcionários, que hoje são 5.800. (Valor - 15.03.2001)

O grupo EDP definiu o perfil das usinas que pretende construir no Brasil, e que exigem investimentos de US$1 bi até 2005. Em hidrelétricas, a prioridade são usinas no rio Tocantins, onde constrói Lajeado, em parceria com o grupo privado nacional Rede, a CEB e a CMS. Já as térmicas serão concentradas no Estado de São Paulo. Na produção de energia, o EDP projeta deter cerca de 4 mil MW de potência instalada. Destes, 2,5 mil MW terão origem hídrica e 1,5 mil MW no gás natural. (Gazeta Mercantil - 16.03.2001)

A EDP estuda em conjunto com o grupo Rede, quatro projetos para construção de usinas no rio Tocantins. O mais adiantado refere-se à Peixe,com potência de 450 MW. O estudo já foi entregue à Aneel, que poderá licitar a concessão ainda no mês de março de 2001. Além de Peixe, EDP e Rede estudam o aproveitamento de São Salvador (280MW). A concessão deve ser licitada no segundo semestre de 2001.Também existe Ipoeiras (520 MW) e Tupiratins (820 MW), em fase de estudo deviabilidade e cuja concessão poderá ser licitada em 2002. (Gazeta Mercantil - 16.03.2001)

A queda no abastecimento de energia em algumas regiões de Santa Catarina, que ocorreu no dia 14.03.2001 e se repetiu um dia depois, está gerando polêmica quanto à responsabilidade pelo fato A Celesc, distribuidora de energia, e a Gerasul, principal geradora em Santa Catarina, se acusam mutuamente pela queda no controle de tensão que causa prejuízos a indústrias catarinenses. As quedas, segundo o diretor de Produção de Energia da Gerasul, José Carlos Cauduro Minuzzo, foram ocasionadas por um crescimento acentuado no consumo e no controle de tensão". De acordo com Minuzzo, a Gerasul tem contrato com a Celesc para gerar 1.813 MW e está cumprindo sua parte, mas "falta instalar capacitores, o que é competência da Celesc". O chefe do departamento de operação da Celesc, Juan Edgar Rendon Céstedes, disse que o gerador em manutenção da Gerasul é o maior de todos, responsável por 16% da demanda estadual. "Os sete perfazem um total de 803 MW e o que está em manutenção, sozinho, gera 350 MW, sem ele o sistema entre em colapso", afirmou. Com esta quebra na geração, a Celesc foi obrigada a trazer energia de outro local. (Diário Catarinense - 16.03.2001)

A Aneel aprovou a construção da maior térmica da América Latina, um projeto estimado em US$ 1 bi, que vai gerar 1,3 mil MW na unidade projetada para o porto de Sepetiba, no estado do Rio. A Inepar Energia e a italiana Enel são sócias na usina. Ela utilizará carvão mineral importado e ficará pronta em 40 meses. A tonelada de carvão mineral está cotada a US$ 30 no mercado internacional, tendo preços relativamente estáveis. Cerca de 40% da energia elétrica gerada no planeta tem origem no carvão mineral. Nos Estados Unidos, o percentual sobe para 60%. A usina tem previsão de consumo anual superior a 3,5 milhões de toneladas de carvão, desde que trabalhe em tempo integral. (Gazeta Mercantil - 16.03.2001)

A EDP tem cinco projetos de construção no PTT. A prioridade do grupo é a construção da usina de Araraquara (SP), com potência entre 500 MW e 550 MW. Esta e a Fafen, localizada na Bahia, são os únicos que deverão estar concluídos até o final de 2003. A Fafen, projeto de cogeração com potência prevista de 58 MW e que deverá produzir 150 ton/hora de vapor, começou a ser construída em fevereiro de 2001. Com investimentos de US$ 60 mi, deverá entrar em operação no máximo em janeiro de 2002.O projeto da Revap, com potência entre 500MW e 550 MW em São José dos Campos depende de licença ambiental. Outros dois projetos de usinas termelétricas localizados nas cidades paulistas de Indaiatuba e Cachoeira Paulista (cada um com 180 MW de potência) foram substituídos por uma única termelétrica de 500 MW. A localização da nova usina ainda não foi definida. (Gazeta Mercantil - 16.03.2001)

O grupo paranaense Inepar S/A irá investir US$ 1 bi para construção da usina termoelétrica de Sepetiba no município de Itaguaí, no Estado do Rio de Janeiro. A informação foi dada, dia 15.03.2001, pela assessoria da Aneel, que autorizou a empresa a operar como produtor independente de energia elétrica. (Folha do Paraná - 16.03.2001)

A plataforma da Petrobrás P-36, que sofreu três explosões no dia 15.03.2001, afetou a produção diária de 1,3 milhões de m³ de gás natural. No auge da produção, a P-36 estaria apta a extrair 7,5 milhões de m³ de gás, ou cerca de 24% do que é produzido no país. A plataforma está instalada no Campo do Roncador, na Bacia de Campos, desde novembro de 1999 e começou a operar em março de 2000. (O Globo - 16.03.2001)

A Ferroatlântico desistiu, junto com sua associada EnBW, de participar do leilão da Hidrocantábrico. Isso se deve ao fato de haver a possibilidade de compra da elétrica de Vigo, de propriedade da Endesa. Apesar de ainda não ter confirmado que empresas irá vender, há fortes rumores de que a maior elétrica espanhola abrirá mão da Elétrica de Vigo seguindo seu plano de capitalização. A Ferroatlântico achou difícil superar a proposta da RWE e por isso abriu mão da empresa. O preço da Elétrica de Vigo seria bem menor. (Enervia - 16.03.2001)

No fim de março de 2001, a Iberdrola deve anunciar seus planos futuros. A empresa deve iniciar uma etapa de crescimento por intermédio de troca de capital com outras empresas, firmando contratos com companhias espanholas como a Repsol e estrangeiras como a Eon. Assim ficariam dificultadas propostas hostis e haveria participação nas estratégias de seus sócios. A própria Eon estaria interessada na compra da Iberdrola, que estudará essa possibilidade. A empresa alemã tem seguido uma política interessante para a Iberdrola, pois pretende comprar 27% da austríaca EVN, negócio que a Iberdorla poderia participar caso houvesse acordo com a Eon. Ao mesmo tempo, a relação entre a Repsol YPF e a Gás Natural também seria atrativa para a Iberdrola pois permitiria que entrasse no mercado de gás. (Enervia - 16.03.2001)

A RWE pretende alcançar apoio sufieciente no conselho da Hidrocantábrico (HC), já que seu plano é adquirir 51% do capital da empresa. Os alemães consideram a empresa espanhola uma plataforma de lançamento para o mercado espanhol, português e latinoamericano. Para tanto, dariam ajuda financeira à Hidrocantábrico para adqurir os ativos que a Endesa porá a venda. Isso duplicaria o tamanho da HC, tornando-a a terceira maior do mercado espanhol. A RWE considera sua proposta a melhor financeira e estrategicamente. O outro concorrente é o consórcio formado pela EDP e Cajastur. Na opinião dos alemães, o custo da oferta concorrente seria de US$ 3,1 bi. Destes, US$ 885,4 mi viriam de endividamento, o que levaria a hidroelétrica a cabo, pois esse valor absorveria três anos de seu cash-flow. Assim, os investimentos seriam dificultados. Já a proposta alemã não traria nenhuma dívida. (Enervia - 16.03.2001)