A ampliação do capital de giro da Colbún, aprovada em 18.06 pela junta de acionistas da empresa, dá condições para a elétrica entrar no negócio de gás natural, mais especificamente no transporte, distribuição, fornecimento e comercialização para grande consumidores ou para geração. O presidente da empresa, Yves Jourdain, disse que é cada vez mais necessário oferecer serviços integrados como já faz a Electroandina no norte do Chile e negou interesse nos 13% da Gener na GasAndes. Afirmou também que uma fusão com a Electroandina é, por enquanto, apenas um projeto, mas que não deve ser descartada. (19.06.2001)

A brasileira Petrobras, até o meio-dia de 19.06.2001, está liderando o número de aquisições na Terceira Rodada de Licitações da ANP. A companhia brasileira participou de quatro das cinco licitações realizadas até agora, duas delas como líder de consórcio, uma sozinha e outra com 30% de participação do consórcio. O primeiro bloco arrematado pela Petrobrás foi o de número 17 da Bacia de Santos (BMS-17). O segundo bloco vencido pela empresa é o de número 5 da Bacia de Camamu Almada (BM-CAL-5), na Bahia, com área é de 1,12 mil km2. Para essa área foram pagos R$ 6.250.031,00 pelo consórcio no qual a Petrobras tinha 45%, a Queiroz Galvão, 18,34%, a americana El Passo, 18,33%, e a Petroserv, 18,33%. A bacia Ceará-Mundaú (BM-CE-1) foi arrematada só pela Petrobras pelo valor de R$ 301.234,00. Sua área corresponde a 1,28 mil km2. A brasileira também foi integrante do consórcio liderado pela norte-americano Esso e que arrematou por R$ 10.856.132,00 o bloco marítimo 9 da Bacia do Espírito Santo (BM-ES-9), de 2,16 mil km2 . A Esso tem 40% da parceria ao lado da Petrobras e Kerr-McGee, ambas com 30%. (19.06.2001)

Um novo nicho de mercado para as seguradoras está na cobertura dos chamados "riscos de engenharia", ramo que deve ser impulsionado pela construção de pelo menos 49 usinas, dentro do PPT do governo federal. Uma das seguradoras que aposta no crescimento desse mercado é a subsidiária brasileira da britânica Royal & Sunalliance. "Estamos tentado ver a crise como oportunidade", resume Thomas Batt, presidente da companhia no Brasil, que já participa de uma concorrência para segurar a instalação de duas novas turbinas em Itaipu, avaliadas em US$ 185 mi. Até 1999, a apólices de riscos de engenharia - que cobrem as fases de instalação, montagem e testes de empreendimentos não só do setor elétrico - respondiam por 4% a 5% dos prêmios recebidos pela Royal. Neste ano, a participação avançou para 8% dos prêmios, estimados em R$ 70 mi, e em 2002 a previsão é alcançar 12%, avalia o diretor técnico da seguradora, Paulo Takenaka. Os valores envolvidos na cobertura de obras de termelétricas são elevados e exigem resseguros compartilhados com o Instituto de Resseguros do Brasil (IRB) e companhias internacionais. A própria matriz da Royal, na Inglaterra, também atua nesse segmento, o que lhe dá maior liberdade para garantir apólices mais graúdas. (19.06.2001)

A British Petroleum está pronta para iniciar a construção de duas fábricas de gás natural, com um total de 350 MW, segundo informou o controle financeiro da subsidiária brasileira da BP. A expectativa é que a licença seja obtida e a exploração se inicie no terceiro trimestre de 2001. A BP supõe que os dois projetos, juntos orçados em US$ 100 mi, comecem a produzir em 2003. O local das instalações não foi revelado. A BP tem 12 projetos para levar adiante, mas por causa de dificuldades regulatórias de meio ambiente estão engavetados. (18.06.2001)

Com as principais companhias de petróleo já envolvidas na exploração das áreas adquiridas nos últimos dois leilões, a expectativa em torno da Terceira Rodada de Licitações de áreas para exploração e produção de petróleo e gás da ANP são bem mais modestas do que se poderia imaginar em meio a uma crise de energia. O leilão está marcado para os dias 19.06.2001 e 20.06.2001, no Rio de Janeiro, e será o maior já realizado pela ANP. Sem a aura de novidade das duas primeiras rodadas e com o número de áreas ofertadas - 53 - bem maior do que nos leilões anteriores, há expectativas de que o encalhe de blocos seja maior. "Estamos sentindo que o clima dessa vez está muito morno. As pessoas estão ocupadas em explorar as áreas adquiridas nos últimos leilões", afirma o consultor da EXPetro, Jean Paul-Prates, contratado por cinco empresas habilitadas a participar do leilão. Prates reconhece que a crise energética gera boas oportunidades de negócios no segmento de gás, mas lembra que o foco dos investimentos é a produção de petróleo. Além disso, a falta de um marco regulatório definido para o gás dificulta as decisões de investimento das empresas. Outro problema é que o Brasil ainda oferece muitas surpresas aos investidores, como a tentativa dos governos estaduais de cobrar ICMS sobre os equipamentos importados. A proposta só foi abortada depois de um intenso esforço da indústria do petróleo. (18.06.2001)

A partir de agosto de 2001, os primeiros 200 MW da Usina Termelétrica Macaé Merchant já serão negociados no MAE e no sistema de trading. A Usina de Macaé, até fevereiro do ano 2002, estará operando com 20 turbinas, produzindo 870 MW. Segundo o vice-presidente senior da El Paso no Brasil, Roberto Almeida, "vamos trabalhar todo o espectro possível de negociação de energia, seja no MAE ou no mercado de balcão, onde serão feitos contratos bilaterais com compradores e vendedores. Nosso trade estará monitorando os mercados e será dedicado à comercialização de energia em contato direto com distribuidoras por meio do MAE. Neste, não se sabe quem está comprando, já no balcão lida-se diretamente com o comprador". (18.06.2001)

A construção de usina termelétrica pela Telemar deverá ser definida em 90 dias. Nesse prazo, a companhia analisará a opção de investir US$ 60 mi, previstos para a implantação, sozinha ou em parceria. Após esse período, caso opte pela instalação da termelétrica, abrirá processo de licitação para início da construção da unidade produtora de energia. De acordo com a empresa de telefonia, a capacidade de produção prevista da usina, de 100 MW, será suficiente para garantir a operação de todos os terminais que a empresa prevê possuir até o final de 2001. (13.06.2001)

O Ministério do Desenvolvimento informou, dia 13.06.2001, que a autorização concedida pela Camex (Câmara de Comércio Exterior) para a importação de termelétricas embarcadas com alíquota zero possibilitará ao importador decidir pelo regime de absorção do equipamento nas modalidades de admissão temporária, sem cobertura cambial, locação ou compra. A redução do imposto de importação para termelétrica embarcada foi solicitada primeiramente à Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, pela Coelce, Abimaq (Associação Brasileira das Indústrias de Máquinas) AmBev e Volkswagen. Além de reduzir para zero a alíquota do imposto de importação para termelétrica embarcada, a Camex atendeu a outro pleito da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica reduzindo para zero a alíquota de importação para grupos de geradores de energia com capacidade superior a 500 kWa. (13.06.2001)

As previsões oficiais da Petrobras são que, até o final de 2001, cinco usinas nas quais a empresa estatal tem participação comecem a gerar pelo menos 724 MW. Segundo o cronograma da Petrobras, a primeira fase das termelétricas Termobahia, Termorio, Ibirité, Fafen e Piratininga deve entrar em operação em outubro de 2001. No início das operações, as cinco usinas gerarão 724 MW. A Aneel autorizou, até maio de 2001, a construção de 39 termelétricas. Segundo o cronograma da agência elaborado em maio, parte dessas usinas deveria entrar em operação este ano, gerando 2.141 MW. Ainda segundo os relatórios de acompanhamento da agência, os cronogramas de 19 das 39 usinas estão atrasados. A maioria dos atrasos ocorre por conta de dificuldades para conseguir licenças ambientais. Juntas, as 39 usinas já autorizadas pela agência deverão gerar, segundo as estimativas da Aneel, 14.249 MW até 2005. Os relatórios da Aneel não apontam atrasos na construção das usinas cujo início de operação a Petrobras prevê para 2001. (13.06.2001)

A BNDESpar, empresa de participações do BNDES vai entrar como sócia nos projetos prioritários de geração termelétrica. A informação é do diretor de infra-estrutura do banco, Octávio Castello Branco. Ele esclareceu que a entrada da BNDESpar nos projetos será por meio de compra de debêntures conversíveis ou não conversíveis dos empreendedores, como agente financiador. O executivo do banco acrescentou que as linhas de empréstimo do BNDES, juntamente com a participação acionária da BndesPar, chegarão ao máximo de 80% dos investimentos necessários para a conclusão dos empreendimentos. É exigência do BNDES que os investidores privados entrem com pelo menos 20% do total. O empréstimo de até 80% inclui recursos necessários para a compra de equipamentos importados, considerado o principal custo isolado dos projetos de termelétricas. O objetivo do banco é apoiar a viabilidade e o andamento dos projetos de aumento de oferta de eletricidade no Brasil. (13.06.2001)

A Telemar estuda investir US$ 60 mi em uma usina termoelétrica movida a gás com capacidade para produzir 100 MW e assim gerar parte da energia que consome. A curto prazo, a empresa avalia alternativas como a compra de barcaças ou grupos motores geradores. O local da usina ainda não foi decidido, mas deve ficar em algum estado onde Telemar opere. A companhia consumirá parte da energia gerada e o restante será trocado ou vendido para que possa comprar energia em outros estados. O objetivo, além da economia, é que o governo declare o serviço como essencial e diminua de 20% para 10% o percentual a ser poupado. (12.06.2001)

Instituições do Rio de Janeiro serão responsáveis pelo desenvolvimento de 40% dos projetos da CTPetro na área de gás natural, que concentra o maior número de programas encomendados pela Petrobras a 33 instituições de pesquisa em todo o País. Os programas nesse setor, que receberão aporte de R$ 23 mi e estão em fase final de avaliação, devem ser aprovados pela Finep até julho de 2001.Os números foram divulgados na abertura da II Reunião do Plano Nacional de Ciência e Tecnologia de Petróleo e Gás Natural (CTPetro), em um hotel no Centro do Rio. O CTPetro, que desde 1999 financia o desenvolvimento de tecnologias nas áreas de petróleo, gás e energia, recebe 25% dos royalties do petróleo para serem obrigatoriamente aplicados em desenvolvimento de tecnologias. (12.06.2001)

A terceira rodada de licitações para as áreas de exploração e produção de petróleo e gás natural da ANP pode ser mais uma oportunidade para petroleiras de menor porte ou independentes aumentarem seus portfólios de negócios no País. Na avaliação de especialistas e executivos do setor, o leilão tem tudo para repetir o anterior, marcado pela forte presença de empresas pequenas e atuação tímida das grandes companhias. A agência habilitou 42 empresas para a licitação. Segundo um executivo do setor, as grandes companhias estão atoladas de trabalho nos blocos nos quais já têm participação no e por isso devem ter um apetite menor nessa licitação. (11.06.2001)

A ANP anunciou que habilitou 42 das 44 empresas inscritas na terceira rodada de licitação para exploração de petróleo, marcada para os dias 19 e 20 de junho de 2001, no Rio de Janeiro. De acordo com declaração feita pelo presidente da ANP, David Zylbersztajn as duas companhias desabilitadas "não atenderam às exigências". Nesta terceira rodada, serão ofertados 53 blocos de exploração de petróleo e gás natural, localizados em 12 bacias sedimentares, 43 deles localizados em alto-mar e, o restante, em terra. (11.06.2001)

A Petrobras ampliará a capacidade de geração das termelétricas como alternativa mais rápida para disponibilizar energia. A estatal está prestes a fechar com a fabricante de equipamentos Alstom a ampliação da usina TermoRio, em construção, pulando dos atuais 250 MW planejados para 1.000 MW até o final de 2002. As termoelétricas Termobahia e Piratininga também terão sua capacidade aumentada: a primeira dobrará seu tamanho, de 255 MW para 500 MW, e a segunda acrescentará 300 MW aos 500 MW programados. A principal vantagem desse tipo de iniciativa é pular etapas como a licença ambiental, compra de terreno e negociação com fornecedores. (12.06.2001)

Em seu depoimento à Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica, no dia 11.06.2001, o diretor-geral da Aneel, José Mário Miranda Abdo, revelou que, no que concerne ao caso do programa prioritário de térmicas a gás, estava prevista a entrada em operação de 'várias centrais' ainda em 2001, o que contribuiria significativamente para a oferta de energia ao mercado consumidor, aliviando, em profundidade, a crise configurada. 'Entretanto, o cronograma de implementação foi inviabilizado pela frustração dos entendimentos a cerca da cobertura dos riscos cambiais associados ao preço do gás natural, cotado em dólares, no âmbito da celebração dos contratos de compra da energia elétrica a ser produzida', afirmou à comissão. Segundo José Mário Abdo afirmou à comissão governamental, o plano decenal de expansão do setor elétrico previsto para o período de 2000 a 2009 já indicava um risco de 12% para as regiões Sudeste e Centro-Oeste e de 11% para o Nordeste, no ano de 2001. O diretor da Aneel alegou que foi justamente o risco elevado - tradicionalmente, o setor elétrico brasileiro trabalhava com risco de déficit de 5% - que motivou a criação do programa térmico emergencial. (12.06.2001)

A crise de energia fará com que inúmeras empresas ponham o pé no freio em seus projetos de investimento. Mas a necessidade de construção de termelétricas deverá movimentar o setor de "project finance" no segundo semestre de 2001. O BNDES deverá ajudar as empresas no financiamento para construção das usinas, pois o assunto energia é prioridade absoluta do governo agora. Mas os bancos vão contribuir com parte do crédito, principalmente no que diz respeito aos empréstimos-ponte que serão necessários para dar o pontapé inicial nos projetos antes que operações estruturadas de mais longo prazo e de custo menor sejam realizadas. Segundo estima o mercado, se 50 termelétricas tiverem mesmo a construção iniciada ainda em 2001, os recursos totais a serem demandados podem chegar a nada menos do que US$ 15 bi. Seriam cerca de US$ 300 mi por termelétrica. (11.06.2001)

O BNDES decidiu ampliar de 35% para até 80% a parcela a ser financiada do investimento em usinas termelétricas listadas no programa emergencial do governo. O banco financiará a compra de equipamento importado, que é o maior custo dos projetos. A decisão do BNDES aliada à definição da Petrobras são passos fundamentais para incentivar investimentos nesse setor. Segundo Octávio Castelo Branco, diretor de infra-estrutura, haverá duas possibilidades de crédito para equipamento importado. Uma delas será a correção por uma cesta de moedas nos repasses de recursos que o BNDES está negociando com o Bird para este fim. Na outra, em reais, a empresa emite debêntures de dez anos corrigidas pelo IGP-M, com garantia de recompra pelo BNDES, para cobrir parte do investimento. "O restante será pela TJLP (Taxa de Juro de Longo Prazo)", explicou. Em três anos, essas usinas deverão gerar aproximadamente 15 mil MW. O custo dos projetos - considerando-se US$ 600 por MW - seria de US$ 12 bi a US$ 15 bi. (11.06.2001)

O Relatório da OCDE divulgado dia 06.06.2001 destaca que a proposta do governo de construir usinas termelétricas a gás é "ambiciosa" e enfrenta obstáculos que podem comprometer o próprio projeto. Entre as dificuldades, "o financiamento dos projetos, atrasos burocráticos na concessão de licenças ambientais, escassez de turbinas no mercado internacional e a falta de mão-de-obra treinada para operar as usinas planejadas", segundo o relatório. Essa solução é de emergência para uma crise que a própria OCDE anteviu há um ano, quando começou o estudo sobre o Brasil, e que pode se repetir se não forem feitos os investimentos necessários. Para fazer o download do "Policy Brief", que traz as recomendações da OCDE em termos de polítca econômica para evitar uma nova crise, clique aqui. (07.06.2001)

Mesmo distante do risco de ter o ritmo de produção afetado por falta de energia elétrica, o setor industrial do Amazonas aposta na mudança da matriz energética do Estado. A substituição tem ainda mais peso quando considerada como fator de equilíbrio para as empresas já instaladas e de atrativo para novas indústrias, caso se concretize em 2013 anunciada extinção da Zona Franca de Manaus, com a suspensão dos incentivos fiscais. Conforme cálculos da Federação das Indústrias do Estado do Amazonas (Fieam), a utilização do gás deverá se reverter em uma economia de 20% a 30% no custo final dos produtos. Com a nova matriz, as indústrias deverão reduzir em até 70% seus gastos com energia, afirmou o presidente da entidade, José Nasser. (06.06.2001)

A Petrobras terá cinco anos para reduzir o volume de gás natural queimado nas plataformas de produção de petróleo da Bacia de Campos. Atualmente, a empresa queima seis milhões de m³/dia, cerca de um terço da produção nacional, e terá de investir para reduzir o volume a 'valores satisfatórios', segundo o superintendente de Desenvolvimento da Produção da ANP, Oswaldo Pedrosa. A Agência concluiu auditoria na da Bacia de Campos para verificar as causas do desperdício e discute agora, com a estatal, procedimentos para reverter a situação. O superintendente da ANP descartou a hipótese, levantada em 2000 pela própria Agência, de que a Petrobras estaria queimando gás nacional para não pagar pelo insumo boliviano sem utilizá-lo. (07.06.2001)

Um despacho concedido a favor da Petrobras e da Marubeni Power International, trading japonesa, permite que as empresas continuem o processo legal para instalar uma usina termoelétrica na cidade de Cubatão (SP), com potência prevista de 950 MW. Uma ação civil pública, do juizado da cidade, impedia o empreendimento. A estimativa do vice-presidente da Marubeni, Eric Westberg, é de que a usina consuma investimentos de US$ 650 mi em três fases e seja concluída em meados de 2005. "Queremos utilizar a estrutura existente em Cubatão para abastecer toda a Baixada Santista", diz Westberg. Segundo o executivo, um banco japonês teria demonstrado interesse no projeto. Caso não tenha de mudar seus planos por determinação judicial, Westberg espera colocar em operação duas turbinas já em 2003, quando concluir a segunda fase do projeto, com capacidade de geração de 450 MW. Na última fase colocará em operação outras duas turbinas, completando o potencial máximo de 950 MW. (07.06.2001)

A portaria que redefine o cálculo do preço do gás natural estabeleceu também que a ANP terá trinta dias para mudar o cálculo do preço do transporte do gás, estabelecendo as novas regras. A intenção da reguladora é 'desdolarizar' também o preço do produto, mas só para o gás vendido às usinas térmicas. A estabilidade com a venda em reais será absolvida pelos fornecedores, entre eles Petrobras. A agência defendeu a indexação do gás produzido no País pelo IGP-M, ao invés do uso de uma cesta de óleos, como é feita hoje. O produto ficaria, assim, menos vulnerável às variações do dólar e do petróleo no mercado internacional. Nos próximos 30 dias, a ANP deverá publicar portaria referente ao transporte do gás em território brasileiro, desatrelando as tarifas da moeda norte-americana. (06.06.2001)

Os fabricantes mundiais de turbinas para usinas termelétricas têm tantas encomendas que só poderão atender novos pedidos no final de 2003 ou no início de 2004. Já não há compromisso firme com prazos, mas apenas 'datas possíveis' para entrega, e apenas no portão da fábrica. Parte do problema se deve ao fato de que a Califórnia também encomendou turbinas a vários fabricantes para enfrentar sua própria crise de energia e à retomada econômica dos países asiáticos, com conseqüente aumento de demanda por eletricidade. (06.06.2001)

Alguns projetos da Petrobras já em andamento foram consolidados no dia 05.06.2001, com a entrada da Petros como investidor. Os investimentos previstos da Petros para termelétricas somam R$ 690 mi. A fundação investirá R$ 580 mi, em parceria com a estatal e outros investidores privados, para a construção das termelétricas de Canoas (RS), Ibirité (MG), Três Lagoas (MS) e Piratininga (SP), que começarão a produzir ainda em 2001 1.016 MW de energia, segundo a Petrobras. A Petros deterá 20% das usinas, com a compra de debêntures dos projetos e a Petrobras ficará com 25% a 30%. O restante será oriundo de um sócio estratégico privado, que ficará majoritário no controle das térmicas. A fundação também entrou como sócia da Petrobras na Termobahia, em Mataripe (BA), com aporte de R$ 110 mi. (06.06.2001)

O presidente da Petrobras, Philippe Reichstul, anunciou, no dia 05.06.2001, que finaliza um quadro geral dos projetos na área de gás natural para submeter ao governo na segunda semana de junho de 2001. A perspectiva da estatal é viabilizar novos investimentos em gasodutos e o aumento da capacidade nacional de produção de gás, com participação majoritária de sócios privados, como a Ipiranga e a Repsol-YPF. Reichstul destacou que o plano prevê também antecipação de projetos. Com o plano, a Petrobras acredita que o número de térmicas em andamento sairá de 14 para até 30, garantindo a meta de 10 mil a 11 mil MW de potência nova até 2002, disse Delcídio do Amaral Gomez, diretor de gás e energia. O programa incluirá investimentos na ampliação do gasoduto Bolívia-Brasil. (06.06.2001)

Uma possível renegociação do preço do gás natural com a YPFB, estatal boliviana que fornece o combustível à Petrobras, não deve trazer benefícios para os geradores de energia térmica. Segundo o presidente da estatal, Henri Philippe Reichstul, os contratos voltados para a termogeração já indicam um valor mais baixo de venda do gás natural para este mercado, obtido através de uma fórmula de preços segundo a qual a Petrobras assume o risco pelas altas do dólar e do preço do petróleo no mercado internacional. 'É obvio que qualquer benefício deve ser repassado. A questão é que, em relação ao consumidor normal de gás, ele pode ser repassado integralmente. Em relação ao consumidor de termelétrica o benefício já foi antecipado no preço de uma tarifa mais barata. Então até absorver esta antecipação não há alteração. Se o benefício for além da antecipação é repassado automaticamente', disse. (06.06.2001)

A Petrobras descobriu reservas de 8 bilhões de metros cúbicos de gás natural no litoral do Espírito Santo. Esse volume representa cerca de 3,5% das reservas brasileiras e o campo terá vazão de 2,5 milhões de metros cúbicos por dia, suficientes para abastecer uma térmica de 600 MW. 'A descoberta praticamente dobra as reservas do estado e pode ajudar mais ainda nosso esforço em reduzir o déficit de energia do País', disse o presidente da estatal, Henri Philippe Reichstul. A produção do novo campo deve ser iniciada entre outubro e novembro de 2002. O poço em que foram verificadas as reservas está localizado a 80 quilômetros da cidade de Linhares. (06.06.2001)

A ANP encaminha, dia 06.06.2001, aos ministérios de Minas e Energia e Fazenda, proposta para mudança no cálculo do preço do gás natural produzido no Brasil. De acordo com o superintendente de movimentação da ANP, Cesário Cechi, o reajuste passa a ser anual, ao invés de trimestral, como é feito atualmente. Além disso, ele será calculado com base no IGP-M, em substituição à Cesta de Óleo. Para o gás importado, a ANP terá ainda mais 30 dias para definir a fórmula de composição do preço. Chegando a esta fórmula, ele será convertido de dólares para reais e terá seu valor mantido até que as termelétricas pertencentes ao Programa Prioritário de Termelétricas (PPT) assinem seus contratos de compra de gás. Para Cecchi, o objetivo da proposta é incentivar a construção de termelétricas no país, oferecendo uma forma de protegê-las da oscilação cambial. Mas nem todas as termelétricas serão atingidas por este cálculo. Todo PPT necessita de 92,9 milhões de metros cúbicos de gás por dia, sendo que a portaria determinou que a Petrobras absorvesse o risco cambial máximo de 40 milhões de metros cúbicos. (06.06.2001)

A portaria editada no dia 01.06.2001 para regulamentar os novos preços do gás natural para as termelétricas obrigará a Petrobras a renegociar os contratos de fornecimento com distribuidoras e os sócios em projetos de geração. O presidente da Petrobras, Henri Philippe Reichstul, afirmou que, com a nova portaria, a estatal terá que se esforçar para evitar prejuízos com a venda de gás natural para as termelétricas. Para vender o insumo sem ter perdas, pelo preço fixado no documento, a estatal também terá de intensificar negociações com a Bolívia para pagar mais barato pelo produto importado daquele país. (05.06.2001)

O presidente da Petrobras, Henri Philippe Reichstul, descartou a possibilidade de a empresa vender gás para usinas térmicas por preço inferior ao estabelecido na portaria do Governo que regulou o assunto. De acordo com o executivo, o preço definido na portaria - US$ 2,581 por milhão de BTUs - é o mínimo necessário para garantir as operações da empresa. ''Mesmo para praticar este preço (sem ter prejuízo) já teremos que negociar com a Bolívia'', disse Reichstul. Segundo o presidente da Petrobras, o gás boliviano custa hoje cerca de US$ 3,30 por milhão de BTU. Este preço inclui o transporte do produto pelo Gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol), mas não leva em consideração o fato de a Petrobras também produzir gás - a um custo menor - no Brasil. ''Podemos reduzir nosso preço em relação às outras companhias porque temos gás nacional para fazer o mix'', disse. Uma fonte da Petrobras informou que uma mistura de 80% de gás boliviano com 20% de nacional resultaria em um preço próximo ao definido na portaria, ''mas para conseguir gás nacional para compor o mix a Petrobras terá que fazer um grande esforço porque grande parte do gás brasileiro está comprometido em contratos com distribuidoras''. (05.06.2001)

A americana El Paso Energy International ampliou a capacidade do projeto da usina termelétrica Macaé Merchant, dos 700 MW originais para 870 MW. A mudança demandará um aporte adicional de US$ 50 mi ao projeto, que já consumiu investimentos de US$ 450 mi integralmente do caixa da El Paso. A empresa, que pretende investir no Brasil US$ 5 bi nos próximos cinco anos, também decidiu, na última semana de maio de 2001, construir uma nova usina termelétrica de 200 MW no município fluminense de Paracambi. (04.06.2001)

A nova portaria que determina o preço do gás tornará mais paritária, segundo fontes da ANP, a correlação de forças entre Petrobras e as demais operadoras do setor. Um dos artigos do documento fixa em 12 anos o prazo de vigência dos contratos de suprimento do gás, mas permite a repactuação dos acordos a cada três anos. Na percepção da ANP, a cláusula deixa subentendido por repactuação não só a renegociação de preços entre as partes, mas também a possibilidade de os operadores de térmicas recorrerem a outros fornecedores, em caso de impasse. (04.06.2001)

O governo encurtou o prazo para que as usinas térmicas a gás natural enquadradas no programa prioritário possam beneficiar-se do mecanismo de compensação da variação cambial, que será bancado pela Petrobras, cuja portaria está sendo publicada na edição de do dia 04.06.2001 do 'Diário Oficial' da União. Na minuta que era utilizada pelo governo, os benefícios seriam estendidos às térmicas que entrassem em operação comercial até 31.12.2003, mas o texto divulgado em 01.06.2001 pelo ministro de Minas e Energia, José Jorge, mostra que o governo antecipou a data para 30.06.2003. 'A idéia é acelerar o início das térmicas e a execução do programa prioritário', afirmou o ministro. (04.06.2001)

O governo publica, dia 04.06.2001, a portaria dos Ministérios da Fazenda e de Minas e Energia que fixa o preço do gás natural em reais: R$ 684 o MWh a ser pago pelas termoelétricas nos próximos 12 meses. Durante esse período, a Petrobras assumirá a diferença entre o preço do gás natural cobrado em dólar e o pago pelos geradores, o chamado risco cambial. Além da Petrobras, a Eletrobrás também assumirá uma parte dos riscos desses investimentos, assinando contratos de longo prazo de compra de energia das termoelétricas. A Petrobras terá que despender R$ 150 mi no primeiro ano, mas será compensada após esse período recebendo de volta 80% da variação cambial do preço do gás. Os 20% restantes serão corrigidos pelo IGP-M e pela taxa Selic. (04.06.2001)

O diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn, disse, dia 31.05.2001, que a nova portaria que define as regras que levarão a Petrobras a financiar as oscilações do dólar sobre a parcela do gás, importado através do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), traz melhores condições de preço e de acesso ao gás natural usados pelas térmicas que irão se beneficiar desse mecanismo. Segundo ele, o atraso de um dia e meio na divulgação da portaria após uma interferência direta sua junto aos ministros Pedro Malan, da Fazenda e José Jorge, de Minas e Energia, dará mais confiabilidade e segurança para o conjunto do mercado. "A portaria anterior era restrita e agora está menos engessada. Do jeito que estava, a portaria era feita sob medida para o programa térmico da qual a Petrobras participa", disse Zylbersztajn, sem dar muitos detalhes a respeito das mudanças introduzidas após a interferência da ANP no dia 30.05.2001. (01.06.2001)

O programa de investimentos de emergência que o ministro das Minas e Energia, José Jorge, vai anunciar na primeira semana de junho de 2001 contempla a construção de 15 termelétricas. As usinas vão entrar em operação até 2002 e acrescentarão 1.826 MW em 2001 e 1.080 MW em 2002 ao potencial energético do País. Esse conjunto de usinas totaliza investimentos de US$ 3,34 bi e aumento de 4,4% em relação aos 66 mil MW de capacidade instalada atual. (31.05.2001)

As obras de instalação da Termopernambuco serão iniciadas no começo de julho de 2001. A informação é do presidente da empresa, José Luis Bragado. Segundo ele, no dia 29.05.2001, o grupo Iberdrola fez o pagamento da primeira parcela das turbinas compradas à General Eletric. Bragado diz que o valor ficou entre US$ 10 e US$ 15 mi. A usina terá capacidade de 520 MW. O presidente da térmica explicou que, no momento, está sendo negociado com a Aneel o aval para a forma de financiamento da térmica. A proposta da Iberdrola é que os US$ 350 mi necessários para a implantação sejam obtidos por meio de duas fontes: 70% oriundos de um project finance com participação do BNDES, Exim Bank e BID e mais 30% de recursos das concessionárias que o grupo mantém no Brasil. (31.05.2001)

O diretor-presidente da Refap S/A, Hildo Henz, disse que a refinaria pretende iniciar em dezembro de 2001 a operação da sua usina termelétrica com capacidade para produzir 160 MW em uma primeira fase e com a utilização de gás natural proveniente da Bolívia. É um investimento de US$ 120 mi integralmente bancado pela Petrobras dentro do programa emergencial de termoeletricidade do governo federal. O empreendimento prevê a geração total de 500 MW mas a licença prévia concedida pela Fundação Estadual de Proteção Ambiental (Fepam) contempla apenas o funcionamento da primeira turbina, já comprada da GE, e que chegará em julho de 2001. Henz disse que posteriormente poderão ser buscados parceiros para completar a obra. (Gazeta Mercantil - 31.05.2001)
O fornecimento de energia elétrica para as bombas do sistema de tratamento e distribuição de água do sistema Guandu-Lameirão, que serve a 85% da Região Metropolitana do Rio de Janeiro, pode deixar de ser feito pela Light num prazo de pouco mais de dois anos. Segundo uma fonte da Cedae, a companhia inicia ainda em 2001 um estudo de viabilidade econômica para a construção de uma usina termelétrica que substituiria em 100% a alimentação do sistema feita hoje pela Light. Essa nova geradora representaria uma economia de 60% sobre os R$ 10 mi gastos pela Cedae por mês com energia. A usina, que ficaria pronta em 24 meses, usaria como matéria-prima o gás natural processado pela Petrobras na Bacia de Campos. (31.05.2001)

O governo vai zerar as alíquotas da Cofins e do PIS sobre toda a cadeia do gás natural. Esta é uma das medidas do pacote que a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE) deve anunciar, dia 310.5.2001, destinado a reduzir ou eliminar a tributação de produtos que possam de alguma maneira ser utilizados para reduzir o consumo ou aumentar a oferta de energia. O secretário da Receita Federal, Everardo Maciel, encarregado do estudo das medidas, deu a entender que poderá anunciar a redução a zero das alíquotas do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) que incidem sobre máquinas e equipamentos destinados às hidroelétricas e termelétricas. Com a isenção da Cofins e do PIS, o gás natural ficará tributado apenas pelo Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), uma vez que a alíquota do IPI para o produto é zero. A retirada do ICMS do produto é considerada "complicada" pelo secretário da Receita Federal, que, no dia 29.05.2001, não conseguiu convencer os secretários estaduais de Fazenda a reduzir o ICMS que incide sobre lâmpadas fluorescentes compactas nem sobre os equipamentos para hidrelétricas e termelétricas. (31.05.2001)

Embora aprovada pela CGCE a portaria interministerial sobre o gás natural, que estava pronta para ser divulgada, foi brecada pelo diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn, minutos antes do seu anúncio pelo ministro de Minas e Energia, José Jorge. Durante reunião no dia 30.05.2001 da Câmara, Zylbersztajn manifestou seu desagrado pelo fato de a ANP não ter sido chamada para nenhum dos debates sobre o preço do gás. Segundo técnicos presentes ao encontro, o diretor-geral da ANP teria dito que não tinha confiança nas informações que a Petrobras passou para o governo, essas informações estariam atendendo aos interesses da estatal, não do País. A ANP questiona a correção cambial sobre o preço do gás, já que a maior parte do seu transporte é feito dentro do País. A discussão sobre o preço do gás foi reaberta e agora, contará com a presença da ANP. (31.05.2001)

O Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) está estudando a possibilidade de financiar a construção de quatro termelétricas no Brasil. Recentemente, o banco aprovou o financiamento das obras de duas hidrelétricas privadas - Canabrava e Dona Francisca -, no montante um pouco superior a US$ 1 bi. O BID ofereceu também ao BNDES a criação de uma linha especial para financiar investimentos em geração de energia. Na próxima semana, técnicos do banco vão ao Rio tratar dos detalhes dessa linha. "O banco está aberto para financiar", sustenta Ricardo Santiago, gerente de operações do BID para a região 1, à qual pertence o Brasil. "Esses projetos são do setor privado. Depende muito de as próprias empresas privadas virem procurar o banco e discutir o assunto." Os financiamentos são limitados a US$ 75 mi por projeto. Embora os valores sejam modestos, em face dos vultosos investimentos exigidos pelo setor elétrico, o dinheiro do BID é importante para alavancar outros financiamentos no mercado. (31.05.2001)

A empresa de engenharia ICA Fluor Daniel assinou contrato em 29.05.2001 com a Iberdrola energia Altamira, filial da Iberdrola Espanha, para a construção da maior termelétrica no México em Altamira. O projeto vai demandar US$ 195 mi e a usina terá capacidade de produzir 1.036 MW para abastecer o norte mexicano, em pleno desenvolvimento industrial. A espanhola ganhou a concessão para a construção em dezembro de 2000 e em janeiro obteve autorização para iniciar as obras. O projeto deve ser concluído em 27 meses. (29.05.2001)

O modelo para comercialização do gás natural que abastecerá as termelétricas já está definido e também valerá para empresas privadas. A extensão do risco cambial do gás natural a companhias privadas como Enron e British Gas visa a igualdade do mercado fornecedor do insumo que, no entanto, irá conviver com distorções, na avaliação de executivos de empresas do mercado. Enquanto a Petrobras terá como atenuar o risco com a venda de gás nacional, as multinacionais ficarão mais expostas à moeda americana, pois ainda não têm produção própria, analisam. Para vender o gás às térmicas, BG e Enron, terão de arcar com o risco cambial por 12 meses. Ao fim desse período, poderão repassar a diferença entre a moeda estrangeira e a nacional para o consumidor final através do reajuste de tarifas de energia. (30.05.2001)

O secretário de Energia, Indústria Naval e Petróleo do Rio, Wagner Victer, diz que três termoelétricas em construção no Rio poderão ter sua potência aumentada em 750 MW. Segundo Victer, as térmicas são a TermoRio, em Duque de Caxias, a Eletrobolt, em Seropédica, e a Macaé Merchant, em Macaé. O secretário afirmou, ainda, que estão avançadas as negociações com a americana El Paso Energy para a construção de uma nova planta, com capacidade de gerar 200 MW, em Paracambi, interior do Rio. Se os planos forem adiante, o Rio poderá acrescentar 950 MW ao seu parque gerador. "Todos esses projetos têm máquinas", avisa Victer. Agora, os investidores estão negociando os projetos com o governo, que dá isenção de ICMS sobre todos os equipamentos importados para esses empreendimentos. Também está sendo negociado com a Petrobras o aumento dos volumes de fornecimento de gás natural e as bases comerciais, já que ela é sócia na comercialização da energia de alguns empreendimentos. (30.05.2001)

O Governo Federal decidiu comercializar um volume diário de até 40 milhões de metros cúbicos de gás natural para as termelétricas ao longo de 12 anos. Segundo portaria a ser divulgada no dia 30.05.2001 pelo ministro das Minas e Energia, José Jorge, a Petrobras fornecerá o insumo às termelétricas com preço congelado, em reais, por 12 meses, período em que prejuízos ou ganhos da estatal com a variação do valor do real em relação ao dólar serão registrados em uma conta débito-crédito da empresa. No 13º mês, a Petrobras finalizará essa conta. Se tiver registrado saldo negativo, poderá repassar a média do prejuízo às tarifas dos 12 meses seguintes, com reajuste adicional pela Selic, que hoje é de 16,75% ao ano. (30.05.2001)

A Fundação Estadual de Proteção Ambiental (Fepam) concede, dia 29.05.2001, a licença prévia para a construção da termoelétrica da Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas (RS). O projeto estava em análise desde dezembro de 2000 e nos próximos meses deve receber ainda as licenças de instalação e operação para começar a funcionar, conforme a previsão, até janeiro de 2002 com uma potência de 160 MW. Incluída no PPT do Ministério das Minas e Energia, a usina da Refap utilizará como combustível o gás natural transportado pelo gasoduto Brasil-Bolívia. Até 2004, com a entrada em operação de mais duas turbinas, a unidade passará a produzir 500 MW. Para receber a licença prévia da Fepam, a Refap comprometeu-se a monitorar a qualidade do ar na região por um período de no mínimo dois anos a partir da entrada em operação da unidade. O objetivo é medir o impacto ambiental da termoelétrica no município, que fica ao lado de Porto Alegre. (29.05.2001)

A Petrobras vai bancar o risco cambial das termelétricas a gás até o limite de 40 milhões de metros cúbicos de gás para projetos apresentados até o fim de 2003. Esse teto foi definido para não expor demais a empresa aos riscos da variação cambial. Com 40 milhões de metros cúbicos será possível agregar 10 mil MW à capacidade instalada no país. Mas não será suficiente para garantir o preço do combustível nas mesmas condições para as 49 usinas previstas no PPT. A resolução do risco cambial, que será divulgada no dia 29.05.2001, deve contemplar garantia cambial para o gás de 28 a 30 usinas. Na formação do preço foi feita uma composição na qual 20% do gás referem-se ao produto nacional e 80%, ao importado da Bolívia. O insumo nacional será indexado ao IGP-M e o importado, à inflação americana. A cada 12 meses, durante dez anos, a Petrobras transferirá integralmente o saldo da conta de câmbio e IGP-M para as usinas, que, por sua vez, o repassarão às tarifas. (29.05.2001)

A Repsol-YPF estuda construir, em parceria com a Gás Natural, termelétrica no sul do Estado de São Paulo com capacidade para gerar 1000 MW. O presidente da espanhola considerou que o fato de a Petrobras ter assumido o risco cambial nas operações de compra de gás importado como forma de garantir a construção de novas usinas deve ser encarado como solução de emergência. Essa decisão do governo garante a continuidade do gasoduto Argentina-Brasil, que levará gás até Porto Alegre e também da Termogaúcha, orçada em US$ 300 mi e prevista para entrar em operação em 2003. O trecho brasileiro, ligando Uruguaiana e Porto Alegre, terá 630 Km e custo de US$ 260 mi. (28.05.2001)

Especialistas no setor de petróleo acham que o Governo está expondo a Petrobras a um risco excessivo ao determinar que a parcela de gás nacional que compõe o mix de preço do gás das termoelétricas emergenciais tenha seu valor fixado em reais. Até o dia 25.05.2001, o modelo que prevalecia era o de correção pelo IGP-M. Sobre essa parcela, a Petrobras não terá direito de compensar diferenças caso ocorra uma variação brusca no preço do petróleo no mercado internacional, por exemplo. Na avaliação de um ex-técnico do governo, a decisão abre espaço para contestação por parte de acionistas minoritários. Existe o risco, segundo esse técnico, de que a decisão leve outros clientes a reivindicar o mesmo tratamento, pressionando a estatal a corrigir o preço do gás com base no IGP-M e não pelo preço do petróleo. (28.05.2001)

O presidente da CGCE, ministro Pedro Parente, disse que o governo vai anunciar o regime tarifário para compra de gás natural da Bolívia até o dia 29.05.2001. As regras para importação do produto devem garantir o abastecimento das usinas termelétricas em construção no Brasil, para evitar que o atual quadro de crise energética volte a ocorrer no futuro. Hoje, o gás natural teria de ser importado com preços em dólar, mas o governo quer adotar uma tabela que permita a venda em reais. (28.05.2001)

Não houve consenso das áreas do governo quanto à solução para o risco cambial das termelétricas a gás. A divulgação da resolução, pronta há dois dias, fica para a próxima semana, pois a Petrobras tem apresentado resistências. Caberá à petroleira assumir o risco por 15 anos, sendo que nos primeiros 10 anos sobre a totalidade do gás com preço assegurado. Nos anos seguintes, aplicará um redutor de 20% ao ano sobre o volume de gás com risco cambial assegurado. O gás hoje é cotado a US$ 2,475 por metro cúbico. O preço vai passar para US$ 2,581 e convertido para o valor em reais do dia em que começar a valer a nova regra. Esse valor será fixo por um ano e depois será corrigido pela nova regra. A regra de correção será válida até que se atinjam 40 milhões de metros cúbicos ou até o final de 2003. Isso para estimular investimentos em 49 térmicas. Falta apenas saber se o governo aplicará ou não correção pelo IGP-M para o gás nacional. A variação será repassada ao consumidor final. (25.05.2001)

O Ministério de Minas e Energia da Venezuela revelou que 36 empresas competirão para conseguir algumas das licenças do processo de abertura do setor de gás. Dessas, 11 são nacionais e 25 estrangeiras, entre elas a TotalFinaElf, YPF e Chevron. O total depositado pelas empresas qualificadas foi de US$ 680.500 e a distribuição das cotas de participação resultou em apenas 19 participantes em todas as áreas de licitação. São esperados investimentos entre US$ 6 mi e 13 mi, com a geração de pelo menos 8 mil empregos diretos. O anúncio das ganhadoras será feito em 29 de julho. (24.05.2001)

A Chesf vai reativar a produção de duas usinas termelétricas do seu sistema gerador. As unidades serão convertidas de óleo diesel para gás natural e devem passar a operar no segundo semestre de 2002. A expectativa é de um acréscimo de produção de mais 500 MW. A usina de Bongi, com capacidade de geração de 150 MW, está parada e a de Camaçari só é acionada em momentos de dificuldade na geração de energia hidrelétrica. A unidade da Bahia, juntamente com a conversão ao gás natural, terá capacidade de geração ampliada de 40 MW para 350 MW. O investimento na conversão e reforma das termelétricas ainda não foi definido. A companhia pretende, ainda, transferir a unidade localizada no Bongi para Cabo de Santo Agostinho ou Igarassu, em Pernambuco. Além de problemas com erosão do solo, a termelétrica de Bongi não possui uma ligação com gasoduto que permita fornecimento permanente de gás natural. (24.05.2001)

Os catarinenses querem implantar o projeto, que já tem dois anos, da Usina Termelétrica do Sul Catarinense (Usitesc), capaz de gerar 440 MW. Empresários de Santa Catarina cobraram do ministro das Minas e Energia, José Jorge, incentivos fiscais e tributários para o projeto, que reúne as empresas Metropolitana e Criciúma. Jorge afirmou levar a proposta para a Comissão de Gestão da Crise Energética. Como o projeto Usitesc, orçado em US$ 600 mi, prevê a importação de tecnologia, os empresários pedem isenção do ICMS para produtos nacionais e do IPI para importados. (23.05.2001)

A General Eletric (GE) fechou contrato de mais de US$ 100mi com a Termogaúcha Usina termoelétrica S/A, de Porto Alegre, para o suprimento de equipamento e serviços para uma nova usina de 500 MW de capacidade. A ser implantada no complexo Petroquímico de Triunfo, a usina será a âncora do desenvolvimento de novo gasoduto que trará gás da fronteira argentina em Uruguaiana para a região de Porto Alegre. A Termogaúcha é um consórcio que inclui CEEE, Ipiranga, Petrobras e Repsol YPF e terá instalação e testes concluídos no terceiro trimestre de 2003. De setembro de 2003 a janeiro de 2004 deve vender energia no mercado spot, para só então entrar em operação comercial. A GE fornecerá duas turbinas a serem entregues no fim de 2002. (23.05.2001)

A norte-americana General Electric International assumiu um contrato no valor de US$ 100 mi para fornecimento de equipamentos e prestação de serviços associados à usina Termogaúcha (RS). O empreendimento terá potência de 500 MW, com operações comerciais oficialmente programadas para o início de 2004. O presidente da CEEE, Vicente Rauber, afirmou, no entanto, que o consórcio está empenhado em viabilizar a geradora ainda para 2003, com inclusão no Programa Prioritário de Termelétricas. 'Estamos correndo contra o tempo. Se houver máquinas, não teremos problema em antecipar a operação', diz. A geradora, que também conta com a participação da Petrobras (Refap), Repsol-YPF e Ipiranga, demandará investimentos de US$ 300 mi e será instalada na Grande Porto Alegre, próxima ao Pólo Petroquímico de Triunfo. (23.05.2001)

A estatal francesa Eletricité de France (EDF), deve anunciar na quarta semana de maio de 2001 que assume definitivamente o controle da termelétrica UTE Norte Fluminense. São cerca de US$ 40 mi para a compra das participações da Cerj, Escelsa e Eletrobrás, o que vai lhe garantir 90% do controle. A Petrobras tem 10%. O prazo para encerrar a negociação societária na UTE terminou em 15.05.2001, e a EDF pediu outros 15 dias. A decisão dos franceses, no entanto, só veio depois que a Eletrobrás resolveu assumir os 90% da termelétrica para concluir as obras. (23.05.2001)

De acordo com o representante da EDF no Brasil e presidente da Light, Michel Gaillard, investidores poderão deslanchar os vários projetos de usinas térmicas a gás natural, caso a Petrobras assuma o custo da variação cambial do preço do gás. Ele ressaltou, contudo, que as empresas ainda não foram oficialmente comunicadas sobre a questão. "Existem outras pendências, como as questões ambientais, mas certamente a cambial é a mais importante", disse. Ainda assim, segundo Gaillard, a EDF poderá agora acelerar os projetos das termelétricas Norte Fluminense, de 750 MW, e a de Cabiúnas, de 500 MW, ambas no Rio de Janeiro. (23.05.2001)

Roberto Procópio Lima Neto, presidente da Câmara Brasileira de Investidores em Energia Elétrica, que reúne 13 empresas do setor elétrico, disse que a resolução do risco cambial, segundo a qual a Petrobras assumirá o custo da variação cambial do preço do gás, não é suficiente para a retomada dos investimentos nas térmicas. De acordo com Lima Neto, as empresas querem que o governo cumpra os contratos de concessão e faça os repasses dos custos não controlados pelas distribuidoras. Segundo ele, as empresas têm projetos de térmicas que representam 12 mil MW em um ano e meio, com investimentos de US$ 7 bi. (23.05.2001)

O diretor de Energia e Gás da Petrobras, Delcídio Gomez do Amaral, disse que em junho de 2001 começam as obras das termelétricas de Puerto Suarez, na Bolívia, e a de Corumbá, ambas com capacidade de geração de 88 MW e investimentos da ordem de US$ 100 mi nos dois projetos. Além dessas duas, deve ser iniciada a construção da usina de Três Lagoas, 240 MW, que custará US$ 130 mi e será bancada totalmente pela Petrobras. O ministro do Meio Ambiente, José Sarney Filho, assinou no dia 21.05.2001 licença ambiental para construção da térmica de Corumbá e um protocolo de intenção para fazer o mesmo com a usina de Três Lagoas até dia 25.05.2001. (22.05.2001)

O complexo industrial da Alstom Brasil, divisão Power, em Taubaté (SP), busca uma solução que lhe dê mais segurança para enfrentar a crise: vai construir uma pequena usina termelétrica em Taubaté, para tornar-se auto-suficiente na produção de energia. Segundo o superintendente geral e de serviços e sistemas de qualidade da Alstom, Mohamed Fawzy Mogawer, a empresa fechou uma parceria com a Petrobras, Ford, Malteria do Vale e a concessionária de energia Bandeirante para construir uma usina térmica movida a gás natural. A unidade, de acordo com o superintendente, será projetada para uma capacidade de geração de 30 MW/h e demandará investimentos de R$ 15 mi. O excedente de produção será vendido para a Bandeirante. A operação da usina deve ser iniciada em dois anos e será gerenciada pela Petrobras. Sua localização ainda não está definida, mas as empresas usuárias do gás estudam a possibilidade de uma delas ceder uma área em suas instalações industriais para a construção da usina. (21.05.2001)

A Petrobras vai antecipar, de 2003 para 2001, o cronograma de implantação das usinas termelétricas a gás incluídas no PPT e nas quais tem participação. A iniciativa começará a ser viabilizada na última semana de maio de 2001, quando a força-tarefa que discute a participação estatal na expansão da capacidade de geração do País deverá negociar, também, a entrada da Eletrobrás como sócia minoritária nos projetos do PPT. Das 56 usinas incluídas originalmente no programa, 14 já começam a sair do papel, sendo dez com participação direta da Petrobras, e que serão responsáveis por um acréscimo de 1,527 mil MW entre o final de 2001 e início de 2002. (21.05.2001)

A Argentina exportará 3 mil MW a mais para o Brasil em 2004. O projeto, a ser desenvolvido pela argentina CTR e pela brasileira Tradener, inclui a construção de termoelétrica de gás natural com capacidade para 3 mil MW em Puerto Iguazu. O custo deve ser de US$ 3 bi e gerará vendas de energia de US$ 650 mi por mês. A construção de gasoduto de 1200 Km ligando a Bolívia à Argentina deve consumir US$ 800 mi, enquanto a usina deve sustar US$ 1,6 bi. O restante dos investimento será destinado à linha de transmissão de 815 Km. A termoelétrica deve consumir 14 mil metros cúbicos de gás por dia e deve fornecer mais 20 mil metros cúbicos diários para o Brasil. As obras devem começar entre o fim de 2002 e início de 2003. (17.05.2001)

Os investidores em termelétricas ficaram animados com a definição do preço do gás, que deve ser anunciada no dia 22.05.2001. O governo assumirá o risco cambial das importações por 15 anos, o que reverte as expectativas do setor. 'Nosso interesse no Brasil duplicou', diz Oscar Prieto, executivo da British Gas no País e presidente da Comgás. A empresa investiu US$ 2 bi e agora se diz disposta a antecipar obras. O grupo norte-americano PSEG, que participa da distribuidora RGE, também estuda ampliar investimentos no Brasil com três novos projetos, além da térmica que já está em construção no Paraná, numa parceria com a Petrobras. (21.05.2001)

A Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica discute, no dia 22.05.2001, a proposta que fixa o preço inicial do gás importado em reais, correspondente a US$ 2,581 por milhão de BTU. Haverá correção anual pela inflação americana e pelo Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M), em proporções que ainda serão definidas pelo MME. Para terem acesso aos benefícios, as empresas precisam iniciar a operação das usinas até o dia 31.12.2003. Com isso, terão garantia do preço em dólar por 15 anos. A partir do 11º ano, o volume de gás natural contratado nestas bases será reduzido anualmente em 20%. O risco cambial será bancado integralmente pela Petrobras, que será ressarcida anualmente, quando houver ajuste nas tarifas de energia. Dessa maneira, a estatal não será prejudicada. Os contratos de suprimento de gás terão uma cláusula que possibilita a repactuação a cada cinco anos. Também admite que os contratos sejam transferidos para outra supridora estadual de gás. (21.05.2001)

O fundo de pensão dos funcionários da Petrobras (Petros) vai participar de mais quatro usinas térmicas a gás que serão construídas pela estatal nas seguintes cidades: Canoas (RS), Ibirité e Três Lagoas (MG) e Piratininga (SP). Cada uma dessas termelétricas demandará investimentos em torno de R$ 220 mi e o fundo de pensão entrará com R$ 50 mi. O memorando de entendimentos com a Petrobrás para participar dessas quatro usinas será assinado nos próximos dias de maio. No caso da participação na termelétrica da Bahia a Petros adquiriu debêntures, mas para viabilizar essas novas participações está em estudo a revisão da resolução do BC que normatiza a carteira dos fundos de pensão, para que o investimento possa ser feito como aporte de capital. Segundo fonte da Petros, a taxa de retorno de investimentos nessa área é atrativa. Está na casa dos 14,5% mais a variação do IGP-M. (18.05.2001)

Estão em fase final de testes os 9 km do ramal de distribuição de gás que liga o city-gate à usina termoelétrica da Gerasul, William Arjona, em Campo Grande, MS. Segundo a assessoria da Petrobras, a MS-Gás espera concluir os testes até o final da quarta semana de maio de 2001 e acredita que a usina opere com gás até o final de maio de 2001. A usina da Gerasul tem capacidade nominal de geração de 80 MW de energia e deverá ampliar o potencial para 105 MW até o ano 2001. (17.05.2001)

Segundo informações da assessoria da diretoria de Energia e Gás da Petrobras, será assinado, no dia 21.05.2001, em Corumbá, com a presença do ministro do Meio Ambiente, José Sarney Filho, o protocolo que prevê o licenciamento ambiental provisório das usinas termoelétricas de Corumbá, que vai gerar 88 MW de energia, de Três Lagoas, que numa primeira etapa fornecerá 240 MW, e de Porto Suarez, que gerará mais 88 MW. A assessoria prevê para dezembro a entrada em operação das usinas de Corumbá e Porto Suarez, cujos investimento s serão de US$ 50 mi cada uma. A térmica de Três Lagoas, com investimentos em torno de US$ 200 mi, deve começar a operar somente em março de 2002. (17.05.2001)

A Duke Power International planeja investir US$ 450 mi na construção de três termoelétricas no Brasil, afirmou o vice-presidente da empresa, Peter Wilt. "O Brasil precisa de abastecimento e nós continuaremos procurando novas formas de trazer energia para o país", afirmou Wilt. (17.05.2001)

A usina termelétrica fluminense de São Gonçalo, que será reativada e ampliada por Furnas Centrais Elétricas, já poderá começar a operar em março de 2002. A medida será resultado de uma parceria com a japonesa Toshiba, empresa que se comprometeu a fornecer imediatamente todo o equipamento necessário para as obras, previstas para iniciar em setembro de 2001 ao custo de US$ 130 mi. Em troca, Furnas vai comprar todos os 130 MW a serem gerados pela japonesa, que também operará a central. Os investimentos previstos para a Toshiba prevêem a conversão da usina para o gás natural, modernização das instalações e ampliação da potência. Além de garantir o escoamento do gás produzido pela Petrobras, ao custo de US$ 2,47/milhão de BTU. (17.05.2001)

A Petrobras e a Eletrobrás vão apresentar nas próximas semanas o segundo programa emergencial do setor elétrico, com os detalhes finais de uma parceria que se dispõe a ampliar e converter para o uso de gás natural cinco antigas usinas termelétricas consumidoras de óleo combustível e diesel. De 2001 a 2003, as usinas vão gerar cerca de 2.603 MW, ante os 685 MW atuais, nas áreas de concessão de Furnas e da Chesf, duas concessionárias que fazem parte do sistema Eletrobrás. A Petrobras, que vai arcar com um custo de até US$ 80 mi ao ano, ao assumir o risco cambial da importação do gás natural para as térmicas, poderá entrar como sócia minoritária na expansão dos cinco projetos, avaliados inicialmente em US$ 750 mi. (16.05.2001)

Cinco turbinas da El Paso Energy já estão no Porto de Sepetiba. Quatro são da Usina Termelétrica Macaé Merchant, que utilizará como combustível o gás natural da Bacia de Campos e começa a operar em julho de 2001. A quinta turbina irá para a Usina Termonorte de Porto Velho (RO). (15.05.2001)

Será anunciado no dia 16.05.2001, pelos governadores Jaime Lerner, do Paraná, e Carlos Eduardo Rovira, da província argentina de Misiones, o maior projeto de importação de energia elétrica na América Latina, um empreendimento de US$ 2,6 bi. Eles assinarão em Curitiba o protocolo para construção de uma térmica movida a gás natural com capacidade de geração de 3 mil MW, que serão gradativamente vendidos ao Brasil a partir de 2003. O projeto prevê a extração de gás em campos localizados no sul da Bolívia, o que exigirá a construção de um gasoduto de 1,2 mil km até a termelétrica, que ficará na Província de Misiones, nas proximidades de Itaipu. Da térmica, partirá uma linha de transmissão de 815 km de extensão diretamente para região metropolitana de São Paulo. Os investimentos serão realizados em parceria de grupos argentinos com a empresa paranaense Tradener, vinculada à Copel. Os detalhes do empreendimento foram comunicados às autoridades federais no dia 11.05.2001. (14.05.2001)

A Eletrobrás poderá fazer investimentos em usinas termelétricas para aumentar a participação dessa fonte na matriz energética brasileira. A estatal dispõe de R$ 3,1 bi para investimentos em 2001. Cláudio Ávila, presidente da empresa, defende a participação da Eletrobrás no PPT. Até agora, entre as estatais, apenas a Petrobras ingressou no PPT - em 12 das 49 usinas previstas. Segundo Afonso Henriques, secretário de Energia do Ministério de Minas e Energia, falta ainda definir o momento em que a Eletrobrás poderá passar a investir em térmicas a gás. (14.05.2001)

Na Bahia, a Copene, que atende empresas do Pólo Petroquímico de Camaçari, aumentou a oferta de termeletricidade e reduziu em 35% o consumo de energia fornecida pela Chesf, pondo em operação a plena carga sua termelétrica que desde abril de 2001 passou a gerar 165 MW/h. Antes, gerava 120 MW/h para atender a demanda de 240 MW/h do pólo. A outra metade era de origem hídrica, fornecida pela Chesf. 'Estamos nos prevenindo, já utilizando a termelétrica com geração máxima, para poupar recursos hídricos, e reduzir o impacto dos cortes no complexo industrial', diz o gerente comercial da Copene, Celestino Boente. (Gazeta Mercantil - 11.05.2001)

O governo estuda a possibilidade de realizar leilões de térmicas, nos mesmos moldes das licitações da Aneel. De acordo com um técnico da área, a idéia é promover licitações das usinas de forma que o vencedor seja a empresa que ofertar a menor tarifa de energia elétrica. Em contrapartida, a empresa teria mercado garantido, por meio de contratos iniciais firmados com um pool de distribuidoras. Segundo a fonte do governo ligada ao setor elétrico, o PPT enfrenta muitas dificuldades porque os investidores não querem assumir o risco de 'ficar na mão' da Petrobras, única produtora de gás natural no País e controladora do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol). Os leilões das térmicas seriam realizados pela Aneel, seguindo o padrão das licitações de linhas de transmissão, usinas hidrelétricas e pequenas centrais hidrelétricas. (11.05.2001)

Os fabricantes de equipamentos nacionais estão reivindicando uma participação maior nos projetos de geração termelétrica da Petrobras e de outros investidores do setor. Para isso, a Abimaq (associação do setor de máquinas e equipamentos) está criando uma Comissão de Gás e Termoeletricidade. O objetivo da comissão é fazer um levantamento das oportunidades de negócios para essas empresas. O vice-presidente da Abimaq, José Velloso, cita como exemplo a sua empresa, que vende equipamentos para as empresas na Califórnia, mas não consegue vendê-los no Brasil. "As empresas responsáveis pela construção das térmicas preferem importar os equipamentos do que comprar aqui dentro. Eu contribuo para acabar com a crise de energia na Califórnia, mas não consigo fazer o mesmo no Brasil", disse. (Folha Online - 10.05.2001)

O diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn, disse não acreditar que a crise energética no país vá afastar investimentos estrangeiros no setor de petróleo e gás. Segundo ele, o racionamento criará uma demanda pela energia produzida por usinas termelétricas movidas a gás, o que atrairá investimentos. Zylbersztajn afirmou que até o fim do ano a emenda constitucional que acaba com o monopólio da Petrobras na importação de diesel e gasolina deverá ser aprovada pelo Congresso. (09.05.2001)

O presidente da Petrobras, Philippe Reichstul, informou, dia 09.05.2001, que a empresa vai acelerar a construção e a implantação de dez termelétricas para ajudar a reduzir o déficit de energia do país. A idéia é inaugurar dez usinas até o fim do ano, aumentando em 2.500 MW a capacidade instalada de produção de energia no Brasil. Do total de projetos de térmicas, a Petrobras está presente, como acionista minoritária, em 29 projetos, com potencial de produção de 7 mil MW - quando entrarem em funcionamento, as usinas aumentarão a produção brasileira em 10 mil MW. "A gravidade da crise energética brasileira é mitigada pela oferta de gás natural. Se não tivéssemos essa oferta, se não tivéssemos o gasoduto com a Bolívia, a situação certamente seria muito crítica", avaliou Reichstul. (10.05.2001)

O ministro José Jorge deve anunciar na terceira semana semana de maio de 2001 a solução encontrada pelo governo para tentar inibir o risco cambial das usinas térmicas movidas a gás natural e impulsionar o programa prioritário que está praticamente parado desde o ano passado. O gás vai ser desdolarizado e a Petrobras vai bancar o risco cambial. O gás importado da Bolívia, hoje cotado em dólar e por isso suscetível a variações diárias, será fixado em reais e negociado a um preço determinado que valerá por um ano. A Petrobras vai gerenciar uma conta, denominada conta débito-crédito, para administrar as variações do insumo durante os doze meses de vigência do preço a ser fixado. Ao final desse período, a estatal fecha a conta. Sobre o número, de perda ou ganho, de acordo com a variação do dólar, será aplicada a taxa Selic, dividido por 12 e aplicado sobre o preço de vigência para estabelecer o preço do metro cúbico do gás que valerá para o exercício seguinte. A medida sairá por portaria interministerial assinada pelos ministros de Minas e Energia e da Fazenda (Pedro Malan). Afonso Henriques dos Santos, secretário de Energia, que anunciou a medida, dia 09.05.2001, a deputados federais, garantiu que a estatal não terá prejuízo financeiro com a operação. (10.05.2001)

A redenção econômica da Bolívia pode vir da exportação de gás. O PIB do país, de US$ 8,5 bi, é menor do que a receita de algumas empresas que investem nele, como a Petrobras, cujo faturamento foi de R$ 44,6 bi. O crescimento do país em 1999 foi de apenas 0,6% e em 2000, de 2,6%. As exportações somam US$ 1,3 bi ao ano. A previsão é de que cresçam 46% com o aumento das exportações de gás para o Brasil, calculadas em US$ 610 mi por ano a partir de 2004, contando ainda com o gás para a térmica da Enron em Cuiabá. Desde 1998 as reservas de gás vêm crescendo, melhorando as perspectivas para o país. Naquele ano, as reservas somavam apenas 6 trilhões de pés cúbicos de gás (TCFs), o que era insuficiente para a demanda brasileira. Desde então, as reservas saltaram para 47 TCFs e a previsão para 2002 é de que cheguem a 60 TCFs. (08.05.2001)

A Comissão Européia denuncia a França hoje ao Tribunal de Justiça da União Européia pela falta de abertura do mercado de gás daquele país. Desta forma Bruxelas completa o procedimento de infração pela não aplicação correta da diretriz comunitária do gás (98/30/EC), que impõe maior abertura ao setor. A Comissão prepara ainda ações legais contra Paris pela situação do mercado elétrico, cuja abertura também é considerada prioritária. Pelo mesmo caminho podem seguir Portugal e Luxemburgo se não apressarem a adaptação de suas legislações à de Bruxelas. A Comissão Européia se mostra preocupada com a situação do mercado de gás na França devido a sua localização central no continente e a falta de abertura, que contrasta com outros países vizinhos como Alemanha (100% liberalizado) e Espanha (67%). A média de abertura na Europa nesse setor é de 78%. (07.05.2001)

A BP encontrou indícios de gás natural em um poço no bloco exploratório BFZ-2, na bacia da foz do Amazonas. É o primeiro anúncio de descoberta de indícios pela companhia no Brasil, justamente em uma área de difícil exploração, devido às correntes marítimas e à formação do solo. A área está entre as 36 passíveis de prorrogação do prazo exploratório, que vence em agosto de 2001. O consórcio que detém a concessão do bloco, que inclui a Petrobras, a norte-americana ExxonMobil e a francesa TotalFinaElf, ainda não decidiu se pedirá a extensão do prazo, que pode ser prorrogado em mais seis anos. (07.05.2001)

O governador em exercício do estado de Pernambuco, Mendonça Filho, anunciou a construção da usina Termopernambuco em Suape, no município de Ipojuca. A escolha por Suape foi determinada pela localidade estratégica do porto, a proximidade com o terminal de regaseificação da Shell/Petrobras e os incentivos estaduais e municipais. O Consórcio Guaraniana vai investir R$ 700 mi na construção da térmica que terá capacidade de geração de 523 MW/h, sendo R$ 10 mi apenas para realizar o aterro na área liberada para construção. "Para o Estado, a instalação da termelétrica é bem-vinda em qualquer localidade, mas existe um esforço do Governo em potencializar as operações no Porto de Suape", comentou o governador em exercício. O prefeito de Ipojuca, Carlos Santana, ofereceu redução da alíquota do ISS de 5% para 2% extensiva às construtoras e prestadoras de serviço envolvidas na obra, além de um desconto permanente de 50% no IPTU. Por sua vez, o Estado dará isenção de ICMS na importação dos equipamentos. De acordo com o presidente da Termopernambuco, José Luiz Bragado, o estudo de impacto ambiental já foi feito e aprovado. (07.05.2001)

Com a alta dos preços do petróleo e do gás e uma contínua redução de custos a Royal Dutch/Shell anunciou lucros recordes pelo quinto trimestre consecutivo. O lucro líquido do primeiro trimestrede 2001 subiu 17% em relação ao de 2000, de US$ 3,3 bi para US$ 3,9 bi,Os lucros em exploração e produção avançaram 21%, de US$ 2,4 bi para US$ 2,8 bi. A elevação dos preços do gás natural compensou uma ligeira queda nos preços do petróleo. Os lucros com derivados de petróleo passaram de US$ 574 mi para US$ 958. Os lucros com gás e energia passaram de US$ 125 mi no mesmo trimestre de 2000 para US$ 335 mi em 2001. Já os lucros na divisão de químicos caíram de US$ 267 mi para US$ 204 mi.(04.05.2001)

A Usina Termoelétrica de Uruguaiana será inaugurada no dia 21.05.2001. Uruguaiana, que fica a 600 KM de Porto Alegre, terá a primeira usina a operar a gás natural no País. A termoelétrica, do grupo norte-americano AES, que investiu US$ 310 mi terá a primeira usina a operar a gás natural no País. A termoelétrica é do grupo norte-americano AES que investiu US$ 310 mi em recursos próprios para garantir uma produção de 600 MW. A termoelétrica entra em operação num momento crítico para as economias nacional e regional e é parte fundamental na viabilização do gasoduto Brasil-Argentina que, em breve, estará chegando em Porto Alegre. (04.05.2001)

O presidente da Gaspetro e gerente executivo da área de Gás Natural da Petrobras, Rodolfo Landim, que esteve na Bolívia na quarta semana de abril de 2001 para negociar o estabelecimento de uma faixa de flutuação para o gás importado da Bolívia, explicou que a Petrobras irá repassar o benefício imediatamente após a conclusão das negociações. Trata-se das distribuidoras que assinaram com a estatal contratos de compra do gás importado, como a Comgás, e que hoje pagam US$ 3,33 (sem impostos) por cada milhão de metro cúbico importado da Bolívia. Como o gás vendido para as termelétricas tem um preço reduzido, US$ 2,475 por milhão BTU, esse valor não será alterado caso as negociações na Bolívia tenham sucesso. Ou seja, o estabelecimento da banda de flutuação não vai alterar o preço para as térmicas. (03.05.2001)

Petrobras negocia com a Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB) o estabelecimento de uma faixa de flutuação para o gás importado daquele país. Agora, a YPFB terá que discutir o assunto com os produtores na Bolívia. Os maiores são Andina (da Repsol) e Chaco (da BP). O gás boliviano está custando hoje US$ 1,66, abaixo dos US$ 1,80 no primeiro trimestre do ano 2001. O vice-presidente de Negociações Internacionais da YPFB, Hugo Peredo, esclarece que não se está discutindo a redução do preço, a fórmula de reajuste (baseada em uma cesta de óleos), nem a possibilidade de o produto ser pago em outra moeda que não o dólar. "Nosso preço é muito razoável. O que podemos discutir é como evitar subidas e quedas bruscas, criando uma faixa de flutuação onde se define um teto e um piso, anulando-se automaticamente os picos de alta e de queda nos preços." (03.05.2001)

A entrada da Petrobras no capital da CEG e da CEG-Rio, deve acelerar o cronograma de instalação de termelétricas no RJ. Só com os seis primeiros projetos de geração, negociados antes da entrada na CEG, o volume demandado pulou de 6 milhões para 21 milhões de metros cúbicos por dia. O aumento pode tornar-se ainda maior, caso cheguem a bom termo as negociações do governo estadual para atrair dois investimentos de geração, no total de 1,2 mil MW. O primeiro está praticamente acertado com a espanhola Endesa. A confirmação depende do desfecho de outra negociação, a da saída da Cerj da usina com Light e Escelsa em Cabiúnas. O reforço aos projetos de geração e a utilização mais intensa do gás natural da Bacia de Campos, são os principais interesses do RJ no setor. (02.05.2001)

O vice-governador e presidente do Grupo Executivo de Energia de Santa Catarina (Genesc), Paulo Bauer, vai a Brasília, no dia 03.05.2001, tratar da revisão do contrato firmado com a El Paso Energy Internacional para a construção da Terméletrica de Guaramirim. A El Paso está pedindo a concessão de benefícios relacionados à variação cambial, ou seja, reajustar o preço da energia fornecida à Celesc sempre que a cotação do preço do dólar aumentar. O investimento de US$ 250 mi vai gerar 350 MW/hora com a queima de gás natural a partir de 2003. A empresa americana detém 70% do investimento, e quer que a Celesc, uma das integrantes do consórcio que irá controlar a usina, assuma o risco de acrescer ao volume da dívida as taxas referentes a uma provável desvalorização cambial do real. Conforme o vice-governador, a medida tomada pelos investidores americanos já prejudicou o andamento das obras e pode causar o rompimento do contrato de parceria. (02.05.2001)

A Usina Termelétrica Norte Fluminense, controlada pelo consórcio Light, Cerj, Escelsa, Eletrobrás e Petrobras, e prevista para operar em 2003, já está iniciando seus programas ambientais. A presidente da plenária de ONGs da Macro Região Ambiental 5 (MRA5), que inclui municípios como Macaé, Casimiro de Abreu, Campos e Rio das Ostras, Maria do Carmo Domingues da Cruz, ressalta o trabalho realizado pela usina junto ao Parque Atalaia, uma reserva ambiental próxima a BR 101. 'Estamos criando um plano de manejo para o parque dentro dos programas ambientais da UTE Norte Fluminense, que consumirão R$ 4,5 mi', enfatiza a ambientalista. (02.05.2001)

Para reduzir o impacto ambiental causado pela construção emergencial das termelétricas no RJ, a norte-americana El Paso Energy International do Brasil, que iniciou a construção da Usina Termelétrica (UTE) Macaé Merchant, já inicia programas de preservação do meio ambiente. Na Bacia do Rio Macaé, a El Paso aportará R$ 8 mi em sete programas ambientais a serem finalizados em dois anos. Para o gerente de meio ambiente da El Paso, Nelson Bustamante, essas são medidas compensatórias inseridas nos compromissos assumidos com Feema. Situada no Km 169 da BR 101, as turbinas da termelétrica, segundo o gerente, serão mais silenciosas do que a rodovia, pois haverá um rígido controle de ruídos. Já a questão da emissão de gases poluentes será compensada com plantio de árvores. (02.05.2001)

O anúncio da compra das participações da Enron na CEG e CEG Rio pela Petrobras, no dia 30.04.2001, soou para o mercado como a consolidação da estatal no seu posicionamento vertical no setor de gás. A Petrobras atua, além da distribuição, na produção de gás e transporte. A operação de aquisição de ações das distribuidoras do Rio envolve US$ 240 mi desembolsados por um consórcio com a Petros, fundo de pensão da estatal e com a CS Empreendimentos. A CEG e a CEG Rio representam o segundo maior mercado de gás do País. O primeiro mercado é o de São Paulo, onde a Petrobras quer entrar com participação na Comgás, controlada pela British Gas e Shell. Com o avanço no Rio e sua consolidação, a estatal ganha mais poder de barganha, segundo especialistas para negociar a entrada no capital da Comgás. A Petrobras também está negociando sua entrada na Gasmig, distribuidora de Minas Gerais controlada pela Cemig, terceiro grande mercado do País. (02.05.2001)

A Petros terá 12% dos 25,38% do capital social da distribuidora de gás CEG, adquiridos pela Petrobras da Enron Corporation. O acordo entre a Petrobras e a Enron foi assinado, dia 29.04.2001, em Houston, pelos presidentes das duas empresas e envolve também a aquisição de 33,75% do capital social da CEG-Rio, negócio do qual a Petros não participa. Segundo a fundação, o valor poderá ser abatido da dívida que a Petrobras tem com a Petros. A conclusão da operação com a Enron será feita em até 90 dias, condicionada à aprovação das autoridades governamentais. No acordo, a Enron ainda se compromete a indenizar a Petrobras e a Petros por quaisquer prejuízos advindos de eventual reclamação dos acionistas da CEG, decorrentes do Acordo de Participação celebrado entre as partes. A transacão foi a primeira venda da Enron no setor de gás. (02.05.2001)

A compra das participações da Enron na CEG e CEG Rio pela Petrobras representa a primeira venda de ativos da norte-americana Enron no Brasil. Ela traçou como estratégia manter-se acionista apenas de empresas de geração de térmicas e comercialização de energia. O posicionamento já anunciado determinou a saída de todos os ativos de gás e também de distribuição de energia elétrica que a companhia detém no País. Além da Enron, as espanholas Iberdrola e Gás Natural e a BNDESpar, detém participações relevantes na CEG. A companhia vendeu em 2000, 936,9 milhões de metros cúbicos de gás por ano. (02.05.2001)

O secretário estadual de Energia, Indústria Naval e Petróleo, Wagner Vícter, declarou que o Estado do Rio de Janeiro deverá aprovar a compra, pela Petrobras, da parcela acionária da companhia americana Enron na CEG e CEG Rio. O Rio é o poder concedente da exploração do gás natural. De acordo com o secretário, a compra poderá incrementar o interesse da Petrobras em relação ao aumento das cotas de gás. No dia 30.04.2001, a Petrobras anunciou a compra de 13,38% das ações da CEG que pertenciam à americana Enron. A Petros, fundo de pensão da estatal, comprou outros 12%. (01.05.2001)

O grupo British Petroleum tem muitos planos para a área de gás natural no Brasil. O grupo possui duas grandes unidades de negócios no País: a que está voltada para a exploração e produção de petróleo na Foz do Amazonas e a que se dedica a projetos de energia e uso do gás natural. Além de aproveitar o gás natural em usinas térmicas e grandes consumidores, a empresa espera abrir mercado no País para equipamentos fotovoltaicos, de energia solar. A energia solar pode ser opção para comunidades isoladas no Brasil. Porém, como geralmente essas comunidades ficam em áreas distantes e pobres, ela precisa ser inicialmente subsidiada. (30.04.2001)

A maior distribuidora de gás natural da Espanha pretende aumentar sua participação no mercado de eletricidade espanhol, com intuito de atingir 10% até 2005. A empresa afirma ser um caminho natural, pois o rendimento da produção de eletricidade em usinas de ciclo combinado está crescendo. A posição da empresa é ideal, pois o gás natural está sendo o combustível substituto do carvão nas usinas termoelétricas. Quanto a boatos de compra de ativos da Endesa, representantes da Repsol YPF, que detém 47% da Gás Natural, afirmaram não estar interessados no negócio, pois se concentrarão em termoelétricas. A Gas Natural possui usinas sendo construídas competência para 1600 MW e já solicitou autorização para mais 1600MW, além de estudar a construção de mais uma usina de 1200 MW na Espanha e uma de 1500 MW fora do país. (Dow Jones - 27.04.2001)

A principal alternativa baiana para garantir o suprimento de energia elétrica ao setor industrial nos próximos anos virá de uma parceria entre a Petrobras e a multinacional suíça ABB Equity Ventures. As duas estão investindo R$ 460 mi na construção da Termobahia, uma termelétrica movida a gás natural, com capacidade para gerar 350 toneladas por hora de vapor e 190 MW de eletricidade. A unidade, primeira desse porte no país, entrará em funcionamento em 2002, no município de São Francisco do Conde, a 50 km de Salvador. Construída em terreno de 48 mil metros quadrados, ao lado da Refinaria Landulfo Alves, a Termobahia será responsável pela geração de 50% do vapor e da eletricidade utilizados pela unidade no processamento do petróleo. Numa segunda fase, as parceiras planejam investir mais R$ 400 mi, dobrando a capacidade de geração, para fornecer energia no atacado a outros segmentos. (26.04.2001)

A solução que está sendo estruturada pelo governo e pela Petrobras para minimizar o risco cambial no fornecimento de gás natural para termelétricas é motivo de preocupação para as empresas estrangeiras que têm a intenção de atuar nesse mercado. A 'conta-gás' ou 'conta crédito', que vai ser anunciada nas próximas semanas pelo Ministério de Minas e Energia, incidirá apenas sobre o combustível vendido pela estatal, criando uma situação distorcida no setor, avaliam executivos das multinacionais. A proposta prevê que a Petrobras assuma sem repasses a variação cambial no preço do gás natural e seja compensada anualmente pelas perdas. A conta-gás funcionaria como a parcela de preço específica (PPE), criada para que a Petrobras seja remunerada em dólar por produtos vendidos em reais. (25.04.2001)

Três cidades da região de Americana (SP) entraram na briga para atrair o investimento de US$ 600 mi previstos para a construção da Usina de Geração Termelétrica Carioba 2 com potência de 1.200 MW. Goret Pereira de Paulo, gerente de desenvolvimento do projeto e principal porta-voz da CPFL, reserva sigilo quanto aos municípios interessados em atrair a usina, mas admite contatos com prefeituras `de dentro e fora da região de Campinas`. Informações apuradas durante debate realizada no dia 19.04.2001, em Americana, apontam o interesse dos municípios de Limeira, São Carlos e Santa Maria da Serra`. Caso não seja em Americana, será em outro lugar`, diz Goret. Porém, para a CPFL, a instalação da usina em Americana é a melhor opção tanto em função da proximidade a um dos maiores mercados de energia do País, quanto em relação a proximidade do Gasbol. (23.04.2001)

A Petroquímica União firmou acordo com a multinacional britânica Rolls-Royce para tornar-se auto-suficiente em energia já no início de 2003. Com um investimento de R$ 300 mi, a multinacional britânica vai instalar duas turbinas a gás com potência de 250 MW no parque da petroquímica, em Santo André (SP). Desse total, a PqU utilizará cerca de 15 MW de energia da potência instalada, sendo que a petroquímica gera atualmente entre 8MW e 12 MW. "O projeto é importantíssimo para a Petroquímica União, pois nos tornará auto-suficientes em energia, além de nos fornecer vapor, insumo necessário para a empresa fazer o aquecimento de produtos aqui fabricados", explicou o gerente industrial da PqU, Adalberto Giovanelli Filho. O excedente de energia gerado será vendido a terceiros pela Rolls-Royce, que já está negociando com a Eletropaulo e outras empresas do pólo petroquímico. (24.04.2001)

A expectativa do presidente da Enersul, Francisco Gomide, é que o preço do gás boliviano seja tabelado em real. "Não nos conformamos que o preço do gás natural seja dolarizado. E acredito que o Governo verá a necessidade de vender o produto em real", frisou. Além disso, Gomide defende o preço diferenciado para o combustível em Mato Grosso do Sul para que o Estado possa atrair as indústrias. "Estamos mais próximos do gás, e a tarifa igual prejudica o Mato Grosso do Sul, que perderá a competitividade em atrair empresas de outros Estados", frisou. Gomide reforçou, no entanto, que acredita que a diferenciação de preço poderá sair. "Se isso ocorrer, teremos um crescimento econômico de 7% a 8% nos próximos dez anos". (23.04.2001)

O próximo passo das negociações para a instalação da Termo Catarinense Norte (TCN), em Santa Catarina, será a busca de uma solução junto a Aneel para a proteção cambial do financiamento bancário do investimento. O vice-governador e presidente do Grupo Executivo de Energia, Paulo Bauer, vai à Brasília na próxima semana, discutir o assunto. A amortização do investimento será em 10 anos e uma cláusula no contrato prevê o reajuste da energia de acordo com a variação cambial. Caso a Aneel não aprove isso, será buscada outra solução: a Celesc comprará somente 20% ou 30% da energia da TCN e o restante será vendido ao mercado. (20.04.2001)

A Light quer o controle de 90% da térmica Norte Fluminense em Macaé (RJ), prevista para entrar em operação no final do ano 2002. Além de negociar a compra das fatias da Cerj, 26,6%, e da Escelsa, também 26,6%, a companhia negocia com a Eletrobrás, da qual pretende adquirir mais 10% na Sociedade de Propósito Específico (SPE) criada para viabilizar a construção da unidade. Se fechar negócio com essas empresas, a Light terá como sócia apenas a Petrobras, que detém 10% na SPE. A capacidade de geração da usina, de acordo com o projeto, será de 770 MW. O diretor de geração da Light, Paulo Roberto Monteiro de Barros, afirmou que os investimentos da empresa na térmica serão proporcionais à fatia controlada: a companhia será responsável por cerca de US$ 405 mi dos US$ 450 mi. Metade do financiamento virá, segundo ele, do BNDES. (18.04.2001)

Em reunião dos técnicos dos ministérios de Minas e Energia e da Fazenda, realizada no dia 17.04.2001, o governo, apesar de demonstrar clara intenção de que a Petrobras assuma os custos da variação cambial do preço do gás natural boliviano que será utilizado pelas usinas termelétricas, não conseguiu decidir qual será o preço inicial do gás natural e nem qual será a fórmula de reajuste do produto. Outro problema que vem sendo analisado pelo Tesouro Nacional é a questão do custo do transporte, que também é dolarizado. (18.04.2001)

A Petrobras está tentando criar uma banda de flutuação dos preços do gás comprado da Bolívia de modo a estabilizar o preço do produto, que hoje varia de acordo com uma cesta de óleos reajustada trimestralmente. Foi essa discussão que levou o presidente da Petrobras, Philippe Reichstul, à Bolívia no dia 12.04.2001. Em Santa Cruz de la Sierra, Reichstul teve um longo almoço com a alta direção da Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos (YPFB), incluindo seu presidente, Carlos Salinas. Em seguida ele se reuniu com o presidente da Bolívia, Hugo Banzer, que viajou de La Paz para Santa Cruz para isso. O executivo de uma empresa com investimentos na Bolívia acha que é possível, sim, rever os preços do gás naquele país. "A Bolívia precisa exportar o gás e o Brasil, no momento, é o único comprador. Se a Bolívia não vender o gás para o Brasil a alternativa seria o mercado argentino, onde o gás chega a Buenos Aires custando US$ 1,80 por milhão de BTU". O gás boliviano custa hoje US$ 1,97, mas chega mais caro ao Brasil já que a esse valor se adiciona o custo de transporte por gasodutos, o que eleva o preço para US$ 3,70, sem impostos. Esse valor deve cair para US$ 3,33 no total no próximo reajuste. Já o gás nacional custa US$ 2,10 desde o dia 04.04.2001, sem contar a tarifa de transporte, que varia de acordo com o Estado comprador. Para o uso em termoelétricas, o preço foi fixado em US$ 2,55 (sem impostos), fruto de um mix dos preços do gás boliviano e brasileiro. Se houver uma queda dos preços do petróleo no mercado internacional, como prevêem as grandes companhias, a fórmula prevê uma redução em julho de 2001. (18.04.2001)

O governo quer que a Petrobras assuma o custo da variação cambial do preço do gás natural, comprado da Bolívia, que será utilizado pelas usinas termelétricas. A idéia é que o preço do gás no País seja cobrado em reais e reajustado uma vez por ano, quando a Petrobras poderá repassar para a tarifa do gás a variação cambial. "A hipótese é de que a variação cambial do preço do gás para a geração térmica em um ano seja bancada pela Petrobras, que faria uma espécie de hedge, sendo ressarcida depois desse período", explicou o ministro de Minas e Energia, José Jorge. A espectativa do ministro é de que em três semanas a questão tenha sido decidida. Segundo o ministro, o sistema seria semelhante ao da energia gerada pela usina binacional de Itaipu, que também e cobrada em dólar. O reajuste do preço do gás deverá seguir a variação do IGP-M. Essas medidas só serão oficializadas depois do aval dos ministros Pedro Malan (Fazenda) e Minas e Energia (José Jorge). A proposta será encaminhada a esses ministros depois de combinadas pela equipe técnica.(18.04.2001)

Embora a data de início da construção da termelétrica de Pecém encontre-se indefinido, o secretário de Infra-Estrutura do Ceará, Francisco Maia Júnior, disse, no dia 16.04.2001, que os pré-acordos entre os acionistas (BP, Repsol e Endesa), com a Cegás para fornecimento do gás natural e a Coelce já estão definidos. ``Falta apenas que o Governo Federal defina garantias aos investidores quanto ao risco cambial como, por exemplo, a criação de um fundo de compensação'', acrescenta. Ele espera que até o dia 23.04.2001, se tenha alguma resposta. ``Depois disso, os acionistas se comprometeram a iniciar a obra''. A conclusão da primeira fase da usina, com produção estimada em 245 MW está prevista para 2003 e segunda fase 270 MW para 2005. Os investimentos devem somar US$ 500 mi. O objetivo é que essa energia responda por 25% do total consumido no Estado. O preço será maior para o consumidor - atualmente o MW/hora custa US$ 37 contra US$ 32 da energia hidráulica, mas Maia Júnio observa que ``sai muito mais caro fazer racionamento''. (17.04.2001)

O governo federal promoverá uma reunião, dia 17.04.2001, para tentar definir o preço do gás natural para as usinas termoelétricas que serão construídas no País. O secretário de Energia do Ministério de Minas e Energia, Afonso Henriques Moreira Santos, informou que a reunião não deverá ser conclusiva. O secretário de Política Econômica do Ministério da Fazenda, Edward Amadeo, deve participar deste encontro. Estão sendo feitos estudos técnicos que exigem o aval da equipe econômica quanto à fórmula de reajuste do preço do gás natural. O diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn, e o presidente da Petrobras, Henri Philippe Reichstul, ainda não confirmaram se vão participar desta rodada de negociações. No dia 16.04.2001, Zylbersztajn e Reichstul informaram que o superintendente de Gás Natural da ANP, José Cesáreo, e o presidente da Gaspetro, Luiz Rodolfo Landim, seriam os principais participantes deste debate. (17.04.2001)

A empresa britânica de engenharia Rolls Royce ganhou um contrato de US$ 12 mi para construir uma termoelétrica de 27 MW na cidade de Ushuaia, no lado argentino da Terra do Fogo. A unidade já está sendo construída em Liverpool e deve estar pronta para instalação no meio do ano. O cliente é a Direccion Provincial de Energia, que encomendou a turbina para atender à crescente demanda proporcionada pelo aumento da população e do turismo. (16.04.2001)

A Unión Fenosa começa a operar a central de ciclo combinado de Hermosillo, no México, em julho de 2001. Os investimentos foram de US$ 135 mi e proporcionarão 225 MW. A central foi projetada e construída por filiais criadas no México para esse empreendimento e será operada por outra subsidiária, a Soluziona. A estatal mexicana de energia CFE concedeu à Fenosa uma concessão de 25 anos em 1998 para construir e operar a central como parte do plano de abertura do mercado. A usina consiste em um gerador movido por uma turbina de gás e uma a vapor e será testada até a inauguração. (16.04.2001)

A Comissão de Energia espanhola aprovará, em 19.04.2001, o plano governamental de desregulamentação do último monopólio energético daquele país, o de gás natural. A companhia Gas Natural, controlada pela Repsol-YPF e La Caixa domina todo o setor. O calendário imposto pelo governo determina que em janeiro de 2003 todos os consumidores possam escolher seus fornecedores. O processo deve ter início em junho de 2001, o que representa um atraso de seis meses em relação aos prazos da lei. A empresa deverá disponibilizar 25% do gás proveniente da Argélia e vender a Enagás, dona da distribuição. Para cada termia (um milhão de calorias) utilizada por empresas no gasoduto Espanha-Argélia, a Gas Natural-Enagás cobrará US$ 0,0025, o que ainda proporcionará lucro para as utilizantes. As empresas que já contam com autorização para vender gás são as quatro elétricas espanholas (Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa e Hidrocantábrico) e as petroleiras que operam no país, entre elas a BP, Shell e Total Fina. (16.04.2001)

O governo federal deve decidir, até o dia 17.04.2001, dois pontos importantes no setor de comercialização e distribuição do gás natural. Um deles diz respeito ao preço do gás e está ligado diretamente ao desenvolvimento de projetos de construção de usinas termelétricas e à produção industrial por meio da planta de gás natural. O outro tem relação com a utilização do Gasbol, que virou motivo de discórdia entre o diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn, e o presidente da Petrobras, Henry Philippe Reichstul. A inglesa British Gas (BG) reivindica o direito de passar o gás natural pela infra-estrutura da Petrobras. O diretor de Gás e Energia da Petrobras, Delcídio Gomez, explicou, dia 15.04.2001, que técnicos da equipe econômica estão analisando a proposta de um preço fixo em dólar, equivalente a US$ 2,475 por milhão de BTU para o gás natural. Neste caso, a variação cambial seria repassada para a tarifa sempre na data de aniversário do contrato, ou seja, os reajustes ocorreriam em intervalos de 12 meses. Já o secretário de Energia, do Ministério de Minas e Energia, Afonso Henriques Moreira Santos, disse que o tratamento para o preço do gás terá por base a cotação em reais. Por este modelo, a Petrobras deverá assumir o risco da variação cambial na compra do gás produzido na Bolívia. O principal argumento dos técnicos do governo federal é que o gás natural não é uma commodity e, por isso, deverá ter o preço fixado em real. (16.04.2001)

Os últimos Estados que ainda não tinham distribuidoras estão correndo para criá-las mesmo sem ter o principal: o gás. Em março de 2001, depois de dois anos de estudos, foi concluída a criação da CEBgás, subsidiária Companhia Energética de Brasília. No fim de abril de 2001, o governo de Goiás decidirá quem serão seus parceiros na Sociedade Goiana de Gás Canalizado, que também terá a função de procurar investidores. O gasoduto do Centro-Oeste está orçado em US$ 210 mi e teria 828 km de extensão, a partir de Araraquara, em São Paulo. Em 1999, a Rongás acertou o protocolo de construção de um gasoduto ligando Urucu, no Amazonas, a Porto Velho, que depende ainda de entendimentos técnicos e políticos com o governo amazonense e da licença ambiental. Quando estiver pronto, no mínimo em 2003, irá movimentar a usina termoelétrica da capital. No Maranhão, o governo estadual encomendou um estudo para analisar se o mercado local comportaria ter o gás como alternativa energética. Enquanto isso, uma empresa canadense e outra americana estão avaliando se existe gás em duas áreas no litoral maranhense, licitadas no ano 2000 pela ANP. Para o presidente da Abegás e da Pbgás, Cícero Leite: "de uma forma ou de outra, a infra-estrutura de distribuição teria de ser criada nestes Estados". (15.04.2001)

Estatais, multinacionais, governos estaduais e empresários estão se movimentando silenciosamente para assumir posições estratégicas no mercado de distribuição de gás natural. A expectativa de crescimento para o setor é de cerca de 280% em quatro anos, com faturamento anual que deve pular, no período, de aproximadamente R$ 1 bi para pelo menos R$ 4 bi. A Petrobrás que, por meio da subsidiária Gaspetro, é parceira de 14 distribuidoras estaduais, quer entrar em Minas Gerais e no Rio de Janeiro. Para tanto, corteja a mineira Cemig, dona de 90% da Gasmige, a fluminense CEG . A meta da Petrobrás, a principal fornecedora do País, é clara: quer que o mercado de gás passe de 1% de seu faturamento para 14% em 2005, com volume de vendas pulando de 14 milhões de metros cúbicos ao dia para 35 milhões de metros cúbicos. Já a multinacional americana Enron está negociando sua participação minoritária, por meio da subsidiária Gaspart, em sete distribuidoras de gás estaduais, cinco na Região Nordeste e duas no Sul. Embora não se manifeste publicamente, decidiu sair do mercado de distribuição no Brasil para se concentrar apenas na comercialização de energia. (15.04.2001)

A Usina Termoelétrica William Arjona, da Gerasul, em Campo Grande, será a primeira usina do país a utilizar o gás boliviano do Gasoduto Bolívia/Brasil e começou a operar em fase experimental dia 15.04.2001. A usina tem capacidade de gerar 75 MW de energia elétrica atualmente, operando com duas turbinas, e passará a gerar 105 MW a partir de agosto de 2001. A termoelétrica vai consumir 870 mil metros cúbicos de gás natural por dia. A data da inauguração oficial será definida após a conclusão dos testes de controle de qualidade. A MSGás investiu R$ 4,2 mi na construção do ramal. (15.04.2001)

A espanhola Gás Natural assinou novo acordo com a argelina Sonatrach para refazer os preços dos gás que abastece a Espanha. Apesar dos detalhes do acordo não terem sido revelados, a companhia ibérica afirmou que ele pode levar à cooperação em outras áreas como a geração de energia. A nova fórmula será aplicada em contrato de 1992 que garante nove bilhões de metros cúbicos por ano através do gasoduto Magreb-Europa. Também se aplica a 3,8 bilhões de metros cúbicos de gás liquefeito por ano. A espanhola acredita que a nova fórmula reduzirá o preço final do produto e permitirá às duas empresas negociar novos fornecimentos de acordo com o crescimento da demanda. Em 2000 a Sonatrach forneceu 59% da produção da Gás Natural, o equivalente a 6,2 bilhões de metros cúbicos através do gasodto e 4,1 bilhões de gás liquefeito. (11.04.2001)

O gás natural boliviano permitirá que a termelétrica William Arjona, localizada em Campo Grande, funcione 24 horas e amenize os riscos de racionamento de energia em Mato Grosso do Sul. A usina de 80MW, que pertence às Gerasul, será a primeira do País a operar com o gás trazido da Bolívia. O novo combustível começa a ser utilizado até o final de abril de 2001 em substituição ao diesel, que representa um custo três vezes maior na geração de energia. O diretor-presidente da Gerasul, Manoel Arlindo Zaroni Torres, disse que a empresa tem contrato no valor de US$ 58 mi e vigência de cinco anos assinado com a Petrobras e com a MSGás, companhia distribuidora, para fornecimento de 870 mil metros cúbicos dia de gás. Em época de seca prolongada, que afeta as bacias hidrográficas e, em conseqüência, a geração nas hidrelétricas do País, as usinas termelétricas ganham importância. Em Mato Grosso do Sul, o gasoduto Bolívia-Brasil favorece a instalação de novas usinas. (12.04.2001)

A Ibiritermo vai colocar em operação já no final de 2001 a sua primeira turbina a gás, com capacidade para 155 MW, a ser fornecida em julho de 2001, pela General Electric americana, por US$ 130 mi. Essa primeira turbina será abastecida pelo gasoduto Rio-Belo Horizonte e deve consumir 1,1 milhão de metros cúbicos por dia de gás da bacia de Campos. Para as próximas turbinas, a Ibiritermo terá que contar com o novo ramal do gasoduto Brasil-Bolívia, projetado para atravessar o Sul de Minas até Belo Horizonte. Em 2002, a usina receberá uma turbina a vapor, de 80 MW, iniciando a operação em ciclo combinado, sistema que aproveita o vapor produzido pelo gerador a gás. Mais duas unidades de gás e vapor serão acrescentadas, uma em 2003 e outra em 2005, quando a Ibiritermo passará a contar com capacidade instalada total de 705 MW. (Gazeta Mercantil - 12.01.2001)

A Ibiritermo, termoelétrica que começou a ser construída pelo consórcio Petrobras-FiatAvio, já tem dois candidatos a sócios no empreendimento que, nos próximos cinco anos, vai executar orçamento de US$ 600 mi. O fato de se levar menos de um ano entre o início de construção da usina e a entrada em operação de sua primeira turbina, aliado à possibilidade de uma usina a gás funcionar a plena carga durante 92% do ano, sem influência do regime de chuvas, são algumas das razões que aumentam o interesse em projetos de geração termelétrica a gás. A Petrus, fundo de pensão dos funcionários da Petrobras, e a norte-americana Intergen foram os primeiros a manifestarem interesse e já estão estudando em que proporção vão entrar no negócio. Decidimos abrir o negócio à participação de outros parceiros que queiram aportar recursos ao projeto e estamos observando que é muito grande o interesse em geração de energia elétrica', disse Roberto Vedovato, diretor da Fiat do Brasil, holding brasileira do grupo Fiat. Segundo Vedovato, estão avançando as negociações com a Intergen que poderá ser um dos primeiros parceiros do consórcio na Ibiritermo. (12.04.2001)

A Petrobrás deverá assumir o risco da variação cambial na compra do gás boliviano. Esta é uma das principais propostas a serem apresentadas, na terceira semana de abril de 2001, aos ministros de Minas e Energia e da Fazenda. O argumento dos técnicos é que o gás natural não é uma commodity e, deste modo, terá seu preço fixado em real. Dependendo dos demais pontos a serem decididos pelos técnicos, é possível que a proposta para o gás seja submetida ao presidente Fernando Henrique Cardoso. O secretário de Energia do Ministério de Minas e Energia, Afonso Henriques Moreira Santos, disse, dia 11.04.2001, que o produto adquirido da Bolívia poderá ser cotado na moeda americana no ponto em que o gás entra no Brasil, ou seja, na divisa dos dois países. Porém, o gás natural boliviano dentro do território nacional terá o preço estabelecido em real. "A idéia é fazer o acompanhamento contábil, com o repasse do débito ou crédito para as tarifas finais, ou seja, na ponta, no ano seguinte", explicou o secretário. (Estado - 12.04.2001)

A Shell informou ao governo argentino que planeja investir US$ 1,5 bi na província da Terra do Fogo em uma fábrica para extrair combustíveis do gás natural. Além de combustíveis líquidos, a indústria deve produzir também 100 MW por dia, equivalente a todo consumo da região. A multinacional já iniciou diálogo com a Total Austral, que faz parte de um consórcio com a maior produção de gás no território. O projeto necessitaria de 18 bilhões de metros cúbicos diários durante 20 ou 25 anos, apesar da região ter capacidade de produzir o dobro. (11.04.2001)

A Petrobrás e a Fiat Avio, subsidiária do grupo Fiat, iniciam, dia 11.04.2001, as obras da Usina Termelétrica de Ibirité, localizada na região metropolitana de Belo Horizonte. A usina, denominada Ibiritermo, está prevista no PPT do governo federal e é uma das 13 consideradas emergenciais do programa. A previsão é de que a Ibiritermo esteja concluída até maio de 2005 com três turbinas a gás de ciclo combinado (gás e vapor) e capacidade para a geração de 705 MW. A primeira fase de operações da usina, no entanto, deverá ser iniciada em dezembro de 2001, com uma turbina a gás de 155 MW, em ciclo simples (gás). A energia da termelétrica será injetada no sistema interligado sul-sudeste-centro-oeste. A usina vai ocupar uma área de 12 hectares da Refinaria Gabriel Passos, da Petrobrás. (11.04.2001)

A direção da Petrobras apresenta ao governo, dia 11.04.2001, duas propostas para solucionar o problema do risco cambial na compra do gás boliviano que movimentará as termelétricas. Uma alternativa refere-se à troca de cerca de R$ 7 bi em NTN-P - que a empresa detém desde que privatizou as subsidiárias petroquímicas - por títulos novos do Tesouro Nacional. Esses papéis teriam 20 anos de prazo e rendimento pela variação do INPC, mais 6% de juros e variação cambial, que pode ser um índice arbitrado. Esse novo papel teria um rendimento bem melhor do que a remuneração das NTN-P, título inegociável que rende apenas TR mais 6% de juros ao ano. Com a diferença de rentabilidade, a Petrobras arcaria com o risco cambial. (11.04.2001)

Representantes dos ministérios da Fazenda e das Minas e Energia, da Aneel e da Petrobras discutirão, dia 11.04.2001, em Brasília a nova proposta para desatar o nó cambial que está segurando os investimentos nas termelétricas. A Petrobras propõe a criação de uma "conta gás", que seria zerada anualmente com o repasse da variação cambial para o consumidor. O secretário-executivo de Energia do Ministério das Minas e Energia, Afonso Henriques, disse, dia 10.04.2001, que a proposta visa atenuar os impactos para o consumidor e para a cadeia produtiva. Ele falou na criação de uma "espécie de PPE (Parcela de Preço Específica) do gás", um mecanismo de crédito e débito que manteria o reajuste anual das tarifas. A PPE é o que o governo arrecada com a diferença entre o preço do petróleo no mercado externo e o dos combustíveis no interno. O mercado espera uma saída para uma equação que, aos olhos do investidor, não fecha: os custos de equipamentos e da matéria-prima (gás) estão em dólar, enquanto a receita vem em real. Na Petrobras, discute-se a fixação do preço de fornecimento de gás nos atuais US$ 2,475 por milhão de BTUs (preço do Programa Prioritário de Termelétricas) por um ano. No aniversário, seriam contabilizadas as variações cambiais para ver se a Petrobras teve prejuízo ou lucro. O prejuízo seria repassado ao consumidor. (11.04.2001)

A expansão da rede de distribuição de gás natural em Santa Catarina, pela SCGás, será garantida, dia 10.04.2001, com a liberação de financiamento de R$ 106,2 mi pelo BNDES. O contrato será assinado na sede do BNDES, no Rio de Janeiro, com a presença do governador Esperidião Amin e o presidente da SCGás, Luiz Gomes. A contrapartida da empresa será de R$ 106,2 mi. Com esses recursos, a SCGás vai garantir a expansão da oferta para outras cidades, ligações para o gás combustível e o fornecimento de gás para a Termo Catarinense Norte. (10.04.2001)

O governo do estado de Alagoas está reivindicando da Petrobras a redução de tarifas de gás natural de Alagoas em relação ao resto do País. A decisão do governador Ronaldo Lessa é considerada de fundamental importância para o desenvolvimento do estado. "Não considero justo que Alagoas tenha uma reserva de 13 bilhões de m³, uma produção diária de 1.800.000 m³, e cobre uma tarifa igual à de Estados vizinhos como Pernambuco e Paraíba, que não produzem gás", afirmou o governador.Para a Secretaria de Indústria e Comércio, caso o governador consiga vencer essa batalha junto à Petrobras, Alagoas dará um grande passo na consolidação do Pólo Industrial de Marechal Deodoro. O pólo produz vapor a partir do gás natural e conta ainda com uma estação de distribuição para queima em fornos e caldeiras. (10.04.2001)

O consórcio Petrobras/Fiat Avio acelera o projeto de construção da termoelétrica Ibiritermo, no municipio de Ibirité na região metropolitana de Belo Horizonte, que terá potência instalada final de 720 MW e utilizará sistema combinado de gás e óleo como combustíveis. O investimento é de US$ 130 mi e o consórcio pretende colocar a sua primeira turbina em operação ainda em 2001. A nova usina é uma das maiores previstas no programa prioritário do governo brasileiro e proporcionará um novo aporte de energia elétrica entre 168 e 200 MW ao sistema de abastecimento do sudeste, que bem enfrentando redução de oferta por parte das hidrelétricas, devido à falta de chuvas. A primeira turbina, contratada no ano passado e movida apenas a gás, será fornecida pela General Electric no próximo mês de julho de 2001. Mas duas usinas vão ser instaladas, no local, nos próximos dois anos. A expectativa do consórcio é que a Ibiriritermo alcance sua capacidade total no final de 2003.(09.04.2001)

A Termoelétrica William Arjona da Gerasul, instalada em Campo Grande, deverá começar a operar com gás natural no dia 15.04.2001. A usina será a primeira do País a utilizar o gás boliviano do Gasoduto Bolívia-Brasil. O ramal de nove quilômetros que levará o produto até a usina está concluído, e os testes de controle de qualidade estão previstos para começarem hoje. A MSGás investiu R$ 4,2 mi na construção do ramal. A data da inauguração da obra ainda não é oficial, porque os técnicos precisam realizar vários testes no ramal, verificando itens como segurança, pressão e gaseificação, antes de iniciarem a operação de distribuição. Segundo o diretor-presidente da MSGás, Luís Landes, a Usina William Arjona, que tem capacidade de gerar 75 MW de energia elétrica atualmente, operando com duas turbinas, passará a gerar 105 MW somente a partir de agosto. A termoelétrica vai consumir 870 mil metros cúbicos de gás natural por dia. Pela distribuição do gás, a empresa receberá R$ 435 mil por mês. (10.04.2001)

As empresas elétricas da Espanha têm entrado no mercado gasista. Como reação a essa investida, a Gás Natural pretende investir no setor de geração em vistas à liberalização do setor de gás em 2003. A empresa quer abocanhar 15% do mercado de geração e distribuição em quatro anos. Para tanto, já está construindo duas centrais de ciclo combinado com capacidade para gerar 350 MW cada. Mais oito estão previstas até 2005. Especialistas prevêem que até essa data, a Espanha precisará de sete mil novos megawatts e a empresa pretende pôr 3500 MW no mercado. A Gás Natural investirá US$ 1,9 bi, que virá do desinvestimento obrigatório de 65% da Enagás, empresa que controla a rede de transporte, distribuição e fornecimento na Espanha. O preço das ações, pretendidas pela Repsol ainda não está definido. (09.04.2001)

O presidente do grupo espanhol Endesa, Rodolfo Martín Vila, confirmou ao governador Tasso Jereissati, no dia 06.04.2001, que vai participar do projeto das termelétricas no Complexo Industrial e Portuário do Pecém, orçado em US$ 500 mi, incluindo duas usinas e um terminal de gás. De acordo com o secretário da Infra-Estrutura, Francisco Maia Júnior, o presidente da Endesa assegurou que toma parte no projeto em conjunto com a BP e a YPF Repsol. O governador, por sua vez, teria pedido celeridade no acordo entre os acionistas e no início das obras, consideradas estratégicas para o Estado. `O ponto mais importante para definição do investimento em termelétrica é mesmo o preço do gás`, afirmou Alfredo Llorente, diretor-geral internacional da Endesa, `Não há dificuldades concretas, mas são necessárias garantias em relação à volatilidade do preço do gás. (09.04.2001)

Apesar da crise de abastecimento de energia elétrica, a Petrobras negou um pedido de fornecimento de gás natural para Furnas ampliar a capacidade de geração de duas usinas térmicas, que possui em operação em São Gonçalo e Campos de Goytacazes, no Estado do Rio. Em carta à CEG, distribuidora do combustível, a Petrobras informou que só poderá disponibilizar o gás solicitado em 24 meses. (09.04.2001)

A Companhia Siderúrgica de Tubarão (CST) mantém conversações com empresas do setor elétrico para terceirizar a construção de uma usina termelétrica de 70 MW junto à sua fábrica em Vitória (ES). Pelo projeto, a CST comprará até 30 MW a fim de garantir uma oferta firme de energia na produção de aço e liberará o investidor para vender ao mercado os excedentes de energia elétrica da térmica, que começará a operar em 2003. O diretor financeiro da CST, Leonardo Horta, disse, dia 05.04.2001, que a construção da termelétrica é uma oportunidade para a CST reduzir custos ambientais, já que a usina vai aproveitar o gás gerado na aciaria como matéria-prima para a produção de energia elétrica. Hoje, a CST tem outras três termelétricas dentro do seu parque industrial, com capacidade total de 225 MW, que utilizam o gás dos altos-fornos como fonte para a produção de energia. Deste total, a CST consome 190 MW e vende o restante para a Escelsa. Sem precisar o investimento na nova termoelétrica, Horta adiantou que a CST não deverá aportar capital no projeto. Ele não descarta a possibilidade da siderúrgica vir a se desfazer das outras três termolétricas, embora considere uma hipótese é "improvável". (06.04.2001)

A Endesa é uma das únicas grandes operadoras internacionais que não têm projeto de geração no Estado do Rio. A Cerj, sua controlada, precisa apresentar um programa de aquisição firme de energia, sob pena de enfrentar novas contestações de sua concessão. Com base nisso, o governo fluminense tenta convencer a Endesa a investir de US$ 300 mi a US$ 350 mi numa termelétrica, e se dispõe inclusive a intermediar os contatos com a Petrobras. Os incentivos fiscais - como o aumento do prazo para recolhimento do ICMS sobre o gás natural e a isenção na compra de equipamentos - têm acelerado a instalação de projetos geradores no Estado, enquanto o programa federal ainda esbarra na falta de um acordo sobre a tarifação do gás e da energia fornecida. Parte dos recursos para a construção da usina virá da venda da fatia da Cerj no projeto de Cabiúna, iniciativa conjunta com a Light e a Escelsa. A Endesa exige, para decolar um projeto de geração no Estado, o controle integral do capital da nova usina.(06.04.2001).

O preço do gás cobrado pela Petrobras nos contratos com termelétricas vai aumentar. Hoje, ele é de US$ 2,35 por milhão de Btu, equivalente a US$ 40 por MWh, e só existirá nos primeiros contratos que estão sendo fechados para produzir os 11 mil MW que cobrem a atual escassez de energia. Segundo o presidente da empresa, o preço só é possível graças ao gás nacional. O gás brasileiro tem um custo mais baixo. Quando a empresa quis viabilizar as termelétricas feitas no atual programa construiu a seguinte equação financeira: de um lado está fechando contratos por 20 anos. Nestes 20 anos, a empresa compradora de gás terá que pagar este mesmo valor, ainda que a cotação do gás caia no mercado internacional. Mas também terá a garantia de preço, mesmo que a cotação suba. Por outro lado, o mix de produto nacional e boliviano permite um preço mais baixo. Essa é a visão da Petrobras, que é contestada por várias empresas que atuam no mercado de energia. Primeiro, elas argumentam que é arriscado fazer um contrato de 20 anos. Dentro de quatro anos haverá um mercado aberto. Há grande chance de que em um mercado aberto, com competição e bem abastecido, o preço venha a cair. E quem assinou o contrato ficaria amarrado com a Petrobras por 20 anos no mesmo preço. Segundo, os participantes do mercado de energia, este preço cobrado pelo gás é tão alto, hoje, que tem inviabilizado a assinatura de contratos com a Petrobras. (06.04.2001)

A norte-americana Coastal Petróleo do Brasil, controlada pela El Paso, negou, dia 04.04.2001, que tenha descoberto uma reserva de gás natural na bacia de Pitanga, na região central do Paraná. No dia 05.04.2001, a ANP autuou a empresa alegando a falta de aviso a agência sobre uma suporta descoberta. A infração pode resultar em uma multa de até R$ 500 mil. O gerente-geral da área de exploração e produção da El Paso no Brasil, Mark Scarbrough, disse que a empresa não recebeu ainda nenhuma notificação da ANP. Em conversa com representantes da ANP, a companhia foi informada de que receberia um auto de infração, afirma. A empresa vai ter 15 dias para responder a esse auto de infração, informou. "Não encontramos nada que qualifica como uma descoberta como está definida nas regras da ANP, mas vamos fazer tudo para cumprir as regulamentações no Brasil", afirmou. Ele confirmou, no entanto, que a Coastal perfurou um poço, mas que ainda está em processo de avaliação da área, que deve demorar mais de um mês. "Não há ainda indícios de que existe gás no local", afirmou. (04.04.2001)

O presidente do BNDES, Francisco Gros, disse que estão sendo estudadas regras para facilitar a instalação dos projetos de geração de energia por usinas termoelétricas. Ele não detalhou que regras serão essas, mas disse que o papel do BNDES na área de energia é viabilizar o aumento dos investimentos no setor. "Precisamos de regras claras, que já foram dadas para as PCHs e que estarão sendo dadas em breve no setor de termoelétricas", disse Gros no discurso da cerimônia de posse do novo diretor de Infra-Estrutura da instituição, Octávio Castello Branco. No caso das PCHs, ficou decidido que a Eletrobrás irá garantir a compra da energia. Com a certeza de que haverá comprador para o produto os investidores conseguirão com mais facilidade financiamento do BNDES para os projetos. Castello Branco, que discursou em seguida, informou, também sem detalhes, que o BNDES vai participar da resolução "da questão cambial das termoelétricas". Empresários do setor reclamam que o preço do gás varia conforme o câmbio, mas a tarifa de energia elétrica não. (04.04.2001)

A Aneel autorizou a empresa Infoglobo Comunicações Ltda, autoprodutora de energia elétrica, proprietária da Usina Térmica Globo, com potência instalada de 5,1 MW, a comercializar, pelo prazo de cinco anos, o excedente de energia elétrica. A térmica, localizada no parque gráfico da empresa, no município de Duque de Caxias (Rio de Janeiro), utiliza como combustível o gás natural. Auto-suficiente, já que produz a energia elétrica que necessita, a empresa poderá agora vender o seu excedente no mercado. (03.04.2001)

No dia 02.04.2001, a empresa inaugurou a pedra fundamental da térmica Macaé Merchant e os dois vice-presidentes senior da companhia, Eduardo Karrer e Roberto de Almeida adiantaram que já estão estudando a possibilidade de fazer novo investimento no Rio, de US$ 200 mi, para construir uma nova térmica. O objetivo é aproveitar duas turbinas com capacidade de gerar 200 MW de energia que estão "na prateleira" nos Estados Unidos. A El Paso está investindo US$ 500 mi na Macaé Merchant, que terá capacidade de gerar 700 MW de energia em dezembro de 2001, por meio de 16 turbinas GE LM 6000. Em setembro, ela começa operar gerando 180 MW com quatro máquinas. A capacidade irá aumentar paulatinamente até chegar a 700 MW. A El Paso já explora blocos de petróleo e gás no Brasil (no Paraná, Bahia, Rio Grande do Norte e Ceará), que foram "herdados" da Coastal, assim como desenvolve a produção nos campos de Pescada-Arabaiana (RN). A empresa já descobriu gás no bloco BAS-97, na bacia do Paraná, e está investimento agora em testes de vasão. Caso a descoberta seja declarada comercial, o objetivo da El Paso é usar o gás para gerar energia própria. Daí o interesse em participar do terceiro leilão da ANP. Além da Macaé Merchant, a El Paso está investindo US$ 250 mi na térmica de Porto Velho (RO), e tem 60% do projeto da térmica de Araucária (no Paraná, em sociedade com a Copel e a Petrobras) e onde estão previstos investimentos de US$ 350 mi. Outros US$ 180 mi serão investidos na térmica Norte Catarinense, em Joinville. (03.04.2001)

A usina térmica Macaé Merchant, que a El Paso Energy começou a construir no município fluminense de Macaé, deverá iniciar operação comercial parcial em setembro de 2001, gerando 180 MW de energia elétrica, com quatro turbinas de última geração. A unidade deverá atingir potencia total em dezembro de 2001, representando um recorde mundial entre o tempo de sua concepção e a entrada em funcionamento, segundo informou o vice-presidente da El Paso Energy International Cone Sul, Roberto Almeida. A usina térmica Macaé Merchant será a primeira do país a utilizar como combustível o gás natural nacional, produzido na Bacia de Campos, que, atualmente, está sendo queimado. (02.04.2001)

O projeto mais importante de usina termoelétrica no Paraná é o que está em desenvolvimento em Araucária. A construção dessa usina teve início em outubro de 2000 e a entrada em operação está marcada para outubro de 2002. Segundo informou o assistente da área de geração da Copel, Edilson Matos Novak, a termoelétrica terá capacidade de 480 MW. A usina vai consumir gás natural proveniente do gasoduto Bolívia/Brasil, numa proporção de 2,1 milhões de metros cúbicos diários. Com investimento de US$ 330 mi o projeto é desenvolvido pela UEG Araucária Ltda., que tem como sócios a El Paso Energy Company, dos Estados Unidos, que detém 60% do capital, a Petrobrás, com participação de 20% e a Copel, com mais 20%. (02.04.2001)

O presidente da Light, Michel Gaillard, informou duas medidas que vão em direção a algum equilíbrio da oferta de energia nos 31 municípios do estado do Rio de Janeiro que integram sua área de concessão. A primeira, de caráter mais imediato, mas de resultados incertos, é a continuidade da campanha de conscientização da população para que economize energia elétrica. A outra, de impacto a médio prazo, é o início da construção este ano de duas térmicas a gás no Estado, a Cabiunas e a do Norte Fluminense, no qual a Light investirá US$ 800 mi no prazo de quatro anos, a contar do final de 2001. O funcionamento das térmicas vai elevar a oferta da concessionária dos atuais 800 MW para quase 2 mil MW, reduzindo o grau de dependência do Estado no campo de energia elétrica. O presidente da Light assinala que o risco de racionamento pode afetar também o desempenho das distribuidoras. ( 02.04.2001)

A companhia norte-americana El Paso Energy pretende trazer para o Brasil duas térmicas embarcadas (usinas sobre barcaças) que estão operando na Tailândia. As térmicas têm capacidade para gerar, em conjunto, 200 MW e vão operar no estado do Rio, em local ainda não definido. Será o segundo projeto de geração da companhia para o estado. O primeiro, chamado Macaé Merchant, começa a ser construído no dia 02.04.2001. A possibilidade de utilizar térmicas embarcadas já era analisada havia algum tempo por companhias energéticas estrangeiras, mas ganhou força devido à possibilidade de racionamento de energia. A operação vem sendo costurada em conjunto com o governo do estado do Rio de Janeiro, que fica na ponta do sistema elétrico e, portanto, mais vulnerável a riscos de desabastecimento. Para a empresa, a vantagem são os ganhos gerados pelo aumento do preço da energia no mercado spot, que é esperado devido à falta de oferta. Algumas pendências, como licenciamento ambiental, porém, ainda têm que ser equacionadas para a conclusão do projeto. O transporte das usinas da Tailândia para o Rio deve durar um mês. Concluído o projeto, a El Paso terá uma capacidade de geração de 900 MW na região Sudeste. ( 02.04.2001)

A Universidade Luterana do Brasil (Ulbra), por meio de sua fundação, e a Stemac S/A Grupos Geradores firmaram uma parceria inovadora que vai resultar na inauguração de uma pequena central termelétrica no campus da universidade, em Canoas. A termelétrica será movida a gás e vai gerar 3,3 MW na primeira fase, prevista para agosto de 2001, tornando o campus auto-suficiente em energia. A universidade utilizará os ramais de distribuição do Gasbol que passam por seu pátio interno para poder ficar conectada ao citygate instalado na Refinaria Alberto Pasqualini. O fornecimento de gás será feito pela Sulgás. A termelétrica tem um sistema de construção modular que permite a sua ampliação conforme o aumento da demanda, e pode atingir a capacidade de 7,7 MW. Há possibilidade da energia excedente ser vendida no mercado livre. Para tornar viável a construção, operação e administração da usina foi criada a empresa Stepie-Ul S/A que é controlada pela Stemac e tem a participação de 6% da Fundação Ulbra. O valor do investimento não foi revelado. (30.03.2001)

O risco de falta de energia forçou o governo a alterar, em parte, o modelo do setor elétrico. No dia 29.03.2001, a Aneel autorizou a Petrobras a construir duas térmicas a gás no RS e MS, num total de 1.000 MW, com início de operação em 2001. Até agora, só empresas privadas podiam entrar na geração de energia. A Petrobras estava em algumas térmicas como minoritária, mas, desta vez, terá 100% das usinas. A térmica Canoas, com 602 MW de potência instalada, será construída no município gaúcho de Canoas e a usina de Três Lagoas (MS) terá 466 MW de capacidade. Noutra decisão, a Aneel autorizou a constituição da TermoCorumbá, com 108 MW de potência, que também utilizará o gás natural como combustível, entrando em operação até 17.12.2001. (30.03.2001)

O BNDES liberou R$ 106 mi para a Companhia de Gás de Santa Catarina (SCGás). Os recursos fazem parte de um pacote de investimentos de R$ 212 mi, destinados à ampliação dos ramais que distribuem o combustível. O objetivo é aumentar a rede em 45 km, até 2004, para atender clientes residenciais e o abastecimento de veículos. Atualmente, os ramais atingem 300 km no Planalto Norte, Nordeste, Vale do Itajaí, Grande Florianópolis e Sul. Os outros R$ 106 mi serão investidos pela própria SCGás com recursos próprios. Em abril de 2001, a empresa deve lançar no mercado os editais para a contratação das empresas que farão as obras de ampliação da rede. (30.03.2001)

O incremento de produção das hidrelétricas e das usinas termelétricas de Camaçari e Bongi serão as medidas adotadas pela Chesf para tentar reduzir os efeitos do racionamento de energia. Atualmente, Camaçari tem capacidade de gerar 290 MW. No primeiro trimestre de 2002, a usina deverá passar para 350 MW. No mesmo período, a térmica do Bongi já deverá estar convertida de óleo diesel para gás natural e produzindo 150 MW. As hidrelétricas de Boa Esperança e de Paulo Afonso 1, 2 e 3 também devem ser repotencializadas em 2002. "Estamos fazendo o máximo para acelerar esse incremento. Queremos de todas as maneiras aumentar nossa oferta de energia", declara o diretor econômico-financeiro da Chesf, Luiz Godoy, acrescentando que ainda não tem idéia do impacto do racionamento na receita da companhia. (30.03.2001)

A Petrobrás vai antecipar em três meses a entrada em operação de dez usinas termoelétricas, incluídas no PPT, que estão sendo contruídas nos Estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Bahia e Rio Grande do Sul e na cidade de Porto Suárez, na Bolívia. As unidades ficarão prontas em julho e vão permitir um acréscimo de 1.535 MW na oferta de energia do País. Os investimentos para construi-las somam US$ 1,305 bi e a participação da Petrobrás nos empreendimentos é de US$ 470,76 mi. As termoelétricas do programa emergencial estão sendo construídas em parcerias com grupos privados. (29.03.2001)

Não bastasse o impasse do governo quanto ao preço do gás natural, que tem contribuído para desestimular os investidores do setor privado, o Brasil corre o risco de ficar na fila até 2004 para receber turbinas para pôr as usinas em operação. Na Siemens, segundo o diretor-geral da área de energia, Leandro Halfeld Limp, os pedidos feitos em 2001 serão atendidos em aproximadamente três anos. Halfeld explica que o mercado de turbinas está superaquecido, principalmente, por causa das aquisições norte-americanas. "Nos últimos três anos, os pedidos aumentaram de 5 mil para 30 mil MW/ano." Isso acabou comprometendo a capacidade dos fabricantes, que agora estão compromissados com os pedidos americanos, explica. Embora a empresa tenha se expandido para atender todos os clientes, quem quiser adquirir hoje uma turbina a gás ou entra na fila ou torce por um remanejamento dos equipamentos. Ou seja, o fabricante tem de entrar em acordo com outro comprador que não deverá usar a turbina no curto prazo. (29.03.2001)

O CND aprovou, dia 29.03.2001, a construção de uma termelétrica de 500 MW, cuja principal função será garantir o fornecimento de energia quando houver interrupção na produção das usinas nucleares de Angra I e II. "O backup torna-se necessário no momento em que as máquinas das usinas nucleares são desligadas para permitir a troca do combustível das unidades", disse o CND em um comunicado divulgado no dia 29.03.2001. A solução para os problemas de fornecimento das usinas nucleares é considerada de vital importância para o funcionamento do MAE. "A usina termelétrica vai elevar índice de confiabilidade do fornecimento de energia pelo sistema e reduzirá o risco comercial da energia termonuclear", acrescentou o CND. Além disso, a nova termelétrica será utilizada como fonte suplementar do fornecimento de energia comprometido por eventuais baixas nos reservatórios de usinas hidrelétricas. (29.03.2001)

Segundo José Malta, gerente de Vendas da GE, a General Eletric deverá entregar para o País 54 turbinas a gás entre o fim do ano e 2002 - o suficiente para instalar 15 térmicas. Muitas dessas usinas têm parceria com a Petrobrás e estariam entre as térmicas que o governo decidiu antecipar, para agosto de 2001, o início de operação. Mas esses planos poderão ter de ser adiados alguns meses. A GE afirmou que tem alguns contratos em negociação que permitiriam o início de funcionamento das térmicas apenas em 2003. A General Eletric não quis confirmar qual o tempo de espera para aquisição de uma turbina. Mas admitiu que a demanda norte-americana foi "brutal". (29.03.2001)

A direção da Petrobras já decidiu que vai recorrer à Justiça caso a ANP confirme a intenção de dar acesso à BG (British Gas) ao Gasbol. O trecho brasileiro do gasoduto é controlado pela TBG, da qual a Petrobras tem 51% por meio da Gaspetro. A BG, que é minoritária, quer trazer seu gás usando o Gasbol, já que ele está com capacidade ociosa. Já a TBG acusa os ingleses de quererem forçar o transporte pelo gasoduto sem ter feito qualquer investimento. No início de março de 2001, a ANP determinou à TBG que atenda o pedido da BG para contratação de transporte firme de 700 mil m³/dia de gás de abril a agosto de 2001, aumentando o volume para 2,1 milhões entre setembro de 2001 e dezembro de 2002. A BG recorreu para estender esse prazo até 2003, enquanto a TBG fez o mesmo alegando que não terá capacidade ociosa a partir do final de 2001. Isso porque ela prevê o aumento da venda de gás para onze das 14 termelétricas emergenciais previstas no PPT, que entram em operação no final de 2001 e início de 2002. O diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn acredita que a decisão anterior deverá ser mantida e poderá ser homologada na próxima reunião de diretoria da agência, no dia 03.04.2001. (29.03.2001)

A Enron irá construir duas usinas termoelétricas em Seropédica, no estado do Rio de Janeiro. A primeira a entrar em funcionamento será a Eletrobolt, cujas obras começarão imediatamente. A segunda é a Riogen, cuja construção é para o final de 2001. Mas a Enron já tem planos de vendê-la. A Riogen deverá ser incluída no pacote de venda da distribuidora Elektro, do grupo, que fornece energia para o interior de SP e algumas cidades do MS. Há quatro propostas de compra, sendo que algumas incluem a Riogen. Por isso, o financiamento de 80% dos cerca de US$ 700 mi a serem investidos no projeto ainda não foram fechados. É o que falta para o início das obras. No entanto, o financiamento poderá ser repassado para o futuro comprador. Os 20% restantes serão feitos pela Enron. A Riogen fornecerá 700 MW de energia, enquanto a Eletrobolt será responsável pelo abastecimento de 355 MW de potência. Os investimentos na Eletrobolt foram da ordem de US$ 260 mi e está prevista para entrar em funcionamento em outubro de 2001. Mas o governador Garotinho tem expectativa de que seja antecipada para agosto de 2001. (28.03.2001)

Os investidores de energia querem voltar a discutir com o governo o repasse dos custos dolarizados para as tarifas cobradas do consumidor, viabilizando, assim, a construção das novas térmicas. Segundo o co-presidente da Enron na América do Sul, Orlando Gonzalez, 85% dos custos desses projetos são dolarizados. Ele defende o livre mercado como solução final do problema. Mas, enquanto houver regulamentação, ele propõe o repasse dos custos quando houver diferença entre o dólar e o real. A sugestão foi feita no dia 27.03.2001 por Gonzalez durante o lançamento da obra de duas usinas térmicas que a empresa construirá em Seropédica, no RJ. (28.03.2001)

A petrolífera Shell está montando sua estratégia para atuar como produtora de energia elétrica no Brasil. O objetivo, segundo o vice-presidente de Gas and Power da companhia, Gilbert Landsberg, é trabalhar de forma integrada desde a exploração das reservas de gás e petróleo, seu transporte, distribuição até sua transformação em energia. No dia 27.03.2001, a companhia acertou com a CPFL e a sua subsidiária InterGen a venda da energia que será produzida pela termelétrica de Carioba II, a maior usina a gás do Brasil, com 945 MW de potência. O próximo passo é a construção de uma outra termelétrica no NE, em parceria com a espanhola Iberdrola. Os espanhóis detêm o controle das distribuidoras elétricas nordestinas Coelba (BA), Cosern (RN) e Celpe (PE), que ficariam encarregadas de comprar a energia produzida pela termelétrica - que segundo projeções iniciais terá entre 240 e 480 MW de potência. O abastecimento de gás será feito com a importação de gás natural liquefeito (GNL), já que não há uma rede de gasodutos na região. Para a Shell, o volume de gás necessário, relativamente pequeno, não justifica o investimento na construção de um gasoduto. (28.03.2001)

Visando o mercado energético, a Shell constituiu uma empresa em parceria com a Petrobras, em partes iguais: a GNL do Nordeste Ltda, encarregada de cuidar da importação de gás natural liquefeito (GNL) e da operação de um terminal de recebimento, estocagem e regaseificação do produto no Complexo Industrial e Portuário de Suape, no Recife. Serão investidos US$ 200 mi na GNL do Nordeste, 50% pela Shell e 50% pela Petrobras. O início das operações será em 2005. A demanda inicial de GNL na região é de 2 milhões m³/dia, podendo chegar a 4 milhões m³/dia. A nova empresa realizaria importações bem mais expressivas - pelo menos um volume superior a 30 milhões m³ de cada vez - estocando o produto para depois regaseificá-lo à medida que fosse necessário. O NE, segundo avaliação da Petrobras, tem capacidade instalada de 10,4 GW e um crescimento estimado de 5% ao ano. Estão programados investimentos de US$ 850 mi em termelétricas na região. Esses projetos deverão proporcionar 1,69 mil MW novos, que consumirão 6,8 milhões m³/dia de gás. Enquanto o terminal de importação de GNL não entrar em operação, o abastecimento de gás seria feito das reservas do insumo recentemente descobertas, como o campo de gás na Bacia de Camamu, na Bahia. O atual consumo de gás no NE, fornecido unicamente pela Petrobras e distribuído pelas concessionárias estaduais, chega a 5,4 milhões m³/dia. (28.03.2001)

A estratégia da Shell de somar a atuação em exploração e distribuição de gás e a sua transformação em eletricidade teve início no final de 2000. Sem fazer alarde, a companhia comprou a participação de 50% na termelétrica de Cuiabá, de 480 MW, da Enron, atualmente movida a óleo combustível. Também aumentou para 50% a sua participação no gasoduto que está sendo construído para abastecer a usina, que vem diretamente da Bolívia sem passar pelo Gasbol. No setor de gás brasileiro, a Shell tem participações minoritárias no Gasbol e na Comgás. A Shell controla a Transredes (empresa que opera o Gasbol do lado boliviano) juntamente com a Enron. Segundo o vice-presidente de Gas and Power da Shell, Gilbert Landsberg, a empresa tem o interesse em participar das distribuidoras de gás em Goiânia e no Distrito Federal, onde os governos locais preparam a licitação. (28.03.2001)

A Petrobras e a MSGás (Companhia de Gás do Estado do Mato Grosso do Sul) assinam contrato de fornecimento de gás, dia 28.03.2001, na sede da Associação Comercial do Rio de Janeiro. A Petrobras vai fornecer 3,67 milhões de metros cúbicos/dia de gás natural para a distribuidora, que repassará para três usinas termelétricas do Estado, cuja geração total soma 448 MW. As três usinas demandarão investimentos de cerca de US$ 280 mi. A termelétrica William Arjona, em Campo Grande, que já opera com óleo diesel, será convertida a gás e começará a operar com gás a partir do dia 15.04.2001. As termelétricas de Três Lagoas, de propriedade da Petrobras, e a de Corumbá, da Petrobras e da Duke Energy, começam a ser construídas em abril de 2001 e têm previsão de começar a operar até o final do ano. A MSGás investirá R$ 52 mi na implantação de 120 Km de redes de distribuição, que serão concluídas em dezembro, disponibilizando gás natural para as termelétricas e para os mercados industrial e automotivo. (28.03.2001)

A CPFL assina, dia 27.03.2001, com a Shell e a InterGen o contrato de compra da energia a ser produzida pela termelétrica Carioba II, a ser instalada no município de Americana (SP). A CPFL comprometerá US$ 240 mi anuais com a compra da energia produzida pela usina, por um prazo de 20 anos. A assinatura do PPA (Power Purchase Agreement) garante a sua viabilidade econômica. Maior termelétrica a gás do país, com investimento inicial de US$ 600 mi, Carioba II é a primeira a sair do papel sem a parceria da estatal Petrobras. Sua capacidade instalada, de 945 MW, é fundamental dentro da estratégia da companhia, de ter 5,1 mil MW totais até o final de 2001. Essse volume energético representa uma fatia de 7% do mercado nacional, onde 82% ainda estão em mãos estatais como o sistema Eletrobrás e Cesp Paraná. (27.03.2001)

O governador do Rio de Janeiro, Anthony Garotinho, lançará no dia 27.03.2001, a pedra fundamental da termelétrica Eletrobold, na Rodovia Presidente Dutra, 200, em Seropédica, distrito de Itaguaí, região metropolitana do Grande Rio. Esta será a segunda termelétrica em construção no estado. De acordo com o secretário estadual de Energia, Indústria Naval e Petróleo, Wagner Victer, o Rio está caminhando para se tornar exportador de energia elétrica em 2004. No momento, o Rio ainda importa energia. Segundo a Radiobrás, o empreendimento da empresa americana Enron faz parte do programa Emergencial Termelétricas e terá investimentos da ordem de US$ 300 mi. A previsão é de que no segundo semestre de 2001 a termelétrica já esteja gerando cerca de 360 MW. (26.03.2001)

No dia 27.03.2001, a empresa americana Enron inciará as obras de implantação da termelétrica Eletrobolt, no estado do Rio de Janeiro. A térmica tem previsão de conclusão no segundo semestre deste ano e terá capacidade de geração de 360 MW. O empreendimento faz parte do PPT e contará com investimentos da ordem de US$ 360 mi. De acordo com informações do secretário de Energia do Estado do Rio de Janeiro, Wagner Victer, com a construção da Eletrobolt aliados aos outros oito projetos em desenvolvimento, o Rio de Janeiro se tornará exportador de energia elétrica em 2004. Com este contrato, haverá um aumento no consumo diário de gás natural no estado, que atualmente é de 5 milhões de metros cúbicos por dia, e terá um acréscimo de 16 milhões de metros cúbicos por dia. "Com isso, tornamos irreversível a implantação destas termelétricas no estado", afirmou Victer. (22.03.2001)

O risco cambial e o impasse na definição do valor nominal (VN) de referência para geração de energia térmica podem atrasar o início da implantação da Usina Termelétrica do Pecém, no estado do Ceará. Entretanto, o secretário de Infra-Estrutura, Maia Júnior, garantiu, dia 22.03.2001, que, após resolvidos esses problemas, cuja previsão de acerto é até o meio do ano, as obras da termelétrica terão início em seis meses. Segundo Maia Júnior, a Aneel queria fixar o VN em US$ 32 o MW/h, passando em seguida para uma proposta de US$ 36 MW/h. Os preços estão sendo considerandos abaixo do mercado pelos investidores do projeto. No dia 20.03.2001, o Governo do Ceará recebeu a vista da presidente da ABP do Brasil - um dos grupos investidores no projeto da termelétrica do Pecém, que trouxe, segundo o secretário, boas notícias. "Ela nos informou que já estão fechados os pré-acordos de compra de energia entre o grupo ABP e a Coelce, bem como o pré-acordo de acionistas, aqueles que vão fazer o investimento, reunindo grandes empresas mundiais, é o caso da ABP, da Repsol e da Endesa", destacou. (23.03.2001)

A Cosipa vai implantar uma usina de co-geração de energia em sua siderúrgica de Cubatão. O projeto de US$ 100 mi visa garantir o abastecimento energético da companhia e vai aproveitar o gás residual gerado no processo de fabricação do aço para produzir 100 MW de potência. No momento, a Cosipa já produz 47 MW em Cubatão. A nova termoelétrica será administrada por uma empresa do setor elétrico, ainda não definida, que se responsabilizará pelo investimento inicial. A Cosipa vai apenas se comprometer a vender o gás e comprar a energia gerada. A nova termoelétrica deve ser construída até 2003. Os 147 MW que vão ser gerados pela empresa devem ser responsáveis por 50% de seu consumo de energia. Enquanto a usina é construída, a Cosipa não afasta a hipótese de ter que racionalizar seu consumo para evitar um apagão e ter que desligar sua produção. Espera-se que o custo de produção por MW de energia fique entre US$ 40 e US$ 45. A energia representa 10% do custo total de produção do aço. (22.03.2001)

A construção da usina termelétrica (UTE) de Sepetiba, autorizada na segunda semana de março de 2001 pela Aneel, vai gerar até 4.500 empregos diretos na região de Itaguaí e municípios vizinhos. A estimativa é de Mário Pereira, diretor da Inepar Energia, sócia da estatal italiana Enel no empreendimento. Do orçamento total de US$ 1 bi, cerca de 70% serão gastos com fornecedores nacionais, segundo estima o gerente de desenvolvimento da Inepar Energia, Francisco Höpker. A mão-de-obra para o projeto será contratada preferencialmente em Itaguaí, Mangaratiba e municípios adjacentes. 'A média de profissionais empregados durante a fase de construção será de dois mil. Mas, no período de pico, haverá 4,5 mil pessoas na obra', adianta Höpker. A entrada em funcionamento da primeira das duas turbinas da UTE Sepetiba está prevista para dezembro de 2003. (22.03.2001)

O representante da companhia Florida Power & Light Energy Brasil HQ Ltda., Pedro Ribeiro, assinará, dia 22.03.2001, com o governador do estado do Rio Grande do Norte, Garibaldi Filho, o protocolo de intenção para a construção de uma usina termoelétrica em Macau. O volume de investimentos e a capacidade da unidade não foram anunciados pela empresa, que a partir de agora começa a desenvolver o projeto, propriamente dito. Com essa decisão da FPL, sigla como a empresa é conhecida, o RN terá mais outra termoelétrica. A primeira deve ser instalada até o final de 2003, em Alto do Rodrigues, num consórcio entre a Petrobras e a Iberdrola. (22.03.2001)

A Petrobras vai aumentar a importação de gás natural da Bolívia para substituir o que era produzido na plataforma de produção de petróleo P-36 que naufragou no campo de Roncador, na Bacia de Campos. É um volume de 1,3 milhão m³, que se soma aos 7,5 milhões já transportados pelo Gasbol. A P-36 produzia cerca de 8% do consumo nacional de gás. O volume adicional de gás importado da Bolívia, igual à produção de Roncador, não traz prejuízos para as contas externas do País, pois a Petrobras não consome todos os 10 milhões de m³ diários contratados com fornecedores bolivianos e com a TBG. O campo de Roncador é a maior província de gás natural associado a óleo do País - entre óleo e gás, são 2,7 bilhões de barris de óleo equivalente - e produziria, em 2004, 7,2 milhões de m³ por dia. Nesse tipo de reserva, o gás depende do óleo. Entre as províncias de gás não-associado, a maior é a de Urucu, na Amazônia. (22.03.2001)

O presidente da Cooperativa Rural de Eletricidade (CER) do departamento de Santa Cruz, na Bolívia, Juan Carlos Antelo Salmón, e o vice-ministro de Energia e Hidrocarburos daquele país, Carlos Contreras, iniciaram negociações para vender energia ao grupo Rede, que controla a concessionária Cemat. O objetivo é firmar contrato de venda da produção que será gerada por uma usina termelétrica em construção pela CER em San Ignacio de Velasco - município de Santa Cruz que faz fronteira com Mato Grosso. O empreendimento está em obras e poderá chegar a uma produção final de 110 MW até 2003. Como o mercado consumidor boliviano está equilibrado, há a necessidade de exportar o excedente, que continua a ser produzido graças à abundância de gás natural. A CER se comprometeu em enviar dentro de 60 dias um estudo de viabilidade do projeto, que se concretizado injetaria energia boliviana no Brasil a partir da subestação da Cemat em Pontes e Lacerda, município localizado no oeste mato-grossense a 469 km de Cuiabá. (21.03.2001)

O ministro de Minas e Energia, José Jorge Vasconcelos, disse, dia 17.03.2001, que o Governo Federal vai tentar achar nesta semana uma solução para o impasse na tarifação das usinas termelétricas. Os investidores temem prejuízos, por comprarem gás natural importado em dólar e venderem em real, tendo que assumir perdas financeiras em caso de elevação da cotação da moeda americana. José Jorge disse que uma das propostas em estudo cria um fundo financeiro para lastrear eventuais perdas dos empreendedores com uma maxidesvalorização da moeda. Outra opção é reduzir o prazo de concessão dos contratos, de modo a reduzir o risco para as empresas que montarem usinas dessa natureza. O prazo de exploração previsto hoje chega a 20 anos. O ministro revelou que a Petrobras, parceira em 12 usinas, não aceita assumir esses riscos, a exemplo do que ocorre com a compra de combustível. Segundo ele, o Governo Federal não quer impor esse risco à estatal, uma vez que 75% do capital da empresa estão em mãos de acionistas privados. A solução mais simples seria a dolarização das tarifas para as empresas que administrassem essas térmicas, mas a lei que criou o real, em 1994, prevê que nenhum bem pode ser vendido em moeda americana, criando o impasse. (19.03.2001)

A Entidade Reguladora do Setor Elétrico (ERSE) português também supervisionará o mercado de gás natural e de gás propano e butano. Até o meio de 2001 será publicada legislação que servirá de suporte. Segundo representante do governo, "não faz sentido haver dois reguladores porque cerca de dois terços do gás natural é consumido pelo setor elétrico. Qualquer alteração no preço do gás natural terá sempre repercussões no setor elétrico". Além disso, são produtos concorrentes e por isso, o valor das tarifas pode ser decisiva na escolha. A decisão segue uma tendência européia. Espanha, Itália, Reino Unido, Holanda e Bélgica têm entidades reguladoras conjuntas para ambos os setores. (19.03.2001)

O Rio de Janeiro busca em nove projetos de usinas termelétricas meios para enfrentar uma possível crise energética. A previsão é que o estado saia da condição de importador de 58% da energia que consome para exportador de 1 mil MW/h em 2004. Até o final de 2001, as térmicas de Macaé Merchant e Eletrobolt estarão prontas, produzindo 1.055 MW/h. Os nove projetos custarão US$ 5 bi. O secretário estadual de Energia, Indústria Naval e Petróleo, Wagner Victer não descarta, porém, a possibilidade de racionamento e acredita que a situação pode agravar-se a partir de julho de 2001, caso não chova até abril. O Estado tem uma demanda de 7 mil MW. O consumo é de 2 mil MW na indústria, 1.250 MW no comércio, 650 MW no setor público, 2.160 no residencial e 940 MW em outros setores. (19.03.2001)

O secretário estadual de Energia, Indústria Naval e Petróleo, Wagner Victer, afirmou que o presidente mundial da Endesa, controladora da Cerj, estará no Rio esta semana para tratar da saída da concessionária de energia da termelétrica Norte-Fluminense, na qual tem uma participação minoritária. Segundo ele, provavelmente a Cerj deve participar de outro projeto de termelétrica, mas como controladora. (19.03.2001)

O secretário de Energia, Indústria Naval e Petróleo do RJ, Wagner Victer, disse no dia 16.03.2001, que o acidente com a plataforma de petróleo P-36 da Petrobras não vai afetar os projetos para a instalação de nove termelétricas no estado, avaliados em US$ 5 bi. A Petrobras é responsável pela implantação de 15 das 49 usinas do PPT. Na semana de 12 a 16.03.2001, a Petrobras assinou contratos para o fornecimento 10 milhões m³ de gás para seis projetos de termelétricas a serem instaladas no RJ, que totalizam 3.535 MW. O valor do contrato está estimado entre US$ 300 mi e US$ 400 mi. Na penúltima semana de março de 2001, a estatal assinará, em São Paulo, um novo contrato para a venda de 10 milhões m³ de gás para as unidades de Piratininga, Cubatão e Santa Branca. (16.03.2001)

A Light está em vias de concluir a compra das participações da Cerj, e da Escelsa, do Espírito Santo, na Sociedade de Propósito Específico (SPE) criada para viabilizar a termelétrica Norte Fluminense, de Macaé. Com investimentos de US$ 450 mi e início de operações previsto para o final de 2002, o projeto é um dos seis empreendimentos que tiveram contratos de fornecimento de gás natural assinados no dia 13.03.2001 com a CEG e a Petrobras. Previstas para entrar em operação entre o final de 2001 e 2003, as seis térmicas terão potência total de aproximadamente 3 mil MW. E garantem à Petrobras clientes para 16 milhões m³ de gás natural por dia, cerca de três vezes o consumo atual do estado do Rio. A CEG vai investir US$ 50 mi na expansão da rede de gasodutos para atender às térmicas, que devem gerar lucro anual de US$ 20 mi durante os 20 anos de contrato de fornecimento de gás. (16.03.2001)

Na semana de 19.03.2001 a 23.03.2001 a Petrobras assina com a Comgás e com três empreendimentos, os contratos de fornecimento de 10 milhões m³ diários de gás natural. Com isso, a estatal esgota a capacidade de transporte do GasodutoBolívia-Brasil (Gasbol). Os novos contratos serão selados com os projetos Piratininga, Cubatão e Santa Branca. Somados à térmica Norte-catarinense, serão então dez projetos prontos para sair do papel, deslanchando PPT. Acredita-se que 14 projetos entrarão em operação antes do final de 2001, o que alavanca investimentos em transporte do combustível. A capacidade atual de transporte nos dutos da Petrobras, fora o Gasbol, é de 34 milhões m³ diários. O programa de térmicas prevê um consumo de 70 milhões de m³ por dia, para isso a Comgás terá que dobrar sua capacidade. (16.03.2001)

A Aneel aprovou a construção da maior térmica da América Latina, um projeto estimado em US$ 1 bi, que vai gerar 1,3 mil MW na unidade projetada para o porto de Sepetiba, no estado do Rio. A Inepar Energia e a italiana Enel são sócias na usina. Ela utilizará carvão mineral importado e ficará pronta em 40 meses. A tonelada de carvão mineral está cotada a US$ 30 no mercado internacional, tendo preços relativamente estáveis. Cerca de 40% da energia elétrica gerada no planeta tem origem no carvão mineral. Nos Estados Unidos, o percentual sobe para 60%. A usina tem previsão de consumo anual superior a 3,5 milhões de toneladas de carvão, desde que trabalhe em tempo integral. (16.03.2001)

A EDP tem cinco projetos de construção no PTT. A prioridade do grupo é a construção da usina de Araraquara (SP), com potência entre 500 MW e 550 MW. Esta e a Fafen, localizada na Bahia, são os únicos que deverão estar concluídos até o final de 2003. A Fafen, projeto de cogeração com potência prevista de 58 MW e que deverá produzir 150 ton/hora de vapor, começou a ser construída em fevereiro de 2001. Com investimentos de US$ 60 mi, deverá entrar em operação no máximo em janeiro de 2002.O projeto da Revap, com potência entre 500MW e 550 MW em São José dos Campos depende de licença ambiental. Outros dois projetos de usinas termelétricas localizados nas cidades paulistas de Indaiatuba e Cachoeira Paulista (cada um com 180 MW de potência) foram substituídos por uma única termelétrica de 500 MW. A localização da nova usina ainda não foi definida. (16.03.2001)

O grupo paranaense Inepar S/A irá investir US$ 1 bi para construção da usina termoelétrica de Sepetiba no município de Itaguaí, no Estado do Rio de Janeiro. A informação foi dada, dia 15.03.2001, pela assessoria da Aneel, que autorizou a empresa a operar como produtor independente de energia elétrica. (16.03.2001)

A plataforma da Petrobrás P-36, que sofreu três explosões no dia 15.03.2001, afetou a produção diária de 1,3 milhões de m³ de gás natural. No auge da produção, a P-36 estaria apta a extrair 7,5 milhões de m³ de gás, ou cerca de 24% do que é produzido no país. A plataforma está instalada no Campo do Roncador, na Bacia de Campos, desde novembro de 1999 e começou a operar em março de 2000. (16.03.2001)

A Petrobras deve antecipar para agosto de 2001, a operação de seis termelétricas localizadas na região Sudeste, que só deveriam ser concluídas entre outubro e dezembro de 2001, informou Delcídio Gomez, diretor de gás da estatal. A medida é um reflexo do alarme que se instalou no setor elétrico, desde o início de 2001, por causa do baixo nível dos reservatórios. O nível dos reservatórios está em 34% - 11 pontos percentuais abaixo do valor apurado em março de 2000. As seis novas usinas somariam 1,8 mil MW ao sistema energético do país. A tentativa do ministério de Minas e Energia é fazer com que a participação do gás natural na matriz energética do país pule dos atuais 2,5% para 12% até 2010. (14.03.2001)

Outras duas térmicas foram incluídas no contrato de abastecimento de gás assinado no dia 14.03.2001 entre a CEG e a Petrobras. Pelo acordo, a empresa fluminense passa a distribuir o gás fornecido pela Petrobras para seis térmicas, entre elas Cabiúnas - controlada pela Light, Mitsui e Petrobras - e a Usina Termelétrica Eletrobras. No entanto, estas duas usinas fariam parte de um acordo posterior, não deste. As demais térmicas que vão comprar o gás intermediado pela CEG são: Termorio, da Petrobras; Termo Norte Fluminese, controlada pela Petrobras, Termobras e Light; Macaé Merchan, da norte-americana El Passo; e Eletrobolt, da Enron. As seis térmicas deverão consumir juntas 16 milhões m³ até 2003 e gerar 3 mil MW no período. Todas estão localizadas no Estado do Rio de Janeiro. (14.03.2001)

A ANP autorizou a companhia britânica British Gas International a importar da Bolívia mais 2,1 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia pelo Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), uma decisão que questiona a relação da Petrobras com sua controlada Transportadora Brasileira do Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) - na qual a British Gas tem participação acionária. O contrato entre a BG e TBG prevê o transporte de gás para oito pontos de entrega no estado de São Paulo em duas etapas. A primeira, que dura de abril a agosto deste de 2001, dá à BG uma capacidade de 700 mil metros cúbicos por dia. Do mês seguinte a setembro de 2002, a capacidade chega aos 2,1 milhões de metros cúbicos por dia. (14.03.2001)

A Transportadora Brasileira do Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) passa a sofrer auditoria da ANP. A agência considera contraditórias as informações fornecidas pela TBG nos processos de livre-acesso que teve que arbitrar - os pedidos interruptíveis da norte-americana Enron e da BG e o último pedido da companhia britânica. Segundo o parecer da Superintendência de Comercialização de Gás da ANP, a forma atual de contratação utilizada pela TBG é inadequada, 'uma vez que não permite o conhecimento da capacidade do gasoduto realmente comprometida com seus contratos firmes'. A agência já decidiu que o transporte de gás não poderá ser feito pelo principal comercializador do produto no País e o caso pode parar no Conselho Administrativo de Direito Econômico (Cade). (14.03.2001)

Governo do Rio de Janeiro incentiva a construção de termoelétricas com redução do ICMS. Esta é a estratégia adotada para a implementação de quatro novas termoelétricas que serão construídas a partir do contrato assinado no dia 14.03.2001 entre a Petrobras e a CEG. As termo são TermoRio, na Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), da Petrobras; Termo Norte Fluminense, em Macaé, que tem como sócios a Petrobras, Eletrobrás e Light; Eletrobolt, da norte-americana Enron; e Macaé Merchant, da também norte-americana El Paso Energy. Os quatro projetos juntos consumirão 2 milhões de metros cúbicos diários de gás natural, vendidos pela Petrobras a US$ 2,475 por milhão de BTU. (14.03.2001)

O grupo italiano Enel anunciou um acordo de cooperação no domínio de eletricidade e de gás com as companhias argelinas Sonatrach (petróleo) e Sonelgaz. O acordo de cooperação incide sobre os sectores da produção, transmissão e distribuição de electricidade, do transporte e distribuição de gás e da construção de centrais eléctricas e de infra-estruturas na energia. Outro importante acordo foi assinado pelos governos da Turquia e do Azerbaijão. Este país entregará, partir de 2004, dois bilhões de metros cúbicos de gás à Turquia, volume que será ampliado para 6,6 bilhões de 2007 a 2020. O projeto vinha sendo negociado dês de 1998 e finalmente foi concluído. (14.03.2001)

A CEG e a Gaspetro assinam, dia 13.03.2001, os contratos de compra de gás relativos às usinas que participam do programa emergencial de termelétricas que vão operar no Estado Rio de Janeiro. As usinas Eletroboat, Macaé Merchant e TermoRio começarão a gerar energia até o fim de 2001, com capacidade de 1.300 MW. Além destas, será fechado contrato com a usina termelétrica Norte Fluminense. A Gaspetro, subsidiária da Petrobras, venderá gás para a CEG, que por sua vez repassará o combustível para as térmicas. A usina de Cabiúnas também deverá ter contrato assinado no dia 13.03.2001, segundo o diretor da Petrobras, Delcídio do Amaral. Ele explicou que os cinco contratos referem-se à venda de 10 milhões de metros cúbicos diários de gás, correspondentes a cerca de US$ 300 mi ao ano de faturamento para a Petrobras. ( 13.03.2001)

O presidente da ANP, David Zylbersztajn, defendeu, dia 12.03.2001, que o gás natural produzido no País seja comercializado em moeda nacional como forma de alavancar investimentos para construção das usinas termelétricas previstas no programa prioritário do governo. "O gás natural não é uma commodity como o petróleo. Por isso, deve ser cotado em reais. A idéia é criar mecanismos para aventar projetos que utilizam o gás natural nacional em reais e não em dólar. Até porque o transporte é cotado na moeda nacional", avaliou. Zylbersztajn, que se encontrou com José Jorge, o novo ministro de Minas e Energia, disse que este modelo não precisará ser permanente, mas bem-aceito em um momento "em que o mercado é imaturo e a situação conjuntural é desfavorável". A proposta foi levada na segunda semana de março de 2001 ao ministro da Fazenda, Pedro Malan, mas ainda está muito embrionária, e não inclui o gás natural do Gasoduto Brasil-Bolívia, importado. (12.03.2001)

O diretor de Gás e Energia da Petrobrás, Delcídio do Amaral Gomez, disse que os contratos de parcerias já assinados para a construção de termelétricas em todo o país garantem energia elétrica suficiente para atender a demanda pelos próximos dois anos. Segundo ele, somente os contratos envolvendo o estado do Rio de Janeiro, muitos com a participação da própria estatal, já acrescentarão, gradualmente, cerca de 2.700 a 3.000 MW à capacidade instalada do país até 2003. Segundo o diretor da Petrobrás, como existem outras negociações contratuais em andamento, "é praticamente certo que o governo não encontrará problemas em chegar a 2003 com um acréscimo no sistema da ordem de 11 a 12 mil MW". (12.03.2001)

O governo argentino autorizou formalmente o consórcio que constituirá o gasoduto Buenos Aires-Montevideo a exportar gás natural com destino ao Uruguai. A resolução aponta que os construtores do gasoduto "Cruz del Sur" poderão cumprir com os compromissos de abastecimento feitos com a UTE. A autorização de exportação de gás natural para a Pan American Energy a para a Wintershall (duas das quatro empresas que formam parte do consórcio) chega a um volume de 1.75 milhões de metros cúbicos diários por um prazo de até 15 anos. O duto estará pronto em doze meses e transportará gás natural argentino que abastecerá o sul do Uruguai, contando com mais de 200 ramais. (09.03.2001)

A Logos Engenharia e a Enerconsult anunciaram, no dia 08.03.2001, a formação de uma aliança com a indiana TCE Consulting Engineers, para a implantação de dez usinas termelétricas no Brasil, num prazo de três anos. A parceria deve exigir investimentos da ordem de R$ 5 bi. Além disso, o acordo prevê a transferência de tecnologia utilizada na Índia, que tem cerca de 70% de sua energia gerada por termelétricas. Juntas, as três empresas são responsáveis por projetos que geram mais de 100 GW. Para o presidente da Enerconsult, Antônio Oliveira Rocha, as termelétricas são a alternativa mais adequada para a complementação desse quadro e evitar uma crise futura. Isso porque o país tem 95% da energia gerada por hidrelétricas e um sistema comprometido pelo regime inconstante de chuvas e o crescimento da economia, que aumenta o consumo e também o risco de racionamento energético. (09.03.2001)

Como a participação da Petrobras nos projetos de termelétricas é minoritária, em torno de 20% a 30%, a rubrica "project finance", financiamento que tem como garantia os recebíveis do projeto, no endividamento da Petrobras em 2001 não deve chegar nem perto dos US$ 5 bi registrados no ano 2000. Caro, complicado e demorado, o project finance será praticamente abandonado pela Petrobras. Considerado a salvação para as limitações orçamentárias do início da década, a modalidade perdeu importância com o aumento da geração de caixa e o maior acesso da empresa a mercados internacionais. "Procuramos o financiamento mais adequado a cada situação e agora, definitivamente, não está sendo vantajoso", explicou Ronnie Vaz Moreira, diretor financeiro da estatal. Para a área de exploração e produção, a alternativa encontrada é a terceirização dos serviços de operação de campo. (09.03.2001)

A Petrobras e seus parceiros em projetos de geração termelétrica poderão levantar, ainda em 2001, um total de US$ 1,3 bi em recursos com o fechamento de cinco operações de project finance (financiamento que tem como garantia os recebíveis do projeto). Somando as cinco térmicas, TermoBahia (480 MW e US$ 300 mi), TermoRio (1.000 MW e US$ 700 mi), Araucária (480 MW e US$ 300 mi), Cubatão (500 MW e US$ 350 mi) e Ibirité (480MW e US$ 300 mi), a capacidade de geração chegará a 2,94 mil MW e os investimentos, a US$ 1,9 bi. A idéia é que apenas 35% dos investimentos sejam feitos com capital próprio dos investidores. (09.03.2001)

O perigo de escassez de energia elétrica no Brasil já se transformou em foco de atenção de empresas estrangeiras especializadas na construção de usinas termoelétricas. De olho nesse nicho de mercado, a companhia indiana TCE Consulting Engineers anunciou, dia 06.03.2001, em São Paulo, parceria com as empresas nacionais Enerconsult e Logos Engenharia para atuar em território nacional. "Nosso objetivo é conseguir projetar de cinco a dez termoelétricas a gás no País", destacou o presidente da Enerconsult, Luigi Giavina Bianchi. O projeto deve envolver cerca de R$ 5 bis. Nos próximos seis meses, as empresas vão realizar um estudo de mercado para detectar os projetos mais interessantes. De acordo com Bianchi, já existem programas sendo avaliados pelo grupo, mas nenhum negócio foi fechado. As companhias poderão prestar serviços integrados de consultoria, projeto e gerenciamento voltados para a instalação de empreendimentos ligados à geração e co-geração de energia. (07.03.2001)

A Petrobras, a Light e a Mitsui, empresas que juntas construirão a usina de Cabiúnas, compraram da Mitsubishi Heavy três turbinas no valor de US$ 80 mi para o programa termoelétrico brasileiro no dia 06.03.2001. O diretor de Gás e Energia da Petrobras, Delcídio do Amaral Gomez, afirmou depois da assinatura do contrato que está muito difícil conseguir turbinas no mercado a curto prazo. Ele lembrou da concorrência entre Brasil e Estados Unidos, país que demanda equipamentos para geração de energia elétrica a gás. Delcídio disse, porém, que as dez turbinas necessárias para a construção do programa de emergência, que deve entrar em vigor em 2001, já estão garantidas. A usina, que deve começar a ser construída ainda em março, terá suas operações iniciadas em 2003, com duas turbinas a gás e uma a vapor. (07.03.2001)

Os preços médios mensais à vista para gás natural caíram 34% nos Estados Unidos em fevereiro de 2001 em relação ao mês anterior, segundo dados da Platts, divisão de informações sobre o mercado de energia da The MCGraw-Hill. No mesmo período, no Brasil, segundo a Associação Brasileira das Distribuidoras de Gás Natural, o combustível subiu 5,08%, sendo que o aumento reivindicado era de 14%. Um novo reajuste para este ano ainda está em negociação. (07.03.2001)

A oferta de gás natural no Estado de São Paulo deverá chegar a 10 milhões de metros cúbicos por dia até o fim de 2001, volume 233% maior que no período anterior à privatização da Comgás e da venda das concessões nas regiões noroeste e sudeste do Estado, quando eram distribuídos 3 milhões de metros cúbicos. Atualmente, estão disponíveis 6 milhões de metros cúbicos diários, a maior parte nas portas das indústrias, que deixam de queimar diesel, óleo combustível e até lenha para produzir vidro, cerâmica e produtos metalúrgicos. A indústria do Estado deverá consumir cerca de 43% do total da capacidade do gasoduto Brasil-Bolívia até dezembro. Hoje, 50% do combustível distribuído em São Paulo são produzidos na bacia de Campos, por R$ 0,1818 o metro cúbico. O gás da Bolívia custa R$ 0,2662 por metro cúbico, 46% mais que o nacional. (07.03.2001)

A ANP adotará, nos próximos meses, medidas que quebram definitivamente o monopólio da Petrobras e, em conseqüência, introduzem a concorrência na oferta do gás natural. Uma das propostas da ANP é estimular a entrada, no Brasil, de novos ofertantes do gás natural, inclusive de empresas que detêm reservas na Bolívia. No dia 17.03.2001, a agência deve aprovar o pedido da British Gas (BG) com a importação inicial prevista de 3 mi m³ por dia para transportar gás natural no gasoduto Bolívia/Brasil na modalidade firme (transporte que não pode ser interrompido pela TBG). A nova versão da portaria nº 169 que regulamenta o livre acesso aos gasodutos e hoje está em fase de audiência pública deve ser editada em meados de maio, reduzindo ainda mais o poder da estatal. (Gazeta Mercantil - 06.03.2001)

Alterações na regulação do mercado de gás natural devem ocorrer até Julho de 2001, quando a ANP determinar qual o novo percentual da distância percorrida pelo gás entre o poço e o distribuidor que será incorporado às tarifas de transporte. Conforme a proposta da ANP, o volume que atualmente é de 30%, será ampliado. Segundo a portaria 118, a tarifa de transporte do combustível boliviano continuará superior a US$ 1,00 por mi de BTU (medida inglesa de poder calorífero). Ela é um dos principais fatores de pressão no preço final do produto, que chega às distribuidoras por entre US$ 3,6 e US$ 3,7 por milhão de BTU, enquanto o gás de origem nacional chega às distribuidoras por cerca de US$ 2,60 por milhão de BTU. Assim, o gás boliviano tem perdido competitividade com o gás nacional e com outros tipos de energéticos, como a lenha e o óleo combustível. (Gazeta Mercantil - 06.03.2001)

A Gás Natural São Paulo Sul irá construir seus primeiros dutos a partir de maio de 2001. As obras devem atingir, nesta primeira fase, os clientes de Itu, Salto e Votorantim, uma rede de 100 km. A estimativa é de que o fornecimento tenha início em agosto de 2001. A previsão de investimentos é de R$ 300 mi ao longo de dez anos. (05.03.2001)

A diferença de preços entre o gás brasileiro e o boliviano tem prejudicado a Gás Brasiliano, empresa que atua no Noroeste de São Paulo. Enquanto o produto nacional custa US$ 2,60 por milhão de BTU, o importado sai a US$ 3,60 por milhão de BTU. A companhia só utiliza o gás da Bolívia, o que prejudica a competitividade do produto em sua área de concessão. Um fato questionado por um executivo da empresa é que o governo subsidia os combustíveis não deixando os preços flutuarem livremente, enquanto o gás natural importado não é regulado e nem subsidiado. Além disso, há o problema do custo do transporte, que corresponde a metade do preço final do produto. (05.03.2001)

A Comgás irá investir R$ 256 mi em 2001 na ampliação de sua rede de distribuição de gás natural na área industrial. A estimativa é de que esse investimento eleve em 50% o volume de vendas da concessionária em 2001. Ainda em 2001 a Comgás, que conta com vinte (20) unidades de abastecimento de gás natural veicular, aumentará o número para 47 e tem a previsão de contar com mais de cem (100) postos de (GNV). Mais: 36 novas licenças estão em andamento para operação e instalação. (05.03.2001)

A companhia siderúrgica de Tubarão (CST) irá expandir sua produção de tiras laminadas no início de 2002. A nova linha de produção irá consumir 30 MW e quando estiver em processo de laminação esse consumo irá dobrar. Por isso a empresa planeja construir uma nova central termoelétrica com capacidade de 75 MW, que consumirá os gases provenientes da produção do aço. A siderúrgica já possui três centrais deste tipo e um gerador próprio, totalizando uma produção de 192 MW, com capacidade para 226 MW. Esse excedente é posto no mercado energético do estado. Caso seja aprovado, o projeto consumirá US$ 50 mi e garantirá a auto-suficiência da CST. O Espírito Santo não possui grande capacidade geradora e por isso a indústria prefere produzir a própria energia a depender de um sistema não muito confiável. O estado está na ponta de linha do sistema que liga a região à Furnas. Logo, qualquer variação no Rio de Janeiro pode influenciar os capixabas. (28.02.2001)

A Companhia Paranaense de Gás (Compagas) anunciou a conclusão da primeira fase de instalação de sua rede de distribuição no Estado, marcado pela chegada do canal a São José dos Pinhais, na Região Metropolitana de Curitiba (RMC). Com esta ampliação fica concluída a construção da espinha dorsal do projeto da empresa e consolida-se a rede de distribuição nos mercados potenciais da RMC e Ponta Grossa, onde existem 40 clientes consumindo, por dia, uma média de 356 mil metros cúbicos de gás. Um destaque é o acordo assinado em dezembro de 2000 para abastecer a termelétrica UEG, de Araucária, com 2,1 milhões de m3 de gás por dia. (24.02.2001)

O BNDES criou uma linha especial de financiamento direcionado para as companhias estaduais distribuidoras de gás nos estados do Paraná, Rio Grande do Sul e Santa Catarina, voltados para a utilização do gás natural boliviano. Entre outubro de 2000 e janeiro de 2001, o BNDES garantiu R$ 200 mi para implantação de uma rede, com extensão de 1.650 km, nestes 3 estados. As condições do financiamento são de dois anos de carência e oito anos para pagar o investimento. O banco cobre 50% dos projetos. A entrada de outros estados depende do nível de endividamento público. Com este linha de financiamento, o BNDES atua dentro de uma estratégia de política industrial voltada para a alteração da matriz energética do país e integrada com os investimentos que a Petrobrás vem realizando a partir do gás da Bolívia. Além disto, contribui para a criação de infra-estrutura do programa das termoelétricas (23.02.2001 e UFRJ)

Dentro da política industrial para o setor de energia, que vem sendo desenvolvida pelo governo federal através da Petrobrás, o governo do MS criou a Companhia de Gás de Mato Grosso do Sul (MSGás) detendo 51% do seu capital. Os outros 49% são da Petrobrás. Um dos primeiros contratos é para fornecer 870 mil metros cúbicos/dia de gás para a termelétrica William Arjona, localizada a nove km do gasoduto. O governo do MS depende do financiamento para construção da rede de distribuição do gás. O principal entrave é o elevado grau de endividamento público, que tem dificultado o acesso a linha de financiamento do BNDES para este setor. (23.02.2001)

A El Paso Corp. está estudando um investimento de US$ 1,5 bi nos próximos cinco anos para construir seis instalações de gás natural liquefeito nos EUA, México e Caribe. A estimativa é de que o nível dos preços atinja US$ 3,50 a US$ 4 por mil pés cúbicos (mcf), o dobro do padrão dos últimos 15 anos, mas abaixo dos preços correntes do gás natural que estão em US$ 6 ou mais por mcf. O gás natural foi barato durante tanto tempo que os altos preços correntes parecem um erro ou uma injustiça. O nível de preço vai chegar perto de US$ 5 por mcf nos próximos dois a três anos, é o que prevê o analista Tom Robinson, da Cambridge Energy. O panorama para o combustível, para a energia elétrica e para as companhias que se anteciparem corretamente, é de crescimento. (23.02.2001)

A Volkswagen/Audi pretende reduzir até 20% dos gastos com gás com a chegada do gás natural ao município de São José dos Pinhais (PR), onde está instalada a fábrica, informou, dia 22.02.2001, o gerente de recursos humanos da montadora, Adilson Zanoni. Em janeiro de 2001, primeiro mês de fornecimento do combustível, a montadora consumiu 668 mil m3 de gás natural. Até dezembro de 2000, a fábrica utilizava gás GLP. Em 2000, o gasto com o combustível foi de R$ 7 mi. Segundo especialistas da montadora, o gás natural apresenta várias vantagens: além de ser mais barato, é mais puro do que o GLP, o que reduz a emissão de poluentes e problemas na manutenção dos equipamentos. O consumo de energia elétrica da Volkswagen/Audi é de aproximadamente 9 milhões de kW/h. (22.02.2001)

A Aneel está estudando os pedidos de autorização das empresas Contest Consultoria e Representações e Termoelétrica para a implantação de centrais geradoras localizadas em Cachoeira do Sul e Corumbá, respectivamente. A Contest solicita a viabilidade de estudos para implantar duas centrais geradoras, com 250 MW e 480 MW de potências previstas, utilizando como combustível carvão mineral e gás natural. Já a Termoelétrica solicita a implantação de uma central térmica, com 88,30 MW de potência prevista e utilizando como combustível gás natural. (15.02.2001)

A União de Consumidores da Espanha (UCE) pediu, dia 14.02.2001, ao governo espanhol que antecipe o processo de liberalização do setor de gás, previsto para o dia 01.01.2003. A UCE considera necessário o aumento da competição e o fim do monopólio da Gás Natural. Além disso, salientou a necessidade do estabelecimento de garantias sólidas para possibilitar uma competição verdadeira no mercado, facilitando a entrada de novas operadoras para que os interesses dos consumidores prevaleçam sobre os empresariais. (15.02.2001)

O Ministro de Minas e Energia, Rodolpho Tourinho, informou que está para ser assinado o contrato da Gaspetro com as distribuidoras de gás para o fornecimento do produto às termelétricas. Tourinho classifica a assinatura como a etapa mais importante do PPT. "É o grande momento nessa área", diz o ministro. Serão 509 milhões de metros cúbicos de gás que garantirão o fornecimento de 12 mil MWs adicionais de energia para o país. Com a consolidação do programa, Tourinho diz que não faltará energia no país. "Isso está sendo assegurado pelas termelétricas que têm a Petrobras como sócia", diz Tourinho. Ele não nega que a Petrobras foi utilizada como indutora de investimento nesse processo. (13.02.2001)

A partir de abril de 2001, indústrias instaladas em Paulínia, Jaguariúna e Mogi-Guaçu, no interior de São Paulo, começam a receber o gás natural proveniente do gasoduto Brasil-Bolívia em continuidade ao programa de distribuição iniciado pela Comgás em novembro de 1999. A empresa pretende ampliar em 600 km a rede de distribuição no estado, somando 3 mil km de extensão, e aumentar em 62% o fornecimento do produto na região metropolitana, Baixada Santista, Planalto Paulista e Vale do Paraíba. A estimativa é de somar 1,348 bilhão de metros cúbicos até dezembro de 2001. Os investimentos da Comgás, destinados basicamente à expansão da rede de distribuição, devem se situar em R$ 250 mi em 2001. (12.02.2001)

A demora do Governo em negociar com geradoras e distribuidoras um novo modelo de cobrança de tarifas de energia térmica já provoca o adiamento de novos investimentos. Empresas como a Tractebel, a Cataguazes-Leopoldina e a Perez Companq são algumas das que consideram as condições atuais insatisfatórias e aguardam definições para iniciar novos projetos. O principal problema do modelo vigente, segundo as empresas, é o risco cambial. Afinal, o preço do gás sofre as oscilações do mercado internacional e é cotado em dólar, enquanto o valor pago pelo consumidor de energia é tabelado, tendo como referência para o reajuste a variação do IGP-M. "Não é fácil transformar um modelo estatal num modelo privado, é natural que haja certa demora nas definições. Os agentes precisam sentar e negociar. Enquanto isso não acontecer, não haverá novos empreendimentos", afirma Gil Maranhão Neto, diretor da Tractebel. (12.02.2001)

A Compagas realiza, a partir do dia 08.02.2001, uma série de audiências públicas nas 11 cidades da Região Norte do Estado do Paraná que deverão receber a rede de distribuição de gás natural. As audiências foram marcadas pelo Instituto Ambiental do Paraná (IAP) e terão como objetivo principal debater com a comunidade todos os aspectos relativos à chegada do gás natural à região. A partir dessas reuniões, o IAP irá decidir sobre a liberação da licença prévia para que a Compagas possa continuar os estudos para a disponibilização do novo combustível na região. As audiências acontecerão nas cidades de Sarandi, Maringá, Marialva, Jandaia do Sul, Apucarana, Cambira, Mandaguari, Arapongas, Rolândia, Cambé e Londrina. (08.02.2001)

A Companhia Paranaense de Gás (Compagás), empresa responsável pela implantação da rede de distribuição de gás natural no estado do Paraná, calcula que vai investir entre R$ 30 mi e R$ 40 mi para formar os 200 km da rede de distribuição que vai abastecer as cidades de Sarandi, Maringá, Marialva, Jandaia do Sul, Apucarana, Cambira, Mandaguari, Arapongas, Rolândia, Cambé e Londrina. Estão sendo estudadas duas possibilidades de fornecimento do gás natural para a região. A primeira é uma extensão do gasoduto Bolívia-Brasil. Por esta proposta, um ramal do gasoduto Bolívia-Brasil viria de Penápolis (SP) até o Norte do Paraná. Outra possibilidade, considerada mais viável pela Compagás, seria utilizar o gás que existe na bacia de Pitanga, na Região Central do estado. (08.02.2001)

A Ultragaz, subsidiária integral do Grupo Ultra, começou, dia 05.02.2001, uma ofensiva para não deixar que o gás natural devore fatias do mercado residencial abastecido com Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) e para que o insumo passe a ser visto como uma alternativa energética para além do fogão, substituindo a energia elétrica. "Qualquer companhia de gás natural vai querer conquistar fatias do nosso mercado", admitiu o gerente de Tecnologia e Aplicações da Ultragaz, Wagner Daraia. A fatia da Ultragaz, de 100 mil t/mês ou 1,320 milhão t/ano de gás, rendeu R$ 907 mi em 2000. Segundo estima Daraia, em 2000 o crescimento em volume de vendas será de 4%, previsão anual mantida para o próximos triênio. A estratégia da Ultragaz para não perder mercado e, ao mesmo tempo conquistar novos nichos prevê a instalação de gás canalizado em casas e prédios de apartamentos desde o desenho da planta. (05.02.2001)

O ministro das Minas e Energia, Rodolpho Tourinho, e o presidente da Petrobrás, Philippe Reischstul, anunciam, dia 06.02.2001, em Salvador, o início das obras de construção da primeira usina termelétrica da Bahia, que vai abastecer a Fafen, Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados do Pólo Petroquímico de Camaçari. A usina, de 58 MW de potência, vai usar o gás natural como combustível, e gerar 152 toneladas/hora de vapor. O obra custará R$ 125 mi e ser concluída até o fim de 2001. O projeto é uma parceria entre a Petrobrás e a EDP. (06.02.2001)

No dia 05.02.2001, o ministro das Minas e Energia, Rodolpho Tourinho, inaugura a segunda Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN-2) em Guamaré, no Rio Grande de Norte, além de visitar as obras do CDA (Centro de Defesa Ambiental). Segundo o Ministério das Minas e Energia, cerca de R$ 880 mi serão aplicados em energia no estado até 2005. Iniciada em 1998, a construção e montagem da nova unidade consumiu investimentos de R$ 204 mi para o aproveitamento de gás natural a partir do desenvolvimento dos campos de Pescada e Arabaiana. Desde 1997, foram investidos no Rio Grande do Norte cerca de R$ 1,3 bi em projetos relacionados a gás natural e unidades da Petrobrás. O gás natural produzido no Rio Grande do Norte é considerado fundamental para implementação do PPT em todo Nordeste. No estado serão implantados ainda a Termoaçu, com capacidade de 325 MW na primeira fase, e 479 MW no total. A usina, prevista para entrar em operação em 2003, conta com investimentos de R$ 540 mi. (05.02.2001)

A Enron esta definindo uma nova estratégia de atuação no Brasil, voltando-se para a comercialização de energia. Exemplo desta reorientação esta se dando no mercado de gás, onde a Enron pretende trazer mais 7 milhões de metros cúbicos por dia, volume semelhante ao que se consome hoje no País, para entrar no mercado de fornecimento de gás para termelétricas. O primeiro milhão de metros cúbicos, já encomendado a fornecedores bolivianos, será vendido a distribuidoras de gás canalizado no Estado de São Paulo, conta o vice-presidente para a América do Sul da companhia, José Bestard.(02.02.2001)

O Estado de Minas Gerais terá uma nova usina térmica a gás, prevista no PPT. Segundo o superintendente de expansão da geração da Cemig, Ronaldo de Oliveira Martins, a Sulminas começa a ser construída em setembro de 2001. Com potência de 500 MW, a usina deve entrar em operação em setembro de 2003. (30.01.2001)

O Conselho Estadual do Meio Ambiente de São Paulo (Consema) aprovou, dia 29.01.2001, o Estudo de Impacto Ambiental (EIA-Rima) da usina termelétrica Central de Cogeração da Baixada Santista (CCBS), em Cubatão. O empreendimento, de responsabilidade da Petrobras e do Consórcio Marubene, grupo energético japonês, contou com a aprovação dos 24 conselheiros presentes, depois que o Ministério Público e os seis representantes da bancada ambientalista se retiraram da reunião. (30.01.2001)

Aumentar o fornecimento de energia à base de gás natural para reduzir a dependência do país da geração hidrelétrica também é um dos pontos que faz parte do Programa Avança Brasil, que ainda em 2001 abrirá licitação para fazer a análise ambiental de todos os projetos. (25.01.2001)

O secretário estadual de Energia do Rio de Janeiro, Wagner Victer, tem recebido inúmeros telefonemas de executivos de empresas interessadas em investir US$ 5 bi na construção de oito usinas termelétricas no Estado.(24.01.2001)

Se todos os projetos termelétricos nos quais a Petrobras é sócia vingarem, o volume de vendas do principal insumo das usinas, o gás natural, comercializado pela sua subsidiária Gaspetro, aumentará 416% nos próximos cinco anos. A Petrobras participa como sócia de 11 projetos previstos para entrar em operação em 2001 e em mais 19 usinas que deverão ficar prontas até 2005. (24.01.2001)

A Enron anunciou que construirá uma usina movida a gás natural no Japão e se tornará a primeira geradora do exterior a penetrar no mercado de eletricidade japonês de US$ 135 bi. (01.12.2000)

Uma nova reserva de gás natural foi encontrada em Pitanga, no Paraná, pelo Consórcio Coastal/Petrobrás. (07.11.2000)

O Mato Grosso do Sul terá um minigasoduto de 30 Km para transportar o gás natural boliviano até uma térmica de 88 MW, que será construída em Corumbá. (25.10.2000)

Parte da energia usada no Aeroporto Internacional dos Guararapes, em Pernambuco, poderá ser produzida por uma termelétrica de 4 MW movida a gás natural. (10.10.2000)

O chefe-representante do Banco japonês Jbic no Brasil, Noriaki Kishimoto, afirmou que o banco está interessado em financiar projetos de empresas japonesas que venham a participar da construção das novas usinas termelétricas no Brasil. Segundo ele, entre sete e oito térmicas brasileiras estão nos planos de empresas do Japão. (13.09.2000)

Para evitar perdas decorrentes das quedas de energia, como a que aconteceu no final de agosto em Recife, as unidades pernambucanas da Rhodia, Petroflex, White Martins e Alcoolquímica irão construir uma térmica movida a gás natural com capacidade de produzir 40 MW. Orçada em aproximadamente R$ 30 mi, a unidade de cogeração deverá entrar em funcionamento em meados de 2002. O local de instalação da térmica ainda está sendo definido. (12.09.2000)

O Conselho de Administração da Cemig aprovou a assinatura de um termo de compromisso com Petrobras e Fiatavio para a instalação de turbinas a gás e conversão da usina de Igarapé para consumo de gás natural. De acordo com o relatório, a Cemig participará da elaboração de estimativas dos investimentos, das negociações com a Aneel, Ministério das Minas e Energia e órgãos ambientais e da análise da interligação da usina ao sistema elétrico e do fornecimento de gás natural. (11.09.2000)

O abastecimento de energia no Ceará nos próximos 10 anos depende da instalação da termelétrica Dunas, que deverá ser construída no Complexo Portuário do Pecém, a 55 km de Fortaleza. A conclusão da primeira etapa da obra está prevista para o final de 2002, quando a usina terá potencial de 250MW. A segunda etapa será concluída em 2004, quando se atingirá 270MW. O investimento anunciado pelos empreendedores BP Amoco e Repsol-YPS é de US$ 500 mi. A previsão é de que a construção seja iniciada no primeiro semestre de 2001. (06.09.2000)

O Governo do Estado do Rio expediu, dia 06.09.2000, a licença para o início das obras de construção da usina termelétrica a gás de Duque de Caxias, a Termo-Rio. Os Petrobras, PRS, Alstom Power, LG&E e Sideco investirão US$ 750 mi no projeto. Na fase final, prevista para 2002, a usina vai gerar 982 MW. (06.09.2000)

A El Paso anunciou, dia 05.07.2000, que a primeira termelétrica movida a gás natural de Santa Catarina será instalada em Guaramirim, no Norte do Estado. Orçada em US$ 250 mi, a Termo Catarinense Norte irá gerar 350 MW a partir de dezembro de 2002. O início das obras está previsto para 2000. (05.09.2000)

A Usina Termelétrica Sul Catarinense (Usitesc) será construída em Treviso (SC) a partir de 2001. A termelétrica tem previsão para entrar em operação em dezembro de 2003, quando produzirá 440 MW. Orçada em US$ 600 mi, a usina receberá tecnologia de ponta que proporcionará o tratamento de gases, a partir do qual será produzido sulfato de amônia. (04.09.2000)

Toda a produção de turbinas a gás para termelétricas da GE prevista até 2005 está comprometida com a Duke Energy. "Queremos garantir nosso mercado de geração, principalmente no Brasil, que é o nosso foco", diz o diretor comercial da Duke, Alcides Casado. Até 2002, o grupo norte-americano terá três usinas termelétricas operando: uma em Pederneiras (SP), com capacidade instalada de 500 MW; outra em Corumbá (MT), com capacidade de 110 MW; e a terceira em Puerto Suarez, na Bolívia, com capacidade também de 110 MW. (31.08.2000)