AS CONCESSÕES HIDRELÉTRICAS
E O “ENTULHO” NEOLIBERAL
Eng. José Antonio Feijó de Melo
Recife, abril de 2008.
Apresentação
O assunto não é novo, já tem pouco mais de dez anos e vez por outra aparece na imprensa, embora geralmente em notas discretas. Porém, recentemente ganhou merecido destaque em virtude do frustrado leilão das usinas da CESP.
Trata-se da regra atualmente vigente sobre a prorrogação de concessões de hidrelétricas, imposta pelas Leis 8.987/95 e 9.074/95, a primeira de 13/02/1995 e a segunda de 07/07/1995, segundo a qual a usina hidrelétrica cujo prazo de concessão já foi prorrogado uma vez não mais poderia receber uma segunda prorrogação, devendo ser obrigatoriamente revertida à União ao final do prazo atual, para fins de nova outorga mediante licitação pelo critério de menor tarifa.
À primeira vista, a questão parece muito clara e justa e assim tem sido apresentada, inclusive como se fosse uma maneira positiva de se beneficiar os consumidores, uma vez que tais hidrelétricas ao fim da concessão supostamente já teriam os seus investimentos totalmente amortizados, de modo que, numa nova concessão, poderiam de fato oferecer tarifas muito mais baixas, pois não teriam investimentos a remunerar nem a depreciar.
Muita gente tem sido levada a pensar assim, até mesmo o atual Ministro das Minas e Energia, Edison Lobão, conforme se pode notar nas suas declarações publicadas pela Folha de São Paulo, no domingo 30 de março passado, em matéria sob o título Governo quer licitar usinas por tarifa menor.
Com efeito, segundo a Folha, o Ministro assegura “que as regras do setor elétrico não serão mudadas pelo fim do contrato de concessão de grandes hidrelétricas, muitas delas estatais federais”. E textualmente teria acrescentado que “elas já foram amortizadas. O povo já pagou o custo delas”, confirmando ainda que se referia a usinas como Xingó, Furnas e outras, e que as mencionadas regras valiam igualmente para empresas estatais e privadas, pois “a lei é uma só”.
Portanto, o Sr. Ministro deixou claro que não via razão para que as regras fossem mudadas e ainda completou: “Agora, se o futuro governo, o futuro legislador, entender que é melhor mudar…Mas tais regras terão de ser para todos e não só para a estatal”, demonstrando dessa forma sua grande preocupação em respeitar uma suposta isonomia entre o capital público e o privado.
A verdade, porém, é que as coisas não são assim tão simples como parecem e como se tem falado, nem a Lei invocada que supostamente não poderia ser mudada é assim tão justa e neutra como pareceu ao Sr. Ministro e a outras pessoas.
De fato, uma análise apenas um pouco mais cuidadosa mostrará que as argumentações apresentadas em favor da regra atual não resistem, pois estão cheias de omissões e equívocos, entre os quais cabe salientar os seguintes:
– confundir-se prazo de concessão com prazo de amortização;
– afirmar-se que uma usina por ter mais de trinta anos já foi amortizada;
– desconhecer-se ou desconsiderar-se o fato de que a data da primeira outorga nem sempre foi imediatamente seguida pela construção e início de operação da usina, isto tendo acontecido não por opção ou culpa da concessionária, mas sim por imposição da programação do planejamento da expansão do sistema;
– supor-se que a regra atual deveria ser mantida, por que a sua eventual mudança representaria uma indevida ‘alteração de regras com o jogo em andamento’, como se ela própria já não tivesse sido uma alteração introduzida no ‘meio do jogo’, pois não existia na legislação sob cuja égide se outorgaram as concessões em causa, nem fez parte de contratos de concessão originais que em muitos casos nem sequer existiram. Na verdade, essa regra veio a ser criada posteriormente, a partir de 1995, por meio de uma legislação especificamente comprometida com a implantação do modelo neoliberal no setor elétrico brasileiro, que incluía a privatização de todo o parque hidrelétrico estatal e que agora constitui simplesmente um mero entulho neoliberal a ser varrido.
Assim, os esclarecimentos que serão apresentados abaixo, que não pretendem nem poderiam pretender esgotar o assunto, mostrarão com suficiente clareza que a visão simplista que se tem considerado para este caso está realmente equivocada, que a hipótese de manutenção da regra atual além de, por si só, não garantir o benefício de grande redução de tarifas ao consumidor poderá, em contra-partida, causar sérias perturbações ao setor elétrico nacional, provocando o desmantelamento e até mesmo a destruição de grandes e tradicionais empresas geradoras.
Ainda mais, mostrar-se-á também que para se repassar aos consumidores benefícios tarifários decorrentes da amortização total ou parcial de usinas antigas não seria necessário esperar pelo fim das suas respectivas concessões. Bastaria que o governo transmitisse aos dirigentes das suas empresas geradoras as necessárias diretrizes para que levassem em conta este fato no cálculo dos preços da chamada energia existente.
Análise e Esclarecimentos
§ Sobre Prazos de Concessão e de Amortização
Os prazos de concessão e de amortização de uma usina hidrelétrica são duas coisas absolutamente distintas. O prazo de concessão é estabelecido no ato de outorga e explicitado no respectivo contrato (quando este existir) correspondendo a um período determinado, por exemplo, 30 anos, que poderá ou não ser prorrogado de acordo com a lei, durante o qual o concessionário recebe o direito de explorar a usina mediante determinadas condições. Findo o prazo de concessão e da eventual prorrogação, a usina torna-se reversível ao poder concedente, no caso a União. Mas, a reversão pode implicar em indenização.
Já o prazo de amortização não é previamente fixado, uma vez que será uma conseqüência das taxas médias anuais de depreciação que serão aplicadas ao valor contábil do total dos investimentos realizados para implantação da usina que forem incorporados ao ativo imobilizado da empresa, a partir do ano de entrada em operação da mesma.Todo o processo é regulado e fiscalizado pelo poder concedente, atualmente a cargo da ANEEL, havendo para as hidrelétricas prazos de amortização diferentes por item específico do empreendimento, correspondentes a percentuais de depreciação diferentes para reservatórios, barragens, geradores, turbinas, painéis de controle, etc. Em média, as hidrelétricas apresentam percentuais globais de depreciação anual um pouco abaixo de 2.5%.
Como o método de cálculo da depreciação é linear, significa dizer que, considerando apenas o valor do investimento na data de entrada em operação, quando começa a ser depreciada, uma usina hidrelétrica levaria pelo menos 40 anos (2,5% a cada ano) a partir do início da operação para ser amortizada (depreciada). Entretanto, nenhuma usina hidrelétrica atravessa período tão longo de sua vida útil sem a necessidade da realização de outros investimentos reconhecidos pelo poder concedente além do custo inicial de implantação. Serão obras e serviços complementares não executados inicialmente, ampliações, modernizações, adição de novos equipamentos, adaptações a novas tecnologias, repotenciação e muitos outros que farão o custo inicial subir e alongar o período de amortização.
Além disso, durante o período em que vigorou no Brasil o instituto da correção monetária, os ativos fixos das empresas de energia elétrica também recebiam correções anuais o que, na prática, representava um aumento do valor nominal dos investimentos e, em conseqüência, uma repercussão similar no prazo de amortização.
Em resumo, pode-se concluir que uma usina hidrelétrica que tem o seu prazo de concessão vencido não está automaticamente amortizada, pois as duas coisas não estão amarradas. Em outras palavras, o seu investimento pode ainda não ter sido “pago pelo povo”, como se supunha. Uma tal usina poderá ser realmente revertida ao poder concedente, no caso a União, mas então caberá indenização ao concessionário pelo saldo contábil do investimento registrado. E como se verá mais à frente, o valor desse saldo poderá ser bastante significativo.
Aliás, é conveniente registrar que para atender eventuais situações de reversão ou encampação é que foi criada a Reserva Global de Reversão-RGR, fundo para o qual os consumidores contribuem com uma pequena taxa nas tarifas, cujo montante é administrado pela Eletrobrás para financiamento de obras de expansão do sistema elétrico, obrigatoriamente de forma rentável. Este fundo, portanto, disporia de recursos suficientes para indenização de instalações revertidas e/ou eventualmente encampadas durante a vigência da concessão. Embora esta seja a sua finalidade institucional, em princípio não parece que fosse bom negócio desviar os recursos desse fundo para indenizar reversão de uma usina já existente, ao invés de utilizá-los para financiamento da construção de uma nova.
§ Sobre Usinas Com Mais de Trinta Anos
Do que foi exposto acima, está perfeitamente claro que um usina hidrelétrica com trinta anos de operação, ao contrário de estar amortizada, com certeza ela não estará totalmente amortizada, como muitos imaginam equivocadamente. Assim, a sua eventual reversão para fins de licitação pela menor tarifa não se processaria a custo zero para o poder concedente.
Para melhor se formar uma idéia sobre esta questão, envolvendo números, vamos considerar o caso concreto de uma empresa que conhecemos muito bem e que acaba de publicar o seu Balanço Patrimonial referente ao exercício de 2007. Portanto, os números apresentados serão reais e sobre eles não cabem quaisquer questionamentos. Referimo-nos à Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF.
Desde a sua constituição em 15/03/1948, quando iniciou a construção da usina Paulo Afonso I, então cognominada como a ‘Redenção do Nordeste’, até 31/12/2007, a CHESF construiu um parque de geração hidrelétrica com 10.268,3 MW de capacidade instalada, que é hoje um dos maiores do Brasil. Este parque é constituído de oito importantes usina no rio São Francisco, cujas capacidades somadas alcançam 9,971,5 MW (97.1%) e uma no rio Parnaíba (Boa Esperança – 237,3 MW), além de cinco pequenas usinas (PCH’s) que juntas somam apenas 59.5 MW.
Em particular, as nove principais usinas que compõem o parque hidrlétrico da CHESF e seus respectivos anos de início de operação são os seguintes: Paulo Afonso I – 1954 (dezembro); Paulo Afonso II – 1961; Boa Esperança – 1970; Paulo Afonso III – 1971; Moxotó – 1977; Sobradinho – 1979 (barragem em 1978); Paulo Afonso IV – 1979; Itaparica – 1988; e Xingó – 1994.
Pois bem, ao longo desses 60 anos de sua atuação, a CHESF investiu especificamente na construção desse parque de geração hidrelétrica, em valores atualizados até 31/12/2007, a importância total de R$ 16.717,2 milhões, dos quais até então foram amortizados, através da depreciação acumulada, apenas R$ 6.499,5 milhões, ou seja, tão somente 39 % do total investido. Em outras palavras, o Valor Líquido Atual (31/12/2007) do parque gerador hidrelétrico da CHESF alcança o expressivo montante de R$ 10.217,7 milhões, ainda a ser depreciado, que corresponde a 6l % do total dos investimentos realizados.
É óbvio que desses R$ 10 bilhões ainda a amortizar as maiores parcelas são devidas às hidrelétricas maiores e mais recentes (Xingó e Itaparica) e às menores e mais antigas estão associadas menores parcelas. Entretanto, cabe registrar que mesmo a menor e mais antiga delas, Paulo Afonso I, com 54 anos de operação, ainda possui investimento a amortizar (cerca de R$ 32,6 milhões).
§ Sobre Datas de Concessão, de Construção e de Início de Operação
Vamos continuar raciocinando com os dados referentes à CHESF, que ilustram muito bem o problema ora em discussão. Registre-se que das nove principais usinas do parque hidrelétrico da CHESF, acima listadas, oito estão com seus prazos de concessão com vencimento supostamente definitivo e improrrogável para 02/10/2015. A única exceção é Sobradinho, cuja concessão somente se vencerá em 2022 e, pela regra atual, ainda poderia receber uma prorrogação.
Das oito usinas que se tornarão reversíveis em 2015, sete são situadas no rio São Francisco (Paulo Afonso I, II, III, IV, Moxotó, Itaparica e Xingó) e todas têm data de primeira concessão em 03/10/1945, mas tiveram datas de construção e de início de operação muito diferentes entre si, conforme foi indicado acima. Note-se que estas sete usinas somam 8.921 MW, representando 86,9% de toda capacidade hidrelétrica da CHESF.
E por que a data da primeira concessão de todas estas sete usinas é a mesma, 03/10/1945? Porque esta foi a data do Decreto 19.706, emitido no mesmo dia do Decreto-Lei 8.031 que autorizou a criação da CHESF. O Decreto 19.706 outorgou a concessão pelo prazo de cinqüenta anos para a nova empresa promover o aproveitamento progressivo do potencial hidrelétrico do rio São Francisco no trecho compreendido entre Juazeiro da Bahia e Piranhas, em Alagoas. E todas estas sete usinas estão situadas neste trecho do rio. No entanto, somente Paulo Afonso I, além de Paulo Afonso II e III que podem ser consideradas ampliações da primeira, já que utilizam a mesma barragem e tiveram suas obras executadas em seqüência, recebeu concessão específica, citada naquele Decreto. As outras quatro (Moxotó, PA IV, Itaparica e Xingó) tiveram suas concessões estabelecidas de modo indireto e por isso ficaram com data inicial de vigência bem anterior às suas datas efetivas de construção.
Porém, há que se registrar que esse ‘atraso’ não pode ser considerado como da responsabilidade da concessionária, pois o momento correto da construção dessas usinas não mais representava uma opção da empresa, posto que, a partir da constituição da Eletrobrás em 1962 e da conseqüente implantação do sistema de planejamento para a expansão do sistema eletro-energético nacional, e particularmente com os estudos efetuados pelo ENENORDE, a data de construção de cada usina passou a ser determinada pelo planejamento global.
Assim, a construção de Xingó acabou sendo programada de tal modo que a entrada em operação da sua primeira máquina somente veio a ocorrer em fins de1994, quase que exatos cinqüenta anos depois da data de sua concessão, criando-se assim o curioso fato de que, ao entrar em operação, a usina de Xingó automática e legalmente já teria vencida a sua concessão.
Portanto, hoje Xingo acabou de completar somente 13 anos de operação. Seria correto admitir-se que a sua concessão estará totalmente caduca daqui a apenas sete anos, em 2015, quando a usina não terá completado sequer 20 anos? Evidentemente bem abaixo dos 30 que o Ministro imaginou e muito menos do que os 70 sugeridos pela data da sua suposta primeira concessão (03/10/1945).
Os investimentos efetuados pela CHESF na construção de Xingó até 31/12/2007 alcançaram o total de R$ 7.694,7 milhões, dos quais foram amortizados R$ 2.684,7 milhões através da depreciação acumulada, de modo que o seu valor líquido atual (dezembro/2007) é de R$ 5.010,0 milhões, significando que até hoje somente foram amortizados 35 % do seu investimento total, ao contrário do que informaram ao Ministro. Se por acaso Xingó for realmente revertida à União em 2015, por caducidade da concessão, a CHESF terá de ser indenizada pelo saldo dos investimentos então ainda não amortizados que, a julgar pelo valor atual acima mencionado, deverá corresponder a um montante bem significativo, eliminando, pelo menos em parte, o benefício que se pretendia para a redução de tarifas.
Por sua vez, Itaparica também tem uma situação similar. Esta usina entrou em operação em 1988, dentro da programação dos planos de expansão do setor, tendo, aliás, o seu prazo de construção dilatado por determinação expressa da então Secretaria de Controle das Estatais (SEST) do Ministério de Planejamento. Itaparica está agora com somente 20 anos de operação e em 2015 terá 27 e não os 70 como seria pela sua concessão original (1945). E diga-se que o seu custo final de implantação ainda não pode sequer ser apurado, uma vez que ainda estão sendo realizados significativos investimentos em obras e serviços de pendências do reassentamento da população da área do seu reservatório. Para este fim, nos últimos cinco anos foram aplicado R$ 526 milhões. Até 31/12/2007, os investimentos realizados pela CHESF em Itaparica somam R$ 6.295,0 milhões, dos quais R$ 1.947,9 milhão havia sido amortizado, isto é, apenas 31% do total, restando, portanto, o valor líquido atual no montante de R$ 4.347,1 milhões ainda a amortizar.
O exame desses casos, hoje, permite avaliar que, talvez, na época, o mais correto deveria ter-se considerado a concessão original apenas como uma autorização básica para se promover os estudos, definições, divisão de quedas e projetos de cada usina específica daquele trecho do rio e, à medida que cada usina fosse definida para construção se obtivesse uma concessão específica desmembrada da original. Entretanto, é justo lembrar que a partir dos anos 50 do século passado e até os anos 90, o setor elétrico brasileiro estava evoluindo de um modelo quase que 100 % privado para outro quase que 100 % estatal onde, neste último, as questões legais envolvendo as empresas estatais e o poder concedente naturalmente recebiam um encaminhamento facilitado, de modo a não se prever dificuldades para solução de problemas formais relacionados a concessões, bastando, quando necessário, que fossem cumpridos os trâmites e as exigências legais. E dessa forma seria realmente mais simples deixar as coisas acontecerem como de fato aconteceram e todas as usinas ficaram com a mesma data de concessão.
Note-se que a usina de Sobradinho, única da CHESF no rio São Francisco cuja concessão não se vencerá em 2015, escapou desta situação por que, situando-se acima de Juazeiro, estava fora daquela primeira e, assim, teve de obter uma concessão específica na época da sua construção, em 1972 (Decreto 70.138, de 10/02/1972), que também recebeu o prazo de 50 anos e, portanto, vai até 2022 quando ainda poderia receber uma primeira prorrogação, supostamente a única, de acordo com a lei atual.
Já a usina de Boa Esperança, situada no rio Parnaíba, que também terá sua concessão vencida em 2015, tem uma situação um pouco diferente. A sua concessão original foi autorizada à Companhia Hidro Elétrica da Boa Esperança – COHEBE, pelo Decreto 57.016, de 11/10/1965, pelo prazo de trinta anos. Posteriormente, com a incorporação da COHEBE pela CHESF, a concessão de Boa Esperança foi transferida para esta pelo Decreto 70.032, de 03/05/1974, mantido o mesmo prazo de trinta anos. Assim, a outorga original de Boa Esperança se venceu também em outubro de 1995. Por coincidência, juntamente com aquela das sete usinas do rio São Francisco entre Juazeiro e Piranhas.
§ Sobre a Manutenção da Regra Atual
Conforme já foi acima citado, as concessões das usinas hidrelétricas da
CHESF haviam sido outorgadas de acordo com legislação anterior e foram, por assim dizer, atropeladas por novas Leis de caráter marcadamente privatista, baixadas naquele mesmo ano em que elas se encerravam.
Sem outros meios de reação possível e seguindo orientação do seu acionista majoritário, o próprio governo, restou à concessionária promover o pedido de prorrogação nos termos da nova regra, o que foi efetivamente requerido dentro dos prazos fixados. Então, provavelmente devido a uma série de acontecimentos que envolveram o setor elétrico naquele período, somente depois de um longo tempo, em 2004, já num novo governo, é que veio a ser assinado o respectivo contrato de prorrogação da concessão das referidas usinas pelo prazo de vinte anos, portanto até 2015. Para o sistema de transmissão da CHESF, cuja concessão seguia os mesmos termos do Decreto 19.706, de 03/10/1945, o novo contrato de concessão fora assinado em 2001, com o mesmo prazo de vencimento, 2015. Cabe ainda acrescentar que, na mesma época, foram também prorrogadas as concessões de inúmeras outras usinas de várias empresas estatais federais e estaduais, em condições similares.
A rigor, como se sabe, o que o governo da época pretendia com aquela nova regra era criar condições favoráveis para promover a privatização das suas empresas geradoras, total ou parcialmente, como de fato aconteceu com as usinas hidrelétricas da Eletrosul, que então foi transformada legalmente numa empresa apenas de transmissão de energia elétrica.
Porém, um importante fato novo no setor elétrico obrigou a alteração dos planos daquele governo. Foi a crise que resultou no racionamento de 2001/2002, aliada a forte reação de alguns setores da sociedade brasileira contrários à fragmentação e privatização de empresas como as federais CHESF, FURNAS e ELETRONORTE, ou estaduais como CEMIG, COPEL E CESP. Este fato novo impôs ao governo a necessidade de um recuo estratégico, suspendendo a execução do programa já em curso de cisão e privatização das suas empresas, deixando-o para ser retomado pelo novo governo que seria eleito em outubro daquele ano e tomaria posse em janeiro de 2003.
No entanto, o novo governo, com orientação política diferente, sabiamente não retomou o referido processo e, ao contrário, no bojo das modificações positivas que introduziu no modelo mercantil implantado pelo governo anterior, através de Medida Provisória que se transformou na Lei 10.848, de 15/03/2004, retirou do Programa Nacional de Desestatização a Eletrobrás e suas subsidiárias FURNAS, CHESF, ELETRONORTE, ELETROSUL e CGTEE (parágrafo 1° do Art. 31°). No entanto, as modificações efetuadas na legislação anterior, inclusive em pontos das Leis 8.987/95 e 9.074/95, não chegaram a alcançar de modo claro os procedimentos referentes a prorrogação das concessões existentes, resultando dessa forma a manutenção do seu caráter original privatista e, conseqüentemente, das regras restritivas a prorrogação das concessões das usinas hidrelétricas pertencentes as empresas estatais. Embora se afirme que a regra é para todos, pois “a Lei é uma só”, a verdade é que não existem usinas importantes pertencentes a empresas privadas cuja concessão atual não possa vir a ser prorrogada. Em outras palavras, a suposta isonomia das regras atuais é fictícia e, por isso, elas têm de ser modificadas em nome do interesse público.
§ Sobre os Preços da Energia de Usinas Sujeitas a Reversão
Conforme já foi mostrado, uma usina cujo prazo de concessão termina não está automaticamente amortizada, embora esteja sujeita a reversão. Assim, o custo da energia gerada por ela ainda pode ter parcela significativa com forte influência da remuneração e depreciação dos seus respectivos investimentos a amortizar, não podendo produzir o efeito pleno que se desejava com nova concessão por meio de licitação pela menor tarifa.
No entanto, é evidente que a medida em que o tempo passa, a parcela do custo de capital que pesa no custo global de produção da usina vai sendo menor a cada ano até extinguir-se, quando estiver concluída a amortização. Porém, o que surpreende na atual proposta de se aproveitar esta possibilidade para canalizar os benefícios para os consumidores é o fato de que esta não é a filosofia reinante no modelo vigente do setor elétrico que, em grande parte, ainda segue o fundamento mercantil de que as tarifas de geração não devem basear-se no custo de produção da mercadoria (ou commodity?), mas sim nos preços de mercado, cuja tendência é levá-los para os chamados custos marginais.
O modelo implantado a partir de meados da década de noventa do século passado tinha esta filosofia explícita e declarada. Foi por conta dela que se promoveu a absurda liberação dos contratos iniciais de suprimento das geradoras estatais às distribuidoras então já privatizadas, a partir de 2003 e a razão de 25% a cada ano, de modo a possibilitar às geradoras (que se supunha já deveriam estar também privatizadas) a comercialização com nova regra a preços de mercado. Tudo estava pronto para isto, quando o racionamento mudou o quadro.
Para comprovar este argumento, que certamente alguém tentaria desqualificar, vale a pena recordar uma declaração do então comandante especial do setor elétrico brasileiro, Ministro Pedro Parente, feita ao Jornal Valor, em pleno período de racionamento, em novembro de 2001, quando textualmente teria afirmado o seguinte: “Será que as pessoas têm noção de que com o que está desenhado hoje, com relação à energia velha, você tem encomendado um choque tarifário a partir de 2003? Os contratos iniciais pressupõem liberalização de 25% ao ano de 2003 a 2006. O gerador vai poder vender 25% da energia a preço não mais tabelado. A tendência é fazer com que o preço vá ao custo marginal da energia nova, que é das térmicas. Hoje a hidrelétrica está com preço de US$ 20 e as térmicas, US$ 40 o MWh.”
E mais, na mesma entrevista o Ministro Pedro Parente ainda questionou. “O que é mais importante para a economia do País? É este movimento ou permitir que o País continue com um dos fatores positivos do custo Brasil, que é a energia barata? Não é melhor, em vez de uma transição de quatro anos, permitir uma transição mais suave?”
De certo modo, provavelmente sem que os seus técnicos sequer conhecessem ou considerassem estes últimos questionamentos, na essência foi o que o novo governo fez a partir de 2003, não privatizando as grandes estatais geradoras, sinalizando uma importante mudança de rumos e modificando drasticamente a forma de comercialização da energia existente no chamado ambiente regulado, através dos leilões e dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, os CCEAR’s. Dessa forma, evitou o choque tarifário que estava “desenhado” para acontecer já em 2003, mas, tudo indica, manteve condições para “uma transição mais suave”.
A verdade é que, na prática, desde então os leilões de energia existente, a cada ano, têm apresentado preços unitários sempre crescentes, em valores atualizados, tendendo assim para aproximarem-se dos preços da energia nova. Isto significa dizer que as próprias empresas estatais, donas de usinas que embora ainda não estejam de todo amortizadas já atingiram considerável estágio de depreciação, simplesmente têm procurado ‘jogar o jogo do mercado’, ofertando preços que não estão vinculados com os seus custos reais de produção e sim conectados com as regras e condições do mercado que de um modo geral puxam os preços para o limite dos custos marginais da expansão. Esta poderia ser uma das razões, embora certamente não a mais importante, pelas quais a pretendida modicidade tarifária parece estar cada vez mais longe e o Brasil, que possuía uma das energias mais baratas do mundo, já teria mudado de lado e agora se juntou àqueles que têm a energia elétrica mais cara.
Observe-se que, nas condições acima, as grandes geradoras estatais sempre têm tido alguma disponibilidade dessa energia existente para comercializar nos diversos tipos de leilão. Portanto, se o governo estiver preocupado com a modicidade tarifária e por isso quiser tirar partido das usinas que já estariam em avançado estágio de amortização, a oportunidade está presente. Não há necessidade de esperar pelo término das concessões em 2015. O processo pode ser iniciado de imediato. E para isto, também não haverá necessidade de nenhuma modificação na legislação. Será necessário apenas um ato de gestão. O governo federal, na qualidade de acionista majoritário e controlador das grandes empresas geradoras, determinaria aos seus executivos que a partir de agora os preços apresentados nas suas ofertas de energia existente, em qualquer leilão, deveriam ser calculados levando em conta, no que respeita à remuneração do investimento, apenas os encargos decorrentes dos saldos líquidos atuais ainda não amortizados das suas usinas e, também, deveriam desconsiderar influências de preços ditadas por regras de mercado e custos marginais.
A repercussão imediata dessa medida talvez não seja tão significativa, mas com certeza representará um redutor importante, que a cada ano será maior até fazer desaparecer todo o efeito do custo de capital quando a amortização das usinas for concluída. Aliás, em 2012 e 2013, quando grandes blocos dessa energia velha serão colocados à disposição do mercado, em razão do término da vigência dos primeiros grandes CCEAR’s celebrados para substituir a liberação dos contratos iniciais, que tiveram prazos de oito anos, com certeza este efeito redutor representará uma parcela relevante das tarifas.
Muitas pessoas discordarão desta proposta, pelos motivos os mais variados possíveis. Mas, alguns porque iriam ter interesses diretos atingidos. Haverá quem afirme que a idéia seria prejudicial às empresas geradoras federais e naturalmente também às estaduais que aderissem, as quais iriam auferir ganhos menores, o que é verdade. Mas aí está a diferença entre empresa estatal e empresa privada. A empresa estatal não deve existir para ter ganhos, ela deve ter ganhos para existir. A única coisa que justifica a existência de uma empresa estatal é a prestação do serviço que dela espera a sociedade, nas condições que são do interesse e conveniência da sociedade. E isto ocorre com propriedade nas atividades relacionadas com os serviços de natureza pública, como é o caso da energia elétrica. E para bem cumprir a sua missão, a empresa estatal precisa de ganhos, pois do contrário não poderá sobreviver como empresa. Mas estes ganhos não precisam ser os maiores, bastam que sejam suficientes. Evidentemente, esta não é a lógica da empresa privada capitalista.
Considerações Finais
De tudo o que foi acima exposto, ficou bem claro que a questão da manutenção da atual regra sobre prorrogação de concessões de usinas hidrelétricas não se configura como um problema simples que permita ao poder público (executivo e legislativo) deixar de considerá-lo de imediato e com a devida atenção.
Como foi visto, a criação da referida regra não foi um ato justo, nem neutro, para o qual se possa pretender perenidade, uma vez que foi esta mesma regra que veio para alterar condições legais pré-existentes, de forma parcial em favor de um processo de privatização total do setor elétrico nacional que se mostrou inconveniente para o Brasil e por isso mesmo foi abandonado. Conforme já foi mencionado anteriormente, esta regra constitui um entulho neoliberal a ser devidamente removido.
Além disso, também como foi demonstrado, a reversão de usinas hidrelétricas que tenham findado seus prazos de concessão por si só não propicia, com a automaticidade que se supunha, o benefício de tarifas mais baixas, pois o fim da concessão não significa que a usina esteja ao mesmo tempo amortizada. Na verdade, este benefício pode ser obtido sem a necessidade da reversão das usinas, através de atos de gestão do governo.
Objetivamente, as dificuldades reais que poderão advir para o setor elétrico nacional com a manutenção da regra em questão são muitas e de variados níveis de importância.Vão desde problemas relativamente mais simples como, por exemplo, o de se definir se uma empresa cuja quase totalidade de suas usinas perderão suas concessões em 2015 pode, agora, continuar assumindo contratos de suprimento de energia que ultrapassam aquele prazo, até situações de muito maior gravidade como a seríssima ameaça de desarticulação e desaparecimento a que estão expostas empresas importantíssimas para o interesse nacional, como FURNAS, CHESF, CEMIG e COPEL, entre outras.
Com efeito, para citar especificamente o caso da CHESF, em 2015 esta empresa teria revertido para a União todo seu parque hidrelétrico, a exceção de Sobradinho, perdendo, portanto, 90 % do total instalado, bem como todo o seu sistema de transmissão, constituído de 18.468 km de linhas de alta e extra-alta tensão e de 98 subestações com tensões superiores a 69 kV. Tudo isto iria ser levado a licitação pública de uma vez e com certeza poderia cair nas mãos de “investidores” sem qualquer compromisso com o interesse público, a não ser o objetivo de ganhar dinheiro, o máximo possível.
A hipótese de que a própria CHESF pudesse sair vencedora de um tal processo licitatório, embora teoricamente possível, deve ser considerada uma ingenuidade política que, se confirmada, serviria para mostrar que todo o processo não teria passado de “uma boa piada”. Infelizmente, porém, não se deve esperar por isso.
O risco de destruição da CHESF e das demais geradoras federais e estaduais é, portanto, real e deve ser encarado seriamente pela sociedade e pelas autoridades em geral. A experiência dos aumentos desmedidos de tarifas, que aconteceram de fato e elevaram injustificadamente o patamar de preços da nossa energia elétrica para os níveis mais altos do mundo, não pode ser esquecida.
Embora ainda haja controvérsia sobre a prevalência ou não da regra atual, em virtude das modificações introduzidas nas Leis 8.987/95 e 9.074/95 pela Lei 10.848, de 2004, o melhor mesmo é que o Congresso Nacional, juntamente com o governo, promova a revisão imediata da lei de concessão, particularmente no que respeita ao setor elétrico, de modo a readaptá-la à realidade atual, onde está perfeitamente comprovado que, embora se considere e até se deva incentivar a participação da iniciativa privada, não se pode excluir o papel de fundamental importância exercido pelas empresas estatais nesse setor, particularmente quanto ao sistema de geração, onde o País dispõe do privilégio concedido pela Natureza de um extraordinário potencial hidrelétrico.
