O novo presidente da Eletrobrás, Cláudio Ávila, disse, dia 10.04.2001, que uma das possibilidades em estudo pelo governo é a venda das empresas de geração de Furnas, que seriam repartidas em grupos. Ele lembrou que o modelo ainda não está definido, podendo-se optar pela venda do bloco de controle, pulverização ou desverticalização antes da venda, o que significa separação dos ativos de geração e da transmissão. Ávila recebe a Eletrobrás com R$ 3 bi em caixa com planos de investir esses recursos em projetos de expansão da geração, geração hidráulica e térmicas, além de linhas de transmissão. Como exemplo de novos projetos citou a construção de uma nova usina termoelétrica entre o Rio de Janeiro e São Paulo, além da térmica "backup" das usinas nucleares, que deve gerar 500 MW. Ávila explicou que a Eletrobrás não deseja ser sócia majoritária desses empreendimentos, o que poderá aumentar o potencial de investimentos globais no setor elétrico. (Valor - 11.04.2001)

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O ministro das Comunicações, Pimenta da Veiga, admitiu, dia 10.04.2001, que o governo pode rediscutir a viabilidade de privatizar Furnas por causa da atual crise do setor elétrico. Segundo o ministro, a questão energia é a principal preocupação do governo neste momento, "fato que deve ser considerado" na decisão sobre Furnas. Essa seria uma das causas do adiamento da decisão final sobre a empresa. "É preciso saber quais as conseqüências de privatizar e de não privatizar. A decisão tem que considerar o interesse nacional", afirma Pimenta. Ele afirmou que se a opção for pela manutenção da empresa nas mãos do governo, o modelo pensado há quatro anos para o setor elétrico ficará comprometido, o que deve inibir investimentos privados no setor. (Valor - 11.04.2001)

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Uma desistência em relação a venda de Furnas pode significar abrir mão de uma das mais importantes receitas de privatização previstas no acordo com o FMI. A mais recente versão do memorando técnico de entendimentos, divulgada em março de 2001, prevê uma arrecadação de R$ 4,5 bi com a venda de estatais, apenas até setembro. O governo não divulga quanto espera receber com a venda de Furnas, mas estimativas de mercado dão conta de uma arrecadação de até R$ 9 bi. O eventual adiamento da privatização poderá ter duas consequências negativas: a dívida do setor público ficará maior que o planejado e o governo perderá uma fonte importante para financiar as contas externas. A exemplo dos cerca de R$ 100 bi já arrecadados com o programa de privatização, o dinheiro de Furnas reduziria a dívida do setor público, um dos pontos vulneráveis da economia do país. Sem vender Furnas, o governo levará mais tempo que o planejado, ou terá de ampliar o aperto fiscal, para atingir seu objetivo de estabilizar o tamanho da dívida pública em 46,5% do PIB. Essa não é a primeira vez em que o acordo com o FMI conta com recursos da venda de Furnas. Desde a primeira versão do acordo, assinado em 1998, a estatal é citada. (Folha - 11.04.2001)

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Segundo o governador do estado de Santa Catarina, Esperidião Amin, o modelo que ainda está em formatação para a futura gestão da Celesc, manterá o estado como controlador, mas permitirá a parceria com a iniciativa privada. A contrapartida do estado à continuação do controle será o que chamou de "blindagem capaz de proteger a empresa dos interesses dos políticos e dos sindicatos". Entre as previsões para o modelo a ser utilizado na privatização, está a venda de parte das ações do governo de forma que continue majoritário, a formação de uma Sociedade de Propósito Específico ou mesmo a implantação do sistema BOT, parceria em que um dos lados é o operador do sistema. Para o presidente do BNDES, Francisco Gros, a estrutura imaginada pelo governo de Santa Catarina é interessante, mas ele só poderá dar um parecer após a formatação do modelo. O trabalho da consultoria ficará pronto dentro de quatro meses. (Valor - 11.04.2001)

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A situação do sistema hidrológico brasileiro ainda é crítica segundo o presidente do ONS, Mário Santos. Ele disse que é "urgente" que todos os recursos disponíveis sejam usados para aumentar a oferta de energia na região Sudeste, numa ponta, e reduzir o consumo na outra. Em suma, é necessário "administrar o déficit". Segundo Mário Santos, hoje há um déficit de aproximadamente 13% entre o nível atual - que é de aproximadamente 34% em média - e o nível ideal, estimado em 49%. Para administrar esse déficit, o presidente da ONS sugere algumas ações que considera suficientes para melhorar um pouco a situação. No curto prazo, entre as medidas que poderão minimizar o problema está a redução do nível de água do lago de Itaipu e o aumento da produção da hidrelétrica de Ilha Solteira, o que iria influir nas condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná. Outra medida sugerida pela ONS para aumentar a oferta de energia prevê o aumento da geração da hidrelétrica de Henry Borden, em Cubatão, que pode passar a operar com 60% da capacidade. Outra solução seria a autorização imediata, pela Aneel, do despacho de 450 MW da termoelétrica de Cuiabá para o sistema interligado do Sudeste. Segundo Mário Santos, juntas, essas medidas poderão reduzir o déficit hidrológico para algo entre 6% e 7%, que seriam controlados por meio de racionalização do uso da energia. "Se essas medidas fossem tomadas, restaria controlar o problema na ponta da demanda, o que seria mais fácil", disse. (Valor - 11.04.2001)

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Todos os negócios na Amércia do Sul da multinacional belga Tractebel, empresa que detém o controle da Gerasul, serão coordenados a partir de Florianópolis. A nova unidade de negócios foi inaugurada no dia 10.04.2001, no Centro da Capital, e será coordenada pelo diretor regional da Tractebel para a América do Sul, Eric De Muynck. A atenção maior será para as atividades no Brasil, Argentina, Chile e Peru. A empresa decidiu instalar o escritório em Santa Catarina especialmente devido a proximidade com a sede da Gerasul, que é o maior investimento do grupo na América do Sul. Também foram consideradas questões como segurança e a facilidade de acesso aos países da América do Sul. (Diário Catarinense - 11.04.2001)

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Itaipu repassou, dia 10.04.2001, ao Tesouro Nacional, mais uma parcela de royalties, desta vez no valor de US$ 11,88 mi. Quinze municípios lindeiros ao Lago de Itaipu no Paraná e um no Mato Grosso do Sul, além dos governos dos dois estados e órgãos federais receberão, nos próximos dias, mais essa parcela de royalties. Com esse repasse, chega a US$ 1,383 bi o montante quitado pela atual gestão brasileira da binacional. O valor pago refere-se à parcela de fevereiro de 2001, mais ajustes do dólar referentes a parcela de 1996. (Itaipu -10.04.2001)

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O empréstimo de US$ 150 mi que a Light deve concluir nos próximos dias foi acionado o chamado 'market flex', cláusula que permite aos bancos coordenadores pedirem um reajuste nos custos (juros, prêmios e comissões) se as condições do mercado mudarem muito em relação ao custo de captação dos recursos. O custo inicialmente previsto para a operação da Light era de um 'spread' de 2,25% sobre a taxa Libor, que, dia 10.04.2001, era de 4,75%. Dá-se como certo no mercado que empréstimo deve ser reajustado entre 40 pontos-básicos a 50 pontos básicos. Esta operação está sendo aguardada com muita atenção, já que será a primeira tentativa de uma empresa privada brasileira, fora do setor bancário, obter recursos por três anos sem cobertura de risco político. Até hoje, empréstimos nessas condições só foram concedidos ao BNDES, Bradesco, Unibanco e Itaú. Os recursos captados pela Light serão utilizados no refinanciamento de uma dívida de US$ 200 mi em debêntures que vence em abril de 2001. Será a primeira parcela de um vencimento total de US$ 650 mi, feito em novembro de 1999 para pagar empréstimo-ponte utilizado na compra da Eletropaulo em leilão de privatização. As outras três parcelas vão vencer a cada seis meses. O banco líder da operação é o Salomon Smith Barney, braço financeiro do Citigroup. Deutsche Bank e Unibanco já estariam comprometidos a emprestar parte dos recursos. (Gazeta Mercantil - 11.04.2001)

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O empréstimo de US$ 300 mi da AES Sul fez parte da reestruturação de dívida de US$ 410 mi que estarão vencendo em abril de 2002. A empresa também lançou R$ 250 mi em debêntures no mercado local com prazo de vencimento de três anos. O empréstimo da AES Sul foi dividido em duas tranches (parcelas) de US$ 150 mi cada uma. Na tranche com prazo de três anos o 'spread' (prêmio) sobra a taxa Libor passou de 2,875% para 3,25%, enquanto na parcela com prazo de cinco anos o prêmio subiu de 3,25% para 3,625%. O investidor dos papéis de três anos poderia pela cobertura de risco político. Nesse caso, não receberia um prêmio de 1,5% correspondente à apólice. A tranche com prazo de cinco anos possui cobertura de risco político. 'O mais importante foi que a empresa conseguiu alongar o perfil de seu passivo pagando taxa menor do que a que estava pagando na dívida que venceria em 2002', diz Marcos Camargo, diretor de corporate do BankBoston, que liderou tanto o empréstimo quanto o lançamento de debêntures da AES Sul, ao lado do Unibanco, Bank of America e WestLB Banco Europeu. Camargo afirma ainda que a revisão das taxas ocorreu também para adequar os custos da operação da AES no Brasil a outra operação feita pela empresa no Chile na mesma época. 'O valor do empréstimo feito pela AES no Chile era maior, o prazo menor e o custo maior. Como o Chile tem um rating melhor do que o brasileiro, decidiu-se revisar os números do empréstimo no Brasil.' (Gazeta Mercantil - 11.04.2001)

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Os conceitos adotados pela recém-criada Associação Brasileira de Capital de Risco (ABCR) seguem os mesmos critérios do mercado internacional. A exemplo do que ocorreu nos Estados Unidos, a partir da década de 80, onde os fundos de 'private equity' e de 'venture capital' foram importantes instrumentos de financiamento da criação e expansão de novas companhias de alta tecnologia. 'Private equity' envolve a aquisição de participações em empresas existentes, de maior porte, e que precisam da participação direta do investidor na gestão do negócio. Já os fundos de 'venture capital' estão direcionados à compra de participação em companhias menores, muitas vezes emergentes e voltadas para um produto, processo ou serviço inovador, com grande potencial de crescimento e rentabilidade. Trata-se, porém, de uma atividade associada a altos níveis de risco e que geralmente inclui acompanhamento e apoio à gestão. Os investimentos são feitos por investidores institucionais e individuais, em prazos que variam de dois a dez anos, em que os aplicadores obtêm lucros na forma de ganho de capital. Administradores de recursos não se satisfazem com projeções de retorno inferiores a 40% para o conjunto do fundo e de 65% para cada projeto. No Brasil, um dos entraves para o desenvolvimento da indústria de capital de risco é a chamada falta de porta de saída. Este é o ponto final do investimento, que é o lançamento primário de ações, fazendo com que o investidor realize lucros elevados. (Gazeta Mercantil - 11.04.2001)

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O governo argentino precisou pagar mais do que esperava para colocar no mercado interno o equivalente a US$ 700 mi em letras do Tesouro (Letes). O lote de US$ 350 mi com vencimento em 88 dias saiu à taxa anual de 10,35%, abaixo dos 10,96% pagos no último dia 27.03.2001, mas bem acima dos 9,5% previstos por analistas e técnicos da área de finanças do Ministério da Economia. A outra metade, para 179 dias, foi licitada com juros de 11,91% ao ano. O resultado negativo vai na contramão de outros sinais emitidos pelo próprio mercado. A sobretaxa de risco-país caiu 3,7%, os títulos externos seguiram com valorização e as reservas internacionais recuperaram US$ 1 bilhão este mês. Na opinião de analistas financeiros, os investidores locais demonstraram ainda certa desconfiança com as decisões do ministro Domingo Cavallo de exigir taxas mais altas. Seriam três os maiores fatores de temor: a ausência de medidas de corte de gasto público no pacote, apresentado em 'conta-gotas' por Cavallo, a menor exigência de encaixes para financiamento bancário e o uso de US$ 500 mi de reservas para financiamento da dívida federal. (Gazeta Mercantil - 11.04.2001)

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Representantes dos ministérios da Fazenda e das Minas e Energia, da Aneel e da Petrobras discutirão, dia 11.04.2001, em Brasília a nova proposta para desatar o nó cambial que está segurando os investimentos nas termelétricas. A Petrobras propõe a criação de uma "conta gás", que seria zerada anualmente com o repasse da variação cambial para o consumidor. O secretário-executivo de Energia do Ministério das Minas e Energia, Afonso Henriques, disse, dia 10.04.2001, que a proposta visa atenuar os impactos para o consumidor e para a cadeia produtiva. Ele falou na criação de uma "espécie de PPE (Parcela de Preço Específica) do gás", um mecanismo de crédito e débito que manteria o reajuste anual das tarifas. A PPE é o que o governo arrecada com a diferença entre o preço do petróleo no mercado externo e o dos combustíveis no interno. O mercado espera uma saída para uma equação que, aos olhos do investidor, não fecha: os custos de equipamentos e da matéria-prima (gás) estão em dólar, enquanto a receita vem em real. Na Petrobras, discute-se a fixação do preço de fornecimento de gás nos atuais US$ 2,475 por milhão de BTUs (preço do Programa Prioritário de Termelétricas) por um ano. No aniversário, seriam contabilizadas as variações cambiais para ver se a Petrobras teve prejuízo ou lucro. O prejuízo seria repassado ao consumidor. (Folha - 11.04.2001)

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A direção da Petrobras apresenta ao governo, dia 11.04.2001, duas propostas para solucionar o problema do risco cambial na compra do gás boliviano que movimentará as termelétricas. Uma alternativa refere-se à troca de cerca de R$ 7 bi em NTN-P - que a empresa detém desde que privatizou as subsidiárias petroquímicas - por títulos novos do Tesouro Nacional. Esses papéis teriam 20 anos de prazo e rendimento pela variação do INPC, mais 6% de juros e variação cambial, que pode ser um índice arbitrado. Esse novo papel teria um rendimento bem melhor do que a remuneração das NTN-P, título inegociável que rende apenas TR mais 6% de juros ao ano. Com a diferença de rentabilidade, a Petrobras arcaria com o risco cambial. (Valor -11.04.2001)

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O diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn, disse, dia 10.04.2001, que a agência divulga, até a terceira semana de abril de 2001, seu parecer sobre o acesso da British Gas ao gasoduto Brasil-Bolívia. A Petrobras controla a TBG, empresa que opera o gasoduto. Em parecer inicial, a ANP concedeu autorização à British Gas para o transporte firme de 3 milhões de metros cúbicos de gás natural proveniente da Bolívia para oito pontos no Estado de São Paulo. A autorização vale até o final de 2002. A Petrobras questionou o parecer sob o argumento de que usará toda a capacidade de transporte de gasoduto (30 milhões de metros cúbicos). Já a British Gas quer autorização para operar até o final de 2003. Zylbersztajn disse achar possível atender às duas partes aumentando a capacidade do gasoduto de 30 milhões para 60 milhões de metros cúbicos. ''Se tiver capacidade (a British Gas) terá acesso. Senão, não terá''. Zylbersztajn também negou que exista um confronto da ANP com o presidente da Petrobras, Henri Philippe Reichstul. ''Existe uma divergência que será resolvida'', afirmou. Ao final de seminário na Fiesp, em São Paulo, Zylbersztajn e Reichstul descartaram a possibilidade de o problema alcançar a esfera judicial. (Folha - 11.04.2001)

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A AmBev e a Comgás assinam na primeira quinzena de maio de 2001 um contrato de fornecimento de gás natural a ser utilizado nos projetos de co-geração de energia elétrica em quatro das seis indústrias da fabricante de bebidas instaladas no Estado de São Paulo. Pelo projeto, a AmBev utilizará 300 mil metros cúbicos de gás natural por dia, garantindo a co-geração e energia e vapor em sua potência instalada de 25 MW. "Serão investidos US$ 25 mi para garantir a geração de eletricidade e produção de vapor em nossas fábricas de Jacareí, Jundiaí, Jaguariúna e Agudos", informa o responsável pelas operações industriais da AmBev, José Carlos Xavier. Com isso, as fábricas da Ambev passam a gerar dois terços de toda a energia consumida pelos parques industriais da empresa em São Paulo. O investimento não será efetuado pela fabricante de bebidas. Um contrato de 15 anos firmado com a EnergyWorks do Brasil, com sede em São Paulo, define que a AmBev pagará apenas pela energia gerada e pelo gás natural comprado da Comgás. Em troca, a empresa de energia vai construir, operar e executar as manutenções da unidade co-geradora. (Estado - 11.04.2001)

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A Petrobrás e a Fiat Avio, subsidiária do grupo Fiat, iniciam, dia 11.04.2001, as obras da Usina Termelétrica de Ibirité, localizada na região metropolitana de Belo Horizonte. A usina, denominada Ibiritermo, está prevista no PPT do governo federal e é uma das 13 consideradas emergenciais do programa. A previsão é de que a Ibiritermo esteja concluída até maio de 2005 com três turbinas a gás de ciclo combinado (gás e vapor) e capacidade para a geração de 705 MW. A primeira fase de operações da usina, no entanto, deverá ser iniciada em dezembro de 2001, com uma turbina a gás de 155 MW, em ciclo simples (gás). A energia da termelétrica será injetada no sistema interligado sul-sudeste-centro-oeste. A usina vai ocupar uma área de 12 hectares da Refinaria Gabriel Passos, da Petrobrás. (Estado - 11.04.2001)

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A Ferroatlântica e sua sócia, EnBW, ficaram com 59,66% do capital da Hidrocantábrico, segundo os resultados divulgados pela Comissão Nacional de Mercado de Valores (CNVM). O consórcio, entretanto, esperava conseguir mais de 60%, pois já tinha garantido 20%, metade da belga Electrabel e a outra parte das famílias Masaveu, Carceller e Alvargonzález. O outro concorrente, a sociedade Adygesinval, formada pela Cajastur e pela EDP, obteve apenas os 19,2% que havia garantido com a TXU e 14,98% da seguradora Caser, totalizando 34,2%.Porém, para mudar os estatutos da Hidrocantábrico, que limitam a 10% os direitos políticos dos acionistas, é preciso contar com o apoio de 75% do capital, o que proporciona um impasse. O maior acionista não poderá controlar totalmente a empresa, já que não possui esse apoio. A Villa Mir, dona da Ferroatlântica, já declarou intenção de comprar a parte da EDP caso sua proposta vença. (El Mundo - 11.04.2001)

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A belga Tractebel, filial da francesa Suez, fez uma proposta amigável de aquisição da holandesa GTI por US$ 297,4 mi. Cada ação estaria avaliada em US$ 33,4, 53% mais do que a avaliação dos últimos 30 dias. A empresa pretende integrar as atividades de instalações técnicas, gestão e manutenção da GTI e sua filial Fabricom, reforçando sua oferta de serviços industriais para sua clientela européia. Com a aquisição, a sociedade chegará a um faturamento de US$ 7,2 bi e contará com 60 mil empregados. (Enervia 11.04.2001)

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O processo de privatização da Epesf, distribuidora da província argentina de Santa Fé, foi novamente adiado devido a modificações necessárias na documentação. De acordo com fonte do governo, os documentos estão sendo examinados e então serão enviados à empresa para que sejam feitos pequenos ajustes pelo Comitê Legislativo. A documentação final deve ser publicada apenas no fim de maio ou junho. A Epesf distribui energia para a província de Santa Fé, possui 900 mil clientes e é o terceiro maior distribuidor da Argentina. (BNAmericas - 11.04.2001)

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Em dezembro de 2000 a Endesa conseguiu um acordo para adquirir a holandesa Remu por US$ 1,03 bi e agora seus planos estão ameaçados. Desde 1999, a empresa já havia feito da Holanda seu campo de ação favorito, comprando 10% da Amsterdam Power Exchange, mercado livre de energia onde participam também empresas como a Electrabel. Ainda naquele ano, tomou o controle da distribuidora de gás e eletricidade RNE, com 275 mil clientes e agora aposta na Remu, com mais de 800 mil clientes. Só nessa última operação, a Endesa anunciou investimentos de US$ 1 bi, e se tornaria a maior distribuidora privada da Holanda, com aproximadamente 9% do mercado de gás e eletricidade.Entretanto, o governo holandês decidiu dificultar a operação limitando a participação de empresas estrangeiras no país. A legislação deve ser modificada, pois a classe política teme que a liberalização resulte em crise semelhante à da Califórnia. O embaixador holandês iria se reunir com o presidente da Endesa para discutir o assunto. (El País - 11.04.2001)

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A Shell informou ao governo argentino que planeja investir US$ 1,5 bi na província da Terra do Fogo em uma fábrica para extrair combustíveis do gás natural. Além de combustíveis líquidos, a indústria deve produzir também 100 MW por dia, equivalente a todo consumo da região. A multinacional já iniciou diálogo com a Total Austral, que faz parte de um consórcio com a maior produção de gás no território. O projeto necessitaria de 18 bilhões de metros cúbicos diários durante 20 ou 25 anos, apesar da região ter capacidade de produzir o dobro. (Clarín 11.04.2001)

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