Os preços da eletricidade no MAE sofreram reajustes entre 52% e 61% em abril de 2001 e atingiram os maiores valores desde a implantação do mercado, em setembro de 2000. O MWh nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Sul está custando R$ 252,18 em abril de 2001, um aumento de 52% frente aos R$165,97 praticados em março, no horário de carga pesada. Para as cargas leve e média, no Sul, os valores foram de R$ 149,84 em março e R$ 241,65 em abril de 2001, um aumento de 61%. No Norte e Nordeste o aumento foi de 60%: pulou de R$ 154,21 o MWh para R$ 247,35 em todos os patamares de carga. O MAE trabalha com um limite de preço de R$ 684,00 o MWh. Caso os valores ultrapassem esse teto, será necessário o racionamento de energia, segundo relatório técnico da Asmae. (Valor - 02.04.2001)

Índice

A Aneel inicia, dia 02.04.2001, uma consulta pública para elaboração de resolução estabelecendo a metodologia de cálculo e o valor do parâmetro "Custo do Déficit de Energia Elétrica". A audiência será por intercâmbio documental e se encerrará no dia 15.05.2001. O "Custo do Déficit de Energia Elétrica" é um parâmetro dos modelos matemáticos de otimização eletroenergética do sistema hidrotérmico nacional. Esses modelos compõem a cadeia de programas computacionais aplicada no planejamento e na programação da operação do sistema elétrico interligado, pelo ONS e no processo de cálculo de preços da energia comercializada no MAE. Ao conferir um valor para o parâmetro "Custo do Déficit de Energia Elétrica", calculado sob uma ótica macroeconômica, a Aneel propõe uma formulação simples e clara para obtenção deste parâmetro, além de uma sistemática bem definida para a sua revisão, que será anual e ocorrerá sempre no mês de novembro, a partir de 2001. (Aneel - 29.03.2001)

As concessionárias Light, Cerj e Eletropaulo Metropolitana conseguiram, no dia 30.03.2001, liminares que as livram provisoriamente do reajuste de 8,28% nas tarifas da energia elétrica gerada por Itaipu. Outra liminar já havia sido concedida à Bandeirante. As concessionárias tentaram obter autorização da Aneel para repassar o reajuste - de US$ 18,65 para US$ 20,19 - aos consumidores. Não conseguiram e, com a decisão judicial, ganharam o direito de suspender o pagamento. As empresas argumentam que o reajuste aumenta seus custos não gerenciáveis e, portanto, afeta o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos. Para Cerj, Light e Bandeirante, o aumento do preço de Itaipu só seria compensado se as suas tarifas fossem elevadas em 1,08%, 1,21% e 1,83%, respectivamente. Em resposta ao pedido das empresas, a Aneel havia pedido a apresentação de documentos que comprovassem os alegados efeitos da elevação de preços em Itaipu. (Valor - 02.04.2001)

O governo de São Paulo pode incluir no edital de privatização da Cesp Paraná uma cláusula inédita, obrigando o futuro controlador a construir novas usinas para garantir o aumento da oferta de energia. A proposta será levado hoje ao governador Geraldo Alckmin e ao secretário de Energia, Mauro Arce, pelo Sindicato dos Engenheiros de São Paulo (Seesp). A obrigação de elevar a capacidade de geração nunca foi imposta pela Aneel. Em São Paulo, nos editais de privatização das duas primeiras partes da Cesp - Paranapanema e Tietê - a única exigência era de expansão de 15 % em oito anos. Se mantida, essa cláusula seria cumprida só com a conclusão de Porto Primavera, no início de 2004. (Valor - 02.04.2001)

O Ministério de Minas e Energia investiu, de 1994 a 2000, R$ 50 mi nas chamadas energias alternativas - solar, eólica (vento), de micro-hidrelétricas e de biomassa. Em 2001, o governo federal vai destinar R$ 10 mi para a energia alternativa. É um investimento tímido, de acordo com especialistas da área que acreditam no uso de fontes renováveis como uma opção ao sistema convencional de energia elétrica. O país tem hoje cerca de 20 milhões de brasileiros sem energia elétrica. Por outro lado, o Brasil recebe, por ano, aproximadamente 15 trilhões de MW em energia solar. Segundo Ricardo Dutra, engenheiro do Cresesb (Centro de Referência de Energia Solar e Eólica Sérgio Sauvo Brito), usando apenas uma parte desse potencial seria possível gerar um suprimento equivalente a quatro vezes a energia gerada no mesmo período por uma grande usina hidrelétrica. Para Dutra, o que dificulta a utilização da energia solar é a falta de divulgação pelo governo. Mas essa tecnologia não é barata, de acordo com o coordenador-geral de Programas Energéticos da Secretaria de Energia do Ministério, Pedro Bezerra. Para ele, a adoção dessa fonte alternativa depende de investimentos governamentais, como ocorreu na Alemanha. Lá, 3.000 casas contam com painéis captadores de luz solar acoplados à rede convencional, gerando economia de até 50% no consumo energético. Segundo Bezerra, é importante que exista uma linha de crédito de longo prazo para investimentos em energia alternativa. "Os empréstimos no Brasil são de 8, 12 anos, com uma taxa de juros um pouco mais elevada. É necessário que haja uma expansão desses prazos, que se chegasse a pelo menos 20 anos." (Folha - 02.04.2001)

O Fórum de Secretários de Energia da Região Sudeste vai se reunir segunda semana de abril de 2001 com o ministro de Minas e Energia, José Jorge, para discutir a questão do racionamento de energia. O Fórum, aliado aos estados do Centro-Oeste, enviaram ao ministério um documento chamado Carta do Rio, que identifica medidas para evitar o racionamento, como uma maior agilidade no programa de pequenas centrais hidrelétricas e o estabelecimento de metas mais arrojadas de investimentos em futuras licitações e concessões na área de energia. (Gazeta Mercantil - 02.04.2001)

O lucro líquido de Furnas Centrais Elétricas, referente ao ano 2000, foi afetado pelo provisionamento de R$ 129 mi determinado pela Aneel por conta da dívida da geradora com o MAE. Com isso, o resultado esperado para 2000, que era de R$ 629 mi, foi reduzido para R$ 440 mi, 62% superior aos R$ 334 mi de lucro obtido no ano anterior. Apesar da redução, o lucro obtido pela empresa no ano 2000 foi o maior dos 50 anos de história de Furnas. O provisionamento, que sem os impostos limitou-se a R$ 85 mi, foi determinado pela Aneel por causa da falta de acordo entre os agentes do MAE e a Eletrobrás, que assumiu as negociações e a dívida por Furnas. balanço, publicado no dia 30.03.2001, também apresentou a maior geração de caixa da história da estatal, de R$ 1,074 bi, ante os R$ 1,016 bilhão de 1999. A receita operacional líquida da estatal, de R$ 6,107 bi, foi a maior desde 1997, superando os R$ 5,737 bi de 1999. Ao mesmo tempo, a despesa operacional total, de R$ 5,374 bi de 2000, ficou acima dos R$ 4,499 bi do ano anterior. endividamento total de Furnas, no final do exercício de 2000, era de R$ 1,7 bi, equivalente a 15,6%. Do total, R$ 700 mi correspondem ao passivo previdenciário com o Fundo Real Grandeza. O resultado recorde de 2000 de Furnas deveu-se, entre outras coisas, ao aumento da produtividade. No ano 2000, o lucro líquido por empregado chegou a R$ 140,8 mil, enquanto em 1999 cada funcionário da companhia foi responsável por R$ 80,7 mil. (Gazeta Mercantil - 02.04.2001)

Livre das pressões cambiais de 1999, a Cemig contou em 2000 com um crescimento de 6,6% em seu mercado rendendo uma receita líquida de R$ 3,62 bi, 26,7% maior que a de 1999, e lucro líquido de R$ 414,9 mi, bem acima dos R$ 33,7 mi apurado no exercício anterior. Esse resultado só não foi melhor porque a Cemig teve gastos de R$ 282 mi com o CCC (cotas de consumo de combustível) e com encargos da rede. A geração interna de caixa cresceu 39% somando R$ 1,18 bi. As perdas com a variação cambial, que em 1999 tinham sido de R$ 310,5 mi, caíram para R$ 93,8 mi em 2000. E as despesas financeiras cairam de R$ 490,1 mi para R$ 412,1 mi, medidas pelo conceito Ebitda. A Cemig fechou o ano de 2000 com uma dívida de R$ 1,6 bi e tentará rolar R$ 1,01 bi em 2001. Os compromissos em moeda estrangeira são de R$ 592,8 mi, incluindo o vencimento de opção de resgate, em novembro de 2001, de US$ 150 mi em Eurobônus. Em 2000, a Cemig investiu R$ 549,2 mi, superando os R$ 496,4 mi de 1999. Em 2001, a empresa pretende aplicar R$ 813,9 mi, dentro de um programa de R$ 4,5 bi até 2005. (Gazeta Mercantil - 02.04.2001)

O assessor de Coordenação de Relações com Investidores da Cemig, Luiz Fernando Rolla, considerou que o corte na carga poderá ser de no máximo 8% em sua área de concessão, apesar de avaliar como preocupantes os níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas. Na melhor das hipóteses, esse indicador cairia para 3%. Rolla afirmou que o impacto na receita da empresa vai depender do nível de um eventual racionamento. Ele acredita que uma contenção de 15% na carga no sistema não significa, necessariamente, queda no caixa da elétrica. As usinas de Minas Gerais operam atualmente com 30% de sua capacidade, pouco abaixo dos 34% do sistema interligado da região Sudeste. O quadro tende a se agravar com o aumento de 6,6% verificado pela Cemig no consumo neste primeiro trimestre de 2001, além do término do período chuvoso. A comparação foi feita ante o mesmo período de 2000, e o resultado superou a expectativa da companhia, que prevê uma expansão de 4,5% no acumulado do ano. Na visão de Rolla, esse incremento estimado para o ano deve se manter mesmo com a ocorrência de um racionamento. (Gazeta Mercantil - 30.03.2001)

A AES, empresa de energia controladora da Eletronet, apresentou uma proposta de preço para comprar a participação de 34,4% da Bell Canada International (BCI) na Vésper, empresa espelho da Telemar e da Telefônica de São Paulo. O valor da operação, que ainda está sendo negociada, é desconhecido por enquanto, mas sabe-se que está bem abaixo dos US$ 875 mi previstos, inicialmente, para venda das ações à acionista VeloCom - que acabou não sendo fechada após meses de conversas. De acordo com fontes do mercado, o preço justo hoje, depois da depressão do mercado acionário norte-americano, está em torno de US$ 300 mi. (Gazeta Mercantil - 02.04.2001)

Grandes empresas de tecnologia e companhias de energia estão desenvolvendo, há alguns anos, equipamentos para tornar o acesso à internet via rede elétrica uma realidade. O primeiro passo concreto deve ser dado na Alemanha até maio de 2001, quando a MVV conectará residências da cidade de Mannheim. Mas o Brasil não está atrasado nessa corrida. A Cemig já tem projetos em andamento e outras empresas investem em pesquisas e analisam propostas de fornecedores. Por usar a infra-estrutura já existente da rede elétrica, a redução de custos é o principal atrativo para usuários finais, mercado corporativo e fabricantes da tecnologia chamada de Powerline Communication (PLC). Com a desregulamentação dos setores de energia e telecomunicações, o PLC tornou-se um grande negócio para as companhias elétricas, que já são proprietárias dos cabos de baixa e média tensão. A capilaridade da rede é um dos aspectos que mais chamam a atenção dos interessados no projeto. No Brasil, segundo dados da Eletrobrás, são mais de 38 milhões de residências com eletricidade. Testes de campo e laboratório estão sendo feitos no mundo todo. O PLC encontra-se na pauta de grandes empresas de tecnologia, como Cisco Systems, Microsoft, 3Com e Motorola. No Brasil, os primeiros produtos com essa tecnologia começarão a ser comercializados ainda no primeiro semestre de 2001, com a chegada da companhia suíça Ascom Powerline Communications. (Jornal do Commercio - 02.04.2001)

Na última semana de março de 2001, a taxa usada em negócios com prazo de um dia, para grandes empresas (Hot Money), ficou entre 2,10% e 2,70% mensais no dia 30.03.2001. As pequenas e médias companhias fecharam negócios entre 2,69% e 3,80%. Em relação ao desconto de Duplicata, nos negócios de 31 dias para grandes empresas, a taxa oscilou de 1,60% a 2,50% ao mês. Para pequenas e médias, a faixa de flutuação foi de 2,69% a 3,80%. Nessa semana as grandes companhias obtiveram taxas entre 21,50% e 42,58% ao ano de capital de giro prefixado, enquanto as pequenas e médias arcaram com custo de 38,80% a 62,90%. A taxa do vendor e compror oscilou de 21,56% a 28,02% ao ano para grandes empresas e de 27,42% a 46,78% ao ano para pequenas e médias. As operações de conta garantida, nas operações de 31 dias para grandes companhias, o intervalo ficou entre 1,80% e 3,40% ao mês. Pequenas e médias empresas conseguiram taxas de 2,77% a 5% ao mês. Em relação ao factoring, custo das operações de fomento mercantil, fechou a semana com a taxa média baixa em 3,85% e a alta em 3,89% ao mês. A taxa média para o cliente, a resolução 63, ficou em 13,60% ao ano. (Gazeta Mercantil - 02.04.2001)

Depois de duas semanas sem ofertar títulos públicos, o Tesouro Nacional faz, dia 03.04.2001, a primeira venda no mês de abril de 2001. Serão leiloados R$ 3 bi em títulos pós-fixados (que têm rentabilidade atrelada à meta Selic - 15,75% ao ano). Os papéis têm vencimento em cinco anos (15.05.2006). Nas últimas semanas, o reduzido volume de vencimentos e a turbulência externa - principalmente com o desempenho da economia norte-americana e a implantação das medidas para reativar o crescimento da Argentina - levaram ao cancelamento dos leilões. De acordo com analistas, 'o Brasil vai continuar sofrendo com o cenário externo. (Gazeta Mercantil - 02.04.2001)

Alguns bancos estão recomendando aos seus clientes os contratos de empréstimos com taxas pós-fixadas, que, teoricamente, sofrem menos em momentos de estresse. Isto porque o crédito com taxas prefixadas continua caro para o tomador final, analistas ainda temem uma nova alta dos juros básicos e uma volatilidade ainda maior no mercado futuro com o temor do que ainda pode acontecer com a economia da Argentina. Se o BC voltar a elevar o juro básico, o empréstimo prefixado pode novamente ser o mais afetado. De um dia para outro, por exemplo, o custo chegou a subir quatro pontos percentuais. Como os bancos fazem o seu preço com base no mercado futuro, esse custo é repassado aos clientes. O diretor do BBV Banco, Marcelo Noronha, diz que a maioria dos contratos fechados pelo banco é balizado em taxas pós-fixadas. Ele explica que o custo desse dinheiro tem como base a taxa de Certificado de Depósito Interbancário (CDI) que acompanha a taxa Selic. (Gazeta Mercantil - 02.04.2001)

O risco de falta de energia forçou o governo a alterar, em parte, o modelo do setor elétrico. No dia 29.03.2001, a Aneel autorizou a Petrobras a construir duas térmicas a gás no RS e MS, num total de 1.000 MW, com início de operação em 2001. Até agora, só empresas privadas podiam entrar na geração de energia. A Petrobras estava em algumas térmicas como minoritária, mas, desta vez, terá 100% das usinas. A térmica Canoas, com 602 MW de potência instalada, será construída no município gaúcho de Canoas e a usina de Três Lagoas (MS) terá 466 MW de capacidade. Noutra decisão, a Aneel autorizou a constituição da TermoCorumbá, com 108 MW de potência, que também utilizará o gás natural como combustível, entrando em operação até 17.12.2001. (Gazeta Mercantil - 30.03.2001)

A companhia norte-americana El Paso Energy pretende trazer para o Brasil duas térmicas embarcadas (usinas sobre barcaças) que estão operando na Tailândia. As térmicas têm capacidade para gerar, em conjunto, 200 MW e vão operar no estado do Rio, em local ainda não definido. Será o segundo projeto de geração da companhia para o estado. O primeiro, chamado Macaé Merchant, começa a ser construído no dia 02.04.2001. A possibilidade de utilizar térmicas embarcadas já era analisada havia algum tempo por companhias energéticas estrangeiras, mas ganhou força devido à possibilidade de racionamento de energia. A operação vem sendo costurada em conjunto com o governo do estado do Rio de Janeiro, que fica na ponta do sistema elétrico e, portanto, mais vulnerável a riscos de desabastecimento. Para a empresa, a vantagem são os ganhos gerados pelo aumento do preço da energia no mercado spot, que é esperado devido à falta de oferta. Algumas pendências, como licenciamento ambiental, porém, ainda têm que ser equacionadas para a conclusão do projeto. O transporte das usinas da Tailândia para o Rio deve durar um mês. Concluído o projeto, a El Paso terá uma capacidade de geração de 900 MW na região Sudeste. (Gazeta Mercantil - 02.04.2001)

O presidente da Light, Michel Gaillard, informou duas medidas que vão em direção a algum equilíbrio da oferta de energia nos 31 municípios do estado do Rio de Janeiro que integram sua área de concessão. A primeira, de caráter mais imediato, mas de resultados incertos, é a continuidade da campanha de conscientização da população para que economize energia elétrica. A outra, de impacto a médio prazo, é o início da construção este ano de duas térmicas a gás no Estado, a Cabiunas e a do Norte Fluminense, no qual a Light investirá US$ 800 mi no prazo de quatro anos, a contar do final de 2001. O funcionamento das térmicas vai elevar a oferta da concessionária dos atuais 800 MW para quase 2 mil MW, reduzindo o grau de dependência do Estado no campo de energia elétrica. O presidente da Light assinala que o risco de racionamento pode afetar também o desempenho das distribuidoras. (Gazeta do Rio - 02.04.2001)

O projeto mais importante de usina termoelétrica no Paraná é o que está em desenvolvimento em Araucária. A construção dessa usina teve início em outubro de 2000 e a entrada em operação está marcada para outubro de 2002. Segundo informou o assistente da área de geração da Copel, Edilson Matos Novak, a termoelétrica terá capacidade de 480 MW. A usina vai consumir gás natural proveniente do gasoduto Bolívia/Brasil, numa proporção de 2,1 milhões de metros cúbicos diários. Com investimento de US$ 330 mi o projeto é desenvolvido pela UEG Araucária Ltda., que tem como sócios a El Paso Energy Company, dos Estados Unidos, que detém 60% do capital, a Petrobrás, com participação de 20% e a Copel, com mais 20%. (Gazeta do Povo - PR - 02.04.2001)

A Universidade Luterana do Brasil (Ulbra), por meio de sua fundação, e a Stemac S/A Grupos Geradores firmaram uma parceria inovadora que vai resultar na inauguração de uma pequena central termelétrica no campus da universidade, em Canoas. A termelétrica será movida a gás e vai gerar 3,3 MW na primeira fase, prevista para agosto de 2001, tornando o campus auto-suficiente em energia. A universidade utilizará os ramais de distribuição do Gasbol que passam por seu pátio interno para poder ficar conectada ao citygate instalado na Refinaria Alberto Pasqualini. O fornecimento de gás será feito pela Sulgás. A termelétrica tem um sistema de construção modular que permite a sua ampliação conforme o aumento da demanda, e pode atingir a capacidade de 7,7 MW. Há possibilidade da energia excedente ser vendida no mercado livre. Para tornar viável a construção, operação e administração da usina foi criada a empresa Stepie-Ul S/A que é controlada pela Stemac e tem a participação de 6% da Fundação Ulbra. O valor do investimento não foi revelado. (Gazeta Mercantil - 30.03.2001)

As siderúrgicas brasileiras foram surpreendidas pelo risco de racionamento de energia. Investiram pouco no passado em geração e, agora, buscam alternativas imediatas para evitar perdas com o possível desabastecimento - ameaça que chega num momento de crescimento das vendas. 'Não há como improvisar no curto prazo. As usinas terão que buscar ao máximo a flexibilidade, mas as margens são pequenas', diz Antônio José Polanczyk, presidente da Companhia Siderúrgica Belgo-Mineira. Os investimentos em modernização pelas siderúrgicas foram vigorosos desde a privatização, mas uma fatia muito pequena dos recursos foi destinada à geração elétrica. O desembolso global chegou a US$ 8,7 bi entre 1994 e 1999. Desse total, apenas US$ 467 mi (5,32%) foram para a área de energia. No mesmo período, o índice de cobertura do consumo das siderúrgicas com geração própria passou de 12,66% para 19,26%. Do orçamento de US$ 5,2 bi previsto para ser realizado entre 2000 e 2005, somente US$ 180 mi (ou 3,45%) foram reservados para a área de energia. (Gazeta Mercantil - 29.03.2001)

A Cosipa já começa a traçar as medidas que serão adotadas nos próximos meses para aumentar a geração própria e tornar mais eficiente o consumo de energia nas suas usinas. Seus engenheiros estão identificando onde podem ganhar produtividade na usina de Cubatão. O plano, é reduzir ao mínimo o consumo de energia no momento em que os equipamentos não estiverem efetivamente em operação, por meio de inversores de freqüências. A Cosipa também poderá colocar em funcionamento uma série de motores a diesel, hoje desativados, para aumentar a geração de energia. A demanda da usina de Cubatão chega a 170 MW. Dessa carga total de consumo, a Cosipa está apta a produzir 27 MW, a partir da utilização dos gases gerados na produção do aço. O projeto de maior alcance da Cosipa, para aumentar sua capacidade de geração, está em curso. Trata-se de uma usina termelétrica de 120 MW, a ser construída e operada por terceiros. O grupo que ganhar a licitação aberta pela empresa irá comprar os gases gerados pela usina de Cubatão e usá-los para produzir energia, que será posteriormente vendida à Cosipa. Estão na disputa a Enron, Mitsubishi, Siemens, VBC, entre outros. A térmica, que ficará pronta em até 26 meses, não garantirá a auto-suficiência da Cosipa. A demanda da siderúrgica saltará para 260 MW, quando a nova unidade de produção de placas entrar em operação, o que ocorrerá no final de 2001. (Gazeta Mercantil - 29.03.2001)

A Aço Minas Gerais (Açominas), assim como outras siderúrgicas, terá margens pequenas para modificar o fluxo de carga, de modo a alterar os horários de pico de consumo, como já anunciou que pretende fazer a Cemig, ante a baixa dos reservatórios de suas hidrelétricas. Graças aos modernos equipamentos instalados recentemente na usina o aumento do consumo de energia foi inferior ao aumento da produção de aço. A Açominas ampliou em 12,5% a sua capacidade de produção, enquanto o consumo de energia subiu apenas 6,6%, passando de 45 MWh/mês para 48 MWh/mês. Com o aumento do consumo, a dependência da Cemig teria chegado a 21 MWh/mês, mas acabou sendo reduzido para 17 MWh/mês, graças à uma turbina de recuperação da pressão dos gases do alto-forno, capaz de gerar 11 MWh/mês, com economia de US$ 2,5 mi ao ano em compras de energia. (Gazeta Mercantil - 29.03.2001)

A Acesita executa 83 projetos internos para racionar o uso de energia. "Só no ano passado, conseguimos uma economia de 8% no consumo da usina, o que representou cerca de R$ 7 mi", diz Sidney Porto, superintendente de infra-estrutura da Acesita. Para 2001, a meta é economizar outros 3%. As medidas de racionalização tornaram-se mais importantes para a Acesita depois da venda da hidrelétrica de Sá Carvalho, com capacidade de geração de 86 MW, para a Cemig, em 2000. Com a usina em Timóteo (MG), a Acesita tem demanda entre 100 MW e 120 MW. (Gazeta Mercantil - 29.03.2001)

A CSN, uma das poucas fabricantes de aço que produz toda a energia que consome, é um exemplo de empresas auto-suficientes que adotam um pacote de medidas para atravessar um possível período de racionamento de energia. As medidas buscam aumentar a geração própria e, assim, aliviar o sistema elétrico nacional. 'As alternativas em estudo buscam otimizar a nossa planta industrial e aumentar a capacidade de oferta de energia no mercado', afirma José Renato Ponte, diretor da CSN Energia. Entre essas medidas estão a reativação de uma térmica capacitada para 15 MW e a operação por mais tempo da outra central termelétrica da empresa, apta para gerar 238 MW. Essa unidade, hoje, trabalha a plena capacidade apenas quatro horas ao dia. 'Vamos tentar fazer com que essa térmica trabalhe em um nível maior por um prazo de tempo mais elevado', diz. Com capacidade de geração de 430 MW, a usina de Volta Redonda tem uma demanda de 400 MW. Desde janeiro de 2001, a pedido do ONS, a CSN vende no mercado um volume de 30 MW. (Gazeta Mercantil - 29.03.2001)

O Ministério da Justiça conseguiu reduzir em 20% o consumo de energia elétrica em seu edifício sede, em Brasília. Para isso, adotou uma série de medidas: mudou o horário de limpeza com o uso de aspiradores e enceradeiras para as manhãs, quando o consumo de energia é menor; passou a desligar 50% dos elevadores em horários de maior consumo de energia e a central de ar-condicionado, após as 17h, mantendo apenas a ventilação e monitoramento dos níveis de refrigeração de acordo com a temperatura externa. Assim, em dias mais frios, o ar-condicionado é totalmente desligado. E as luminárias nas áreas comuns são acesas intercaladamente. Além disso, está sendo promovida a conscientização dos funcionários sobre a necessidade de desligar interruptores de energia elétrica à saída do serviço, com a colocação de avisos em locais estratégicos. Desde junho de 2000, quando o Ministério implementou o Programa Interno de Redução de Custos, o desperdício de energia elétrica e o de água vêm sendo evitados por meio de uma análise mensal das faturas para detecção de eventuais defeitos nos equipamentos elétricos e hidráulicos. O acompanhamento do consumo de energia elétrica permitiu ao Ministério da Justiça celebrar com a CEB um contrato de demanda por meio do qual o fornecimento de energia varia de acordo com o uso em cada horário. (Agência Brasil - 31.03.2001)

Portugal pode atingir a liberalização total do mercado energético em dois anos se for reduzido o patamar de exigência da definição de cliente ilegível. O presidente da Rede Elétrica Nacional (REN) afirma que será necessária a alteração da legislação para que seja criada a figura de um comercializador de energia, até agora monopólio da empresa. O mesmo disse que essa questão difere do transporte, cuja área dificilmente deixará de ter o monopólio devido aos grandes investimentos necessários para constituir uma rede. Problema que não existe na comercialização, sobretudo na distribuição. Para antecipar a abertura do mercado, Portugal terá algumas dificuldades, já que atualmente há 214 clientes livres e com a liberalização serão 5 milhões, o que obriga uma reorganização do mercado atacadista. O presidente da REN considera que em 2003 o setor poderá estar com os 35% exigidos pela UE liberalizados se o nível de exigência for reduzido de 9 GWh para 1 GWh de consumo anual. A antecipação colocaria Portugal à frente de Grécia e França. Dentro de dois anos, apenas Espanha, Holanda, Dinamarca e Áustria prevêem a abertura total, antecipando 2005. O atraso é explicado pelo fato de Portugal ter iniciado o processo dois anos mais tarde que o país vizinho, que começou a liberalizar antes mesmo dos limites superiores a 30% serem estabelecidos. (Semanário Econômico - PT - 02.04.2001)

Enquanto a maioria dos países da União Européia prevê a liberalização integral entre 2003 e 2007, Portugal, Grécia e França nem fixaram datas. A França é o mais atrasado, seguida dos outros dois. A Espanha e o Reino Unido são os únicos dispostos a abrir seus mercados já em 2003, enquanto os franceses e os belgas nem querem falar de calendários e a Alemanha, que está avançada, pretende se alinhar com a França, que procura um aliado após se recusar a estabelecer uma data limite para a abertura no Encontro de Estocolmo. Para a Comissão Européia, a União não pode se dar ao luxo de ficar atrasando os cronogramas. "O bom período econômico deve ser aproveitado", afirmou fonte da Direção de Energia da CE. (Semanário Econômico - PT -02.04.2001)

Quase esgotado o prazo legal, a Ferroatlântico, uma holding de Juan Miguel Villa Mir, e a alemã EnBW decidiram melhorar sua oferta pelo controle da totalidade do capital da Hidrocantábrico e superar em 5% a oferta de US$ 22,7 da RWE, a mais alta até então. O valor mais elevado agora é de US$ 23,8, valorizando a empresa em US$ 2,7 bi. Essa oferta é 43,7% superior à inicial e não estabelece mínimo para o número de ações aceitáveis. A outra proposta é da EDP, com US$ 20,9. (El Mundo - 02.04.2001)

A companhia belga Electrabel, dona de 10% da Hidrocantábrico (HC), terá uma posição de grande importância no processo de venda da elétrica espanhola. Esgotados os prazos, a Ferroatlântico, junto coma EnBW, possui a maior proposta, seguida da RWE e da EDP. A RWE possuía a preferência de acionistas da HC, donos de 10% do capital e que se comprometeram a apoiar a oferta caso outra maior não aparecesse. Agora esse apoio se perdeu. Porém, no momento a disputa, que já dura 13 meses está entre a maior e a menor oferta. A EDP está associada à Cajastur, que é o segundo maior acionista da HC e possui 10% da sociedade, mas controla 34,26%. A Electrabel agora poderá decidir as composições majoritárias. A oferta da Ferroatlântica e da EnBW poderá controlar, no máximo, 49%, já que aos 35,26% da Cajastur devem ser somados 2% da Autocartera, o tradicional valor de 3 a 4% do capital não identificável e os 10% da belga. O grupo ainda não revelou sua estratégia. Pode permanecer na HC, vender à Cajastur-EDP (que assim teria 44,26%, frente aos 49% do consórcio Ferroatlântica-Enbw) ou ajudar esta última e vender-lhe seus 10%, possibilitando a ele possuir maioria absoluta do capital (59%). Neste caso, não havendo acordo com a Cajastur, haveria a necessidade de recorrer aos tribunais para poder exercer sua maioria. De acordo com os estatutos da Hidrocantábrico, quem possuir mais de 25% da companhia pode impedir durante três anos que outras empresas entrem no Conselho Administrativo. (El País - 02.04.2001)