O PAC e os Desafios de Infraestrutura

I.         Introdução

O Programa de Aceleração do Crescimento 2007-10 (PAC), divulgado em 22/01/07, elenca 37 medidas que direta ou indiretamente visam ampliar a capacidade produtiva da economia e seu suporte de infraestrutura, por meio de R$ 503,9 bilhões em investimento no quadriênio.

As avaliações iniciais do programa foram bastante díspares: desde uma percepção que o PAC “é um pacote de aumento de gastos públicos, com medidas fiscais cosméticas”[1]; ou que seria em grande medida inócuo[2]; ou ainda uma “boa aposta”[3]; até a visão do governo de que os números de investimento do PAC são “ousados”, sendo “o primeiro plano de desenvolvimento que não foi feito para enfrentar crises”[4].

Nem todas as medidas anunciadas eram novas – 9 já tinham sido implementadas, 2 estavam em execução e 5 em tramitação no Congresso – e algumas poderiam ser caracterizadas como intenções. Da mesma forma, dos investimentos, somente R$ 67,8 bilhões viriam do orçamento federal (sobre o qual o governo tem relativo controle, sendo R$ 58,5 bilhões incluídos no Projeto Piloto de Investimento – PPI), e o restante seriam alocações ou de empresas/ bancos federais (Petrobrás tendo a maior relevância, com projetos de R$ 179 bilhões), ou do setor privado que podem ou não vir a se concretizar.

Ainda assim, uma leitura atenta do PAC sugere que o Programa constitui uma tentativa de resposta organizada e estruturada à percepção de inoperância governamental frente ao baixo crescimento da economia brasileira. Esta estaria sendo impulsionada pelo desempenho talvez sem precedentes da economia internacional no pós-guerra, e pela expansão do consumo de governo e da base da pirâmide, este a partir de aumentos reais cumulativos do salário mínimo, da expansão das transferências, inclusive sob a forma de programas assistenciais, e queda da inflação e da taxa real de juros. Contudo na medida que os investimentos não funcionam como motor do crescimento, este não muda de patamar nem se sustenta no médio e longo prazo.

Nesta perspectiva, o PAC seria um instrumento mobilizador do governo – e dos gestores públicos em particular – em torno de um conjunto de metas físicas e projetos de execução monitorável; e da base de sustentação do governo no Congresso em torno de um programa de ação desenvolvimentista, com recursos fiscais comprometidos com projetos livres de contingenciamento orçamentário e forte apelo popular, principalmente aqueles relativos à infraestrutura social e urbana – com foco em habitação e saneamento. Sinalizaria ainda o intuito do governo de transitar para políticas pós-estabilização, capazes de assegurar um novo patamar de crescimento, e estimular o “animal spirits” e desengavetar os projetos de investimento do investidor privado.

É importante separar o que o PAC pode fazer efetivamente em termos de uma “resposta rápida”, do que irá depender fundamentalmente de capacidade de execução do governo e das condições de entorno em que se movem os investidores privados.

O PAC claramente beneficia alguns setores, e estes devem reagir ainda em 2007 ao Programa.

Do ponto de vista dos incentivos tradicionais, o setor de tecnologia foi o mais beneficiado[5]. A medida com impacto mais imediato é a ampliação do valor de venda no varejo de computadores (e notebooks) de R$ 2.500 para R$ 4.000 para fins de zerar a alíquota de PIS/Cofins, e que deve reduzir os preços de 10-12%, atingindo cerca de 99% dos desktops e 81% do mercado de notebooks[6]. Outra medida relevante para o setor é a isenção de IRPJ e redução a zero de alíquotas de IPI, PIS, Cofins e CIDE sobre a aquisição de bens de capital, tecnologia e software, bem como produção/ venda de semicondutores e displays, e equipamentos de TV digital, incluindo transmissores de sinais e aparelhos digitais (com exceção de conversores para sinal digital)[7].

Para a construção civil e pesada o PAC representa um choque positivo de demanda, com a ampliação dos investimentos públicos e privados em ativos fixos, estes últimos direcionados por incentivos fiscais e financeiros do governo.

Primeiro, pela magnificação dos compromissos do governo federal – no plano orçamentário e das empresas/ bancos estatais – voltados à infraestrutura social e urbana, energia e logística, inclusive a ampliação dos limites operacionais da CEF (em R$ 5,2 bilhões a serem aplicados em saneamento e habitação popular) e para estados e municípios tomarem recursos para habitação e financiamento[8]; e a expansão das alocações do PPI, de cerca de R$ 2,3 bilhões em 2006 para R$ 11,3 bilhões em 2007, R$ 12,4 bilhões em 2008 e R$ 28,8 bilhões em 2009-10, e que são voltadas em forte medida à área de transporte.

Segundo, e potencialmente mais importante, pela alavancagem dos investimentos privados com a suspensão da cobrança de PIS/Cofins das obras de infraestrutura em transportes, energia e saneamento – possivelmente a medida de maior impacto pela sua abrangência[9]; ao ser reduzido de 25 para 2 anos o prazo para apropriação dos créditos de PIS e Cofins sobre edificações incorporadas ao ativo imobilizado (dando o mesmo tratamento dispensado a máquinas e equipamentos); ao se criar fundos de investimento voltados à infraestrutura[10]; e ao se reduzir o custo de financiamento pelo BNDES para projetos de geração e transmissão de energia elétrica.

Do ponto de vista agregado, o impacto direto do programa sobre o investimento deverá, com toda a probabilidade ser positivo. A taxa de investimento em 2006 foi de 16,8% do PIB (nova série) e projeta-se um crescimento de cerca de 10% nos investimentos em 2007, fazendo com que alcance cerca de 17,5% nesse ano (Quadro 1). Ainda que o Orçamento Geral da União para 2007 autorize investimentos no valor de R$ 28 bilhões (cerca de 1,12% do PIB em 2007), é improvável que os investimentos públicos cheguem a 1% do PIB, principalmente em função de dificuldades de execução (e eventual contingenciamento), tendo alcançado 0,657% em 2006, o melhor desempenho no quadriênio. De qualquer forma, os recursos garantidos pelo PAC somam cerca de R$ 15,8 bilhões (sendo a proposta inicial do governo de R$ 17,6 bilhões).

Quadro 1:Brasil – Indicadores Econômicos Selecionados

2001-06, 2007 (proj.), em % e R$ bilhões (R$B)

 

Fonte: IBGE, BC, Ipeadata, Siafi, e cálculos próprios. Nota: (*) valores correntes desembolsados (inclusive restos a pagar), com base em dados do SIAFI, e construídos pelo Coinfra/CNI[11]; no caso de 2007, o valor se refere ao orçamento aprovado pelo Congresso. (**) Projeção para 2007.

Ainda assim, e supondo que algumas das barreiras à expansão do investimento público – discutidas neste trabalho - sejam superadas, é possível que em 2007 haja um incremento líquido deste investimento de cerca de 0,2-0,3% do PIB. Considera-se por hipótese que 3/4 do PPI seja implementado (i.e., cerca de 0,3% do PIB) e que o componente não contigenciado dos investimentos fora do PPI repliquem o desempenho de 2006 (0,557% do PIB), o que representaria impacto não desprezível no incremento do investimento projetado para 2007.

Contudo, esta expansão tende a esgotar seus efeitos após o impulso inicial, a menos que os investimentos privados sejam mobilizados. Nesta perspectiva, a premissa implícita do PAC é que o choque propiciado pela expansão do investimento público em 2007 será suficiente – em combinação com os incentivos ao investimento privado em ativos fixos, particularmente em infraestrutura – para impulsioná-lo nos próximos anos, elevando a taxa de investimento progressivamente até cerca de 20% do PIB em 2010, garantindo um crescimento sustentado de 5% a.a.

Na realidade, uma resposta consistente dos investidores privados irá depender primordialmente das perspectivas de crescimento da economia nos próximos anos, e as oportunidades abertas por um processo que sinalize expansão continuada – ainda que a taxas moderadas (4% a.a.). Segundo, do ambiente de negócios no país. Com a queda significativa do custo de capital em anos recentes[12], torna-se essencial um regime regulatório estável e transparente que dê o mínimo de segurança e previsibilidade às decisões de investimento nos setores regulados; e um regime tributário menos distorcivo e que imponha uma menor pressão fiscal nas atividades produtivas.

Neste trabalho vislumbra-se dois cenários de crescimento para a economia brasileira (Quadro 2). Na trajetória central, a economia se expande no período 2007-11 a uma taxa anual média de 4,73%, desempenho aceitável considerando a média observada nas duas últimas décadas. Contudo, há um cenário de expansão virtuosa, onde a economia recebe um maior impulso a partir de 2009, e cresce a uma média de 5,45% a.a., chegando a 6% em 2011.

Quadro 2: Brasil – Taxas de crescimento anuais do PIB

2007-11, em %

 

Fonte: Elaboração própria. (*) taxa média anual de crescimento 2007-11

Esta trajetória seria impulsionada – num quadro benigno da economia mundial - pela maior estabilidade macroecômica (percebida como um aspecto permanente da economia brasileira), melhorias das contas públicas (com a possível zeragem do déficit nominal em 2011, direcionada por uma economia em expansão), redução do custo de capital (com o país atingindo o primeiro degrau do investment grade em 2008), e conseqüente aceleração da taxa de investimento (que chegaria a 21,5% a.a. em 2011). A expansão da renda e do emprego levaria a um processo auto-propulsivo, num contexto de crescente otimismo empresarial e entre consumidores[13].

Nesta perspectiva, pode-se afirmar que o desempenho da economia nos próximos anos depende apenas na margem do PAC. Mesmo que sua implementação venha ter um caráter limitado – principalmente no âmbito do OGU e PPI – este fato não deverá afetar a trajetória básica da economia. Esta irá crescer, de forma mais ou menos acelerada, basicamente em função de outros fatores. Não se está afirmando que o PAC não tem efeito: o Programa é pró-crescimento, principalmente pela ampliação do financiamento e os incentivos ao investimento privado em habitação e infraestrutura, assim como pela sinalização do governo da necessidade de superar as restrições à uma expansão mais rápida da economia.

Também não se desconta o impacto das deficiências de infraestrutura sobre o conjunto da economia. De fato, e principalmente num cenário de crescimento mais acelerado, a infraestrutura de transportes (logística) e energia se constituiriam em barreiras que podem vir a fazer o crescimento ainda mais desequilibrado e freia-lo, retirando até 0,5 ponto percentual de capacidade de expansão do PIB já ao final da década[14].

Especificamente, e como se discute na seção 2 desse trabalho, há uma grande fragilidade institucional que dificulta a ação efetiva de governo (com conseqüências diretas sobre o setor privado) na área de transportes, e resulta numa combinação de deterioração progressiva de certos modais (rodoviário) e pontos de articulação (portos). Ainda que não se possa prever um “apagão logístico”, a combinação de demanda crescente e restrição na oferta pode levar a gargalos que no limite elevem desproporcionalmente os custos e o grau de congestão do sistema.

A seção 3 discute o outro “nó” de infraestrutura no país: energia elétrica. Nesse caso, o risco é de um racionamento a partir de 2010, num contexto de excesso de demanda e restrições não resolvidas para a construção de hidrelétricas na Amazônia. Neste caso, “não há mágica”: a menos de uma hidrologia bastante favorável, o país irá se defrontar nos próximos anos com escolhas não triviais: ampliar a participação na matriz elétrica de energia não renovável/ suja de forma significativa, ou voltar a investir maciçamente em aproveitamentos hídricos que concentram praticamente na sua totalidade na Amazônia. Outras fontes de energia renovável – biomassa, eólica, particularmente – são potencialmente importantes, porém estão muito aquém das necessidades de crescimento do consumo. Este por sua vez vem se moderando, porém a menos de uma dramática mudança de hábitos da população, é improvável que a elasticidade renda de demanda de energia elétrica se reduza materialmente abaixo de 1 (um).

Assim, ao Princípio da Precaução, que vem sendo amplamente utilizado na avaliação do impacto sócio-ambiental de projetos hidroelétricos na Amazônia, deve-se contrapor o outro Princípio: o do custo de oportunidade. Pois caso aquele seja usado como um absoluto, a alternativa deverá ser uma oferta de energia com características mais adversas. A seção 4 conclui o trabalho apontando para a importância de se estabelecer quadros legais e marcos regulatórios que – a exemplo do que ocorreu em passado recente – estimulem o investimento privado de forma consistente e sustentável.

II.       Transportes

A ligação da cadeia de suprimentos das empresas e complexos produtivos – operações que integram o transporte, armazenagem, controle de estoques, distribuição e sua integração no plano da informação – é o que caracteriza a logística.

Historicamente, a combinação de fragilidade da infraestrutura de transportes e elevado custo de capital implicou em custos de logística relativamente elevados no país. Apenas a título de comparação, em 2004, esses eram da ordem de 12,6% do PIB, comparado com 8,1% do PIB nos EUA, sendo as diferenças mais acentuadas no custo de transporte[15] e estoques (Quadro 3).

Quadro 3: Brasil e EUA - Custos de Logística

% do PIB, 2004

 

                Fonte: CEL/Coppead/UFRJ[16] e elaboração própria. (*) série antiga do PIB; (**)série nova

            (***) diferença de 0,1 por erro de arredondamento

Desde então houveram algumas mudanças que indicam uma melhora aparente desse quadro. Primeiro a reavaliação do valor do PIB pelo IBGE, que reduz em mais de 1% do PIB esses custos. Segundo, queda do custo de capital no país, com impacto direto nos custos de carregamento de estoques da empresa. E terceiro, a queda (real) no custo de transportes rodoviário de carga, fruto de uma intensa competição entre operadores e autônomos, que levou à uma deflação em 2006 de 1,17%, 1,34% e 1,75%, para distâncias curtas (até 400km), médias (entre 400 e 800 km) e longas (entre 800 e 2.400 km), respectivamente, o que pode ter reduzido – na margem – sua participação nos custos logísticos[17].

Ao mesmo tempo, os resultados da Pesquisa Rodoviária CNT 2006 sugerem que somente um-quarto da malha rodoviária de 84.382 km – que conformam os principais eixos de transporte no país - estão em condições consideradas ótimas ou boas (10,8% e 14,2% respectivamente)[18]. O aparente paradoxo de rodovias mal conservadas e frota antiga com uma redução real dos custos de transporte rodoviário se explica por uma combinação de excesso de competição no segmento e receitas (dos transportadores autônomos) abaixo do custo de depreciação, reposição e trabalho.

Uma análise sintética da matriz de transportes mostra a outra vertente desse fenômeno: entre 1990 e 2004, o modal rodoviário ampliou sua participação, enquanto que o aquaviário sofre uma contração drástica (Quadro 4). Ou seja, apesar da fragilidade da infraestrutura rodoviária, este modal consolida sua posição dominante, resultado não apenas de subutilização do modal aquaviário – e sua regressão no período -, como da flexibilidade e competitividade em preços do transporte rodoviário.

Quadro 4: Brasil – Matriz de Transporte de Cargas

1990, 2004, em % de TKU

                                     Fonte: Geipot (1990), CEL/Coppead/UFRJ (2004)[19]

É provável que com o aumento da demanda de cargas a granel e a contínua melhora das operações ferroviárias, fruto de elevados investimentos[20], assim como expansão da navegação de cabotagem e da multimodalidade, a matriz venha a refletir uma maior participação destes dois últimos modais. De fato, estima-se que no caso do modal ferroviário, sua participação ao início de 2007 tenha chegado a 25%, com uma produção acumulada em 2006 de 237,7 bilhões de TKU[21].

Talvez a questão crítica da infraestrutura de transporte no país diga respeito ao seguinte conundrum: frente à uma demanda de carga que se expande rapidamente – principalmente pelo crescimento da produção e exportação de commodities agrícolas e minerais, assim como de bens intermediários e duráveis – qual a sustentabilidade de um modelo que permanece com forte viés rodoviário, baseado numa malha deteriorada, combinado com a incapacidade do governo de promover mudanças estruturais no setor pela combinação de fragilidade institucional, fiscal e capacidade de execução?

É útil, inicialmente, rever o desempenho do orçamento dos investimentos em transportes efetivamente realizados no período recente (2001-06). Em termos reais, deve-se sublinhar a contração dos fluxos no período, que somente em 2006 volta ao patamar do início da década. Em termos relativos, como percentual do PIB, os volumes investidos não chegam a 0,2%, mesmo em 2006 - após esforço significativo de desembolso – e levando em consideração que o Governo Federal permanece operando a maior parte do sistema rodoviário, inclusive os grandes eixos de movimentação de carga.

Quadro 5: Orçamento Geral da União – Investimentos em Transportes

2001-2006, em R$ milhões desembolsados*

Fonte: Coinfra – CNI, Siafi e elaboração própria. (*) incluindo restos a pagar. Valores constantes deflacionados pelo IGP-DI.

Há três razões fundamentais para o modesto desempenho do orçamento de investimentos da União na área de transportes.

Primeiro, a restrição fiscal que se agravou ao início da década, e o forte ajuste que se realiza no período 2003-05. Este, no plano Federal, recai com particular intensidade sobre o componente discricionário do orçamento, em particular os investimentos.

Segundo, a própria forma de conter e contingeciar os gastos ao início do período (dada a imprevisibilidade de receitas), acaba por dificultar ainda mais a programação e implementação dos programas de investimento, que ficam sujeitos a um regime de stop-and-go.

Terceiro, e talvez mais importante, a fragilidade institucional do Ministério – e do DNIT como órgão executor – implica que mesmo quando os recursos são liberados, nem sempre os programas são executados por uma combinação de falta de projetos e quadros técnicos, além da politização de instâncias que deveriam ter caráter estritamente técnico. Ademais, a natureza necessariamente multimodal e integrada dos transportes até o momento não foi levada explicitamente em consideração na política, no planejamento e na própria execução dos programas, o que explique em última instância o desbalanceamento da matriz de transportes no país.

Nesta perspectiva, a expansão dos recursos propiciadas pelo PPI e, mais recentemente pelo PAC, não necessariamente irá possibilitar uma recuperação efetiva da malha e sua expansão de forma mais equilibrada, a menos que haja um esforço em três frentes distintas, todas de natureza fundamentalmente institucional[22]:

  • A implantação do CONIT – Conselho Nacional de Integração de Políticas de Transporte – prevista na Lei 10.233/01, e sua articulação com o núcleo central do Ministério dos Transportes, recapacitado e requalificado para a definição das diretrizes e formulação da políticas, bem como o planejamento estratégico e operacional do setor. É crítico uma abordagem planejada e integrada dos modais[23].
  • A reforma da área de transportes necessita contemplar não apenas melhoria drástica do DNIT, com sua reestruturação, renovação de seus quadros e despolitização radical; mas também a privatização – ou forma alternativa de governança e sistema de gestão – que blinde as Cias Docas de influência política, e as dote de competência técnica indispensável ao desempenho de suas funções. O “loteamento” das Cias sob gestão federal é, a rigor, inadmissível, pois inconsistente com o interesse público, e leva a decisões incompatíveis com as necessidades de rápida expansão da capacidade dos portos.
  • O reforço da Agência Nacional de Transportes Terrestres (ANTT) e da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (ANTAQ), de forma a garantir sua independência administrativa, e autonomia financeira e operacional, e se aproximar do desempenho da Anatel e Aneel, as agências que permanecem na fronteira da regulação no país, apesar das dificuldades orçamentárias e administrativas, e ingerência do Executivo.

A efetiva regulação dos serviços públicos e dos mercados atendidos por empresas privadas depende do grau de competência, transparência e previsibilidade decisória destas agências. Dado as limitações dos investimentos públicos – tanto em magnitude quanto na capacidade de implementação das entidades executoras – deveria ser auto-evidente a criticalidade do investimento privado, e a necessidade de se criar as condições de entorno e um ambiente de negócios capazes de atraí-lo para projetos economicamente viáveis em infraestrutura.

Em anos recentes houve contudo um enfraquecimento das agências reguladoras por uma combinação de maiores restrições orçamentárias com o sistemático contingenciamento de recursos; a vacância por longos períodos em cargos de direção[24]; e, de modo geral, a percepção de que o papel das agências conflita com o Executivo, levando a ingerência deste último. O fato de que proporção significativa de investidores avaliam como regular ou ruim a eficiência e a agilidade de processos administrativos[25], aumenta o risco regulatório de forma material e cobra um imposto puro (“deadweight loss”) sobre os investimentos e a economia[26].

Neste contexto, vale rever brevemente o desempenho dos segmentos onde o investimento privado teve um papel propulsor ou direcionador; e inversamente anotar que a ausência por vezes de regras, instituições eficazes ou investimentos públicos complementares dificultam ou mesmo inviabilizam uma maior participação privada.

Modal Ferroviário. O início da construção da malha ferroviária no país data de 1854, tendo atingido seu ápice (e termos de extensão) cerca de um século depois (em 1960, com aproximadamente 30.000 km). Em 1996, a Rede Ferroviária Federal S.A. - RFFSA[27] iniciou o seu processo de desestatização por meio da concessão de suas malhas regionais à iniciativa privada (somando uma extensão de 28.445 km de via férrea), concretizados em contratos de concessão para exploração do serviço público de transporte ferroviário de cargas celebrados pela União, vinculados a um contrato de arrendamento dos bens ativos. O ano seguinte pode ser considerado “marco zero” das novas empresas.

Com exceção da chamada “Ferrovia do Aço” – integrante da Malha Sudeste concedida à MRS Logística – o restante das malhas regionais à época da desestatização se encontrava em condições relativamente precárias, implicando em estagnação/ retrocesso nos volumes transportados, baixa confiabilidade e elevados índices de acidentes, sem uma resposta eficaz seja no plano dos investimentos e/ou gestão.

Após um período de reorganização/ reestruturação do setor que se estende até 2002, com foco nos ganhos de eficiência, produtividade e redução de acidentes, por meio de investimentos centrados em desgargalamento, reforma/ aquisição de material rodante, e melhorias nos sistemas de comunicação e controle, o setor inicia uma trajetória de forte expansão: na produção, a partir de 2000, e nos investimentos, de 2003 em diante (Quadro 6).

Vale destacar:

  • A expansão da produção a uma taxa de 7,21% a.a. em 2000-06
  • A aceleração dos investimentos, que passam de uma média de R$ 644 milhões em 1997-2002, para cerca de R$ 2,3 bilhões em 2003-06.
  • A queda praticamente ininterrupta do índice de acidentes

 

Quadro 6: Brasil – Indicadores de produção, investimentos e desempenho do setor ferroviário, 1997/99 (média), 2000 – 2006

 

Fonte: ANTF e cálculos próprios.

Nota:(*) milhão trens.km; (**) Investimentos da União nas Malhas Concedidas a Iniciativa Privada, excluindo os recursos aplicados na Ferrovia Norte-Sul.

No período 1997-2006, a União arcou com menos de 5% do total de investimentos, ainda que se tivesse mantido com o governo a responsabilidade sobre 3 áreas fundamentais para a operação eficiente e expansão do setor, e que demandam planejamento, coordenação intra-governamental e que demandam investimentos significativos:

  • Expansão da malha, inclusive com a correção de sua geografia
  • Remoção da população invasora das faixas de domínio das ferrovias
  • Transposição das linhas férreas sobre vias rodoviárias (passagem de nível), em situações críticas de risco

O PAC focaliza a primeira dessas barreiras, ao programar a expansão e modernização de 2.518 km (211 km sob a égide pública e 2.307 km privada), com gastos de R$ 7,863 bilhões (R$ 1,666 bilhões em 2007), do OGU e financiamento do BNDES. Aí estão incluídos:

  • Ferrovias: Nova Transnordestina; Norte-Sul (Anápolis-Uruaçu e Araguaian-Palmas); Ferronorte (Alto Araguaia-Rondonópolis); e ampliação do corredor ferroviário do oeste do Paraná (com a variante Ipiranga-Guarapuava)
  • Contornos: S. Félix-Cachoeira e Camaçari-Aratu (BA); S. Francisco do Sul e Joinville (SC); Barra Mansa (RJ); Araraquara, e Ferroanel de S. Paulo

Os outros obstáculos à maior participação do setor na matriz dizem respeito aos 824 focos de invasão das faixas de domínio da ferrovia, com cerca de 200.000 famílias vivendo perto dos trilhos, o que põe em risco a vida das pessoas, leva à redução da velocidade média dos trens e aumento o grau de insegurança do transporte[28]. Seria necessário um programa de reassentamento dessas comunidades – retirando as invasões com a construção de moradias populares em locais adequados. Igualmente importante é a resolução das 134 passagens de nível consideradas críticas (de um total de 12.400) – que seria em tese possível com um investimento de R$ 800 milhões em 3 anos pela União (dado que a responsabilidade por essas ações não são legalmente da concessionária, mas do poder concedente)[29].

Em síntese: para o setor ferroviário, o PAC representa em tese um avanço considerável, ainda que incompleto (pela omissão nos que diz respeito às invasões da faixa de domínio e os riscos ensejados pelas passagens de nível). Num contexto de rápido crescimento da produção de commodities das cadeias agro e mineral, a implementação dos projetos em tempo hábil – principalmente no que diz respeito à construção dos contornos – e a remoção das barreiras representadas pelas invasões e passagens de nível, seriam essenciais para manutenção e eventual ampliação da participação do setor na matriz de transportes[30].

Portos. A implementação da Lei 8.630/93, conjugado com a aprovação da Lei das Concessões em 1996, propiciou uma transformação do setor portuário no país[31]. Com o fim do monopólio de exploração do porto organizado pela Administração Portuária, e introdução de novos agentes – operadores portuários e arrendatários privados, sob cuja gestão estão cerca de 8 milhões de m² e 145 áreas compostas basicamente de instalações e terminais – houve rápida expansão da movimentação de carga em todo o sistema[32]. A resposta foi particularmente intensa nos portos públicos – foco das reformas – cuja movimentação de cargas cresceu a uma taxa média de 8,35% a.a. no período 1993-2005 (Quadro 7).

Quadro 7: Brasil – Movimentação total de cargas nos portos

1993 e 2005, em toneladas e %

Fonte: ANTAQ, Anuário Estatístico Portuário 2006.

Há, contudo, uma percepção que os portos públicos estão próximos do seu limite operacional (principalmente, mas não apenas no caso de Santos), seja por deficiências de gestão da Administração Portuária, seja pelo baixo nível de investimentos em áreas críticas, como acesso terrestre e aquaviários ao porto. As filas de carretas à espera de embarcar/ desembarcar carga, refletem não apenas a dificuldade de acessibilidade terrestre e falta de estacionamentos, como as restrições à mobilidade dos navios, que não conseguem atracar em tempo hábil ou com o volume/ tonelagem programada, dado o calado insuficiente por falta de dragagem.

A situação dos portos públicos é cronicamente grave, e levou o governo em passado recente a mobilizar recursos no sentido de fazer determinados portos alvo de investimento público. Assim foi na chamada “Agenda Portos” de 2005 – que tratava das “necessidades mais urgentes de 11 grandes portos”[33] – alocando R$ 327,3 milhões (dos quais R$ 226,1 milhões descontingenciados, pois alocados pelo Projeto Piloto de Investimentos - PPI) com foco em acessibilidade, e cujos resultados foram comprometidos por uma combinação de atrasos no licenciamento ambiental, restrições do TCU e recursos judiciais impetrados por empresas competidoras no âmbito de processos licitatórios. Igualmente em 2006, o PPI iria “priorizar os portos”, de acordo com o Ministério do Planejamento[34].

O PAC, por sua vez, prevê investimentos mais ambiciosos em 12 portos da ordem de R$ 2.663 milhões (R$ 684 milhões em 2007 e R$ 1.979 milhões em 2008-10), sendo R$ 1.100 milhões num Programa de Dragagem dos Portos[35], e o restante em:

  • Construção/ Ampliação/ Recuperação de berços dos portos de: Vila do Conde (PA); Itaqui (MA); Terminal Salineiro de Areai Branca (RN); Rio Grande (RS); S. Francisco do Sul (SC); Paranaguá (PR); e Vitória (ES- contenção do cais)
  • Construção e melhoria dos acessos rodoviários e rodoferroviários dos portos de: Pecém (CE); Suape (PE); Salvador (BA); Santos (SP); e Itajaí (SC).

O foco dos investimentos do PAC está fundamentalmente correto: dragagem dos canais de acesso e dos berços por meio de concessão a longo prazo (5 anos renováveis) para empresas que respondam pela manutenção do calado, e melhoria nos acessos aos portos[36].

A insuficiência do PAC – sob a premissa que os investimentos serão executados - é de outra ordem: a manutenção do status quo na Administrações Portuárias, inclusive pela dificuldade de mobilizar recursos para investimento, elevado passivo trabalhista e excesso de pessoal[37], num quadro de gestões partidarizadas. A criação de uma Secretaria Nacional de Portos – fora da estrutura do Ministério dos Transportes – e objeto de intensa disputa política (principalmente por força da sua influência sobre as Administrações Portuárias fortemente politizadas) a exemplo do porto de Santos, crítico para a movimentação do comércio exterior do país), é evidencia prima facie da importância de uma mudança radical na governança e gestão dos portos, com a implantação de um novo modelo. É até possível que a nova Secretaria tenha força política suficiente para implementar reformas parciais na gestão das Cias. Docas, levando a um melhor desempenho. Contudo, tendo em vista a experiência dos últimos anos, essa é uma hipótese pouco provável.

Aqui se sugere a privatização das Cias Docas, após estudo detalhado das melhores práticas de governança dos diferentes modelos de gestão portuária. O modelo de privatização – e seus requisitos – devem se orientar pelos objetivos de introjetar maior eficiência e competitividade no sistema portuário, sem criar barreiras à entrada artificiais ou monopólios de fato, e condizente com o desenvolvimento da região de influência do porto e sua integração com os modais rodo-ferroviário. Ao mesmo tempo não se vê espaço no sistema político brasileiro para soluções intermediárias, sem o risco de interferência não técnica na gestão destes ativos críticos para a economia dos país. Enquanto não houver a resolução das Cias Docas, o PAC – mesmo que implementado – ficará incompleto no elo possivelmente mais frágil do sistema de transportes do país[38].

Em paralelo, deve-se reforçar a atuação independente, técnica e transparente da ANTAQ, cujos desempenho vem tendo ganhos desde a segunda metade de 2006, e apoiar investimentos complementares na estrutura hidroviária (e de navegação interior) do país. Este modal, que no PAC soma apenas cerca de 1,4% do total (R$ 735 milhões, sendo R$ 280 milhões em 2007), é de grande importância pelo reduzido custo por tonelada transportada e elevada eficiência. Seu desenvolvimento depende claramente de ações do setor público e sua baixa visibilidade seja talvez explicação para a modesta prioridade historicamente atribuída ao modal, que não parece ter mudado de forma material no PAC.

Assim, das 11 principais hidrovias do país, cuja extensão soma 16.724 km, o PAC prioriza a construção de terminais hidroviários na Amazônia, a construção de eclusas de Tucuruí, a dragagem e derrocagem da Hidrovia de S. Francisco, o acesso ferroviário ao porto de Juazeiro, e a dragagem e derrocagem da Hidrovia do Paraná-Paraguai. Seria fundamental um programa mais ambicioso, com foco no fortalecimento da integração física do transporte aquaviário com os demais modais, assegurando a construção de eclusas junto com as barragens, a navegabilidade por meio de limpeza de canais, sinalização e balizamento, combinado coma revisão do marco regulatório da navegação interior (diferenciando-o do que vigora para a navegação marítima)[39].

Rodovias. O PAC tem por objetivo no setor de transportes a melhoria do sistema rodoviário. O foco são 45.337 km de rodovias, sendo o investimento público (R$ 29,6 bilhões) responsável por 42.090 km e o setor privado pelo restante (3.247 km). Desses, 2.601 km dizem respeito à concessão de 7 trechos nas regiões Sul e Sudeste do país.

O Programa enfrenta barreiras não triviais. Primeiro, à execução das obras rodoviárias do setor público, pela fragilidade do DNIT, com a ausência de quadros experientes, e projetos técnica e juridicamente consistentes. A segunda classe de obstáculos diz respeito à ausência de normas sedimentadas e aceitas pelo poder público e setor privado quanto a licitação das concessões rodoviárias. O resultado desta dupla insuficiência institucional está refletido na grave situação física das estradas, cujo estado de conservação e operação pouco se alterou entre 2005 e 2006[40], apesar dos esforços empreendidos, inclusive o programa emergencial de recuperação de rodovias (“operação tapa buracos”). Três-quartos das rodovias do país continuam em estado regular, ruim ou péssimo.

A criticalidade do investimento privado pode ser entendida não só em função da escassez de recursos públicos, como pelas limitações na capacidade de executar os investimentos e manter as rodovias em estado adequado. Uma comparação entre rodovias sob gestão estatal e terceirizada (basicamente concessões pedagiadas) reflete tanto a diferença na qualidade de gestão dos ativos quanto a maior capacidade de investir de operadores de rodovias pedagiadas (Quadro 8).

Quadro 8: Brasil – Estado de conservação das rodovias

2006, em km e %

 

 

Fonte: CNT, Pesquisa Rodoviária 2006.

Notas: (*) Rodovias federais sob gestão do DNIT, e estaduais sob gestão dos DERs; (**) Rodovias pedagiadas administradas por concessionárias ou órgãos estaduais

De fato, no período 2001-2005 os investimentos nas rodovias sob regime de concessão somaram cerca de R$ 6,7 bilhões (valores correntes)[41]; já para se inverter a pirâmide do estado geral de conservação de modo e se aproximar dos padrões observados nas rodovias pedagiadas – supondo o mesmo gasto por km – os investimentos médios do governo federal deveriam alcançar cerca de R$ 8,5 bilhões/ ano, 3,7 vezes mais o que se investiu em média anualmente naquele período.

É improvável que o PAC mude radicalmente esse quadro. A questão nesse caso não são os números: o PAC prevê gastos de R$ 33.437 milhões (R$ 8.086 milhões em 2007) para recuperar (32.000 km), adequar/ duplicar (3.214) e construir (6.876) um total de 54.090 km com recursos públicos. Esses gastos são muito próximos dos requisitos sugeridos acima. O problema central é de dificuldade de execução em tempo hábil pelo DNIT, supondo que os recursos se tornem efetivamente disponíveis e não sejam contingenciados.

Neste contexto, é necessário mobilizar os investimentos privados, tanto via parcerias público-privadas (PPPs) quanto por meio de concessões.

No caso das PPPs, após 4 anos de desenho, discussão e aprovação legislativa, há apenas 5 projetos rodoviários:

  • Federais: BR-116 e BR 324 (BA), sem data de licitação após consulta pública; BR-040 e BR 381 (MG), em estudo, e ambos voltados para restauração, manutenção, operação e aumento de capacidade da rodovia
  • Estaduais: MG-050, para recuperação, ampliação e manutenção (aguardava, ao início do ano, a assinatura do contrato).

Já no caso das concessões de rodovias federais, há alguns anos – na realidade desde o segundo governo de FHC – prepara-se para licitação a segunda etapa do Programa de Concessões[42]. Após ser suspensa para redesenho do processo e edital de licitação, a nova modelagem foi aprovada em 18/05/07 pelo CND, com ênfase na modicidade tarifária (e conseqüente redução da TIR). Este longo prazo talvez seja o sintoma mais claro da incapacidade institucional tanto do executivo – o próprio Ministério – quanto da agência reguladora de transportes terrestres (ANTT), de dar resolução ao processo e responder de forma eficaz e em tempo hábil, seja às críticas/ pareceres do TCU, seja mais recentemente, da Casa Civil.

A alegação da existência de “barreiras ocultas” à competição no leilão, pela natureza das exigências técnico-operacionais, e de habilitação econômico-financeira, assim como a possibilidade de conluio e “divisão de território” entre participantes, levou a Casa Civil a suspender o processo em Janeiro de 2007 por tempo indeterminado. Ainda que as objeções e críticas tenham fundamento, não é claro, contudo, porque se levou tantos anos para identificar as fragilidades e introduzir mudanças nas regras numa licitação de importância não marginal para a modernização do sistema rodoviário no país. Vale enfatizar que as segunda e terceira etapas do programa federal de concessões somam 9.344,6 km, ou 17,5% da malha rodoviária federal pavimentada.

O desempenho das infraestruturas chave do setor – ferrovias, portos e rodovias - evidenciam que a desestruturação do sistema de transportes no país é um caso de falha maciça das instituições de Estado (em contraposição às falhas de mercado que justificariam a necessidade de governo). E se reflete em agências reguladoras frágeis no setor; politização de órgãos e empresas de natureza fundamentalmente técnica – a exemplo das Cias. Docas e do DNIT; e incapacidade de executar investimentos críticos para responder à expansão da economia ou de criar as condições para assegurar o investimento privado na magnitude exigida pelos crescentes fluxos físicos associados à expansão da economia.

A menos de uma reestruturação radical que reposicione o Ministério, o DNIT, as Cias. Docas e as Agências, e que tenha a intermodalidade como diretriz básica de política, a expansão do investimento privado como eixo da estratégia, e orientada para o aumento da eficiência decisória e capacidade de execução, é improvável uma resolução das maiores fragilidades da infraestrutura de transportes no país.

É importante assinalar que por razões não óbvias estas falhas estão menos presentes no setor elétrico – talvez pela sua maior criticalidade. Houve um programa bem sucedido de reestruturação do endividamento e reforço financeiro das distribuidoras, cujo desempenho é, de modo geral, bastante satisfatório; da mesma forma, as geradoras se encontram capitalizadas e com capacidade de investimento (os obstáculos à criação de potência adicional são de outra natureza – como se discutirá abaixo); e o programa de concessões para prestação de serviço de transmissão têm sido bem sucedidos, não apenas seus resultados físicos – de estender as linhas de alta tensão da rede básica, e aumentar a garantia e estabilidade do sistema, pela construção, manutenção e operação eficaz – como pela redução dos custos ao consumidor pelos elevados deságios tarifários obtidos nos leilões. Estes são de modo geral levados a cabo em tempo hábil, com baixo nível de contestação e dirigidos de forma competente pela ANEEL, com apoio do MME. Não há razão forte suficiente que essa experiência e prática já de alguns anos não possa ser replicada no setor de transportes.

 

 III.     Energia Elétrica

A questão chave na dimensão energética da infraestrutura do país diz respeito à disponibilidade de energia elétrica para os próximos anos, e qual o risco de um racionamento, principalmente no Sudeste, o principal mercado ou centro de carga. Discute-se inicialmente o quadro atual de oferta de energia elétrica e sua perspectiva no período 2007-11, a dinâmica de demanda e o balanço estrutural oferta-demanda. O déficit em 2010, e potencialmente 2011 (e o uso mais intensivo das reservas hídricas nos anos anteriores), sugere risco significativo e crescente de racionamento, acompanhado de preços mais elevados ao final do período de projeção e nos primeiros anos da próxima década, quando o suprimento de energia do país irá depender de forma crescente de grandes projetos hídricos na Amazônia e crescente participação térmica na matriz elétrica.

Oferta de energia elétrica.

O Brasil contava ao final de 2006 com 1.595 empreendimentos de geração de energia elétrica em operação, totalizando 96,3 GW de potência ou 102,6 GW considerando a energia importada[43] (Quadro 9). Vale destacar que:

  • A base geradora brasileira é predominantemente hídrica, com participação de 76,5%.
  • A geração térmica representa 21,2% da potência total em operação, as usinas termo-nucleares, 2,1%, e as eólicas, 0,2%. Dos empreendimentos térmicos, o gás natural – como combustível - tem papel preponderante (10,2%), seguido por geração com base no petróleo (diesel e óleo residual).

Um aspecto particularmente relevante da oferta de energia elétrica para os próximos anos diz respeito à participação de biomassa, centrado no bagaço de cana (cuja participação em 2006 foi de 2,8% em termos de potência instalada), e cujo crescimento na matriz deverá acompanhar o surto de investimentos no plantio e processamento de cana-de-açúcar (como se verá a seguir)[44].

Quadro 9: Usinas em Operação no Brasil, 2006

 

Fonte: ANEEL (www.annel.gov.br)

O potencial do parque gerador brasileiro – bem como das importações – se traduziram numa oferta (firme ou garantida) de 52,3 GWmédios em 2006 no denominado Sistema Interligado Nacional (SIN), versus uma demanda de 48,7 GW médios. Pode-se afirmar que esta diferença de 3,6 GW médios denota relativo conforto num quadro de normalidade hidrológica[45].

Para os próximos anos, projeta-se um crescimento médio aproximado de 4,8% a.a. (atingindo 62,9 GWmédios em 2011) na oferta de energia (Quadro 10). Este resultado leva em consideração:

  • As projeções da Empresa de Planejamento Energético (EPE), que têm por base a garantia física das usinas hidráulicas existentes (incluindo toda a UHE Itaipu) e em expansão (com a energia contabilizada por máquina), bem como das térmicas (com base no conceito de disponibilidade e oferta efetiva de gás)[46], além das usinas não despachadas centralizadamente (incluindo o Proinfa)[47].
  • Exclusão/ adiamento de usinas com apenas licença prévia ou com problemas graves de licenciamento ambiental no período 2008-10[48];
  • Aumento acima do projetado na oferta de energia de biomassa, variando de 200-350 MW médios em 2008-11[49];
  • Alcance parcial das metas do Proinfa[50]
  • Restrição de gás no NE em 2010 (da ordem de 500 MW firmes) e sua reinserção em 2011[51].

Quadro 10: Brasil – Evolução da oferta de energia

2007-11, em MW med

 

Fonte: EPE e Elaboração própria. (*) incremento médio no período 2007-11

Demanda de energia elétrica

A dinâmica da demanda de energia elétrica do país em 2007-11 pode ser derivada a partir de estimativas do crescimento do PIB e da elasticidade-renda do consumo para o período.

A projeção do PIB para o período 2007-11 teve por base a hipótese de uma trajetória que inicialmente converge para 5,0% em 2008, e oscila em torno de 4,5-4,8% em 2009-11, pouco abaixo do projetado pelo governo no PAC (5% a.a). Esta seria a trajetória de referência para a economia, cujas premissas são um arrefecimento da economia mundial já ao final de 2008, que impede o país de sustentar em 2009 a expansão alcançada no ano anterior, um novo impulso em 2010 em função do ciclo político, e leve desaceleração em 2011 (Quadro 2).

Alternativamente, pode-se vislumbrar uma trajetória virtuosa de paulatina aceleração do crescimento, que teria por pano de fundo a continuidade da expansão mundial no restante da década, forte redução do custo de capital das empresas com uma queda acentuada dos juros (e do risco-país que alcançaria nível de grau de investimento já ao início de 2008), consolidação do marco regulatório, aceleração dos investimentos domésticos e externos, e melhoria dos fundamentos fiscais propiciando menor pressão tributária e aumento dos investimentos públicos de forma sustentável. Nesta trajetória, a economia do país cresceria a uma média de 5,45% a.a. (versus 4,73% a.a.)

Quanto à elasticidade-renda da demanda de energia elétrica, estudos recentes da EPE indicam tanto uma queda da elasticidade-renda no país ao longo do tempo (devendo convergir para a unidade ao final de um período de 10 anos – com base na série antiga do PIB), como uma relação inversa da elasticidade com a taxa de crescimento do PIB[52].

Para o período mais recente, a elasticidade vinha flutuando em torno de 1,2. Em 2006, de acordo com a Eletrobrás, houve uma expansão de 3,8% no mercado de fornecimento – volume de energia consumido pela totalidade dos consumidores livres e cativos – o que indica uma elasticidade de 1,027 (dado o crescimento do PIB de 3,7% no ano). Nas projeções da EPE, a elasticidade implícita para 2007 é de 1,1556 (crescimento na demanda de 5,2% e de 4,5% do PIB). A premissa que aqui se adota - é uma elasticidade de 1,15 no início do período de projeção (levemente inferior ao da EPE), convergindo gradativamente para 1,0 ao final do período, tanto no caso da trajetória de crescimento central como da trajetória virtuosa (Quadro 11).

Quadro 11: Brasil – Elasticidade Renda de Energia Elétrica

2007-11

Fonte: Elaboração própria

As premissas de crescimento do PIB e evolução da elasticidade apontam para uma demanda de energia no sistema interligado crescendo de 50,5 GWmed em 2007 para 61,5 GWmed em 2011 sob a trajetória central da economia, e 63,3 GW médios numa trajetória virtuosa. Em 2011, o incremento de carga resultado de um crescimento mais acelerado seria de 1,788 GW médios.

Quadro 12: Brasil – Evolução de carga própria de energia no SIN e Total

2006 (estimado), 2007-11 (projetado)

em MWmed

 

Fonte: Elaboração própria

O Balanço Oferta-Demanda de Energia Elétrica

O balanço de oferta demanda sugere uma situação de relativo conforto no período 2007-09 (Quadro 13). Em 2010, as duas trajetórias de demanda apontam para uma situação de déficit, particularmente grave num contexto de crescimento mais acelerado. Em 2011 há uma melhora em função da entrada de Estreito e da oferta de GNL no Nordeste. Nestes anos, simulações indicam que um atraso significativo na construção das usinas ou na expansão da oferta de gás, ou uma hidrologia particularmente desfavorável, podem levar a níveis de risco não toleráveis (significativamente acima de 5%).

Quadro 13: Brasil - Oferta x Demanda de Energia Elétrica

2007-11, em MWmed

 

Fonte: Elaboração própria

De fato, o risco de déficit (no Sudeste) se eleva abruptamente a partir de 2009[53]. Em simulação recente, estimou-se que no caso de referência[54], a probabilidade de se decretar racionamento é de 8% em 2010, e chega a 14% em 2011[55], apesar do relativo equilíbrio oferta-demanda nesses anos, e em função do uso mais intenso dos reservatórios no período 2007-09. No caso da demanda “alta”[56], o risco se eleva para 12,5% e 22,5% em 2010 e 2011; de oferta “atrasada”, 17,5% e 24%[57]; e na combinação desses dois fatores, 23,5% e 30% , respectivamente.

Esses não são riscos de magnitude trivial, e estão substancialmente acima do que atualmente o MME e a EPE prevêem (porém abaixo daqueles derivados pela metodologia da ONS)[58].

Como os parâmetros desta simulação se comparam com os resultados aqui apresentados? Ainda que não se possa inferir diretamente os riscos de déficit nos cenários aqui construídos a partir das simulações do IAB/PSR, estas sugerem uma ordem de magnitude para o risco de racionamento embutido nas estimativas deste trabalho, que estaria com toda a probabilidade acima de 5%, chegando a 10-15% (2010) e 15-20% (2011). Enquanto que as taxas de crescimento da demanda são próximas (as trajetórias aqui apresentadas são levemente superiores), a oferta aqui projetada é um caso intermediário entre a “referência” e o “atraso” (ao incorporar adições não esperadas de potência em biomassa de cana-de-açúcar).

Implicações para o Custo da Energia

A existência de um excedente de oferta de energia elétrica em 2007-09 sugere que provavelmente não haveria pressão significativa sobre o custo de energia no curto e médio prazo. Os dados sugerem, contudo, que a maior percepção de risco frente a um cenário de dificuldades no licenciamento ambiental e oferta de GN vem levando a um aumento das cotações no mercado livre - cerca de 25% do mercado total - para contratos de 1 ano[59].

A potencial escassez de energia e a necessidade de novos investimentos em geração a partir de 2010 para ampliação significativa da capacidade instalada do país de modo a atender à crescente demanda por energia elétrica vêm igualmente provocando pressão sobre os preços futuros da energia. Estes tendem a elevar-se em função de:

  • antecipação pelos agentes de uma potencial escassez a partir de 2010, como sugerido pelo balanço de oferta-demanda;
  • maior utilização das usinas termoelétricas na base geradora do país;
  • Custos crescentes de expansão do sistema

Atualmente, o ONS despacha uma usina térmica quando seu custo marginal de operação é inferior ao de uma usina hidroelétrica, que leva em consideração a situação dos reservatórios e projeções hidrológicas, dentre outros fatores[60]. Na medida em que a demanda cresce mais rapidamente que a capacidade geradora instalada, torna-se cada vez mais importante a participação das usinas térmicas para suprir o sistema, o que acarreta um aumento da tarifa de energia, já que o custo da energia térmica é geralmente superior à hidroelétrica.

Ademais, a expansão do sistema de geração causará uma elevação dos preços da energia, uma vez que os investimentos necessários para a construção de novas usinas tendem a ser maiores ao longo do tempo. Isso ocorre principalmente por dois fatores:

  • as exigências por parte das autoridades ambientais têm se tornado cada vez complexas, onerando os novos investimentos;
  • os aproveitamentos ainda não explorados encontram-se distantes dos grandes centros de carga, o que gera a necessidade de construção de novas e extensas linhas de transmissão.

Os preços futuros de energia – gerados nos leilões de 2005 e 2006 – são provavelmente os melhores indicadores de seus custos como insumo e de seu retorno como negócio (Quadro 14). À época dos leilões, os preços ainda não refletiam – por motivos óbvios – a hidrologia extremamente favorável do final de 2006 e inicio de 2007[61], que elevou os níveis dos reservatórios bem acima da média histórica, e garantiu oferta elástica de energia em 2007 e 2008, com efeitos positivos ainda em 2009.

A prazo mais longo, contudo, é inquestionável a elevação do custo de energia no país, tanto pelo aumento dos custos dos recursos energéticos como pela mudança em sua composição. À medida que se amplia a utilização de recursos não hidráulicos, os custos médios aumentam, principalmente levando em consideração o imperativo do uso de outras energias limpas e renováveis, a exemplo de eólica e solar, e mesmo biomassa[62]. De qualquer forma, a sinalização é clara: em condições normais, os custos de energia tendem a se elevar de forma material.

Quadro 14: Brasil - Custos Marginais de Energia para as Distribuidoras

Leilões 2005 e 2006

2005-11, em R$/MWh

 

Fonte: Elaboração própria

Notas: (*) 2005 – custo inicial; 2006-09 custo do bloco de energia adicional. Cerca de 80% da energia foi contratada em 2005-06. Contratos a serem re-licitados, começando em 2012. (**) O leilão de A-3 de junho de 2006 contratou em média energia pós 2009 a R$ 128,95/MWh, sendo R$ 126,77/MWh hídrica e R$ 132,39/MWh térmica.

Atualmente, o custo médio de energia para os distribuidores é cerca de R$ 66/MWh; porém, tomando os resultados dos leilões de energia nova como parâmetro, estima-se que o custo marginal de expansão esteja próximo a R$ 130/MWh. No período 2007-2011, os custos para as distribuidoras (e consumidores cativos) irão subir de forma gradativa (Quadro 15). A partir de 2012, contudo, quando os blocos de energia velha forem recontratados, os custos para os consumidores cativos irão se elevar, com toda a probabilidade, de forma bastante acentuada. Já para os consumidores livres, que já enxergam custos de energia crescentes, devem ser submetidos a aumentos mais acentuados a partir de 2009-10, a menos que estejam abrigados sob contratos de longo prazo.

Quadro 15: Brasil - Trajetória Esperada do Custo da Energia

2007-11, em R$/MWh

 

Fonte: Abrace (2006-09) e Elaboração própria (2010-11)

Em síntese: no período 2007-09, devido ao excedente de energia no mercado e os custos moderados da energia velha, não deverá haver pressão maior sobre a tarifa de energia no mercado regulado. A partir dos anos 2010-11, projeta-se maior pressão sobre os preços, devido à potencial escassez de energia e conseqüente expansão mais acelerada do sistema, e que irá se acentuar com a re-licitação dos blocos de energia velha já a partir de 2012. Já no mercado livre, a antecipação pelos agentes de uma relativa maior escassez vem pressionando os preços e este processo deve se agudizar nos próximos 2-3 anos.

Implicações para a Matriz Elétrica

A oferta interna de energia no Brasil em 2006 (Quadro 16) sugere que o crescimento do país é levemente energo-intensivo, com uma elasticidade implícita de 1,35: a oferta de energia se expandiu 5% no ano (e a economia 3,7%). Ao mesmo tempo, a matriz indica participação extremamente expressiva em energias renováveis: 44,4% do total consumido no ano. A título de comparação, nos países da OECD apenas 6,1% da energia ofertada era em média renovável, e globalmente 13,2% (dados de 2004).

Quadro 16: Brasil – Oferta Interna de Energia

2006, em milhões de tep e %

 

Fonte: EPE, “Balanço Energético Nacional – Resultados preliminares, ano base 2006,” março/2007

Chama atenção na matriz energética do país a contribuição dos produtos da cana de açúcar - praticamente equivalente à energia hidráulica e eletricidade - e seu crescimento no ano (9,7%), centrado na produção de etanol (expansão de 12%). É provável que o peso desses produtos na matriz venham a aumentar significativamente nos próximos anos, tanto em termos de combustível (para veículos) como de biomassa para geração de energia.

Em termos prospectivos, o maior potencial de crescimento está contudo não apenas nos energéticos baseados na cana-de-açúcar, mas do gás natural (GN). Na realidade, retrospectivamente a maior alteração na matriz se deu em função do aumento da participação deste energético, que passou de 3,7% (1998) para 9,5% (2006). É provável que o GN ganhe um novo impulso nos próximos anos, quando seu consumo deverá se elevar de 52 milhões de metros cúbicos/dia (MMc/d) em 2006 para 121 MMc/d em 2011, alavancados pela importação de cerca de 20 MMc/d. O crescimento projetado de 18,4 % a.a. implica claramente um papel de maior importância na matriz energética do país, na medida que o crescimento médio do consumo deverá se estabilizar em torno de 5,0-5,5% a.a.

A matriz de oferta de energia elétrica no país, por sua vez, denota a dominância de energias limpas e renováveis (Quadro 17): pouco mais de três-quartos do consumo doméstico se originou de fontes hidráulicas (incluindo a importação de Itaipu e Guri, na Venezuela), enquanto que houve expressivo crescimento de fonte eólica, ainda que com reduzida base.

Quadro 17: Brasil – Oferta Interna de Energia Elétrica

2006, em TWh e %

 

Fonte: EPE, “Balanço Energético Nacional – Resultados Preliminares, ano base 2006”, março/2007

Nota: inclui auto-produção de energia elétrica; (*) inclui lenha, bagaço de cana de açúcar, lixívia e outras recuperações

Contudo, fontes não renováveis e de energia mais “suja” vêm ganhando participação na matriz, processo que deverá se intensificar nos próximos anos[63]. Os resultados do 1º Leilão de energia nova, para entrega em 3, 4 e 5 anos (A-3, A-4 e A-5), conduzido em Dezembro 2005, indicaram forte predomínio de térmicas. De um total contratado de 3.286 MW med, 1.391 MW med eram com base em gás natural; 546 MW med em carvão; 225 MW med em diesel e 19 MW med em óleo combustível; 97 MW med com base em biomassa; e 1008 MW med de natureza hídrica. Em síntese, apenas 33,6% da energia contratada era de natureza limpa/ renovável.

Em junho e outubro de 2006, realizaram-se novos leilões (A-3 e A-5, respectivamente) contratando 2.786 MW med. Esses foram leilões mais equilibrados, com energia limpa/ renovável tendo preponderância. Na energia contratada para 2011 (A-5), 57,1% (630 MW med) foram de origem hídrica (569 MW med) e biomassa (61 MW med) e 43,9% (474 MW med) com base em gás e óleo combustível/ diesel, enquanto que para a energia contratada para 2009 (1682 MW med em A-3), 1.098 MW med foram de fontes limpas/ renováveis (1.028 de origem hídrica, e 70 de biomassa e biogás), enquanto que 584 MW med com base em gás natural.

Assim, o resultado agregado dos leilões de 2005/06 aponta para 6.072 MW med contratados, dos quais somente 46,7% de fontes limpas/ renováveis, em contraste com uma participação de cerca de 80% destas fontes na matriz elétrica de 2006.

Se os leilões de 2005/06 apontam para uma mudança gradual – porém significativa - na matriz no período 2008-11, no sentido do uso crescente de fontes mais caras, poluentes e não renováveis, os leilões de 2007 (visando o abastecimento de 2012) sugerem o aprofundamento desse processo. O primeiro destes leilões, a ser realizado em junho de 2007, terá por foco fontes alternativas e renováveis, com um custo-teto de R$ 140/MWh, estando cadastrado 4.570 MW de potência[64]. O segundo leilão, adiado para o último trimestre de 2007, aberto a todas as fontes, tem ampla preponderância – até o momento – de energias sujas, não renováveis: de um total de 25,5 GW, estima-se que mais do que 70% serão ofertados por empreendimentos com base em fontes mais caras e poluentes.

A mudança - em grande medida adversa – na composição da matriz, se relaciona com as barreiras enfrentadas pelos grande empreendimentos na Amazônia: cerca de 39% da expansão da capacidade geradora até 2013 provém de Jirau e Santo Antônio, ambas no rio Madeira, e de Belo Monte, no rio Xingu. Essas usinas enfrentam obstáculos principalmente na área ambiental, e o cronograma de seu processo de licenciamento é rigorosamente incerto, ainda que o complexo do rio Madeira esteja possivelmente mais próximo de receber a licença prévia (LP) do que Belo Monte, que necessita de aprovação do Congresso, pela exploração de recursos energéticos nas áreas indígenas[65].

Dois aspectos do PAC poderão, contudo, impulsionar os projetos hidrelétricos, além da continuidade dos estudos de viabilidade (e EIA-Rima) dos aproveitamentos e de inventário das bacias, ambos previstos no Programa, e cujo escopo engloba, respectivamente, 25.768 MW e 32.950 MW de potência, praticamente na sua totalidade na região Amazônica.

Primeiro, a regulamentação do artigo 23 da Constituição, que trata da competência ambiental de cada ente federativo na apreciação de projetos e operações[66].

Segundo, a desoneração fiscal (redução do PIS/Cofins sobre o investimento) e a melhoria das condições de financiamento. Do custo de energia nova, estima-se que o investimento represente cerca de 60%, dos quais 39,3% absorvidos (antes da operação) com pagamento de impostos (Quadro 18).

Quadro 18: Brasil – Decomposição do Curto de Energia Nova

em R$/MWh e %

 

Fonte: ABRACE e Barra Grande Energética S.A.

Notas: (*) PIS, COFINS, ISS, IPI, ICMS, IR, CSLL; (**) PIS, COFINS, IR, CSLL, CPMF

As medidas tributárias e aquelas referentes ao financiamento de projetos de geração e transmissão de energia elétrica do PAC reduzem o preço de energia em 11,8% e 16,9% para projetos até 1.000 MW e acima de 1.000 MW, respectivamente, tendo por preço base ou ponto de partida R$ 127/MWh (Quadro 19).

Quadro 19: Brasil – Efeito do PAC sobre o Custo de Energia Nova

em R$/MWh e %

 

Fonte: ABRACE e Barra Grande Energética S.A. Ver também www.energiacompetitiva.com.br.

Ainda que as medidas de redução do custo de energia de base hídrica contempladas no PAC sejam importante incentivo ao investimento, continua ausente um arcabouço institucional sólido, com regras claras e estáveis, que reduza a incerteza referente ao custo e prazos dos projetos, e conseqüentemente seus retornos. A mobilização do investimento privado, em particular, irá depender de uma maior previsibilidade que cerca principalmente o processo de licenciamento ambiental. Este é um problema de divisão de trabalho entre instâncias decisórias de distintos entes federativos; e da elevada discrição – e por vezes politização - com que o judiciário e o Ministério Público atuam.

Do ponto de vista técnico, talvez o problema central esteja na ausência de análise custo-benefício dos empreendimentos como critério básico de julgamento ou decisão, seja no executivo ou judiciário. Ao se ater aos impactos – muitas vezes de natureza não mensurável e pouco objetiva – e se omitir os custos de oportunidade de não realizar o empreendimento, inclusive e particularmente o maior uso de fontes poluentes, não renováveis, e economicamente mais caras e menos eficientes, ignora-se o trade-off inerentes às escolhas que estão sendo (implicitamente) feitas. Como resultado, o agente público pode tomar – e freqüentemente toma – decisões contra o interesse público. A não compreensão (ou mesmo aceitação) daquele conceito básico – e as dificuldades inerentes à apreensão de projetos complexos - são talvez os maiores entraves ao desenvolvimento do setor elétrico no país.

Em síntese: a relevância decisória do Princípio da Precaução deve ser relativizada pelo Princípio do Custo de Oportunidade. Ademais, não é aceitável o uso aquele princípio – onde se enfatiza os cenários mais adversos dos efeitos previstos – para qualquer fenômeno e de forma absoluta[67]. Se há uma probabilidade não mensurável de que algumas espécies de peixe (no caso, da bacia do rio Madeira) venham a ser eventualmente prejudicadas, por exemplo, deve-se de toda forma tentar traduzir esta incerteza em risco, e medir seu impacto em contraposição ao custo do adiamento dos início do projeto ou mesmo seu cancelamento, inclusive pelo uso de energia de pior qualidade e/ou mais cara. Esse exercício deve ser realizado de forma transparente, de modo que o país tome ciência dos custos, benefícios e trade-offs das decisões tomadas por agentes públicos – seja o MMA/Ibama, o Ministério Público ou o judiciário.

É possível que Itaipu nunca tivesse sido construída se os processos e as institucionalidades atuais existissem. Porém se hoje houvesse uma votação (ou outro método de agregação de preferências) acerca de Itaipu, se a hidroelétrica deveria ou não ter sido construída, é altamente provável que a resposta seria sim. Pois o bloco de energia que diariamente Itaipu transfere ao país – e à região Sudeste em particular – pelo bem estar econômico que traz, segurança energética e pelo custo evitado, compensa largamente o que se perdeu, inclusive pelo desaparecimento de Sete Quedas.

Infelizmente, não há escolhas sem custos. Estes devem ser identificados e contabilizados na medida do possível. A incerteza quanto aos efeitos – particularmente quando esses são de segunda ordem – não pode justificar a paralisia decisória. O fundamental é cotejar os custos implícitos de negar ou adiar, e não decidir, com os eventuais benefícios auferidos. Só assim as decisões mantém um mínimo de racionalidade e coerência, e evita-se governar por omissão

IV.      Conclusão

Os custos para a economia seja de um crescente grau de congestionamento na logística do país ou de um racionamento de energia elétrica são substanciais. A eventual superação dessas barreiras irá depender de maior mobilização de investimentos privados. Para tanto, é fundamental se estabelecer as bases legais e regulatórias que minimize a probabilidade de ruptura dos contratos, e limite a imprevisibilidade associada às decisões discricionárias de governo e judiciário.

O país teve nos últimos anos experiências positivas neste aspecto: a Lei dos Portos (1993), a Lei das Concessões (1996), o processo de outorgas nos portos (e rodovias), a privatização da RFFSA, a criação das agências encarregadas dos setores regulados (principalmente a Anatel e a Aneel, além da ANP), e mais recentemente o novo modelo do setor elétrico. São esses quadros legais e institucionalidades que – uma vez assentadas – dão conforto e uma perspectiva de estabilidade de longo prazo para o investidor.

Convém tomar essas experiências para inferir uma lição fundamental de política de Estado: o interesse público é bem servido se – para os setores regulados – as leis que formam o quadro no interior do qual os agentes se movem, forem efetivamente implementadas; e as institucionalidades protegidas da barganha política e dotadas de eficácia operacional. A ambigüidade das regras e a politização das decisões, assim como a fragilidade e baixa autonomia das agências, num contexto de continua restrição ao investimento público, apenas agravará os problemas de infraestrutura no país.



* Inter.B Consultoria Internacional de Negócios. Ex “Principal Economist” para Indústria e Energia do Banco Mundial. O autor agradece a assistência de Andrea Gimenes.

[1] Editorial do Valor, 23/01/07.

[2] “O PAC não vai acelerar o crescimento”, entrevista com Luiz Carlos Mendonça de Barros, Valor, 25/01/07, A4; “O PAC não ataca a questão fiscal”, entrevista em que Affonso Celso Pastore sugere impacto nulo do Programa no crescimento, Valor, 29/01/07, A14; “...o PAC foi um não evento” in artigo de Edward Amadeo “A caminho para não sair do lugar”, Valor, 22/02/07, A9. .

[3] Antonio Delfim Netto, “PAC: uma boa aposta”, Valor, 30/01/07, A2.

[4] Entrevistas com Ministro Guido Mântega, Valor, 25/01/07, A12 e 12/04/07, A12. A idéia de “ousadia” se contrapõe à timidez apontada por analistas e estudo de FIESP/IEDI, que sugere espaço para um corte no gasto da ordem de 5,5% do PIB (antigo), sendo 2,7% no pagamento dos juros, 0,2% com corte de cargos em comissão, 0,8% com a desvinculação da Previdência ao reajuste do salário mínimo, 0,75% com uma melhora na gestão dos ativos e 1,1% com outras despesas. A combinação de um ajuste fiscal duro, redução expressiva da taxa de juros e decorrente depreciação cambial, levaria – de acordo com o estudo - a um crescimento do PIB de 4,9% em 2007, chegando a 7% em 2010.

[5] Vale sublinhar que o PAC foi omisso em relação à indústria de software e serviços de tecnologia, intensiva em mão-de-obra, treinada e competitiva em custo; e em relação à inclusão digital e universalização do acesso à Internet de banda larga.

[6] Ver O Globo, 23/01/07, p. 26.

[7] O custo do aparelho de TV digital deve ser reduzindo em até 14%, se aproximando do custo de uma TV convencional, e acelerando a transição, que deve durar cerca de 10 anos, levando em consideração a venda de 8-10 milhões de aparelhos/ ano.

[8] O limite de crédito do setor público para saneamento e habitação seria ampliado em R$ 7 bilhões.

[9] O Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura – REIDI – suspende a exigência de contribuição para o PIS/Cofins na aquisição de máquinas, equipamentos, materiais, assim como sobre a prestação de serviços para pessoas jurídicas que tenham projeto aprovado para implantação das obras de infraestrutura.

[10] O Fundo de Investimento formado com recursos do FGTS (FI-FGTS) seria voltado para aplicações em energia, transporte (logística) e saneamento, enquanto que o Fundo de Investimento em Participações em Infraestrutura capta recursos privados para projetos do PAC. Neste último caso, o cotista, após 5 anos, fica isento de IR na fonte e no ajuste anual para os rendimentos distribuídos.

[11] Ver Luciana Nunes, “Orçamento da União – Transportes, 2007”, Coinfra - CNI, 10/04/07.

[12] E supondo um esforço bem sucedido de treinamento e qualificação da força de trabalho, impedindo que uma escassez “extemporânea” trave a economia nos próximos anos.

[13] Já há algumas indicações que o país pode estar se aproximando de uma trajetória virtuosa. Primeiro, a queda substancial do deflator implícito da formação bruta de capital fixo, que entre o 3º trimestre de 2002 e o 2º trimestre de 2007 cai de 16,13% para 2,66%, de acordo com o IBGE. Segundo, o aumento do Índice de Confiança da Indústria da FGV, que chegou ao seu ponto mais alto (120,7, sem ajuste sazonal) em abril de 2007, desde que criado 12 anos atrás (abril de 1995), reflexo do fato que 61% das mil empresas consultadas prevêem melhora nos próximos 6 meses, e apenas 3% uma piora. Terceiro, e como conseqüência, observa-se a aceleração da FBKF, que em 2006 cresceu 8,75% (no período 1996-2006, somente em 2 outros anos a taxa cresce acima de 8% - em 1997 [8,73%] e 2004 [9,12%]), projetando-se uma expansão de 10% em 2007. Ver Relatório do Departamento de Pesquisa e Estudos do Bradesco, 23/04/07, pp. 1-3.

[14] O Prof. Jagdish Bhagwati estima que no caso da Índia, que sofre problemas de congestão do sistema de transportes e racionamento de energia de uma magnitude que o Brasil poderá vir a enfrentar nos próximos anos, a taxa de crescimento do PIB seria arrestada em 2 pontos percentuais ao ano. No caso do Brasil, estima-se uma perda anual da ordem de 2-3% do PIB associada às debilidades de infraestrutura, e uma redução de 1,0-1,5% da taxa de investimento, e logo de 0,2-0,5% da taxa de crescimento.

[15] De acordo com o CEL/Coppead, o custo total do transporte em 2004 no país somou R$ 133,3 bilhões, sendo R$ 109,2 bilhões rodoviários, R$ 7,5 bilhões ferroviários, R$ 12,5 bilhões aquaviários, R$ 2,1 bilhões dutoviários e R$ 2,0 bilhões aéreos. Ver Maurício Pimenta Lima, “Custos Logísticos na Economia Brasileira,” Revista Tecnologística, Centro de Estudos em Logística, janeiro de 2006.

[16] Ver ibid.

[17] Pelo Índice Nacional de Variação dos Custos do Transporte Rodoviário de Carga Fracionada, elaborado por FIPE/CNT. Ao início de 2006, haviam 654,1 mil autônomos e 118,2 mil empresas de transporte de carga, totalizando 1.477,4 mil veículos, cuja idade média é elevada, de 15,6 anos. O segmento empresarial detém 43% da frota, com uma idade média de 9,9 anos, e direcionando a frota para caminhões mais pesados e o aumento do uso dos bitrens de 57 toneladas (que somam mais de 100.000 unidades).

[19] Ver Maurício Pimenta Lima, op.cit

[20] Os investimentos pré-privatização do governo federal foram marginais; já no período 1997-2006 somaram cerca de R$ 12,3 bilhões, estando programados R$ 2,5-3,0 bilhões em 2007 (ver abaixo).

[21] De acordo com números preliminares da ANTF. No caso do escoamento da safra agrícola, a CONAB estima que o modal rodoviário seja responsável por 60-65%, ferroviário 20% e aquaviário 15-20%, apesar do custo do frete rodoviário ser 2 vezes superior ao ferroviário, e este 4 vezes superior ao aquaviário.

[22] Ver a excelente discussão obre o tema em CNI, Reforma Institucional do Setor de Transportes. Exigência para uma Economia de Alto Desempenho, Brasília, 2006 (elaboração de Eduardo Augusto Guimarães).

[23] A ausência de uma estratégia clara e um planejamento de médio e longo prazo, definindo os corredores críticos para a movimentação da produção e exportação, tendo por referência a eficiência econômica e o imperativo de integração territorial, é possivelmente a fragilidade de fundo do setor.

[24] De acordo com pesquisa da ABDIB, ANEEL, ANP, ANA, ANATEL, ANTT e ANTAQ ficaram em 2006 sem um dos diretores em média por 98 dias ou 27,1% do ano calendário.

[25] De acordo com pesquisa da Câmara Americana de Comércio (AMCHAM)

[26] O Banco Mundial, em trabalho recente, notou que o principal risco para os investidores privados em infraestrutura no país é o de caráter regulatório: 41% dos contratos de concessão são renegociados (vs 30% na América Latina), sendo o governo responsável por ¾ dos pedidos (vs 25% na região).

[27] A RFFSA está extinta por força da Medida Provisória nº. 353, de 22/01/07.

[28] De acordo com a ANTF.

[29] Ditto.

[30] É claro que não se deve subestimar a capacidade do setor privado responder à expansão da demanda, seja por ganhos de produtividade e melhoria de gestão, seja por investimentos na malha concedida, ou ainda por novos arranjos com clientes, a exemplo da adoção de parcerias sob a forma de leasing operacional de vagões em contratos de take-or-pay , em que a concessionária se obriga a transportar até determinado volume de carga da empresa que investiu no material rodante, enquanto esta contrata este volume por um período determinado, tipicamente 10 anos. Este tipo de arranjo em determinadas circunstâncias viabiliza o uso da ferrovia, em oposição à alternativa rodoviária.

[31] Ao início de 2007 haviam 34 portos públicos, sendo 18 administrados por empresas públicas federais (vinculadas ao Ministério dos Transportes); 15 concedidos a estados e 5 a municípios; 1 a uma empresa privada; e ainda 134 terminais de uso privativo.

[32] No seu conjunto, a movimentação portuária se expande a uma taxa de 3,65% a.a. em 1993-96, e 5,94% a.a. em 1996-2005. Ver ANTAQ, Anuário Estatístico Portuário 2006, dados brutos retirados do Quadro 2.31.

[33] Incluindo Rio Grande, Itajaí, S. Francisco do Sul, Santos, Sepetiba, Rio de Janeiro e Vitória, de acordo com Tesouro Nacional, “Carteira do Projeto Piloto,” 2005.

[34] O foco seria igualmente acessibilidade nos portos de Rio de Janeiro, Vitória, Santos, Sepetiba, S. Francisco do Sul e Areia Branca, envolvendo recursos adicionais de R$ 131,1 milhões. Ver CNI/Coinfra, “Informe de Infraestrutura,” no 3. n.4, Abril 2006.

[35] Itaqui, Itaguaí, Santos; e Rio Grande.

[36] O governo irá também autorizar a entrada de empresas estrangeiras no mercado de dragagem, inicialmente nos maiores portos, mudando também o formato das licitações para serviços de dragagem.

[37] As cerca de 6.000 ações contra as Cias. Docas implicam num passivo potencial de cerca de R$ 750 milhões, e chegam a se apropriar de 70% das receitas tarifárias em determinados casos. Vale adicionar que de acordo com a Pesquisa Aquaviária CNT 2006, os principais gargalos portuários em 2006 eram excesso de burocracia (76,7%), elevado custo de mão de obra portuária (71,1%), falta de financiamento para investimentos em infraestrutura portuária (59,5%), ineficiência do porto (40%) e carência de rotas marítimas (38,8%).

[38] Há, claro, outras ações importantes no sentido de dar continuidade no processo de autorizações e outorgas ao setor privado, estimulando o investimento portuário, inclusive com a prorrogação do Reporto até 2010, que envolve a isenção e suspensão dos impostos para compra de equipamentos nacionais e importados para o setor, e que se encerra em 31/12/07.

[39] Ver a respeito, Fernando Fialho, Diretor-Geral da ANTAQ, “O Trabalho da ANTAQ na Regulação do Setor Portuário e no Transporte de Cabotagem,” Brasília, 10 de Abril de 2007 (apresentação ao Conselho Temático de Infraestrutura, CNI).

[40] De acordo com as Pesquisas Rodoviárias 2005 e 2006, da Confederação Nacional dos Transportes (CNT).

[41] Ver ABCR, Relatório Anual 2005.

[42] As concessões atuais somam 1.474,4 km, e as delegadas a Estados 3.009,7 km. A segunda etapa agrega 2.600,8 km e a terceira 6.743,8 km.

[43] As importações de energia do país são provenientes do Paraguai (5.650 MW), da Argentina, Venezuela e Uruguai (juntos, 670 MW), e correspondem a 6,2% da potência total disponível.

[44] Vale sublinhar que em 2006, a biomassa foi a principal fonte energética de geração termelétrica no país, representando 27,8% da produção de energia das usinas térmicas, seguido de gás natural (25,9%), derivados de petróleo (16,2%) e carvão mineral (10,5%). Dada a participação das termelétricas no total de eletricidade gerada de 15,2% no ano, as usinas com base em biomassa contribuíram com 4,2% do total gerado, mais do que proporcional à potência instalada de 2,8%. Ver EPE, Balanço Energético Nacional. Resultados Preliminares – ano base 2006, Rio de Janeiro, Março de 2006 (www.epe.gov.br).

[45] A utilização limitada de usinas com custos mais elevados – a exemplo daquelas com base no petróleo e gás natural – pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) sugere que 2006 foi um ano benigno do ponto de vista da geração de energia no país, com maior utilização de fontes renováveis de energia (hidráulica e biomassa) e nuclear (as centrais Angra 1 e 2 operaram na base do sistema). Na realidade, aquela diferença foi de fato menor, pois a oferta efetiva de gás natural pela Petrobrás, após os testes realizados em Dezembro de 2006, impuseram restrições da ordem de 2,888 GW médios, de um total programado de 4,846 GW médios. Neste sentido, o excesso de oferta efetivo em 2006 foi de cerca de 0,7 MW médios. Deve-se notar que essa redução de disponibilidade térmica do sistema implicou que em 2007 a oferta de energia elétrica projetada pela EPE de 52,5 GW méd. (ver quadro 10) seja apenas levemente superior ao ofertado (mas não disponibilizado) em 2006 (52,3 GW méd.).

[46] O termo de compromisso ANEEL – Petrobrás de 02/05/07 estabelece um cronograma de oferta de combustíveis para 24 usinas termelétricas (17 com gás natural) na região do SIN entre 2007 e 2011, e que terão uma disponibilidade média de 2,2 GW méd no 1º semestre de 2007 e alcançará 6,74 GW méd no 1º semestre de 2011. Para cumprir com o cronograma, a Petrobrás estará realizando pesados investimentos na infraestrutura de exploração, transporte e importação de GN, o que sugere elevação – potencialmente acentuada – dos preços deste energético.

[47] Ver Empresa de Planejamento Energético (EPE), Balanço de Garantia Física 2007-2010, Janeiro 2007 (Apresentação na FIESP por Maurício T. Tomalsquim).

[48] O ajuste de licenciamento se inicia em 2008 pela exclusão de Cubatão, porém se concentra nas usinas que deveriam entrar em operação em 2009 - Olho d´Água, Barra dos Coqueiros, Caçu, Passo de S. João e Barra do Brauna, assim como um conjunto de termelétricas totalizando respectivamente 304 MW e 353 MW de potência (cerca de 482 MW médios), e em 2010 – Estreito, Monjolinho e Baú I (com a retirada de cerca de 600 MW médios) – compensando apenas em parte com o “retorno” de Passo de S. João (42 MW médios). Em 2011 Estreito estaria disponível com 512 MW de energia firme.

[49] Com a expansão da produção de cana-de-açúcar e a construção de novas usinas, é altamente provável que a nova geração com base em biomassa extrapole o previsto no contexto do Proinfa (cerca de 995 MW de potência), levando em consideração que a tarifa do Proinfa neste caso (R$ 102/MWh) se encontra abaixo do mercado (cerca de 130-140 R$/MWh), e que novas regras facilitam a contratação via leilões específicos para fontes alternativas (para o leilão de Junho de 2007, foram inscritos 42 empreendimentos com base em biomassa, com potência de cerca de 1500 MW, dos quais 41 utilizando bagaço de cana).Vale lembrar que cada 1milhão de toneladas é capaz de gerar 10 MW médios de energia firme excedente, e que o país deverá produzir um adicional de cerca de 40-50 milhões de toneladas de cana anualmente no período de projeção, ou seja, supondo que a nova produção seja colhida por métodos que não incluem a queima, a geração adicional seria de 400-500 MW firmes anualmente. O “ajuste” positivo que se inicia em 2008 com 200 MW médios adicionais e atinge 350 MW médios em 2011, levando em consideração um tempo médio de construção das usinas de 18 meses.

[50] O ajuste do Proinfa se concentra em 2007 e 2008, e se dá fundamentalmente pelo adiamento/ cancelamento dos projetos de energia eólica (entraram em operação 208,3 MW em 2006 dos 1,493 MW previstos, e não há novos projetos iniciados em 2007); e, em menor medida, de PCHs (em 2006 entraram em operação 123,7 MW e 725,2 MW deverão fazê-lo em 2007, de um total de 1.921 MW).

[51] Aqui se pressupõe que a oferta firme de gás natural para as térmicas do NE que dependem do GNL sofra um deslocamento para 2011, em função do tempo de conclusão dos terminais de GNL na região e infraestrutura complementar (em Pecém e possivelmente Suape), e mesmo levando em consideração o termo de compromisso de 02/05/07 com a ANEEL.

[52] Ver EPE, Consolidação do Mercado de Energia Elétrica e da Economia – 2005, Rio de Janeiro, Maio de 2006

[53] Ver Instituto Acende Brasil e PSR (IAB/PSR) , Monitoramento Permanente dos Cenários de Oferta e Risco de Racionamento, 1ª Edição – Abril de 2007. Como explicitado neste trabalho, o risco de déficit é calculado por meio de um modelo computacional (NewWave) que simula a operação do sistema (ie., as decisões do ONS) para diversos cenários de vazões futuras. O risco de déficit (corte na demanda que não pode ser atendido) é dado pela proporção de cenários de vazão simulados em um determinado ano em que a decisão da ONS seria de cortar a demanda.

[54] Neste, a demanda cresce 4,8% a.a. (vs. 5,06% a.a. na trajetória central deste trabalho) e a oferta é idêntica ao Plano Mensal de Operação da ONS de março de 2007 (PMO), exceto que as térmicas a gás do SE/CO e NE estão 100% disponíveis a partir de 2010.

[55] Ver IAB/ PSR, op.cit., p. 28. De acordo com a ANEEL, o Termo de Compromisso assinado com a Petrobrás em 02/05/07 que estabelece um cronograma de entrega de gás para as 24 usinas termelétricas das regiões S, SE, CO e NE do país entre 2007 e 2011 reduziria em cerca de 3% o risco de decretar racionamento em 2010 e 2011, de forma que somente neste último ano a probabilidade de racionamento se torna inaceitável. Ver ANEEL, “Sistema Elétrico Nacional,” Brasília 12/06/07 (apresentação no Coinfra da CNI pelo Diretor-Geral, Jerson Kelman).

[56] Por demanda “alta” entende-se uma expansão da ordem de 5,4% a.a. em 2006-11.

[57] Por oferta “atrasada” entende-se a oferta do PMO exceto que as térmicas a gás do SE/CO e NE se tornam 100% disponíveis em 2011, com um ano de atraso; a oferta do Proinfa se reduz em 40%; e verifica-se um atraso das usinas com pendências ambientais: amarelas (na classificação da ANEEL), 6 meses; vermelhas, 12 meses; e Sem Previsão, 24 meses.

[58] Ver IAB/PSR, op.cit., pp. 9-23.

[59] Em janeiro de 2005, os preços de energia para os consumidores livres – grandes indústrias, varejistas, shopping centers - variaram de R$ 50-60 por MWh, aumentando para R$ 60-80 após um ano, e R$ 80-95 após 2 anos.

[60] As usinas termoelétricas possuem inflexibilidades que são respeitadas pelo ONS. A parcela da usina declarada como inflexível é sempre despachada, independentemente de seu custo marginal de operação.

[61] Em janeiro de 2007, o acúmulo de água nos reservatórios (alguns dos quais chegaram a verter) levou o preço de mercado de curto prazo da energia gerada para um piso de R$ 17,59.

[62] No caso de projetos de co-geração com base nos resíduos da cana-de-açúcar, o valor do Custo Econômico de Curto Prazo (CEC) bem como os custos de transmissão se tornaram críticos para atrair novos entrantes, cujo preço líquido alvo se aproxima de R$ 150 MWh.

[63] Em 2006 houveram algumas mudanças bruscas, mas de caráter conjuntural, a exemplo do expressivo crescimento da geração termelétrica nuclear, refletindo a operação continuada da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto.

[64] 77 PCHs (1.281 MW), 42 usinas de biomassa (1.504 MW, sendo 41 com base em bagaço de cana-de-açúcar) e 21 eólicas (1.786 MW).

[65] As usinas do rio Madeira – Santo Antônio, com 3.150 MW de potência e Jirau com 3.300 MW, e com as primeiras turbinas programadas para entrarem em operação em 2012 - são questionadas porque magnificariam o processo de sedimentação, provocando o transbordamento do rio, e ameaçando a sobrevivência de algumas espécies de peixes da Bacia do rio Amazonas. Ao mesmo tempo, o MPF de Rondônia entrou com ação civil pública contra Furnas e o Ibama, pedindo declaração de nulidade do processo de licenciamento ambiental, questionando a dispensa de EIA/Rima das linhas de transmissão e eclusas, bem como a falta de discussão, bem como da ausência de discussão dos impactos ambientais e sócio-econômicos da extensão do corredor de 1.150 km entre Porto Velho e Cuiabá.

[66] Esta iniciativa é vista pelo setor como altamente positiva, ao definir melhor a instância de governo que concederá o licenciamento ambiental, o empreendimento/ atividade. É importante lembrar que a Constituição exige que uma lei federal defina as atribuições de cada nível de governo – atualmente as competências de licenciamento são definidas por uma resolução do Conama, o Conselho Nacional de Meio Ambiente. A ausência desta legislação tem levado a questionamentos na justiça quando o Ibama ou órgão estadual concede licença. Ao mesmo tempo, o PAC foi omisso no que diz respeito à definição de limite para a cobrança de compensação ambiental (que incide sobre o total de investimento realizado), e cuja ausência aumenta a insegurança jurídica do investidor (uma instrução normativa do Ibama fixaria a taxa entre 0,5% e 3,0%, retirando da base de cálculo os recursos aplicados em ações para reduzir o impacto ambiental do projeto). Também ausente a proposta do MME de criar reservas exclusivas para aproveitamento hidrelétrico, que só seriam liberadas para outras finalidades após parecer do setor. Proposta mais recentes de Jerson Kelman (diretor-geral da ANEEL), e que deverá se transformar em projeto de lei, transfere a elaboração de EIA-Rimas de órgãos estaduais ou privados para o Ibama, que os submeterá (junto com parecer do Min. do Planejamento analisando o impacto social do projeto) ao Presidente da República, que poderá expedir decreto eximindo de licenciamento ambiental os aproveitamentos hidrelétricos considerados prioritários, com base numa lista de potenciais capazes de atender a demanda de energia nos 10 anos subseqüentes. Ver Valor, 20/04/07, p. A6.

[67] O Princípio da Precaução deve ser usado frugalmente, quando está em risco elementos fundamentais da existência: vidas, biomas e o bem estar das futuras gerações. Enquanto que o Princípio do Custo de Oportunidade deveria em tese guiar todas as decisões (em conjunto obviamente com outras considerações).

 

Bibliografia: “Requisitos para Sustentar o Crescimento” e “O PAC e os Desafios da Infraestrutura,” papers apresentados no XIX Forum Nacional, Rio de Janeiro, May 2007, in João Paulo dos Reis Velloso e Roberto Cavalvanti de Abulquerque (coords), Chegou a Vez do Brasil? Oportunidade para a Geração de Brasileiros que Nunca Viu o País Crescer,  José Olympio, Rio de Janeiro, 2007.