O engenheiro Luiz Gonzaga Leite Perazzo, ex-presidente da Celpe, assume, dia 19.03.2001, o cargo de secretário executivo do Ministério de Minas e Energia no lugar do diplomata Hélio Vitor Ramos Filho, que pediu exoneração no dia 15.03.2001. Perazzo tem experiência no setor e já foi presidente do Comitê Coordenador de Operações do Sistema Elétrico do Nordeste, da Associação de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica do Nordeste e Centro-Oeste e da Associação Nacional das Empresas Estaduais de Energia Elétrica. Embora sua indicação não tenha relação direta com a hipótese de adoção do racionamento de energia, Perazzo é um grande conhecedor das operações do setor elétrico, tendo participado, coincidentemente, da administração do racionamento, no Nordeste, no final dos anos 80. (Gazeta Mercantil - 19.03.2001)

A crise no abastecimento de energia elétrica na Região Sudeste, para a qual especialistas vêm alertando há quase dez anos, pode ser inevitável. Os reservatórios de água para geração de energia nas regiões Sudeste e Centro-Oeste estavam com apenas 34,16% de sua capacidade até o dia 12.03.2001. Os números são os mais baixos do País. Na opinião de Ronaldo Fabrício, membro do Conselho Consultivo da Associação Brasileira para o Desenvolvimento das Atividades Técnicas e Industriais nas Áreas Nuclear e Térmica (Abdan), a população deve estar atenta para evitar o desperdício, já que não está descartada uma crise no abastecimento nos próximos meses. As hidrelétricas, como a de Itaipu, são as responsáveis por mais de 80% da energia que abastece o País e não estão conseguindo suprir a demanda. "Nos países desenvolvidos, o consumo de energia acompanha o crescimento do PIB. No Brasil, esse crescimento tem sido muito superior ao do PIB porque existe uma demanda reprimida desde os anos 70", explica Fabrício. Para ele, a saída para contornar uma crise a curto prazo passa pela aceleração da construção das térmicas a gás. A médio e longo prazos, serão necessários novos projetos, como os de usinas hidrelétricas e de biomassa, além da implementação da Usina Nuclear de Angra 3. (Jornal do Commercio - 19.03.2001)

O ministro de Minas e Energia, José Jorge Vasconcelos, afirmou que o Governo Federal vai discutir com os grandes consumidores fórmulas para economizar energia, por conta do risco de racionamento criado pela redução da oferta de água para produção de energia. "Vamos fazer uma racionalização da demanda", disse. O ministro explicou que somente no início de maio de 2001 o Ministério fará uma avaliação das medidas que poderão ser adotadas. "A solução é chover. Espero que cheguemos lá com até 50% do nível dos reservatórios, para que não se precise tomar nenhuma medida mais forte". No Nordeste, por exemplo, a barragem de Sobradinho, responsável por 70% da energia da Chesf, opera com uma acumulação de apenas 36%. Apesar do otimismo do ministro, o conselho de administração do ONS já informou que decide no dia 19.03.2001, a quantidade de energia que deve ser economizada nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. (Jornal do Commercio - 19.03.2001)

A Aneel promove o II Seminário Nacional da Informação e do Conhecimento no Setor de Energia Elétrica (Sinconee), nos dias 19.03.2001 e 20.03.2001, no Hotel Nacional, em Brasília. O tema do encontro é Sistema de Informação para o Desenvolvimento de Negócios no Novo Ambiente do Setor Elétrico Brasileiro. No seminário, será apresentada a tecnologia empregada na Ouvidoria da Aneel. O diretor do ONS, Carlos Ribeiro, representantes da Administradora de Serviços do MAE, MME, ANP, empresas de geração e distribuição de energia e informática participarão do evento. A abertura foi a palestra do superintendente de Gestão Técnica da Aneel, Sérgio de Oliveira Frontin. (Aneel - 19.03.2001)

As superintendências regionais do Incra no Pará, Distrito Federal, SP e MG desenvolverão projetos-piloto para implantar o Programa Luz no Campo. A Secretaria de Reforma Agrária já iniciou o plano de trabalho que envolverá parceria entre o Ministério do Desenvolvimento Agrário e o MME. O programa instalará energia elétrica em um milhão de estabelecimentos rurais até 2003, dando atendimento prioritário a assentamentos da reforma agrária. O MME financiará 75% dos projetos de eletrificação. Os 25% restantes serão divididos entre governos estaduais,municipais e o Incra. Do dia 26.03.2001 a 12.04.2001 as superintendências regionais do Incra nos quatro estados entrarão em contato com as concessionárias locais de energia para definir as demandas em suas regiões e os recursos a serem alocados pelos parceiros regionais e locais. (Agência Brasil - 18.03.2001)

A Eletrobrás começa a receber a partir das 14h do dia 19.03.2001, propostas para a compra de energia gerada pelas pequenas centrais hidrelétricas que participam do programa PCH-Com. O programa foi lançado no dia 22.02.2001 e conta com a parceria do BNDES. O objetivo é viabilizar a implantação de PCHs com a garantia de compra de energia gerada pela Eletrobrás e com financiamento do BNDES para o empreendimento. (Canal Energia - 19.03.2001)

O nível de chuvas para os meses de março de abril de 2001 deverá atingir os padrões normais climáticos observados para esses meses, mas isso não significa que seja compensada a baixa precipitação dos meses de janeiro e fevereiro. A análise é do chefe do Centro de Previsão do Tempo do Instituto Nacional de Meteorologia (Inmet), Francisco de Assis Diniz. O chefe do centro explicou que o susto dos especialistas do setor elétrico foi causado pelo baixo nível de precipitação de janeiro e fevereiro, com destaque para os estados do Espírito Santo, Minas Gerais, Bahia, Goiás e Rio de Janeiro, principalmente se comparado ao volume de chuvas nas mesmas regiões no ano 2000. No Rio, as chuvas dos dois primeiros meses de 2001 atingiram apenas 56% do nível normal verificado nos últimos 30 anos, pela média da Distribuição Espacial e Temporal da Precipitação. No mesmo período de 2000, esse percentual chegou a 84%. Em Minas, a situação foi pior. As chuvas chegaram a apenas 47% em janeiro e fevereiro de 2001, contra 56% nos mesmos meses do ano 2000. Em Goiás, a precipitação foi de 62% nos dois primeiros meses de 2001, contra 111% no mesmo período de 2000. (Jornal do Brasil - 19.03.2001)

A Gerasul reverteu o prejuízo de R$ 72,5 mi de 1999 e registrou lucro líquido de R$ 162,8 mi em 2000. O resultado bruto da empresa cresceu 56,70%, para R$ 450,33 mi. O Ebitda (geração de caixa) teve alta de 50,9%, terminando o exercício passado em R$ 529,62 mi. O caixa da Gerasul foi reforçado pelo aumento de 49,14% na receita líquida, que passou de R$ 725,9 mi para R$ 1,08 bi, na comparação entre 1999 e 2000. Os custos com produção e serviços somaram R$ 632,3 mi, uma alta de 44,18%. Neste item, as subvenções da Conta de Consumo de Combustíveis totalizaram R$ 264,6 mi no ano, e os gastos sem auxílio oneraram o balanço da companhia em R$ 5 mi. O resultado operacional passou de um déficit de R$ 111,2 mi em 1999 para R$ 208,546 mi positivos em 2000. A redução de 41,70% nas despesas financeiras líquidas contribuiu para esse desempenho. O endividamento em moeda estrangeira subiu 17,5%, para R$ 776,06 mi, enquanto os compromissos em reais declinaram 3,3%, atingindo R$ 608,78 mi. O patrimônio líquido da Gerasul, controlada pelo grupo belga Tractebel, era de R$ 2,432 bi em 31.12.2000. (Gazeta Mercantil - 19.03.2001)

Seis multas aplicadas entre 1998 e 1999 pela Aneel, um termo de ajustamento de conduta e um inquérito civil público aberto pelo Ministério Público Federal são fatores que afetam a imagem da Cerj. Mas a empresa reage, exibindo alguns indicadores positivos: o índice de tolerância de supensão do fornecimento caiu para 17 horas, bem abaixo das 35 horas autorizadas pela Aneel e o início de uma série de investimentos. A Cerj aplicará um total de R$ 196 mi em 2001. Boa parte dos recursos será alocada na construção de quatro novas subestações, ampliação de 25 outras, automação de algumas unidades e criação de duas novas linhas de transmissão. Em conseqüência, a potência será ampliada em 164 MVA, com efeito direto na oferta à rede de transmissão e maior flexibilidade operacional para evitar interrupção no fornecimento. Os investimentos em subestações estão estimados em R$ 27 mi; em rede de transmissão, R$ 30 mi; e os demais para melhorar a qualidade operacional do sistema, em R$ 40 mi. As quatro novas subestações serão instaladas em Cabo Frio, Itaperuna, Porto Real e ampos. A perspectiva é de que as obras sejam concluídas ainda em 2001. (Gazeta Mercantil - 19.03.2001)

Para 2001, a CEEE investirá R$ 129 mi em projetos de transmissão, incluindo o projeto Caxias. O objetivo da concessionária é aumentar a capacidade de fornecimento de energia para o verão de 2002. Somente no mês de março de 2001, a empresa concluirá as obras nas subestações de Guarita e Santa Maria 3. As duas subestações estão operando com a capacidade no limite. Para cada subestação, a CEEE está investindo em torno de R$ 3,5 mi. A empresa também concluirá o projeto Caxias, que contará com quatro subestações e quatro linhas de transmissão na área de distribuição da empresa, além da área pertencente a RGE. A meta é suprir a capacidade de atendimento no estado. Para o projeto, a concessionária está destinando R$ 54 mi e tem previsão de conclusão para o dia 30.12.2001. Outras duas ampliações serão feitas em 2001 pela empresa. As subestações beneficiadas são a de Porto Alegre 10, com um investimento de R$ 10 mi, e a de Pelotas 3, com investimentos da ordem de R$ 11 mi. (Canal Energia - 19.03.2001)

Membros do Conselho de Consumidores da Coelce apostam em aumento da tarifa de energia para o consumidor final, pelo menos num primeiro momento, após a privatização das geradoras. "Privatizando ou não, o preço da energia vai aumentar porque a tarifa ainda é subsidiada", opina o presidente do Conselho de Consumidores da Coelce, Antonio Erildo Lemos Pontes. Caso as geradoras sejam autorizadas a repassar ao consumidor o custo da expansão da capacidade, Pontes acredita que a tarifa seria o dobro da atual. Para o diretor de projetos Institucionais da Coelce, João Nunes de Almeida Neto: "A tendência, no início, é de aumento de tarifas, mas depois da estabilização deve haver queda, a longo prazo. Mas não acredito que dobrem. Tem que se evitar aumentos exorbitantes para não onerar a competitividade das empresas no mercado internacional". (Invertia - 18.03.2001)

O custo do dinheiro para empresas que tomam empréstimos com base na taxa futura de juros subiu cerca de 1,5% na última semana para o período de um ano. O analista de um grande banco de varejo diz que as empresas não deixam de tomar recursos porque o juro subiu, mas procuram uma saída mais barata. Assim, os empréstimos feitos em dólar, como o Adiantamento de Contrato de Câmbio (ACC), repasses através da resolução 63 e financiamento à exportação, foram alternativas para as grandes empresas. Com a alta do dólar, os contratos em moeda estrangeira ficam mais atraentes e a demanda por esse tipo de crédito tem sido crescente nos bancos. (Gazeta Mercantil - 19.03.2001)

Segundo analistas do mercado, as operações no mercado de balcão americano com os contratos a termo sem entrega, chamados de NDF ('Non Deliverable Forward'), nas quais o dólar é negociado em reais para liquidação futura, também deram a sua contribuição na alta da moeda nos últimos dias. As transações com NDF são similares aos contratos de 'swap' (troca) de dólar por taxas de juros no mercado brasileiro. Em momentos de estresse no mercado brasileiro, como ocorreu na semana passada, os negócios do mercado americano exercem pressão adicional nas cotações. Isso porque, quando um banco vende dólar em troca de reais lá fora para um investidor ele faz a operação oposta aqui, comprando dólar futuro na BM&F e aumentando a demanda pela moeda no mercado brasileiro. Mas o volume de negócios com NDF é pequeno, representando de 5% a 10% do mercado brasileiro, estimam os analistas. (Gazeta Mercantil - 19.03.2001)

O ministro de Minas e Energia, José Jorge Vasconcelos, disse, dia 17.03.2001, que o Governo Federal vai tentar achar nesta semana uma solução para o impasse na tarifação das usinas termelétricas. Os investidores temem prejuízos, por comprarem gás natural importado em dólar e venderem em real, tendo que assumir perdas financeiras em caso de elevação da cotação da moeda americana. José Jorge disse que uma das propostas em estudo cria um fundo financeiro para lastrear eventuais perdas dos empreendedores com uma maxidesvalorização da moeda. Outra opção é reduzir o prazo de concessão dos contratos, de modo a reduzir o risco para as empresas que montarem usinas dessa natureza. O prazo de exploração previsto hoje chega a 20 anos. O ministro revelou que a Petrobras, parceira em 12 usinas, não aceita assumir esses riscos, a exemplo do que ocorre com a compra de combustível. Segundo ele, o Governo Federal não quer impor esse risco à estatal, uma vez que 75% do capital da empresa estão em mãos de acionistas privados. A solução mais simples seria a dolarização das tarifas para as empresas que administrassem essas térmicas, mas a lei que criou o real, em 1994, prevê que nenhum bem pode ser vendido em moeda americana, criando o impasse. (Jornal do Commercio - PE - 19.03.2001)

O secretário de Energia, Indústria Naval e Petróleo do RJ, Wagner Victer, disse no dia 16.03.2001, que o acidente com a plataforma de petróleo P-36 da Petrobras não vai afetar os projetos para a instalação de nove termelétricas no estado, avaliados em US$ 5 bi. A Petrobras é responsável pela implantação de 15 das 49 usinas do PPT. Na semana de 12 a 16.03.2001, a Petrobras assinou contratos para o fornecimento 10 milhões m³ de gás para seis projetos de termelétricas a serem instaladas no RJ, que totalizam 3.535 MW. O valor do contrato está estimado entre US$ 300 mi e US$ 400 mi. Na penúltima semana de março de 2001, a estatal assinará, em São Paulo, um novo contrato para a venda de 10 milhões m³ de gás para as unidades de Piratininga, Cubatão e Santa Branca. (CanalEnergia - 16.03.2001)

A Light está em vias de concluir a compra das participações da Cerj, e da Escelsa, do Espírito Santo, na Sociedade de Propósito Específico (SPE) criada para viabilizar a termelétrica Norte Fluminense, de Macaé. Com investimentos de US$ 450 mi e início de operações previsto para o final de 2002, o projeto é um dos seis empreendimentos que tiveram contratos de fornecimento de gás natural assinados no dia 13.03.2001 com a CEG e a Petrobras. Previstas para entrar em operação entre o final de 2001 e 2003, as seis térmicas terão potência total de aproximadamente 3 mil MW. E garantem à Petrobras clientes para 16 milhões m³ de gás natural por dia, cerca de três vezes o consumo atual do estado do Rio. A CEG vai investir US$ 50 mi na expansão da rede de gasodutos para atender às térmicas, que devem gerar lucro anual de US$ 20 mi durante os 20 anos de contrato de fornecimento de gás. (Gazeta Mercantil - 16.03.2001)

Na semana de 19.03.2001 a 23.03.2001 a Petrobras assina com a Comgás e com três empreendimentos, os contratos de fornecimento de 10 milhões m³ diários de gás natural. Com isso, a estatal esgota a capacidade de transporte do GasodutoBolívia-Brasil (Gasbol). Os novos contratos serão selados com os projetos Piratininga, Cubatão e Santa Branca. Somados à térmica Norte-catarinense, serão então dez projetos prontos para sair do papel, deslanchando PPT. Acredita-se que 14 projetos entrarão em operação antes do final de 2001, o que alavanca investimentos em transporte do combustível. A capacidade atual de transporte nos dutos da Petrobras, fora o Gasbol, é de 34 milhões m³ diários. O programa de térmicas prevê um consumo de 70 milhões de m³ por dia, para isso a Comgás terá que dobrar sua capacidade. (Gazeta Mercantil - 16.03.2001)

O Rio de Janeiro busca em nove projetos de usinas termelétricas meios para enfrentar uma possível crise energética. A previsão é que o estado saia da condição de importador de 58% da energia que consome para exportador de 1 mil MW/h em 2004. Até o final de 2001, as térmicas de Macaé Merchant e Eletrobolt estarão prontas, produzindo 1.055 MW/h. Os nove projetos custarão US$ 5 bi. O secretário estadual de Energia, Indústria Naval e Petróleo, Wagner Victer não descarta, porém, a possibilidade de racionamento e acredita que a situação pode agravar-se a partir de julho de 2001, caso não chova até abril. O Estado tem uma demanda de 7 mil MW. O consumo é de 2 mil MW na indústria, 1.250 MW no comércio, 650 MW no setor público, 2.160 no residencial e 940 MW em outros setores. (Jornal do Commercio - 19.03.2001)

A British Gas deve recorrer da decisão da ANP de limitar o livre acesso da companhia ao gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) ao prazo máximo de setembro de 2002. A empresa havia pedido permissão à ANP para transportar gás pelo gasoduto até dezembro de 2003, quando, de acordo com estratégia da BG, entraria em vigor uma nova permissão de transporte firme de gás (ininterrupto) de longo prazo. Os planos da empresa são de firmar um contrato de fornecimento de gás por 12 anos. "Sem a permissão para 2003, corremos o risco de voltar à estaca zero. Essa questão ficou em aberto e um fator de risco para a BG", disse o diretor de Assuntos Corporativos do grupo no Cone Sul, François Moreau. Ele explicou que a BG já firmou todos os outros quatro contratos necessários para transportar 2 milhões de metros cúbicos de gás para a área da Comgás, a distribuidora de gás natural do Estado de São Paulo, até o fim de 2003. Desses três, um contrato diz respeito à compra do gás do ponto de venda na Bolívia. Os outros três são para o transporte dentro do território boliviano até a chegada à Gasbol. (Agência Globo - 19.03.2001)

O secretário estadual de Energia, Indústria Naval e Petróleo, Wagner Victer, afirmou que o presidente mundial da Endesa, controladora da Cerj, estará no Rio esta semana para tratar da saída da concessionária de energia da termelétrica Norte-Fluminense, na qual tem uma participação minoritária. Segundo ele, provavelmente a Cerj deve participar de outro projeto de termelétrica, mas como controladora. (Jornal do Brasil - 19.03.2001)

A Entidade Reguladora do Setor Elétrico (ERSE) português também supervisionará o mercado de gás natural e de gás propano e butano. Até o meio de 2001 será publicada legislação que servirá de suporte. Segundo representante do governo, "não faz sentido haver dois reguladores porque cerca de dois terços do gás natural é consumido pelo setor elétrico. Qualquer alteração no preço do gás natural terá sempre repercussões no setor elétrico". Além disso, são produtos concorrentes e por isso, o valor das tarifas pode ser decisiva na escolha. A decisão segue uma tendência européia. Espanha, Itália, Reino Unido, Holanda e Bélgica têm entidades reguladoras conjuntas para ambos os setores. (Diário Econômico - PT - 19.03.2001)

A EDP e a sua parceira Cajastur estariam dispostas a fazer um acordo com a Ferroatlântico para decidir a seu favor a compra da Hidrocantábrico. O controle da elétrica seria compartilhado entre os dois consórcios. De qualquer maneira, a EDP não pode figurar na nova proposta como oferente na nova proposta da Ferroatlântico, única empresa que ainda pode refazer sua oferta, pois contrariaria as leis espanholas. O prazo para o oferecimento de um novo preço é 02.04.2001. A EDP/Cajastur oferece US$ 21,5 por ação, enquanto a RWE propõe US$ 23,3 e uma atrativo "stock-option" aos administradores da Hidrocantábrico. A Ferroatlântica se dispôs a pagar US$ 17. (Diário Econômico - PT - 19.03.2001)

A Endesa, juntamente com a Charbonnage de France (CdF), pretende adquirir a SNET, companhia francesa de geração e distribuição de eletricidade. Enquanto a espanhola é ativa nos setores de energia, telecomunicações e carvão, a Cdf opera no somente no setor carbonífero. Ambas querem aumentar sua participação no mercado de eletricidade. A concretização do negócio depende agora da Comissão de concorrência da União Européia. (El Mundo - 19.03.2001)

A geradora chilena Gener, controlada pela norte-americana AES, registrou uma redução de 67,2% de seus lucros em 2000. Já a Colbun, da belga Tractebel, reduziu seu prejuízo. Os ganhos da Gener foram de US$ 3,74 mi contra US$ 11,4 mi em 1999, enquanto os resultados operacionais caíram 7%, totalizando US$ 132 mi contra US$ 142 mi em 1999. Por seu lado, a Colbun reduziu suas perdas para US$ 22,1 mi, enquanto em 1999 elas foram de US$ 28 mi, redução atribuída a um aumento de 32,2% em suas vendas. (Bnamericas - 19.03.2001)