Reestruturação do Setor Elétrico

Ao final do século XX, a crise financeira e administrativa estava evidente nas grandes empresas do setor elétrico. Isso era consequência de uma conjunção de fatores que levaram a paralisação dos investimentos em geração e à insuficiência dos sistemas de distribuição (LEITE, 2002).

Inicialmente, o setor de energia era sustentado por recursos provenientes das tarifas, de empréstimos vinculados, de recursos de tributos (eliminados pela Constituição de 1988) e pelos empréstimos de agências internacionais. Dado a ineficiência observada na administração das empresas estatais, o Banco Mundial revisou sua posição nos empréstimos a empresas estatais destinados a infraestrutura e recomendou um modelo concorrencial.

A reavaliação dos projetos financiados pelo Banco Mundial mostra a mudança de percepção da instituição no que diz respeito ao papel desempenhado pela eletricidade no desenvolvimento econômico. No Período do pós-guerra, o suprimento de eletricidade era considerado como um fator de desenvolvimento. O documento que propõe a revisão da política dos empréstimos expõe o tema como um serviço como outro qualquer, oferecido àqueles que podem pagar seu custo, e sugere que a regulação do setor deveria ser orientada para o mercado. A falta de competição e a perda de qualidade e de confiança na administração das empresas estatais, como foi verificado no caso da inadimplência do governo de São Paulo com o pagamento de Furnas e Itaipu, são apontadas como as razões pelo aumento de custo e ineficiências do setor (OLIVEIRA; ARAÚJO, 2005).

Do ponto de vista institucional, essa política sugere que deveria ser construída uma nova organização industrial baseada na competição a partir da descentralização, desverticalização e acesso aberto ao sistema. Produtores independentes e cogeradores deveriam ser estimulados a montarem usinas, recebendo incentivos econômicos, se necessário. Um novo regime regulatório deveria ser introduzido de forma reduzir a interferência governamental, especialmente em todos os aspectos que dizem respeito ao gerenciamento do dia-a-dia das usinas. (OLIVEIRA; ARAÚJO, 2005, p. 183-184)

Em novembro de 1999, os principais reservatórios do eixo Sudeste-Centro-Oeste já estavam com capacidade abaixo da média. Vale Observar que a geração térmica foi pouco utilizada por antecipação para sustentar o nível dos reservatórios e assegurar melhores níveis de segurança de suprimento como pode ser observado pela tabela abaixo:

Tabela 4: Utilização de Capacidade Térmica

Fonte: LEITE, 2002.

Deve-se observar que a insuficiência de capacidade das linhas de transmissão Sul/Sudeste limitava o fornecimento de energia hídrica e térmica das usinas do eixo Sul/Sudeste.

Outra falha apontada por Tolmasquim (2011), é que as garantias físicas estavam superestimadas e a inadimplência no Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) era crescente.

Com isso, em março de 2001, o ONS solicitou o contingenciamento de 20% da carga no Sistema Interligado Nacional, que se traduziu em um plano de redução de consumo de energia apresentado pela Aneel. Em 5 de abril de 2001, o Governo instituiu o Plano de Racionalização de Energia, que visava conter uma situação emergencial de queda nos níveis de reservatório e capacidade de geração efetiva inferior à demanda por energia elétrica.

Com a finalidade de equacionar esse problema, em 15 maio de 2001, foi criada a Câmara de

Gestão da Crise de Energia (CGCE)17, que deveria adotar medidas para solucionar a situação

emergencial do país e elaborar Planos de expansão e prevenção. Em 1º de junho de 2001, foi decretado o racionamento de energia elétrica nas regiões Sudeste e Centro-oeste, Norte e

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Nordeste do Brasil. O Programa Emergencial de Redução do Consumo entrou em vigor em junho de 2001 e teve duração até 28 de fevereiro de 2002 (Resolução CGCE n. 1/2001). Esse plano de racionamento determinava reduções específicas de acordo com características de consumo, como quotas de redução entre 15% e 25%, liberdade de transação entre consumidores comerciais e industriais, carga tarifária sobre os excedentes para consumidores comerciais e residenciais, dentre outros. (LEITE, 2007; TOLMASQUIM, 2011).

Além disso, a Câmara de Gestão de crise de energia elétrica (CGCE) instaurou a curva de aversão a risco, que determinava níveis mínimos de armazenamento nos reservatórios. Se o nível dos reservatórios fosse inferior ao valor determinado pela curva, seriam acionados todos os recursos disponíveis a fim de recompor o nível mínimo estabelecido.

A Comissão de Análise do Sistema Hidrotérmico de Energia Elétrica18 constatou que a

vulnerabilidade do sistema elétrico poderia ter sido prevista, uma vez que o sistema estava em desequilíbrio desde 1999. Verificou-se que o fator predominante que provocou a crise de suprimento no país foi a frustração no aumento de oferta. A demanda cresceu em linha com as expectativas, mas houve atraso em operação de novos empreendimentos de geração e transmissão (TOLMASQUIM, 2011).

As dificuldades internas ao setor, como a necessidade de expansão e o comprometimento dos investimentos das estatais, visto que eram considerados como despesas do governo, evidenciaram a necessidade de uma revisão da estrutura institucional do setor elétrico brasileiro, com a primazia da confiabilidade de suprimento, modicidade tarifária e universalidade.

A ausência de um ambiente regulatório adequado, com regras estáveis, claras e concisas, não propiciava segurança aos investidores privados. A legislação existente, vaga e conflitante, não definia com clareza as atribuições de cada agente, não alocava responsabilidades específicas na gestão do setor, nem contemplava, principalmente, os interesses dos consumidores (TOLMASQUIM, 2011, p.19).

Com isso, o novo modelo do setor elétrico brasileiro foi desenvolvido com base na criação de dois ambientes de contratação, na elaboração de um planejamento setorial, na criação de programas de universalização e na reorganização institucional.

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Decreto Presidencial de 22 de maio de 2001, que objetivava identificar as causas estruturais e conjunturais do desequilíbrio entre oferta e demanda de energia.

A forma de negociação de energia também foi modificada com a diferenciação nos leilões entre energia proveniente de usinas elétricas com ativos amortizados (energia velha), aumento de capacidade de usinas existentes (energia botox) e energia de novos empreendimentos (energia nova). Dessa forma, a energia de usinas amortizadas, que propicia preços menores, contribui para a modicidade tarifária, e não concorre com projetos novos que devem remunerar o custo de implantação e financiamento dos investidores (SIFFERT et al., 2009).

Com o novo marco regulatório, o Estado volta a assumir um papel relevante no planejamento do setor, prezando por segurança de suprimento, modicidade tarifária e inserção social. Vale ressaltar que, em 2004, é criada a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que tem por finalidade realizar estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, e acentua-se uma tendência de Modelos de Parceria Estratégicas Público-Privadas. (BNDES, 2006; SIFFERT et al., 2009).

Os aspectos históricos do financiamento do setor elétrico Brasileiro estão resumidos na Tabela 5.

Tabela 5: Resumo do Histórico de Financiamento do Setor Elétrico Brasileiro

3. O PAPEL DO ESTADO E A ATUAÇÃO DO BNDES EM ENERGIA