Artigo de Edvaldo Santana: Blecautes, regulação e investimentos

m meio a muitas críticas a Aneel por uma possível falta de eficiência na fiscalização dos investimentos em manutenção da rede por parte das distribuidoras de energia elétrica, o que estaria causando os "mini-apagões" que tem se tornado frequentes para muitos consumidores, o diretor da agência reguladora, Edvaldo Santana, esclarece quais são as funções da mesma e as dificuldades encontradas para definir incentivos ótimos, que tornem o mais compatível possível os objetivos da firma regulada e dos consumidores. Para ler o texto na íntegra, clique aqui. (GESEL-IE-UFRJ - 30.03.2010)

Mini apagões

iniapagões cresceram até 70% no verão

Danilo Fariello, de Brasília 29/03/2010 Texto:A-A+

O número de horas/ano sem energia subiu de 10 a 11 em 2009 para 15 a 17 em 2010, dependendo da concessionária Os miniapagões de energia elétrica passaram a fazer parte do dia a dia dos consumidores de três grandes regiões do país - São Paulo, Rio e Distrito Federal. A duração total desses miniblecautes aumentou de 50% a 70% nos últimos doze meses até o auge do verão de 2010, em comparação com igual período anterior. O número de horas/ano sem energia subiu de 10 a 11 em 2009 para 15 a 17 em 2010, dependendo da concessionária. O grande apagão de novembro - relatório divulgado pela Aneel responsabilizou Furnas por esse evento - responde por boa parte desse aumento. Os indicadores de qualidade, entretanto, pioraram tanto nos meses anteriores quanto nos posteriores a novembro.

Super Cemig

E as holdings continuam a toda, e os órgãos de defesa da concorrência?

'Super Cemig' tenta aquisição de R$ 3 bilhões

Josette Goulart e Cristiane Perini Lucchesi, de São Paulo 15/03/2010 Texto:A-A+

Efetivada a compra, a Cemig passará a ter 13.445 quilômetros de linhas sob seu controle e ultrapassará a Cteep A estatal mineira Cemig está a um passo de fechar mais uma aquisição - a terceira em menos de um ano - que vai transformá-la na segunda maior transmissora de energia elétrica do país, atrás apenas da Eletrobrás. O Valor apurou que a empresa está em processo avançado de negociação para comprar cerca de 6.000 quilômetros de linhas de transmissão no país de três empresas espanholas, reunidas em sociedade na Plena Transmissoras, um ativo de R$ 3 bilhões. Efetivada a compra, a Cemig passará a ter 13.445 quilômetros de linhas sob seu controle e ultrapassará a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (Cteep), que opera 12.271 quilômetros. No ano passado, a Cemig comprou o controle da Terna Participações, que tinha quase 4 mil quilômetros de linhas, por R$ 2,33 bilhões. Além disso, ampliou sua fatia na Light ao adquirir as participações da Andrade Gutierrez e da Equatorial, por R$ 1,6 bilhão. "A super Cemig está a caminho", diz o Banco Santander em um relatório privado feito para investidores.

Internacionalização da Eletrobrás

Eu já tinha ouvido falar em 'transformas a Eletrobrás na Petrobrás elétrica', mas ler isso foi a primeira vez.

A transformação da Eletrobrás na "Petrobras do setor elétrico”, como é o plano do governo, vai levar à internacionalização da empresa no continente americano, especialmente na Argentina, na Colômbia, nos Estados Unidos e no Peru. De acordo com o plano estratégico da estatal, que será divulgado este mês, com a apresentação da nova marca da companhia, a atuação internacional será prioritariamente em geração hidráulica e transmissão de energia. "Vamos estudar principalmente a compra de ativos, mas podemos entrar também em novos projetos", afirmou ontem o presidente da Eletrobrás, José Antonio Muniz. Concluído o plano estratégico, que tem como meta transformar a Eletrobrás no "maior sistema empresarial global de energia limpa, com rentabilidade comparável à das melhores empresas do setor elétrico", a estatal inicia o plano de investimentos, que será apresentado no fim de junho. Muniz não adianta valores. Mas assegura que será bem mais robusto que o estabelecido para o período 2009-2012, com investimentos previstos de R$ 30 bilhões. (Estado de São Paulo – 13.02.2010)

Perspectivas de médio e longo prazos dos investimentos no sistema produtivo Energia no Brasil

Perspectivas de médio e longo prazos dos investimentos no sistema produtivo Energia no Brasil

Por Ronaldo Bicalho

Neste texto são apresentados dois cenários sobre as perspectivas para o investimento no sistema produtivo Energia no Brasil (*). Um cenário denominado de “possível”, que contempla o médio prazo (2012), e outro denominado “desejável”, que contempla o longo prazo (2022). O primeiro considera a continuidade dos ambientes regulatório, econômico e institucional. O segundo leva em conta uma situação ótima em termos das mudanças que seriam desejáveis nesses ambientes. Se o primeiro é um prolongamento da situação atual, o segundo representa a superação dos desafios e o aproveitamento das oportunidades existentes.

As perspectivas de curto prazo para o investimento no sistema produtivo energia (2012)

No setor de petróleo, a expansão se dará basicamente a partir dos investimentos da Petrobras, que apresentam uma tendência de aumento significativo de patamar. Enquanto o histórico de investimentos, desde 1954 até 2007, totaliza, em termos reais, US$ 222,9 bilhões, as previsões de inversões para o período 2009-2013 alcançam US$ 174,4 bilhões; destacando-se o segmento de E&P com um aumento de mais de 100% em comparação aos valores de 2007.

A questão relevante, em função da atual crise, é a forma de financiamento da Petrobras para viabilizar esses investimentos.

Nesse sentido, o que se observa de imediato é a necessidade de uma elevação dos recursos de terceiros para financiar os atuais investimentos. No caso específico, aportes do BNDES. Já que a capitalização via mercados de capitais, neste momento, apresenta dificuldades relevantes.

Contudo, considerando que a Petrobras pode ser um instrumento importante no conjunto de políticas anticíclicas do Governo Federal, pode-se esperar que não serão medidos esforços não somente para dar continuidade como, sobretudo, para imprimir mais pujança à tendência de investimentos no setor no horizonte do “cenário possível”. O que aumenta a probabilidade desses investimentos serem, em grande parte, realizados.

No setor de gás repete-se o protagonismo da Petrobras nos investimentos. Esses investimentos estão orientados pelo PLANGAS – Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural – e são premidos pelo contexto de escassez de oferta. Nesse sentido, espera-se que as metas desse plano sejam alcançadas. As questões relacionadas às dificuldades do financiamento do investimento da Petrobras no setor de gás são as mesmas daquelas apresentadas nos parágrafos anteriores para o setor de petróleo.

No caso do setor elétrico, devido às suas especificidades – planejamento da expansão com antecedência -, muitas das questões relativas ao cenário possível já estão parcialmente equacionadas. Na medida em que a expansão significativa é decidida através dos mecanismos de leilão, os contratos relativos a essa expansão já estão firmados. Neste sentido, a questão suscitada pela crise diz respeito às dificuldades enfrentadas pelos detentores desses contratos em obter financiamento. Na medida em que parte desses financiamentos é sustentada pelo BNDES, as incertezas se resumem àqueles empreendimentos associados às térmicas a óleo, de menor porte e sem cobertura do BNDES.

Cabe ainda lembrar que no caso do setor elétrico não se deve esquecer a presença de empresas estatais importantes, tanto no âmbito do governo federal – Eletrobrás, Furnas, Chesf, Eletrosul e Eletronorte, quanto no âmbito estadual – Cemig e Copel. Essas empresas, assim como no caso da Petrobras, se prestam a funções importantes no contexto de uma política anticíclica, e, portanto, constituem um mecanismo efetivo de mobilização de recursos para enfrentar a crise.

No caso do biocombustível, a situação apresenta-se um pouco distinta daquela observada nos outros setores, devido à ausência de elementos estruturantes de políticas anticíclicas, como é o caso da Petrobras no petróleo e no gás, e da forte coordenação institucional na eletricidade.

Em função disto, no caso do setor de biocombustível é possível uma redução na forte tendência de expansão, face à diminuição do ritmo de investimento observado até o momento da crise; principalmente no caso do etanol. No caso do biodiesel, face ao seu forte caráter institucional, é possível imaginar que a tentativa de se manter o ritmo da expansão tenha alguma possibilidade de sucesso.

Em síntese, a forte presença de estatais no sistema produtivo energia no Brasil, tanto no setor de petróleo e gás quanto de eletricidade, associada à existência de um forte banco de desenvolvimento – BNDES -, criam boas condições para a mobilização dos recursos necessários ao enfrentamento da crise, mediante a sustentação dos investimentos na expansão prevista desse sistema produtivo.

As perspectivas de longo prazo para o investimento no sistema produtivo energia (2022)

No setor de petróleo, considerando o horizonte de 2022, admite-se que este seja o cenário relevante para descrever a operacionalização da produção petrolífera do pré-sal. Assim, assumindo a ausência das restrições que estão presentes no curto e médio prazos, define-se, portanto um cenário desejável para o qual se pretende examinar um conjunto de questões.

As perspectivas apontam que a produção de petróleo da Petrobras alcance em 2020 3,9 milhões de barris dia, sendo 1,8 Mbd advindos do pré-sal; ou seja, 46%. Se somarmos a produção esperada das outras empresas, 1,1 Mbd, o setor de petróleo brasileiro chegaria em 2020 produzindo cinco milhões de barris dia; sendo que em 2007, esse valor não chegava a 2 milhões.

Dessa forma, o objetivo estratégico do setor petrolífero brasileiro é simplesmente mais que dobrar a produção nacional no horizonte em tela.

No período que vai de 2014 até 2020 serão gastos US$ 82,5 bilhões no desenvolvimento da produção do pré-sal.

Neste cenário, espera-se um retorno às condições normais de financiamento do setor, e da Petrobras, aos parâmetros anteriores à crise, como, por exemplo, o de 2007. Neste caso, esperar-se-ia um menor grau de endividamento e, para a parcela financiada com recursos externos à empresa, uma maior relevância dos financiamentos via mercado de capitais e sistema bancário, em detrimento dos financiamentos com recursos públicos (via BNDES).

Supondo que todos os entraves e desafios financeiros atualmente presentes sejam superados e as inversões financeiras sejam viabilizadas, o Brasil chegaria em 2020 com um excedente de dois milhões de barris/dia; considerando uma demanda estimada de três milhões de barris/dia.

Nesse caso, seria colocada para o país uma escolha sobre o que fazer com esse excedente: exportar o óleo bruto ou exportar os derivados. A escolha pela opção de exportação de derivados é indiscutivelmente melhor do ponto de vista econômico, ao assegurar maior valor agregado à atividade produtiva do setor petrolífero como um todo, e para a economia nacional, por consequência. Mas se por um lado esta opção é a mais atrativa, a sua escolha depende, todavia, de outro aspecto relevante que é a expansão da capacidade de refino do país.

Essa questão colocaria um desafio para a atividade de refino no Brasil: equacionar quantidade e qualidade, no sentido de aumentar a produção de derivados leves vis-à-vis o aumento do volume processado de petróleo pesado nacional, o que implicaria a necessidade de aumento da capacidade de refino, considerando o aumento da participação do petróleo nacional como carga processada. E dependendo da escolha anterior, realizar essa expansão mirando não apenas o mercado nacional, mas também a possibilidade de exportação de parte da produção.

De acordo com o planejamento estratégico da Petrobrás, o parque de refino chegaria a 2020 com uma capacidade de 3,47 milhões de barris diários; para uma demanda estimada de três milhões de barris/diários. Portanto, a possibilidade de exportação de derivados se colocaria como algo possível neste horizonte.

No setor de gás, com as descobertas do pré-sal, as expectativas sobre a oferta doméstica desse energético, em 2022, saltaram de 129 milhões de metros cúbicos por dia para 170 milhões de metros cúbicos por dia. A demanda estimada para esse ano é de 175 milhões de metros cúbicos por dia. Cabe lembrar que o GASBOL permite a importação de 30 Mm3dia da Bolívia. Esse conjunto de fatos configuraria uma mudança significativa do contexto do setor de gás brasileiro, que seria a superação da situação de escassez de oferta, que se tem hoje.

Nesse contexto, a forma de monetização do gás do pré-sal adquire relevância. Se a solução contemplada for a liquefação do gás em plantas embarcadas, cria-se a possibilidade de exportar diretamente este gás ou utilizá-lo no país. Se o tratamento dado a esta questão privilegiar a exportação, transformando o gás nacional em uma commodity internacional, o preço doméstico passaria a ter como referência o preço internacional.

Se, por um lado, isso transforma a Petrobras em um grande player no mercado de GNL, por outro, torna mais difícil a utilização do gás natural como um fator gerador de vantagens competitivas para o setor industrial.

No caso do setor elétrico, espera-se que o Brasil chegue em 2022 com uma capacidade instalada de geração de 160 GW; hoje tem cerca de 100 GW. A hidroeletricidade continuará a exercer papel expressivo no setor elétrico, porém tendendo a uma participação menor do que a atual. Entretanto, com maior número de hidrelétricas a fio d’água, as usinas térmicas não podem mais ser consideradas complementares ao sistema, ao contrário passarão a ser essenciais ao sistema.

A perspectiva de aumento da participação do gás natural na matriz se concretiza, o que tornará ainda mais importante a coordenação entre os setores de gás e de energia elétrica.

Além disso, cresce a importância na matriz elétrica dos novos renováveis como energia eólica e biomassa, que totalizarão 6% em 2020; o que significa que as tecnologias para utilização destas fontes já terão se tornado mais competitivas.

Por outro lado, a tendência ao crescimento dos investimentos em longas linhas de transmissão em corrente contínua para aproveitamento do potencial hidrelétrico da região amazônica e o aumento da participação das térmicas, tornarão o sistema de transmissão maior e mais complexo, exigindo maior preparo técnico do operador do sistema.

Por sua vez, o aumento da presença de fontes renováveis intermitentes, como energia hidrelétrica de fio d’água e eólica, passa a exigir a maior presença de térmicas de back-up para garantir o fornecimento de eletricidade, principalmente em épocas com baixa hidraulicidade e ventos pouco favoráveis.

Do ponto de vista dos gargalos a novos investimentos, o mais significativo é o ambiental, que exige o equacionamento em duas frentes. Primeiramente, há a perspectiva que tais conflitos sejam solucionados no âmbito das relações entre as instituições responsáveis pelas políticas energética e ambiental. E, além disto, a diversificação da matriz e o aumento da participação de novas fontes renováveis, como energia de biomassa, eólica e fotovoltaica, por exemplo, tendem a abrir espaço para maior poder de barganha dos responsáveis pela política energética em relação àqueles responsáveis pela política ambiental. Porém, a resolução de tais conflitos exigirá o aperfeiçoamento nos mecanismos de coordenação inter-institucionais.

No campo específico da organização do mercado e do papel das empresas, três questões são importantes: o papel da ANEEL no estabelecimento de limites à concentração dos mercados sem, entretanto, reduzir a intenção das firmas em realizar novos investimentos; a definição de um design para o mercado livre que seja coerente; a definição da internacionalização das empresas brasileiras, em particular da Eletrobrás, e o aprimoramento dos mecanismos de coordenação internacional necessários à sustentação desse movimento.

Nesse sentido, o setor elétrico é aquele que demanda a maior mobilização de recursos institucionais para viabilizar a expansão e os investimentos previstos no horizonte de 2020.

No setor de biocombustíveis, a questão fundamental da sua expansão no longo prazo está ligada ao desafio da sua inserção internacional. Nesse sentido, a viabilização dessa inserção depende da emergência e da entrada no mercado ao longo dos próximos 20 anos de novas gerações de biocombustíveis, aqui denominados biocombustíveis avançados.

Considerando a dinâmica tecnológica e de inovação em biocombustíveis, a condição central dos investimentos em longo prazo é a inserção da indústria brasileira nessa futura indústria de biocombustíveis.

O grande desafio dessa inserção é a constatação de que a competitividade atual da indústria brasileira de etanol não assegura automaticamente o papel que o país deseja ocupar na indústria futura.

A superação desse desafio envolve uma abordagem centrada na inovação, mais especificamente na competição pelas soluções tecnológicas em uso energético e químico à biomassa. No entanto, o exame dos esforços tecnológicos brasileiros na perspectiva da indústria de biomassa do futuro sugere que, tanto do ponto de vista das estratégias das empresas (produtores de etanol e PETROBRAS principalmente) quanto das políticas publicas de ciência, tecnologia e inovação, tem sido privilegiado um enfoque de curto prazo e de intensidade tecnológica bem diversos do que parece ser a dinâmica tecnológica e de inovação nos principais países envolvidos.

Essa questão merece ser vista com atenção na medida em que o Brasil é, e ambiciona continuar sendo, um protagonista na indústria de biocombustíveis.

Nesse sentido, as questões-chave do investimento no longo prazo se relacionam às seguintes possibilidades: dos biocombustíveis se tornarem um setor com maior nível tecnológico; da busca de produtos mais abrangentes como aproveitamento mais largo da biomassa; da vantagem competitiva passar a se basear nas novas tecnologias; da cana-de-açúcar passar a ter papel relevante como matéria-prima nobre das tecnologias de biomassa.

Em síntese, os investimentos de longo prazo devem ser calcados na ótica da inovação e do desenvolvimento de novas matérias-primas, novas tecnologias e novos produtos para sustentar a posição competitiva brasileira e buscar uma posição de protagonista na indústria de aproveitamento da biomassa do futuro.

Observando esse conjunto de questões associadas às perspectivas de longo prazo do investimento no sistema produtivo energia, pode-se afirmar que, em termos de garantia do suprimento energético, esse sistema tem condições de atender aquilo que o país espera dele; ou seja, a energia necessária para o desenvolvimento econômico e o bem-estar da sociedade brasileira.

A questão em aberto está associada justamente àquele movimento que transcende essa garantia e envolve a inserção do país como um grande player internacional no mundo da energia.

Para essa inserção a mobilização de recursos é maior e mais qualificada do que a garantia de suprimento para o mercado nacional. Isto não significa que a arregimentação de recursos para alcançar essa garantia seja de pouca monta, porém, um novo papel na esfera internacional exige um posicionamento qualitativamente distinto. Nesse sentido, o setor de biocombustíveis é emblemático desse desafio qualitativo, em contrapartida, o setor de petróleo representa muito bem as nossas possibilidades de superá-lo.

(*) Este texto constitui o capítulo 7 da Nota Técnica sobre o sistema produtivo Energia, apresentada no contexto do projeto Perspectiva do Investimento no Brasil (PIB), cujo principal objetivo é estudar as perspectivas de longo prazo do investimento na economia brasileira.

Financiado pelo BNDES e realizado por uma equipe de pesquisadores ligados a diversas instituições de ensino e pesquisa do país, capitaneados pela UFRJ e pela UNICAMP, o PIB teve início em julho de 2008 e encontra-se em fase de conclusão.

Para acessar a Nota Técnica sobre Energia, clique aqui.

Sobre integração energética na América Latina

1 Integração energética da AL pode adiar a necessidade investimentos

Na caneta dos técnicos no setor elétrico, a interconexão dos países sul-americanos poderia adiar a necessidade de US$ 10 bilhões em investimentos em geração. A explicação é que a região tem climas hidrológicos complementares e, portanto, a carga média poderia subir sem novas construções, explica Sinval Zaidam Gama, da Eletrobrás. Segundo ele, essa integração também permitiria que os consumidores da América do Sul gastassem US$ 1 bilhão a menos por ano ou que as tarifas poderiam cair, em média, 4%. (Valor Econômico - 09.03.2010)

2 Bons contratos podem minimizar riscos na integração energética

Segundo Sinval Zaidam Gama, da Eletrobrás, os riscos que sempre existem em empreendimentos, principalmente quando envolvem outros países, podem ser minimizados por bons contratos. Gasodutos que atravessam a Europa também foram temas de discussões entre países vizinhos. Mas ele lembra que, apesar das rusgas políticas recentes, um bom contrato e regras de arbitragem mantiveram intacta a interligação entre Colômbia e Venezuela. O Brasil, porém, não passa ileso pelo racionamento venezuelano atual, com interrupções no fornecimento a Roraima, que ainda não se conectou ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Gama assegura que, apesar do projeto de internacionalização estimulado pelo governo, a Eletrobrás só investirá em projetos fora do país que se apresentarem como rentáveis. "Só investiremos onde a Taxa Interna de Retorno (TIR) for interessante." (Valor Econômico - 09.03.2010)

3 Lobão: integração sul-americana elevará a segurança energética

Segundo opinião manifestada pelo ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, a integração sul-americana também elevará a segurança energética para o fornecimento brasileiro. Ele explicou que, no caso da Guiana, o país não teria recursos suficientes ou demanda que justificasse a criação de uma grande hidrelétrica. Segundo o projeto para a usina na antiga colônia inglesa, a energia gerada será consumida em apenas 5% por aquele país e o resto virá ao Brasil. A Guiana, hoje, é abastecida só por térmicas. (Valor Econômico - 09.03.2010)

4 Integração energética da AL: riscos

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, vai lançar no dia 22 a nova marca da Eletrobrás, agora sem acento, como sinal da internacionalização da companhia. A mudança da marca estará associada a um projeto de integração energética que a empresa pretende promover na América Latina, construindo linhas de transmissão entre países e hidrelétricas em parceria com Argentina, Peru, Bolívia e Guiana, entre outros vizinhos. Embora no sentido técnico a interconexão elétrica da região faça sentido, do ponto de vista geopolítico ela pode acarretar riscos ao sistema, se os contratos não forem bem feitos. Levantamento feito pelo Instituto Acende Brasil aponta que, na última década, foram no mínimo oito os contratempos que o sistema energético brasileiro teve com os vizinhos. São eles: a interrupção do fornecimento de 2 mil MW da Argentina em 2007; o racionamento de energia na Venezuela que ainda hoje força o acionamento de térmicas para atender Roraima; a alteração das formas de cobrança do gás da Bolívia; o episódio da "nacionalização" de empresas da Petrobras na Bolívia, em 2006; oscilações no fornecimento desse gasoduto nos anos seguintes; interrupções na oferta de gás natural argentino para acionamento da usina térmica de Uruguaiana, no Brasil; alteração em regras para despacho de energia entre Brasil e Argentina; e, mais recentemente, a renegociação de Itaipu. Se, quando firmados, os acordos têm motivações técnicas e econômicas bem definidas, os episódios apontados mostram que, por questões políticas, o sistema pode sofrer ou se tornar até mais caro e menos eficiente, explica Claudio Sales, presidente do Acende. (Valor Econômico - 09.03.2010)

5 Eletrobrás: know-how em construção de usinas hidrelétricas

Com a sua nova imagem, a Eletrobrás quer atrelar sua marca ao know-how em construção de usinas hidrelétricas. O destaque é relevante em um momento em que o mundo discute a emissão de carbono de matriz elétrica. As hidrelétricas são consideradas usinas de energia renovável e, com esse discurso, o Brasil quer convencer os vizinhos a se associarem à Eletrobrás. A imagem da empresa é relevante também no aspecto político, para conquista dos cidadãos de países vizinhos. No Peru, por exemplo, no início das discussões sobre a construção de usinas pelo Brasil, a recepção foi fortemente negativa. O argumento mais ouvido por lá era: "Não deixaremos o Brasil vir aqui explorar as nossas riquezas naturais", segundo brasileiros que participaram de seminários sobre o tema no Peru. Hoje, porém, a rejeição dos peruanos à usina já se reduziu, com a explicação e convencimento de que o fornecimento ao país será prioritário em relação à exportação de energia. O Peru tem 20 mil MW de potencial hidrelétrico, por conta de seu relevo bastante acidentado, mas explora só 4 mil MW atualmente. (Valor Econômico - 09.03.2010)

6 Energia de hidrelétricas internacionais poderá ser vendida por leilão no Brasil

A energia das hidrelétricas estudadas no exterior para abastecer o mercado brasileiro poderá ser vendida através de leilões. A medida está sendo estudada, por exemplo, para as usinas localizadas no Peru. Se implementada, a modalidade será uma guinada em relação ao modelo adotado para internalizar a energia de Itaipu, que é cotizada entre as distribuidoras do Centro Sul do país.Segundo Sinval Gama, superintendente de Operações no Exterior, a energia deve entrar no mercado nacional mostrando sinal econômico mais barato para não pressionar as tarifas de energiaA Eletrobrás está estudando seis usinas hidrelétricas no Peru, com capacidade instalada de 6,5 mil MW. A primeira a ser desenvolvidade deve ser Inambari, com 2 mil MW. Gama disse que a forma de internalização da energia será decidida em Tratado entre os dois países, a ser votado pelos Congressos Nacionais.Além delas, estão em estudo uma usina na Guiana, com 1.500 MW; e duas, em parceira com a Argentina - Garabi (1.036 MW) e Roncador (1.144 MW). (CanalEnergia - 08.03.2010)

7 Revisão do Tratado de Itaipu ainda está no Congresso

Na semana passada, o vice-ministro de Relações Exteriores do Paraguai, Jorge Lara Castro, veio ao Brasil com uma comitiva para visitar parlamentares e pressionar pela ratificação da mensagem enviada pelo governo, em novembro, ao Congresso, que revê as condições do tratado de Itaipu. Com o acordo, o Brasil aumentará o desembolso anual, para o país vizinho, de US$ 120 milhões para US$ 360 milhões. A mensagem presidencial, que não pode ser alterada, mas apenas ratificada ou rejeitada pelo Congresso, está em discussão desde novembro na Comissão de Assuntos do Parlamento do Mercosul. Seu presidente, o deputado José Paulo Tóffano (PV-SP), espera que o relatório seja apresentado dentro de uma ou duas semanas. "Para o Paraguai, que tem um governo de caráter social, esse é o nosso voto de credibilidade, de fortalecimento de um parceiro", afirma Tóffano. Segundo ele, o acordo data de 1973 e, de lá para cá, houve grande desvalorização do dólar. (Valor Econômico - 09.03.2010)

8 Instituto Acende: mais desvantagens do que vantagens ao Brasil no Tratado de Itaipu

O Instituto Acende, centro de estudos mantido por empresas do setor elétrico, está concluindo estudo, a ser apresentado ao Congresso, que mostraria mais desvantagens do que vantagens ao Brasil, se o país ratificar a declaração conjunta feita pelos dois países de julho de 2009. Segundo Cláudio Sales, presidente da entidade, 100% do financiamento de Itaipu já foi assumido pelo Brasil e haverá distorção no mercado de oferta de energia, porque os geradores brasileiros terão de competir no mercado livre com a geração excedente do Paraguai. Além disso, os contribuintes brasileiros serão duplamente onerados, diz. "Itaipu não é um pedaço de papel, que aceita arroubos pseudoaltruístas de quem quer 'fazer justiça' com dinheiro alheio." Para Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), ceder em Itaipu resultará em elevação da tarifa de energia brasileira, que já é alta, diz, por causa de encargos e impostos. Sales, por sua vez, lembra que o aumento dos repasses do Brasil para o Paraguai, de US$ 240 milhões, significará, em dez anos, o custo da construção de uma usina como Estreito, no Tocantins, de 1.087 MW. (Valor Econômico - 09.03.2010)

As estratégias das geradoras hidrelétricas

Abaixo segue link para artigo publicado na Revista Gestao.Org. O artigo foi escrito por um grupo de pesquisadores da FACC/UFRJ e por mim.

http://www.gestaoorg.dca.ufpe.br/edicoes/N3_V7/GESTAORG_V7_N3_ART_2.pdf

Resumo:

Dado o grande número de rios e bacias, o setor elétrico brasileiro é constituído por um grande número de usinas hidrelétricas, que geram a maior parte (80%) da energia do país. Desta forma, é importante que seja feito um planejamento adequado deste tipo de geração, levando em consideração as restrições às quais as usinas estão sujeitas, dado o fato de as bacias hidrográficas serem interligadas e a necessidade otimização do sistema. Para a Teoria das Restrições, os esforços da empresa devem visar a maximização de seu resultado global, concentrando-se na gestão das restrições. Assim, o objetivo deste estudo é demonstrar por meio de uma abordagem quantitativa o efeito desta teoria nas estratégias das empresas de geração hidrelétrica. Primeiramente, foi realizada uma pesquisa bibliográfica e documental. Em seguida, apresenta-se uma simulação numérica com a aplicação da Teoria das Restrições para se evidenciar os principais impactos na avaliação do desempenho perante as decisões tomadas. Conclui-se que, dadas as características do setor elétrico brasileiro, a decisão estratégica da empresa é a escolha do nível ótimo de contratação.

Evolução do arcabouço institucional das indústrias energéticas no Brasil

Reproduzo abaixo texto do prof. Edmar de Almeida, do IE/UFRJ.

Evolução do arcabouço institucional das indústrias energéticas no Brasil

In energia on 01/03/2010 at 01:00

Por Edmar de Almeida

Desde a década de 1990, o setor de energia no Brasil tem sido um laboratório em busca de uma nova forma de organização industrial e de um novo arcabouço institucional que viabilizem a introdução do capital privado, sem comprometer a segurança do abastecimento. A taxa relativamente elevada de crescimento da demanda de energia e a grande dimensão da economia brasileira representam um grande desafio para garantir o nível de investimento necessário à segurança do abastecimento energético.

A liberalização do setor energético na década de 1990 tentou reduzir drasticamente o papel do Estado nessa atividade. Essa reforma não teve os resultados desejados. O investimento privado não conseguiu garantir a expansão do setor energético brasileiro no volume e velocidade necessários. Ademais, vários aspectos específicos do mercado brasileiro de energia representaram importantes obstáculos ao investimento privado: i) o custo marginal de expansão crescente; ii) a presença de grandes empresas públicas de energia; iii) as incertezas significativas sobre a trajetória dos preços da energia; iv) e a falta de planejamento da expansão da oferta de energia.

A crise do fornecimento de eletricidade em 2001 desencadeou um processo de ajustes significativos no quadro institucional da indústria brasileira de energia para ajudar a acelerar o ritmo dos investimentos. Na segunda metade da década atual, a reforma liberal do setor de energia no Brasil passou por grandes ajustes, em busca de um novo compromisso entre o papel do Estado e do setor privado na dinâmica econômica da indústria brasileira de energia. Novas leis para o gás e a eletricidade foram aprovadas. Uma nova lei para o setor petrolífero está sendo discutida no Congresso.

Essas novas leis foram resultado de uma estratégia política radicalmente diferente para o setor, a partir do primeiro governo Lula. Inicialmente, os efeitos negativos da crise energética na economia e seus efeitos políticos levaram o novo governo a rever o quadro institucional e a regulação do setor elétrico brasileiro. O principal objetivo desta reforma foi fornecer ao governo federal novos mecanismos de coordenação para garantir a segurança energética. As principais orientações da nova política energética foram:

• prioridade à segurança do abastecimento;
• desenho institucional mais centralizado, reforçando o papel do governo federal na ampliação da oferta de energia;
• menor ênfase na concorrência operacional e maior importância para competição por novos investimentos;
• suspensão do processo de privatização e retorno das empresas públicas como atores-chave da expansão do setor elétrico.

O esforço para aumentar o ritmo dos investimentos públicos e privados no setor foi caracterizado pela busca de mecanismos de coordenação e redução das incertezas para o investimento. Novos mecanismos de coordenação do processo de investimentos foram introduzidos. Estes mecanismos são de duas naturezas distintas: de coordenação econômica e de coordenação institucional. Os principais mecanismos de coordenação econômica que têm permitido a redução da incerteza dos investimentos são:

i) a retomada do planejamento indicativo de expansão da oferta de energia;

ii) o desenvolvimento de projetos mais complexos sob a liderança do governo federal;

iii) a fixação de um preço de reserva para o preço da energia vendida;

iv) os contratos de longo prazo para venda de eletricidade e capacidade de transporte de gás e eletricidade;

v) os leilões públicos de contratos de longo prazo e de blocos de exploração de petróleo e gás.

O planejamento indicativo de longo-prazo é o primeiro passo na definição de projetos para expandir a oferta de eletricidade. O trabalho de planejamento inclui a identificação de estudos de potencial hidráulico, além de propor projetos específicos de maior complexidade (grandes usinas hidrelétricas ou nucleares) e projetos de expansão da transmissão de eletricidade e gás. O Ministério de Minas e Energia também está envolvido em estudos para calcular o preço de reserva de cada projeto proposto, inclusive os propostos por empresas públicas e privadas. Ou seja, a tarifa máxima para venda de eletricidade para cada projeto ou o tipo de central no mercado regulado. Assim, o Estado tem um papel importante na elaboração de projetos para expandir a oferta de eletricidade.

Os projetos propostos se transformarão em contratos de longo-prazo através de um processo de leilão para seleção dos projetos mais econômicos. No caso da produção de eletricidade, há dois tipos de leilões: i) o leilão para determinar quais serão os investidores em projetos definidos pelo governo, como as grandes usinas hidrelétricas, que têm o direito automático de contrato longo prazo; ii) leilão entre os diferentes projetos para a atribuição de contratos de longo prazo com base no menor preço.

Para viabilizar a implementação de novos mecanismos de coordenação econômica, diversos novos mecanismos institucionais tiveram que ser criados. Dentre estes novos mecanismos institucionais destaca-se o papel da Empresa de Pesquisa Energética, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, que viabilizou a retomada do planejamento e a coordenação do processo de investimento no setor elétrico e a reabilitação do Conselho Nacional de Política Energética. Este último, apesar de ter sido criado pela lei 9478 de 1997, ganhou relevância enquanto espaço de decisão política no governo Lula.

O Ministério de Minas e Energia passou a focar a sua atuação na coordenação do processo de negociação política entre os diferentes agentes que atuam no setor energético nacional: Empresa de Planejamento Energético, Agencia Nacional do Petróleo, Agencia Nacional de Energia Elétrica, Agencia Nacional de Águas, Operador Nacional do Sistema, Comissão de Monitoramento do Setor Elétrico, Câmara de Comercialização de Energia Elétrica, empresas estatais, associações empresariais e de consumidores.

Este novo arranjo institucional representou um avanço importante para desatar o grande nó institucional que vigorou no país durante a década de 1990, caracterizado pela superposição de responsabilidades entre os diferentes agentes públicos e por uma significativa incerteza quanto ao processo decisório das políticas energéticas.

A experiência brasileira nos permite tirar algumas lições importantes: i) a liberalização do mercado não garante automaticamente a segurança do abastecimento energético; ii) o investimento privado em países em desenvolvimento como o Brasil enfrenta riscos econômicos e institucionais mais elevados que nos países centrais; iii) estes riscos podem ser reduzidos através da adoção de mecanismos coordenação de natureza institucional e econômica; iv) finalmente, mesmo nos casos em que os Estados optam por se retirar da atividade de produção energia, eles têm um papel importante no desenvolvimento e implementação de mecanismos de coordenação para reduzir os riscos dos investimentos privados para a segurança do abastecimento energético.