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Questões de política energética brasileira para o fim do século João Lizardo Rodrigues HERMES de ARAÚJO (*) Adilson de OLIVEIRA (*) (*) Instituto de Economia Industrial da UFRJ 1. Introdução Este último quartel do século XX traz um contexto novo e difícil para os decisores de política energética, em vários sentidos. No que se refere às condições materiais, a era de incerteza iniciada faz mais de vinte anos com a turbulência do primeiro choque do petróleo permanece, embora com vários sinais trocados. Ideologicamente, estão postos em questão vários dos pressupostos básicos da organização do setor com a ascensão do pensamento neo-liberal. Condições específicas do Brasil, tanto estruturais como conjunturais, tendem a turvar ainda mais o debate em nosso País. Este trabalho visa examinar as principais questões levantadas pelo atual contexto e sua relevância para a política energética brasileira, numa perspectiva estratégica. Para esta apresentação, podemos distinguir quatro questões básicas: a natureza econômica da energia, a existência ou não de conflito entre objetivos de eficiência e eqüidade, energia e meio ambiente, e o papel do Estado. 1.1 Energia: commodity ou infra-estrutura? Um pressuposto fundamental de todas as políticas energéticas deste século até os anos oitenta era que a indústria da energia representava um setor de infra-estrutura, central para a economia e com peculiaridades fortes economias de escala que freqüentemente levavam a oligopólios e monopólios, intensidade em capital, longos prazos de maturação que recomendavam um tratamento especial e a presença ativa do Estado. Esta visão passou a ser contestada com a ascensão de outra visão (na academia e na política) que punha à conta do Estado senão todos, ao menos parte importante dos problemas enfrentados pelas economias industriais assim como por aquelas em desenvolvimento. Para a visão neo-liberal, as especificidades do setor tinham sido muito exageradas ou estavam perdendo importância face a mudanças tecnológicas em curso. Assim, a energia deveria ser vista como uma mercadoria igual às outras; como implicação, cessaria a justificação para uma política específica (a Texto escrito em 1995, para um livro a ser editado pelo Instituto Universitário de Estudos Estratégicos, o qual nunca chegou a ver a luz. Decidimos manter o texto, já que as análises e questões permanecem atuais.

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Questões de política energética brasileira para o fim do século†

João Lizardo Rodrigues HERMES de ARAÚJO(*)

Adilson de OLIVEIRA(*)

(*) Instituto de Economia Industrial da UFRJ

1. Introdução

Este último quartel do século XX traz um contexto novo e difícil para os decisores de política energética, em vários sentidos. No que se refere às condições materiais, a era de incerteza iniciada faz mais de vinte anos com a turbulência do primeiro choque do petróleo permanece, embora com vários sinais trocados. Ideologicamente, estão postos em questão vários dos pressupostos básicos da organização do setor com a ascensão do pensamento neo-liberal. Condições específicas do Brasil, tanto estruturais como conjunturais, tendem a turvar ainda mais o debate em nosso País. Este trabalho visa examinar as principais questões levantadas pelo atual contexto e sua relevância para a política energética brasileira, numa perspectiva estratégica. Para esta apresentação, podemos distinguir quatro questões básicas: a natureza econômica da energia, a existência ou não de conflito entre objetivos de eficiência e eqüidade, energia e meio ambiente, e o papel do Estado.

1.1 Energia: commodity ou infra-estrutura?

Um pressuposto fundamental de todas as políticas energéticas deste século até os anos oitenta era que a indústria da energia representava um setor de infra-estrutura, central para a economia e com peculiaridades ⎯ fortes economias de escala que freqüentemente levavam a oligopólios e monopólios, intensidade em capital, longos prazos de maturação ⎯ que recomendavam um tratamento especial e a presença ativa do Estado. Esta visão passou a ser contestada com a ascensão de outra visão (na academia e na política) que punha à conta do Estado senão todos, ao menos parte importante dos problemas enfrentados pelas economias industriais assim como por aquelas em desenvolvimento. Para a visão neo-liberal, as especificidades do setor tinham sido muito exageradas ou estavam perdendo importância face a mudanças tecnológicas em curso. Assim, a energia deveria ser vista como uma mercadoria igual às outras; como implicação, cessaria a justificação para uma política específica (a

† Texto escrito em 1995, para um livro a ser editado pelo Instituto Universitário de Estudos Estratégicos,

o qual nunca chegou a ver a luz. Decidimos manter o texto, já que as análises e questões permanecem

atuais.

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Inglaterra chegou a extinguir o órgão responsável pela política energética). Hoje, após três lustros de experiências com inspiração neo-liberal, é possível fazer um balanço de suas propostas e resultados. Mais ainda, em que medida especificidades brasileiras devem ser levadas em conta?

1.2 Eficiência versus eqüidade

Uma implicação da postura tradicional era que a política energética podia ser utilizada de modo legítimo para atender objetivos globais de desenvolvimento econômico e social. Além disto, a existência de monopólios naturais tornava imprescindível a ação do Estado, tanto para garantir a eficiência alocativa como para evitar discriminações contra grupos sociais de baixa renda. Também isto passa a ser questionado: na visão dos críticos, a intervenção do Estado veio perturbar a eficiência geral; eficiência e eqüidade seriam assim objetivos conflitantes. Novamente, é preciso investigar em que medida essa crítica reflete a realidade.

1.3 Energia e meio ambiente

De certo modo um aspecto da questão da eqüidade, a questão ambiental toma neste fim de século uma dimensão própria. Para a política energética, isto implica em novas exigências: conservação de energia, ou seja difusão de tecnologias (lato sensu) eficientes na produção e no uso, e baixos impactos sobre o meio ambiente (o que tende a favorecer fontes renováveis).

1.4 O papel do Estado

Estado empresário, Estado regulador; que formas pode tomar a ação pública no setor energético? Mais concretamente, que diretrizes existiriam para uma política energética visando objetivos de longo prazo? Ou, seguindo o exemplo inglês, dever-se-ia renunciar a uma política geral e apenas buscar regular mercados específicos?

Este artigo busca discutir estas questões analisando as dinâmicas das diversas indústrias constitutivas do setor energético, em nível mundial e nacional. Para isto, o escopo é limitado às energias relevantes para o País nos próximos quinze a vinte anos. Neste sentido, excluem-se da análise as chamadas energias alternativas, com a exceção do álcool, que já representa uma realidade no Brasil, e da conservação de energia, que tem potencial importante e está intimamente ligada a questões ambientais; exclui-se igualmente a energia nuclear, que não apresenta perspectivas favoráveis numa escala mundial. O artigo analisa em primeiro lugar o setor petróleo: a indústria internacional do petróleo, o papel da Petrobrás no Brasil, a questão do monopólio. Em seguida examina as mutações da indústria de eletricidade e as especificidades do Brasil. O álcool e o gás natural são examinados à parte, por suas características próprias. Finalmente, discutem-se as implicações do Mercosul para a política energética brasileira.

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2. O petróleo e a Petrobrás

A emenda constitucional de ruptura do monopólio estatal do petróleo proposta pelo Governo e aprovada pelo Congresso determina uma mudança radical na estrutura da indústria, sem apresentar uma nova forma de organização da indústria. Portanto, nossa reflexão será a respeito da estrutura atual e das modificações que podem ser feitas. A questão é: Qual é a melhor forma de organizar a indústria brasileira de petróleo? As posições ideológicas estão dominando o debate e têm dificultado o entendimento sobre o que está acontecendo efetivamente. Por isso, vamos tentar interpretar o que está em jogo, de maneira objetiva.

O critério básico para essa análise é o da eficiência econômica, com três temas fundamentais: busca da minimização de custos, evolução da capacidade organizacional em função da dinâmica das inovações tecnológicas em nível mundial, e a questão da renda petroleira. Este último tema é de grande importância, por ser o montante dessa renda significativo por qualquer critério. A questão básica relativa à renda é a sua alocação ideal. Não se pode esquecer o potencial da mesma para a melhoria do maior problema do país, que é a injustiça social.

Quatro perguntas são relevantes: Que condições fizeram o Brasil optar pelo monopólio estatal do petróleo na década de 50? Qual o balanço que temos desses 40 anos de monopólio? Essa opção de 54 ainda é válida para o Brasil de 95? Em caso afirmativo, quais seriam as mudanças necessárias para melhor adequar o instrumento estatal hoje?

2.1 Características da indústria mundial de petróleo e a criação do monopólio

Para responder a estas perguntas, é preciso, inicialmente, apresentar algumas características fundamentais da indústria do petróleo: i) esta é uma indústria capital intensiva, com elevados riscos geológico, não destinada a pequenos investidores; ii) diferentemente de outras indústrias de mineração, os custos de identificação e mensuração das jazidas são altíssimos, obrigando a produção imediata das jazidas descobertas para reduzir custos; iii) por ser uma indústria que tem por objetivo transformar um estoque não claramente identificado (reservas) em um fluxo contínuo de abastecimento, a minimização de custos exige a redução de riscos e incertezas através da adequação entre os investimentos a montante (exploração/produção) e os investimentos a jusante (transporte/refino/distribuição); vale dizer a verticalização das atividades é essencial; iv) a busca de novas áreas produtoras de petróleo é uma atividade permanente, dado o caráter não reciclável dos hidrocarbonetos; v) esta é uma indústria que já nasceu internacionalizada, estando governada pelo mercado mundial.

Na década de 1950, nossa industrialização era incipiente e o mercado brasileiro de petróleo era irrelevante em termos mundiais. Nossas bacias sedimentares não eram promissoras (as tecnologias de exploração no mar ainda não estavam desenvolvidas) e não dispúnhamos de qualquer capacitação tecnológica no campo petrolífero. As escalas ótimas, tanto na áreas de produção quanto nas de transporte e refino, estavam muito acima das quantidades demandadas pelo mercado brasileiro. Este recém emergia, e estava pleno de incertezas políticas. O capital privado nacional estava atarefado na construção do parque industrial de bens de consumo, onde as oportunidades de investimento eram abundantes e apresentavam riscos relativamente baixos,

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principalmente quando comparados com os da indústria do petróleo. As empresas internacionais de petróleo tinham seus investimentos direcionados para as amplas jazidas de muito baixo custo descobertas no Oriente Médio e para o desenvolvimento do mercado europeu, em franca expansão, como resultado do esforço de reconstrução orientado pelo plano Marshall.

A industrialização brasileira e o desenvolvimento do transporte rodoviário colocavam o Brasil diante de um grave problema: as importações crescentes de petróleo pressionariam a balança de pagamentos, limitando o crescimento da economia. Era preciso construir uma Indústria Brasileira de Petróleo eficiente, que reduzisse os gastos com importação de energia. O Monopólio Estatal do Petróleo se impôs como a melhor forma de organizar a indústria nascente.

Reduzindo os riscos de mercado e políticos, o monopólio também reduzia os custos econômicos e financeiros, porque ele permitia concentrar os recursos financeiros e técnicos que o país possuía. Houve ainda a racionalização de esforços, programando a exploração das bacias e reduzindo também o risco geológico. O Brasil é um país de 8,5 milhões de km quadrados, sendo que 50% são de bacias sedimentares, capazes de produzir petróleo. Com o conhecimento da época, sabia-se que o potencial era relativamente pequeno, mas não havia recursos para colocar em todas as bacias ao mesmo tempo. Só que, havendo garantia de que nenhuma bacia será cedida para outra concorrente, é possível racionalizar e programar os recursos partindo das bacias de maior probabilidade e, progressivamente, indo para outras bacias. Finalmente, os fatos convergiram para a criação do monopólio estatal. Só o monopólio poderia alcançar mais rapidamente as escalas ótimas de produção.

Ele permitia reduzir drasticamente riscos geológicos, tecnológicos e de mercado, além de concentrar recursos financeiros escassos e permitir a exploração de significativas economias de escala. A multiplicação do número de empresas necessariamente levaria à elevação de custos e à redução da competitividade da Indústria Brasileira de Petróleo infante. Assim, a racionalidade econômica impôs o Monopólio Estatal do Petróleo na década de 1950.

2.2 O balanço do monopólio estatal do petróleo

O balanço de 40 anos de monopólio estatal do petróleo é muito positivo para qualquer analista objetivo. O monopólio estatal do petróleo permitiu: i) a estruturação de um mercado de porte continental, tendo sido criada a logística necessária para trazer petróleos distintos de diversas partes do mundo, refiná-los e colocar sua gama diversificada de derivados com regularidade, a preços competitivos (!), em todos os rincões do território nacional; ii) a aquisição de capacitações tecnológicas de ponta nas diversas fases da indústria do petróleo, possibilitando a empresas brasileiras competir no mercado internacional de equipamentos petrolíferos; iii) a identificação de campos gigantes de petróleo nas bacias de Campos e de Santos, colocando a indústria brasileira de petróleo em condições de custos similares às existentes nas grandes regiões produtoras do mundo; iv) à indústria brasileira de petróleo funcionar como colchão protetor da economia brasileira contra as elevações desmesuradas nos preços, nos momentos de grave tensão no mercado internacional do óleo bruto; v) promover o desenvolvimento regional, como bem atesta a economia baiana e demonstra o extremo

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empenho dos governos nordestinos pela conquista da nova refinaria da Petrobrás; vi) o alargamento do espaço geopolítico brasileiro através da articulação econômica com alguns países exportadores de petróleo. Como se não bastasse, o monopólio estatal do petróleo permitiu ao Brasil construir uma empresa de petróleo de porte internacional, partindo praticamente do nada.

É importante notar que ao longo desses 40 anos de funcionamento a Petrobrás tornou-se uma empresa de porte e nível tecnológico comparáveis com as multinacionais do petróleo. A Petrobrás e o monopólio mostraram-se particularmente importantes durante a crise do petróleo, tendo viabilizado a restruturação do mercado brasileiro de combustíveis e, conseqüentemente, permitido minimizar os impactos na economia brasileira das flutuações e incertezas do mercado internacional do petróleo. Na verdade a indústria brasileira de petróleo já atingiu a maioridade. O mercado nacional de derivados deixou de ser marginal, representando mais de 2% do mercado mundial; mais importante, nosso mercado deverá seguir crescendo enquanto o mercado dos países desenvolvidos deverá permanecer estagnado. A estratégia seguida permitiu ao Brasil ser um dos poucos países a controlar simultaneamente os três elos da cadeia produtiva petrolífera: reservas, estrutura técnico-gerencial e mercado.

2.3 O monopólio hoje

Estamos em 1995. A indústria brasileira de petróleo atingiu a maioridade. Não teria chegado o momento de romper o monopólio estatal do petróleo e permitir à Petrobrás andar com suas próprias pernas? Para responder a esta pergunta, é preciso primeiro analisar o contexto atual.

No plano internacional, as mudanças foram significativas, porém não apontam no sentido de que a concorrência será intensificada. Muito pelo contrário, depois da ruptura do cartel das sete irmãs pela OPEP na década de 1970, os movimentos atuais são de reverticalização através da associação das empresas multinacionais com as empresas estatais dos países exportadores de petróleo. Para isto contribui a estagnação do mercado mundial do petróleo que, depois de quase um século de expansão acelerada (7% ao ano em média), encontra-se estabilizado no patamar de 65 milhões de b/d, desde o início da década de 1980. A luta pela conquista de mercados, principalmente nos países em desenvolvimento onde o consumo segue crescendo, tornou-se dura.

As reservas de petróleo cresceram muito enquanto o consumo permaneceu estagnado; conseqüentemente, a relação reservas-produção aumentou, ficando afastado o fantasma do esgotamento das reservas. O mundo tem reservas para viver pelo menos mais 60 anos consumindo petróleo. É importante notar que o número de países produtores de petróleo cresceu significativamente, mudando significativamente a geopolítica do petróleo. Contudo, as reservas permanecem concentradas no Oriente Médio, região onde os custos de produção são muito baixos (entre US$ 0.50 e US$ 2.50). Os custos de produção do petróleo têm caído significativamente como resultado de uma onda de inovações tecnológicas, permitindo antecipar com certa segurança uma relativa estabilidade de preços a médio prazo. O mercado está sendo regulado pela atuação da Arábia Saudita (que tem a possibilidade de oscilar sua produção entre os patamares de 5 e 12 milhões de b/d), pelo ângulo da oferta, e pelos EUA, cujo consumo representa cerca de 1/3 do consumo mundial, pelo ângulo da demanda.

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No plano nacional, o mercado brasileiro de combustíveis se diversificou, porém o álcool necessita de subsídios (que vêm da indústria brasileira de petróleo) para sobreviver e a difusão do uso do gás natural enfrenta o problema da falta de infra-estrutura. O mercado brasileiro de petróleo já representa cerca de 2,5% do mercado mundial e está em franca expansão, contrastando com o quadro vigente nos países desenvolvidos onde o mercado está estagnado. Possuímos uma indústria de petróleo com características singulares porque temos mercado, temos reservas e temos a estrutura técnico-gerencial (Petrobrás) capaz de transformar de forma economicamente eficiente nosso estoque de reservas em fluxo de derivados de petróleo. Nossos custos de produção de petróleo são declinantes, fruto da descoberta dos campos gigantes em off-shore, situação que nos permite olhar o futuro com otimismo neste setor. Contudo, a Petrobrás tem seu calcanhar de Aquiles: suas atividades estão essencialmente circunscritas a um único mercado. As dificuldades do processo de estabilização levam o governo a controlar preços e a elevar continuadamente impostos com o objetivo de aumentar sua receita fiscal. Esta dinâmica tende a estrangular a empresa, sem que ela possa compensar eventuais resultados negativos no mercado brasileiro com resultados positivos em outros mercados, como ocorre com as empresas multinacionais de petróleo.

A “flexibilização” do monopólio estatal do petróleo, eufemismo criado para promover a sua ruptura, coloca o governo diante de um grande dilema. Caso a “flexibilização” seja para valer, será necessário criar mecanismos e regras que limitem a atuação da Petrobrás para evitar que ela venha a utilizar as enormes barreiras à entrada que a preservação da sua estrutura atual imporá a qualquer empresa que vier a se interessar pelo mercado brasileiro de petróleo; neste caso, a eficiência econômica da Petrobrás será necessariamente deteriorada, colocando em risco sua saúde financeira. Caso limitações não sejam impostas, os potenciais entrantes se defrontarão com a possibilidade da Petrobrás utilizar estas barreiras para defender o seu mercado; neste caso, os potenciais entrantes alegarão, com legitimidade, que as condições de concorrência são desleais.

Os riscos decorrentes da imposição de limitações às atividades da Petrobrás não são desprezíveis. Num mercado competitivo, as empresas tendem a concentrar seus investimentos na exploração dos recursos já identificados, minimizando seus riscos geológicos (aliás isto é o que vem ocorrendo na Argentina). A ruptura da estrutura organizacional necessariamente terá impactos sobre a estrutura logística extremamente complexa que transforma as reservas brasileiras, identificadas e potenciais, em fluxo de abastecimento do mercado brasileiro de combustíveis; esses impactos serão tanto mais significativos quanto maiores forem as limitações impostas à Petrobrás. No plano tecnológico, há fortes riscos de perda da liderança tecnológica adquirida pelo Brasil no campo do off-shore profundo, se a atuação da Petrobrás nos campos das bacias de Campos e de Santos vier a ser limitada. Além disso, a falta de um organismo efetivo de regulação da indústria do petróleo, como os existentes em países como os EUA e a Inglaterra, poderá levar a União a perder parte significativa da renda petrolífera, fonte significativa de financiamento de diversos programas importantes do governo (álcool, rodovias, etc). Na verdade, o Brasil não se encontra maduro para romper o monopólio estatal do petróleo, o que obviamente não significa que o monopólio estatal do petróleo não deva ser modificado para se ajustar ao contexto atual.

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2.4 Perspectivas e propostas

A retirada do monopólio estatal do petróleo da Constituição não encerra a questão. Lembremo-nos de que durante 44 anos o monopólio funcionou através da lei 2004, a qual permanece em vigor até que seja regulamentado o novo texto. Partindo da hipótese de que é necessário manter o monopólio, que medidas seriam requeridas para adequá-lo ao novo contexto nacional e internacional?

O monopólio estatal do petróleo deve enfrentar e resolver desafios importantes. O primeiro deles é a transparência pois, para a sociedade, é ainda difícil compreender o destino dado à renda petrolífera. Recursos financeiros muito significativos são transferidos para diversos setores da sociedade, sem que essa alocação seja aberta e democraticamente debatida. Segundo, a forte centralização e a concentração das decisões da indústria do petróleo na Petrobrás tem que ser revista; num país de dimensões continentais que pretende ser democrático, a centralização da decisão de uma empresa dessa importância, que fatura US$ 17 bilhões atualmente e deverá faturar US$ 30 bilhões no futuro, e que investe de US$ 2,5 bilhões a U$ 3 bilhões por ano, não é razoável. Terceiro, a redução de custos e a criação de novos mecanismos de financiamento devem receber prioridade na estratégia setorial; neste sentido, a abertura de espaços para novos atores na indústria brasileira de petróleo deve ser incentivada. Quarto, é preciso romper a relação incestuosa existente entre as energias concorrendo pelo mercado de combustíveis; tanto a comercialização do álcool quanto a do gás natural devem ser liberadas para concorrer com os derivados de petróleo. Finalmente, a internacionalização da Petrobrás não pode mais ser postergada, pois a abertura da economia brasileira e a integração econômica regional (MERCOSUL) fatalmente redundarão na abertura do mercado petrolífero brasileiro.

Como preservar o monopólio estatal do petróleo e abrir espaços para novos atores? O monopólio estatal do petróleo oferece os instrumentos mas eles não estão sendo utilizados porque os nossos decisores estão paralisados pelo debate ideológico. Com um pouco de pragmatismo e menos ideologia, é possível utilizar as sistemáticas de contratos de serviço e de parcerias para abrir as portas da indústria do petróleo para novos atores, conquistando novas fontes de financiamento, abrindo novos mercados e reduzindo custos. O desenvolvimento do mercado do gás natural, por exemplo, pode ser deixado para capitais privados que se encarregariam de financiar as obras de infra-estrutura de transporte e distribuição. Também os pequenos campos de petróleo em terra podem passar a ser explotados por capitais privados, provavelmente nacionais, em regime de contratos de serviço; neste caso, a Petrobrás concentraria seus recursos financeiros e técnicos limitados no desenvolvimento dos campos médios e gigantes, existentes principalmente em off-shore, cujos custos são muito baixos, exigindo porém investimentos elevados e alta capacitação tecnológica. Esta alternativa permitiria reduzir custos, já que os campos pequenos não apresentam complexidade tecnológica nem economias de escala que justifiquem a sua explotação por empresas do porte da Petrobrás. A presença da Petrobrás em outros mercados poderia ser rapidamente conquistada através de alianças estratégicas na área de refino com empresas atuantes em mercados emergentes, principalmente na área do Mercosul. Estas alianças devem ter como objetivo a conquista de fatias de mercado significativas oferecendo como contrapartida a participação no mercado brasileiro para os eventuais parceiros.

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Estes são alguns exemplos práticos de renovação do monopólio estatal do petróleo que abrem novos espaços para o capital privado, permitem significativas reduções de custo e oferecem a perspectiva concreta de concorrência no mercado de combustíveis entre os derivados de petróleo, o álcool e o gás natural.

3. Eletricidade: uma indústria em mutação?

3.1 Características tradicionais da indústria de eletricidade

Por cerca de cem anos, desde seus inícios no terceiro quartel do século passado até a década dos setenta, tem sido geralmente admitido que a indústria da eletricidade se caracteriza por verticalização, integração e coordenação, com pouco ou nenhum espaço para a competição. Essas características têm raízes técnicas profundas. Em primeiro lugar, a transmissão e distribuição de eletricidade requer uma rede física de fios de cobre ou alumínio, de duplicação custosa e fortes economias de escala; isto levou desde cedo os órgãos públicos a tratar as empresas de distribuição como monopólios naturais, que deveriam ser regulados por órgãos competentes a fim de proteger o interesse dos consumidores. Em segundo lugar, essa rede que interliga geradoras e distribuidoras deve permanecer em equilíbrio estático e dinâmico a todo momento, sob pena de colapso do sistema inteiro (os “black-outs” do Nordeste americano nos anos 70 e do Sudeste brasileiro nos anos 80 são vívidos exemplos do que acontece quando um acidente rompe o equilíbrio); assim, quanto mais interligado um sistema elétrico maior a necessidade de geradoras e distribuidoras coordenarem suas ações de modo ótimo (“despacho otimizado”). Isto levou progressivamente as indústrias de eletricidade a se coordenarem, seja através de acordos em “pools” expontâneos de empresas privadas como nos EUA, de empresas públicas ou semi-públicas como na Alemanha, seja enfim por uma empresa pública nacional como na maior parte da Europa após a Segunda Guerra Mundial.

Estas características levaram o setor a um duplo movimento: de verticalização e integração por parte das empresas, de controle e regulação por parte dos poderes públicos. Nos EUA, onde primeiro se desenvolveu a indústria de eletricidade, a expansão do sistema levou inicialmente à construção de monopólios regionais. Estes foram quebrados pelo uso da lei Taft-Hartley e pela criação de órgãos e leis específicos para regular a atuação das empresas. A lei federal “Public Utility Holding Company Act” (P.U.H.C.A.), de 1935, juntamente com o “Federal Power Act” do mesmo ano, normatizou e consolidou o modelo de concessão de monopólio da distribuição para empresas locais, verticalizadas, coordenadas em “pools” regionais para intercâmbio de energia e potência, e sujeitas a comissões regulatórias municipais ou estaduais (além disto, todo o sistema se guia pelas normas da “Federal Energy Regulatory Commission”). Essas comissões tinham por fim garantir qualidade e modicidade do serviço, de modo compatível com expansão saudável do setor. Este esquema foi, com pequenas alterações, o mesmo adotado para outras “indústrias de rede” (public utilities); mais importante, serviu de exemplo para o setor elétrico de outros países.

Neste modelo, o papel do regulador é crucial. Uma de suas principais funções é estabelecer as tarifas cobradas pelas empresas; o regime tarifário americano é baseado pelo custo do serviço, com uma taxa fixa de remuneração sobre o capital próprio, e

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revisões tarifárias passam por longas discussões, em audiências públicas, sobre itens de custo e investimentos remuneráveis. Existe assimetria essencial entre as informações disponíveis para o regulador e para o regulado, e as deficiências do modelo têm sido tratadas por extensa literatura.

Entretanto, até à década dos setenta a indústria beneficiou-se das economias geradas pela expansão do mercado, com crescentes densidade e integração, bem como das reduções de custo oriundas de melhorias tecnológicas na geração e na transmissão de eletricidade. Isto permitiu contornar conflitos potenciais e manter tarifas declinantes em moeda constante, ao mesmo tempo em que a indústria mostrava excelente saúde financeira.

Na Europa, a ascensão da social-democracia após 1945 levou à nacionalização progressiva da indústria de eletricidade. O caso extremo, e mais bem-sucedido, foi o francês; este monopolizou toda a indústria em uma empresa estatal (Electricité de France) e propôs buscar resultados próximos ao ótimo social através de tarifação ao custo marginal de longo prazo. Os ganhos de eficiência obtidos com a integração, aliados à centralização administrativa francesa, permitiram forte redução de custos; na verdade, esta foi uma tendência mundial até o primeiro choque do petróleo.

3.2 Evolução do setor elétrico brasileiro

Ao contrário do setor petróleo, que teve a intervenção do Estado desde sua implantação efetiva, a eletricidade no Brasil foi inicialmente desenvolvida por capitais privados. Até os anos trinta, dois grupos dominavam o crescente mercado de eletricidade. Um era o grupo americano-canadense Light, que dominava a oferta de energia elétrica no Sudeste. O segundo era a American Foreign Power Company (AMFORP), responsável pelo fornecimento de eletricidade a cidades menores nos estados de São Paulo e Rio de Janeiro, além de outros centros como Porto Alegre, Pelotas, Curitiba, Salvador, Natal e Vitória. Além destes grandes grupos, muitas empresas públicas e privadas forneciam energia em pequena escala a regiões mais pobres. O capital internacional, e mais especificamente o duopólio AMFORP-Light, controlou até a década de setenta a distribuição nas duas maiores cidades brasileiras (São Paulo e Rio de Janeiro), e conseqüentemente no pólo industrial do País. No que se refere à produção, ainda em 1950 mais de 81% da potência instalada estava na atual região Sudeste e era propriedade do capital privado internacional (Araújo, Hildete, 1979, 27).

Foi nas administrações de Vargas que se deu a irrupção do Estado na geração de energia elétrica ao lado de grandes sociedades estrangeiras que abasteciam a região mais rica do País. Desde o final do século passado a hidroeletricidade era utilizada no Brasil, sendo responsável pela maior parte da geração de eletricidade no País. O elevado potencial hidroelétrico, próximo à principal região consumidora, levou o primeiro governo Vargas a promulgar uma legislação (o Código de Águas)

1 em 1934, e criar um órgão

1 O Código de Águas é até hoje a base de toda a regulamentação do setor. Previa a fixação de tarifas pelo

custo de serviço, remunerando o investimento a uma taxa “justa” sobre o valor histórico dos ativos (custo

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regulador (Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica) em 1939 para orientar a explotação desses recursos. A coexistência do Estado e de empresas estrangeiras atuando conjuntamente no setor imprimiu uma dualidade, tanto de ordem técnico-financeiro como política à indústria de energia elétrica. No processo de evolução histórica do setor de energia elétrica brasileiro se estabeleceu uma divisão de trabalho que legou ao Governo Federal os processos de geração e transmissão de energia elétrica, que exigem maiores investimentos e têm longos prazos de maturação, modificando a estrutura da propriedade setorial. A distribuição, inicialmente a cargo de empresas estrangeiras, foi sendo progressivamente estadualizada.

Como o sistema elétrico não era interligado, o setor era segmentado em ilhas eletrificadas, grandes e pequenas. Os governos estaduais responsabilizaram-se pelo fornecimento para a indústria e a população em geral. Durante os anos 1940 e 1950 muitas empresas estaduais foram criadas no contexto de planos elétricos estaduais. Enquanto isso, empresas federais expandiram a geração (Furnas, originalmente um projeto do Governo de Minas Gerais, foi completado pelo Governo Federal).

Em 1955, o Fundo Federal de Eletrificação e o Imposto Único sobre Energia Elétrica foram aprovados pel Congresso. O fundo passou a ser gerido pelo BNDE (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico), uma criação também do segundo Governo Vargas, que assim assentava as bases do Estado moderno brasileiro

2. Até essa data, a

expansão das empresas estaduais fora financiada basicamente por impostos e orçamentos estaduais; fundos Federais e recursos próprios das empresas desempenharam um papel menor. O BNDE também geria a alocação de recursos do IUEE para estados e municípios. BNDE foi importante de três modos: Primeiro, era fonte de significativos recursos extra-setoriais. Segundo, iniciou atividades de planejamento e coordenação que ajudaram a integrar o setor. Finalmente, influenciou a estrutura de propriedade em favor das estatais. No começo dos 1960s as empresas públicas já detinham 45% da capacidade de geração. As estrangeiras, em particular o grupo Light, tinham 35%; auto-geração e pequenas companhias privadas ficavam com o resto. Embora o capital estrangeiro fosse mais importante na distribuição, o sistema caminhava rumo à propriedade pública. A baixa qualidade do serviço das incumbentes

contábil). Estipulou a propriedade pública dos recursos hídricos e restringiu a exploração econômica, sob

concessão do governo federal, a cidadãos brasileiros.

2Os Governos Café Filho/Nereu Ramos e o de JK praticamente ignoraram o projeto nº 4.280, que criava

a ELETROBRÁS, porém este continuava tramitando lentamente no Congresso. Em 1956 foi aprovado na

Câmara Federal e remetido ao Senado onde permaneceu por alguns anos. Lucas Lopes um dos principais

colaboradores de Presidente JK assim descreveu o problema: “...o BNDE não era contra a

ELETROBRÁS, mas também não tinha o menor interesse em apressar o Congresso para aprová-la

enquanto não houvesse condições realmente adequadas. Tínhamos muito medo que o Fundo Federal de

Eletrificação fosse entregue a uma organização despreparada em termos de administração e pudesse ser

pulverizado devido a pressões políticas entre projetos para o Triângulo Mineiro, para a Bahia,

Pernambuco ou Maranhão”. Op. cit., pág. 188.

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também levou a um grande aumento da auto-geração nos anos cinqüenta, chegando em 1953 a 16.7% da capacidade instalada.

A alavanca financeira, que o Fundo Federal de Eletrificação (formado pelos recursos do IUEE) ofereceu ao setor elétrico, foi extremamente poderosa ao longo dos anos 1950. Estes fundos foram responsáveis por 60% do investimento do setor no período. A capacidade instalada passou de 2.806 MW em 1954 para 4.800 MW em 1960 (Lessa, C., 1982, 36). O sucesso desse programa aplainou as resistências dos principais Estados produtores de energia elétrica e finalmente em 196l o Congresso Nacional aprovou a criação da Eletrobrás, porém numa versão menos ambiciosa do que o projeto original

3.

A criação da Eletrobrás foi um marco na história do setor elétrico brasileiro. Ela fortaleceu sua integração em nível nacional e o peso das empresas públicas. Também introduziu novas formas de planejar e financiar sua expansão, com um novo modelo de estruturar e operar a indústria de eletricidade e encerrando seu período formativo. Vale a pena examinar algumas características deste período.

Até os anos sessenta a história do setor foi marcada por conflitos entre capitais públicos e estrangeiros. O capital privado nacional fora secundário. Isto se devia em parte à escassez de poupança e incipiência dos mercados de capitais, mas também à dominância da hidroeletricidade, com longos prazos de maturação e altos investimentos, bem como a remunerações consideradas baixas. Estas afetaram também o nível dos investimentos externos. Por outro lado, a regulação durante esse período falhou em questões cruciais como tarifação e imposição das normas legais. Os preços geralmente ficaram abaixo do nível adequado, devido em parte à inflação crônica. A incapacidade do regulador era criticada por todos os grupos. Finalmente, a expansão não era financiada por recursos próprios. Os projetos eram financiados pelo exterior ou por transferências governamentais. Este padrão de financiamento era insustentável a longo prazo, especialmente se se requeria uma expansão rápida.

Desde sua criação, a Eletrobrás passou a atuar como “holding” do setor elétrico. Além de controlar diretamente as empresas federais, a Eletrobrás participa de empresas estaduais como sócio minoritário. A formação da Eletrobrás alterou rapidamente a estrutura de propriedade do setor. expandiu-se a participação pública, estagnou o setor privado e reduziu-se o peso da auto-produção, que caiu gradualmente para cerca de 6% da capacidade instalada nos anos noventa (Gráfico 1).

Assim, a Eletrobrás assumiu o controle acionário das empresas geradoras federais CHESF e FURNAS (cerca de 20% da capacidade instalada na época). Estas foram

3Em abril de 1961 foi sancionada pelo Presidente Jânio Quadros a Lei nº 3.890-A que autorizava a

criação das Centrais Elétricas Brasileiras SA (ELETROBRÁS). Os nacionalistas haviam ganho

parcialmente a batalha, mas o texto legal não mencionava a formação de uma indústria estatal de material

elétrico. No entanto, só em maio de 1962 foi o Estatuto da ELETROBRÁS publicado no Diário Oficial

da União e em junho de 1962 o Presidente João Goulart assinou o Decreto nº 1.178 que regulamentava a

constituição da empresa.

43

marcos na evolução setorial. A CHESF havia sido criada nos anos 1940 (primeira administração de Vargas) e sua construção havia sido iniciada no Governo Dutra para o abastecimento do Nordeste. A segunda foi instalada em 1957 e no ano seguinte se deu início à construção da usina de Furnas, que foi a primeira usina concebida por uma empresa estadual (CEMIG) para atender a macro-região Sudeste

4. Como holding, a

Eletrobrás prestava assistência financeira; e desta maneira passou a adquirir participação acionária nas empresas de energia elétrica estaduais. Estas empresas controlavam na ocasião outros 20% da capacidade instalada, passando nos anos 1990 para cerca de 33% (Gráfico 1). Estas reformas permitiram ao setor elétrico brasileiro gozar de um longo período de crescimento sustentado com significativos ganhos de eficiência.

Gráfico 1

CAPACIDADE INSTALADA POR TIPO DE EMPRESA (1993)

AUTOPRODUTORES6%

ITAIPU (50% dausina)12%

CONCES.ESTADUAIS

33%INICIATIVA PRIVADA

0%

GRUPOELETROBRÁS

49%

4Furnas foi um projeto da CEMIG para gerar 1.200 MW de eletricidade. A implementação desse projeto

foi extremamente importante para a engenharia brasileira. Era uma barragem de cem metros de altura,

representando um avanço tecnológico porque abasteceria os estados de Minas Gerais, Rio de Janeiro e

São Paulo, exigindo a interconexão destes mercados e isto era absolutamente inovador na época. A

CHESF foi iniciada em 1946 e foi a maior usina hidrelétrica construida no seu tempo.

44

Ao longo desses anos, a expansão da Eletrobrás foi favorecida pelas excelentes condições financeiras para o desenvolvimento do setor elétrico: disponibilidades de capitais externos, apoio de organismos multilaterais de crédito e mercado consumidor em franca ascensão. Esse desenvolvimento se consubstanciou num atendimento maciço de serviços elétricos à população brasileira, fazendo com que em 1993 cerca de 90% dos domicílios urbanos e rurais nacionais possuíssem eletricidade

5.

A concentração dos recursos financeiros e a centralização dos processos decisórios na “holding” Eletrobrás viabilizou a criação dos grandes mercados interconectados do Sul-Sudeste e do Norte-Nordeste, possibilitando economias de escala e escopo que reduziram o custo de abastecimento elétrico dos consumidores nacionais

6. A

disponibilidade de eletricidade barata induziu a localização de complexos industriais eletro-intensivos no País, fomentando o desenvolvimento industrial. Por outro lado, as dimensões continentais do Brasil e a opção pela hidroeletricidade exigiram a construção de linhas de transmissão de longa distância. Em 1970, havia apenas 32 mil quilômetros de linhas de transmissão; em 1993, estas chegaram a 150 mil quilômetros de extensão. A energia gerada por Itaipu chega ao Sudeste através de 1.612 km em corrente contínua e extra-alta tensão, realização de destaque em nível mundial. (Oliveira, A., 1994, 16/17)

A evolução do setor de energia elétrica brasileiro nos anos seguintes à criação da Eletrobrás foi extraordinária. Além da mudança institucional, houve profundas transformações na estrutura do setor. Desde a compra em 1963 das empresas do Grupo AMFORP (Companhia Auxiliar de Empresas Elétricas Brasileiras - CAEEB), depois de um ruidoso processo de encampação

7 e com a relativa estagnação das empresas do

Grupo LIGHT que abasteciam o principal eixo econômico do País (Rio/São Paulo), o setor de energia elétrica teve sua expansão inteiramente comandada pelo Estado.

5São 34 milhões de domicílios atendidos, restando ainda mais de 3,8 milhões de domicílios que não

dispõem de serviços elétricos (Oliveira, A. 1994, 20)

6Esta trajetória de centralização não foi específica do setor elétrico brasileiro. Na verdade, ela foi

estimulada e incentivada por assessores técnicos (americanos e canadenses e depois pelo próprio Banco

Mundial), que identificaram trajetória similar nos setores elétricos dos países do Norte. M.Prowse,

Investment in People seen as Key to Third World growth; and “Economists' faith in ‘new consensus’

raises old concerns” em Financial Times, 8 July 1991, p.2.

7 As relações entre as empresas concessionárias do setor público e privado estavam muito tensas, depois

da encampação pelo Governo Leonel Brizola do Estado do Rio Grande do Sul da Companhia de Energia

Elétrica Riograndense, subsidiária do Grupo AMFORP pelo preço simbólico de um cruzeiro. A compra

foi aprovada pelo Congresso Nacional em 6 de outubro de 1964 (já no governo militar e intermediada por

Washington) por 135 milhões de dólares, sob a forma de um empréstimo a ser pago em 45 anos pela

ELETROBRÁS com taxa de juros de 6,5% ao ano.

45

Mas a centralização não foi total, ao contrário do ocorrido na França. O sistema evoluiu a partir de empresas estaduais, e a Eletrobrás foi imposta como holding em cima de uma estrutura pré-existente. Isto gerou visões distintas e até conflitantes de trabalho.

A partir do primeiro choque do petróleo, começou a haver inflação crescente, elevação de juros e um desempenho econômico mais emperrado. Para compor ainda mais as dificuldades, praticamente todos os governos brasileiros (e a maior parte dos países latino-americanos) usaram a contenção de preços públicos como instrumento de combate à inflação. A partir dos anos 80, deu-se a queda do desempenho financeiro. Inicialmente leve, por causa da queda das tarifas, e posteriormente vertiginosa, quando começaram a pagar os empréstimos pesados do setor. Outras causas foram a contenção e a recessão; o mercado não acompanhou a expansão de 11% ao ano e, quando houve a recessão, resultou uma sobrecapacidade enorme junto com ineficiências diversas. É bom lembrar que isso não aconteceu só no Brasil. No mundo inteiro o setor elétrico passou por um ciclo virtuoso, em que tudo favorecia a expansão, a queda dos custos e a elevação das receitas, para nos anos 80 ter dificuldades crescentes. Isso está na raiz das propostas de reformas que foram feitas. Houve outras razões, mas esta é uma das fundamentais.

Por outro lado, a característica do sistema, coordenado sem ser totalmente centralizado, tinha um potencial de conflitos sérios. Esses conflitos vieram a aparecer quando a estrutura financeira do sistema começou a se deteriorar, basicamente por dois motivos. Primeiro, pela queda das tarifas a partir de 1975 e pelo endividamento do setor: embora a deterioração tenha sido inicialmente suave, quando começou a ser feita a amortização da dívida com tarifas cadentes houve um forte choque nas finanças (Gráfico 2). Depois, pela recessão cujos efeitos perduram até hoje.

Gráfico 2

Capacidade de auto-financiamento = (Recursos setoriais - Servico divida) / Investimentos

-80-60-40-20

020406080

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

%

Houve problemas de outro tipo na questão do órgão regulador; este, inicialmente, fora o DNPM, depois o Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica, seguido do Departamento Nacional de Águas e Energia; finalmente, o Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica foi criado em 1968. Durante o período anterior, conforme visto acima, os órgãos reguladores enfrentaram dificuldades; em geral o órgão não tinha capacitação nem poder para impor as regras que constavam na própria lei, as tarifas

46

eram defasadas e portanto havia muitos conflitos. O DNAEE, quando foi criado, fundiu o CNAEE e o antigo DNAE e absorveu recursos da Companhia Auxiliar das Empresas Elétricas Brasileiras ⎯ CAEEB. Infelizmente, o DNAEE tinha atribuições bem definidas, mas mandato nenhum. Era um órgão do ministério que teve grande dificuldade para construir um corpo técnico próprio adequado às suas atribuições.

A partir do final dos anos 70, essa dificuldade ficou cada vez maior, devido à falta de recursos, e ele teve que se apoiar mais e mais nas empresas do setor. Vários dos seus técnicos foram transferidos para as concessionárias (que podiam pagar melhores salários) e depois ficaram cedidos ao DNAEE por elas. Hoje em dia o DNAEE tem meia dúzia de técnicos próprios; os restantes são das empresas do setor elétrico. O regulador foi capturado pelos regulados. Com isso ele perdeu legitimidade, o que motivou a sua perda de autonomia com relação à área econômica. Os ministérios da área econômica passaram para si uma série de atribuições. Finalmente, em 1990 o DNAEE perdeu os recursos da CAEEB. Hoje ele é apenas uma sombra, sem capacidade ou poder real.

3.3 Experiências internacionais: crise, ideologia e mudanças tecnológicas

No mundo inteiro, os anos setenta viram a passagem das empresas de energia elétrica de uma situação de custos cadentes com boa saúde financeira para um círculo vicioso de custos crescentes e dificuldades financeiras. Com diversas variações, o mesmo pode ser dito de várias outras “indústrias de rede”; mas o caso das empresas elétricas é paradigmático. A crise, embora em gestação desde o final dos anos sessenta, foi desencadeada pelos dois choques do petróleo. Os custos de combustível aumentaram bruscamente, e as tentativas de diversificar foram mal sucedidas, particularmente quanto ao nuclear (o caso francês permanece até hoje praticamente o único em que a energia nuclear é gerada a custos competitivos, por fatores dificilmente replicáveis alhures). Nos países industriais, o resultado foi quer a relutância das empresas em fazer novos investimentos devido ao grau de incerteza (caso dos EUA, com predomínio privado), quer o endividamento e sobrecapacidade do setor.

As dificuldades foram compostas pelo descontentamento dos consumidores frente ao aumento das tarifas e deterioração da qualidade do serviço. Este descontentamento, junto com a crise financeira do setor e com a ascensão do pensamento neo-liberal, gerou questionamentos dos modelos institucionais vigentes e diversas propostas de reforma, tendentes a introduzir estímulos à eficiência no setor. A maior parte dessas propostas continha elementos de competição.

As reformas foram facilitadas por mudanças tecnológicas na geração, bem como pelo esgotamento das economias de escala e de integração nos países industriais. Em outras palavras, na maior parte dos grandes mercados a geração teria deixado de ser um monopólio natural, enquanto a expansão da rede de transmissão e distribuição se daria a taxas muito inferiores à média do passado. Isto permitiria separar a indústria por funções.

Cabe analisar brevemente algumas experiências.

Nos Estados Unidos, encontram-se as primeiras e mais prudentes experiências. Em 1978, o P.U.R.P.A. criou a figura das “qualifying facilities”, autoprodutores ou co-

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geradores credenciados para vender eletricidade para as “public utilities”, visando fazer face à relutância das concessionárias em investir. Paralelamente, um número crescente de estados introduziu a licitação competitiva em projetos de expansão do sistema, para reduzir custos. Entretanto, não foi alterada a estrutura básica da indústria. Mais recentemente, o “Energy Policy Act” de 1992 estendeu o conceito de “qualifying facility” para o de “exempt wholesale generator”, ou seja um produtor independente que vende para as concessionárias e utiliza a rede para transportar sua energia. Alguns estados estão se propondo introduzir a livre negociação para grandes consumidores, a partir de 1996. No mais, a estrutura institucional e o aparato regulatório não foram tocados. Em particular, todas as grandes hidrelétricas permanecem propriedade federal.

Na Inglaterra e Gales, os governos Thatcher levaram a cabo talvez a reforma mais consistente dentro do ideário neo-liberal. A idéia inicial era dividir as geradoras em sete ou oito para haver uma competição efetiva. Acabou ficando em três - uma estatal, em que ficaram as centrais nucleares, e um duopólio privado. A distribuição foi dividida em doze empresas privatizadas, correspondentes às antigas “Area Boards”. Existe também a abertura a muitos produtores pequenos independentes. O mercado é segmentado em várias partes: desde contratos de médio prazo, que representam a maioria esmagadora das transações, a um mercado quase spot. As geradoras vendem para a rede; esta é uma empresa composta por um “pool” de geradoras e distribuidoras, que compra das geradoras e vende para as distribuidoras. Estas últimas são monopólios locais; entretanto, o regulador está introduzindo a competição para grandes consumos, e a meta é fazer a competição chegar até os consumidores residenciais antes do fim da década.

É digno de nota o ritmo da reforma inglesa: a primeira idéia de privatizar foi lançada em 1983; em 1987 foi dada a partida, mas só em 1990-1991 é que foi feita a privatização. Outro ponto interessante diz respeito às funções do órgão regulador (OFFER), dirigido pelo principal arquiteto da reforma. Normalmente o regulador de um monopólio tem diversas funções: uma das principais é proteger os consumidores do abuso do monopólio; outra é assegurar a estabilidade da indústria. Mas no caso da Inglaterra, o mandato básico do regulador era estimular a competição. Inicialmente o OFFER deveria funcionar por apenas três anos, até que o mercado se acostumasse com a competição, e pudesse ser deixado solto. Inicialmente ele funcionava para regulamentar apenas o pool, as redes e as distribuidoras, porque eram monopólios. Como as geradoras competiam entre si e com produtores independentes, não eram regulamentadas. Entretanto, ao longo do tempo foi comprovado que o duopólio estava exercendo poder de mercado e obtendo lucros excessivos. A partir de março de 1994, o regulador começou a regulamentar as geradoras para forçá-las a um comportamento mais competitivo. Para isto as duas grandes geradoras foram submetidas a um teto de preço e à exigência de desfazer-se de parte de sua capacidade. Curiosamente, o problema maior foi com os pequenos produtores que tinham custos superiores aos tetos impostos ao duopólio. De modo paradoxal, a intenção de incentivar a competição acabou limitando-a.

Outra característica do experimento inglês foi a introdução de um novo sistema de fixação de preços, em teoria superior ao sistema americano de custo de serviço quanto a estímulos à eficiência. Aquele sistema reajusta os preços segundo a inflação menos uma quantidade fixada pelo regulador como meta de produtividade; se a empresa consegue reduzir seus custos mais do que a meta, pode ficar com os lucros decorrentes. Para estimular a privatização, as metas até 1994 foram mantidas baixas e até negativas

48

(aumento real de preços) em alguns casos, embora as tarifas tivessem tido aumento de 15% em 1988/89 como preparação à reforma.

Nesse ínterim, a indústria teve significativa redução de custos, devida basicamente a dois fatores: o primeiro, e mais importante, foi o barateamento do carvão usado (devido ao fechamento de minas improdutivas e importação de carvão barato); o segundo foi a demissão maciça de pessoal, principalmente nas áreas de engenharia. De 130 mil empregados em 1990, restavam em março de 1994 93 mil; até 1995 mais 10 mil demissões eram esperadas (MacKerron, 1995). Apesar disto, os preços ao consumidor final não caíram, e até subiram para algumas categorias. O resultado foi um enorme aumento nos lucros das empresas do setor, de 1,8 bilhões de libras em 1989/90 para quase 3,6 bilhões em 1993/94. Isto levou o regulador a anunciar cortes nas tarifas a partir de Abril de 1995, entre 11% e 17% conforme a distribuidora; além disto, impôs uma meta de redução de preços reais de 2% ao ano a partir de 1995 (MacKerron, 1995).

A França, por outro lado, mantém-se o paradigma de um sistema totalmente estatizado, monolítico e centralizado. A EdF é um monopólio, característica que se estende também ao gás. A EdF e a GdF funcionam quase como um “bimonopólio”: A distribuição da rede de eletricidade e do gás é feita em conjunto, o que é uma situação muito curiosa. A tarifação ao custo marginal foi desenvolvida pela EDF, essencialmente como meio de obter um resultado no monopólio próximo ao do mercado competitivo ideal. Hoje, a França é o único país da Europa que não faz qualquer menção de reforma no seu setor elétrico. Ao contrário, os franceses rebatem as críticas feitas e procuram manter o sistema. A única mudança introduzida foram os contratos de gestão, para tornar a EdF mais transparente.

Outras experiências são mistas. A Noruega mantém empresas estatais, e introduziu competição. A Espanha separou as atividades de geração, transmissão e distribuição porém manteve a transmissão sob o monopólio de uma empresa estatal. Mais perto de nós temos o exemplo do Chile, que é uma competição muito orientada e regulamentada; o da Argentina é mais próximo do ideal inglês, até mais radical e que apresenta resultados que são difíceis de avaliar, por serem alguns positivos e outros negativos. As oscilações ainda são muito grandes neste sistema.

3.4 Balanço da experiência internacional: regulação ou mercado?

Cabem de início duas constatações: por um lado, as reformas visando a introdução de mecanismos de mercado têm funcionado com diferentes graus de êxito; por outro, contrariamente ao esperado pelo ideário neo-liberal, o papel do regulador tem-se revelado crucial para manter o mercado funcionando de maneira adequada.

O caso inglês é exemplar: inicialmente previsto para extinguir-se em 1993 após redução gradual de suas intervenções, o OFFER expandiu sua esfera de atuação e não se fala mais em data para sua extinção. No que se refere ao consumidor, um estudo de Oxford citado por MacKerron (op.cit.) sugere que as tarifas ao consumidor final seriam cerca de 20% menores que as atuais se houvessem ficado as empresas sob propriedade estatal.

Por outro lado, parece ter melhorado a qualidade do serviço na Inglaterra; assim, o balanço da reforma é misto. A experiência dos EUA, de introdução de competição na

49

margem ao invés de reforma radical, também apresenta pontos positivos e negativos, estes em sua maioria relacionados com a imperfeita coordenação de sua indústria.

Nos experimentos realizados até hoje, um grupo de agentes se tem beneficiado de maneira inequívoca: os investidores no processo de privatização. Para os consumidores o balanço é ambíguo, conforme visto acima. Mais importante é a necessidade de um regulador competente, com mandato e recursos, para que qualquer reforma tenha êxito.

3.5 Especificidades do setor no Brasil

Diante desse panorama, o que podemos extrair para o Brasil? Primeiro que a solução para sair do ciclo vicioso, ligado a dificuldades de financiamento e acusações de baixa eficiência e de má qualidade do serviço, varia de acordo com cada país. O problema central no Brasil é o financiamento para a expansão. Entretanto, existem problemas sérios de regulação e de eficiência. Não se pode tentar resolver os problemas do setor sem repensar como ele será organizado.

Quais são as características do setor elétrico brasileiro que devemos levar em conta? Primeira: ele é essencialmente hidráulico. Neste caso a imposição da coordenação é muito maior, inclusive na geração; para explicar isto necessitamos introduzir o conceito de energia firme. Através dos reservatórios pode-se calcular a energia firme, ou seja, a quantidade de energia que pode ser fornecida na pior condição com um nível de garantia especificado. Se há uma hidrelétrica operando isoladamente, esse nível é X; mas toda uma bacia ou um sistema completo operando coordenadamente pode levar a uma elevação do nível de energia disponível dessa hidrelétrica, para a mesma capacidade instalada e o mesmo nível de investimento. Há cálculos mostrando que incentivar a competição no setor hidráulico geraria perdas de energia da ordem de 18%, o que representa uma perda muito grande.

Haveria então o interesse de manter a coordenação da geração no caso hidráulico. Isto vai além da coordenação da rede de transmissão, admitida em qualquer caso para garantir a estabilidade do sistema. No caso hidráulico, é também importante ter coordenação na geração. Mais ainda, a gestão de reservatórios e bacias tem múltiplos usos; a privatização de grandes hidrelétricas abriria um forte potencial de conflitos não só com outras geradoras, mas com outros usuários das águas. Por este motivo, grandes usinas hidrelétricas nos EUA e no mundo todo permanecem estatais.

Há três países com sistemas elétricos basicamente integrados e complexos baseados na água. São eles: Canadá, Noruega e Brasil. O Canadá mantém o seu setor elétrico estatal. São estatais por províncias e se coordenam entre si, sem qualquer competição. A Noruega partiu para um experimento curioso, que mantém todo o seu setor estatal, mas competindo entre si. Isso foi possível por diversas razões: em primeiro lugar históricas, pois havia uma porção de pequenas hidrelétricas em diversas cidades; por outro lado, os reservatórios lá não são plurianuais como no Brasil, e a geração hidráulica reduz-se no inverno até porque lá pode congelar o reservatório; isto reduz a importância da energia firme, sem eliminá-la. A ligação com outros países escandinavos é intensa e permite valorizar a energia não-garantida, trocando-a com energia térmica da Suécia e da Dinamarca. A competição, entretanto, é coordenada.

50

3.6 Balanço das propostas na mesa: prioridades para a ação

No Brasil, o debate sobre a reforma do setor elétrico tem sido motivado fundamentalmente pelo esgotamento da capacidade de financiamento do Estado brasileiro

8. A questão da eficiência setorial tem sido negligenciada ou vem sendo

tratada como decorrência natural do processo de privatização. No entanto, a experiência internacional sugere que as mudanças institucionais no setor devem ter na busca da eficiência a sua razão de ser; a concorrência deve ser vista apenas como um dos instrumentos possíveis de melhoria da eficiência setorial

9. Mais importante, a

privatização não necessariamente leva à concorrência10

.

Vale notar que a questão do financiamento é relativamente fácil de equacionar, porém a forma assumida pela solução pode ter fortes impactos negativos sobre a eficiência setorial. O setor elétrico se caracteriza pela necessidade de integração e coordenação. Por razões de ordem técnica, a cooperação entre os diversos agentes do sistema elétrico é essencial para garantir a qualidade do serviço e minimizar os custos da oferta

11. A

solução da questão financeira passa pela reordenação tarifária e pela entrada de novos atores no sistema.

O desenho de alternativas para o Brasil tem de enfrentar uma restrição básica: o setor tem dificuldades sérias de financiamento e vai ser difícil conseguir o financiamento dos órgãos internacionais na escala necessária para expandir a geração hidráulica. Pelas suas características de ser capital-intensiva e ter prazos elevados de maturação, parece pouco provável que o capital privado invista significativamente na expansão hidrelétrica (além das objeções levantadas acima), sem forte subsídio direto ou indireto, ou significativo aumento de tarifas. No entanto, haveria espaço na geração térmica para o capital privado. Nos últimos 15 anos, um dos motivos para tantas reformas e para a ênfase na questão da geração é porque nos sistemas de base térmica surgiram diversos tipos de centrais novas, que atingem o tamanho ótimo em escalas relativamente reduzidas, com

8 REVISE, Revisão Institucional do Setor Elétrico (Relatório Executivo), MME, Brasília, Abril de 1989

9Existem evidências até mesmo de perda de eficiência resultante de tentativas de introdução de

concorrência em sistemas elétricos que se caracterizam pela dominância de economias de coordenação.

Ver Oliveira, A. e MacKerron, G. (1992)

10Vale observar que, na Inglaterra, recentes atitudes do órgão regulador para coibir o poder do duopólio e

buscar o ótimo social levaram de fato à criação de barreiras à concorrência. Ver Any OFFERs? Energy

Economist, março de 1994, 149/20)

11 Um sistema interligado deve estar a todo momento em equilíbrio estático e dinâmico, com um

“despacho de carga” atuando para garantir esse equilíbrio a mínimo custo.

51

eficiência alta, custos baixos e com potencial de serem usadas para forçar algum nível de competição. O gás natural é o principal exemplo, mas existem também plantas de ciclo combinado a carvão, especialmente na Alemanha e na China.

Há uma outra possibilidade de melhorar a eficiência do setor através da geração térmica. Em 90% do seu tempo a hidrelétrica dispõe de energia superior à energia firme, por causa das irregularidades da chuva. Se houver disposição de uma capacidade térmica relativamente importante, essa energia secundária poderia ser vendida, quer para geradores térmicos quer para grandes consumidores, de modo não garantido, o que aumentaria a energia disponível no sistema em 10 a 20 por cento. As tarifas neste caso não seriam fixadas pelo DNAEE, cuja responsabilidade se limitaria a declarar trimestralmente a energia não-garantida disponível

12. Aumentaria a capacidade efetiva e

os geradores térmicos usariam, quando disponível, essa energia hidráulica; quando não, gerariam gastando combustível. Isto levaria a um custo relativamente aceitável para a expansão do sistema. No entanto, trata-se de um espaço pequeno que pode servir para cobrir esses anos de paralisação, pois se a economia voltar a crescer haverá necessidade de capacidade de geração pesada. Neste caso, a mais longo prazo seria necessário combinar a expansão hidráulica estatal com as térmicas privadas.

4. O álcool, componente de uma estratégia nacional

Saudado como salvador da pátria de 1975 a 1979, o álcool passou por altos e baixos sucessivos. Recipiente de bilhões de dólares em subsídios, hoje a capacidade está estagnada em cerca de 15 milhões de m3/ano e não se fala em expansão ou novos financiamentos. A frota de veículos a álcool está envelhecendo, e o papel do álcool anidro como aditivo à gasolina tende a ganhar importância sobre o álcool hidratado. Qual o papel do álcool numa estratégia nacional de médio e longo prazo?

4.1 Balanço da indústria sucro-alcooleira

Sem qualquer dúvida, os custos totais do álcool são superiores aos da gasolina, seu competidor mais direto. Entretanto, isto não justifica sucatear os vultosos investimentos imobilizados. Acresce que o álcool é responsável por 400 mil empregos diretos, de relocação pouco simples. Os custos têm baixado de maneira continuada, e a presente crise está expurgando os produtores menos eficientes. Por outro lado, a indústria sucro-alcooleira mostrou-se dinâmica na adoção e desenvolvimento de soluções tecnológicas, desde o desenvolvimento de novas variedades até os processos industriais; hoje o Brasil está sem dúvida numa posição de ponta das tecnologias de biomassa, graças ao álcool.

12 Uma central hidrelétrica é projetada para gerar energia segundo o pior período (no Brasil, cinco anos)

da série histórica.. Na maioria dos anos, a pluviometria ultrapassa bastante o pior período; sendo assim, a

energia disponível é superior à energia planejada (dita firme). Essa diferença é chamada energia

secundária ou não-garantida.

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Finalmente, o álcool conseguiu conciliar sua produção com o meio-ambiente, através da utilização de rejeitos e do consorciamento com outras culturas, particularmente leguminosas. O saldo, em suma, é positivo.

4.2 Possibilidades para o álcool

O papel mais significativo para o álcool, numa perspectiva de médio prazo, é como elemento auxiliar de uma política de combustíveis, diretamente ou através do comércio exterior. De fato, o mercado americano tem mostrado interesse no álcool anidro como aditivo para a gasolina, por ser isento de metais pesados. Além disto, ele introduz um componente importante de flexibilidade na política energética. Finalmente, é um exemplo ímpar da viabilidade de utilizar biomassa renovável em escala industrial. Nas condições do Brasil, e face às incertezas presentes e futuras, parece prudente manter o conhecimento adquirido como reserva estratégica.

5. Gás natural, vetor menosprezado

O gás natural foi por muito tempo a gata borralheira dos hidrocarbonetos. Normalmente, o gás natural associado ao petróleo era queimado na boca dos poços (para livrar-se de um “resíduo” incômodo) ou reinjetado para manter a pressão; os poços contendo apenas gás natural eram vistos como insucessos. Entretanto, os dois choques do petróleo tornaram-no um vetor comercialmente importante em nível mundial.

Como hidrocarboneto, o gás natural apresenta características bastante particulares: Em primeiro lugar, não existe um mercado “spot” de gás; contratos de longo prazo são a norma. Isto se deve à necessidade de se imobilizar vultosos capitais em gasodutos ou custosas plantas de liquefação e regaseificação, para poder comprar e vender. Em segundo lugar, a comercialização de gás para o consumo final tem mais semelhanças com a indústria de eletricidade que com a do petróleo, pelas mesmas razões: é necessário construir uma rede fixa, cuja duplicação seria ineficiente.

Hoje, o gás natural representa cerca de 20% do balanço energético mundial: seu consumo é metade do de petróleo, e de maneira geral tem crescido mundialmente em importância. Isto tem sido acompanhado de mudanças institucionais adequadas às características do gás, embora variem consideravelmente de país a país. Em comum, destaca-se a existência de empresas especializadas no transporte e na distribuição (OLADE, 1992).

Sob diversos aspectos, a indústria do gás assemelha-se mais à indústria de eletricidade que à do petróleo, salvo quanto à exploração e produção. Esta é uma razão pela qual EdF e GdF associam-se no planejamento da expansão. Este tipo de arranjo é completamente estranho à lógica da indústria petroleira.

No Brasil, o gás natural está muito aquém de seu potencial; isto é verdade quer se considere o potencial de produção nacional, que segundo algumas estimativas poderia chegar a 50 MM m3/dia, quer se considere a disponibilidade nos países vizinhos, especialmente a Bolívia. O MERCOSUL cria oportunidades e desafios importantes, que discutimos abaixo. Para isto, será necessário modificar a estrutura institucional de modo a criar agentes interessados em sua valorização efetiva.

53

6. Conservação de energia

O Brasil, assim como a América Latina como um todo, passou por um período de rápida expansão industrial no pós-guerra, exigindo uma profunda reestruturação do seu setor energético. A crise dos anos oitenta teve implicações sobre diversas dimensões dessa reestruturação. Este trabalho preocupa-se com os esforços de racionalização do consumo de energia. A região apresenta significativo potencial para a conservação de energia. Segundo a OLADE, o potencial de conservação de derivados de petróleo é de 15,2% para a indústria e 11,4% para o consumo global; os números respectivos para a eletricidade são 9,7% e 9,5%. Estes potenciais não são uniformemente distribuídos, co-existindo empresas extremamente eficientes com outras ineficientes. Esta situação tem gerado muitos estudos e auditorias, produzindo recomendações que nem sempre têm sido seguidas. As principais oportunidades parecem estar na gestão, treinamento e uso de novas tecnologias, bem como na correção de distorções de preços e barreiras institucionais.

A importância da conservação, ou mais rigorosamente do uso racional da energia, está ligada às economias em investimentos de expansão e à melhoria da eficiência econômica global. Existe evidência empírica de que empresas eficientes são também eficientes em termos de energia (Bell e Pavitt, 1992). Em conseqüência, não faz sentido conservar energia per se; por outro lado, existe potencial de melhorias importantes na eficiência global ligadas a uma correta valoração do uso eficiente de energia, aí incluindo a co-geração (de Oliveira et al., 1995; de Araújo et al., 1993, 1994, 1995).

6.1 Balanço dos programas brasileiros

No Brasil, os primeiros esforços visaram a substituição do petróleo importado. Em 1979, o governo impôs cortes lineares do fornecimento de óleo combustível (10%) e diesel (5%) a todas as indústrias. Isto implicava em penalização das firmas que tinham introduzido medidas de eficiência, e surgiu um mercado negro de derivados que beneficiava as empresas ineficientes, que tinham gordura a cortar e revendiam o excedente. Além dessas cotas, foram celebrados protocolos entre governo e indústria. Havia ainda recursos financeiros geridos pelo BNDES com juros subsidiados, incentivos fiscais através do CDI, e apoio tecnológico da STI/MIC.

CONSERVE, lançado em 1981, foi o primeiro programa visando conservação de energia. O CONSERVE tinha duas linhas de atuação: Industrial e Tecnológica. Uma avaliação de seus resultados mostra que seus sucessos concentraram-se na substituição de óleo combustível. Um acompanhamento de auditorias de 112 firmas em 19 segmentos mostrou uma queda de consumo de 48% na média. Uma amostra de 256 auditorias revelou que 34 firmas (13% do total auditado), grandes consumidoras, respondiam por 70% da conservação potencial de óleo. Ex-post, supondo que investimentos no CONSERVE responderam por 21% da queda de consumo de óleo combustível, tem-se US $ 177/tep-ano de óleo combustível. Isto indica um tempo de retorno do investimento de um ano e meio.

O PROCEL, lançado a 30 de dezembro de 1985, foi a primeira tentativa sistemática de conservação de eletricidade. O programa de etiquetamento tem apresentado os melhores resultados, em boa parte pela boa articulação entre indústrias e laboratórios. Só

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refrigeradores e freezers deram uma conservação estimada de 390 GWh em 1992, ou 34% da conservação total de 1,150 GWh nesse ano, de acordo com o PROCEL.

Mais recentemente, o Programa Nacional para o Uso Racional de Derivados de Petróleo e Gás Natural (CONPET) foi criado por decreto em 1991. Não há resultados disponíveis para avaliação, até o momento.

6.2 Barreiras, perspectivas, diretrizes para conservação

A barreira técnica mais significativa é falta de conhecimento dos consumidores, quer quanto a alternativas quer quanto à operação adequada do equipamento. Diversas ações tem sido adotadas: Auditorias energéticas; campanhas informacionais; criação de comissões de empresa para conservação; construção de instituições para adquirir e transferir conhecimento técnico; Networking, i.e., construir canais para pôr em contato agentes inetressados, de modo a obter efetiva transferência de tecnologia; o programa de etiquetamento do PROCEL é um caso ebem sucedido.

As principais barreiras econômicas são distorções de preços e mercados oligopolísticos (permitindo repasse de custos aos consumidores). Existem também barreiras financeiras, pela falte de recursos.

Barreiras institucionais e administrativas são também importantes. Os principais problemas são falta de percepção dos decisores, e falta de uma agência coordenadora.

7. A política energética brasileira e o Mercosul

Desde as primeiras gestões para criação do MERCOSUL, uma questão legítima que se coloca é a seguinte: que vantagens e problemas traz o MERCOSUL para as políticas energéticas dos diversos países? Esta questão implica outra: como extrair aquelas vantagens, e resolver ou contornar os problemas? A relevância destas questões é confirmada por um rápido olhar para as dificuldades encontradas pela União Européia em harmonizar as políticas energéticas dos países membros.

Antecipando a conclusão, podemos dizer que há razões para um otimismo cauteloso. A cautela deve-se principalmente à heterogeneidade institucional na região e à instabilidade macroeconômica, em particular do Brasil. O otimismo decorre da constatação de que diversos obstáculos podem ser contornados através de mecanismos compensatórios e arranjos institucionais. Outros obstáculos são de pouca relevância, como procuraremos mostrar. O problema crucial permanece a macro-economia.

7.1 Potencial de integração energética

O potencial existente no MERCOSUL concentra-se no Gás Natural e na Eletricidade. Existe certa complementaridade em outros energéticos, particularmente nos hidrocarbonos líquidos, mas é limitada.

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7.1.1 Hidrocarbonetos

Em termos de petróleo bruto e seus derivados, a região é importadora líquida, como demonstram a Tabela 1 e o Gráfico 3:

Tabela 1

Origem-Destino de Petróleo Cru em 1991 (Mil Barris)Origem\Destino ARGENTINA BRASIL PARAGUAY URUGUAY EX, Am.Lat. TOT, EXP,ARGENTINA 0,0 417,0 422,7 978,4 5.957,6 9.460,3BRASIL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0PARAGUAY 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0URUGUAY 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0IM, Am.Lat. 0,0 16.257,0 422,7 2.544,4 121.253,0 1.198.349,1TOT, IMP, 1.554,0 191.907,0 2.100,0 9.968,0 375.010,4

Fonte: OLADE/SIEE, Março 1993

Gráfico 3

(Exp-Imp)/Consumo de Petróleo e Derivados noMERCOSUL

-140,00%-120,00%-100,00%-80,00%-60,00%-40,00%-20,00%

0,00%20,00%40,00%

73 75 77 79 81 83 85 87 89 91

ARGENTINA

BRASIL

PARAGUAY

URUGUAY

TOTAL

Fonte: OLADE/SIEE, Março 1993

Outra característica aparente da Tabela 1 (origem-destino) é o peso relativamente baixo da região no comércio externo de petróleo de seus países, particularmente no caso brasileiro. Note-se, entretanto, que essa tabela não reflete o aumento das importações da Argentina após a criação, pelo Brasil, de uma taxa de 38% sobre todo petróleo não-originário do MERCOSUL. Por outro lado, o comércio de derivados tampouco está na mesma; e boa parte da importação de hidrocarbonetos pelo Paraguai e pelo Uruguai, bem como da exportação Argentina, é de derivados.

Neste sentido, é de se esperar um aumento significativo do comércio intra-regional de petróleo e derivados, porém limitado pelas possibilidades de exportação da Argentina. Como estas devem aumentar pouco no total, o principal efeito será redirecionar alguns fluxos, particularmente da Argentina para o Brasil.

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Maior interesse apresenta o Gás Natural para a integração dos mercados. Em primeiro lugar, suas características tecnológicas o aproximam mais da eletricidade que dos hidrocarbonetos líquidos: necessita rede fixa de transmissão e distribuição, configurando nesta última um monopólio natural. (Ver discussão da interligação elétrica, abaixo). Em segundo, apesar de pouco significativo até o momento (e limitado a trocas Argentina-Bolívia), seu comércio deve expandir-se consideravelmente através de acordos Argentina-Brasil, Argentina-Chile e Brasil-Bolívia, além de projeto Brasil-Uruguai.

É digno de nota que reservas (81% considerando apenas os países do MERCOSUL, ou 61% incluindo Chile e Bolívia) e produção (80% e dois terços respectivamente) de gás natural na região estão concentradas na Argentina. Isto quer dizer que os maiores benefícios da integração serão atingidos se ela for extendida além do âmbito estrito do MERCOSUL. Nestas condições, a rede de gás em formação se beneficiará de maior capacidade produtora, o que melhora estabilidade e reduz custos (compare-se com a evolução da rede de gás natural na Europa). Por outro lado, o volume dos acordos firmados ou em negociação aponta para um volume de trocas bem superior a 8 bilhões de m3/ano nos próximos anos (só os acordos Brasil-Argentina prevêem 23 Mm3/dia, que equivalem àquele número), muito antes do ano 2000 (prazo estimado por Behrens em 1990 para atingir aquele volume potencial).

Esta expansão, por sua vez, trará o desenvolvimento de redes nacionais nos diversos países. Neste sentido, diferencia-se da integração elétrica (que parte de redes nacionais pré-existentes).

7.1.2 Eletricidade

A experiência internacional tem mostrado fortes ganhos na interconexão nacional de mercados elétricos isolados: economias de investimento, pela redução de margens de reserva e a viabilização de unidades maiores com economias de escala; e economias de custos operacionais com redução do consumo de combustíveis através do melhor uso do parque gerador e da diversidade de curvas de carga, bem como da redução da reserva rodante.

A interconexão de sistemas nacionais tem aumentado progressivamente, com base nas mesmas motivações. Na Europa, a França está vendendo eletricidade a Portugal através da rede de transmissão espanhola. Um estudo da EDF estima que é possível reduzir 13% do custo de explotação do parque térmico da CEE com a integração dos sistemas, levando em conta o custo de reforçar o sistema de transmissão.

No MERCOSUL, a interconexão elétrica vem ocorrendo principalmente através de projetos hidroelétricos bi-nacionais (ver Gráfico 4). Estes são visíveis pelos patamares sucessivos.

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Gráfico 4

I m p o r t a ç ã o e C o n s u m o d eE le t r ic id a d e n o M E R C O S U L

1

1 0

1 0 0

1 0 0 0

1 0 0 0 0

1 0 0 0 0 0

1 0 0 0 0 0 0

C o n s u m o

Im p o r ta ç ã o

Fonte: OLADE/SIEE, março de 1993

Na prática, Brasil e Paraguai estão ligados por Itaipu, e Argentina e Uruguai por Salto Grande. Yaciretá, Garabí e Corpus viriam completar a interconexão dos sistemas elétricos da região. No entanto, há substanciais diferenças com a interconexão européia. Os planos de expansão e mecanismos de gestão dos sistemas nacionais não foram alterados com a entrada em operação das usinas bi-nacionais. Os benefícios até agora restringem-se ao aproveitamento econômico dos recursos hídricos. Para realizar os benefícios econômicos da interconexão dos sistemas nacionais, é preciso coordenar as decisões de operação e de expansão dos sistemas; isto exige redefinir estratégias nacionais dentro do marco da integração.

Três fontes de benefícios desta reorientação existem:

i) Hidrologia: a defasagem de cerca de seis meses entre as bacias do Paraná e do Uruguai oferece uma excelente oportunidade para compensar a geração hidroelétrica entre os países da região.

ii) Demanda: defasagens entre picos de consumo e de períodos críticos dos diversos mercados nacionais permitem compensar uns e outros, economizando potência instalada.

iii) Oferta: ampla disponibilidade de energia secundária no sistema hidroelétrico brasileiro, mais a capacidade térmica argentina, permitiria poupar combustível nas termoelétricas e complementar o sistema hidroelétrico com térmicas.

Assim, reduzir-se-ia a necessidade de investir em geração. Por outro lado, a interligação requer investimentos em transmissão e conversão de ciclagem entre o sistema brasileiro (60 Hz) e o dos demais (50 Hz). Será ainda preciso ampliar a forma de gestão dos sistemas elétricos, definindo regras claras de compensação de custos e benefícios entre sistemas e empresas.

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Não é simples quantificar esses benefícios. Alguns cálculos parciais, contudo, indicam serem eles elevados. Estima-se, por exemplo, que a entrada em operação de Garabí permitiria trocar entre 500 e 1000 MW de capacidade entre Brasil e Argentina. Neste caso, a Argentina deixaria de consumir cerca de 9 milhões de óleo combustível por ano, economizando a custos atuais 135 milhões de dólares apenas em custos operacionais diretos. Além desta economia, devem reduzir-se as necessidades de investimento, conforme vimos acima. Dadas as atuais dificuldades de financiamento do setor elétrico da região, este é um fator muito importante.

7.2 Problemas a resolver: repartição dos benefícios

A realização dos benefícios potenciais da integração enfrenta alguns problemas. Estes não são técnicos nem se relacionam aos benefícios globais; as dificuldades estão na repartição dos benefícios. Por outro lado, o estabelecimento de mecanismos compensatórios exige reconhecer a diversidade de situações técnicas, institucionais e macroeconômicas, refletidas inclusive na estrutura de preços (Gráficos 5 a 7).

No caso da Eletricidade, as diferenças de preços refletem basicamente os custos relativos: hidroeletricidade no Brasil e no Paraguai, sistema hidro-térmico na Argentina e no Uruguai. No Gás Natural, há convergência nos preços industriais e divergência nos residenciais. Finalmente, no caso do Diesel as diferenças têm a ver com sobretaxas e custos internos, situando-se os preços internos bem acima dos preços médios de importação.

Gráfico 5

Preços Médios de Eletricidade Industrial

US

cen

ts/K

Wh

0123456789

10

1988 1989 1990 1991 1992

AR-EEI

BR-EEI

PY-EEI

UY-EEI

Fonte: OLADE/SIEE, Março de 1993

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Gráfico 6

Preços de Gás NaturalU

S$/

1000

m3

0

50

100

150

200

1988 1989 1990 1991 1992

AR-GNRes

AR-GNInd

BR-GNRes

BR-GNInd

Fonte: OLADE/SIEE, Março de 1993

Gráfico 7

Preços de Óleo Diesel

US

$/bb

l

0

10

20

30

40

50

60

70

1988 1989 1990 1991 1992

AR-Dies

BR-Dies

PY-Dies

UY-Dies

Fonte: OLADE/SIEE, Março de 1993

7.3 Problemas a resolver: diferenças institucionais

Existe considerável variação de arranjos institucionais na região, tanto entre países como entre subsetores. Assim, reformas com vistas a criar competição foram efetuadas na Argentina de modo mais profundo que em outros países. Nos subsetores de

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eletricidade e gás, essas reformas incluem um regulador com fortes poderes e o princípio de livre acesso à rede. O sub-setor de petróleo está desregulado.

Por outro lado, no Brasil o Estado está mais presente como empresário no setor. O sub-setor elétrico é semi-centralizado, com empresas federais e estaduais, e um ente regulador esvaziado. Hoje as tarifas são desequalizadas, e existem propostas de reforma pelo Governo; entretanto, ainda não está claro o modo de funcionamento do setor após a reforma. No subsetor petróleo, foi rompido o monopólio estatal da exploração, produção e refino na Constituição, porém falta ver como evoluirá o sistema na prática; a distribuição é competitiva entre a Petrobrás-BR e diversas companhias privadas (Shell, Esso, Texaco, Ipiranga, etc.). Os preços dos derivados na saída de centros de distribuição são equalizados em todo o território nacional, tomando como base o custo médio ex-refinaria mais um frete médio. Por outro lado, preços ao consumidor final não são mais equalizados desde 1991. No caso do Gás Natural, foi rompido o monopólio da Petrobrás quanto à produção e ao transporte; a estrutura regulatória está em fluxo.

No Paraguai, eletricidade é um monopólio do Estado exercido pela ANDE, com contratos bi-nacionais através de Itaipu e de Yaciretá. No sub-setor petróleo, existe competição na exploração e produção de petróleo, bem como na distribuição; o refino e a importação de petróleo bruto são monopólio da Petropar.

Finalmente, no Uruguai tanto a eletricidade (UTE) como o petróleo (ANCAP) são monopólios estatais.

Dada esta diversidade de situações, torna-se claro que a integração no campo energético requer a construção de mecanismos compensatórios e arranjos institucionais adequados. Por outro lado, não é trivial mensurar os benefícios decorrentes da integração nem identificar de modo inequívoco fontes e recipientes dos mesmos. Isto dificulta encontrar uma fórmula consensual de repartição. Caso o âmbito das compensações ultrapasse o mero setor energético, essa dificuldade pode reduzir-se. O fato de o MERCOSUL contemplar a integração econômica geral é assim positivo.

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