Dezesseis linhas de transmissão de energia elétrica foram incluídas no PND, através do Decreto 4.426, assinado pelo presidente Fernando Henrique Cardoso e publicado no Diário Oficial da União na última quinta-feira. As linhas compõem a rede básica do Sistema Elétrico Interligado. A Aneel será a responsável pela outorga das concessões, através de leilão. O maior número de empreendimentos está concentrado no sistema da Região Sul, com as linhas Passo Real - Tapera 2, com 230 kV de potência, e Taquara-Arroio do Sal (230 kV), ambas no Rio Grande do Sul; Machadinho-Campos Novos II (500 kV) e Palhoça-J. Lacerda B (230 kV), em Santa Catarina; e ainda as linhas Salto Santiago-Ivaiporã (500 kV), Ivaiporã- Cascável Oeste (500 kV), e UHE São Jerônimo-Jaguariaíva (230 kV), no Paraná. No sistema da Região Sudeste, aparece a linha Montes Claros-Irapé, com 345 kV de potência, em Minas Gerais. No Centro-Oeste, o trecho incluído foi Coxipó- Rondonópolis C3 (230 kV), em Mato Grosso. Para o Nordeste, o PND englobou duas linhas de transmissão: Milagres-Taú (230 kV), no Ceará, e Teresina-Sobral- Fortaleza C2 (500 kV), que passa pelos estados do Piauí e do Ceará. Já a interligação Sul/Sudeste está no PND com as linhas Londrina-Assis (500 kV), entre o Paraná e São Paulo; e Assis-Araraquara (500 kV), em São Paulo. (Jornal do Commercio - 22.10.2002)

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O ministro da Casa Civil Pedro Parente afirmou ontem ter convicção "absoluta" de que o próximo governo não poderá abrir mão do investimento privado no setor elétrico. "Ainda que se queira dar um papel maior ao setor público, ele não tem todos os recursos necessários ao investimento. Nós temos que adotar políticas que sejam amigáveis à atração do investimento", afirmou. Parente defendeu um equilíbrio na atuação do órgão regulador para assegurar a remuneração do investidor e a garantia da expansão da oferta de energia. O ministro citou, ainda, a revisão ordinária de tarifas, dentro da atual regulamentação da Aneel. Segundo afirmou, este é um dos trabalhos do atual governo que deverá ser continuado pela próxima gestão. "Temos um trabalho em andamento no CNPE. O objetivo desse trabalho é avaliar os reflexos da regulamentação da Aneel e ver se temos um equilíbrio adequado entre consumidores e empresas", afirmou. (Gazeta Mercantil - 22.10.2002)

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O ministro de Minas e Energia, Francisco Gomide, afirma que o país não corre qualquer risco de racionamento de energia nos próximos cinco anos. Segundo o ministro, a ameaça foi eliminada pelo aumento na geração de energia no país e a conscientização da população que continua a economizar. "Estamos fechando o ano com obras sendo inauguradas e sobra de energia da ordem de 30 mil MW por mês nos reservatórios", disse, ao abrir no domingo o décimo Seminário de Planejamento Econômico-Financeiro do Setor Elétrico, em Foz do Iguaçu (PR). A geração, na opinião do ministro, vai aumentar ainda mais com os leilões de energia, o que ele afirma será regulamentado ainda neste governo. Mas a expansão da transmissão, segundo ele, será responsabilidade do próximo governo. Para Gomide, a tarefa mais importante exigida pelo setor, neste momento, é a regulação, o que "também não se faz da noite para o dia". As lacunas regulatórias, segundo o ministro, precisam de tempo para serem solucionadas. E várias delas não serão resolvidas pelo atual governo. Mas isto não o preocupa. Ontem, durante o seminário, a administradora Maura Galuppo Botelho Martins, analista de planejamento econômico-financeiro da Cemig, fez um alerta quanto ao alto custo da energia brasileira. Segundo ela, a situação atual compromete o fornecimento e "a tendência é que a energia elétrica fique ainda mais cara". (Valor - 22.10.2002)

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A tarifa de energia elétrica cobrada da classe residencial está, pelo menos, 11% mais cara por causa dos subsídios concedidos aos consumidores industriais. O mesmo problema é verificado na classe comercial e industrial de baixa tensão, que pagam 21,9% a mais como forma de subsídio. Enquanto isso, o setor industrial, incluído no chamado subgrupo A2, por exemplo, paga 13% a menos em cada megawatt/hora gasto, ou R$ 13,08. Esse é o resultado de estudo solicitado pelo Comitê de Revitalização do Setor Elétrico à Abradee, que criou um grupo para tratar do assunto. O trabalho foi realizado com base nos números de aproximadamente 40 concessionárias localizadas nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do País. Segundo um dos coordenadores do estudo, Wilson Koprik, da Copel, para encontrar os subsídios cruzados existentes nas tarifas de fornecimento e propor sua correção, foi necessário observar os custos de atendimento em cada subgrupo no médio e longo prazos. (Jornal do Commercio - 22.10.2002)

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De acordo com o estudo da Abradee, se não houver uma reestruturação tarifária rápida, a tendência é que os subsídios aumentem no decorrer dos anos. Até 2010, de acordo com projeções feitas pelo grupo, os consumidores do subgrupo A2 (industriais), pagariam 25,21% (R$ 25,21) a menos pela tarifa enquanto os residenciais e comerciais e industriais de baixa tensão desembolsariam a mais 14,6% (R$ 30,32) e 24,7% (R$ 48,41). Como o valor pago pelos consumidores de alta tensão não cobre os gastos que as distribuidoras têm para levar a eletricidade até as empresas, os consumidores de baixa tensão pagam a diferença. Hoje, segundo o estudo, o custo da energia para a classe industrial é de R$ 91,99, mas a tarifa cobrada é de R$ 78,91. Para o residencial, é de R$ 181,05 e o praticado de R$ 202; no comercial e industrial de baixa tensão, a tarifa de referência é R$ 170,03 e o pago, R$ 207,32. "Hoje a classe que tem menos paga para quem tem mais renda", afirma Wilson Koprik, da Copel. (Jornal do Commercio - 22.10.2002)

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Wilson Koprik, da Copel, explica que a atual estrutura tarifária é um dos grandes inibidores da entrada da indústria no processo de consumidores livres. A opinião também é compartilhada pelo ministro de Minas e Energia, Francisco Gomide. Segundo ele, "nenhum desses consumidores quer sair debaixo das asas dessa grande galinha gorda". A carga tributária e seu impacto sobre as tarifas também foram temas de outro estudo. Segundo Maura Galuppo Botelho Martins, da Cemig, a pressão dos impostos, encargos e taxas pagos pelas empresas varia de 33% a 36%. Com a Medida Provisória 66, que eleva a alíquota do PIS, a carga tributária deverá aumentar mais 20%, a partir de 2003. Para ela, nesse aspecto, o setor deveria ter um tratamento diferenciado dos demais. Maura explica que atualmente existem 61 tributos no setor elétrico. A classe residencial, por exemplo, paga mais encargos de transmissão que os demais consumidores, por usar as linhas de distribuição em horários de pico. (Jornal do Commercio - 22.10.2002)

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Analistas de instituições financeiras e de empresas de consultoria para a área de energia apostam em um aumento entre 19% e 20% nas tarifas da Cemig no próximo reajuste a ser praticado pela empresa - por contrato com a Aneel, o aumento anual ao qual a concessionária tem direito ocorre em abril. Se confirmado, o reajuste em 2003 será quase o dobro do aumento de 10,51% praticado em abril deste ano. Segundo analista da corretora de um dos principais bancos nacionais - que acredita em um aumento de 19% na tarifa da Cemig - a alta do dólar será o principal catalisador da tarifa da estatal mineira, já que parte da energia distribuída pela empresa é comprada junto a Itaipu, que cobra em dólar pelo insumo. Um fator que poderá pressionar para baixo o reajuste é o anúncio do governo federal de reduzir em 15% o preço da energia de Itaipu. (O Tempo - 22.10.2002)

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A Cerj estima que a demanda máxima no horário de ponta seja bem menor do que a registrada no ano passado com a adoção do horário de verão, que este ano começa no dia 3 de novembro. A previsão mais otimista é que o teto do consumo chegue a 1.600 MWh, contra o patamar histórico de 1.648 MWh, registrado no sábado de Carnaval do ano passado. A área de concessão da companhia abrange as principais regiões turísticas do Estado e é a sazonalidade de demanda desses locais é que determina a curva de consumo, em função de feriados e período de férias. A redução da carga já esteve em 3% em anos anteriores. Para este ano, a previsão é que esse valor fique em 1%, mesmo número de 2001. "A grande vantagem do horário de verão é retirar a simultaneidade do consumo, diminuindo o pico no horário de ponta. Com isso podemos alongar os investimentos, que podem ser distribuídos de forma mais eficiente", explica Carlos Ewandro Naegele, gerente de Manutenção e Obrasj. Ele destaca ainda que a mudança na matriz de energia elétrica para gás reduziu a expectativa de economia por parte da empresa. (Jornal do Commercio - 22.10.2002)

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Os danos à rede elétrica em vários bairros de Campo Grande, durante o temporal de ontem, motivaram 493 solicitações de reparos à Enersul, desde às 12h30 desta segunda-feira. Até a meia-noite, haviam sido atendidas 295, segundo informações da assessoria do órgão. As 295 solicitações restantes estão sendo atendidas hoje, por 75 trabalhadores, divididos em 25 equipes. A previsão é que os reparos terminem até o final do dia. De acordo com a Enersul, a maioria das solicitações dizem respeito a cabos partidos pelo vento, árvores caídas e galhos na rede elétrica. (Campo Grande News - 22.10.2002)

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Números do último boletim divulgado pelo ONS mostram aumento na demanda de energia neste domingo, dia 20 de outubro, em três subsistemas do país. O subsistema Norte foi o único que apresentou queda na demanda, de 1,52%, em comparação com o consumo do domingo anterior, dia 13 de outubro. No último domingo, a demanda alcançou 2.448 MW. A região Sudeste/Centro-Oeste registrou aumento de 1,55%, com 22.750 MW de demanda. Já a região Sul ficou com a demanda de 5.765 MW, 5,52% maior que a verificada no domingo anterior. O consumo de energia do subsistema Nordeste atingiu 5.457 MW, representando elevação de 1,45%. (Canal Energia - 21.10.2002)

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A redução dos níveis dos reservatórios chegou a 0,41% na região Norte, a maior entre os outros subsistemas. A região está com índice em 19,16%. A usina de Tucuruí está com 21,37% da capacidade. (Canal Energia - 21.10.2002)

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Com uma queda de 0,3% nos níveis, a região Nordeste está com índice em 27,95%. Segundo o operador do sistema, a capacidade está 20,53% acima da curva de aversão ao risco. O nível da usina de Sobradinho, a maior do Nordeste, está em 17,86%. (Canal Energia - 21.10.2002)

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O subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresentou variação negativa de 0,27% em relação ao dia anterior, 19 de outubro. Os reservatórios estão com 45,73%, ficando 20,6% acima da curva de aversão ao risco determinada pelo ONS. As usinas de Furnas e Emborcação registram 61,79% e 49,15% da capacidade, respectivamente. (Canal Energia - 21.10.2002)

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Mais uma vez, a região Sul foi a única a registrar aumento nos índices. Está com 92,49% da capacidade. a variação foi de 0,76%. A hidrelétrica de S. Santiago registra índice de 89,45%. (Canal Energia - 21.10.2002)

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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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Quatro empresas concentraram mais da metade dos prejuízos com o racionamento de energia elétrica no ano passado, que totalizaram R$ 4,99 bi, segundo dados homologados pela Aneel e que estão servindo de referência para a liberação de empréstimos por parte do BNDES. Além disso, essas empresas estão recebendo mais R$ 1,38 bi por recomposição de custos devido à chamada "Parcela A", que se refere aos chamados "custos não gerenciáveis" das administradoras, o que elevou para R$ 6,37 bi o valor recomposto. Desse total o BNDES já liberou cerca de R$ 5 bi, atendendo 39 distribuidoras de energia. O BNDES ainda está aguardando os dados da Aneel referente ao período de janeiro a fevereiro deste ano, para completar a liberação dos empréstimos por conta do Acordo Geral do Setor Elétrico. (O Estado de São Paulo - 22.10.2002)

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Segundo dados da Aneel, a Eletropaulo, que atende a região metropolitana de São Paulo, teve direito a créditos por parte do BNDES no valor de R$ 1,125 bi, sendo R$ 922,9 mi referentes à recomposição devido ao racionamento de energia e outros R$ 202 mi devido à Parcela A. Isso corresponde a 17,65% do valor total homologado pela Aneel. (O Estado de São Paulo - 22.10.2002)

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A segunda empresa com maiores créditos é a Cemig, uma das poucas estatais beneficiadas com grande volume de créditos, porque a empresa reúne algumas características peculiares: é estatal, mas não é federal (o controlador é o governo mineiro), tem a sua própria distribuidora e está em região afetada pelo racionamento. Ao todo a empresa teve créditos de R$ 988,38 mi, 15,51% do total, sendo R$ 725,6 milhões pelo racionamento e R$ 262,78 mi pela Parcela A, ou custos não administrados diretamente pelas empresas. As estatais federais, em sua maioria geradoras, não tiveram os dados homologados para o Acordo Geral e as companhias estaduais do Paraná (Copel) e Santa Catarina (Celesc) operam em regiões não afetadas pelo racionamento. A empresa catarinense ainda conseguiu R$ 84,8 mi referentes à Parcela A, mas a Cesp, controlada pelo governo de São Paulo e que atua basicamente na geração, conseguiu apenas R$ 14,77 mi, apesar de afeta pelo racionamento. (O Estado de São Paulo - 22.10.2002)

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A terceira maior beneficiária da operação foi a Light, com R$ 685 mi, ou o equivalente a 10,75% do total, sendo R$ 559,35 mi pelo racionamento e R$ 125,69 mi pela Parcela A. A CPFL, que atua no interior de São Paulo, ficou na quarta colocação, com créditos de R$ 643,27 milhões, sendo R$ 468,6 mi pelo racionamento e R$ 156,65 mi de Parcela A. A Coelba, distribuidora que atua na Bahia, teve créditos homologados pela Aneel no valor de R$ 268,49 mi, a Piratininga conseguiu R$ 267 milhões, a Bandeirante R$ 247 mi, a Elektro R$ 239 mi, a Cerj, que atende ao interior do Rio de Janeiro, teve créditos de R$ 219 milhões e a Coelce, que atende ao Ceará, conseguiu R$ 183 mi. (O Estado de São Paulo - 22.10.2002)

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O GP Investimentos fez proposta à AES pelo controle da distribuidora Eletropaulo. O grupo ofereceu pagar US$ 200 mi e assumir dívida. A negociação, porém, está condicionada à reestruturação do débito total de US$ 1,2 bi que as controladoras da Eletropaulo - a AES Elpa e a Transgás - têm com o BNDES. Como garantia do pagamento da dívida, o BNDES recebeu ações da Eletropaulo, 31% do capital total em ordinárias e 39% em preferenciais, mais ações da AES Sul e da Uruguaiana. A AES Elpa deve US$ 600 mi ao BNDES, saldo do empréstimo tomado para a aquisição da Eletropaulo na privatização. A empresa detém 31% do capital total da distribuidora, em ações ordinárias, todas caucionadas no banco estatal. A Transgás, criada em 2000, deve outros US$ 600 mi ao BNDES, referentes aos recursos utilizados para comprar ações preferenciais da Eletropaulo no mercado. A empresa detém 39% do capital total da distribuidora. A negociação é complexa porque em abril, ao postergar o pagamento de uma fatia de US$ 170 mi da dívida da Eletropaulo, a AES ofereceu como garantias adicionais ao BNDES as ações de outras duas subsidiárias, a usina de Uruguaiana e a AES Sul. Na terça-feira passada, o pagamento de nova parcela devida ao BNDES, de US$ 85 mi, foi adiado por duas semanas. O vencimento ficou para 28 de outubro, um dia depois das eleições presidenciais. (Valor - 21.10.2002)

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O endividamento total da Eletropaulo é de R$ 6,5 bi, mas boa parte tem vencimento no curto prazo, o que complica a situação da sua controladora, a AES, que também passa por dificuldades financeiras. Em leilão de privatização, o bloco de controle da Eletropaulo foi arrematado por US$ 1,8 bi, mas seu valor de mercado atual se reduziu a US$ 250 mi, segundo o analista do Unibanco, Sérgio Tamashiro. Procurado, o GP não confirmou nem negou a negociação com a AES. A matriz da empresa americana, em Arlington, negou qualquer conversa com a instituição de Jorge Paulo Lemann e outros dez sócios. O GP tem hoje apenas uma presença tímida no setor elétrico, com participações em pequenas centrais hidrelétricas. Com o objetivo de crescer no setor, o grupo há pouco mais de um ano contratou o ex-presidente da Eletrobrás, Firmino Sampaio, para comandar um fundo de "private equity" de energia. No ano passado, o GP chegou a se pré-qualificar para o fracassado leilão da Copel. Nos negócios que começam a se delinear, a questão política é um forte ingrediente. No caso da Eletropaulo, por exemplo, não se sabe qual será a reação do BNDES às vésperas de mudanças no governo. Alguns analistas afirmam que o atual presidente do banco, Eleazar de Carvalho, não deverá permanecer no cargo mesmo que o candidato do governo ganhe as eleições, já que o executivo teria adotado posturas simpáticas a Ciro Gomes no primeiro turno. (Valor - 21.10.2002)

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Outro grupo brasileiro que partiu para aquisições no setor é o Opportunity. Por meio do fundo de "private equity" CVC Opportunity, a instituição de Daniel Dantas disputa o controle da Elektro. A Enron, que faz uma espécie de leilão de sua subsidiária, recebeu as propostas dos interessados no dia 11. Segundo as contas de um analista, a Elektro vale R$ 2 bi e tem R$ 3 bi em dívidas, sendo dois terços com sua controladora. Por isso, acredita-se no mercado que a venda será feita por um valor simbólico e o comprador será quem oferecer o menor deságio ao crédito da Enron. A concordatária Enron está fazendo uma espécie de leilão junto aos interessados na aquisição do controle da sua subsidiária Elektro. No dia 11, a empresa recebeu as propostas. O CVC Opportunity, um fundo de "private equity" do Citibank administrado pelo grupo de Daniel Dantas é um forte concorrente, segundo o Valor apurou. Outros fundos estrangeiros também estariam interessados na empresa. (Valor - 21.10.2002)

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A Vale do Rio Doce está "namorando" a AES Tietê, segundo uma fonte próxima à direção da empresa. Para a mineradora, a aquisição da geradora seria mais barata do que a construção de uma nova usina. Fonte ligada à VRD considera que o negócio vale a pena, pois é bem mais barato que fazer uma usina nova. Está havendo uma aproximação entre as partes para negociar o ativo, levando em conta que a AES está querendo sair do Brasil. Mas ainda não há banco mandatado para a transação, que está em fase de "namoro". (Valor - 21.10.2002)

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A Itaipu Binacional está ampliando significativamente o aparato de segurança em torno da hidrelétrica, que possui mais de 12 mil MW de capacidade e é responsável pelo fornecimento de 23% da energia do País. "A hidrelétrica investe cerca de US$ 5 mi na aquisição de equipamentos para ampliar o controle do acesso às suas dependências, bem como monitorar a movimentação no lago formado pelo reservatório da hidrelétrica", informou o diretor-geral brasileiro da companhia, Antônio José Correia Ribas. Ribas nega que o cuidado maior com a segurança da usina hidrelétrica esteja vinculado à escalada do terrorismo. "Já tínhamos esses projetos antes dos atentados em Nova York", disse ele. Ele reconheceu, contudo, que os atentados "aceleraram" os projetos. O diretor-geral de Itaipu Binacional, lembra que a hidrelétrica tem grande importância estratégica para o País. "Qualquer problema com o fornecimento de energia de Itaipu apaga o Brasil", disse ele. A eletricidade gerada pela hidrelétrica é responsável por 34% do consumo nos sistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul. A empresa recebeu na semana passada um dos principais novos equipamentos de segurança: um radar "capaz de detectar a presença de uma pessoa em um raio de 15 quilômetros", segundo Ribas. O radar, um BOR-A550, de fabricação alemã, será instalado voltado para a área do lago, no ponto mais alto da usina. (Jornal do Commercio - 22.10.2002)

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O Conselho de Administração da Celesc aprovou as novas condições para o quarto período de repactuação da emissão de debêntures realizada pela concessionária em 1994, no valor de R$ 30 mi. Na época da emissão, o montante foi utilizado para projetos nas áreas de geração, distribuição e transmissão. As novas condições, válidas por dois anos, prevêem juros que correspondem à variação acumulada de 95%, das taxas médias dos Depósitos Interfinanceiros (DI), que serão incididas sobre o valor nominal da debêntures a partir de 1º de novembro de 2002. "Os debenturistas têm prazo de cinco dias a partir desta segunda-feira, dia 21 de outubro, para manifestarem interesse pelas novas condições aprovadas pelo conselho", explica Maria de Fátima Casagrande, chefe do Departamento Econômico da empresa. (Canal Energia - 21.10.2002)

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Pela quarta semana consecutiva, o valor do MWh para todas as cargas no submercado Sul permanecem em R$ 4. Nas demais regiões, os preços do MAE tiveram pequeno aumento. Os valores são válidos para a quarta semana de outubro, que compreende os dias 19 a 25. O maior aumento no valor do MWh foi registrado no submercado Sudeste/Centro-Oeste, que teve crescimento de até 20%. Para esta semana, o preço da energia para a carga pesada fica em R$ 5,03. Para as cargas média e leve, o preço no mercado atacadista está em R$ 4,89 e R$ 4,80, respectivamente. Nas regiões Norte e Nordeste, o valor do MWh para a carga pesada subiu R$ 0,61, ficando em R$ 4,67. Para as cargas média e leve, o preço da energia fica em, respectivamente, R$ 4,66 e R$ 4,55. (Jornal do Commercio - 22.10.2002)

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A balança comercial brasileira acumula no ano superávit de US$ 9 bi até a terceira semana de outubro. No resultado dos últimos 12 meses, o saldo positivo já é de US$ 10,393 bi. Os números divulgados ontem pela Secretaria de Comércio Exterior (Secex) do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, levaram o ministro Sérgio Amaral a afirmar que "seguramente" o saldo da balança comercial brasileira ultrapassará os US$ 10 bi este ano. "A estimativa US$ 10 bi já pode parecer cautelosa em excesso." O saldo da balança comercial este ano deverá superar todas as previsões mais otimistas do governo. A Confederação Nacional da Indústria (CNI), na análise conjuntural Comércio Exterior em Perspectivas de setembro passado, já havia elevado a estimativa de superávit para R$ 9,8 bi. (Gazeta Mercantil - 22.10.2002)

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O IGP-M, medido pela Fundação Getúlio Vargas (FGV/RJ) entre 21 de setembro e 10 de outubro, subiu para 2,81% na segunda prévia deste mês, ante ao 1,79% do mesmo período de setembro. A pressão no índice cheio partiu mais uma vez dos preços do atacado. O Índice de Preços ao Atacado (IPA) apresentou elevação de 4,04%, enquanto o Índice de Preços ao Consumidor (IPC) mostrou avanço de 0,66%. O peso dos dois indicadores, respectivamente, é de 60% e de 30% no cálculo do IGP-M. O Índice Nacional da Construção Civil (INCC) registrou alta de 0,77% na segunda prévia de outubro. (Gazeta Mercantil - 22.10.2002)

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A agência internacional de avaliação de risco de crédito Fitch Ratings rebaixou, ontem, a classificação da dívida externa e interna brasileira de "B+" para "B". A perspectiva é negativa. Há quatro meses, em 20 de junho, a Fitch Ratings havia reduzido a nota soberana de "BB-" para "B+" e, em 1 de agosto, havia colocado em observação negativa a avaliação do País. Com a decisão de ontem, o Brasil deixa a companhia do o Irã e Lesoto e vai para o grupo da Indonésia, Turquia, Ucrânia e Venezuela. O governo brasileiro, em nota do Ministério da Fazenda e do Banco Central (BC), reagiu pela primeira vez a uma agência de rating. "A decisão é extemporânea e equivocada. Extemporânea por partir de uma visão preconcebida do desenho futuro da política econômica; equivocada por basear-se em conteúdo analítico deficiente", afirma nota. (Gazeta Mercantil - 22.10.2002)

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O dólar comercial abriu as operações com elevação de 1,12% perante o fechamento de ontem, cotado a R$ 3,9440 na compra e a R$ 3,9540 na venda. No mercado futuro, os contratos de novembro negociados na BM & F tinham alta de 1,01%, projetando a moeda a R$ 3,900. Ontem, o dólar comercial fechou com elevação de 1,03%, negociado a R$ 3,9050 na compra e a R$ 3,9100 na venda. A liquidez era curta e a pressão de alta durou o dia todo, mas se intensificou após as duas tentativas frustradas do Banco Central de rolar parte da dívida de US$ 1,1 bi atrelada ao câmbio que vence na quarta-feira. Instituições pediram taxas altas para " carregar " contratos de swap cambial e o BC não aceitou nenhuma proposta nos dois leilões. Hoje, o BC faz mais uma tentativa de vender contratos de swap. (Valor Online - 22.10.2002)

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Em meio a críticas ao Programa Prioritário de Termelétricas (PPT), uma resolução estadual elaborada em 1999, com o mesmo objetivo do PPT de atrair investimentos na área de energia no RJ, é apontada como exemplo de interação entre gestão pública e capital privado. Entre as medidas positivas ganham destaque desde a construção de uma usina de geração de energia a partir do lodo produzido no esgoto até a ampliação do Centro Universitário de Paracambi. Antevendo a crise de energia que já se aninhava, o governo do Rio acenou com o diferenciamento de ICMS para investimentos que aumentassem a capacidade de geração do estado. A resolução estabeleceu que o imposto de 18% cobrado sobre a aquisição de equipamentos para termelétricas só seria pago após a alienação dos mesmos. Como contrapartida, coube aos empreendedores investir em programas de energia renovável ou de eficientização em prédios públicos. As primeiras ações a tomarem corpo são relativas à UTE Macaé/Merchant da americana El Paso. Segundo o vice-presidente de Relações Institucionais da companhia, Roberto Almeida, a El Paso investirá cerca de R$ 10 milhões em três diferentes programas. (Gazeta Mercantil - 22.10.2002)

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A Bandeirante Energia trabalha, desde o início do mês, com preços especiais relativos à energia extra consumida por clientes do grupo A, da modalidade tarifria horosazonal, no horário de ponta de consumo. Neste período do dia, os clientes costumam utilizar geradores próprios para a obtenção de energia. Com a iniciativa, a Bandeirante pretende estimular o consumo da energia vinda da concessionária. "Os geradores que os clientes utilizam consomem diesel, e a média do custo é de R$ 250 MW/h. Como a situação dos reservatórios está tranqüila e a energia está sobrando, podemos oferecer uma energia mais barata no horário de ponta", explica Olga Naomi Tsutiya, gerente executiva de grandes clientes da Bandeirante. Para clientes dos grupos A1 e A2 a oferta do MWh está em R$ 100, enquanto que para os clientes do grupo A4 o preço fica em R$ 145. A gerente esclarece que as novas ofertas estão bem mais em conta do que aquelas pagas em contrato, mas a medida tem caráter provisório. "Ofereceremos este serviço somente até o fim do ano ou caso haja alguma situação de risco para o abastecimento normal de energia", conclui Olga Tsutiya. (Jornal do Commercio - 22.10.2002)

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A NRG disse nesta sexta-feira ter alcançado um acordo com alguns de seus credores bancários para estender até o dia 15 de novembro, a data limite para a entrega de cerca de US$ 1 bi em ativos acertados como garantia, caso a companhia não conseguisse honrar seus compromissos. Como parte do acordo, a NRG deve apresentar um plano de reestruturação geral até o final deste mês. A companhia vem se esforçando financeiramente, além de estar trabalhando para vender seus ativos e reestruturar suas contas para evitar um possível processo de falência. Na quinta-feira, a companhia deixou de pagar US$ 600 mi em vencimentos de títulos. A NGR disse que seus credores poderiam dar início ao pedido de falência da companhia, mas disse que tal postura seria indesejada. (Platts - 21.10.02)

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A Powergen, controlada pela alemã E.ON, pagou exatos US$ 2,12 bi pelas unidades britânicas de negócio da TXU além de três estações de energia movidas a carvão, afirmou a Powergen nesta segunda-feira. A TXU Corp disse nesta segunda-feira ter concordado em vender seus ativos britânicos à Powergen por US$ 2,94 bi . No entanto, a Powergen disse que o valor citado pela TXU apresentava-se de forma equivocada. "Este é um acordo de grandes transformações para a Powergen", disse Paul Golby, diretor executivo da Powergen UK. " Hoje nos tornamos a maior fornecedora de energia do Reino Unido e a segunda maior companhia no fortemente competitivo setor de comércio de energia". A Powergen afirmou que agora possui um contingente de 6 mi de consumidores de energia e de2,4 mi de consumidores de gás. "Nossa prioridade imediata é estabilizar os negócios de comércio da TXU". (Platts - 21.10.02)

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A empresa de energia canadense Transalta concluiu o financiamento não recorrente de seu projeto Campeche (252 MW), localizado no México, e os recursos para seu projeto Chihuahua III (259 MW) estão encaminhados, disse o CFO da empresa, Ian Bourne, em teleconferência. De acordo com comunicações anteriores, os projetos vão precisar de investimentos de US$ 216 mi e US$ 192 mi, respectivamente. Não foram encontradas fontes da Transalta na quinta-feira para confirmar esses montantes. A Transalta planeja colocar Campeche em operação comercial no primeiro trimestre de 2003, e Chihuahua, no terceiro trimestre de 2003, de acordo com Bourne. "Seremos pagos pela disponibilidade destas usinas de forma semelhante a como somos pagos pela produção da maioria de nossas plantas de gás que têm taxa de disponibilidade média na faixa dos 90%", disse. (Business News Americas - 18.10.02)

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