Blog do Desemprego Zero

Rumos da Crise Energética Brasileira: saída emergencial e encaminhamento de longo prazo

Posted by bethmachadiana em 28 maio, 2008

Estudo elucidativo sobre as alternativas e possibilidades de atuação das políticas de reforma do setor energético no Brasil. A autora apresenta ao longo do texto os caminhos para enfrentar a crise energética e o problema de subinvestimento do setor.

Segundo a autora, a atual crise de abastecimento energético no Brasil exige uma resposta em duas frentes, uma emergencial e outra de longo prazo. Isso porque, argumenta a autora, a demanda por energia no Brasil tem crescido mais aceleradamente que o produto, comportamento esse que deve se manter no futuro previsível.

A crise de abastecimento do setor energético detém vínculos com a própria crise de desenvolvimento do país, pois ambas têm suas origens e trajetórias enlaçadas, como afirma a autora. Por isso, os caminhos que apontam a saída da crise energética também se vinculam à saída do problema nacional de desenvolvimento…

* Por Elizabeth Cardoso

Rumos da Crise Energética Brasileira: saída emergencial e encaminhamento de longo prazo

(Seminário de Pesquisa do IE/UFRJ – 20/09/2001)

Por Carmen Alveal (IE/UFRJ)

1. Introdução

A crise atual de suprimento elétrico tem suas raízes no subinvestimento que se arrasta desde o final dos anos 80, momento que findou uma década de dificuldades para o Brasil definir um rumo sustentado de desenvolvimento e de reinserção na economia mundial. Simplificadamente, o cerne de ambas as questões reside na existência de um problema comum: escassez e racionamento de recursos de financiamento para sustentar o investimento na expansão elétrica e na expansão do país.

Foi ao longo dos anos 90, no marco das “reformas estruturais do Estado”, que foi concebida e implementada uma saída estrutural para ambos os problemas. Assim, a reforma do setor elétrico brasileiro foi concebida e implementada por uma orientação de política estreitamente vinculada ao encaminhamento das reformas maiores. Nesse sentido, tornou-se dependente e, ao mesmo tempo, realimentadora das incertezas internas e externas, que contextualizaram as decisões de política macroeconômica do conjunto das reformas.

Para situar, numa perspectiva adequada, a definição de saídas do impasse energético atual, o argumento central que sustento é que a crise de suprimento energético e a crise de rumo de desenvolvimento do Brasil apresentam laços de origem e de trajetória. Portanto, as alternativas de saída da crise energética estão prospectivamente vinculadas à saída para a questão de sustentar o crescimento do Brasil numa taxa não só desejável, mas razoável, isto é, mais próxima do seu potencial, que foi uma realidade ao longo de 8 décadas do século XX.[1]

Nesse intuito, enfatizo que a crise de suprimento energético presente demanda conjuntamente uma resposta de caráter emergencial e uma resposta de política de longo prazo. Argumento que a importância desta vinculação precisa partir do reconhecimento de que a demanda de energia no Brasil cresce num nível superior ao do crescimento do produto e esta tendência permanecerá no futuro previsível, principalmente no caso da eletricidade: para um crescimento projetado do PIB de 4,3 % a.a., nos próximos 4 anos, o aumento estimado da demanda elétrica é de 4,7 % a.a. (Eletrobrás, 2000).[2] Em conseqüência, para ser sustentável, qualquer encaminhamento dado ao impasse atual da reforma precisa estar focado no aumento do investimento na expansão da capacidade geradora de energia e, é claro, no aumento da eficiência (dinâmica) dessa expansão.

A apresentação do argumento é realizada nas seções seguintes. De início, na seção 2, são expostos os fatos sinalizadores do fracasso da reforma setorial, que de maneira nua e crua, explicitaram o longo período de subinvestimento em geração de eletricidade. Em seguida, na seção 3 são consideradas as dimensões ignoradas pela reforma fracassada e, na seção 4, argüida a importância de seu re-exame e debate, enfatizando as barreiras que entravam as decisões do investimento privado. Numa perspectiva de longo prazo, a retomada da coordenação do processo de reforma é destacada na seção 5, como questão central para dar curso a iniciativas sustentáveis de superação da crise energética. As iniciativas e ações de encaminhamento são objeto da seção 6. Finalmente, a seção 7 encerra a exposição, considerando as implicações maiores das ações propostas para superar a crise energética e a crise de desenvolvimento do país.

2. Reforma truncada do setor energético: o sendeiro estreito da emergência para enfrentar a crise de subinvestimento elétrico

A coalizão partidária que sustentou os governos da década de 90 objetivou imprimir nova substância à política do setor elétrico, através da implementação da passagem do comando da expansão da indústria à iniciativa privada. A privatização e a introdução firme de nova alternativa tecnológica, baseada na geração térmica a gás natural (GN), foram os instrumentos estratégicos concebidos para realizar o investimento privado que fundamentaria o novo comando empresarial e a superação do estrangulamento à expansão do setor.

Após mais de cinco anos dos primeiros instrumentos legais que iniciaram a implementação dessa mudança[3], o balanço mostra fortes indicadores de fracasso da tentativa.

A privatização, concebida como primeira estratégia da reforma setorial, estancou após a privatização de 19 distribuidoras estaduais (60% do segmento). A transmissão continuou estatal e, com exceção dos 20% da capacidade instalada da Gerasul e de parte da CESP (Paranapanema e Tietê), o processo estagnou de vez no grosso do segmento de geração. O investimento privado e o “novo parque térmico” permaneceram, em essência, no papel ou, no máximo, realizaram um deslanche tímido, mesmo com a oferta garantida do combustível, após a construção estatal do gasoduto Bolívia-Brasil e de novo desenho, batizado de Programa Prioritário de Termeletricidade[4], desta vez reforçado por garantias e incentivos. A implementação de novos reguladores das duas indústrias diretamente envolvidas (ANEEL na eletricidade e ANP no GN) esbarrou, ao compasso perturbado e perturbador de incertezas econômicas e políticas internas e externas, nas dificuldades de introduzir a concorrência e nas incongruências da política macroeconômica.

Desse modo, a reforma do setor energético truncou entre algum ponto da trajetória de partida e algum ponto da trajetória prometida e o impasse gerado explicitou-se no racionamento da oferta de eletricidade, fruto do subinvestimento setorial arrastado desde fins da década passada.

A partir de junho de 2001, o tempo brasileiro de duração estrita da crise estará definido pelo tempo do racionamento e pela exacerbação do ativismo emergencial das decisões da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica. A despeito desse ativismo, em especial a antecipação da partida dos projetos de geração térmica, o tempo real do racionamento depende basicamente do tempo aleatório em que se processará a recuperação do nível de operação relativamente assegurada dos reservatórios hidrelétricos, cujo patamar médio de entrada no período seco (meses de abril até novembro) não pode ser inferior a 50%.

A hipótese otimista e esperada pelo governo é: “o período chuvoso próximo resolverá”.[5] Contudo, numa perspectiva positiva, uma hipótese realista recomendaria contar com uma liberação do racionamento em apenas no início de 2003, o que significa: i) confiar na natureza dando-lhe um tempo de, no mínimo, dois períodos chuvosos; e ii) confiar na realização e boa entrada em operação de 15 projetos térmicos (9 com participação da Petrobras) que acresceriam 6,4 GW, a implementação de linhas de transmissão para a importação de 2,8 GW e reforço da confiabilidade do sistema, a entrada em operação de 21 hidrelétricas (algumas já em construção) somando mais 7,8 GW, a entrada de éolicas com 1 GW e, enfim, mais 1,5 GW de outras alternativas ( 0,9 GW de PCHs e 0,6 de biomassa)[6]

A soma agregada de capacidade em geração disponível, esperada até 2003 seria então, inclusive importação, de 19,9 GW e contemplaria um montante de investimentos estimados em R$ 32 bilhões (MME, 2001).

A palavra chave com relação à capacidade futura disponível é esperada, pois a saída emergencial da crise setorial foi encaminhada num patamar mínimo de providências. Porém, mais importante é considerar que essas providências dependerão da adesão dos agentes privados. E a adesão dos agentes privados está presa na armadilha das incertezas, que já estavam presentes e atuantes no cenário setorial, desestimulando as decisões de investimento e evoluindo para o impasse energético em que o país se encontra.

Ora, ademais das incertezas da reforma setorial, o entorno das incertezas econômicas e políticas, externas e internas, tornou-se mais acentuado, em função da ocorrência de processos objetivos: i) a desaceleração da economia mundial, agora dramatizada pelos eventos de terrorismo que vitimaram os EUA; ii) a crise agônica da economia argentina; e iii) internamente, a fragilização dos “fundamentos” da economia e das instituições representativas, em particular a crise do Senado, juntamente ao esfacelamento da coalizão partidária que sustentara a proposta reformadora.

Portanto, é preciso ter claro que o encaminhamento de curto e médio prazo da crise energética ainda não está resolvido. Quais as questões relevantes a reconsiderar para dar início à saída do impasse?

3. Impasse energético: questões relevantes para encaminhar soluções sustentáveis no médio e longo prazo

O impasse energético criado após 10 intensos anos de concepção e implementação frustrada de reforma no Brasil conduz a uma primeira indagação importante, que questiona se o modelo de reforma energética, truncado em sua implementação, obedeceu a um conceito endógeno, sensível à especificidade da trajetória tecno-econômica e organizacional do setor, principalmente o da eletricidade.

A reforma concebida não teve referência endógena e nasceu do mimetismo da reforma energética introduzida na Inglaterra e nos EUA. Portanto, aspectos relevantes acerca da reforma do setor elétrico brasileiro, francamente negligenciados pelos reformadores nativos, precisam hoje ser seriamente re-examinados e debatidos numa perspectiva de longo prazo.

Inicialmente, caberia notar as peculiaridades (únicas no mundo) do sistema elétrico brasileiro: i) predomínio da hidreletricidade (90%) de grande porte (75% da capacidade com usinas acima de 1GW); e ii) existência de considerável potencial hídrico, não explorado (30 GW ou cerca de 40% da capacidade existente).

Em seqüência, seria recomendável atentar para as lições da experiência reformadora no mundo desenvolvido, em particular os casos inglês e americano. Estas experiências sugerem que o sucesso das reformas na indústria de eletricidade depende da existência de três condições (Newbery, 2000, Araújo, 2001): i) confortável margem de excesso de capacidade de oferta (em geração e transmissão) no sistema elétrico; ii) crescimento suave e modesto da demanda; e iii) abundante oferta de GN a custos menores que outras energias primárias de geração elétrica.

Essas três condições estavam e continuam ausentes no Brasil!

Por outro lado, é fundamental considerar que no caso brasileiro, dado o predomínio da hidreletricidade, definir uma combinação racional de política de expansão entre o investimento em usinas hidrelétricas e de termeletricidade, no marco de uma reforma que objetiva introduzir a lógica da competição no sistema, constitui um desafio inédito. Nos experimentos de reforma mercado-orientadas dos países desenvolvidos, devido a ausência de recursos energéticos outros, a expansão dos investimentos em energia tende a seguir uma trajetória tecnológica bem definida ou, no mínimo, tende a se configurar um “mix” entre tecnologias que não são dissimilares (basicamente são variantes de tecnologias de geração térmica), não apresentando, assim, hiatos importantes de custos entre a tecnologia já existente e a nova.

Enfim, em contraste à cena brasileira presente, é importante considerar o ambiente macroeconômico relativamente estável das economias desenvolvidas. Esta condição favorável, promovida pela existência de um patrimônio de instituições pró-mercado com alta capacidade de enforcement e de governança institucional para conduzir a reforma energética, define um entorno de incertezas e riscos bem menores para os investidores.

O exame das dificuldades ou barreiras ao investimento dos agentes privados que já operam no mercado energético brasileiro permite melhor aquilatar os fatores já assinalados.

4. Barreiras ao investimento privado no setor energético

No Brasil, apesar da definição de amplo leque de incentivos, persistem sérios problemas a entravar as decisões de investimento em energia. Em primeiro lugar, a reforma gerou um regime regulatório híbrido na indústria de GN, caracterizado por orientações regulatórias conflitantes entre duas esferas regulatórias distintas: o regulador federal (ANP) implementou uma diretriz de competição nos segmentos de produção e de transporte de atacado da indústria e as Comissões Reguladoras Estaduais definiram o instituto do monopólio nos segmentos de distribuição e de comercialização de GN.

O segundo entrave importante reside na dependência de GN importado para realizar o Programa de geração termelétrica, originando área de alta incerteza na evolução do preço do combustível e, nas atuais circunstâncias, elevado risco cambial, mesmo com a harmonização da indexação das tarifas nas indústrias de GN e de eletricidade, propiciada pela decisão governamental de a Petrobras absorver, ao longo do ano, o aumento trimestral do preço do GN importado, garantindo este colchão pelos 12 próximos anos.

O terceiro problema a desestimular as decisões de investimento em geração de eletricidade diz respeito à incongruência entre a regulamentação regulatória e os objetivos de expansão do sistema, principal fator a obstruir o avanço e a explicar o estágio incompleto da regulamentação da indústria elétrica. Esta incongruência se manifesta no caráter sui generis das regras de constituição e de funcionamento administrado do Mercado Atacadista de Energia (MAE), nas regras bisonhas de repasse de custos ou valor normativo para os mercados de consumidores cativos e na indefinição de regras de utilização das águas, tanto para uso dos reservatórios quanto para outros usos imprescindíveis (irrigação, abastecimento urbano e industrial, entre outros).

A grande barreira, entretanto, se origina da própria estrutura tecnológica do setor elétrico brasileiro, ou seja, dado o predomínio da hidreletricidade, a opção do investimento termelétrico enfrentará grande ameaça da produção hidráulica, em tempos de pluviosidade normais: o lançamento no mercado de uma energia bem mais competitiva, porque originada de usinas já amortizadas.[7] Ou seria o caso de verter (desperdiçar) a água outorgada por nossa condição natural para despachar uma produção de energia mais cara?

Por último, porém também importante, agregam-se os fatores de natureza macroeconômica claramente incertos e voláteis do processo brasileiro, entre os que cabe destacar: i) a prática de elevadas taxas de juros internas;[8] ii) a pressão crescente sobre a taxa de câmbio, refletindo a atual fase problemática da conjuntura internacional e a fragilidade crescente das contas externas, com expressivo aumento do passivo externo líquido do país;[9] iii) a descontinuidade e, no atual momento, a desaceleração do nível de atividade econômica; iv) a necessidade de controle da inflação; e v) o aumento da relação Dívida Pública/PIB.[10]

Esses fatores, enfatizo, não surgiram da crise presente de suprimento elétrico, porém, inquestionavelmente, em conseqüência de sua ação sistemática, acentuaram-na. Nesse respeito, pode-se julgar como altamente inconvenientes os compromissos firmados e, recentemente renovados em condições mais severas, pelo Brasil com o FMI, em particular as regras acordadas de geração de superávits primários crescentes nas contas públicas do país. Estes superávits são factíveis essencialmente pela restrição do investimento, tendo inclusive contemplado a proibição de investimento pelas empresas estatais remanescentes.

5. Que fazer? : governança coordenada para o processo de re-reforma setorial

Do painel apresentado derivam claramente profundas fragilidades na condução da reforma do setor de energia no Brasil, que levam a uma segunda indagação, de maior estatura: a natureza do consenso que informou a sustentação da reforma energética, dado que foi formado, aparentemente, pela mesma coalizão de forças políticas que haviam impulsionado o modelo anterior, que teria de ser mudado. Em seqüência, sustento que o consenso sustentador da reforma, constituído pelas forças políticas em torno da alternativa mimetizada, mostrou-se contingente e frágil para conduzi-la.

Ademais da incongruência e seqüente incompletude da regulamentação, a evolução dramática que levou à presente crise de suprimento energético tornou muito clara a ausência de rumo e de coordenação do processo reformador setorial. Este aspecto, que os críticos designam como um processo de desmonte, porque não recolocou, no timing adequado, o funcionamento das novas estruturas dos mercados energéticos, já foi apontado por analistas próximos do governo (Pires, Gostkorzewick e Giambiagi, 2001).

Esta, decisivamente é a principal questão a considerar para providenciar saídas sustentáveis para a crise. Na prática, falta de rumo e de coordenação do processo setorial não deve ser interpretado como a “marcha da insensatez”, expressão sintetizada por Bárbara Tuchman, num livro de larga difusão. Na verdade, esta questão é expressivamente esclarecedora da marcha da ignorância arrogante do núcleo decisor e coordenador da reforma mais geral situado no Ministério de Fazenda (MF) que, de fato, não sabia ou não sobe avaliar as conseqüências de suas decisões e, sobretudo, as implicações dos vetos exercidos sobre várias proposições encaminhadas para reverter uma crise, desenhada e anunciada com mais do que razoável antecedência.

Ora, rigorosamente, não podem ser encontrados culpados entre os agentes setoriais relevantes da marcha para o desconhecido. No intuito de preservar radicalmente a agenda de sanear e racionalizar as contas públicas e externas, através de obtenção de superávits, controle da inflação e conclusão da privatização, foi exercido claro poder de veto pelo núcleo decisor do MF sobre os alertas ou ameaças de colapso de suprimento energético, assinalados por agentes setoriais, públicos e privados.

A partir de uma visão – aliás, muito bem manifesta em memorável frase do presidente do Banco Central, Armínio Fraga, considerando energia uma mercadoria igual ao chuchú -, que estima como normais as incertezas dos atuais tempos e qualifica demandas do setor privado como lobby para obtenção de vantagens, instalou-se grande mixórdia entre os agentes setoriais.

No marco dos vetos sistemáticos do núcleo decisor do MF sobre as iniciativas do MME, ANEEL, ANP, ONS, distribuidoras privadas e novos investidores privados, os agentes do setor (públicos e privados) tentaram fazer cada um a sua parte, sendo muito fieis à lógica das suas funções, dos seus papéis e das suas competências. Observemos estas lógicas e seus comportamentos.

MME: Definiu o Programa Priritário de Termeletricidade (PPT), com um amplo leque de incentivos e financiamento. Destacou um plano de força tarefa, o Plano Emergencial de Térmicas, com condições especiais. O investimento das estatais não era da sua competência: é do Conselho Nacional de Desestatização – CND.

ANEEL: Embora ciente de que contratos curtos de compra de GN e de venda de eletricidade desestimulam os investidores não tem condições de definir o valor normativo ou “referência externa de energia”, exigido pelos novos investidores, pois tal decisão depende do MF que controla a inflação.

ANP: Sua agenda é introduzir a competição no transporte de GN, pois na visão do seu principal – o governo – a Petrobras não pode manter o poder de mercado quase monopólico no setor. A fixação dos preços é da alçada do MF. Também não pode intervir na área das distribuidoras, porque é segmento de competência de reguladores estaduais.

Distribuidoras privadas de eletricidade: Têm a cobertura dos contratos iniciais com as geradoras até 2006. Mesmo assim, se defrontam com grandes incertezas à respeito desses contratos. É claro que não assinarão contratos de 20 anos com novos geradores aos preços atuais, pois não poderão ser repassados aos consumidores por determinação da ANEEL e, num futuro de pluviosidade normal, esses preços tenderão a cair e os consumidores serão livres para escolher. Não existindo possibilidade de demandar a estes agentes vocação para falir, estes só realizam contratos por prazos curtos.

Geradores privados ou candidatos a geradores: Precisam de contratos de longo prazo, para alavancar financiamento e garantir o retorno do investimento. Todavia, estão com grandes dúvidas com a evolução futura do GN importado e a da taxa cambial. Ora, no momento estão interessados em discernir se a privatização de Furnas ou de outras geradoras (CESP, COPEL, CEMIG) será realizada mesmo. Este sim seria um negocio interessante.

Essas lógicas individuais legítimas, que representam o cerne do espírito da racionalidade decisora descentralizada do mercado, foram muito subestimadas ou, melhor, ignoradas pelo núcleo decisor duro das “reformas estruturais”. E, o seu desconhecimento, levou a uma leitura otimista acerca do sucesso aparente dessas lógicas na experiência das reformas energéticas nas economias desenvolvidas.

A ausência de coordenação do processo decisório da reforma, repito, é central. A continuidade das lógicas diferenciadas de decisão dos agentes setoriais relevantes representa o nó dos impasses que retardará a expansão do investimento em energia e a saída para a crise atual. Conhecer e reconhecer, do maneira realista, os papéis possíveis de cada um dos atores relevantes é condição sine equa non para encaminhar um processo positivo de negociações entre as partes já envolvidas no “enredo” da reforma truncada.

6. Que fazer? : iniciativas e ações imediatas

Superar a visão emergencial, alicerçada na idéia equívoca de que as “decisões do mercado” resultantes de lógicas individuais convergirão naturalmente, em algum momento da trajetória futura, para uma coordenação de esforços e decisões, é fundamental para desatar os bloqueios ao investimento em expansão da capacidade de oferta de energia.

Nesse intuito, a primeira iniciativa sensata é suspender por um prazo de, no mínimo, 5 anos a privatização das geradoras, dando um tempo para “arrumar a mixórdia instalada” e, assim, o governo (e suas agências) retomar a coordenação de um processo de negociações congruentes entre as partes.

Paralelamente, dado ser a hidraulicidade predominante a grande barreira econômica ao ingresso competitivo da geração térmica a GN, como segunda ação caberia realizar um trabalho sério de definição de um conjunto de regras politicamente viáveis, principalmente para lidar com os conflitos relacionados ao uso dos reservatórios e outros usos das águas.

Concomitante a esse trabalho, a terceira ação consistiria em redefinir e renegociar, de maneira coordenada, as regras de comercialização da energia elétrica hoje disponível, tendo como foco a efetiva realização de investimento em nova capacidade de oferta. A diretriz dessa redefinição introduziria a competição na atividade de expansão do sistema e não na operação do sistema atual, segundo (Araújo, 2001): i) uma orientação de política que combine os melhores atributos da regulação por custo de serviço com incentivos de eficiência na decisão dos investimentos em nova capacidade (sliding scale regulation); e ii) um sistema de preços finais definido a partir dos custos marginais de longo prazo para dar uma sinalização de uso eficiente aos consumidores.

Enfim, o excedente resultante do novo patamar de preços a ser praticado no sistema (dado que o preço médio do sistema de energia hoje disponível se situa em nível inferior ao do custo marginal de longo prazo) poderia constituir um fundo de desenvolvimento, orientado para incrementar nova capacidade.

Para além destas orientações setoriais outros aspectos maiores precisam ser considerados.

7. Que fazer? : considerações finais

Na prática, o encaminhamento esboçado depende da redefinição do rumo de desenvolvimento do país, desafio de grande estatura que continua sem saída clara. O rumo depende de uma repactuação entre os atores relevantes do sistema político e social da nação para conduzir as reformas estruturais, principalmente as reformas política (processo decisório) e tributária (partilha de custos e benefícios do crescimento) e, à luz da tradição brasileira recente e passada que honra o princípio da ordem e progresso, as possibilidades de repactuação podem ser avaliadas como positivas.

A partir das iniciativas assinaladas, o plano de investimento setorial de energia para a superação da atual crise precisa mirar o longo prazo e se tornar um “padrão” negociado, de saída positiva da crise mais ampla, que é a crise de crescimento do Brasil. Ou seja, um “padrão” de negociação, interna e externa, envolvendo nova repartição interna dos custos e dos benefícios do crescimento, no marco mais amplo de novas exigências de convívio internacional (nova reinserção econômica internacional do país) e de novas restrições, externas e internas, mais complexas que as do passado.

Por quê este “modelo” pode responder à aspiração maior de desenvolvimento do país, inclusive atendendo ao avanço de outras áreas de infraestrutura com gargalos, que surgirão com clareza, conforme se processe a própria digestão da crise de suprimento elétrico e de desenvolvimento do país (água, rodovias, portos, outros modais de transporte e também, apesar do sucesso inicial da reforma, telecomunicações)?

Inicialmente, porque observaria definir papéis realistas para o agente público e para os agentes privados, considerando as restrições já colocadas pela caminhada até hoje realizada: avançada privatização da distribuição de energia e larga presença de agentes privados, inclusive estrangeiros, na atividade energética.

O Plano energético, concebido para atender objetivos de longo prazo do desenvolvimento sócioeconômico brasileiro, teria de balancear as opções tecnológicas (hidro, térmica e nuclear), visando um “mix” empreendedor com maiores graus de endogeneidade decisória para atacar aspectos fundamentais de fragilidade do modelo vigente de reforma energética, em particular a restrição externa.

Aumentar a endogeneidade dos investimentos em energia implica em seleção de investidores e investimentos, favorecendo aqueles que objetivamente querem fazer parte da nossa comunidade de negócios, dinamizando a roda interna do crescimento: é prioritário diferenciar quem quer importar maciçamente energia, de quem quer produzi-la internamente. A despeito da visão oficial hoje difundida, maior endogeneidade dos empreendimentos energéticos contribuiria para reduzir o nível de instabilidade e incerteza do ambiente decisório e teria boa recepção dos privados estrangeiros: o horizonte destes agentes é de longo prazo quando objetivamente precisam fazer parte de nós. Por razões obvias, haveria também boa aceitação dos agentes privados nacionais.

Para criar um horizonte menos instável e incerto caberia utilizar o capital e a organização empresarial estatal remanescente para nuclear o rumo e alavancar investimento, definindo uma relação empresa – governo que acautele o equilíbrio econômico financeiro dos empreendimentos. Estes empreendimentos tenderão a ocorrer, sempre que possível, com participação minoritária de Petrobras, Eletrobras, Furnas, Chesf, Eletronorte e BNDES. Visando uma caminhada firme de longo prazo, este aspecto é central para desenvolver uma relação madura e de confiança com o capital privado interno e internacional.

O “modelo” de saída viável da crise energética aqui considerado, até onde pode se visualizar, respeita o avanço de transferência de propriedade dos ativos públicos operado até o momento. Entretanto, implica em uma abrangente renegociação com os órgãos multilaterais (FMI, BIRD, BID, entre os mais importantes) que cuidam dos interesses dos capitais e dos investidores estrangeiros. Esta orientação é necessária para tornar estas organizações aquiescentes à mudança de orientação, evitando os custos de rupturas indesejáveis para ambas as partes.

Esta possibilidade de renegociação não é nula. Por um lado, o Brasil não é um espaço econômico irrelevante para os rumos do capitalismo central. Trata-se de um país continental de 170 milhões de habitantes (80% urbano), cuja economia se encontra entre as 10 maiores do mundo, totaliza US$ 1 trilhão (medida em paridade do poder de compra) e possui uma base industrial expressiva que a torna referência na sua região (50% do PIB de América Latina). Nesse respeito, caberia especialmente rever o critério de abordar as empresas estatais como repartições públicas e a categoria investimento como gasto.

Por outro lado, é crescente a perda de consenso e de legitimidade mundial e interna, acerca da eficácia, adequabilidade e justiça da orientação “reformadora” central que, sob liderança e assistência técnico-institucional dessas organizações, foi encaminhada nas indústrias de energia e de infraestrutura nos países em desenvolvimento. A deterioração factual[11] e ideológica da matriz reformadora central tende a favorecer a posição negociadora do país.

Na recente experiência brasileira, essa orientação de política, associada à idéia do desenvolvimento do papel protagônico da iniciativa privada na expansão do setor energético, perdeu alicerce e já foi contestada à luz dos fatos. Esta idéia revelou-se uma aposta de risco máximo no Brasil, em parte por razões constitutivas de trajetória tecno-econômica e organizacional da indústria de eletricidade (e de energia) e, em parte, porque o ambiente institucional condizente para mudá-la (redução de incerteza e risco) é intensivo em tempo e negociação, condições e disposições que não podem ser apenas criadas por desejo ou por decreto.

Em conseqüência, a despeito da meritoriedade intrínseca que possa ser atribuída aos objetivos de introduzir a concorrência e construir a liderança da iniciativa privada no setor energético, não parece recomendável que o Brasil insista, neste momento de crise, em preservar essa idéia – e os instrumentos bisonhos de política regulatória para sua implementação -, pela simples razão de não atender prioritariamente ao nosso desafio maior: a necessidade de investir sustentadamente na expansão da capacidade energética do Brasil para não abortar nosso potencial de crescimento, a uma taxa razoável que, pelo retrospecto histórico brasileiro, pode ser superior aos 4,5% ou 5% ao ano.

8. Referências bibliográficas

MME, (2001), Expansão da Capacidade de Suprimento de Eletricidade até 2003. Brasília, Secretaria de Energia, MME.

ARAUJO, J. L. R. H. (2001), “Investment in the Brazilian ESI – What went wrong? What should be done?”. In: Competition and Regulation. The Energy Sector in Brazil and UK/EU Conference. St. Anne’s College. Centre for Brazilian Studies, Oxford, 04-05, June 2001.

ELETROBRÁS, (1999), Plano Decenal de Expansão de Eletricidade 2000-2009. Rio de Janeiro. Eletrobrás.

NEWBERY, D. M. (2000), Privatization, Restructuring and Regulation of Network Utilities. Cambridge, Mass., MIT Press.

PIRES, J. C. L., GOSTKORZEWICZ, J. e GIAMBIAGI F. (2001), “O Cenário Macroeconômico e as Condições de Oferta de Energia Elétrica no Brasil”. Texto para Discussão 85. Área de Planejamento. Departamento Econômico. Rio de Janeiro, BNDES.


* A autora agradece os comentários da Professora Margarida Gutierrez e do Doutorando Luciano Losekann, porém esclarece que o conteúdo do artigo é de sua inteira responsabilidade.

[1] Hoje, a estimativa desse potencial de crescimento se situa entre de 6% a.a. e 7 % a.a..

[2] A partir de um crescimento anual de 4,1 % do PIB, o Plano Decenal da Eletrobras 2000-2009 projetou, até 2004, um crescimento de 4,7% a.a. da demanda de eletricidade e a necessidade de adicionar 33,4 GW de capacidade de oferta, ou seja, 6,7 GW/ano, envolvendo o montante de US$ 4,4 bilhões/ano de investimento.

[3] Lei n º 8987/1995, que definiu as regras básicas de Concessão dos Serviços Públicos e Lei n º 9074/1995, que estabeleceu o livre acesso ao sistema de transmissão, criou a figura jurídica do produtor independente do sistema e facultou aos grandes consumidores a escolha de seus fornecedores.

[4] Decreto no 3.371 de 24/02/2000 e Portaria n º 43, de 25/ 02/2000 do MME.

[5] O período ou ciclo sazonal próximo de alta pluviosidade no Brasil compreende os meses de novembro de 2001 à abril de 2002.

[6] PCHs é a sigla que designa as Pequenas Centrais Hidrelétricas, com capacidade instalada de até 30 MW. A geração baseada na biomassa refere-se basicamente à geração a partir da queima do bagaço residual das usinas de cana de açúcar e álcool.

[7] A geração hidrelétrica gera um risco crucial para os projetos de geração a gás: a queda do custo marginal de curto prazo da produção de hidroeletricidade. Na ocorrência de elevada pluviosidade, esse custo pode cair a níveis inferiores ao custo marginal de curto prazo da geração a gás (custo do gás), por períodos relativamente longos de tempo.

[8] O custo financeiro dos empréstimos do BNDES varia entre 14,25% a.a., para eletricidade, e 17,25% a.a., para petróleo e GN

[9] O investimento externo de 2001 é estimado em US$ 18-20 bilhões e a necessidade de captação externa suplementar em torno de US$ 47 bilhões. Estima-se que até o final de 2001, o passivo externo líquido do país atingirá um valor equivalente a 70% do PIB.

[10] Esta relação, hoje de 52,5 %, atingirá o patamar de 56 % até o final de ano 2001.

[11] Os fatos incontéstaveis se referem ao aumento do hiato de prosperidade/pobreza entre os países ricos e pobres do planeta, a depauperação de grandes espaços econômicos do planeta e outras expressões de desequiilíbrio geo-econômico e geo-político na “ordem” mundial vigente. Este clima deletério tende a promover o deslocamento de manifestações abertas anti-globalização – como as que cercaram as reuniões do G-8 em Seattle, Davos, Nice, Praga e, mais recentemente, em Genova – para manifestações de terrorismo organizado.

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