A privatização de Furnas Centrais Elétricas, planejada pelo governo há pelo menos quatro anos e com modelo definido desde março último, ficará a cargo do sucessor do presidente Fernando Henrique Cardoso. Segundo o presidente do BNDES, Francisco Gros, as dúvidas sobre a economia mundial e a crise de energia no Brasil criam incertezas nos investidores. Mas se esse quadro melhorar em 2002, não haverá tempo hábil de fazer a venda. A reestruturação de Furnas - desligamento da holding Eletrobrás, divisão de seus ativos entre geração e transmissão, mudança de padrões contábeis -está paralisada e "pode consumir todo o ano que vem (2002)." O presidente Fernando Henrique disse, recentemente, que privatizaria Furnas em 2002. (Gazeta Mercantil - 14.11.2001)

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Numa decisão inesperada para o governo estadual, o presidente do Tribunal Regional Federal (TRF) da 1ª Região, Tourinho Neto, negou, no dia 14.11.2001, o pedido de suspensão da liminar que paralisou o processo de privatização da Celg desde 18.10.2001. Previsto para o próximo dia 22, o leilão de venda da distribuidora havia sido adiado na semana passada (05.11.2001 a 09.11.2001) e continua ainda com data indefinida. Tourinho Neto manteve a liminar concedida pelo juiz substituto Carlos Eduardo Castro Martins, da 5ª Vara da Justiça Federal do Distrito Federal, em ação civil pública movida pelo Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas de Goiás (Stiueg) contra o edital de concorrência para contratação das consultorias que fizeram a avaliação e modelagem da venda da estatal. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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A venda em 2002 da Chesf, também controlada pela Eletrobrás, é ainda mais complicada que a de Furnas. "Não há nenhuma posição do governo sobre o modelo a adotar e é prematuro pensar que o mesmo modelo de Furnas valeria para a Chesf. É um projeto menos maduro". O mesmo vale para a Eletronorte, também debaixo do guarda-chuva da Eletrobrás. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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Segundo o presidente do BNDES, Francisco Gros, o segmento de transmissão de energia, hoje 100% estatal, não deve ser privatizado. "Existe um razoável consenso no governo de que é função do Estado fornecer a transmissão. É um setor de rentabilidade fixa e pouco intensivo no uso da mão de obra, não deve ser competitivo". (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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As distribuidoras de energia elétrica terão até o dia 31.12.2001 para complementar a reclassificação tarifária das unidades consumidoras localizadas nas áreas rurais e que, atualmente, não têm o benefício das tarifas da classe rural. Segundo a Agência, o prazo final para a reclassificação era 29 de maio passado, mas como algumas empresas tiveram dificuldades para realizar o trabalho, a Aneel decidiu prorrogar o período de reclassificação para 31 de dezembro. Até o momento, 40 distribuidoras informaram os resultados desses procedimentos, sendo que 106.276 unidades consumidoras já foram beneficiadas com a reclassificação para a classe Rural. (Agência Brasil - 16.11.2001)

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O financiamento que o BNDES concederá às distribuidoras de energia para atenuar o desequilíbrio de caixa provocado pelo racionamento deve ficar em R$ 2,96 bi. O financiamento representa 80% das perdas, mas discute-se aumentar para 90% esse percentual, o que elevaria o volume de empréstimo para R$ 3,3 bi. A compensação das perdas será feita por reajuste tarifário que valerá por três anos e deve ser da ordem de 6% -o percentual já refletiria todos os impactos tarifários do racionamento, incluindo também energia emergencial e o reajuste que deve ser concedido às geradoras. Se as perdas fossem recuperadas apenas pelas tarifas, o governo teria que autorizar reajuste de cerca de 18% de uma só vez. Para tornar menos indigesto o preço a ser pago pelo consumidor, decidiu-se pela concessão do financiamento entre 80% e 90% das perdas e pelo reajuste tarifário. O aumento, que valerá a partir de 2002, constará dos contratos como uma rubrica especial e será retirado das tarifas em 2004. (Valor - 16.11.2001)

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O valor oficial de R$ 3,7 bi correspondente as perdas das distribuidoras significa 10% da receita bruta das empresas, que reclamavam inicialmente prejuízos de R$ 6 bi. O volume significa basicamente a queda de faturamento resultante do menor consumo de energia imposto pelo racionamento e os gastos que as empresas terão com a aquisição da chamada energia nova. Dos dados iniciais apresentados pelas empresas, tentou-se retirar efeitos que não tenham sido reflexo direto do racionamento, como os vinculados à Argentina e aos atentados de setembro. O acordo definitivo com o setor depende ainda de acertar os detalhes para repor as perdas das geradoras. Os pleitos de distribuidores e geradores são diferentes, mas a solução deve vir em conjunto pois disso depende o valor do reajuste tarifário e o esperado fim da polêmica em torno da aplicação do anexo 5. O governo espera e as empresas admitem que o financiamento e o reajuste encerram essa discussão. O acordo entre as partes deve conter cláusula específica com essa garantia. (Valor - 16.11.2001)

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Em novembro, todas as regiões submetidas ao racionamento estão abaixo da meta de redução do consumo, de acordo com levantamento feito pelo ONS, até 13.11.2001. A pior situação é a do Nordeste, cuja economia foi de apenas 13,4%. O Sudeste e o Centro-Oeste economizaram 17,1% e o Norte, 19,2%. As quatro regiões não estão cumprindo a meta desde agosto. (Jornal do Commercio - 16.11.2001)

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O nível dos reservatórios continua baixo em novembro, mas a capacidade de armazenamento de água ainda está acima do nível que indica risco. Os reservatórios do Sudeste e do Centro-Oeste estão com 20,74% da capacidade total. No Nordeste, a capacidade é de 7,48%. Segundo informações da GCE, até o dia 13, a vazão afluente nos reservatórios que atendem o Nordeste foi uma das piores da história do Rio São Francisco nos últimos 70 anos. Isso contribuiu para reduzir ainda mais o nível de Sobradinho e Três Marias, as duas principais reservas hidrológicas para a geração de energia na região. No Norte, a capacidade de armazenamento até o dia 13 era de 28,8%. No Sul, os reservatórios estão com 92,13% da capacidade, mas a região está fora do racionamento de energia. (Jornal do Commercio - 16.11.2001)

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A economia de energia acumulada este mês no Nordeste está em 13,4%. Segundo dados do ONS, o nível dos reservatórios da região continua caindo e as chuvas também diminuíram. A expectativa da GCE é que a redução de consumo nos próximos quatro dias ajude a estabilizar esse quadro. Além do feriado da Proclamação da República e do fim de semana, quando o consumo é sempre menor, as usinas da região vão contar com uma folga devido ao feriado programado para esta sexta-feira. De acordo com a GCE, o feriado vai valer para todos os Estados da região, exceto Maranhão e Bahia. O primeiro é abastecido pelo sistema elétrico do Norte e o segundo trocou o feriado por outra data (Dia de Finados, 2 de novembro). O resultado obtido após o feriado será analisado na próxima terça-feira pela GCE, quando será anunciado o novo plano de racionamento. A expectativa é de que o racionamento seja suspenso no Norte e reduzido no Sudeste/Centro-Oeste, de 20% para 10% ou 5%. (Gazeta de Alagoas - 16.11.2001)

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Até a última quarta-feira, o reservatório da usina de Sobradinho, na Bahia, estava com 5,08% de sua capacidade, um dos menores índices registrados desde o início de sua operação em 1976. Com aproximadamente 1,42 bilhão de metros cúbicos de água, o volume atual do reservatório está muito aquém de sua capacidade de armazenamento, 34 bilhões de metros cúbicos, e do necessário à geração de energia no Nordeste, 28 bilhões de metros cúbicos. A próxima leitura do nível de água de Sobradinho será realizada na manhã de hoje, dia em que o ONS divulgará o índice de economia de energia obtida pelo Nordeste no feriado de ontem. O chefe do gabinete da Diretoria de Operação da Chesf, Roberto Pordeus, diz que o reservatório está 2% acima da curva-guia, ou seja do limite mínimo de água permitido. Segundo ele, se não fossem as chuvas recentes na cabeceira do Rio São Francisco, em Minas Gerais, Sobradinho já estaria com o pior volume de água, com apenas 3,8% de sua capacidade. (Correio da Bahia - 16.11.2001)

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Não há riscos de apagão, neste verão, nas regiões Sudeste e Centro-Oeste. A afirmação é do professor Adilson de Oliveira, coordenador do Grupo de Crise Energética da Firjan. Segundo Oliveira, as chuvas que caíram nos últimos dois meses, a conscientização da população da necessidade de economizar energia e a redução do crescimento econômico foram fundamentais para a conclusão da pesquisa. O professor disse ainda que é possível tanto o Sudeste quanto o Centro-Oeste estarem livres do racionamento a partir de abril de 2002, desde que o nível dos reservatórios fique 75% acima da média histórica mensal e que o cronograma de obras para a construção de novas usinas térmicas e hidrelétricas, com investimentos privados, seja cumprido. Outra questão que poderá por fim ao racionamento, continua Oliveira, é o funcionamento do MAE. "Temos certeza de que o racionamento pode ser abolido se o governo agilizar o serviço. O governo também precisa cumprir o calendário de obras das termelétricas e é preciso haver mais investimento no setor", diz. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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A Comissão de Energia da Firjan sugere que o racionamento energético seja amenizado até abril, dos atuais 20% para 5%, sendo possivelmente descartado a partir de maio de 2002. O coordenador da comissão, Adilson de Oliveira, alertou, entretanto, que essas sugestões só deverão ser levadas em conta pelo Governo caso todo o cronograma de obras de geração e distribuição seja mantido e seja boa a situação hidrológica. A Firjan sugere também que seja elevado o volume mínimo de consumo para as residências e seja permitido o aumento de carga nos casos de expansão da capacidade produtiva das indústrias. (Jornal do Commercio - 16.11.2001)

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A GCE acatou o pedido dos lojistas baianos e cancelou o feriado do dia 16.11.2001 no estado. Ao assinar a Resolução do cancelamento, o ministro Pedro Parente, presidente da CGCE, levou em conta o fato de a Bahia ter cumprido o feriado de Finados no dia 2 de novembro, ao contrário dos outros estados da região Nordeste. A Secretaria Estadual de Administração determinou que escolas, postos de saúde e todas as repartições do estado funcionem normalmente. Também os bancos abrirão, assim como o comércio. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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O secretário de Energia, Indústria Naval e Petróleo do Estado do Rio, Wagner Victer, avalia que, se o Governo reduzir as cotas de racionamento de energia de 20% para 5% sem alterar os meses-base de cálculo de consumo, bairros e municípios fluminense serão seriamente prejudicados. Segundo ele, o problema poderá gerar "um verdadeiro caos na economia do Estado". "As metas da primeira fase do racionamento foram calculadas com base nos meses de maio, junho e julho de 2000, época em que as temperaturas no Estado são extremamente mais amenas, portanto tornando tais patamares comparativos inadequados para o período de verão", afirmou o secretário. Victer defende que os meses-base sejam revisados para os meses equivalentes do ano anterior ao novo período de racionamento, levando em conta os meses de dezembro, janeiro e fevereiro. (Jornal do Commercio - 16.11.2001)

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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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Furnas Centrais Elétricas registrou, de janeiro a setembro de 2001, um lucro líquido de R$ 519 mi, superior em 16,6% ao contabilizado em 2000, de R$ 445 mi. O resultado, recorde na história da empresa, esteve muito próximo do que foi obtido em todo o ano 2000, de R$ 540 mi. O lucro de Furnas nos nove primeiros meses de 2001 deveu-se, sobretudo, à estratégia comercial da empresa que compra e vende energia no MAE, segundo informou Paulo Roberto Queiroz, superintendente de contabilidade e controle da empresa. Também contribuiu o fato de Furnas ter um nível baixo de endividamento, informou ele. Além disso, de acordo com as demonstrações financeiras divulgadas no dia 09.11.2001, de janeiro a setembro, Furnas registrou uma queda de 5,8% no mercado de energia na sua área de atuação, devido ao racionamento. Por outro lado, obteve reajuste médio tarifário 9,87% superior ao do mesmo período de 2000. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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A venda de energia excedente de Angra II e da hidroelétrica de Manso, no MAE, favoreceu o caixa de Furnas em pleno racionamento de energia. Contabilizando as vendas no MAE, que ainda não foram liquidadas, a companhia estima um lucro recorde de R$ 800 mi no ano. O maior impacto do racionamento sobre as contas de Furnas foi no mercado de energia. A queda de 20% no volume de energia contratada com as distribuidoras resultou em uma redução da ordem R$ 50 mi mensais na receita a partir do início do racionamento. Mas, até setembro, Furnas registrou um dos maiores lucros de sua história, de R$ 518,7 mi, 16,6% a mais que os R$ 445 mi do mesmo período de 2000. O Ebitda atingiu R$ 1,3 bi. O resultado isolado do terceiro trimestre revela que, neste período, houve melhor performance de Furnas que no restante do ano. Seu faturamento no período foi de R$ 2,6 bi e o lucro líquido, de R$ 277 mi. (Valor - 16.11.2001)

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O pior resultado dentre as elétricas no terceiro trimestre foi o apresentado pela Cesp Paraná. Altamente endividada em dólar e registrando perdas no MAE, a companhia amargou prejuízo líquido de R$ 766 mi apenas no terceiro trimestre, nove vezes superior à perda de R$ 84,7 mi contabilizada no mesmo período de 2000. Nos nove primeiros meses de 2001, a Cesp teve prejuízo de R$ 1,4 bi - mais de dez vezes a perda de R$ 131,4 mi registrada no mesmo período de 2000. Com o racionamento de energia, a receita líquida da geradora paulista caiu 6,4% e somou R$ 350,2 mi. Também foi fortemente impactada pela alta do dólar a distribuidora carioca Light, que viu seu prejuízo aumentar em 445,8% no terceiro trimestre. A empresa tem um endividamento superior a US$ 2 bi e registrou R$ 932,9 mi em despesas financeiras líquidas, três vezes mais que em igual período de 2000. (Valor - 16.11.2001)

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Em seu balanço, a Eletropaulo, controlada pelo grupo americano AES, registrou receita de R$ 302 mi no terceiro trimestre com o Anexo 5, e apurou lucro líquido de R$ 29,3 mi no período. O resultado, no entanto, é 71,6% menor do que o ganho de R$ 103,2 mi contabilizado no mesmo período de 2000, refletindo o impacto do racionamento e da alta do dólar. No acumulado de 2001, a Eletropaulo obteve um prejuízo líquido de R$ 13,9 mi, bem diferente do lucro de R$ 207,8 mi apurado no mesmo período de 2000. "A contabilização do Anexo 5 amenizou o impacto negativo, mas a bomba acabará explodindo nos quarto trimestre", disse o gerente de análise da Sudameris Corretora, Marcos Severine. (Valor - 16.11.2001)

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A distribuidora mineira Cataguazes-Leopoldina reverteu o prejuízo de R$ 1,5 mi, entre julho e setembro de 2000, em um lucro de R$ 4,2 mi no terceiro trimestre de 2001. O resultado surgiu da aplicação do Anexo 5 e das vendas no MAE, onde a ela obteve receita de R$ 84,9 mi no período e acumula saldo positivo de R$ 123 mi no ano. Nos nove primeiros meses de 2001, a Cataguazes lucrou R$ 431 mil. (Valor - 16.11.2001)

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A Coelce está emitindo R$ 150 mi em notas promissórias. Ao todo, serão emitidas 300 notas, com valor unitário de R$ 500 mil. A forma de pagamento somente será feita à vista e tem prazo de vencimento de 60 a 180 dias a contar da data de subscrição das notas. (Canal Energia - 14.11.2001)

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Com a emissão de R$ 150 mi em notas promissórias, a espera rolar a dívida em Commercial Paper no valor de R$ 85 mi, que venceu em maio de 2001. Os R$ 65 mi restantes deverão servir de complemento ao plano de investimentos da empresa, que, para 2001, está em torno de R$ 205 mi. "Além disso, contamos com recursos próprios da companhia e outras operações no mercado de longo prazo", comenta. Segundo o diretor, até 2003, a empresa pretende investir cerca de R$ 600 mi na expansão e melhoria do sistema. "Estaremos priorizando a construção e ampliação de subestações, além de construir novas linhas de transmissão", diz. (Canal Energia - 14.11.2001)

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Segundo Alexandre Wendling, gerente da área de energia do BNDES, até o momento 21 usinas sucroalcooleiras formalizaram no banco pedido de financiamento de projetos de co-geração a partir do bagaço da cana. "No total, essas usinas deverão investir R$ 660 mi para co-gerar 622 MW de potência", disse. O BNDES, segundo ele, está preparado para financiar, até 2004, projetos no valor total de até R$ 4 bi, que envolve a co-geração de 4 mil MW, o potencial estimado de co-geração a partir do bagaço da cana a médio prazo no País. "O número de consultas de financiamento do setor sucroalcooleiro é enorme." Wendling informou que, dos 21 pedidos formalizados, há cinco operações entre aprovadas e contratadas, que envolvem R$ 220 mi e 173 MW. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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O BNDES começa a liberar na próxima semana - de 19.11.2001 a 23.11.2001 - recursos para o projeto de co-geração de energia da Usina Cerradinho Açúcar e Álcool S.A., de Catanduva, no interior paulista. Trata-se da primeira usina do País a receber dinheiro do banco para investir na co-geração a partir do bagaço da cana-de-açúcar, no âmbito do programa de apoio do BNDES criado especialmente para o setor sucroalcooleiro. "A licença ambiental foi o grande problema para conseguirmos a liberação dos recursos", disse José Fernandes Rio, diretor administrativo-financeiro da Usina Cerradinho. A empresa está investindo R$ 22,2 mi para co-gerar, a partir de 2002, 29 MW de potência. O BNDES financiará 80% do valor do investimento, com prazo de 12 anos, com juros anuais de TJLP mais 1% de spread básico e 2,5% de spread do agente financeiro. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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As dificuldades encontradas pelas usinas sucroalcooleiras para a aprovação ambiental dos projetos de co-geração tem sido o principal fator de atraso na liberação dos recursos pelo BNDES. Segundo Alexandre Wendling, gerente da área de energia do BNDES, "a liberação efetiva do dinheiro (para projetos de co-geração a partir do bagaço da cana), por força de lei, só pode sair depois da aprovação ambiental do projeto". "Não queremos que as exigências ambientais sejam reduzidas, mas esperávamos que as aprovações fossem mais rápidas", disse o gerente do BNDES. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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O dólar e o racionamento pressionaram os resultados das companhias elétricas para baixo, mas os prejuízos foram amenizados porque as distribuidoras continuaram a contabilizar a receita do Anexo 5 e da venda no MAE. O diferimento da variação cambial, medida contábil que também diminuiria os prejuízos das companhias, não foi adotado. No próximo relatório trimestral as companhias não poderão mais contabilizar o Anexo 5, caso aceitem o financiamento que está sendo costurado com o governo federal e o BNDES. Nas geradoras, a não-contabilização do Anexo 5 terá um efeito inverso, já que elas são as grandes prejudicadas com a sua aplicação. Caso não tenha de aplicar no balanço as perdas com o Anexo 5, a AES Tietê reverterá o prejuízo acumulado no ano de R$ 84,6 mi para um pequeno lucro, segundo Severine. A AES Tietê amargou prejuízo de R$ 88 mi no terceiro trimestre, substancialmente maior do que a perda de R$ 1,9 mi registrada em igual período de 2000. (Valor - 16.11.2001)

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O balanço financeiro da Companhia Siderúrgica Nacional (CSN), referente aos nove primeiros meses de 2001, registra uma receita líquida consolidada de R$ 2,9 bi e lucro líquido de R$ 426 mi. Um dos fatores que mais contribuíram para esse desempenho foi a venda de energia elétrica, efetuada pela subsidiária CSN Energia, no MAE. A receita com a venda de energia atingiu a marca de R$ 390 mi. O menor consumo da Usina Presidente Vargas, em Volta Redonda, e o pleno funcionamento da hidrelétrica de Itá, segundo o balanço da empresa, proporcionaram uma maior venda de excedente de energia. (Canal Energia - 14.11.2001)

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O leilão de energia excedente operado pela Bovespa, em parceria com a Administradora de Serviços do MAE (Asmae), encerrou o dia 14.11.2001 com a comercialização de 500 MWh, ao preço de R$ 80,50 o MWh. O valor negociado atingiu R$ 40.250,00. (Gazeta Mercantil - 14.11.2001)

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O hotel Renaissance, de São Paulo, será o primeiro empreendimento do gênero no país a vender no MAE os excedentes geradoras em sua central termelétrica. A Funcef - fundo de pensão dos funcionários da Caixa Econômica Federal, proprietária do hotel - também obteve autorização da Aneel para negociar as sobras de energia do hotel Blue Tree, de Angra dos Reis. A comercialização será feita pela Newmar Energia, empresa responsável pela implantação, operação e gerenciamento das plantas geradoras dos dois hotéis. Funcef e Newmar também negociam a formação de uma empresa para atuar no segmento, com participação do International Finance Corporation (IFC) - braço do Banco Mundial para financiamento ao setor privado. A Newmar já tem 76 projetos, orçados em US$ 70 mi. (Valor - 16.11.20010

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Estudo preparado pela Departamento de Fiscalização do Banco Central (BC) mostra que a exposição líquida dos bancos em moeda estrangeira teve considerável queda em outubro, passando de algo próximo a R$ 25 bi para cerca de R$ 15 bi. A informação foi confirmada no dia 14.11.2001 pela assessoria de imprensa do BC. Essa redução mostra o impacto das restrições adotadas em setembro para reduzir o grau de alavancagem das instituições financeiras em câmbio. No mês de setembro, devido à volatilidade da taxa de câmbio, o Conselho Monetário Nacional (CMN) decidiu exigir dos bancos mais patrimônio para fazer frente às operações com câmbio e ouro. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001 )

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As reservas internacionais subiram US$ 2,325 bi no dia 14.11.2001, com o pré-pagamento de débitos devidos pela Polônia ao Brasil (as chamadas "polonetas"). No dia do fechamento do acordo com a Polônia, em 29 de outubro de 2001, a dívida totalizava US$ 2,457 bi. Com entrada desses recursos, o volume passou de US$ US$ 36,447 bi para US$ 38,772 bi. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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A sobretaxa de risco argentino permaneceu, no dia 15.11.2001, acima dos 2.650 pontos básicos, apesar de o presidente Fernando de la Rúa ter fechado o acordo de redistribuição de receitas com as quatro maiores províncias. A pressão vendedora dos bônus diminuiu no final da tarde, quando o secretário do Tesouro dos Estados Unidos, Paul O´Neill, disse que a situação da Argentina é "bastante alentadora." O diretor-gerente do FMI, Horst Köhler, afirmou que a Argentina deve chegar a um "acordo global' com os credores internacionais. O presidente do Banco Central, Roque Maccarone, disse que a política de atrelar o peso ao dólar deve ser revista assim que o país resolver seus problemas econômicos. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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O Programa Prioritário das Termelétricas (PPT), no qual o governo aposta para aumentar a oferta de energia nos próximos anos, está em um novo impasse que pode atrasar os investimentos e a instalação das novas usinas. A Associação dos Produtores Independentes de Energia (Apine), com 39 grupos econômicos, alega que seus associados não têm como suportar a carga tributária proveniente do repasse do ICMS sobre o gás importado recolhido no Mato Grosso do Sul, a porta de entrada no País do gasoduto Brasil-Bolívia. ''Os produtores independentes não podem arcar com esse ônus sob pena de tornarem-se menos competitivos'', escreveu o presidente da Apine, Eric Westberg, em carta ao presidente da GCE, Pedro Parente. As usinas instaladas no Rio de Janeiro, por exemplo, terão custo 7% menor do que as paulistas, pois utilizam o gás produzido na Bacia de Campos, que não sofre incidência desse imposto. A GCE está discutindo a questão e estuda uma maneira de mudar a forma de cobrança do ICMS por parte da Petrobras. Outro ponto em pauta é a eliminação do imposto estadual sobre o gás e o livre acesso ao gasoduto Brasil-Bolívia. (O Povo - 16.11.2001)

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A Petrobras tem planos de construir um novo gasoduto para escoar o gás de sua maior reserva descoberta no mar, os campos de Cangoá e Peroá, no litoral norte capixaba, com 16,5 bilhões de m³. O investimento gira em torno de US$ 30 mi. Enquanto a obra não sai do papel, a estatal alugou uma estação de compressores que permitirá a ampliação da oferta atual para 1,4 milhão até o fim de 2001 ou no mais tardar fevereiro de 2002. Os planos da BR para 2005 são de investir perto de R$ 30 mi, mas esse orçamento ainda depende de aprovação e de uma maior oferta de gás. (Gazeta Mercantil - RJ - 16.11.2001)

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De acordo com Carlos Eduardo Machado Paletta, engenheiro mecânico do Centro Nacional de Referência em Biomassa (Cenbio), o Brasil tem um potencial estimado para gerar energia através da biomassa da ordem de 5.261 MW. Os dados são relativos à safra 2000/01 que resultou em 254,3 Mi de ton de cana-de-açúcar. Cerca de 28% deste volume resultou em bagaço com 50% de umidade. A água no processo não tem nenhum valor comercial. "O setor sucroalcoleiro tem uma capacidade instalada para consumo próprio de 1.541 MW. As usinas comercializam apenas a energia excedente que é de 132 MW. Estas empresas hoje utilizam a biomassa para serem auto-suficientes na área de energia, aumentando sua competitividade. Mas para isso é necessário uma biomassa com todos seus componentes". (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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Para Carlos Eduardo Machado Paletta, engenheiro mecânico do Cenbio, a geração de energia a partir do óleo extraído da cana pode não ser vantajosa. "Será que depois da extração do óleo a produção de energia para as usinas não será prejudicada", questiona Paletta. Como exemplo ele cita o próprio estado de Pernambuco. Ali, na safra 2000/01 as 13,4 Mi de ton de cana-de-açúcar que foram moídas resultaram na produção de 2,2 Mi de ton de bagaço. Cerca de 80% deste total foram queimados pelas próprias usinas para a produção própria de energia. A solução, neste caso seria ampliar o parque gerador - com a conseqüente transformação das usinas em empresas geradoras - e a comercialização do potencial excedente. Segundo ele, para se ampliar o parque gerador das usinas brasileiras de cana seriam necessários investimentos por KW estimados entre R$ 600 e R$ 2,5 mil, dependendo entre outros fatores da tecnologia empregada para a geração de energia através da biomassa. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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A Açúcar Guarani de Cruz Alta (SP) vai cogerar energia a partir da próxima safra. Para isso, a empresa vai implantar uma caldeira de 120 ton/hora de 62 Kg de pressão de 480 graus de temperatura, um gerador de 22,5 MW, uma subestação e linha de transmissão. Com esses investimentos, a empresa deve gerar 19,5 MW e vender 12,5 MW. O diretor de produção, Antônio Alberto Stuchi, disse que a empresa está em fase de negociação com uma concessionária. (Canaweb - 14.11.2001)

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Óleo de biomassa pernambucana para gerar energia na Holanda. Este é o princípio básico de uma negociação em curso entre usinas pernambucanas e a empresa BTG Biomass Technology Group B.V. De acordo com o presidente do Sindicato da Indústria do Açúcar e do Álcool de Pernambuco (Sindaçúcar), Renato Cunha, as usinas estaduais disponibilizam 2,2 Mi de ton/safra de bagaço de cana para serem utilizados na transformação do óleo verde, alvo do interesse batavo. O processo proposto pelos holandeses envolve a implantação de uma linha complementar de forma a promover a quebra do bagaço e obter o "óleo verde". Cunha diz que as usinas pernambucanas têm disponibilidade de até 2,2 Mi de ton de bagaço de cana para geração de energia. Este volume eqüivale a aproximadamente 225 mil ton de óleo. O preço pago pela tonelada de óleo oscila em US$ 40, o que pode gerar uma receita de mais de US$ 20 Mi pelo negócio. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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O presidente do Sindaçúcar de Pernambuco, Renato Cunha, se diz otimista com a perspectiva representada pelo potencial de negócios com o uso da biomassa para geração de energia. "O Brasil tem um dos maiores potenciais do mundo na utilização desta matriz energética. Preferencialmente o setor tem interesse em atender ao mercado interno, mas o governo compra pouco da energia produzida pelas usinas e ainda sem dar garantias de longo prazo". Atualmente, as usinas estaduais comercializam apenas 30 MW por safra com a Companhia Energética de Pernambuco (Celpe). Somente no caso das usinas pernambucanas, Cunha diz que devido ao não funcionamento do Mercado Atacadista de Energia (MAE), a energia vendida ainda não foi liquidada. "Estamos vendendo sem receber". Segundo o Centro Nacional de Referência em Biomassa (Cenbio), as distribuidoras nordestinas pagam R$ 80 pelo MWh. No Sudeste o valor pago às usinas é de aproximadamente R$ 67 pelo MWh. (Gazeta Mercantil - 16.11.2001)

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O Governo italiano pretende vender a participação de 30% que ainda detém no grupo de gás e petróleo Eni, parceira estratégica da Galpenergia. A venda da posição na Eni, total ou parcial, faz parte do programa de estabilidade para 2005 enviado à Comissão Européia. No plano de privatizações constam ainda a venda da participação no grupo de telecomunicações Wind, que é detida pela elétrica pública Enel. Em relação à Enel está ainda prevista a reestruturação da rede através da sua autonomização numa empresa. O Estado controla 65% da Enel que por sua vez detém mais de 50% da Wind. O programa contempla ainda uma OPV da empresa de correios Poste Italiane em 2003 e a venda da Treniltalia, operadora do sistema ferroviário. (Diário Econômico - 16.11.2001)

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O primeiro gasoduto entre a Rússia e o Japão pode estar funcionando já em 2008, segundo anunciou a Exxon Mobil. O grupo é o principal acionista do projeto Sakhalin 1 de US$ 12 bi, anunciado como o maior investimento estrangeiro na Rússia. O projeto foi aprovado em outubro de 2001 e reúne parceiros japoneses, indianos e russos, além da Exxon. O presidente da Exxon Neftegas, Neil Duffin, a subsidiária responsável pelo projeto, afirmou que as negociações para assegurar contratos de fornecimento para apoiar o desenvolvimento do projeto estão progredindo bem, apesar da desaceleração da economia global. Já foram identificadas reservas com capacidade de produção de 2,3 bi de barris de petróleo e de 17 tri de pés cúbicos de gás em três campos da costa norte da ilha de Sakhalin, de onde sairá o gasoduto. Um segundo projeto, o Sakhalin 2, está sendo desenvolvido pela Royal Dutch/Shell. O Sakhalin 2 deve converter reservas de gás em gás liqüefeito para ser exportado para o Japão, Coréia, China, Taiwan e Hong Kong. (Financial Times - 13.11.2001)

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A África do Sul anunciou uma ambiciosa expansão de sua capacidade nuclear. O ministro de Minas e energia africano, Phumzile Mlambo-Ngcuka, anunciou, em uma conferência presidida pela Agência Internacional de Energia Atômica, que o país estava se esforçando por expandir o setor e por isso está construindo mini reatores nucleares. A elétrica estatal Eskom está desenvolvendo reatores de 110 MW em parceria com a British Nuclear Fuels e com a Exelon. O governo sul-africano acredita que os reatores tenham grande potencial de exportação, particularmente para os EUA, e poderiam render ao país cerca de US$ 1,9 bi por ano. Os países que já demonstraram interesse pela compra dos reatores incluem a Inglaterra, China, Indonésia, Marrocos, Egito e Tunísia. (Financial Times - 13.11.2001)

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Muitos parlamentos regionais da Indonésia estão se posicionando contra a liberalização dos setores de petróleo e gás do país. Os legisladores das províncias indonesianas não concordam com decisão da capital Jakarta de abrir o setor energético a investidores estrangeiros. Parlamentares em Aceh, Java Oeste e Leste e Papua do Oeste estão se posicionando contra Jakarta e pedindo que o projeto de lei seja rescrito para garantir às províncias uma maior parte dos lucros vindos da liberalização. Segundo o governo indonesiano, a liberalização é vital para aliviar a pressão fiscal existente sobre o país que tem uma dívida externa de US$ 68 bi e um déficit orçamental de 3,7% do Produto interno bruto. Os subsídios energéticos somam cerca de 30% dos gastos da Indonésia e a liberalização os retiraria da responsabilidade do governo. (Financial Times - 13.11.2001)

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O grupo alemão Eon anunciou ter adquirido o controle majoritário da Ruhrgas, o maior importador e distribuidora alemão de gás natural. O grupo afirmou que comprou as participações da Vodafone, da ThyssenKrupp e da RWE na Bergemann, empresa que tem 34,8% da Ruhrgas. A aquisição segue a compra de 23,6% das ações da Bergemann pela própria Eon em outubro de 2001 e a compra efetiva de 25,5% das ações da Ruhrgas também pela empresa alemã em julho de 2001. A aquisição realizada agora deve aumentar a preocupação dos reguladores alemães, que já haviam lançado uma investigação quando da compra direta das ações da Ruhrgas. O acordo também deve ser investigado pela Comissão Européia, que teme que o mercado de gás europeu seja controlado apenas por grandes empresas. (Financial Times - 14.11.2001)

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O grupo Hidrocantábrico alcançou lucros de US$ 7,65 bi durante os primeiros nove meses de 2001, o que supõe uma redução de 36,4% se comparados aos lucros de 2000. Segundo a companhia, o resultado atual foi provocado por uma "hidraulicidade excepcional", a maior dos últimos 25 anos, que restringiu de forma significativa o funcionamento do parque térmico da empresa. Além disso, a redução da tarifa elétrica 2,2% também provocou um impacto negativo nos lucros do grupo. A diferença é ainda maior se lembrarmos que o ano de 200 foi um ano de produção térmica recorde, devido a seca que atingiu a Espanha naquele ano. A Hidrocantábrico até iniciou um programa de redução de custos, conseguindo cortar 7,7% com gastos de pessoal e cerca de 3% em gastos operativos, mas não conseguiu impedir a queda nos lucros. (El Mundo - 16.11.2001)

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Depois de privatizar as estradas, o governo francês está planejando se desfazer outro tipo de infra-estrutura: os dutos de transporte de gás natural. Segundo anunciado, os dutos poderão ser comprados por seus operadores, segundo o projeto de lei de finanças 2001, apresentado no dia 15.11.2001 ao conselho francês de ministros. A França é o único país da União Européia onde o transporte de gás pertence ao Estado. Três operadoras fazem o transporte do gás no país: a Gaz de France, Gaz du Sud-Ouest e Compagnie française de méthane, sendo que essas duas últimas são controladas pela TotalFinaElf e pela Gaz de France. O ministro de economia e finanças francês afirmou que a liberalização pode enfraquecer os operadores franceses na competição com seus concorrentes europeus. (Le monde - 15.11.2001)

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