O Sindicato dos Engenheiros dos Estados de São Paulo (Seesp) e do Paraná (Senge), debruçaram-se sobre o edital de privatização da Copel e acreditam ter encontrado a mesma falha já tão criticada em outros processos de desestatização. Nem o edital nem a minuta do contrato de concessão de geração definem penalidades para o futuro comprador, caso ele não cumpra a exigência de expansão da capacidade produtiva. Segundo um dos diretores do Seesp, Carlos Augusto Kirchner, "o modelo não exige nada e considera que os investimentos serão feitos de forma espontânea", critica. A principal ressalva do Senge, no entanto, refere-se ao percentual de ampliação da geração. Pelo edital, o futuro controlador da Copel deverá aumentar a geração em 20% num prazo de dez anos. "Não há exigência nenhuma quanto aos outros 20 anos", reclama o diretor-presidente da entidade, Carlos Roberto Bittencourt. Pelo contrato, o comprador da Copel terá a concessão dos serviços da estatal por 30 anos. (Gazeta Mercantil - 21.09.2001)

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O consórcio VBC é o mais novo inscrito para o leilão de privatização da Copel, marcado para 31 de outubro de 2001. As visitas à sala de dados ("data room") foram agendadas para a primeira semana de outubro, quando o consórcio deverá iniciar também as visitas técnicas em usinas e outras instalações. O VBC, excluída a Cemig, que, entre outras limitações, só poderá participar do pregão associada a outro grupo, é o primeiro consórcio nacional em condições plenas de concorrer ao leilão. Sua participação, no entanto, também não descarta a eventual busca de outros sócios. Com o ingresso do VBC na disputa, passam a ser 11 as empresas ou grupos inscritos no "data room", a maioria representada por grandes corporações estrangeiras. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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A aprovação pela Comissão especial da Câmara do Projeto de Emenda Constitucional (PEC) 222/00, que autoriza a criação de leis municipais para a cobrança de contribuições com o objetivo de custear os serviços de iluminação pública, causou indignação no meio jurídico. A Corte considera essas taxas inconstitucionais, porque a iluminação pública não é serviço público específico e a sua base de cálculo coincide com a de outros impostos. Para o tributarista Eduardo Diamantino, mesmo que o projeto seja aprovado no plenário, ele estará em conflito com o restante do sistema constitucional brasileiro. "Estão tentando criar um imposto disfarçado de contribuição." O advogado Sidney Apocalypse acredita que a PEC será um fracasso tanto jurídico quanto técnico. "Jurídico porque eles querem constitucionalizar o que já nasceu inconstitucional; e técnico porque não está sendo considerado o racionamento de energia." Para o advogado, não há interesse público ou de classe que justifique um proposta como essa. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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O prefeito de Angra dos Reis, Fernando Jordão, participará, no dia 24.09.2001, de uma reunião na prefeitura com representantes da Eletronuclear, estatal que administra a usina Angra I, e da Comissão Nacional de Energia Nuclear (Cnen). O prefeito quer saber detalhes sobre o incidente que causou vazamento de água radioativa que refrigera o reator nuclear da usina, ocorrido dia 28 de maio de 2001. Jordão disse que a prefeitura não foi informada sobre o incidente que poderia ter causado danos à população. Uma carta enviada pela assessoria do diretor de operação da Eletronuclear, Pedro José Diniz Figueiredo, afirma que qualquer incidente ocorrido na usina é objeto de análises para que seja evitada a repetição do evento. (O Globo - 24.09.2001)

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A Agência Internacional de Energia Atômica, que cuida da atividade nuclear no mundo, recomendou ao Brasil reforçar a segurança de Angra I e II. Segundo o órgão, as duas usinas não estão protegidas da queda de um Boeing, por exemplo. A exigência, que levará a altos gastos, deverá inviabilizar a construção de Angra III. (O Globo - 24.09.2001)

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Os consumidores do Sudeste e Centro-Oeste continuam não cumprindo a meta de racionamento. Considerando os 20 primeiros dias de setembro de 2001, a redução no consumo ficou em 18,7% nas duas regiões. No Nordeste, a economia no mês foi de 16,5%; no Norte (Pará, Tocantins e Maranhão), única região que está conseguindo cumprir a meta no mês, a redução foi de 20,3% no mês. Como resultado das chuvas acima da média prevista, o nível dos reservatórios continua superior ao estimado. Os dados são do boletim diário elaborado pelo ONS. (Estado de Minas - 24.09.2001)

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O consumidor pernambucano, segundo a Celpe, precisa voltar a economizar para afastar de uma vez a possibilidade de o Governo colocar em prática o chamado Plano B do racionamento. O vice-presidente da Celpe, Roberto Alcoforado, demonstrou, no dia 20.09.2001, pela primeira vez, sua preocupação com o crescimento no consumo de energia verificado no mês de setembro. "Se continuar esse nível de aumento vamos ficar abaixo da meta." A previsão veio junto com uma ameaça. "Economizando menos, o nível dos reservatórios caem. Com isso, teremos de colocar em prática o Plano B." (Jornal do Commercio - PE - 21.09.2001)

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O presidente da Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, Antônio Cambraia, disse, no dia 20.09.2001, em Fortaleza, que está afastada a possibilidade apagão e dos feriados no Nordeste até novembro de 2001. "A partir dai vai depender das chuvas que com certeza virão", disse. (O Povo - CE - 21.09.2001)

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A capacidade de armazenamento de água continua baixa nos sistemas produtores de Guarapiranga, Rio Claro e Alto Tietê. No entanto, o risco de racionamento nas regiões abastecidas por esses mananciais é descartado pelo secretário de recrusos hídricos do Estado, Antônio Carlos Mendes Thame. Segundo levantamento feito no dia 21.09.2001, a Guarapiranga registrava 26,5% de sua capacidade; Rio Claro, 21,3%; Alto Tietê, 20 7%; Cantareira, 15,8%. Já Alto Cotia, cuja região enfrenta racionamento desde o dia 17 de abril, marcava 17,5%. Dos seis principais sistemas produtores da Grande São Paulo, o único em condições satisfatórias é Rio Grande, com 74,1%. (Diário OnLine - 23.09.2001)

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Só em dezembro, com o período de chuvas nas áreas dos reservatórios do Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste, é que poderá haver alguma mudança na política de metas de consumo, garantiu no dia 21.09.2001, em Recife, o ministro das Minas e Energia, José Jorge. Caso o sistema de chuvas ocorra normalmente, já em dezembro será encerrado o racionamento na região Norte. Nas outras regiões, poderá haver redução na meta de consumo. "É provável que as metas sejam amenizadas nesse período", disse, adiantando que o fim do racionamento no Norte não interromperá o fornecimento de 1,3 mil MW para o Nordeste. Ele explicou que a barragem de Tucuruí enche muito rapidamente com as chuvas, permitindo a suspensão do racionamento. (Estado - 22.09.2001)

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O ministro das Minas e Energia, José Jorge, disse no dia 21.09.2001, no Recife, que "na hora em que a política de metas de consumo de energia elétrica mudar, mudará também a política dos bônus e sobretaxas". A mudança está prevista para dezembro e o ministro admitiu que tanto a punição das sobretaxas, quanto os bônus, poderão acabar. Se não acabarem, os bônus serão adequados à nova situação. (Estado - 22.09.2001)

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O modelo de aplicação do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) - que determina o ingresso da produção gerada por uma determinada empresa para o sistema integrado, no caso de uma situação de queda na geração - criticado por alguns dirigentes do setor, também é contestado pelo professor das faculdades de Engenharia Elétrica e Computação Unicamp, Secundino Soares Filho. Secundino afirma que o principal problema que cerca o MRE é a especificação de uma metodologia técnica na determinação da energia assegurada para cada empresa. "Se alocarem uma energia assegurada muito alta para uma empresa, ela dificilmente conseguirá gerar aquilo que foi determinado. Se essa energia assegurada for subestimada, a empresa vai passar a fornecer energia para o sistema sem receber por isso", observa o professor. A Copel, por exemplo, está alegando perdas, por estar com uma alta capacidade produtiva e ter que submeter grande parte dessa energia ao sistema. A empresa estima para 2001 uma perda de R$ 20 mi. (Canal Energia - 21.09.2001)

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O juiz da Quarta Vara da Justiça Federal de São Paulo, Aroldo José Washington, concedeu liminar impedindo a Eletropaulo de cortar o fornecimento de energia da residência de um consumidor paulista que teria ultrapassado a meta em 32 KWh. O consumidor alegou que o corte do serviço representaria o rompimento de um contrato. Argumentou, ainda, que o Código de Defesa do Consumidor (CDC) garante a manutenção de serviços essenciais. O magistrado acolheu os argumentos do consumidor e considerou que a pequena ultrapassagem da meta não configurou abuso e o monitoramento contínuo do relógio é impossível. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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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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Serão anunciados no dia 27.09.2001, o conselho diretor e os principais dirigentes da Companhia Piratininga de Força e Luz, criada a partir da cisão da Empresa Bandeirante de Energia. A nova concessionária energética do estado de São Paulo começará a operar no dia 1° de outubro de 2001. No dia seguinte à confirmação do presidente e dos diretores da companhia, acontecerão as assembléias de cisão da Bandeirante e de recepção dos ativos por parte da Piratininga. Com as operações, a portuguesa EDP Brasil se tornará acionista única da Bandeirante. (Canal Energia - 21.09.2001)

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As vendas de equipamentos de proteção e controle da Alstom para a Light, no período de abril a julho de 2001, chegaram ao valor de R$ 1 mi. Além da função de proteção de energia elétrica transmitida, os produtos, da família MiCOM, desempenham ainda a atividade de controle dos equipamentos da linha de transmissão, medição de tensão, potência e freqüência de energia. O maior contrato envolve a compra de 16 relés de proteção para sete subestações de 138 KV, que fazem parte do Projeto Anel da Ilha, com valor total de R$ 574 mil. Um outro contrato prevê o fornecimento de 11 conjuntos de proteção de distância para linha de transmissão de 138 KV no valor de cerca de R$ 500 mil. (Canal Energia - 20.09.2001)

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O aporte de US$ 550 mi pela EDF na Light melhorou significativamente o perfil de dívida da distribuidora fluminense, dada a diferença de custos entre o mútuo (empréstimo de companhia do mesmo grupo) e os créditos de curto prazo, da ordem de 4% anuais em dólar. Analistas e operadores, aparentemente, focaram-se na possibilidade desse mútuo ser integralmente convertido em ações da companhia, o que provocaria a diluição dos acionistas minoritários. (Jornal do Commercio - 24.09.2001)

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Apesar de verificar certa modernização na gestão de suas contas e algumas melhorias nos caixas, as empresas do setor de eletricidade preparam-se para amargar um de seus piores anos. As companhias calculam os estragos causados pelo racionamento e pela desvalorização do real frente ao dólar. A Chesf é um caso típico de projeções frustradas. "No início de 2001 tínhamos projeções excelentes e esperávamos alcançar o maior lucro de todos os tempos. Agora, poderemos chegar até a um prejuízo", lamenta Jaime Recena, chefe de gabinete da diretoria econômico-financeira da Chesf. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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Um grupo de 71 empresas brasileiras faturou mais de R$ 1 bilhão, cada uma, no ano 2000. Mas apenas 11 geraram lucros operacionais também bilionários. Elas são as líderes do ranking "As 200 empresas mais dinâmicas'" elaborado pelo Centro de Informações da Gazeta Mercantil a partir dos resultados financeiros de 8 mil empresas nacionais, entre sociedades anônimas e de capital limitado. Chesf, Furnas e Cemigsão, nesta ordem, as elétricas mais lucrativas em termos operacionais e os únicas que atingiram resultados superiores a R$ 1 bi no ano 2000. Os lucros operacionais foram calculados com base no Ebitda, indicador cada vez mais utilizado no mercado financeiro por exibir apenas os lucros provenientes das atividades relacionadas à operação e livres dos efeitos de despesas sem efeito imediato sobre o caixa, como as depreciações. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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A partir do dia 22.09.2001, a energia do MAE para os submercados incluídos no plano de racionamento do governo terá novos valores. Com a resolução n° 49, divulgada no dia 21.09.2001, pela GCE, os preços para o Sudeste/Centro-Oeste e Norte ficam em R$ 336,00/MWh, e no Nordeste, em R$ 562,15/MWh. Com a resolução, os preços nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e Norte registram uma queda de 103,57%, em relação aos R$ 684,00/MWh praticados até o dia 21.09.2001 para todos os submercados. No caso da região Nordeste, a queda foi de 21,67%. Até hoje, o preço da região Sul é de R$ 79,72/MWh. Segundo a GCE, os novos patamares de preços foram definidos para garantir a manutenção de um armazenamento mínimo de 10% nas regiões Sudeste/Centro-Oeste e de 5% no Nordeste. (Canal Energia - 21.09.2001)

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O preço da energia comercializada no leilão de excedentes da Bovespa/Asmae voltou a subir sensivelmente, com o MWh cotado no dia 21.09.2001 a R$ 164, ante o preço de R$ 155 de 20.09.2001. O mercado eletrônico de ofertas para sobras energéticas teve movimento de 1.000 MWh no dia 21.09.2001. Houve durante o período de ofertas um maior volume de propostas para compra do que para venda. Enquanto os compradores requisitaram 2.600 MWh, com os preços variando entre R$ 160 e R$ 185, os vendedores ofereceram 3.400 MWh, entre R$ 163 e R$ 200. (Gazeta Mercantil - 21.09.2001)

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A redução do preço do MWh comercializado no MAE, de R$ 684 para R$ 336, nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, e R$ 562,15 no Nordeste, reduzirá a atratividade dos investimentos em usinas termelétricas do tipo merchant, voltadas ao mercado livre. Executivos do setor também identificam na medida, anunciada no dia 21.09.2001, uma forma de pressionar para baixo os valores da energia que será contratada por meio de leilão de térmicas embarcadas previsto para 01.10.2001. A revisão dos preços foi determinada com a publicação, em 21.09.2001, no Diário Oficial da União, da resolução 49 da GCE. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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Embora o argumento para a redução dos valores da energia comercializada no MAE - de R$ 684 para R$ 336, nas regiões Sudeste e Centro-Oeste, e R$ 562,15 no Nordeste - tenha sido justificado pela reversão de expectativas com o cenário de escassez de energia, um executivo de uma companhia estrangeira questiona os critérios usados pelo governo para baixar o valor do MWh do MAE. "Se o governo estava disposto a pagar de bônus para a economia residencial R$ 1 para cada KWh economizado, ou seja, o equivalente a R$ 1 mil por MWh, por que jogar o preço da energia do MAE para cerca de R$ 300?", questiona ele, levando em conta no raciocínio a meta fixada para clientes com média de consumo acima de 100 KW. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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Para as distribuidoras, que contavam com a aplicação do Anexo 5 pelo preço mais alto, a medida de redução do preço de venda de energia do MAE não foi exatamente favorável. Além disso, algumas concessionárias de distribuição estavam com o consumo em sua área de concessão abaixo da meta de racionamento. Isso significa que havia sobra de energia que seria comercializada no MAE. Investidores que apostam na construção das termoelétricas "merchant", voltadas apenas para a comercialização no mercado atacadista, também não estão comemorando. Na redução do preço, a GCE levou em consideração os valores que estão sendo comercializados nos leilões da Bovespa, abaixo dos R$ 200 o MWh há um mês, segundo divulgado pelo BNDES. A mudança considerou ainda as condições hidrológicas atuais, mais favoráveis que o previsto. (Valor - 24.09.2001)

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Na terceira semana de setembro a taxa usada em negócios com prazo de um dia, para grandes empresas (Hot Money), ficou entre 2,13% e 4,76% mensais. As pequenas e médias empresas fecharam negócios entre 2,23% e 5,37% ao mês. Em relação ao desconto de duplicata, nos negócios de 31 dias para grandes empresas, a taxa oscilou de 2,03% a 2,80% ao mês. Para pequenas e médias, a faixa de flutuação foi de 2,76% a 4,40%. Nessa semana as grandes companhias obtiveram taxas entre 25,49% e 60,10% ao ano de capital de giro prefixado, enquanto as pequenas e médias arcaram com custo de 38,76% a 96,71%. A taxa vendor e compror oscilou de 24,31% a 42,58% ao ano para grandes empresas e de 30,30% a 47,64% ao ano para pequenas e médias. A Conta Garantida, nas operações de 31 dias para grandes companhias, o intervalo ficou entre 2,08% e 3,75% ao mês. Pequenas e médias empresas conseguiram taxas de 2,84% a 5,85% ao mês. Já o fator de compra, factoring, fechou a semana com a taxa média baixa em 4% e alta em 4,03% ao mês. Em relação à resolução 63, a taxa média ficou em 9% ao ano. Operações prefixadas com prazo de 24 meses - Leasing - tinham taxas médias de 2,88% para carros e de 3,07% ao mês para máquinas, equipamentos e informática. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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O dólar comercial começou a semana em baixa de 1,58%, a R$ 2,780 para compra e a R$ 2,790 para venda, após atingir na 'sexta-feira negra'', como foi chamada no mercado, novo recorde do Plano Real. Na sexta, dia 21, o BC vendeu R$ 2,981 bi em papéis cambiais em seis leilões consecutivos, mas não conseguiu saciar o apetite do mercado de câmbio e o dólar fechou com alta de 2,64%, a R$ 2,835 na venda, batendo mais um recorde histórico. Além das intervenções com títulos cambiais, o BC vendeu dólares à vista no mercado, mas o valor só será conhecido na próxima quarta. Com o movimento de sexta, a moeda encerrou a semana com alta acumulada de 5,4%, atingindo alta de 45,31% no ano. Há duas semanas, o dólar fechou cotado a R$ 2,690 na venda. Na máxima do dia na sexta a moeda chegou a R$ 2,840, com alta de 2,82%. (Folha de São Paulo - 24.09.2001)

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É a procura por cobertura frente à alta do dólar que realimenta a própria elevação da moeda. Desde 1º de agosto, o BC já colocou mais de US$ 5 bi em títulos, outros US$ 1,7 bi em moeda, mas a alta continua. O real é a moeda mais desvalorizada este ano, depois da lira turca. Não só as empresas que têm emissões em moeda estrangeira, com vencimento neste e no próximo ano, procuram defender-se fazendo hedge na BM&F ou comprando dólares ou títulos cambiais. As concessionárias de energia pagam em dólar pela compra de eletricidade de Itaipu, e vendem em reais. A fatura de US$ 2,3 bi anuais da binacional equivale, para as distribuidoras, a uma importação. (Jornal do Commercio - 24.09.2001)

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O mercado de câmbio abre hoje digerindo a bateria de seis leilões de papéis cambiais que o BC fez na sexta-feira, dia 21, até depois do final de um expediente em que o dólar avançou 2,9%, a maior valorização em dois meses e meio. Além dessas intervenções diretas, ele também sinalizou, na sexta à noite, estar disposto a diminuir a liquidez geral do sistema bancário, ao reinstituir o compulsório sobre depósitos a prazo. O BC jogou o equivalente a US$ 1,7 bi, ou R$ 4,75 bi em NBC-E em quatro leilões de R$ 300 mi cada, três pela manhã e um por volta das 16 horas, e mais dois, pesados, de R$ 1 bi e R$ 2,5 bi, depois das 16h30. Todos com vencimento em abril de 2001. Além disso, o Tesouro leiloou, pela manhã, R$ 450 mi em suas notas dolarizadas para 2004, do qual o mercado tomou apenas R$ 116,9 mi, a 12,50% ao ano.(Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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A Cemig decidiu ampliar o prazo até quarta-feira, dia 26, para que os investidores decidam se vão ou não pedir o pagamento antecipado, em 18 de novembro próximo, dos US$ 150 mi em bônus externos da empresa que têm vencimento final em novembro de 2004. Na sexta-feira, dia 21, a Cemig definiu o prêmio que será pago ao investidor que não exercer a opção: são US$ 95 por US$ 1.000 de valor de face do papel. Luiz Fernando Rolla, diretor financeiro e de relações com os investidores da Cemig disse que espera uma adesão de até 80% dos investidores. Rolla garantiu que os investidores que quiserem terão seu pagamento antecipado garantido. Segundo explicou, a Cemig já acertou com o UBS Warburg, líder da operação, uma alternativa. O UBS vai emitir títulos chamados de "credit linked notes" no mercado internacional. Os recursos obtidos com as "notes" serão usados para pagar os investidores que pedirem o resgate antecipado dos eurobônus da Cemig. Ao comprar os bônus dos investidores internacionais, o banco vai receber o prêmio de US$ 95 por US$ 1.000 que a Cemig se dispõe a pagar. (Valor - 24.09.2001)

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A usina AES Uruguaiana negocia com bancos um empréstimo para saldar a conta de gás de US$ 7 mi vencida em 31 de agosto. A quantia refere-se ao combustível comprado do fornecedor argentino em julho. A empresa do grupo norte-americano AES Corporation diz que não tem esse recurso em caixa devido a problemas na geração ocasionados por deficiência na linha de transmissão. O fornecedor argentino aceitará o pagamento até 30 dias depois do vencimento. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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Neste mês, o total de captações de empresas, bancos e governo brasileiros é próximo a zero. Até o dia 21, foram captados US$ 45 mi, queda de 99% com relação aos US$ 4,4 bi de agosto. O pior mês do ano havia sido fevereiro, com US$ 1,3 bi. Setembro deverá ser, de longe, recorde histórico de baixa. Mesmo os empréstimos externos, por enquanto, estão suspensos. Os bancos, à medida que se aproxima o final do ano fiscal, tendem a reduzir sua exposição a países emergentes, pois querem mostrar aos investidores balanços livres dos maiores riscos de crédito. Em um momento como o atual, a tendência sazonal se aprofunda. (Valor - 24.09.2001)

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O banco de investimentos Merrill Lynch informou hoje, dia 24, em seu relatório diário sobre mercados emergentes ter reduzido sua recomendação para o Brasil para ''underweight'' (abaixo do nível de risco do mercado), e a do México para ''marketweight'' (igual ao nível de risco do mercado). A Merrill fez uma recomendação neutra para a Turquia e a Colômbia, e manteve ''underweight'' para a Argentina. A classificação ''underweight'' significa, em outras palavras, que os investidores devem manter menos bônus em suas carteiras de investimentos. O relatório afirma que o Brasil ''é vulnerável à aversão de risco e à pressão de crédito''. (Folha de São Paulo - 24.09.2001)

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O crédito está ainda mais restrito desde as duas últimas semanas, o que fez com que os juros subissem e os bancos ficassem mais rigorosos na análise de risco dos empréstimos, principalmente de importadoras e até de exportadoras. Mas ainda há bastante procura por crédito, pois as empresas precisam se financiar seja no curto ou no longo prazo, para manter satisfatoriamente suas atividades. A situação pode se agravar com a decisão do BC de reestabelecer o recolhimento de compulsório nos depósitos a prazo dos bancos, anunciada na sexta-feira, dia 21, pois tira a liquidez dos bancos, faz com que a oferta de dinheiro no mercado diminua e, por conseqüência, pode servir de desculpa para elevar os 'spreads' bancários. Em duas semanas, as taxas de captação do Certificado de Depósito Bancários (CDB) - que dá o custo mínimo dos empréstimos - subiram 1,25 ponto percentual e, na sexta-feira, a média do mercado era de 21,55% ao ano. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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O BC decidiu restabelecer para 10% a alíquota de recolhimento de compulsório sobre depósitos a prazo, depois de um dia nervoso em que a cotação do dólar voltou a bater recorde. O compulsório estava em zero desde outubro de 1999. Com a decisão, o BC tenta frear a especulação no mercado futuro de dólares, que afeta sua cotação no mercado à vista. A medida irá retirar de circulação cerca de R$ 10 bi, segundo o diretor de Política Monetária do BC, Luiz Fernando Figueiredo. Ele evitou tecer maiores comentário sobre a mudanças, mas, para os especialistas do setor, a medida foi uma resposta direta à especulação contra o real na BM&F. Como o acordo firmado com o FMI proíbe a atuação do BC no mercado futuro, essa foi uma alternativa. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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Brasil e Bolívia têm agora uma regulamentação compatível para o livre acesso de terceiros à infra-estrutura de transporte dos gasodutos existentes nos dois países, para viabilizar a importação de gás natural boliviano para o Brasil por diferentes fornecedores. O acordo de cooperação foi assinado no dia 21.09.2001, pelo presidente da ANP, David Zylbersztajn, e pelo superintendente da Sirese, órgão regulador do setor de petróleo e gás boliviano, Carlos Miranda Pacheco. Segundo Zylbersztajn, o acordo entra imediatamente em vigor. (Agência Brasil - 21.09.2001)

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O presidente da ANP, David Zylbersztajn, afirmou que o acordo de cooperação firmado no dia 21.09.2001 com a Bolívia dá condições para ampliação do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), que é o principal projeto de integração econômica e energética entre os dois países, com 500 Km em território boliviano e 2.500 Km em território brasileiro. O acordo prevê a adoção de regulamentação compatível para o livre acesso de terceiros à infra-estrutura de transporte dos gasodutos existentes nos dois países, dando condições de importação do gás natural boliviano para o Brasil por diferentes fornecedores. A medida abrange áreas de atuação conjunta das instituições envolvidas, como intercâmbio de informações e experiência em regulamentação econômica e de segurança em matéria de hidrocarbonetos líquidos e gasosos. (Agência Brasil - 21.09.2001)

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Os candidatos a participar da ampliação do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) que apresentarem as melhores propostas à ANP deverão ter prioridade a investir - e garantir transporte de gás natural - também em lado boliviano, de acordo com o andamento das negociações entre ANP e a Sirese, reguladora daquele país. A Sirese assinou no dia 21.09.2001 contrato de cooperação para adoção de regulamentação compatível para o livre acesso de terceiros à infra-estrutura de transporte dos gasodutos existentes nos dois países. O objetivo é viabilizar a importação de gás natural por diferentes fornecedores, com a contratação de capacidade de transporte de gás no lado boliviano pelas empresas contempladas no processo de oferta de capacidade em território brasileiro. "Não quer dizer que vamos seguir as mesmas regras. O que vamos fazer é buscar mecanismos para harmonizar essas regras", ressalta, contudo, o superintendente da Sirese Carlos Miranda Pacheco. Já o presidente da ANP, David Zylberzstajn, afirma que o acordo com a Bolívia dá condições para que o projeto de expansão do Gasbol deslanche. (Gazeta Mercantil - 21.09.2001)

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As regras para expansão do Gasoduto Bolívia Brasil (Gasbol) e dos brasileiros devem ficar prontas em 15 dias. O superintendente de comercialização e movimentação de gás da ANP, José Cesário Cecchi, informou que envia no dia 21.09.2001 a versão final do manual à Transportadora Brasileira do Gasoduto (TBG) e à Transpetro, responsáveis pelos dutos, que terão até o dia 26.09.2001 para aprovarem o texto. O manual será publicado e distribuído às empresas interessadas em participar do aumento de capacidade instalada de transporte de gás atualmente em 30 milhões de metros cúbicos. (Gazeta Mercantil - 21.09.2001)

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A recente posse de Roberto Procópio Lima Neto na presidência da Inepar S.A. Indústria e Construção envolve uma grande reestruturação na companhia, mas o alvo continua o mesmo: energia. Assim, as mudanças não trarão alterações no projeto da usina termelétrica a carvão de Sepetiba, que prevê um investimento de R$ 2 bi, como informa a empresa. Nem mesmo a polêmica levantada por ambientalistas, contrários ao uso do carvão, deverão fazer a empresa recuar. A usina, que terá 1.320 MW de potência plena e 1.250 MW de potência líquida, vem recebendo críticas de ambientalistas. Em operação plena, a usina consumirá 3,5 milhões de toneladas de carvão/ano e 2,8 milhões de litros de água doce por hora para gerar cerca de 10 mil GWh por ano. O projeto, que também é desenvolvido pela estatal italiana Enelpower em conjunto com a Eletrobras, tem prazo de construção estimado em quatro a cinco anos. (Jornal do Commercio - 24.09.2001)

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O Instituto de Desenvolvimento e Meio Ambiente do Rio Grande do Norte (IDEMA/RN), concedeu licença prévia para a implantação da usina termelétrica do Vale do Assu, a Termoaçu, no município de Alto do Rodrigues, mais precisamente no distrito rural de São José, ocupando uma área total de 160 mil metros quadrados. A licença, que possui validade até 23 de julho de 2002, inclui a central com potência de 340 MW utilizando gás natural como combustível e co-geração de vapor, linha de transmissão em 230 KW, adutora e emissário de efluentes nos municípios de Alto do Rodrigues, Afonso Bezerra, Ipanguaçu e Assu. Tal fato é interpretado como vital para permitir a concretização do projeto térmico e agilizar o seu cronograma. (Mossoroense - 24.09.2001)

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A usina AES Uruguaiana diz que não tem recursos em caixa para saldar suas dívidas devido a problemas na geração ocasionados por deficiência na linha de transmissão. A térmica foi construída para produzir 600 MW. A diferença de 100 MW seria negociada pela empresa no mercado livre por preços melhores e representaria 15% do faturamento global. Segundo a empresa, a termelétrica não funciona a plena carga porque a linha de transmissão não suporta a passagem de 600 MW. A empresa tenta negociar com o governo a perda de receita durante o período no qual não opera a plena capacidade. 'Deixamos de produzir, mas por problemas externos', afirma o gerente da usina. (Gazeta Mercantil - 24.09.2001)

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A Espanha propõe-se a gastar em energias renováveis, até 2006, mais de US$ 9 mi. Este foi o plano ambicioso apresentado pelo governo epsanhol e que visa tirar o maior partido possível dos fundos estruturais comunitários, como forma de alcançar a meta imposta pela Comissão Européia. A prioridade do governo espanhol irá para a biomassa, eólica, hidráulica, solar e resíduos sólidos urbanos. Cumprir estes objetivos não é tarefa fácil, até porque existem vários «lobbies» que se opõem a esta estratégia. Na passada semana, a entidade patronal do setor elétrico espanhol Unesa exigiu uma descida das tarifas das energias renováveis. Segundo a Unesa, as renováveis cobraram, em 2001, US$ 2 mil a mais do que lhes é devido, argumentando que esta situação está a ser facilitada pelo governo português que pretende, a todo o custo, recuperar o atraso de Espanha nesta área de negócio. (Diário Econômico – 24.09.2001)

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As limitações de crescimento do mercado interno português fazem com que muitos investidores estejam de olhos postos no Brasil. É o caso da Enernova, da Enersis e da Galpower. As suas atenções focalizam-se sobretudo no setor eólico e solar. Os analistas brasileiros acreditam que estas áreas podem gerar até mil 4 MW, num espaço de três anos. Os empreendimentos hidroelétricos são também cobiçados. A Enersis quer alargar a sua internacionalização às terras brasileiras num futuro próximo. Em estudo está um conjunto de pequenas centrais hídricas, com 20 MW, em Minas Gerais. Já a Galpower pretende posicionar-se no Brasil através do segmento de aquecimento de águas domésticas e de instalações terciárias. Mais reservada é a Enernova, do grupo EDP. Já presente no Brasil no setor da produção e distribuição de electricidade, o grupo elétrico está estudando as potencialidades deste novo mercado no domínio hídrico e eólico. (Diário Econômico – 24.09.2001)

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O Governo português pretende apresentar em pacote um conjunto de medidas para cumprir os objetivos impostos pela Comissão Européia para as energias renováveis. O pacote está avaliado em cerca de US$ 2,3 mi. Portugal não possui até hoje um plano estratégico consistente para as energias renováveis. Existe apenas a consciência política de que é preciso cumprir as metas impostas por Bruxelas, até 2010. A falta de planejamento é particularmente visível na energia eólica, um dos negócios que tem sido encarado com mais atratividade pelos investidores. Segundo a Associação Portuguesa de Promotores Independentes de Energia seria necessária a construção de mais de 2.450 MW, repartidos por diversas fontes de energias renováveis, para atingir a meta estabelecida pela Comissão. (Diário Econômico – 24.09.2001)

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A portuguesa Enersis prevê investir, em 2001, até US$ 500 mil no setor de energia renováveis, um valor que poderá disparar até US$ 1,8 mi, até 2003. Serão instalados de 200 a 250 MW, a sua grande maioria em parques eólicos. A construção dará à Enersis a liderança dos produtores independentes de energia elétrica, a partir de origens renováveis. Constituída em 1988, a Enersis começou por apostar nos empreendimentos mini-hídricos. A empresa possui 60 MW na área. Devido ao congelamento, até data recente, de projetos mini-hídricos por decisão governamental, a Enersis espera agora autorização para desenvolver os seus empreendimentos com potências na ordem dos 5 a 10 MW. Em 2000, a Enersis faturou US$ 14,2 mi. Cerca de 36,1% a mais do que em 1999. (Diário Econômico – 24.09.2001)

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O governo da província argentina de Córdoba adiou mais uma vez o processo de privatização elétrica Epec, fixando em 30.10.2001 a nova data de abertura das propostas técnicas. Segundo a província, esse novo adiamento se deveu aos atentados terroristas nos EUA e ao aumento do risco por causa da instabilidade econômica nacional. A abertura das propostas estava programada para ocorrer dia 20.09.2001, depois dos adiamentos a pedido dos interessados, que alegaram dificuldades em nível de garantias financeiras devido à situação econômica da Argentina. Os meios de comunicação locais afirmam que somente AES, Fenosa e Tractebel continuam na disputa. Com essa nova prorrogação, também se adia a privatização da distribuidora Epesf, da província de Santa Fe, pois os dois processos estão vinculados por acordo dos governadores de ambas as províncias. (Business News Americas – 21.09.2001)

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A Enernova, atualmente com 40 MW de potência instalada em parques eólicos e mais 10 MW na área da biomassa, tem em vista novos investimentos avaliados em US$ 800 mil, o equivalente a 86 MW. O presidente desta filial do grupo EDP, Simões dos Reis, diz-se com capacidade para fazer mais projetos, mas queixa-se que não há pontos de interligação à rede elétrica disponíveis. Ele relembra que há um estrangulamento de processos na Direção Geral de Energia, porque estão atribuídos 700 MW de ligações para novos parques eólicos e 300 MW para centrais mini-hídricas. Ele afirma que a meta de 39% de produção de energia elétrica a partir de fontes renováveis, em 2010, exigida pela Comissão Européia «é extremamente difícil de cumprir e só é exequível se houver colaboração das autarquias em relação às implantações locais dos empreendimentos». (Diário Econômico – 24.09.2001)

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A Duke Energy, a terceira maior elétrica dos EUA, anunciou que vai adquirir a Westcoast Energy of Canada por US$ 3.5 bi. A empresa afirmou que a compra a ajudará a expandir seu setor de gás natural, já que a WestCoast atua em áreas de exploração, processamento, transmissão e armazenamento do combustível. O negócio deve ser fechado até o final de março de 2002. Se o negócio for fechado, a Duke assumirá também US$ 5 bi em dívidas da WestCoast. O acordo também prevê a entrada do CEO da Westcoast, Michael Phelps, para a diretoria da Duke. (Financial Times – 21.09.2001)

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A AES, controladora da elétrica chilena Gener, estendeu novamente o prazo da sua oferta para adquirir a dívida em bônus da chilena Edelnor, de propriedade da Mirant Corp. até o dia 04.10.2001. A aceitação da oferta, de US$ 375 por US$ 1.000 devidos pela Edelnor, colocaria o controle da geradora chilena nas mãos da AES. A estensão da oferta bate diretamente de frente com a oferta apresentada pela Electroandina, empresa controlada pela Tractebel, há uma semana que havia sido de US$ 380 por cara US$ 1.000 devido pela geradora chilena. Segundo fontes da empresa, as dívidas da Edelnor chegam a US$ 340 mi. (Estratégia – 21.09.2001)

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Segundo fontes do setor, a falta de uma legislação forte para o setor elétrico peruano tem freado por completo o desenvolvimento do setor do Peru. A atual legislação do país para o setor data de 1968 e já se tornou totalmente obsoleta. Já faz cinco anos que projetos para a nova regulamentação do setor vêm sendo apresentados, mas até agora nada foi feito. Só com os três primeiros projetos apresentados, o governo paraguaio já gastou cerca de US$ 1 mi. O BID já prometeu fornecer ao país um empréstimo não reembolsável de US$ 700 mil para que o governo peruano possa fazer as mudanças necessárias na legislação. (Sica News – 24.09.2001)

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O processo de privatização do setor elétrico dominicano deve terminar logo que se elimine a mediação do governo da República Dominicana no fechamento dos contratos entre as geradoras e as comercializadoras de energia. Segundo os acordos, que permitirão que as geradoras vendam seu produto diretamente às empresas comercializadoras, as elétricas Unión Fenosa e a AES ficarão responsáveis pela comercialização da energia no país. Os novos acordos diminuirão os preços pelos quais as geradoras vendem a eletricidades para as comercializadoras, hoje considerados os mais altos da América Latina. A eletricidade é um dos principais problemas da República Dominicana, que enfrentam hoje apagões praticamente diários por toda a extensão do país. (Sica News – 24.09.2001)

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