O ministro de Minas e Energia, José Jorge, confirmou que o governo estuda a possibilidade de usar o dinheiro dos leilões de concessões de usinas hidrelétricas realizados pela Aneel para abater o aumento da tarifa de energia com o seguro das usinas termelétricas emergenciais. 'A idéia é utilizar o valor ofertado para que o custo da instalação das usinas não seja integralmente repassado para o consumidor', afirmou. Na prática, o Tesouro Nacional vai antecipar o ágio ofertado pelas empresas nos leilões, que são pagos por um prazo de 35 anos, tempo da concessão. Mas o ministro acredita que os recursos serão insuficientes para zerar o reajuste do seguro, que começou a vigorar sexta-feira, de acordo com a resolução 71 da Aneel. Segundo José Jorge, a Aneel está realizando um levantamento para chegar ao valor dos recursos, mas já se sabe os consumidores pagarão, até 2006, R$ 4 bi para instalar e manter as usinas emergências, fora o valor que será desembolsado quando houver geração de energia. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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As térmicas emergenciais foram licitadas no auge da crise de energia, em julho de 2001, para que até o final deste semestre coloquem à disposição do sistema 2,1 mil MW. As chuvas a partir de novembro acabaram com a situação de emergência, mas as usinas estão em curso para gerar uma energia cara, que ficará subutilizada. O consumidor já começou a pagar o "seguro" de R$ 0,049 por KWh para financiar essas térmicas a óleo e diesel e o governo montou todo um aparato financeiro para viabilizá-las. O BNDES financia 40% do empreendimento, com prazo de dois a três anos, spread básico de 3% e spread de risco de 2,5% mais TJLP. Dos 60% restantes, o empresário tem que colocar 20% de recursos próprios e pode buscar os 40% nos bancos ou fornecedores. (Valor Econômico-04.03.2002)

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O Tesouro Nacional pode abrir mão do dinheiro arrecadado com as concessões de novas usinas hidrelétricas para subsidiar parte da taxa que começou a ser paga hoje pelos consumidores de energia: o seguro de contratação das usinas emergenciais. A partir de hoje, as contas de luz estão, em média, 2% mais caras por causa dessa taxa. Para contratar as usinas estão sendo gastos aproximadamente R$ 4 bi, que estão sendo pagos por todos os consumidores, exceto os de baixa renda. Segundo o ministro José Jorge (Minas e Energia), o dinheiro das concessões não deve ser suficiente para bancar todo esse custo, mas apenas uma parte dele. Pela fórmula estudada, o Tesouro traria para valores atuais o dinheiro que irá receber dessas concessões, que são de até 35 anos, e adiantaria esse dinheiro para o governo poder abater das tarifas. (Folha de São Paulo-04.03.2002)

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O Ministro de Minas e Energia, José Jorge, afirmou que não há data para que o estudo sobre a possibilidade de o Tesouro Nacional financiar parte da energia emergencial seja concluído. "Por enquanto vai ser mantida a taxa, mas o Tesouro pode adiantar esses recursos para depois ser ressarcido'', disse hoje o ministro. É possível também que o subsídio não cubra todo o período em que a taxa vai vigorar. A nova tarifa será cobrada até junho de 2006. Ela será reajustada a cada três meses. A taxa virá discriminada na conta de luz separadamente e será chamada de "encargo de capacidade emergencial''. (Folha de São Paulo-04.03.2002)

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O governo decidirá, hoje, em reunião entre o presidente Fernando Henrique Cardoso e o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) a construção de Belo Monte, segunda maior usina hidrelétrica do país, a ser erguida no rio Xingu, com potência instalada de 11.182 megawatts, investimentos estimados em R$ 7,5 bi e cujo projeto original - já modificado - começou a ser esboçado em 1980. Fernando Henrique anunciará, na presença do governo do Pará, Almir Gabriel, que licitará a obra ainda neste ano. A Eletrobrás será sócia minoritária do empreendimento e o BNDES financiará parte dos seus custos. A holding Eletrobrás deve oferecer ainda os PPAs -contratos de compra de energia de longo prazo, necessários para aprovação de financiamento. (Valor Econômico-04.03.2002)

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A Eletronorte, autora do projeto da usina de Belo Monte, já entregou à Aneel os estudos de viabilidade para elaboração do edital. Há duas possibilidades para o leilão. A Eletrobrás defende que a licitação ocorra em outubro, depois que uma consultoria que está em processo de contratação definir toda a modelagem do negócio. A construção seria iniciada em maio do próximo ano. Outros integrantes do governo querem acelerar o cronograma. Licitar o projeto em julho e iniciar a obra ainda neste ano. A consultoria faria o detalhamento da participação dos sócios depois do leilão de venda. A participação da Eletrobrás não poderia passar de 49%, mas o percentual exato só seria definido depois que o sócio privado definir quanto quer da usina. (Valor Econômico-04.03.2002)

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A solução financeira para a usina de Belo Monte não está fechada, mas a intenção do governo é que a Eletrobrás e o sócio a ser escolhido no leilão dividam 30% dos custos com recursos próprios. O financiamento para os 70% restantes seriam divididos igualmente entre o BNDES -que já financia projetos hidrelétricos em pelo menos 35%- e outros organismos de fomento. (Valor Econômico-04.03.2002)

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O governo ainda não tem a licença ambiental para tocar a obra de Belo Monte. Existem duas pendências judiciais. Uma questiona o fato de o processo de licenciamento não ser conduzido pelo Ibama e sim pela Secretaria de Meio Ambiente do Pará e outra quer que o Congresso seja consultado, já que a obra terá reflexos em áreas indígenas. Belo Monte terá um papel importante na estabilização dos reservatórios das demais regiões. Entre janeiro e julho, a usina terá capacidade de gerar integralmente os 11.182 MW. Nesse período, a geração poderá ser acionada para poupar água dos reservatórios das demais regiões. Nos meses seguintes, a geração é reduzida significativamente porque a usina funcionará a fio d'água e não terá reservas para os meses secos. (Valor Econômico-04.03.2002)

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O sistema de transmissão associado à usina de Belo Monte está definido, mas dever passar por processo licitatório separado. A idéia é construir quatro linhas de 750 kV e 800 km ligando a usina a Colinas, onde seria feita a interligação com o sistema nacional. O custo estimado é de R$ 2,141 bi. Os cálculos dos custos da usina e do sistema de transmissão foi feito considerando o dólar a R$ 2,38. A usina alagará uma área de 440 quilômetros quadrados e atingirá um total de 3.213 famílias (incluindo as áreas urbana, rural e população ribeirinha) e nove municípios. (Valor Econômico-04.03.2002)

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Se a construção da usina de Belo Monte for iniciada em maio de 2002, a primeira máquina da usina entraria em operação em março de 2008. Em dezembro de 2012, a usina já estaria operando em sua totalidade. A usina terá duas casas de força. A principal terá 20 geradoras com capacidade de 550 MW cada. A casa de força complementar terá cinco unidades geradoras, com capacidade individual de 26 MW. O governo estima que o custo de geração da usina de Belo Monte ficará em US$ 25 o MWh, já considerando os encargos de transmissão. Na saída da usina, o MW deve custar US$ 12. (Valor Econômico-04.03.2002)

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O consumo de energia no primeiro dia sem racionamento foi menor que o registrado na sexta-feira da semana passada, quando as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste ainda estavam sob as regras de economia obrigatória de energia. O governo espera um porcentual de 7% de economia espontânea de energia, mesmo com o fim do racionamento. Segundo dados apresentados no início da noite pelo ministro de Minas e Energia, José Jorge, o consumo nas regiões Sudeste e Centro-Oeste até as 13 horas de hoje foi de 23.198 MW médios, abaixo do gasto de 23.248 MW médios registrado no mesmo período do dia 22 de fevereiro. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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No Nordeste, o gasto de sexta passada até as 13 horas foi de 5.322 MW médios, inferior aos 5.328 MW médios da sexta-feira anterior. "Isso mostra o aprendizado que a população e as empresas tiveram", disse o ministro. No último mês de economia obrigatória, em fevereiro, a população gastou no Sudeste e Centro-Oeste 3,08% a menos que o limite determinado pelo governo. No Nordeste, o consumo médio do mês passado ficou 3,24% abaixo da meta. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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Os reservatórios que abastecem as usinas hidrelétricas nas regiões Sudeste e Centro-Oeste fecharam o mês com 63,33% da capacidade máxima. No Nordeste, o volume de água nas barragens chegou a 56,14%. A previsão do ONS, divulgada pelo ministro, é de que o nível dos reservatórios chegará no fim deste mês a 71,8% no Sudeste e no Centro-Oeste, e a 71,6% no Nordeste. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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Segundo dados do ONS, a queda no consumo de energia oscilou em torno de 14% nos dois primeiros meses do ano e a previsão é de que esse porcentual de redução continuará em março. Os números consolidados do ONS referentes ao ano passado mostram que o consumo no País, no segundo semestre, registrou um "recuo" equivalente a quase seis anos, retornando aos níveis de 1996. O chamado Sistema Interligado Nacional (SIN), que afere o consumo de energia já "descontando" as trocas entre as regiões, encerrou dezembro consumindo cerca de 35.000 MWm, com quedas de 16,01% sobre o observado em dezembro de 2000; 12,26% sobre dezembro de 1999; 6,91% em relação ao mesmo mês de 1998; 6,32% em relação a 1997; e de 1,27% sobre 1996. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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As regiões Sudeste e Nordeste, que sofreram restrições de consumo até o mês passado, registraram queda mais acentuada que o resto do país. O consumo médio na região mais rica do País em dezembro ficou 5,62% abaixo do observado em 1996. No Nordeste, ficou 2,1% abaixo do observado em 1996. Na região Norte, o consumo de energia em dezembro foi 10,09% superior ao observado em 1996, enquanto a região Sul contabiliza avanço de 19,97% nesse mesmo intervalo. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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O Planejamento Mensal de Operação para este mês projeta um consumo médio de 39.000 MW médios em março no País. Na região Sudeste/Centro Oeste, que responde por pouco mais de 60% de toda a energia elétrica consumida no País, a queda foi ainda maior nos últimos meses, atingindo 16,5% em janeiro e 17,2% em fevereiro, em relação aos mesmos meses do ano passado. A projeção para março é de um consumo médio de 24.216 MWm no Sudeste/Centro Oeste, com queda de 12% sobre março do ano passado. Mantido esse ritmo, é provável que a queda efetiva do consumo de energia no País seja bastante superior aos 7% estimados inicialmente pelo governo como "economia definitiva" decorrente de mudanças de hábito da sociedade após o racionamento. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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A queda acentuada na demanda de energia ocorre em período de rápida recuperação da capacidade de geração das grandes hidrelétricas. Os reservatórios de água de todas as regiões do País devem encerrar o período de chuvas, em abril, em níveis muito acima do observado nos últimos cinco anos. Os reservatórios da região Nordeste deverão atingir 71,57% da capacidade de armazenamento de água no fim deste mês. Esse nível corresponde a quase dez vezes o observado no final de novembro, auge do período seco, quando os reservatórios da região estavam com apenas 7,84% da capacidade. Isso mostra a intensidade das chuvas na região e confirma a previsão oficial de que não há o risco de racionamento de energia elétrica no País em 2002 nem em 2003. As possibilidades de se atingir esse nível é bastante plausível, pois no dia 27 a região já estava com 55,53% de armazenamento. Nos últimos sete anos, apenas em 1998 os reservatórios do Nordeste chegaram em março acima desse limite, quando atingiu 81,63%. No ano passado, nesse mesmo mês, os reservatórios estavam com 37,18% ocupados. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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A previsão otimista do ONS não se restringe aos reservatórios da região Nordeste, mas é comum aos outros quatro submercados acompanhados pelo ONS. A região Sudeste, onde estão os maiores reservatórios do País, deverão atingir 72%, superando a projeção encaminhada pelo órgão à Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE), que estimava em 66% a ocupação dos reservatórios da região. Se a projeção do ONS se confirmar, será o maior nível observado na região desde 1998, quando as usinas hidrelétricas do País encerraram o período de chuvas com 83,3% de capacidade de geração. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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As regiões Sul e Norte, que não sofreram racionamento no ano passado, continuam com projeções tranqüilas para este ano. Os reservatórios do Sul devem chegar ao fim do mês com 82,87% da capacidade. Um quadro semelhante se dá no Norte. A projeção do ONS é de que os reservatórios chegarão em março com 80,97% da capacidade, o melhor nível nos últimos cinco anos. (O Estado de São Paulo-04.03.2002)

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O ministro de Minas e Energia, José Jorge, estimou que a demanda de energia este ano será equivalente à do ano passado, o que significa redução de 7% do inicialmente projetado caso não houvesse o racionamento. O ONS calcula que serão consumidos 26 milhões de MW médios nas regiões Sudeste e Centro-Oeste e 5,9 milhões MW médios no Nordeste. 'A economia será feita por aprendizado da população com o racionamento e pela troca por equipamentos eficientes', afirmou. Na sexta-feira, o nível de armazenamento de água nos reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste chegou 63,33% e no Nordeste, a 56%. Para o final do mês, os reservatórios do Sudeste deverão aumentar 7 pontos percentuais e os do Nordeste, 18 pontos percentuais. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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Se o governo tivesse instrumentos mais eficazes de monitoramento do abastecimento, o racionamento de energia teria começado em fevereiro do ano passado, e não quatro meses mais tarde, como ocorreu. A afirmação foi feita pelo ministro de Minas e Energia, José Jorge, ao dar uma entrevista sobre o final do racionamento, que acabou ontem. "Se, no ano passado, tivéssemos a curva-guia, a providência teria que ser tomada logo em fevereiro", disse o ministro, referindo-se ao sistema criado pelo governo para acompanhar o nível de água dos reservatórios das usinas hidrelétricas. "Jamais voltaremos a ter problemas como este (falta de monitoramento) no futuro", afirmou. José Jorge disse que em fevereiro do ano passado, quando os reservatórios das regiões Sudeste e Centro-Oeste estavam em 33%, o racionamento poderia ter sido evitado ou antecipado, evitando uma crise maior. Mas na ocasião o governo não contava com o sistema de monitoramento dos reservatórios de água. O racionamento teve início em junho de 2001. (Gazeta Mercantil - 01.03.2002) a

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"Foi a existência da energia emergencial que nos permitiu sair do racionamento. Nas simulações iniciais havia risco de racionamento em 2002 e 2003", diz José Guilherme Reis, secretário de política econômica do Ministério da Fazenda. Na crise, as decisões eram urgentes e as emergenciais representavam um seguro. " Você faz seguro do seu carro. Passado um ano, vê que não roubaram seu carro. Bom que não houve o sinistro, mas você tinha o seguro", compara o diretor do BNDES, Octávio Castello Branco. Outro receio é de estar se criando um cartório nessa área e de o governo estar entregando um negócio rentável e quase sem risco para empresas de qualificação duvidosa. Pedro Parente, coordenador da Câmara de Gestão da Crise de Energia, assegura: "O BNDES não vai dar crédito a empresas de fundo de quintal". Quanto aos bancos, "eles assumem o risco". Já o governo, via CBEE, "só vai pagar se o projeto estiver pronto". (Valor Econômico-04.03.2002)

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Para o presidente da APMPE (Associação dos Pequenos e Médios Produtores de Energia Elétrica) Ricardo Pigatto, vice-presidente da associação, o fim do racionamento não significa que a crise energética tenha acabado. "O plano de revitalização do setor elétrico trouxe mais incertezas para o mercado", afirma. Para os pequenos produtores de energia, diz ele, a preocupação é maior. Isto porque o mercado de contratações de energia está estagnado, aguardando os detalhes das medidas. "Hoje, nenhum pequeno produtor consegue firmar contratos de PPA devido às incertezas que o impacto do plano de reestruturação do setor trará para o país", ressalta. (Canal Energia-01.03.2002)

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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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Evidenciada por acordos de compartilhamento de infra-estrutura, a sinergia hoje existente entre as empresas de telecomunicações e as companhias do setor de energia elétrica aponta - segundo analistas de ambos os setores - para uma tendência de convergência que, bem aproveitada, é capaz de beneficiar as duas partes envolvidas no processo. Por enquanto, contudo, há dificuldades no caminho, tanto que poucas empresas estão conseguindo firmar-se nele. Idealmente, mais do que alugar espaço nas linhas de transmissão, as empresas de energia elétrica têm a oportunidade de atuar em outro mercado (telecomunicações) sem a necessidade de grandes investimentos. Por outro lado, as teles contam com a possibilidade de negociar a utilização de cadastros de clientes das companhias elétricas, que atingem entre 90% e 100% dos habitantes da grande maioria dos municípios brasileiros. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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Esforços para realizar a sinergia entre elétricas e empresas de telecomunicação não faltam. Entre as empresas do setor elétrico que apostam em telecomunicações encontra-se a Copel, que criou a subsidiária Copel Telecom. Presente em mais de 49 cidades do Paraná e com aproximadamente 2,8 mil quilômetros do cabo ótico nas linhas de transmissão, além de outros 1 mil quilômetros de rede nas áreas urbanas, a Copel Telecom atende a clientes como Embratel e AT&T. "Nosso backbone ótico cobre quase 58% da população do Estado, atingindo uma área que chega a 75% do PIB paranaense" ,explica o diretor-superintendente da Copel Telecom, Humberto Sanches Netto, que garante: "A indústria de energia elétrica precisa do setor de telecomunicações." Criada há três anos, a Copel Telecom tem mais de 160 clientes e até setembro de 2001 faturou R$ 40 mi A expectativa é chegar ao final deste ano com 250 clientes. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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Outra empresa do setor elétrico direcionada para a prestação de serviços em telecomunicações é a Light Telecom, que começou a operar sua rede em maio de 2000. Apesar do nome - que deve ser mudado em março desse ano -, a Light Telecom é uma empresa do grupo AES, que no segmento de telecomunicações controla ainda a Eletronet, a Eletropaulo Telecom e a Infovias. Servindo a operadoras de telefonia e a pequenos provedores de Internet, a rede de fibra ótica da Light Telecom tem mais de 1,2 mil quilômetros. De acordo com o diretor comercial da Light Telecom, Maurício Arbetm, 2002 será um ano de consolidação dos serviços prestados pela companhia. Arbetm revela ainda que já estão sendo estudados novos serviços, como o transporte de dados via IP. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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A sinergia entre as empresas do setor elétrico e de telecomunicações não significa que as primeiras estejam dispostas a acrescentar serviços de telecom ao seu core business. A saturação do mercado de telecomunicações - que hoje tem mais de 80% de sua capacidade ociosa - e a significativa queda dos preços praticados no setor são apontadas como duas das principais desvantagens de uma participação mais efetiva das companhias de energia em telecomunicações. Associa-se a essas questões o fato de que o avanço constante das tecnologias utilizadas no setor implicar em investimentos pesados na modernização de infra-estrutura. "A divergência de estratégia entre os sócios dos dois setores também pode dificultar a sinergia", avalia um analista da área de energia. Por isso mesmo, poucas empresas estariam conseguindo trilhar este caminho sem grandes problemas. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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Consultor de telecomunicações e diretor comercial da Intec Telecom Systems, José Dias destaca que a "concorrência com empresas de telecomunicações é sofrida". Além da queda dos preços, as empresas de energia interessadas nesse segmento devem estar preparadas para oferecer serviços diferenciados com qualidade superior à encontrada hoje. "Acredito que as telecoms reagiriam com rapidez se as companhias de energia resolvessem entrar para valer nesse mercado." (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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Vice-presidente da consultoria Ernst & Young, Paulo Feldmann é radical. O executivo, que acompanha o setor energético, contesta a idéia de convergência entre empresas de distribuição de energia elétrica e companhias de telecomunicações. Na opinião de Feldmann, o que antes era vislumbrado como um negócio muito interessante para as empresas de energia hoje já não é encarado da mesma forma. - A criação de serviços mais elaborados é complicada e exige pesados investimentos. Na verdade, acredito que algumas companhias do setor de energia vão, até mesmo, desistir da idéia de atuar também em telecomunicações, principalmente se considerarem a queda dos preços - especula. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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Superintendente de Telecom e Informática da Cemig, Luiz Henrique de Castro concorda com a idéia de que as empresas de energia que perderam o timing para investimentos em telecomunicações dificilmente conseguirão entrar no mercado agora. "O momento para investir nessa área já passou. Além do excesso de oferta, observa-se que várias empresas desse mercado - e a Global Crossing é um dos maiores exemplos - se encontram em dificuldades", avalia Castro. Entre os serviços oferecidos pela Cemig na área de telecomunicações destacam-se o compartilhamento das mais de 800 torres de microondas que a companhia tem em Minas Gerais e o compartilhamento de postes de luz. Além disso, a Cemig também utiliza suas linhas de transmissão para a passagem de cabos óticos. Embora não participe diretamente de negócios em telecomunicações, a Cemig é sócia do Grupo AES na Infovias, empresa de infra-estrutura de telecomunicação, que provê canais de comunicação de alta velocidade. (Valor Econômico-04.03.2002)

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As distribuidoras paulistas de energia elétrica ficaram com a maior parte da primeira parcela do empréstimo que o BNDES está concedendo às empresas do setor prejudicadas pelo racionamento. De R$ 992,911 mi liberados para 18 empresas, R$ 609,12 mi foram para dez empresas de São Paulo. No cronograma de liberação do dinheiro, as empresas estatais, como a mineira Cemig, levaram a pior. Antes de emprestar o dinheiro, o governo federal está levantando os débitos e créditos que elas possam ter com o setor estatal. A partir desses levantamentos, os recursos destinados a essas empresas poderão ser usados para cobrir débitos com o governo. O diretor de Infra-Estrutura do BNDES, Octávio Castello Branco, disse que, no caso de as estatais (distribuidoras e geradoras) terem dinheiro a receber após o "encontro de contas", o governo é que decidirá se elas receberão também empréstimos do banco ou se será criado outro mecanismo especial de repasse. Para as distribuidoras do setor privado, o BNDES vai liberar cerca de R$ 4 bi. (Folha de São Paulo - 02.03.2002)

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As usinas hidreléticas Juba I e II, em Tangará da Serra, vão receber 28 mil mudas de árvores nativas e duas mil mudas de frutíferas, além de 20 mil m² de grama, a um custo de R$ 162.750,00. O empreendimento é administrado pela Itamarati Norte S/A - Agropecuária, de propriedade do Grupo Rede. O projeto de reflorestamento e recuperação das áreas em torno das usinas será desenvolvido, entre outros locais, no canal de adução, subestação e vila esidencial do Complexo Juba. Os serviços, que devem estar finalizados até o próximo mês, seguem rigorosamente as especificações contidas no Estudo de Impacto Ambiental da Usina Hidrelétrica Juba I e II apresentado pela Itamarati Norte à Fema (Fundação Estadual do Meio Ambiente). (Assessoria de Imprensa - REDE Cemat- 01.03.2002)

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Maior fabricante de aquecedores solares do País, respondendo por 50% do mercado, a Soletrol projeta um crescimento de 100% para este ano de consumo liberado de energia elétrica: embora encerrado, o racionamento foi responsável pela efetivação de um mercado, que continua dando sinais de vitalidade. Na empresa instalada no município de São Manuel, ainda há dificuldade para atender de pronto às encomendas - o prazo para entrega é de 15 dias, apesar dos investimentos feitos ao longo do ano passado para aumentar a produção, que registrou salto de 200%. 'O racionamento praticamente fez surgir novos nichos de consumidores, como os de menor poder aquisitivo; com isso, a faixa de equipamentos com preços mais acessíveis, entre R$ 500 e R$ 1,2 mil, foi a que mais cresceu, em que pese a burocracia que dificulta o financiamento para aquisição', diz Luís Augusto Mazzon, presidente da empresa que em 2001 passou de 100 empregados para 220. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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A Aneel enviou nesta sexta-feira, dia 1° de março, para publicação do Diário Oficial, a minuta da resolução que estabelece a convenção do MAE. O texto rege o funcionamento, no âmbito do mercado, da Assembléia, do Conselho, da Superintendência e dos processos de contabilização e liquidação, bem como dos processos de auditorias. A autorização, regulamentação e fiscalização do MAE fica sob competência da Aneel. Entre os pontos estabelecidos, todos agentes da categoria Produção deverão alocar toda a sua energia ao mercado, que atenderá às necessidades da categoria Consumo. Os agentes de Comercialização poderão adquirir energia fora do MAE. Um percentual da energia comercializada será coberto por energia assegurada, ou por contratos de compra de energia. (Canal Energia-01.03.2002)

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Segundo resolução da Aneel sobre o MAE, os preços do mercado de curto prazo servirão para valorar todas as quantidades de energia contabilizadas, que não estejam cobertos por contratos bilaterais registrados nos processos de contabilização e liquidação, sob as regras do Mecanismo de Realocação de Energia. A paralisação dos processos de contabilização e liquidação, por ação ou omissão, implicará nas penalidades previstas pela Aneel ao agente infrator. A Convenção também estabelece as regras e as determinações para o funcionamento da Câmara de Arbitragem, foro onde serão julgadas as disputas entre os agentes. (Canal Energia-04.03.2002)

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O MAE ganhou nova roupagem, mas ainda enfrenta grandes obstáculos para chegar a seu pleno funcionamento. Um dos maiores estorvos no mercado de curto prazo (spot) refere-se aos mecanismos de formação de preço. A GCE decidiu trocar o sistema atual, chamado Newave, por um método baseado na oferta de preços. Governo e empresas do setor concordam que o modelo vigente não reflete a realidade do mercado. 'O sistema não pode levar em conta só a vazão afluente (água das chuvas que chega ao reservatório da usina). Tem de considerar também o nível dos reservatórios, o preço da energia alternativa e o 'take or pay' do gás natural (que obriga o pagamento do combustível pelos investidores térmicos, mesmo que eles não o utilizem)', disse Mauro Arce, secretário de Energia de São Paulo e integrante da GCE. Atento à polêmica do tema, o comitê de revitalização da GCE chamou os agentes para uma conversa hoje, em Brasília. 'Será a primeira reunião sobre o cálculo de preços no MAE que teremos com as empresas', disse um técnico do grupo de revitalização. A meta do governo é estrear o método em junho. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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Uma das principais causas da inércia que se estacionou no MAE nos últimos meses está prestes a ter um final. O grupo de trabalho da GCE que analisa a disputa pelo excedente de energia da usina de Itaipu Binacional fechará essa semana o relatório sobre a questão que envolve as distribuidoras de energia e a Eletrobrás. O coordenador do grupo e secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Luiz Gonzaga Perazzo, confirma que a decisão dos técnicos designados pela GCE não passa dessa semana. Na data estabelecida na resolução que criava a equipe, o prazo para o encerramento dos trabalhos ia até o dia 8 de fevereiro, o que não aconteceu. De acordo com o coordenador, a premissa básica dos trabalhos realizados pelo grupo é a avaliar se existe ou não excedentes na produção de Itaipu. Nesse caso, diz ele, a diretriz é que o consumidor final absorva essa "sobra", sob a forma de bônus ou descontos nas tarifas de luz. "Esse problema surgiu com a crise do setor, onde todos viram um expectativa de obtenção de lucro no mercado. O objetivo, no entanto, é preservar o consumidor", avalia. (Canal Energia-01.03.2002)

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No caso do grupo da GCE avaliar a existência de excedentes na produção de Itaipu, a idéia do grupo de trabalho é criar um fundo de reserva que seja direcionado ao consumidor cativo das empresas, e que se reverta em benefícios como modicidade tarifária e redução em futuros reajustes. "Essas diretrizes dependem de dados estatísticos, que ainda estamos recolhendo e avaliando", completa Rafaelo Abritta, assessor jurídico da Advocacia Geral da União e um dos componentes do grupo. (Canal Energia-01.03.2002)

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A expectativa maior do mercado,é que a posição da GCE sobre o assunto se reflita na desistência da ação judicial concedida à Eletrobrás em outubro do ano passado, que interrompeu as operações de contabilização e liquidação das transações pendentes no mercado atacadista. Do outro lado, as empresas de distribuição se respaldam em decisões favoráveis já concedidas anteriormente pelo Coex, Comae (antigos conselhos do MAE) e Aneel. "A Eletrobrás não depende disso para levantar a liminar. A GCE não é juiz, qualquer análise de mérito sobre esta questão tem que levar em conta as decisões anteriores", afirma Fernando Quartim, consultor do Grupo Rede e integrante do conselho executivo da Abradee (Associação Brasileira das Distribuidoras de Energia Elétrica). Ele espera, no entanto, que o relatório final possa influir na desistência da disputa judicial pela estatal. (Canal Energia-01.03.2002)

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A Asmae (administradora do MAE) conseguiu o direito de fechar e informar aos agentes a contabilização dos valores referentes ao ano passado. A medida permite que as empresas fechem os balanços anuais do exercício de 2001, sem que sejam incluídos os valores relacionados à Itaipu, que pode chegar a US$ 320 mi - adotando-se a tarifa padrão de Itaipu, na faixa de US$ 32 - segundo cálculos das distribuidoras. O volume de geração-extra da usina seria de aproximadamente 10% da capacidade instalada da usina, que é de 12.600 MW. (Canal Energia-01.03.2002)

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A Usina da Pedra , de Serrana (SP), está investindo R$ 40 mi para gerar, a partir do bagaço da cana-deaçúcar, uma potência de 30 MW de energia, que representa três vezes a geração de eletricidade atual. A usina já fechou com a CPFL contrato de venda de energia por um período de dez anos, a partir de 2003, diz Godofredo Fernandes Machado, diretor industrial. Segundo o executivo, a usina está implantando um projeto de racionalização de consumo de vapor e de energia e vai armazenar bagaço da cana, o que permitirá a geração na entressafra, com potência total de 15 MW. Inicialmente, dos 30 MW a serem gerados durante a safra, a Usina da Pedra irá consumir 11 MW, e os 19 MW restantes serão comercializados à CPFL. Num segundo momento, a companhia irá reservar para consumo próprio outros 6 MW, que irão abastecer a planta de plástico biológico existente na usina. A unidade de produção de plástico biológico, a partir de uma bactéria que se alimenta de açúcar, encontra-se em fase de planta-piloto. A Usina da Pedra já comercializa o plástico biológico em pequena escala, mas ainda não tem previsão de quando a produção entrará em escala industrial. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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Desde 1994 o País não tinha um resultado comercial tão bom em fevereiro e num primeiro bimestre. O superávit de US$ 259 mi em fevereiro e de US$ 434 mi nos dois primeiros meses são recordes para os períodos, segundo a secretária de Comércio Exterior do Ministério do Desenvolvimento, Lytha Spíndola. Apesar dos recordes, o fluxo de comercial piorou no início de 2002, em relação a 2001. As exportações de fevereiro atingiram US$ 3,658 bi, 10,4% menores que em 2001, e as do bimestre, US$ 7,630 bi, 11,5% inferiores. Já as importações recuaram 15,2% em fevereiro, para US$ 3,399 bi, e as do bimestre, 20,2%, para US$ 7,196 bi. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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O Banco Central (BC) baixou oito circulares redefinindo o recolhimento dos depósitos compulsórios e o direcionamento obrigatório de recursos. Todas elas referem-se a adaptações técnicas ao novo Sistema de Pagamentos Brasileiro (SPB). A mudança mais relevante refere-se à remuneração desses depósitos, que passa a ser diária a fim de atender a nova estrutura do SPB - que não permitirá déficit na conta de reserva bancária. Até agora, esse déficit, de cerca de R$ 6 bi , é coberto pelo BC. De acordo com Luis Gustavo da Matta Machado, para atender a exigência de zeragem do déficit da conta de reserva, os recursos do compulsório passarão a ser utilizados para financiar esse défict. Ele lembrou que todas as operações acima de R$ 5 mil serão realizadas on line. As mudanças técnicas publicadas hoje no Sistema do Banco Central (Sisbacen) entram em vigor no dia 22, junto com o novo SPB, e valem para recolhimento de compulsórios sobre depósitos à vista e a prazo, judicial, adiantamento de contrato de câmbio (ACC), recursos de depósitos e de garantias realizadas, garantia por fiança bancária e depósito em poupança. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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Os primeiros negócios com o dólar comercial apontavam a divisa a R$ 2,348. Há pouco, a moeda norte-americana saía a R$ 2,351 na ponta compradora e a R$ 2,353 na ponta vendedora, com alta de 0,34% ante o fechamento de sexta-feira. Na Bolsa de Mercadorias e Futuros (BM&F), os contratos com vencimento em março registravam ganho de 0,16% e estimavam a moeda a R$ 2,379, com 1,7 mil operações. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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Em dois meses o governo deve anunciar um sistema de seguro para as usinas térmicas a gás, obedecendo ao mesmo princípio do seguro criado para as usinas emergenciais. Com regras claras para a contratação de capacidade de geração térmica de reserva a GCE pretende dar novo impulso aos investidores que iniciaram seus projetos no auge da crise de racionamento, mas hoje estão desanimados com o futuro dessa fonte de energia permanente. "Acho que o gás é a questão-chave a ser tratada agora. O governo tem que equacionar os vários pontos em aberto, não resolvidos, e isso vai merecer uma avaliação rigorosa da Câmara de Gestão, passado o período crítico do racionamento", adiantou o secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda, José Guilherme Reis.(Valor Econômico-04.03.2002)

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O diretor de Infra-Estrutura do BNDES, Octávio Castello Branco, coordenador do Comitê, adiantou que uma das formas de prover o seguro para as térmicas a gás é ter, de forma permanente no sistema, uma reserva de geração. "Isso significa que no nosso sistema, que consome hoje cerca de 43 mil MW, pegar por exemplo uns 5% dessa demanda e dizer que para um pedaço dela será criada uma reserva de geração, que não pode ser contratada mas tem que estar sempre disponível para funcionar como um seguro". Não está claro, ainda, se será obrigação do governo, das geradoras ou das distribuidoras contratar essa reserva. A vantagem dessa função ser atribuída às empresas distribuidoras de energia em negociação bilateral com os consumidores livres, na avaliação do diretor do BNDES, é que não precisaria ter um companhia do governo para fazer isso. Outra hipótese é fazer leilões regulados pela Aneel. "Temos muito o que decidir nessa área e o relatório do Comitê de Revitalização já traz vários pontos que se referem às térmicas". (Valor Econômico-04.03.2002)

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Com relação ao fato da Petrobras e mesmo empresas privadas estarem revendo e desacelerando seus empreendimentos na área das térmicas a gás, justamente por causa da inexistência de contratos de compra da energia e pelo fato dos preços, no mercado atacadista, terem despencado, o secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda, José Guilherme Reis, considera esse um processo natural. "O mundo dos negócios é assim mesmo. Mudam as condições, você reexamina se vale a pena o investimento naquele setor. Mas não creio que vá todo mundo embora". (Valor Econômico-04.03.2002)

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O ministro de Minas e Energia, José Jorge, admitiu que o governo poderá usar recursos obtidos com a venda de concessões de hidrelétricas para subsidiar parte da despesa com a contratação de usinas térmicas emergenciais. A partir deste mês, esta despesa está sendo paga com o adicional de 2% nas contas dos consumidores, com exceção daqueles de baixa renda. Se a medida for adotada, poderá haver redução na conta de luz. (O Estado de São Paulo - 02.03.2002)

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Com o fim do racionamento e a entrada nos novos projetos, o Petros - Fundo de Pensão dos Funcionários da Petrobras - não alterará a participação que tem em outras seis termelétricas, estas com geração de energia a gás, cujas obras também estão em andamento. Todas têm participação da Petrobras. De acordo com o presidente da Petros, Carlos Flory, o principal argumento é a segurança da parceria, uma vez que há a garantia de compra de energia de usinas de co-geração. Além disso, existe a garantia do consumo pela Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE), que já assinou contrato de compra por três anos, o que assegura o retorno do investimento. Com isso, a Petros e os demais sócios não correm o risco de não terem comprador depois que as térmicas estiverem operando. Além disso, há a questão da rentabilidade. Com a tendência de menores ganhos com as aplicações em renda fixa - que sempre representaram um bom guarda-chuvas para os fundos - investir em projetos tecnicamente bem amparados pode garantir o cumprimento das metas atuariais e alvos internos de rentabilidade da carteira. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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A Petros participará com aproximadamente R$ 76 mi em dois novos projetos de termelétricas: a de Fortaleza, no Ceará, e a de Macaíba, no Rio Grande do Norte. As usinas, a serem concluídas em julho, terão capacidade de gerar 201 MW - 153 MW na primeira e 48 MW na segunda - utilizando 90% de óleo combustível e 10% de diesel. . Na usina de Fortaleza, o fundo de pensão investirá R$ 52,4 mi. O fundo participa deste projeto ao lado da BR, da Logos Ener Consult e da empresa de engenharia EIT. Em Macaíba, o investimento da Petros é de R$ 23,2 mi e o consórcio tem, na formação, além do fundo, a BR e a empresa Global. Tantos nos novos projetos quanto nos seis anteriores, todos com previsão para iniciar operação entre março e julho deste ano, os aportes da Petros não ultrapassam R$ 120 mi. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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Com a construção das duas novas usinas no Nordeste, a capacidade de geração das agora oito termelétricas em que a Petros participa será de quase 3,6 mil MW, o suficiente para atender a 36 mi de pessoas O gerente de comercialização de soluções energéticas da BR, Renato de Andrade Costa, acrescenta que a importância dos dois projetos é contribuir para diversificação da matriz energética, já que as duas usinas utilizarão, além de 10% de óleo diesel, 90% óleo combustível que é produzido na Petrobras. - A diversificação da matriz energética, com a utilização de novos combustíveis nas usinas, dependendo menos dos recursos hídricos e do gás, também garante retorno ao Governo. É como ter investimentos variados para obter alguma remuneração, por menor que seja - compara o gerente da BR. As usinas tem a possibilidade de serem acionadas e desligadas a qualquer momento. De acordo com o especialista, isso representa uma segurança para o Governo do ponto de vista da oferta e para o investidor quanto à remuneração. O motor da termelétrica de Fortaleza é importado da Alemanha e o da usina de Macaíba vem da Finlândia. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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Depois do contrato de três anos, o gerente da BR, Renato Costa, afirma que as usinas termelétricas do Nordeste poderão ser utilizadas para gerar energia na ponta (horários de pico) ou vendidas. Ele afirma ainda que um dos pontos interessantes deste projeto é o fato de a BR estar fidelizando o consumo de um combustível produzido no País, diminuindo a exportação deste e agregando mais valor. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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O presidente da Petros, Carlos Flory explica ainda que o perfil do investimento nas termelétricas é de longo prazo e a rentabilidade muito acima da meta atuarial, ou seja, uma média de IGP-M mais 15% ao ano. Em 2001, a rentabilidade dos projetos em que a Petros participa chegou a 23,64% contra a meta de 16,01%. O resultado, segundo Flory, representou a melhor carteira de investimentos do fundo. " Se, no ano passado, tivéssemos desembolsado os R$ 2 bi previstos com os contratos em projetos de infra-estrutura, teríamos compensado as perdas registradas em investimentos nas Bolsas de valores " acrescenta o presidente. A fundação está em busca de outras áreas e novos projetos para investir e o Estado do Rio continua tendo prioridade nos casos de gás natural e petróleo. "Só é preciso que haja segurança e rentabilidade nos investimentos", afirma. (Jornal do Commercio-04.03.2002)

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As siderúrgicas do município de Açailândia, a 566 quilômetros de São Luís, estão investindo na geração de energia para consumo próprio. O objetivo é reduzir os custos de produção para tornarem-se mais competitivas no mercado mundial. Quem investir na geração própria para o consumo interno vai reduzir em torno de 4% a 5% os custos, de acordo com o Sindicato da Indústria do Ferro de Açailândia (Sifa). ´Isso faz parte da sobrevivência das siderúrgicas. Reduzindo os custos de produção em 4% a 5%, vamos nos tornar mais competitivos no mercado´, afirma o presidente do (Sifa), Marcos Tintore, destacando que o Maranhão concorre com mercados como o da Rússia, por exemplo. Tintore afirma que as siderúrgicas também querem se prevenir no futuro de uma outra crise no setor de energia elétrica. ´Ficamos preocupados com a situação´, admite. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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A Siderúrgica do Maranhão S/A (Simasa) iniciou semana passada a construção de uma termelétrica, avaliada em R$ 9,6 milhões para geração de energia para consumo próprio. O investimento é considerado alto, mas compensa, conforme destaca o superintendente da empresa, Mário Dutra. Parte dos recursos vai ser financiada pelo BNDES. A construção da termelétrica deverá ser concluída até o final de agosto. ´Precisamos que seja concluída o mais rápido. O gás que a usina utiliza já é queimado´, conta Mário Dutra. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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A Jari Celulose S/A passará a ser mais competitiva na produção de celulose a partir da construção, em breve, da hidrelétrica de Santo Antônio. Com energia mais barata, a empresa vai poder reduzir o custo para a produção de US$ 210 para US$ 160. Hoje, a celulose está sendo cotada no mercado internacional a US$ 230 a tonelada. A hidrelétrica, que terá capacidade para produzir 100 MW de energia, tem um custo de US$ 100 mi, com o BNDES bancando 80% desse valor. Com a entrada em operação da usina, o Grupo Orsa deverá investir mais cerca de US$ 54 mi na ampliação e modernização de seu parque industrial. A Jari é controlada pelo Grupo Orsa, considerado o quarto maior produtor de celulose do Brasil. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002)

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A Usina Santa Adélia, de Jaboticabal, investe R$ 21 mi na compra de duas caldeiras e na implantação de sistema de tratamento de água para co-gerar eletricidade com o bagaço de cana-de-açúcar. O aporte, que exclui geradores e turbinas, deixa a empresa em sintonia com as novas tecnologias do setor de co- geração. As caldeiras da recém-criada coligada do grupo Termelétrica Santa Adélia são de alta pressão, e podem receber muito mais vapor com a queima do bagaço em comparação aos equipamentos hoje instalados nas 150 usinas em atividade no interior paulista. A maioria delas co-gera energia para consumo próprio, enquanto cerca de dez produzem eletricidade excedente para venda às distribuidoras ou ao mercado ´spot´. ´Por processarem mais calor, as caldeiras de alta pressão são bem oportunas neste ano, quando teremos maior disponibilidade de cana-de-açúcar´, diz o diretor industrial do grupo, Marcelo Bellodi. Por ano, o excedente da planta é estimado em 30 mil toneladas, praticamente comercializado para uma indústria de suco da região, em processo semelhante de queima. (Gazeta Mercantil - 04.03.2002) a

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A companhia russa UES exportou um total de 17.9 bilhões de kWh de eletricidade em 2001, contra 13 bilhões em 2000, divulgou hoje a companhia. Os resultados foram apresentados ao conselho da UES numa reunião na sexta-feira. Os números de exportação representaram 2% do total de energia gerada pela UES, companhia elétrica dominante do país. A UES espera ampliar suas exportações para 28.7 bilhões em 2005, alvejando primeiro a Finlândia e os exportes para a Europa Ocidental. A UES também pretende aumentar a exportação para a Polônia e a Turquia. E a companhia ainda tem que aumentar seu potencial para poder exportar para a Eslováquia, a Hungria, a Moldávia e os países bálticos. Para possibilitar que alcance esses objetivos, a UES começou a sincronizar sua rede elétrica com a de países vizinhos. Atualmente, sua rede está em sincronia com a de todos os países da ex-URSS, menos os países bálticos e a Armênia. (Platts-04.03.2002)

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A companhia britânica BG International obteve concessões totalizando 6.500 km² no Mar Mediterrâneo que costeia as províncias espanholas de Tarragona e Castellon, segundo declarou nesse fim-de-semana o governo espanhol. As concessões, anunciadas no dia 2 no diário oficial da Espanha, são inicialmente para um período de três anos no qual a BG deve gastar um mínimo de US$ 28.8 mi para adquirir e processar dados sísmicos e explorar ao menos uma jazida. Se a BG decidir manter as concessões, ela terá de investir US$ 24 mi anuais para desenvolver a área e explorar ao menos duas jazidas em cada um dos três anos seguintes. A BG derrotou a espanhola Repsol YPF na disputa pelas sete concessões, chamadas Aguila, Ibis, Halcon, Garceta, Flamenco, Cormoran e Gorrion. (Platts-04.03.2002)

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O presidente da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) anunciou hoje que, graças à entrada hoje em vigor de um novo sistema de comércio de eletricidade a nível europeu, os portugueses irão passar a beneficiar a partir do ano que vem de tarifas mais baratas. Segundo afirmou hoje à agência Lusa Jorge Vasconcelos, com este novo sistema os grandes consumidores elegíveis (i.e. com capacidade de escolher fornecedores) irão se beneficiar de uma queda de 2,3% das suas tarifas do uso da rede de transporte, a qual é uma das componentes da fórmula de cálculo do preço final. Embora esta queda só contemple os grandes fornecedores, Jorge Vasconcelos assegura que a redução das tarifas irá ser repassada a todos os consumidores através da diminuição dos preços que irão ser praticados para o público em geral. O presidente da ERSE defendeu ainda a superioridade do novo sistema face ao antigo, o qual classificou de pouco eficiente. (Diário Econômico-04.03.2002)

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Três grupos apresentaram propostas pela Wessex Water, uma utilitária britânica que está sendo vendida pela Enron após seu colapso. Um consórcio consistindo da GE Capital, Abbey National e do Royal Bank of Scotland teria oferecido US$ 1.7 bi pela Wessex, quando a segunda rodada para propostas fechou na sexta-feira, de acordo com fontes próximas ao processo. Outros interessados que apresentaram propostas incluem a Cheung Kong, uma companhia de desenvolvimento de Hong Kong e a malasiana YTL. A gigante energética italiana Enel abandonou o leilão por julgar que o preço mínimo era muito alto. A Wessex é uma das maiores propriedades da Enron na Europa, fornecendo água para 1.2 milhões de pessoa no sudoeste da Inglaterra. Analistas esperam que a Wessex seja vendida por mais de US$ 1.4 bi, mas por menos que os US$ 2 bi que a Enron pagou por ela em 1998. (New York Times-04.03.2002)

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O escândalo da Enron pode dificultar que companhias preencham vagas em seus conselhos ou comitês de auditoria, de acordo com altos executivos americanos. No seu encontro anual na Flórida na semana passada, membros do Conselho de Negócios, uma associação de executivos-chefes de algumas das maiores companhias dos EUA, disse que o colapso da Enron fará com que executivos questionem se os benefícios de participarem de um conselho supera os riscos. Acionistas e funcionários que perderam suas economias com a quebra da Enron estão processando os diretores. Quatro membros do comitê de auditoria da Enron renunciaram de posições de diretoria em outras companhias. O executivo-chefe da Sun Microsystems disse que não conhece muitos CEOs que hoje queiram participar de um comitê de auditoria por causa do linchamento em massa da categoria. (Financial Times-04.03.2002)

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A Southern California Edison obteve US$ 1.8 bi em financiamento seguro, o que está combinando com o dinheiro em caixa para pagar débitos vencidos e obrigações incorridas ao comprar energia durante o ápice da crise de energia na Califórnia. O CEO da SCE, Al Fohrer, disse que esse financiamento é significativo para a companhia. " Muito mais trabalho tem que ser feito para que alcancemos nosso objetivo, mas o empréstimo bem-sucedido de hoje significa que estamos avançando para restaurar a estabilidade financeira da companhia". Em uma reunião com a Comissão do Mercado de Valores dos EUA, a SCE disse que tinha feito pagamentos de US$ 4.8 bi de empréstimos anteriores e para liquidar dívidas e manter compromissos de aquisição de energia. (Financial Times-04.03.2002)

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A companhia energética espanhola Iberdrola vai discutir amanhã se procederá ou não com uma oferta pela Eurogen, a geradora italiana que está sendo vendida pela Enel. Ignacio Galan, presidente da Iberdrola, vai se reunir com sua equipe para discutir a questão e chegar a uma decisão. As usinas à venda requerem um grande investimento, o que pode fazer com que a Iberdrola não proceda com a oferta, que seria feita conjuntamente com um banco e com a energética alemã RWE. No dia 14 de março, a Enel e o governo italiano irão receber as ofertas finais pela geradora de 7.000 MW, pela qual esperam receber US$ 3.5 bi. A Eurogen é a maior das três geradoras que a Enel está vendendo para se adequar à liberalização do mercado europeu de eletricidade. Após as vendas, a Enel produzirá de 60 a 80% da eletricidade consumida na Itália. (Financial Times-04.03.2002)

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O Equador estabeleceu um preço mínimo de US$ 381 mi por uma parcela de 51% nas companhias elétricas que o país pretende privatizar em 12 de abril. A espanhola Unión Fenosa, a americana AES e a argentina Pecom estão registradas para a venda de 17 companhias, que foram divididas num bloco costeiro e outro do planalto. Um orçamento do banco de investimentos Salomon Smith Barney avaliou o total do setor em US$ 752 mi. Analistas dizem que a venda é essencial, pavimentando o caminho para a privatização do setor de geração e o aumento de eficiência. Cerca de 25% da capacidade da rede não está funcionando atualmente. O ministro de Energia Pablo Terán disse que a venda é fundamental para que sejam feitos investimentos em novas usinas energéticas. A economia equatoriana, que em 2001 cresceu mais que qualquer outra na América do Sul, está sofrendo uma escassez de energia elétrica. O país teve que comprar energia da Colômbia no ano passado e suas hidrelétricas estão funcionando abaixo da capacidade por causa das poucas chuvas dos últimos meses. (Financial Times-04.03.2002)

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Operadores e fontes do setor elétrico chileno advertem que existem certas travas ou obstáculos que dificultam os investimentos no setor e a possibilidade de se buscar novas alternativas de energia, que signifiquem definitivamente uma diversificação eficaz da matriz energética do país e que garantam o fornecimento de quase 90% da população do país. A esse respeito, Francisco Aguirre, diretor da electroconsultores.com, foi categórico ao dizer que " existem travas econômicas de investigação e de vários tipos, para garantir o desenvolvimento de novos projetos, o que prejudica o investimento dos diferentes atores". A Central Nacional de Energia rebateu às críticas, afirmando que a política que leva a cabo desde o primeiro governo da coalizão atual acabou com a dependência do Sistema Interconectado Central das centrais hídricas, carboníferas e petrolíferas, com a introdução das térmicas movidas a gás natural. (Estrategia-04.03.2002)

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Depois do recesso parlamentar, a Comissão Investigadora sobre o Caso Enron na Bolívia começará seu trabalho nessa semana. Os trabalhos começarão com a convocação dos superintendentes de Hidrocarburos e Pensões, além do ex-presidente da YPFB, Mauricio Gonzáles. Não se descarta uma solicitação para que o ex-presidente do país, Gonzalo Sánchez de Lozada também preste seu depoimento. Os parlamentares aceleraram seu trabalho pois pretendem brindar o plenário da Câmara dos Deputados com sua decisão no curso das próximas duas semanas. Como este trabalho sofreu muitas demoras, hoje mesmo se elaborará a lista de pessoas que serão convocadas para prestar informações sobre a chegada da Enron na Bolívia e o impacto da quebra dessa empresa. (Los Tiempos-04.03.2002)

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