O ministro das Minas e Energia, Francisco Gomide, foi explícito ontem, ao comentar a recente decisão do CNPE, de formar um grupo de estudo para analisar a metodologia fixada pela Aneel para revisão das tarifas das distribuidoras. As companhias alegam que a metodologia desestimulará investimentos, e a decisão do CNPE foi vista no mercado como sinal de que será revista a metodologia da Aneel. Integrantes da equipe econômica negam essa interpretação, e Gomide é categórico: "vamos mostrar com fatos e dados que a metodologia não desestimula investimentos, e não traz ameaça de novo racionamento". (Valor - 24.09.2002)

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Ao mesmo tempo em que a Aneel acenava nessa segunda-feira com a possibilidade de prorrogar o prazo - vencido no último sábado - para a Cemig ser dividida em três empresas distintas, a direção da companhia prevê ainda para esta semana a aprovação pela Assembléia Legislativa do projeto de lei que estabelece a operação. Apesar da possibilidade da prorrogação do prazo para a cisão, a assessoria de imprensa da Aneel confirmou que a agência irá notificar a qualquer momento a empresa pelo fato de a divisão, que vem sendo chamada de desverticalização, não ter sido realizada no tempo previsto. Ainda de acordo com a assessoria da Aneel, a prorrogação do prazo para separação da empresa só será julgada após a Cemig dar explicações sobre a não realização da operação - depois de receber a notificação, a estatal tem 15 dias para se justificar. (O Tempo - 24.09.2002)

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A Light já enviando contas com informações sobre as novas regras para a classificação dos consumidores de baixa renda. No Estado do Rio, a mudança vai beneficiar mais 120 mil clientes, que têm consumo entre 80kWh e 220 kWh. No entanto, eles devem estar cadastrados em algum dos programas sociais do Governo federal: Bolsa-Escola, Bolsa-Alimentação, Agente Jovem, Programa de Erradicação do Trabalho Infantil, Auxílio-Gás ou Cartão-Cidadão). As pessoas que têm esse consumo devem procurar, até 28 de novembro, a prefeitura da cidade para se inscreverem nos programas sociais. Quem, no último ano, consumiu menos de 80 kWv/mês terá direito a devolução do dinheiro referente aos descontos que não foram aplicados desde maio, quando a Aneel definiu as novas regras. (O Dia - 24.09.2002)

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A comunidade do Alto Vale do Itajaí (SC) está descontente com a data da audiência pública sobre a construção da Usina Hidrelétrica Salto Pilão. O encontro está marcado para amanhã em Ibirama. Conforme os moradores, a Fatma divulgou a data apenas no domingo e não deu prazo para que o projeto fosse analisado com antecedência. O prazo serviria para que ambientalistas, empresários e técnicos da comunidade do Alto Vale avaliassem o projeto da usina, conta a assessora de imprensa da Fundação Estrada de Ferro - Ferrovia das Bromélias (Tremtur), Nídia Maria de Leon Nóbrega Reses. A Tremtur foi uma das instituições que lideraram uma campanha em busca de esclarecimentos sobre a obra que será executada em três municípios da região: Ibirama, Lontras e Apiúna. Ela lembra que o ideal para analisar o projeto seria um prazo de no mínimo 15 dias. (Diário Catarinense - 24.09.2002)

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A Copel teve regularizado, pela Aneel, a alteração da capacidade instalada dos aproveitamentos hidrelétricos de Governador Pedro Viriato Parigot de Souza, Mourão, Rio dos Patos, Apucaraninha, Cavernoso e Chopim I. O aproveitamento hidrelétrico Capivari-Cachoeira foi regularizado com quatro unidades geradoras de 65 mil kW, totalizando 260 mil kW de capacidade instalada. O AHE Mourão terá três unidades geradoras, sendo uma de 1.900 kW, outra de 2.100 kW e a última de 4.200 kW, totalizando 8.200 kW. O AHE Rio dos Patos foi regularizado com duas unidades geradoras, sendo uma de 1.080 kW e outra de 620 kW, totalizando 1.700 kW. O aproveitamento de Apucaraninha teve regularizadas, três unidades geradoras, duas de 2.500 kW e uma de 5 mil, totalizando 10 mil kW. O AHE Cavernoso foi regularizado com duas unidades geradoras, de 450 kW e 850 kW, totalizando 1.300 kW. O aproveitamento hidrelétrico Chopim I passa a ter, de forma regularizada, duas unidades geradoras, uma com 940 kW e outra de 1.040 kW, totalizando 1.980 kW de capacidade instalada. (Jornal do Commercio - 24.09.2002)

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O II Seminário de Eficiência Energética começa hoje, na Fiergs. Promovido pela Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do RS (Agergs), em parceria com a Aneel, o evento busca o aperfeiçoamento dos programas de eficiência energética e de pesquisa e desenvolvimento tecnológico do setor elétrico brasileiro. Segundo a presidente do Conselho Superior da Agergs, Maria Augusta Feldman, a realização do seminário, que trará especialistas nacionais sobre o assunto, proporcionará às concessionárias de energia do RS a troca de experiências. O encontro termina amanhã, dia 25. (Correio do Povo - 24.09.2002)

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Números do ONS mostram um grande crescimento na demanda de energia neste domingo, dia 22 de setembro, na maioria dos subsistemas. O subsistema Sul foi o que apresentou maior crescimento: 45,74%, em comparação com o consumo do domingo anterior. No último dia 22, a demanda alcançou 7.532 MW. A região Sudeste/Centro-oeste teve o segundo maior aumento do consumo, com 27,80%, apresentando demanda de 26.909 MW. O consumo de energia do subsistema Nordeste atingiu 6.074 MW, representando aumento de 14,58%, enquanto o subsistema Norte obteve demanda de 2.621 MW, o significou elevação do índice em 6,76%. (Canal Energia - 23.09.2002)

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A região Norte continua apresentando as maiores reduções dentre todos os subsistemas. A variação dos níveis de domingo, dia 23 de setembro, em relação à última quinta, dia 19 de setembro, chega a 4,14%. Os níveis atuais estão em 31,94%. A usina de Tucuruí registra índice de 40,72%. (Canal Energia - 23.09.2002)

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Os níveis dos reservatórios estão em 35,21% na região Nordeste, uma variação negativa de 2,51% nos últimos três dias. O subsistema está 24,44% acima da curva de aversão ao risco. Na hidrelétrica de Sobradinho o índice é de 24,32%. (Canal Energia - 23.09.2002)

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A redução nos níveis de armazenamento na região Sudeste/Centro-Oeste foi de 0,38% em três dias. O submercado está com 51,65% de sua capacidade, estando 20,63% acima da curva de aversão ao risco. As usinas de Emborcação e Nova Ponte estão, respectivamente, com 49,27% e 52,07%. (Canal Energia - 23.09.2002)

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A região Sul, que vinha apresentando aumento nos níveis dos reservatórios, apresentou uma variação positiva de 9,81% em três dias, alcançando a marca de 72,92%. A hidrelétrica de Passo Real está com 90,77% de sua capacidade. (Canal Energia - 23.09.2002)

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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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O contrato para a federalização da dívida do governo do Estado com a Celesc foi assinado ontem, em Brasília, depois de sete meses de negociações. A partir deste documento, a empresa passa a contar com um crédito no valor de R$ 507 mi junto ao BNDES. Os recursos serão utilizados para o pagamento de dívidas e, num segundo momento, para a aplicação em novos investimentos. "Terminou a fase burocrática", comemorou, enfaticamente, o presidente da Celesc, José Fernando Xavier Faraco. Nesse processo de federalização, a União adquire a dívida que o Estado tem com a Celesc e, como conseqüência, a empresa fica com crédito junto ao BNDES. No lugar de dever um total de R$ 719 mi para a Celesc, o Estado passa a dever para o governo federal. Com o deságio da operação, a empresa fica com R$ 507 mi. Conforme o diretor econômico-financeiro da Celesc, Ênio Andrade Branco, assim que o acordo for registrado no cartório de títulos e documentos - o que normalmente acontece três dias após as assinaturas - inicia-se o processo de liberação dos recursos, que ocorre conforme o cumprimento dos compromissos. (Diário Catarinense - 24.09.2002)

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A Chesf nega que tenha R$ 100 mi a receber de distribuidoras do Nordeste. De acordo com notícias veiculadas na semana passada por agências internacionais, essa seria a quantia que concessionárias inadimplentes teriam a pagar para a geradora federal. Mas o diretor financeiro da companhia, Luiz Godoy, afirmou que esse débito refere-se a vencimentos de algumas companhias na época do racionamento que já foram quitados. "O mais difícil foi sair do racionamento. Agora os problemas são mais isolados", disse Godoy. Para o executivo, não existe um quadro endêmico de inadimplência entre as elétricas, como apregoam alguns profissionais do setor. Ele reconheceu que a retração no consumo, após o racionamento, interfere nas projeções das concessionárias. Mas lembrou que o empréstimo do BNDES ajudou na recomposição dos caixas. Os problemas financeiros mais graves, em sua opinião, referem-se às posições de algumas companhias e não chegam a ser um problema conjuntural do setor. (Gazeta Mercantil - 24.09.2002)

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Nos últimos quatro anos, a Chesf investiu R$ 270 mi em Pernambuco. O dinheiro foi aplicado em obras de transmissão, para melhorar a confiabilidade do sistema em todas as regiões do Estado. Somente na linha expressa Xingó-Messias-Recife II, com 400 km de extensão, a Chesf investiu R$ 150 mi. Na RMR, foram aplicados R$ 10 mi para ampliar as subestações da Mirueira, em Paulista, e do Bongi. Outros R$ 21 mi foram investidos na energização da subestação de Pau Ferro, em Igarassu. Para garantir o atendimento na região da Mata Norte do Estado, foi implantada a linha Mirueira/Goianinha, no município de Condado, a um custo de R$ 28 mi. A Chesf também investiu R$ 8 mi na ampliação da subestação de Ribeirão. No Sertão, o executivo citou a subestação de Bom Nome, que atende principalmente o Pólo Gesseiro do Araripe e recebeu investimentos de R$ 18 mi. Ele acrescentou que, até 2003, a Chesf pretende aplicar R$ 770 mi no Nordeste, em geração e transmissão de energia elétrica. Desse dinheiro, entre R$ 150 mi e R$ 170 mi estão destinados à térmica de Pau Ferro. Fora isso há os investimentos privados, como o que está sendo feito na linha Xingó-Angelim, com 200 km de extensão. (Diário de Pernambuco - 24.09.2002)

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A AES Eletropaulo finalizou ontem a rolagem da dívida de US$ 225 mi, cujo vencimento original se deu em 26 de agosto e já havia sido postergado duas vezes. Em agosto a empresa fez o pagamento de apenas 15% do valor. Ontem, a empresa concluiu a negociação junto ao sindicato de bancos liderado pelo JP Morgan da rolagem dos US$ 191 mi restantes por dois anos e a conversão da maior parte da dívida para reais. Menos de 15% do valor devem permanecer em dólar. A empresa espera finalizar a documentação nas próximas duas semanas. Os bancos pedem que o crédito possa ser convertido em debêntures, se as condições de mercado permitirem. A principal pendência para estender o prazo de pagamento era um pedido dos bancos credores para que a empresa não pague dividendos neste ano, em 2003 e em 2004. Mas a AES americana tem interesse nos dividendos, por causa de sua situação financeira nos EUA. Outra subsidiária brasileira do grupo, a AES Tietê, já remeteu à matriz R$ 201 mi em dividendos este ano. Além disso, os dividendos da Eletropaulo já estão comprometidos com o pagamento do empréstimo feito pelo BNDES para reposição das perdas com o racionamento. Com enormes dívidas e abalada pelas crises do racionamento e de sua controlada, a Eletropaulo está renegociando todos os pagamentos que vencem neste e no próximo ano. Em agosto, estendeu o prazo de pagamento de empréstimos e conseguiu pagar na última hora US$ 120 mi em "commercial papers". A empresa fechou também acordo com seus debênturistas para pagar em 23 parcelas mensais os R$ 350 mi que vencem em outubro. (Valor - 24.09.2002)

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Definição de regras claras que permitam a rápida implementação do Proinfa. Esta é a expectativa dos investidores em pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) em relação à regulamentação do programa, prevista para sair até o final do mês. Para os investidores, é fundamental que o programa deixe claro itens como os critérios de inscrição e seleção dos projetos e a definição do valor econômico para cada fonte alternativa para garantir o sucesso do Proinfa. "Acredito que a definição do valor econômico é fundamental para que o programa saia efetivamente do papel", observa Paulo Celso Guerra Lage, vice-presidente da APMPE. Segundo ele, a demora no processo de regulamentação do Proinfa está preocupando o mercado. O resultado, diz ele, é que muitos empreendedores estão revendo seus planos de investimentos enquanto não existe uma definição clara do governo quanto à regulamentação. "O governo havia sinalizado ao mercado o início da chamada pública do programa para outubro. Até agora, não vimos nada que confirme este prazo", afirma. (Canal Energia - 23.09.2002)

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A CEEE investiu, entre 1999 e julho deste ano, R$ 1,8 mi em projetos de melhorias na infra-estrutura energética da região de campanha. As obras, segundo a empresa, beneficiou aproximadamente 200 mil pessoas. Até o final de 2002, a empresa vai aplicar mais R$ 1 mi em obras que estão sendo feitas nos municípios de Bagé, Hulha Negra, Dom Pedrito, Pinheiro Machado, Lavras do Sul e Candiota. Em Hulha Negra foi inaugurado, na última sexta-feira, 20 de setembro, a obra "Abrindo Fronteiras", que proporcioná melhorias nos assentamentos rurais. (Canal Energia - 23.09.2002)

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O governo vai apressar a regulamentação para obrigar as empresas distribuidoras a comprarem, em leilão, até 95% de suas necessidades de suprimento, informou ao Valor, o ministro das Minas e Energia, Francisco Gomide. Essa é a conseqüência prática do resultado do leilão de energia das estatais federais, na semana passada, em que foi vendido apenas um terço dos lotes ofertados pelas geradoras . "Se o mercado não está disposto a comprar (os contratos de energia), não temos alternativa a não ser obrigá-lo", disse Gomide. Para o ministro, a existência de grandes sobras no leilão de energia das geradoras e a fraca procura por contratos de prazo mais longo, acima de quatro anos, mostram que a situação do mercado é de sobra de energia e de preços baixos. As distribuidoras estariam preferindo fugir dos contratos de longo prazo na expectativa de comprar barato no mercado spot (à vista). Esse comportamento, diz o ministro, é indesejável por sujeitar os consumidores e distribuidoras às oscilações bruscas do mercado e por não encorajar novos investimentos em geração. "As distribuidoras não estão com visão de médio e longo prazo que o consumidor e o cliente merecem", comentou Francisco Gomide. "A visão imediatista de comprar barato no spot implica em risco incompatível com a distribuição de um serviço público". (Valor - 24.09.2002)

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Ao contrário dos leilões de venda, em que as geradoras determinam um preço mínimo para os lotes de energia, conforme o prazo dos contratos, e, em caso de concorrência, as distribuidoras oferecem ágio sobre esse valor, no caso dos leilões de compra, as companhias anunciam um preço máximo, e aceitam os fornecedores que oferecerem energia pelo menor valor. Segundo o ministro das Minas e Energia, Francisco Gomide, para evitar que distribuidoras fixem tetos muito baixos, desencorajando ofertas das geradoras, a tendência do governo é pré-determinar esse preço máximo, fixando-o de acordo com o Valor Normativo (valor fixado pelo governo equivalente ao máximo que as distribuidoras podem repassar a suas tarifas; hoje em R$ 72,35 o megawatt/hora, para energia hidrelétrica). Os lotes vendidos nos leilões das geradoras, na maioria para contratos entre dois e quatro anos, tiveram preço médio de R$ 50,11 o megawatt/hora. O governo também deverá fixar um prazo mínimo, superior a seis anos, para os contratos a serem negociados nos leilões, segundo Gomide. Pelas regras atuais, só pode ser ofertada a energia proveniente de usinas já em operação; a adoção de contratos de prazo longo obrigará o governo a mudar essa regra, acredita o ministro. "Quem sabe, o mercado será satisfeito com contratos de cinco anos e opção firme de compra para oito a dez anos." (Valor - 24.09.2002)

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A Abrage vai avaliar o que fazer com a sobra de quase 70% dos lotes colocados à disposição no leilão de energia elétrica no último dia 19. Em reunião marcada para o dia 2 de outubro, as empresas filiadas - entre elas as cinco que conseguiram vender no processo - vão analisar as possibilidades e definir uma proposta de comercialização desse montante. A idéia é formalizar um documento pleiteando a proposição de uma nova forma de negociação, que não a alocação da sobra no MAE. Embora a intenção das empresas seja outra, a Medida Provisória 64 restringe ao mercado de curto prazo o total da energia sem contratação. A MP dá nova redação ao artigo 28 da Lei 10.438/02, que dispôs os procedimentos sobre os leilões das geradoras estatais. Segundo Flavio Neiva, presidente da Abrage, o pensamento dos membros da associação será encaminhado a órgãos do governo como Ministério de Minas e Energia, CNPE e Aneel. (Canal Energia - 23.09.2002)

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Na quarta semana de setembro, os preços do MAE caíram em todos os submercados do País. A maior queda foi verificada na Região Sul, que registrou índices negativos de até 22,09% em comparação com a semana anterior. Para as cargas pesada e média, o valor do MWh nesta região está em R$ 4,83. Para a carga leve, o preço da energia no mercado atacadista fica em R$ 4,59, o que representa uma queda de 21,67%. No submercado Sudeste/Centro-Oeste, os preços do MAE para a carga pesada tiveram a maior variação em comparação com a semana anterior. Entre os dias 21 e 27 de setembro, o valor do MWh para esta carga fica em R$ 4,99, uma queda de 18,33%. Nas cargas média e leve, o preço da energia para o Sudeste/Centro-Oeste está em R$ 4,87 e R$ 4,83, respectivamente. Nas regiões Norte e Nordeste, o valor do MWh registrou índice de queda de até 13,28% em comparação com a semana anterior. Nesta semana, os preços do MAE nestes submercados ficam em R$ 4,93, para a carga pesada; R$ 4,87, para a carga média; e R$ 4,83, para a carga leve. (Jornal do Commercio - 24.09.2002)

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Exportações de soja de meses anteriores continuaram influenciando o resultado da balança comercial brasileira na semana passada, quando foi registrado superávit de US$ 929 mi, com exportações de US$ 1,883 bi e importações de US$ 954 mi. Com isso, o superávit no mês sobe para US$ 1,860 bi, o maior resultado mensal do ano. De janeiro até a terceira semana de setembro, a balança apresenta superávit de US$ 7,241 bi. Os números foram divulgados ontem pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior. As exportações subiram 25,7% em relação à igual mês de 2001, influenciadas por exportações passadas do complexo soja, que não foram contabilizadas na ocasião do embarque. Parte da discrepância entre o que foi registrado e o que foi efetivamente embarcado foi solucionada na segunda semana, e outra parte na semana passada. Calcula-se que cerca de US$ 600 mi em exportações de soja deixaram de ser registradas pelo governo. (Gazeta Mercantil - 24.09.2002)

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As projeções para as taxas de juros futuros tiveram alta ontem. Entre os contratos mais negociados na BM&F, o de outubro subiu de 18,10% para 18,11% ao ano. A taxa para janeiro de 2003 foi de 21,14% para 21,83% ao ano. O cupom cambial para janeiro de 2003 ficou em 31,95% ao ano. Pela manhã, o BC enxugou R$ 26,142 bilhões do sistema financeiro. Os recursos serão remunerados no "overnight" (em um único dia) com juros de 17,90% ao ano e voltam ao caixa dos bancos hoje. (Gazeta Mercantil - 24.09.2002)

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O governo central - Tesouro Nacional, Previdência Social e Banco Central - registrou superávit primário de R$ 1,39 bi em agosto. É o menor valor do ano mas, segundo o secretário do Tesouro Nacional, Eduardo Guardia, esse fato não é preocupante. No acumulado de janeiro até agosto, quando registrou superávit de R$ 23,528 bi (2,82% do PIB), o governo central conseguiu superar em R$ 1,5 bi a trajetória traçada pelo decreto de programação financeira para o período. "O resultado de agosto está em linha com o projetado", disse o secretário. Para dezembro, a meta do governo central é alcançar um superávit primário de R$ 30,7 bi, considerando o esforço adicional de 0,13% do PIB do setor público consolidado, correspondente a R$ 1,5 bi. Guardia explicou que a alteração no superávit primário fez parte da revisão realizada a cada bimestre, o que resultou em projeção de receitas maiores que o esperado. (Gazeta Mercantil - 24.09.2002)

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O dólar comercial abriu as operações com alta de 1,12% perante o fechamento de ontem, cotado a R$ 3,60 na compra e a R$ 3,61 na venda. Atinge, assim, o valor recorde histórico e se iguala ao peso argentino. Ontem, a moeda do país vizinho, que está em default, fechou com a paridade de 3,61 pesos por dólar. No mercado futuro, os contratos de outubro negociados na BM & F tinham elevação de 0,98%, projetando a moeda a R$ 3,595. Ontem, a pressão eleitoral interferiu diretamente nos negócios e a moeda terminou com valorização de 4,84%, a R$ 3,5650 na compra e a R$ 3,5700 na venda. A cotação é recorde nos oito anos do Plano Real. Hoje, a tensão deve continuar. Como o governo pagará integralmente na quarta-feira dívida estimada em US$ 1,516 bi, o mercado cambial poderá ser palco de uma forte "briga" pela formação da taxa Ptax (média calculada pelo BC). (Valor Online - 24.09.2002)

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As distribuidoras de gás natural estão tentando barrar os planos da Petrobras de reajustar o preço do combustível nacional em até 21%. Por isso, a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) se reúne, amanhã, às 14h, com o gerente-executivo da área de gás da estatal, Rodolfo Landim. O possível aumento está previsto para 1 de outubro. Mas, segundo o presidente da Abegás e da Companhia Paraibana de Gás (PBGás), Cícero Ernesto Leite, o setor não suporta qualquer reajuste nesse momento. Em julho, o aumento foi de 10,6%. Apesar de o gás ser produzido no Brasil, o critério de precificação relaciona-se à variação cambial no País e do petróleo no mercado externo. A assessoria de imprensa da Petrobras disse que a empresa ainda não se posiciona sobre um eventual reajuste. Mas, em entrevista na semana passada, Landim afirmou que o aumento poderá chegar a 21%. (Gazeta Mercantil - 24.09.2002)

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A termelétrica Concórdia, de propriedade da Sadia, foi registrada pela a Aneel juntamente com o respectivo sistema de transmissão de interesse restrito. A unidade geradora de 5 mil kW, localizada no município de Concórdia, em Santa Catarina, está prevista para entrar em operação comercial em abril de 2003. A empresa utilizará energia para consumo próprio. (Jornal do Commercio - 24.09.2002)

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Mesmo sem a regulamentação sobre o tema definida, a White Martins já conta com algumas unidades como consumidores livres. Prova disso é que das 22 unidades da indústria espalhadas pelo País, oito já possuem contratos bilaterais assinados. Segundo Ricardo Pinho, diretor industrial da companhia, a tendência é que novos contratos sejam firmados por outras unidades. Para isso, diz ele, a empresa aguarda a regulamentação da medida que trata da efetivação do consumidor livre, que está a cargo da Câmara de Gestão do Setor Elétrico. Pinho defende a flexibilidade do contrato, permitindo condições reais para a opção pela contratação bilateral. "Nossa expectativa é grande, mas, para isso, o Governo precisa nos dar condições que permitam a opção pela assinatura de contratos bilaterais", diz. Além disso, a empresa tem investido, ao longo de 30 anos, em ações de eficiência energética em suas unidades operacionais, com o objetivo de otimizar o trabalho e reduzir gastos com energia. (Jornal do Commercio - 24.09.2002)

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Recentemente, o programa de eficiência energética da White Martins foi considerado modelo de referência no País. Como toda indústria eletrointensiva, a energia representa de 70% a 85% do custo de produção da empresa. Com o programa de eficiência energética, a companhia tem como objetivo reduzir em 2,5% por ano os gastos com energia. Para conseguir este índice de redução, a solução adotada pela indústria integrou-se ao programa Global Production Excellence da Praxair, tendo como foco a redução do consumo de energia e aumento da confiabilidade operacional das unidades industriais. O diretor explica que o programa permite a substituição de plantas antigas por unidades modernas, com ciclos mais econômicos. Em cada unidade, o programa de eficiência energética da empresa é controlado por índices chamados de KPI, monitorados por bancos de dados exclusivos. As informações obtidas são condensadas e analisadas em reuniões envolvendo todas as unidades industriais da América do Sul. Porém, implantar um programa considerado como modelo de referência requer investimentos pesados. Nos últimos três anos, o diretor conta que a empresa investiu, em média, US$ 7 mi por ano. Em termos de eficiência energética, os ganhos se aproximam do montante investido nos últimos anos, chegando a uma média de US$ 5 mi por ano. (Jornal do Commercio - 24.09.2002)

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A Suíça realizou neste domingo um plebiscito popular, o qual questionava aos suíços se estes aceitariam a adoção de uma nova regulação sobre o mercado de eletricidade que conduziria o mesmo à uma gradual liberalização. A nova regulamentação permitiria que consumidores com uma demanda de 20 GWh ou mais por ano, incluindo produções próprias de energia, pudessem escolher seus próprios fornecedores a partir de meados de 2003. No mesmo período, fornecedores locais de energia estariam livres para adquirir até 20% de sua demanda por energia no mercado aberto. Três anos depois, em 2006, consumidores com demanda de 10 GWh ou mais por ano estariam livres, e fornecedores locais poderiam adquirir até 40% de seu suprimento livremente. Em 2009, o mercado de eletricidade estaria totalmente livre à competição. (Platts - 23.09.02)

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Uma representante da Comissão Federal Americana de regulação de Energia, Nora Brownell, disse na quinta-feira passada que as reclamações feitas por funcionários da Califórnia e de outros Estados do oeste afirmando que manipulações intencionais dentro do mercado de energia contribuíram para a crise de preços na região, foram bastante exageradas. Num discurso feito na Conferência Global de Lideranças nos setores de energia e Gás em Nova York, Brownell disse não estar convencida de que manipulações feitas por participantes do mercado foram tão grandiosas ou tiveram tamanho efeito nos preços. (Platts - 20.09.02)

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A Hidroelétrica de Cahora Bassa (HCB) de Moçambique registou pela terceira vez consecutiva resultados operacionais positivos. Em 2001, aumentaram 603% para US$ 27,94 mi, anunciou a empresa. A HCB realizou hoje em Maputo uma assembléia geral, na qual foram aprovados o relatório e contas de 2001, tendo o ponto relativo à eleição de novos corpos gerentes da empresa ficado em aberto por falta de propostas dos acionistas. O assunto deverá ser objeto de posterior assembléia extraordinária. O presidente da HCB, Carlos Veiga Anjos, disse à agência Lusa, em Maputo, que a produção de energia aumentou 23% para 10.550 Gwh e as vendas subiram 217% para US$ 73,19 mi. O principal cliente da HCB em 2001 continuou a ser a companhia de eletricidade sul-africana com 60%, seguido da companhia zimbabueana com 30%, enquanto que os restantes 10% foram vendido à Electricidade de Moçambique. O presidente da HCB sublinhou que se a empresa aplicasse preços de venda a valores de mercado poderia aumentar substancial os resultados para conseguir uma plataforma para pagar o serviço da dívida e haver dinheiro para futuros projetos de desenvolvimentos do empreendimento. A HCB, o maior investimento português no exterior, possuiu uma dívida de cerca de US$ 2,5 bi resultante sobretudo dos custos de manutenção do empreendimento durante a guerra civil de 16 anos terminada em 1992 e do investimento para a posterior reabilitação das linhas. São acionistas da HCB o Estado português com 82%, cabendo a restante parte ao governo moçambicano. (Diário Económico - 23.09.02)

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