Desde 1995, discute-se, altera-se, reforma-se, intervêem-se, num "loop" sem fim. Pelo menos nesse aspecto, estamos iguais à Inglaterra, mãe do modelo, que até hoje, 15 anos depois, continua alterando regras do setor elétrico. Perguntamos aos investidores e gestores do setor: Não dá para aprender um pouco mais rápido e entender que o modelo mercantil não é o caminho para o Brasil?
Crise política reforça dúvidas no setor elétrico (Estado de S. Paulo 11/03)
Investidores temem que ruptura do PFL com governo prejudique projeto de revitalização
RENÉE PEREIRA
O futuro do setor elétrico brasileiro ainda causa enorme inquietação entre os investidores. Não bastassem todas as pendências, agora mais um problema veio reforçar as incertezas do segmento que luta para conquistar a confiança do investidor privado. O rompimento do PFL com o governo, na semana passada, impactou diretamente o setor de energia, principal reduto de filiados e apadrinhados do partido. Além do ministro José Jorge e do presidente da Eletrobrás, Cláudio Ávila, que já deixaram o cargo, outros nomes podem estar na lista de demissionários. Mas alguns cargos, considerados técnicos, podem ser salvos para não provocar ainda mais turbulências no setor. "A instabilidade sempre provoca muita incerteza para o controlador externo", adverte Carlos Eduardo Miranda, diretor da empresa americana Alliant Energy.
A principal preocupação do mercado não está nos nomes que serão indicados para substituir os profissionais demitidos, já que o pólo de discussões e de decisões importantes está ocorrendo na Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE), presidida pelo ministro da Casa Civil, Pedro Parente, também ministro interino de Minas e Energia.
O temor é que essa turbulência prejudique o andamento do projeto de revitalização do setor, que precisa ficar pronto ainda neste semestre por conta das eleições presidenciais, afirma Miranda. Outro motivo de apreensão é a possibilidade de o PFL vir a dificultar a aprovação de medidas de caráter legal no Congresso.
Os investidores preferem ficar em compasso de espera. Empreendimentos novos somente depois da "casa arrumada", acentuam. Para Miranda, a expectativa que se criou em cima das propostas de revitalização acabou provocando um "vácuo" no mercado. "Isso quer dizer que ninguém vai investir no setor durante este período de transição."
Os empreendedores preferem não eleger os temas mais urgentes a serem definidos, pois acreditam que a reestruturação do mercado só ocorrerá a partir do conjunto de medidas aprovadas. Segundo o presidente da Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL), Wilson Ferreira Junior, é preciso ter estabilidade de regras e real preço da energia para garantir o investimento de longo prazo.
O secretário de energia do Estado de São Paulo, Mauro Arce, admite que há uma paralisação do mercado e compreende a postura dos investidores. Segundo ele, o setor está num estágio em que ninguém vai fechar um contrato sem que o governo tenha definido todas as medidas. "Não há como discutir estratégias, se não se sabe qual a regra do jogo."
Energia ‘velha’ será resolvida até dia 31Embora os investidores prefiram não elencar as medidas mais urgentes, o diretor de Infra-Estrutura do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e coordenador do Programa de Revitalização do setor elétrico, Octávio Lopes Castelo Branco, afirma que algumas propostas têm caráter imediato. A principal, e que deve ser resolvida até o dia 31, é a questão do leilão da energia "velha", das usinas antigas, já amortizadas.
O diretor do BNDES afirma, porém, que as medidas estão interconectadas.
"Para introduzir uma proposta, é necessário resolver outras." No caso da energia "velha", é preciso solucionar questões como o novo Valor Normativo (VN) – limite de repasse de custo de energia aos consumidores -, subsídio do gás, limites de contratação bilateral e de autocontratação.
Uma distribuidora, por exemplo, não vai contratar energia que está acima do VN, pois não poderá repassar para sua tarifa. Além disso, o custo marginal de expansão deverá ser alterado com o subsídio do gás para as usinas do Programa Prioritário de Termoeletricidade (PPT). A previsão é que caia de cerca de US$ 36 para US$ 32. Essas questões precisam estar resolvidas, ou bem encaminhadas, para publicarmos a resolução da energia "velha".
Castelo Branco diz que o cronograma será cumprido. "Os investidores precisam de segurança para retornar ao mercado nacional", diz. (R.P.)
Risco de déficit de energia cai, mas a possibilidade de apagão persiste
Fábia Prates, De Brasília (Valor 11/03)
O risco de déficit de energia no Brasil deste ano até 2006 é inferior a 5%, segundo dados do Operador nacional do Sistema Elétrico (ONS) que estão sendo encaminhados ao ministro Pedro Parente, coordenador da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE).
Risco de déficit de 5% é o máximo aceitável para considerar o sistema equilibrado, mas não há como garantir que o país estará livre de novos racionamentos. Para 2002 e 2003, o governo já assegurou que não haverá problemas. A partir de 2004, dependerá das chuvas e do cumprimento rigoroso do programa de obras que está sendo coordenado pelo Ministério de Minas e Energia.
A avaliação conjuntural de risco de déficit é feita com base num modelo oficial, aprovado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) , que faz 2000 simulações considerando a hidrologia verificada na série histórica de 70 anos e o aumento presumido de oferta e demanda.
Regionalmente, o risco apresenta variações. No sistema Sudeste e Centro-Oeste, o máximo de risco verificado na série de cinco anos foi 1,7% em 2006. No Nordeste, chega a 6,3% e 9,9% no mesmo ano.
Parente afirmou em audiência pública no Congresso que o ONS modificou temporariamente o critério para autorizar manutenções no sistema, depois do blecaute que atingiu o Distrito Federal e dez Estados em 21 de janeiro. Antes, a manutenção em uma linha de transmissão era autorizada quando, na hipótese de problema numa segunda linha não ameaçasse o abastecimento. Tecnicamente, esse critério é o que se chama de N menos um. Desde o blecaute, passou-se a adotar o critério N menos dois. Uma linha só é autorizada a entrar em manutenção, se na hipótese de cair duas linhas -como aconteceu em Ilha Solteira no episódio de janeiro-, não haja reflexos no sistema.
O ONS tinha determinado que o critério valesse por 15 dias, mas a GCE decidiu ampliá-lo para 45 dias e deve prorrogar por mais tempo. Por causa da disso, o ONS tem negado dois pedidos de manutenção por dia de um total médio de 15 solicitados.
O critério de risco N menos 2 pode ser adotado definitivamente para algumas regiões do país, segundo Mário Santos, presidente do ONS. Não é viável adotá-lo para todo o país por ser muito caro. Significaria adquirir equipamentos para deixar o sistema de transmissão mais robusto, o que pode afetar nas tarifas.
A alteração também pode aumentar os custos de operação. Quando a manutenção é inevitável, mesmo quando o caso não se enquadre como ocorrência N menos dois, é preciso acionar geração termelétrica, cujo custo é mais alto do que a geração hidrelétrica.
A Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE) gastará R$ 550 milhões para comprar recebíveis da usinas termelétricas merchants e, assim, resolver uma das pendências resultantes da paralisia do Mercado Atacadista de Energia (MAE). Os recursos foram autorizados na quinta-feira passada, com a publicação no Diário Oficial de Medida Provisória destinando à CBBE R$ 800 milhões. Os R$ 250 milhões restantes vão para as chamadas usinas emergenciais.
O fato de o MAE não estar operando levou o governo a autorizar a CBBE – criada para adquirir energia emergencial- a comprar os recebíveis das usinas merchants, pagando pelo megawatt hora 90% do preço do mercado. Quando o MAE voltar a operar, o que está previsto para acontecer em junho, a CBEE deverá receber o dinheiro de volta a preço integral de comercialização da energia quando da contratação.
