Evidências empíricas.
Desde 1995, portanto por sete anos, tenta-se dar alguma forma que faça algum sentido no setor elétrico brasileiro. É preocupante, a essa altura dos acontecimentos, ler que "investidores aguardam com ansiedade as medidas que serão anunciadas pelo Comitê de Revitalização de Energia Elétrica e pela Câmara de Gestão da Crise de Energia (CGE)". São sete anos de tentativas frustradas. Será que perdemos a capacidade de aprender com evidências empíricas?!
Tudo isso porque nossos dirigentes não querem reconhecer as características muito particulares do nosso sistema. Nem todo sistema elétrico é passível de se implantar um modelo mercantil. Se existe uma configuração no mundo que reune tantas incompatibilidades, é a brasileira. O leilão da energia velha é um tiro no escuro, pois, hoje, ninguem sabe qual será a trajetória do mercado. Sugerimos aos que ainda insistem na implantação dessa receita que dêem uma olhada nas recentes decisões dos poderes legislativos de vários estados Norte-Americanos, que enterraram definitivamente suas pretensas reformas de sua indústria elétrica. Lá, eles aprendem!
Um ano após início da crise, investidor está confuso (Estadão 03/06)
Novas medidas regulatórias serão anunciadas esta semana em Brasília
ALAOR BARBOSA e NICOLA PAMPLONA
RIO – Um ano após o início do racionamento de energia elétrica, em 1.º de junho de 2001, o consumidor brasileiro tem mais garantias de que não terá problemas de abastecimento nos próximos anos, mas empresas e investidores ainda estão confusos com as idas e vindas das regras do setor.
Um sinal evidente das mudanças de junho passado para a situação atual vem do Mercado Atacadista de Energia (MAE), uma instituição criada para servir de referência de preços num mercado livre.
Embora nunca tenha funcionado como previsto, o MAE é usado como referência nos grandes negócios. Em junho de 2001 o MWh era cotado a R$ 684 no Sudeste e a cotação média para esta semana é de R$ 9,09. A drástica queda dos preços no MAE tranqüiliza o consumidor, mas causa apreensão aos investidores que aguardam com ansiedade as medidas que serão anunciadas pelo Comitê de Revitalização de Energia Elétrica e pela Câmara de Gestão da Crise de Energia (CGE) esta semana.
É provável que o governo colha poucos aplausos. Até porque há grandes e crescentes divergências entre os participantes do mercado. Nos últimos meses surgiram conflitos abertos entre as geradoras e as distribuidoras e as usinas térmicas movidas a gás natural continuam "bombardeadas" pelas hidrelétricas, especialmente as estatais, que fornecem mais de 90% da energia consumida.
"Eu espero que as decisões desta semana tragam mais luz do que calor", comenta o presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia (Apine), Eric Westberg. Além de presidir a Apine, Westberg é vice-presidente do grupo japonês Marubeni no Brasil – um dos maiores do mundo no setor de energia -, e tem acompanhado as idas e vindas nas decisões oficiais. "O investidor japonês não é especulador e quer regras claras. Não está sendo fácil explicar ao investidor estrangeiro o que está ocorrendo no Brasil", diz (ver matéria ao lado).
Armando Franco, consultor da Tendências Consultoria, critica o "lobby" das empresas estatais federais, que estariam tentando manter o modelo atual, contrariando a decisão do governo que quer introduzir a "competição" no setor. "Há uma necessidade de investimentos de R$ 6 bilhões a R$ 8 bilhões por ano no setor. Hoje as estatais estão capitalizadas, mas pode ser que não estejam daqui a dois ou três anos e seria importante trazer novos investidores", complementa.
Há duas semanas o presidente da CGE, Pedro Parente, convocou os diretores das maiores empresas privadas do setor para uma reunião no Palácio do Planalto. Segundo um dos participantes do encontro, Parente lamentou que muitas empresas estão exacerbando os conflitos, considerando só os interesses individuais, sem avaliar o quadro mais amplo, e contribuindo para aumentar a tensão na área. As divergências no setor passam pela cobertura dos prejuízos gerados pelo racionamento, até os empréstimos negociados com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), que continuam emperrados.
Apesar das incertezas, o interesse por investimentos no setor continua crescente. Tanto que o BNDES analisa 112 projetos de geração, com a previsão de investimentos de R$ 29,1 bilhões que, se implementados, agregarão mais 20,6 mil MW ao sistema. Considerando também os projetos de distribuição e transmissão, os investimentos em análise no banco sobem para R$ 33,9 bilhões, cerca de R$ 5,5 bilhões acima da carteira no início do ano.
Essa "avalanche" de projetos coincide com uma retração geral do mercado. Um estudo da Eletrobrás mostra que o consumo no Brasil "recuou" dois anos. A previsão anterior ao racionamento era que o Brasil teria uma "carga" média (consumo) de 44,7 mil MWh este ano. A previsão atual é de 40,9 mil MWh. Para 2004 a previsão era de consumo de 48,6 mil MWh, rebaixada para 45,4 mil MWh e em 2006 a demanda seria de 54,1 mil MWh, mas foi reestimada para 50,6 mil MWh.
Uma decisão importante esperada para esta semana é como o governo vai inserir o gás natural na geração de eletricidade. A energia desse insumo é mais cara que a das hidrelétricas e há duas correntes no governo: elevar a tarifa média no País, para viabilizar as térmicas a gás, ou criar algum tipo de "subsídio". Os defensores das hidrelétricas criticam as duas opções, mas muitos consideram que só as térmicas à gás darão garantias de fornecimento de energia nos períodos de seca.
Além disso a Petrobrás entrou firme no mercado de gás natural e quer soluções que evitem o aumento dos seus prejuízos no setor (a empresa perdeu R$ 112 milhões no primeiro trimestre nos negócios com gás). Se nada for feito, as perdas da estatal crescerão no mesmo ritmo de inauguração das usinas integrantes do Programa Prioritário das Termelétricas (PPT), criado há dois anos para evitar problemas de abastecimento e que hoje é mais um problema do que uma solução.
A questão das tarifas é que mexe mais com o consumidor. Segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), a tarifa média residencial em março ficou em R$ 202,25 por MWh, aumento de 12,5% sobre a média de 2001, quando já havia subido 13,1%. Outra distorção é que as residências pagam mais caro que o setor industrial.
Mas se há divergências quanto à melhor estratégia para o modelo elétrico, há unanimidade quanto a um ponto: o melhor modelo é aquele que evite o susto (e os custos) de 2001.
Governo anuncia amanhã fundo para ajustar tarifas do setor
Pacote tenta acabar com os subsídios cruzados (Valor 03/06)
Fábia Prates e Cláudia Lobo , De Brasília e do Rio
O presidente Fernando Henrique Cardoso anunciará amanhã a criação de um fundo de dividendos com recursos do ágio arrecadado nos leilões da chamada energia velha das estatais e a definição de um cronograma para redução dos subsídios cruzados embutidos atualmente nas tarifas. As duas medidas visam atenuar o impacto negativo dos reajustes tarifários provocados pelo racionamento de energia que o país viveu de junho do ano passado a fevereiro deste ano. Houve aumento para compensar perdas das empresas – 2,9% para residências e 7,9% para indústrias – e para contratar a chamada energia emergencial -R$ 0,0049 por quilowatt hora.
O governo chegou a cogitar a hipótese de usar parte do ágio para incentivar a geração termelétrica, mas usará recursos da Contribuição sobre Intervenção no Domínio Econômico (Cide) para essa finalidade. Os detalhes para uso do fundo de dividendos serão definidos por lei. Com custos mais altos que as demais fontes, a geração termelétrica será subsidiada porque é interesse do governo diversificar a matriz energética, deixando-a menos dependente do regime de chuvas. Essas usinas deverão funcionar também com seguro permanente do sistema.
Fernando Henrique participará de reunião plenária da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE) para fechar os detalhes das dez medidas prioritárias de um total de 33 que o Comitê de Revitalização do Setor Elétrico definiu para tentar criar condições atrativas para novos investimentos no setor. Muitas das medidas ainda passarão por consulta pública antes da implementação.
Amanhã serão divulgados também os detalhes do leilão da energia velha das estatais – geração de Furnas, Chesf e Eletronorte – que deveria ir ao mercado livre a partir do ano que vem. Antes do racionamento, previa-se que, entre 2003 e 2006, 25% da energia das estatais se liberava dos contratos ano a ano para ser negociada livremente. Com a crise, optou-se pelo leilão.
A oferta da energia das três estatais será feita em conjunto, mas negociada em blocos separados por causa da diferença de potência existente entre as empresas. O primeiro leilão deve ocorrer em agosto. As empresas podem ofertar a partir de 50% do total que for descolado dos contratos. A empresa pode abrir mão de negociar o restante em leilão para administrar seus riscos.
Também será anunciada a determinação de que as distribuidoras comprem energia por processo de licitação. O governo quer fazer isso o mais rápido possível, segundo informação de integrantes da GCE, mas haverá uma fase transitória, em que a contratação continuará sendo protegidas pelo Valor Normativo (VN). Recentemente, a Anel unificou os oito diferentes VNs no valor de R$ 72,35. A GCE anunciará o valor do novo VN – definido como Valor Normativo Competitivo para vigorar na fase transitória.
A reunião de amanhã servirá também para que o ministro Pedro Parente, que coordenou a GCE desde maio do ano passado, passe as atribuições para o ministro Francisco Gomide (Minas e Energia). O governo deve anunciar também que tentará concluir a desverticalização das estatais federais até 31 de agosto. A data original era 31 de maio.
O governo poderá optar por realizar apenas um leilão por ano para vender a "energia velha " dos contratos iniciais, cerca de 12 mil megawatts que começam a ser liberados no ano que vem. Até o início da semana passada a expectativa do mercado era de que seriam realizados três leilões. A informação, veiculada por fontes do setor, está agradando as empresas.
Segundo Mauricio Bähr, presidente da Tractbel, holding controladora da Gerasul, a idéia faz sentido na medida em que se fossem realizados três leilões, "os dois primeiros pregões não deveriam atrair a participação de outros agentes do mercado, a não ser as geradoras federais". Pelo seu raciocínio, seria mais estratégico aos interessados esperar pelo terceiro e último pregão, quando se poderia ter uma formação do preço mais equilibrada.
"Será a primeira experiência do tipo. Então, é normal que se espere o máximo para ver como se ajustarão os preços negociados", avaliou outro executivo de uma distribuidora de grande porte. O coordenador do Comitê de Revitalização do Modelo do Setor Elétrico, Octávio Castello Branco, diretor do BNDES, está cuidando do ajuste das últimas medidas que regularão o setor energético, a serem anunciadas amanhã. Ele não confirmou a informação, alegando que o comitê continuará definindo as questões até a véspera da divulgação das medidas.
"Realmente, a formulação final só deverá sair em cima da hora da divulgação das medidas. Um termômetro de que o trabalho ainda está intenso no comitê é que esperávamos para hoje (sexta-feira) a entrega pela GCE (Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica) do texto final do Acordo Geral do Setor – documento que regulamenta a compensação das perdas das distribuidoras e geradoras por conta do racionamento -, mas isso não aconteceu", informou o diretor de relação com os investidores da Cataguazes Leopoldina, Mauricio Botelho.
Controle do racionamento foi um sucesso, mas incertezas persistem (Valor 03/06)
Roberto Rockmann e Leila Coimbra , De São Paulo
Quase um ano depois de ter sido criada, a Câmara de Gestão da Crise de Energia (GCE) está prestes a ter suas funções incorporadas pelo Ministério de Minas e Energia. Os elogios ao trabalho do grupo em relação ao racionamento são unânimes entre os agentes, mas as dúvidas sobre os rumos futuros do setor elétrico ainda persistem.
No fim de maio de 2001, mesmo frente a críticas e indicações de industriais e presidentes de empresas de energia para que o país partisse logo para o "alicate" – cortes programados no fornecimento de energia que poderiam durar até 4 horas -, o governo apostou no racionamento.
Contando com o apoio da população, o esforço deu certo. O país atravessou a crise sem enfrentar os "apagões". A decisão de partir para o regime de cotas não foi fácil. Primeiro, membros do governo cogitaram os cortes no fornecimento. Depois, viram os prejuízos tanto sociais quanto econômicos da medida. Buscaram-se, então, outras maneiras.
Chegou-se a cogitar a suspensão temporária de empresas eletrointensivas, como meio de reduzir os impactos na população. A idéia foi logo abandonada. Geraria ações judiciais. Partiu-se, então, para a restrição no consumo de energia, que na média ficou em 20%. A sugestão, defendida pelo então diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP), David Zylbersztajn, foi a escolhida e mostrou-se um sucesso.
Ninguém hoje discute o êxito do trabalho da GCE nessa frente, mas persistem ainda muitas dúvidas sobre os rumos futuros do setor elétrico. O comitê de revitalização da área tem uma grande tarefa: anunciar a nova regulação nesse ano, removendo entraves, e estimulando o fluxo de recursos, que hoje está paralisado.
As medidas a serem anunciadas na terça-feira, como a criação de estímulos para as térmicas e os leilões de energia, visam a dar sinais de mercado aos agentes do setor. Vistas, a princípio, com bons olhos pelos empresários, elas podem ser um caminho para remunerar os novos investimentos. Mas faltam muitos entraves e incertezas no caminho.
Empresários do setor estão céticos quanto à divulgação nessa terça-feira de um novo relatório do comitê de revitalização. Acreditam que poucos pontos serão detalhados. Ou seja, faltarão muitos detalhes ainda para serem conhecidos. "Há incertezas que vão além do detalhamento das medidas", resumiu um executivo. Com isso, o fluxo de recursos continua sob ameaça.
Terminado o racionamento, as elétricas estão com seu caixa fragilizado. Além disso, as eleições também são um fator a mais de incerteza. O programa do PT, por exemplo, é visto com desconfiança pelos investidores da área, por prever a revisão de contratos. Os de outros partidos também não detalham pontos.
O questionamento da AES Sul sobre resolução da Aneel que alterou as regras de contabilização de operações no MAE poderá provocar novo impasse. A briga pelos excedentes passados da energia gerada pela usina de Itaipu está sem solução.
Térmica da Baixada Santista reflete indefinição (Estadão 03/06)
Associação do grupo japonês Marubeni com a Petrobrás pode até ser deixada de lado
RIO – O caso da usina térmica Central de Co-geração da Baixada Santista é um claro exemplo de como os desencontros no setor elétrico dificultam os investimentos no setor. O empreendimento é uma operação do grupo japonês Marubeni, um dos maiores do mundo no setor, com a Petrobrás. Em cerimônia realizada em 15 de julho de 1999, o grupo anunciou o início do projeto em cerimônia comandada pelo então governador de São Paulo, Mário Covas.
Só em janeiro de 2001, porém, a empresa conseguiu a licença ambiental para se instalar, mas a instabilidade criada pelo racionamento impediu o grupo de fechar contratos de longo prazo com distribuidoras de energia. Sem os contratos, a empresa não instalou os geradores – que já estão disponíveis no local – e acabou sendo multada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por não cumprir o cronograma de trabalho apresentado à instituição.
"O projeto tem vantagens técnicas evidentes, mas não estamos conseguindo iniciar a geração de energia", reclama o vice-presidente da Marubeni no Brasil e presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia (Apine), Eric Westberg. Segundo ele, o projeto reúne vantagens por estar próximo à fornecedora de matéria-prima (a refinaria de Cubatão, da Petrobrás), estar ligado às linhas de transmissão do Sistema Interligado Nacional e estar localizado em região carente de energia. Por estar "no fim da linha", a Baixada Santista é um dos primeiros locais a sofrer cortes quando há problemas no abastecimento.
A megausina – são 950 MW de capacidade, exigindo investimentos de US$ 650 milhões – daria mais estabilidade e melhor qualidade à região, observa o executivo. As incertezas no setor não cancelaram o projeto, mas Westberg fica inseguro em alguns momentos. Ele observou que o investidor japonês não é especulador e gosta de regras claras. "É muito desgastante ficar explicando as idas e vindas do programa elétrico no Brasil. Eu estou sendo analisado, o projeto está sendo analisado e o Brasil está sendo analisado. Dependendo das novas regras muitos projetos não serão executados", afirmou.
(A.B.)
