O subsídio para os consumidores de energia elétrica de baixa renda não será coberto com o aumento de tarifa para os demais consumidores e nem com recursos da Contribuição sobre Intervenção do Domínio Econômico (Cide), como chegou a ser aventado. Segundo o ministro de Minas e Energia, Francisco Gomide, o subsídio será financiado por um dos fundos já existentes do setor elétrico. Estão em análise como fontes o Fundo de Dividendos, que reunirá os ganhos das geradoras federais com leilões de energia velha a partir de setembro, e a Conta de Desenvolvimento Econômico (CDE). Ele disse que também está em análise o fundo com recursos da Reserva Global de Reversão (RGR). Gomide garantiu que o governo não pretende alterar o redutor de tarifas (fator X) em função do financiamento autorizado pelo governo e que permitirá a recomposição das perdas de receita que as distribuidoras de energia tiveram com a modificação no critério de consumidor de baixa renda. (O Estado de São Paulo - 19.08.2002)

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O governo federal vai definir até 16 de dezembro uma forma definitiva para compensar as perdas de receita das distribuidoras de eletricidade, estimadas em R$ 40 mi por mês, com a mudança nos critérios de classificação dos consumidores de baixa renda. O ministro de Minas e Energia, Francisco Gomide, afirmou que o ressarcimento será feito por meio de um fundo setorial, ainda não definido. Com as mudanças previstas na lei n10.438, de abril de 2002, o critério passa a ser consumo máximo de 80 kWh. Com isso, 14 milhões de consumidores passaram a ser enquadrados nessa categoria. Entre as possibilidades para obtenção dos recursos para ressarcir as distribuidoras está o fundo de dividendos constituído pelo resultado de leilões da chamada "energia velha" pelas geradoras federais, e a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). Gomide descarta a possibilidade de usar recursos do Tesouro. Enquanto estuda a solução definitiva, o governo usará recursos da Reserva Global de Reversão (RGR) para financiar as distribuidoras. (Gazeta Mercantil - 19.08.2002)

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Após a retirada da ação judicial das distribuidoras de energia contra a lei que institui a mudança dos critérios de classificação para consumidores de baixa renda, o acordo do setor elétrico poderá ser, finalmente, homologado e as empresas deverão receber nas próximas semanas a segunda parcela do empréstimo do BNDES. A liberação do empréstimo não influenciará, diretamente, nos resultados contábeis das empresas para o 3o trimestre, porque esta receita já foi contabilizada nos balanços de 2001. Entretanto, o aporte do BNDES amenizará a situação complicada do caixa das empresas, que poderão saldar dívidas, reduzindo, assim, as despesas financeiras. O analista do BBA lembra que os prejuízos contábeis com a desvalorização cambial só não foram maiores por causa do sistema de diferimento das perdas com os custos não gerenciáveis adotado no fim do ano passado pelo Governo. Pelo novo sistema, as empresas podem contabilizar os prejuízos com os custos não gerenciáveis (a chamada parcela A) como ativos realizáveis a longo prazo, já que terão o ressarcimento dessas perdas com os reajustes extraordinários de tarifas, concedidos uma vez por ano. Dessa forma, o aumento das despesas das elétricas com a compra compulsória da energia da hidrelétrica de Itaipu, cotada em dólar, é repassado no aumento anual e contabilizado como uma receita a receber a longo prazo. (Jornal do Commercio - 19.8.2002)

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O consumo de energia elétrica registrou queda de 9% no primeiro semestre deste ano em relação a igual período do ano passado, segundo dados da Eletrobrás. No País foram consumidos 142 milhões de MWh no período, contra 156,1 milhões de janeiro a junho de 2001. O mês de junho, isoladamente, registrou aumento de 1,9% em relação a junho do ano passado, o que ilustra o baixo nível de consumo nos últimos meses, considerando que naquele mês o País iniciou o processo de racionamento. No período de 12 meses encerrado em junho, o consumo total foi 13,4% menor, com um total de 269,7 milhões de MWh, contra 311,4 milhões em igual período anterior. O setor residencial foi o que registrou maior queda, com redução de 15,5% no semestre e 20% no acumulado em 12 meses. (Campo Grande News - 17.08.2002)

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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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As empresas de energia perderam R$ 1,05 bi no segundo trimestre de 2002, pior resultado do setor nos últimos 3 anos. No mesmo período do ano passado, quando o país já estava sob o racionamento, as elétricas registraram lucro de R$ 424 mi.A receita líquida de vendas das companhias de abril a junho deste ano, de R$ 6,5 bi, também foi menor que a do mesmo período do ano anterior, de R$ 8,3 bi. A alta do dólar, de 22,4% no trimestre - contra 6,6% de variação cambial no mesmo período de 2001- e o fraco consumo de energia, que se manteve nos patamares verificados durante o racionamento, foram os fatores determinantes para o fraco desempenho. As margens líquidas de 20 empresas passaram de 5,10% no 2o trimestre de 2001 para um índice negativo em 16,13%.Mas o fim da compensação das perdas do racionamento também influenciou negativamente os resultados. As companhias puderam registrar apenas no último trimestre de 2001 e nos meses de janeiro e fevereiro de 2002 os valores de compensação das perdas. Além disso, sem racionamento os preços no MAE deixaram de ser atrativos, o que contribuiu para o fraco desempenho na receita. (Valor Econômico - 16.08.2002)

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A Eletrobrás, ao contrário do resto do setor, tem impacto positivo da variação do câmbio, já que tem receita em moeda estrangeira da revenda da energia de Itaipu. O dólar americano também é o indexador de 58% dos empréstimos concedidos pela Eletrobrás a outras empresas do setor de energia. Do total de recebíveis, 64% são em dólar. Os créditos em moeda estrangeira chegaram a R$ 3,4 bi. Segundo a companhia, o impacto dos investimentos neutralizou parte os ganhos dos créditos em moeda estrangeira e o resultado do período foi reduzido em cerca de R$ 900 mi. A companhia considerou como "perdas" os investimentos feitos em empresas nas quais ela possui participação, como Ceal, Ceron, Eletroacre, Cepisa e Cean, para futura privatização - o que não ocorreu. Ela provisionou ainda R$ 517 mi para cobertura de patrimônios líquidos negativos de suas coligadas e para contingências cíveis. (Valor Econômico - 16.08.2002)

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A Eletropaulo adiou para amanhã o prazo para que seus credores internacionais digam se aceitam ou não trocar seus "euro commercial papers" - notas promissórias negociadas no mercado europeu -, que vencem nesta semana e em setembro, por novos papéis com vencimento em 2003. A empresa propõe ainda pagar 15% dos US$ 150 mi em títulos agora e estabelece taxas diferenciadas nos novos papéis. A vice-presidente da Eletropaulo, Andrea Ruschmann, prefere não revelar os novos rendimentos. Ela diz apenas que a empresa quer que até 80% dos credores aceitem a proposta e que o objetivo não foi alcançado na última sexta-feira, prazo que haviam estabelecido para fechar acordo. Desde o começo do ano, a Eletropaulo vem tentando acessar o mercado de capitais para rolar seus papéis que vencem no exterior, pois de antemão já sabia que não teria todos os recursos necessários para honrar a dívida. (Gazeta Mercantil - 19.08.2002)

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A Escelsa, controlada pelo grupo EDP, teve aumento de 89% no prejuízo líquido no primeiro semestre deste ano em relação ao mesmo período do ano passado. As perdas chegaram a R$ 174,368 mi. A receita líquida cresceu 2,34%, para R$ 566,826 mi. As despesas financeiras somaram R$ 287,219 mi, com alta de 74,57%. Consequentemente, o resultado operacional ficou negativo em R$ 258,925 mi, um aumento de 94,96%. (Gazeta Mercantil - 19.08.2002)

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A partir de setembro, o RS terá um padrão técnico único para as novas ligações de consumidores às redes de energia elétrica das concessionárias CEEE, RGE e AES Sul, o Regulamento de Instalações Consumidoras (RIC). As três empresas estão finalizando a padronização de equipamentos e materiais - com exceção do medidor de energia, os demais componentes são adquiridos pelo consumidor. Antes de implantar a medida, as concessionárias querem submeter as novas normas à avaliação dos públicos a qual ela se destina: consumidores residenciais, comerciais, rurais, empresas, construtores e fabricantes de equipamentos, entre outros. (Correio do Povo - 19.08.2002)

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A Companhia de Força e Luz Cataguazes-Leopoldina, distribuidora mineira de energia, encerrou o primeiro semestre deste ano com prejuízo líquido de R$ 46,318 mi. As perdas foram decorrentes de um resultado operacional negativo de R$ 32,311 mi, e das despesas financeiras, que totalizaram R$ 95,802 mi. A receita líquida somou R$ 345,55 mi, enquanto o resultado bruto ficou em R$ 73,415 mi. No fim do semestre, o patrimônio líquido da companhia estava em R$ 314,976 mi. (Gazeta Mercantil - 19.08.2002)

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Embora o racionamento tenha sido extinto em fevereiro, o mercado consolidado de energia das empresas do Sistema Cataguazes-Leopoldina ainda sofreu os seus impactos no trimestre abril a junho de 2002, apresentando redução de 5,3% na quantidade física de energia vendida, em relação ao mesmo trimestre de 2001. A empresa computou no primeiro semestre vendas consolidadas de energia de 2.636 GWh aos seus consumidores finais, 10,5% menores em relação ao mesmo período de 2001. A Companhia e suas controladas CENF, Energipe, CELB e Saelpa tinham efetuado levantamento do montante da recomposição tarifária extraordinária, através do ressarcimento das perdas de consumo observadas em decorrência do racionamento de energia, durante o período compreendido entre os meses de junho de 2001 e fevereiro de 2002. (Cataguazes-Leopoldina - 16.08.2002)

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Neste semestre, a Companhia Força e Luz Cataguazes Leopoldina e suas controladas Cat-Leo Energia, Usina Termelétrica de Juiz de Fora, CENF, Energipe, CELB e Saelpa investiram R$78,41 mi. Desse montante, cerca de 47% foram aplicados em geração, 41% em transmissão e distribuição de energia elétrica e os 12% restantes em serviços auxiliares. Dos investimentos realizados, vale destacar o andamento das obras das PCHs - Pequenas Centrais Hidrelétricas Ponte, Palestina, Triunfo, Granada e Cachoeira Encoberta, que se encontram em diferentes estágios de construção. Essas usinas entrarão em operação a partir de meados de 2003 e terão capacidade instalada total de cerca de 100 MW (capacidade de produção anual de 493 GWh), demandando investimentos da ordem de R$178 milhões. A Cat-Leo Energia assinou, em julho de 2002, com o BNDES o contrato de financiamento de R$128 milhões para a construção dessas usinas. O financiamento terá prazo de amortização de 144 meses, com carência de 27 meses. (Cataguazes-Leopoldina - 16.08.2002)

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A Companhia Força e Luz Cataguazes-Leopoldina (CFLCL) e a Empresa Energética de Sergipe S/A - Energipe receberam o Prêmio Abradee 2002 na categoria Melhor Distribuidora de Energia Elétrica da Região Sudeste e Nordeste, respectivamente. Para chegar a esses resultados, a Abradee - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica utilizou metodologia e apuração da Fipe - Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas, observando-se aspectos de gestão operacional, econômico-financeira, qualidade e produtividade, responsabilidade social, em parceria com o Instituto Ethos e Associação Qualidade RS, além de uma pesquisa de satisfação do cliente realizada pelo Vox Populi. Essa não é a primeira vez que uma empresa do Sistema Cataguazes-Leopoldina é premiada pela Abradee, principal entidade do setor. Em 2000, a subsidiária CELB - Companhia Energética da Borborema foi considerada a Melhor Distribuidora de Energia Elétrica da Região Nordeste. (Cataguazes-Leopoldina - 16.08.2002)

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O setor de energia elétrica passa hoje pela primeira experiência prática de disputa pela produção das geradoras. A Tractebel (ex-Gerasul) estréia a série de pregões para a venda da eletricidade que será liberada dos contratos iniciais a partir de janeiro de 2003. Também vai ofertar a chamada energia nova (ainda não contratada). A sessão da Tractebel ocorre às 9 horas, na Bovespa, em sistema viva-voz. A geradora informou que nove companhias estão habilitadas, sendo seis distribuidoras e três comercializadoras. O número de interessados superou a expectativa da Tractebel, tendo em vista as incertezas regulatórias do setor. Além disso, as distribuidoras têm sofrido com a recuperação lenta em seus mercados, o que dificulta a compra de suprimento para os próximos anos. (Gazeta Mercantil - 19.08.2002)

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A Tractebel coloca à venda um total de seis lotes com três tipos de contrato, segundo o presidente da companhia, Manoel Zaroni Torres. Os prazos variam de 1 a 5 anos. Segundo Torres, um tipo de lote foi elaborado especificamente para atender às distribuidoras: blocos com prazo total de três anos mas volume de energia crescente a cada ano. Ele diz que a Tractebel aguardava a junção dos submercados Sul e Sudeste em apenas um, mas como a medida ainda não foi anunciada pela Aneel, os 1.300 MW médios que serão oferecidos foram divididos entre as duas regiões: 850 MW serão destinados ao Sul e 450 MW ao Sudeste. O leilão da Tractebel será realizado às 9 horas na Bovespa, em viva voz. Os interessados depositaram garantias na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia na sexta, no valor de R$ 30 mil por lote. Mas a CBLC não divulgou o nome das empresas que depositaram as garantias. (Valor Econômico - 19.08.2002)

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Os preços do MWh de energia determinados pelo MAE (Mercado Atacadista de Energia) para o período de 17 a 23 de agosto sofreram aumento em todas as regiões do país em comparação com os valores cobrados na semana passada. A maior variação foi registrada nos submercados Norte e Sudeste/Centro-Oeste, onde foram registrados aumentos superiores a 7%. Nestas regiões, o valor da carga leve por MWh subiu de R$ 9,39 para R$ 9,99, enquanto o preço da carga média aumentou de R$ 9,44 para R$ 10,11. Já a quantia cobrada pelo MWh durante o horário de carga pesada teve alta de 7,3%, ou R$ 0,60, chegando a R$ 10,21. No submercado Nordeste, o valor para todas as cargas de consumo é de R$ 12,41, contra R$ 11,72 cobrados na última semana, o que equivale a uma variação positiva de 5,88%. No Sul, o maior aumento, de 7,09%, atingiu o valor do MWh consumido durante o horário de carga média, que nesta quarta semana de agosto passou para R$ 10,11. Os preços para carga pesada e leve ficaram estabelecidos em R$ 10,11 e R$ 9,85, acima dos R$ 9,47 e R$ 9,23 em vigor de 10 a 16 de agosto. (Canal Energia - 19.08.2002)

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A diretoria do BNDES se reúne hoje para definir as regras dos financiamentos ao comércio exterior com recursos do Fundo de Amparo ao Trabalhador (FAT), determinados por medida provisória. O dinheiro do FAT, que poderá ser utilizado a curto prazo, permitirá um reforço de R$ 2 bilhões ao conjunto de linhas de financiamento das exportações brasileiras. O empréstimo do FAT terá prazo de seis meses e será corrigido pela Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP). Após seis meses, o BNDES devolverá os recursos ao Fundo, devidamente remunerados. (Gazeta Mercantil - 19.08.2002)

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O Comitê de Política Econômica do Banco Central deverá manter a taxa básica de juros (Selic) em 18% ao ano, sem viés, na reunião marcada para terça e quarta-feira desta semana. É o que espera a maioria dos analistas, já que o mercado continuou volátil apesar do anúncio do acordo com o Fundo Monetário Internacional (FMI) na semana passada. As expectativas sobre a Selic só mudarão se a calmaria ensaiada na sexta-feira permanecer nos próximos dias.Logo após o anúncio de que o Brasil ia fazer novo acordo com o FMI, há duas semanas, havia a percepção de que a pressão sobre o real cairia e de que a flexibilização das metas de inflação favoreceria a esperada queda da Selic nesta quarta-feira. Como o dólar continuou subindo e as notícias sobre a inflação foram ruins, as projeções convergiram para a manutenção da taxa. Sérgio Werlang, ex-diretor do BC e hoje economista do Itaú, acredita que espaço para baixar a taxa existe, mas ele é apertado e o Copom manterá sua característica conservadora, visando ao cumprimento das metas de inflação. (Jornal do Commercio - 19.08.2002)

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O dólar comercial abriu o pregão em alta. A divisa começou as negociações com elevação de 1,37% perante o fechamento de sexta-feira, cotada a R$ 3,1580 na compra e a R$ 3,1680 na venda. No mercado futuro, os contratos de setembro negociados na BM & F tinham avanço de 1,12%, projetando a moeda a R$ 3,154. O mercado repercute hoje as novas pesquisas eleitorais divulgadas no fim de semana, que mostraram pequena queda do tucano José Serra. Na sexta, rumores eleitorais favoráveis ao candidato governista ajudaram a cotação do dólar a cair. Serra é o candidato preferido pelos investidores pois representa, na teoria, a continuidade da política econômica do atual governo. Na sexta-feira, a moeda encerrou 2,64% mais barata, a R$ 3,1200 na compra e a R$ 3,1250 na venda. Os agentes também estão de olho nas conversas que o presidente Fernando Henrique Cardoso manterá hoje com os candidatos à sua sucessão. Também operam com expectativa quanto à reunião do Comitê de Política Monetária (Copom), que definirá o patamar dos juros básicos na próxima quarta-feira. (Valor Online - 19.08.2002)

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O governo deve encaminhar uma solução intermediária para a polêmica usina nuclear de Angra 3, e deixando a próximo presidente a opção de suspender ou não a sua construção. A saída foi sugerida pela Eletronuclear e será apresentada ao Conselho Nacional de Política Energética na próxima reunião, que deve ocorrer no início de setembro. A sugestão baseia-se no próprio cronograma estipulado pela estatal para a construção da usina. Segundo ele, a licitação para a obra efetiva de Angra 3 acontece somente em maio de 2003. Até lá seria realizada apenas a obra de engenharia no terreno que, defende a estatal, precisa ser feita de qualquer maneira, já que há hoje no terreno um enorme buraco. Com isso, entre a posse e o mês de maio, o novo presidente teria tempo de posicionar-se. O documento está nas mãos do grupo de trabalho do CNPE que o apresentará ao Conselho na próxima reunião. A opção desenhada pela Eletronuclear prevê ainda que os gastos a serem feitos até maio totalizarão R$ 18 mi, bem menores que os US$ 20 mi anuais que vêm sendo gastos para manter os equipamentos que esperam a decisão governamental, defende o documento. A usina de Angra 3 já custou aos cofres US$ 750 mi e custará ainda US$ 1,8 bi, dos quais US$ 544 mi serão financiados pelos bancos alemães KEW e Dresdner Bank. O restante dos recursos viriam da Eletronuclear e de financiamentos da Eletrobrás, através do reinvestimento do pagamento dos dividendos da própria Eletronuclear. Na divisão, a estatal nuclear investirá US$ 180 mi, ficando o restante com a holding Eletrobrás. (Valor Econômico - 19.8.2002)

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O setor industrial de Mato Grosso é o principal interessado na criação de uma empresa de capital misto para o gerenciamento do sistema alternativo de energia. Para a Federação da Industrias do Estado de Mato Grosso (Fiemt), a comercialização do gás, via empresa de capital misto, vai dar vazão a metade da capacidade ociosa do gás e será uma fonte econômica e limpa de geração de energia. Segundo dados da Fiemt, para o início da distribuição do gás canalizado, cerca de 24 indústrias estariam prontas para consumir cerca de 250 mil metros cúbicos diários. (Diário de Cuiabá - 19.08.2002)

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A Comissão Federal Reguladora de Energia dos Estados Unidos encontrou provas de que as empresas do setor manipularam os preços do gás e da eletricidade durante a crise de fornecimento que atingiu a Califórnia há aproximadamente um ano. O relatório preliminar da Comissão indica que foram realizadas manobras suspeitosas com os preços da eletricidade por parte da Enron e das firmas Avista e El Paso Electric, além de recomendar uma investigação formal que determine se as empresas violaram leis federais. Desde o final de 2000, e durante os primeiros cinco meses de 2001, os habitantes da Califórnia foram afetados por cortes de luz e pagaram mais pelo fornecimento de gás e eletricidade. O informe da Comissão federal praticamente identifica e resume a opinião de muitos dos funcionários do setor elétrico na Califórnia, segundo os quais a crise energética estatal foi, em parte, resultado da manipulação do mercado por parte de firmas como a Enron. Caso a Comissão venha a ratificar as conclusões preliminares, há a real possibilidade de um aumento da quantia dos reembolsos que as companhias de energia deverão pagar aos consumidores na Califórnia. Isto se deve ao fato de que se realmente existiram as manobras ilegais, muitas firmas vendedoras de energia já não poderão usar o custo do gás natural como desculpa para a cobrança de preços mais altos aos clientes. (Estratégia - 16.08.02)

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O senador americano Byron Dorgan , que presidiu a audiência da companhia de energia Enron no Comitê de Comércio ainda esse ano, envoiu nesta Sexta-feira, dia 16 de agosto, uma carta ao Procurador Geral da Justiça John Ashcroft inquirindo a razão pela qual não há maiores movimentações direcionadas ao esclarecimento dos danos causados pela Enron. "Em diversas ocasiões durante as semanas que passaram recentemente, nós pudemos ver o Departamento de Justiça registrando acusações criminais contra executivos de corporações...Estou escrevendo para perguntar a razão pela qual nenhuma ação está sendo tomada contra aqueles que foram responsabilizados por práticas ilegais na Enron Corporation" escreveu Dorgan. Baseado nestes depoimentos e investigações, o Comitê achou que a Enron está engajada com "sumiço de documentos, manipulação de registros financeiros, trapaça com investidores, enriquecimento próprio de executivos e mais" ele escreveu. (Platts - 16.08.02)

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As atividades nas estações nucleares da companhia de energia alemã E.ON's não foram afetadas pelas chuvas torrenciais e inundações observadas nesta última semana na Alemanha e em outros países na Europa Central, garantiu um porta-voz da companhia nesta Sexta-feira, dia 16. A E.ON opera e tem participações em vinte reatores na Alemanha: 1,440 MW em Brokdorf, 806 MW em Brunsbuttel, 1,400 MW em Emsland, 1,345 MW em Grafenrheinfeld, 1,430 MW em Grohnde, em Grundremmingen B e C (2 x 1,344 MW), em Isar-1 (907 MW) e -2 (1,455 MW), 1,316 MW em Krummel, 672 MW em Stade, e 1,350 MW em Untweser. "Nenhuma de nossas plantas nucleares foram afetadas ainda" disse o porta-voz. "Nós não gostaríamos de espelular no que ainda pode acontecer, mas caso ocorra algum dano às nossas instalações, faremos um enunciado imediatamente". (Platts - 16.08.02)

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A privatização de quatro distribuidoras peruanas pode ser cancelada definitivamente depois da reunião do conselho executivo da comissão de investimentos da Proinversión, em 21 de agosto, afirmou uma fonte da Proinversión. De acordo com o cronograma atual, as propostas para a totalidade das ações da Electronoroeste, Electronorte, Hidrandina e Electronoroeste, estimadas, em conjunto, de US$ 220 mi a US$ 260 mi, devem ser apresentadas em 28 de agosto. O ministro da Economia e Finanças, Pedro Pablo Kuczynski, no entanto, sugeriu em julho que a venda poderia ser adiada para setembro. "Nada foi suspenso e nada foi confirmado", disse a fonte, acrescentando no entanto que as declarações recentes do ministro das Minas e Energia, Jaime Quijandría "implicam mudanças no processo e mudanças na metodologia que poderiam conduzir a prorrogação indefinida". Quijandría disse que a informação sobre quais ativos do setor de energia seriam privatizados até o final do ano será anunciada em duas semanas. (Business News Americas - 16.08.02)

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O Comitê de privatização da companhia de energia estatal nicaragüense Enel confirmou a decisão de vender sua unidade Hidrogesa à Coastal Power International IV - filial da energética americana El Paso - por US$ 41,2 mi, informou a imprensa local. A Coastal fará um pagamento inicial de US$ 11,2 mi, ao que sucederão mais cinco pagamentos anuais de US$ 6 mi a partir de setembro de 2004. A Coastal iniciará no dia 15 de setembro o controle operacional da planta, confirmou Claudia Cruz, porta-voz da Coastal. Anteriormente, a Enel havia adjudicado a Hidrogesa à Coastal, mas no dia 31 de julho a companhia inclinou-se para a venda no ativo, argumentando que, além de encontrar irregularidades em outra oferta de adjudicação apresentada pela Enron da Nicarágua, o Comitê de privatização declarou que o processo de licitação não apresentou resultado algum quando a empresa adjudicou a Hidrogesa à Coastal. No mês do janeiro, a Coastal comprou uma outra geradora nicaragüense, a Geosa, por US$ 11,3 mi. (Business News Americas - 16.08.02)

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