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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE
DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
_____________________________________________________________________________________________
SERVIÇOS DE INFRA-ESTRUTURA DE
ENERGIA E COMPETITIVIDADE
Nota Técnica Temática do Bloco
"Condições Infra-Estruturais da Competitividade"
O conteúdo deste documento é de
exclusiva responsabilidade da equipe
técnica do Consórcio. Não representa a
opinião do Governo Federal.
Campinas, 1993
Documento elaborado pelo consultor Cláudio S. Maciel (Professor do Instituto de Economia - UNICAMP e Pesquisador do Núcleo de
Economia Industrial e da Tecnologia - NEIT).
A Comissão de Coordenação - formada por Luciano G. Coutinho (IE/UNICAMP), João Carlos Ferraz (IEI/UFRJ), Abílio dos Santos
(FDC) e Pedro da Motta Veiga (FUNCEX) - considera que o conteúdo deste documento está coerente com o Estudo da Competitividade da Indústria
Brasileira (ECIB), incorpora contribuições obtidas nos workshops e servirá como subsídio para as Notas Técnicas Finais de síntese do Estudo.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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CONSÓRCIO
Comissão de Coordenação
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FUNDAÇÃO DOM CABRAL
FUNDAÇÃO CENTRO DE ESTUDOS DO COMÉRCIO EXTERIOR
Instituições Associadas
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INSTITUTO DE ESTUDOS PARA O DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL - IEDI
NÚCLEO DE POLÍTICA E ADMINISTRAÇÃO EM CIÊNCIA E TECNOLOGIA - NACIT/UFBA
DEPARTAMENTO DE POLÍTICA CIENTÍFICA E TECNOLÓGICA - IG/UNICAMP
INSTITUTO EQUATORIAL DE CULTURA CONTEMPORÂNEA
Instituições Subcontratadas
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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EQUIPE DE COORDENAÇÃO TÉCNICA
Coordenação Geral: Luciano G. Coutinho (UNICAMP-IE)
João Carlos Ferraz (UFRJ-IEI)
Coordenação Internacional: José Eduardo Cassiolato (SPRU)
Coordenação Executiva: Ana Lucia Gonçalves da Silva (UNICAMP-IE)
Maria Carolina Capistrano (UFRJ-IEI)
Coord. Análise dos Fatores Sistêmicos: Mario Luiz Possas (UNICAMP-IE)
Apoio Coord. Anál. Fatores Sistêmicos: Mariano F. Laplane (UNICAMP-IE)
João E. M. P. Furtado (UNESP; UNICAMP-IE)
Coordenação Análise da Indústria: Lia Haguenauer (UFRJ-IEI)
David Kupfer (UFRJ-IEI)
Apoio Coord. Análise da Indústria: Anibal Wanderley (UFRJ-IEI)
Coordenação de Eventos: Gianna Sagázio (FDC)
Contratado por:
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COMISSÃO DE SUPERVISÃO
O Estudo foi supervisionado por uma Comissão formada por:
João Camilo Penna - Presidente Júlio Fusaro Mourão (BNDES)
Lourival Carmo Mônaco (FINEP) - Vice-Presidente Lauro Fiúza Júnior (CIC)
Afonso Carlos Corrêa Fleury (USP) Mauro Marcondes Rodrigues (BNDES)
Aílton Barcelos Fernandes (MICT) Nelson Back (UFSC)
Aldo Sani (RIOCELL) Oskar Klingl (MCT)
Antonio dos Santos Maciel Neto (MICT) Paulo Bastos Tigre (UFRJ)
Eduardo Gondim de Vasconcellos (USP) Paulo Diedrichsen Villares (VILLARES)
Frederico Reis de Araújo (MCT) Paulo de Tarso Paixão (DIEESE)
Guilherme Emrich (BIOBRÁS) Renato Kasinsky (COFAP)
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José Paulo Silveira (MCT) Wilson Suzigan (UNICAMP)
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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SUM`RIO
RESUMO EXECUTIVO .......................................... 1
INTRODUÇÃO ................................................ 32
1. DIAGNÓSTICO DA SITUAÇÃO BRASILEIRA ..................... 34
1.1. Política e Matriz Energética ...................... 35
1.2. Quadro Jurídico-Institucional e Organizacional ..... 45
1.3. Financiamento ..................................... 50
1.4. Complexos Industriais .............................. 54
2. TENDÊNCIAS NACIONAIS E INTERNACIONAIS .................. 62
2.1. Tendências Nacionais .............................. 62
2.1.1. Investimentos planejados ................... 62
2.1.2. Gás natural ................................ 66
2.2. Tendências Internacionais ......................... 78
3. PROPOSIÇÕES DE POLÍTICA ................................ 82
3.1. Proposições ao Nível da Intervenção Pública mais
Geral ............................................. 82
3.2. Proposições ao Nível da Intervenção Pública nos Se-
tores Energéticos ................................. 87
3.3. Proposições ao Nível dos Complexos Industriais .... 95
4. INDICADORES ............................................ 96
BIBLIOGRAFIA .............................................. 101
NTR
1
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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RESUMO EXECUTIVO
INTRODU˙ˆO
Este estudo temático considera as deficiências dos serviços
de infra-estrutura de energia como obstáculos à modernização
competitiva do país, particularmente de seu parque industrial.
Desta maneira, procura apontar, nos marcos das imensas restrições
atuais, ações de duas ordens: aquelas que busquem a sustentação
mínima dos serviços já oferecidos e aquelas que permitam as
precondições para a expansão dos mesmos serviços. Em particular,
as ações referentes à sustentação mínima dos serviços de energia
elétrica devem ser equacionadas sob a pressão da possibilidade -
afastada pela crise nos últimos anos - de racionamentos, ou mesmo
blackouts, na hipótese de uma retomada vigorosa do crescimento da
economia. Ora, restrições energéticas desta natureza seriam
gravíssimas: os centros de decisão não podem entrar em colapso
por deficiências nas infra-estruturas. Além disso, as
repercussões negativas sobre a competitividade seriam fortes.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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1. DIAGNSTICO DA SITUA˙ˆO BRASILEIRA
Os principais problemas pertinentes à infra-estrutura de
energia inserem-se nos planos jurídico-institucional, financeiro
e de formulação de políticas públicas e definição de prioridades
de médio e longo prazos. Em particular:
a) a deterioração dos mecanismos de planejamento e
operacionalização de políticas de Estado e a interrupção do
debate fecundo das questões energéticas nos anos oitenta
resultaram em uma falta de visªo global, que gere políticas
públicas, nessa área nos anos noventa. Em que pese, portanto, as
boas condições para esse intento, que poderiam advir do controle
monopólico estatal dos setores estratégicos de energia elétrica e
petróleo. Esta visão integrada faz-se necessária, para levar a
efeito as mudanças desejáveis na matriz energética conformada ao
longo dos últimos vinte anos, assim como para evitar erros de
política, em especial aqueles que venham a ser gerados em virtude
das pressões das restrições macroeconômicas;
b) a concretização de soluções para os gargalos produtivos e
para a formulação de projetos prioritÆrios de infra-estrutura
integrada se defronta com as condições objetivas jurídico-
institucionais e organizacionais do setor elétrico, que sofre um
processo de reestruturação moroso;
c) as fontes de financiamento da expansão da infra-estrutura
de energia encontram-se desmanteladas. Providências imediatas de
diminuição do endividamento intragoverno são imperativas, mas não
serão suficientes para dar conta dos montantes necessários. O
financiamento de projetos de infra-estrutura integrada exigirá,
além de tarifas e preços realistas, recursos orçamentários e
modificações importantes no sistema financeiro, no sentido de
dotá-lo de instrumentos adequados. Legislações atualizadas e a
concepção de bons projetos constituirão instrumento básico de
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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estímulo ao concurso de capitais privados para o seu
financiamento.
1.1. Poltica e Matriz EnergØtica
A estrutura da oferta de energéticos no Brasil transformou-
se radicalmente, sob a pressão da crise, nos últimos vinte anos,
conformando uma matriz energética caracterizada, ao mesmo tempo,
pela presença destacada de fontes renováveis e pela elevação
crescente da intensidade energética.
A política energética engendrada após 1973 pautou-se por
objetivos estratégicos e instrumentos definidos. Conformou-se,
assim, uma matriz energética com forte presença de fontes
energéticas renováveis: a participação da energia primária
renovável no consumo total de fontes primárias foi de 60,9% em
1991. De 1976 a 1991, reduziu-se a participação percentual do
petróleo no consumo total, de 42% para 30,8%; elevou-se a
participação percentual da hidreletricidade, de 21,6% para 34,3%,
assim como a participação percentual dos produtos da cana-de-
açúcar, de 4,2 para 10,6%.
Ao mesmo tempo, de 1980 a 1991, o crescimento do PIB
brasileiro foi de 1,5% a.a., enquanto que o consumo final de
energia total (petróleo e derivados, gás natural, carvão mineral,
lenha, eletricidade e derivados de cana) aumentou 2,8% a.a. Isto
traduz um acréscimo de consumo de energia por unidade produzida,
conforme a) consumo total/PIB total: de 0,492 kEP/US$ em 1980
para 0,563 kEP/US$ em 1991 e b) consumo industrial/PIB
industrial: de 0,564 kEP/US$ em 1980 para 0,790 kEP/US$ em 1991.
Este último resultado contrasta com a evolução nos países
desenvolvidos, onde se observou uma redução do consumo de energia
industrial por unidade de PIB da ordem de 30% a 50%.
Desta maneira, projetou-se, no período aludido, um percurso
caracterizado por: acentuação de fontes energéticas renováveis na
matriz brasileira; diminuição da dependência externa de energia
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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(demanda interna - produção interna) de 36,1% para 22% (1976-91);
aumento de intensidade de energia do produto industrial.
O sucesso na implementação de estratégias de diversificação
de fontes primárias energéticas esteve atrelado a grandes pacotes
de investimento. Aportes substanciais de recursos de investimento
na área energética verificaram-se até os primeiros anos da década
de oitenta: 2,8% do PIB nos anos de 1971 a 1973, 5% em 1982, mas
3% em 1987. Consideradas as fontes energéticas individualmente,
os dados apontam: a elevação dos investimentos em energia
elétrica de 1,8% do PIB nos primeiros anos dos setenta para 2,6%
em 1983; a elevação dos investimentos em petróleo de 0,8% em 1973
para 1,8% do PIB em 1982; uma proporção de 0,5% do PIB destinada
aos investimentos de implantação do Proálcool entre 1980 e 1984;
a sustentação de investimentos da ordem de 0,2% do PIB em energia
nuclear entre 1978 e 1985.
A capacidade instalada de geração elétrica evoluiu de 27,2
GW em 1979 para 44,3 GW em 1987 e 50,8 GW em 1991. Se incluídos
os autoprodutores, o total sobe para 54,1 GW em 1991, gerados
predominantemente por usinas hidrelétricas (aproximadamente 90%)
componentes dos sistemas interligados e por usinas termoelétricas
(cerca de 10%). O colapso dos mecanismos de financiamento ao
setor impôs reduções drásticas nos investimentos, bastando
atentar para a queda substantiva das médias anuais no período de
1983 a 1986 e, muito pior ainda, após 1987. Poderá haver, sem
dúvida, o aumento dos níveis de risco e perda por ocasião da
retomada do desenvolvimento.
A média de produção de petróleo passou de 160 mil bpd (1978)
para 570 mil bpd (1987) e 653 mil bpd em 1990. Todavia, a média
de produção projetada de 1 milhão de bpd tem sido sucessivamente
adiada.
O ano de 1985 foi o divisor de águas entre as fases de auge
e o declínio do Proálcool. O número de projetos enquadrados e o
montante dos investimentos sofrem uma redução abrupta.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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A repartição das modalidades de serviços infra-estruturais
de energia acumulou distorções importantes. A dieselizaªo dos
transportes de cargas e passageiros teve repercussões estruturais
profundas em três aspectos: a) o petróleo importado passou a
atender primordialmente a demanda de diesel; b) a geração de
volumes crescentes de óleo diesel obrigou a Petrobrás à
realização de adaptações onerosas na estrutura de refino,
buscando adequar a oferta à demanda de derivados; c) os
crescentes excedentes de gasolina foram exportados constantemente
de forma gravosa. As dificuldades de exportação dos excedentes de
óleo combustível levaram a Petrobrás a atuar na estrutura de
refino, através da implantação de novas unidades de
recraqueamento desse derivado pesado.
A recessão de 1981/83 acarretou capacidade ociosa de geração
de energia elétrica e a introdução de programas de eletrotermia
com tarifas privilegiadas, estas últimas ainda representando 5,0
TWh em 1991. A participação no consumo de energia elétrica classe
industrial da produção de bens eletrointensivos chegou a 36% ou
36,7 TWh em 1991, contribuindo para a forte intensificação do uso
de eletricidade por unidade de produto.
A ausência de soluções decisivas para equacionar as
distorções acumuladas deve-se, em boa parte, à falta de uma
concepªo integrada do setor energØtico , em termos de formulação
de políticas públicas e definição de prioridades. Hoje, a questão
energética está fortemente ligada à da preservação do meio
ambiente: obter mais energia disponível com menor crescimento da
exploração dos recursos naturais. Quer dizer, melhorar a
eficiência na transformação (produção e consumo final) e no
transporte e distribuição de energia.
Discussões futuras sobre a matriz energética e a formulação
de políticas públicas a ela referentes deverão partir de: a) a
qualidade da matriz estará cada vez mais ligada à menor
intensidade energética; b) a transformação da matriz estará
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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subordinada à obtenção de fontes de recursos para propiciar as
desejadas alterações; c) a obtenção desses recursos só se
verificará, se as proposições passarem pelo crivo dos debates e
pressões crescentemente acirrados no plano nacional e
internacional. Isto porque, a proposição de metas físicas
envolverá, também crescentemente, fatores muito complexos.
A fixação de prioridades na área energética não exige apenas
uma concepção integrada sobre seus problemas. Deve estar
conectada a definições mínimas de planejamento regional e de
prioridades setoriais, para que os serviços de infra-estrutura de
energia revistam-se, efetivamente, de sentido estruturante.
1.2. Quadro Jurdico-Institucional e Organizacional
A crise econômica dos anos oitenta repercutiu de forma
intensa sobre a estrutura institucional do setor energético,
particularmente o segmento elØtrico. Verifica-se uma tendência
grave de desprofissionalização no setor elétrico, com a
diminuição substancial da massa crítica anteriormente presente. A
descontinuidade na fixação de prioridades, que acaba se
verificando com as mudanças de governo, e a alocação de pessoas
sem conhecimento e experiência em cargos de direção tumultuam o
planejamento e administração das empresas. Além destes, é
relevante destacar os empecilhos de natureza jurídico-
institucional envolvendo legislações inadequadas, estruturas
administrativas superadas e ausência de regras estáveis.
É urgente a necessidade de reestruturar os mecanismos de
financiamento dos investimentos da manutenção e da operação,
assim como de estabelecer estratégias e prioridades nas
formulações de políticas públicas.
O debate acerca da reestruturação institucional do setor
elétrico vem se processando com grande lentidão; em simultâneo,
compreensível e preocupante. Compreensível, sem dúvida, quando
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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são lembradas as complexidades inerentes ao setor elétrico e as
dificuldades de conciliação entre os interesses nacionais e
locais. Preocupante, contudo, quando a pequena margem de manobra
para que a economia saia de um interminável processo de
"estabilização" envolve, necessariamente, um pacote articulado,
negociado, de investimentos infra-estruturais.
O processo político descentralizador recente tem apresentado
resultados bastante heterogêneos. A perda de vista da perspectiva
nacional é freqüente e as negociações amplas, em torno de temas
que agregam grande número de interesses setoriais e estaduais,
são difíceis. Por exemplo, a lenta tramitação dos projetos de lei
regulamentadores das concessões de serviços de utilidade pública.
1.3. Financiamento
Os efeitos da crise dos anos oitenta sobre as fontes de
financiamento do setor elØtrico levaram a uma situação de caos
financeiro. Os desafios que se colocam para o setor elétrico são
complexos, mas não só do ponto de vista financeiro; muitos deles
não poderão contar, a curto prazo, com os benefícios do processo
de reestruturação institucional do setor, que ainda precisa
avançar muito.
Os recursos minimamente indispensáveis para enfrentar tal
gama de problemas não poderão advir apenas da recomposição
tarifária. Partindo da hipótese de sucesso da mesma, apesar
disso, o montante arrecadado permitiria, possivelmente, cobrir
tão-somente os gastos com custeio e parte do serviço da dívida de
US$ 30 bilhões, restando recursos manifestamente insuficientes
para o financiamento dos investimentos previsto no Plano Decenal
de Expansão 1993-2002 (US$ 34,4 bilhões). Afora tarifas e
receitas próprias, devem ser equacionados recursos orçamentários
vinculados a planos de longo prazo de investimento em infra-
estrutura energética, créditos e financiamento provenientes do
exterior e parcerias público-privada.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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Embora em situação muito menos dramática que a do setor
elétrico, os impactos da política macroeconômica também
deterioraram a capacidade de geração de recursos do setor
petrleo . No período 1989-1992, calcula a Petrobrás que o seu
faturamento bruto experimentou uma redução da ordem de US$ 12
bilhões. Do ponto de vista financeiro, as dívidas de curto prazo
são da ordem de US$ 2,5 bilhões e os compromissos de longo prazo
montam a US$ 1,5 bilhão.
A disponibilidade de recursos para a Petrobrás no médio e
curto prazos depende de um acerto de contas junto ao Departamento
Nacional de Combustíveis, do qual é credora de US$ 3.093 milhões
(setembro de 1992), e junto ao Governo e empresas do Governo.
Aquele saldo saltaria para US$ 3.782 milhões, se os recursos
provenientes das operações de relending não tivessem sido
creditadas na conta petróleo.
1.4. Complexos Industriais
As observações seguintes estão embasadas nos resultados dos
estudos setoriais desenvolvidos no projeto.
Complexo de Materiais de Construªo
Em termos da energia elétrica, empresas dotadas de fornos
elétricos aguardam condições econômicas satisfatórias para
investir na modernização de seus equipamentos e restringir o uso
de energia elétrica à função motriz. Todavia, as empresas do
complexo em geral têm enfatizado projetos de instalações voltadas
à conservação de energia, abrangendo as obras civis e o
desenvolvimento de equipamentos. Registram-se diferenças
regionais acentuadas na qualidade do fornecimento de energia,
expressa na continuidade e na variação mínima de tensão, que se
traduzem em vantagem competitiva para algumas pelos efeitos da
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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continuidade de produção, padrões de funcionamento e necessidades
de manutenção.
O gás natural representa uma vantagem significativa de custo
para aqueles segmentos do complexo cujos processos empregam calor
em elevadas temperaturas, cimento, cerâmica, vidro, etc. É também
o mais indicado sob o aspecto da qualidade dos produtos. Os
vários segmentos vêm se organizando em torno de iniciativas como
a Infragás para assegurar o maior número possível de empresas com
acesso ao gás natural.
As empresas acreditam que todos os futuros programas
destinados à modernização industrial devam ter por base critérios
de julgamento explícitos para a sua habilitação.
Complexo Metal-Mecnico
a) Mineração (Minério de Ferro)
A recomposição tarifária afetará significativamente as
margens das unidades de pelotização. O fornecimento de energia na
área de Tubarão ainda não foi concretizado.
O gás natural poderá vir a substituir mais
significativamente o carvão. Os procedimentos de conservação de
energia têm sido bastante satisfatórios, principalmente na
pelotização.
b) Siderurgia
A recomposição tarifária exigirá que as aciarias elétricas
se remodelem rapidamente, com exceção da Cosigua, Mendes Jr. e
Dedini.
A questão energética crucial na siderurgia é a crise no
suprimento do carvão vegetal. A compatibilização dos interesses
das empresas siderúrgicas, dos produtores de carvão vegetal e dos
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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interesses ambientalistas que emergem da sociedade como um todo,
deve ser buscada com urgência. As ações deverão ser concentradas
no objetivo de aumento da "produtividade florestal".
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
c) Fundição
Fortes aumentos reais na tarifação da energia elétrica
poderão influenciar de maneira significativa a competitividade
dos produtos fundidos, em especial no mercado externo.
À maior disponibilidade de gás natural no país corresponderá
um crescimento da participação deste insumo na matriz energética
das fundições. Sua principal aplicação, a curto prazo, será nos
processos de aquecimento e tratamento térmico, em substituição ao
óleo combustível e ao GLP. A médio prazo, o gás poderá também ter
uso expressivo na fusão de metais. Outro tipo de gás que terá
maior uso é o gás residual da refinaria, como substituto do GLP e
do óleo combustível, prevendo-se sua aplicação pelas indústrias
instaladas nas vizinhanças das refinarias de petróleo.
d) Alumínio
Na análise das tendências prospectivas dos progressos
técnicos em termos de processo e de produto, constata-se o
aumento progressivo da amperagem das células eletrolíticas,
implicando redução do custo de produção. Apesar de novos projetos
contarem com uma eficiência de corrente de até 95% em médias
mensais, o rendimento atual da eletrólise não passou de 50%,
registrando-se elevada dissipação de energia consumida pelos
fornos de redução. Prevê-se a diminuição do consumo em um prazo
relativamente curto, para um nível de 12 kwh/kg. Doutra parte, a
operação das plantas com custos variáveis excessivamente elevados
tenderá a ser encerrada.
Nas atividades de redução, cumpre melhorar os níveis de
eficiência/produtividade dos processos no Brasil, envolvendo a
diminuição do consumo de matérias-primas, principalmente energia
elétrica. Em um quadro de aumento de tarifação real e de
dificuldades para a expansão dos serviços, incentivos à redução
de consumo de energia elétrica nas unidades produtoras de
alumínio e o apoio à geração própria de energia pelas mesmas
12
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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serão, crescentemente, componentes da política para esse
eletrointensivo, que poderá ainda vir a seguir a prática mundial
de ligação do preço de energia elétrica ao preço do produto
através de fundo de compensação.
e) Indústria Automotiva
A recomposição tarifária dos serviços de energia elétrica
terá impacto tolerável sobre as empresas.
A utilização do gás natural não se constitui em fator
energético relevante, não fazendo parte dos planos das empresas.
Programas bem-sucedidos de conservação de energia podem ser
facilmente enumerados.
Complexo Qumico
a) Petroquímica
Nos países onde há disponibilidade de gás natural, é insumo
preferido pela sua excelência como matéria-prima petroquímica,
permitindo a obtenção menos custosa do eteno a partir do etano.
Ademais, o preço do gás natural é normalmente inferior ao da
nafta. No caso brasileiro, tem seu uso limitado à produção de gás
de síntese. Por sua vez, a nafta apresenta custo mais elevado,
porém possibilita a obtenção de todos os aromáticos e olefinas.
Em tal contexto, as propostas de expansão da petroquímica
brasileira deverão considerar a alternativa de utilização do gás
natural. Da mesma forma, o cálculo dos custos reais de produção
petroquímica deverá incluir o custo de transporte do gás aos
novos projetos implantados.
Complexo Papel e Celulose
De forma geral, o uso intensivo de energia elétrica na
produção obrigou o setor de celulose a se capacitar à geração de
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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tecnologias poupadoras de energia. Por outro lado, o espectro do
racionamento tem levado as empresas a investir na sua infra-
estrutura de energia, encarecendo o custo dos investimentos.
Neste particular, a definição prévia das fontes de suprimento de
energia elétrica nos projetos já constitui pré-requisito para a
obtenção de financiamento junto ao BNDES.
De forma específica, os processos termomecânicos de produção
de celulose e de pastas de alto rendimento são particularmente
intensivos em energia. O custo da energia consumida no processo e
a excelente aceitação das pastas químicas de fibra curta parecem
ter respondido pela pouca difusão da produção de pastas de alto
rendimento no Brasil. Os aumentos reais de tarifação elétrica
fortalecerão essa tendência.
É preciso aumentar o rendimento em fibras e a eficiência
energética das plantas de pasta e de celulose, o que permitirá
maior economicidade de produção.
A recomposição das tarifas deverá afetar principlamente o
segmento produtor de papel, especialmente as empresas pequenas e
médias, não-integradas. Neste segmento, o impacto sobre os custos
poderá ser significativo.
14
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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2. TEND˚NCIAS NACIONAIS E INTERNACIONAIS
2.1. TendŒncias Nacionais
2.1.1. Investimentos planejados
O Plano Decenal de Expansão 1993-2002 da EletrobrÆs prevê um
crescimento de mercado de energia elétrica, no período 1992/97,
da ordem de 5,6% a.a., assim como de 6,0% a.a. de 1997 a 2002.
Tendo em vista as restrições financeiras para investimento no
período 1993-97, o Plano apresenta uma alternativa possível de
suprimento e de expansão da oferta (denominada Alternativa II), a
qual não assegurará de forma adequada aquele suprimento. Mesmo
assim, no referido qüinqüênio, a necessidade global de
investimentos está orçada em US$ 34,4 bilhões, devendo as
empresas controladas pela União responder por US$ 14,8 bilhões ou
43% daquele total. O maior volume de recursos, da ordem de 50% do
total, está alocado para a geração.
O programa de obras de geração objetiva elevar a capacidade
instalada no país para cerca de 90,6 GW no ano 2002 (1993: 59
GW), com 89% de participação hidrelétrica. São consideradas obras
importantes: a conclusão da usina hidrelétrica de Xingó; a
conclusão das termelétricas a carvão em Santa Catarina e no Rio
Grande do Sul; o início efetivo da construção dos aproveitamentos
no rio Uruguai, inclusive o empreendimento conjunto da
hidrelétrica de Garabi, com a República Argentina; a execução de
usinas de médio porte nas regiões Sudeste e Centro-Oeste. Pauta-
se a seleção e ordenação dos empreendimentos pelo custo mínimo de
suprimento, que é avaliado pela Eletrobrás com taxa de
atualização de capital de 10% a 12% a.a. Tratando-se a taxa de
desconto de uma decisão de política energética, aquele patamar
está viabilizando os grandes projetos hidrelétricos com longa
maturação. No caso da opção por alternativas termelétricas,
15
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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tornar-se-ia obrigatória a elevação da taxa de desconto, conforme
justificativa das agências multilaterais.
O programa de obras de transmissão procurará incorporar aos
sistemas regionais interligados e aos sistemas isolados da Região
Norte, mais de 60.000 km de linhas de transmissão e mais de
115.000 MVA em subestações adicionais no período 1993-2002. São
salientados a melhoria do suprimento aos sistemas isolados da
Região Norte e o reforço na interligação Norte/Nordeste,
Sul/Sudeste e troncos de suprimento à Região Centro-Oeste.
O programa de distribuição trabalha com a previsão de
formação de grandes centros consumidores de elevada densidade de
carga. Mostra-se pessimista sobre a expansão dos sistemas rurais.
Observe-se que, não obstante a boa instrumentação do setor
elétrico para o planejamento, as restrições financeiras continuam
a ser, em verdade, tomadas como de natureza secundária, podendo
afetar o calendário de obras e o nível de risco de não-
atendimento, mas não questionando as prioridades estabelecidas e
o próprio arcabouço institucional do setor.
O programa de investimentos da PetrobrÆs para o período
1991-1995 (revisto) envolve os seguintes ítens globais: a)
atividade de exploração: US$ 2 bilhões; b) atividade de
desenvolvimento da produção: US$ 5.860 milhões; c) atividade de
refinação: US$ 1.720 milhões; d) atividades da área terminais e
dutos: US$ 1 bilhão, não incluída a parte brasileira do gasoduto
Bolívia-Brasil; e) atividade de transporte marítimo: US$ 770
milhões.
Observe-se que essa gama imensa de investimentos chancela,
fundamentalmente, a estrutura de consumo final do país nos anos
oitenta. A importância do transporte rodoviário na economia
nacional e a falta de energéticos alternativos economicamente
viáveis continuarão a aprofundar o processo de "dieselização".
Doutra parte, o consumo crescente de óleo diesel gerará
excedentes muito elevados de gasolina, que poderão se defrontar
16
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
com uma possível renovação do Proálcool. A futura entrada do gÆs
natural poderá permitir um melhor equacionamento do equilíbrio
oferta x demanda dos derivados através de alterações na estrutura
de refino, assim como atenuar o déficit de GLP. Todavia, a
entrada do gás natural exigirá uma definição prévia das
prioridades de substituição. Exigirá também uma reestruturação do
refino, posto que os excedentes de óleo combustível, substituído
intensamente na indústria, tenderão a crescer. A complexidade e o
emaranhado de interesses subjacentes ao setor petróleo e gás
natural fazem prever importantes dificuldades para a otimização
do planejamento e operação de suas atividades.
2.1.2. GÆs natural
Questões técnicas e de análise de projetos de investimento,
assim como conflitos interpretativos de natureza jurídico-
institucional, representarão, por um certo tempo, obstáculos para
a aceleração do uso do gás natural no Brasil.
A participação do gás natural na matriz brasileira é de
apenas 2,3%. A produção nacional média diária foi da ordem de
18,12 milhões de m
3
em 1991. Enquanto que as reservas de gás
natural correspondem a cerca de 43% das reservas de
hidrocarbonetos em muitos países, a percentagem brasileira desce
a 20%. Doutra parte, 60% das reservas atuais do país encontra-se
sob a forma de gás associado ao óleo, trazendo dificuldades para
o controle sobre a sua utilização. Por último, a parcela de gás
não associado, da ordem de 40% das reservas, constitui parcela
pouco significativa, principalmente nos casos de localizações
distantes dos maiores centros de consumo. Neste sentido, estudos
da Comissão para Viabilização do Aproveitamento do Gás Natural
concluíram, em 1991, que a oferta nacional do produto prevista
até o ano 2.000 é insuficiente para atender a demanda do país.
A complementação da oferta interna poderá se dar, pelo
menos, das seguintes formas: importações de gás natural da
17
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
Bolívia e Argentina e importações de gás natural liquefeito da
Argélia e Líbia.
A Bolívia acumula reservas de gás natural da ordem de 118
bilhões de m
3
e já detém capacidade de produção de 17 milhões de
m
3
/dia. Tratativas com o Brasil que datam de 1938, foram
substancialmente aceleradas após 1987, resultando no contrato
definitivo de 17 de fevereiro de 1993. Este estabelece um
compromisso de importação inicial de 8 milhões de m
3
/dia, que
evoluirá para 16 milhões de m
3
/dia a partir de 2002, estendendo-
se o contrato por vinte anos. O sistema de gasodutos planejado
envolverá a saída do produto dos campos de San Alberto e San
Antônio rumo a Puerto Suarez; de Campo Grande até Campinas; do
Rio de Janeiro a Belo Horizonte; de Campinas até Porto Alegre.
As responsabilidades e o âmbito de atuação dos atores
institucionais relacionados com o processo de expansão do gás
natural têm motivado controvérsias. As divergências
interpretativas entre a Petrobrás e as distribuidoras estaduais
de gás giram em torno do art. 25, § 2º, da Constituição, o qual
estabelece: "cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante
concessão à empresa estatal, com exclusividade de distribuição,
os serviços locais de gás canalizado".
Por outro lado, as tentativas internas entre a Petrobrás e
as distribuidoras de gás com vistas a contratos de recompra de
gás importado têm se desenvolvido com atritos desde agosto de
1992. Permanecem em debate várias sistemáticas para a fixação do
preço do gás. Para os Estados, deve resultar na entrega nos city
gates a um preço de US$ 1,95 por milhão de BTU. Para a Petrobrás,
a somatória do preço na boca do poço mais os custos de transporte
não será menos de US$ 2,50 a US$ 3,00 por milhão de BTU. As
garantias de suprimento em regime take or pay também continuam em
discussão.
2.2. TendŒncias Internacionais
18
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
- Aumento da oferta de petróleo, com quedas acentuadas dos
preços em relação aos vigentes na década anterior. Cabe alertar,
entretanto, que há polêmica quanto às possibilidades de
manutenção do atual quadro de petróleo relativamente barato.
- Aumento das reservas mundiais e da oferta de gás natural.
- A acentuação dos custos dos serviços elétricos alimentou
uma agenda de reestruturação do quadro jurídico-institucional,
que buscou, fundamentalmente, sanar as falhas do sistema de
regulação pública. Os países industriais procuravam reduzir o
poder de monopólio das concessionárias, independentemente da
propriedade, pública ou privada. A possibilidade de maior
participação de produtores independentes introduziu um aumento da
competição na periferia do sistema, não tirando, contudo, o
princípio básico de cooperação do setor elétrico.
- Imposição, por parte de organismos multilaterais, de
condicionalidades crescentes, associadas a questões ambientais,
para a aprovação de financiamento de projetos de geração de
energia.
19
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
3. PROPOSI˙ES DE POL˝TICA
3.1. Proposiıes ao Nvel da Intervenªo Pœblica mais Geral
Atualizar e detalhar prioridades da poltica energØtica nacional
- Propósito: subsidiar ações imediatas de desbloqueio de
gargalos e ações de médio prazo de expansão dos sistemas
energéticos.
- Precondições: 1) reengajar os órgãos federais ligados à
questão/energética, os governos estaduais, as comissões
legislativas pertinentes, as entidades privadas ligadas ao tema,
os principais setores produtivos e consumidores de energia, a
representação da sociedade, em um esforço conjunto, de propósitos
claros e bem delimitados; 2) abrir canais efetivos à participação
da iniciativa privada no processo de planejamento energético
integrado, para que responda conjuntamente por suas decisões e
seja estimulada a destinar recursos a projetos de sustentação e
expansão dos sistemas energéticos.
- Ações específicas: a) reconhecimento amplo da função
integradora da Secretaria Nacional de Energia; b)
restabelecimento de um órgão colegiado assemelhado à Comissão
Nacional de Energia; c) estímulo à integração dos trabalhos da
Comissão Nacional de Energia e das Comissões Legislativas Mista
de Orçamento e de Minas e Energia; d) estímulo ao estabelecimento
de mecanismos descentralizadores de decisões.
Acelerar a reestruturaªo institucional nos sistemas energØticos,
em particular o setor elØtrico
As principais propostas de reformulação do setor elétrico
brasileiro foram consubstanciadas, após longo debate legislativo,
pelo Senador Teotônio Vilela Filho no Projeto de Lei 117/92. Em
paralelo, o Deputado Marcelo Barbieri apresentou o PL 3057/92,
20
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
com pequenas variações. No mesmo sentido, o Deputado José Carlos
Aleluia encaminhou, em junho de 1993, um projeto de lei setorial
sobre geração e transmissão. Entretanto, o debate no Legislativo
dos referidos projetos encontra-se fortemente subordinado à
tramitação final do projeto de lei relativo às concessões de
serviços de utilidade pública. Neste particular, o projeto de lei
do Senado, nº 179, de 1990, de autoria do Senador Fernando
Henrique Cardoso, que "dispõe" sobre o regime de prestação de
serviços públicos pela iniciativa privada, previsto no art. 175
da Constituição, e regula a concessão de obra pública". O
substitutivo da Câmara, nº 202/91, apresentado pelo Deputado José
Carlos Aleluia, introduziu radical modificação ao projeto
inicial. Retornando ao Senado, recebeu por força regimental, em
parecer de plenário (com relatório) do Senador José Fogaça,
algumas inclusões e supressões relativas a reajuste tarifário e
disposições transitórias.
O referido diploma é um projeto de lei amplo, cujo alcance
extrapola a aplicação exclusiva aos serviços públicos de
eletricidade. Deverá merecer, portanto, após sanção presidencial,
uma regulamentação setorial específica. É recomendável que a
futura regulamentação não descure, caso mantidos os termos do
projeto de lei, de alguns pontos estratégicos: 1) a outorga da
concessão de serviços públicos de energia elétrica mediante
licitação, conforme determina o artigo constitucional nº 175,
incorporado sob a modalidade de concorrência, não deverá servir
ao partilhamento indistriminado do sistema, sob pena de perda de
otimização do planejamento em um contexto de reestruturação
setorial, institucional e financeira; 2) a licitação de
concessões vencidas e obras pela melhor oferta, se não tiver
havido o estabelecimento de um preço mínimo adequado para leilão,
em um momento de baixos valores patrimoniais acarretaria perdas
significativas ao poder concedente; 3) será preciso organizar a
transição ou convivência dos serviços pelo preço de licitação e
dos serviços pelo custo; 4) a revivescência do sistema de
concessões implicará a configuração de uma estrutura autônoma de
regulação, que separe e demarque nitidamente os níveis de
21
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
formulação da política setorial, de regulamentação e de execução
operacional dos serviços de energia elétrica. No segundo semestre
de 1993, representantes das concessionárias do setor elétrico e
do Comitê de Distribuição de Energia Elétrica (CODI)
posicionaram-se contrários, em diversos fóros, ao conteúdo
parcial ou total dos artigos 25, 41 e 42 do Substitutivo Aleluia,
defendendo a sua supressão ou, pelo menos, a exclusão do setor
elétrico dentre as modalidades de serviços públicos contemplados.
Outrossim, reafirmaram a necessidade de uma legislação setorial
específica.
- Alguns pontos jurídicos não estabelecidos obstaculizam a
maior participação privada no setor elétrico: questões sobre
desapropriações; preço da energia; garantia de suprimento, em
caso de racionamento; possibilidade de a concessão constituir-se
em garantia a empréstimos e financiamento; a regulamentação dos
consórcios de consumidores como autoprodutores; o tratamento
jurídico do transporte de energia através de redes públicas; a
figura legal do produtor independente.
Criar instrumentos Ægeis de financiamento da infra-estrutura de
energia
- Os desafios principais são: a) superação do caos
financeiro, representado pelo elevadíssimo endividamento
intragoverno; b) equacionamento de mecanismos de financiamento de
longo prazo para o término dos projetos hidrelétricos e
termelétricos inconclusos e para a expansão do sistema; c)
equacionamento das contrapartidas em moeda nacional do
financiamento externo; d) viabilização de alguns mecanismos
imediatos, mesmo sem a reestruturação institucional global, para
acelerar o aporte de capitais privados ao setor; e) realização de
entendimentos com a indústria de equipamentos, instalações e
materiais elétricos, no sentido de montar conjuntamente pacotes
de investimentos para os bens fornecidos; f) equacionamento de
financiamento para investimentos em conservação de energia.
22
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
Algumas das proposições seguintes farão menção a pontos
acima. O tratamento especializado acerca dos mesmos foi
desenvolvido na Nota Técnica Temática "Custo de Capital,
Condições de Crédito e Competitividade: Instituições Oficiais de
Crédito, Financiamento de Longo Prazo e Mercado de Capitais", do
Bloco de Condicionantes Macroeconômicos deste Estudo da
Competitividade.
3.2. Proposiıes ao Nvel da Intervenªo Pœblica nos Setores
EnergØticos
Promover o saneamento financeiro, modernizar o arcabouo
jurdico-institucional e reequacionar os mecanismos de
financiamento da expansªo do setor elØtrico
a) Promoªo do saneamento financeiro do setor :
consubstanciou-se o encaminhamento concreto deste objetivo na Lei
8.631/93 e sua regulamentação, Dec. 774/93.
À propósito, pode-se tecer as seguintes considerações: 1)
objetivando superar o caos financeiro que se estabeleceu em
função das dívidas acumuladas entre as concessionárias e entre
estas e o Tesouro Nacional, verifica-se que a Lei procede à
eliminação de passivos do setor (write off das dívidas); 2) a
questão chave é a presença implícita nas decisões da lei do
aumento de tarifas, fato que dependerá também dos Estados, visto
que foi consagrada a regionalização tarifária. No presente
momento, as decisões não são nada fáceis, posto que, de um lado,
as tarifas encontram-se distantes dos valores colimados entre US$
55 a US$ 67/MWh, por outro, aumentos abruptos de tarifas
originarão críticas dos consumidores em geral e dos grandes
consumidores em particular, com impactos sobre a competitividade,
particularmente no Sul, onde a energia de Itaipu é mais cara. Não
obstante, a tendência será de acréscimo de tarifa real. O aumento
de tarifa deverá seguir, portanto, um cronograma que possibilite
mudanças na área industrial. Em tal contexto de "transição"
23
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
tarifária, o Grupo Eletrobrás poderá enfrentar dificuldades,
tendo em vista a inevitabilidade, por pressão estadual, de
tarifas de suprimento das empresas geradoras federais baixas e de
financiamentos emergenciais de parcelas das compras de energia.
Quanto aos grandes consumidores, o Art. lº, par. 4º da Lei 8.631
faculta-lhes se valer, no futuro, das "alterações
compensatórias".
b) Recuperaªo das concessionÆrias regionais e estaduais :
atacar, em primeiro lugar, os desperdícios de energia em algumas
concessionárias e as perdas em decorrência de ineficiências
operacionais e administrativas (ex: subdimensionamento de
equipamentos; práticas de ligações clandestinas pouco coibidas).
Cumpre recompor os sistemas de transmissão e distribuição a
níveis de confiabilidade. Neste particular, o BNDES privilegia
exclusivamente os financiamentos de reorganização e modernização
empresarial. Programas de melhoria de desempenho, qualidade e
produtividade carecem de ser implementados dentro do sistema
energético, devendo ser estendidos a cadeia de fornecedores a
montante do processo. A criação de conselhos de consumidores
poderá se tornar um elemento de democratização das decisões sobre
investimentos e tarifas. A modernização das técnicas de gestão
das concessionárias avançará de modo significativo com a adoção
generalizada dos contratos de gestão. Desta forma, é fundamental
uma nova atitude construtiva dos acionistas-governo, no nível
federal e estadual, e uma mudança nas atitudes corporativas
defensivas.
c) Retomada de obras inconclusas no setor: cerca de
dezessete frentes de obras de geração arrastam-se em ritmo
vagaroso, representando o seu adiamento anual um custo financeiro
da ordem de US$ 1,2 bilhão de dólares. Os custos de conclusão de
algumas usinas tornam-se absurdos: nos casos de Xingó ou Segredo,
os níveis não passam de US$ 20/MWh, mas usinas paulistas, da
Cemig e de Furnas não ficarão prontas por menos de US$ 70 a U$
80/MWh; outras já superam US$ 100/MWh. Para concluir estas obras
e incorporá-las ao sistema, eventualmente depois de privatizadas,
24
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
será necessário desonerar de maneira equilibrada o custo
financeiro e econômico decorrente da longa paralisação. O
saneamento deve restabelecer a viabilidade econômica dos
projetos, contemplando, entretanto, uma taxa de retorno
socialmente aceitável. Esta questão prioritária envolve decisões
sobre o tipo de obras a retomar e a rediscussão de critérios
norteadores: 1) obras de hidreletricidade ou energia nuclear? a
retomada de obras hidrelétricas reveste-se de menor polêmica
política e poderá significar um adicional de 10 GW ou 18% da
capacidade atual de 57 GW; doutra parte, Angra II vem sendo
advogada, porque demandaria apenas US$ 1,5 bilhão adicional e
ampliaria a capacidade instalada em 1,25 GW; 2) obras de geração
ou de transmissão elétrica? colocam-se em alguns casos: para
Brasília, Serra da Mesa ou transmissão? para o RJ, Angra II ou
transmissão? 3) adoção de critérios que dêem prioridade a
empreendimentos de acordo com o grau de realização físico-
financeiro do projeto: evitar obras novas sem o efetivo
equacionamento das fontes; 4) adoção do critério de densidade por
m
2
: tomar os projetos em andamento com mais alto coeficiente
watt/m
2
; 5) cuidados com a questão do alagamento das regiões
cultivadas: as indenizações envolverão não apenas o preço do ha
de terra, mas as colheitas futuras em x anos.
d) Rigidez de critØrios financeiros e novas formas de
financiamento para as obras novas: exigir o efetivo
equacionamento das fontes de recursos. Implementar novas formas
de financiamento: emissão de títulos vinculados aos projetos,
securitização dos recebíveis, lançamento de títulos de compra
antecipada de serviços, a exemplo dos Títulos a Termo de Energia
(TTEs) emitidos pela CESP
1
.
e) No médio prazo, coloca-se a questão das dificuldades para
a manutenªo da hegemonia da hidreletricidade : a hidreletricidade
continuará a ser uma vantagem comparativa do Brasil, enquanto não
1
Para maiores detalhes sobre novas formas de financiamento,
ver Nota Técnica Temática "Custo de Capital, Condições de
Crédito e Competitividade: Instituições Oficiais de Crédito,
Financiamento de Longo Prazo e Mercado de Capitais".
25
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
se esgotarem os potenciais, contando inclusive com uma engenharia
nacional muito competente. Face aos problemas de financiamento, a
capacidade de resposta da hidreletricidade será variável: novas
obras de porte gigantesco, para prazos de 7 a 12 anos, estão
praticamente descartadas; mas há as pequenas e médias usinas.
A fronteira hidrelétrica a explorar será a Amazônia,
envolvendo problemas ambientais e sociais. A comunidade
científica encontra-se dividida sobre a matéria, cabendo ao
Congresso Nacional, aos Estados e às comunidades locais debater
as múltiplas questões, embasados nos estudos acurados das
concessionárias, dos institutos de pesquisa e de outros fóros.
A possibilidade de futuros financiamentos internacionais na
área de hidroeletricidade já encontra grande oposição do Banco
Mundial, que está defendendo investimentos preferenciais em
termoelétricas. São investimentos menores e de retorno mais
rápido para a presença de capitais privados na área. Vai daí a
crítica que a instituição faz à taxa de atualização do capital
(10 a 12%) no caso da hidreletricidade.
A introdução maior de alternativas térmicas no país - via
carvão importado, gás natural importado e doméstico e cogeração
com bagaço de cana - merece ampla discussão pela sociedade. As
aplicações de energéticos tendem a usar energéticos menos
poluentes e, por outro lado, estão sendo desenvolvidas
tecnologias eficientes de abate da poluição. Contudo, nossa
tradição com termoeletricidade é pequena; não dispomos de know-
how para enfrentar, a curto prazo, qualquer concorrência
internacional. Neste sentido, o Plano 2010 já contemplava como
diretriz principal, "desenvolver um programa mínimo de usinas
termelétricas a carvão na Região Sul, de modo a capacitar a
indústria nacional e assegurar o aproveitamento intensivo desse
recurso energético, quando da sua competitividade plena com os
recursos hidrelétricos".
f) Aumento da participaªo da iniciativa privada no setor :
nas discussões e formulações de propostas da REVISE, em 1988,
26
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
várias sugestões foram levantadas com relação a privatização "na
margem". Diversas modalidades podem ser acionadas, no sentido da
constituição de uma estrutura setorial mista, na qual coexistam
produção estatal com produção privada nos novos investimentos.
Desafios importantes de âmbito regulatório e de avaliação de
desempenho tornam imprescindível a modernização dos diplomas
legais existentes. Via de regra, o nível deprimido das tarifas é
um impeditivo para a entrada de capitais privados no setor. Como
modalidades promissoras, pode-se exemplificar: 1) autoprodutor de
energia elétrica gerando para consumo próprio; 2) co-gerador de
energia para consumo próprio, vendendo o excesso de sua geração
para a concessionária de energia elétrica; 3) gerador
independente de energia sob o regime de subcontratação ou leasing
(BLT: Built-Lease-Transfer).
O BNDES já apóia: 1) o fomento à participação da iniciativa
privada na geração, transmissão e distribuição de energia
elétrica para uso público; 2) intensificação de programas de
autoprodução e cogeração; 3) apoio financeiro à iniciativa
privada para aplicação em obras públicas sob regime de pré-venda
de energia; 4) promoção de investimentos em conservação e
racionalização do uso. Cabe destacar, entretanto, que o montante
de recursos destinados pelo BNDES à área de infra-estrutura tem
sido relativamente modesto (US$ 300 milhões em 1992 e previsão de
US$ 800 milhões em 1993).
A constituição de uma estrutura setorial mista poderá também
envolver a privatização de ativos. Além dos comentários
anteriores acerca do projeto de lei que dispõe sobre a concessão
dos serviços públicos, cumpre aqui ressaltar a necessidade da
realização prévia de estudos interdisciplinares detalhados e da
absoluta transparência de que se devem revestir as alienações
patrimoniais, em função dos fortes interesses envolvidos e das
polêmicas existentes em torno desta questão. A privatização de
ativos públicos no Brasil tem se pautado pela ênfase na
maximização de resultados de curto prazo e a desconsideração
pelos movimentos de reestruturação produtiva setorial e ao nível
27
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
de toda economia. Nestes termos, um processo açodado de
partilhamento do setor elétrico pelo concurso indiscriminado da
licitação poderá pôr a perder o caráter cooperativo (mais que o
competitivo) que o caracteriza. A Lei 8631, liberando tarifas,
apóia-se essencialmente no caráter competitivo e deverá trazer
toda uma nova abordagem na administração e na ação das empresas,
sem perder o caráter cooperativo. Considerações maiores, em
termos de reordenamento produtivo, financeiro e fiscal da
economia, onde o caráter estruturante dos serviços de energia (e
transportes e telecomunicações) tem papel crucial, são
pressupostos para a formulação adequada, com ganhos sinérgicos,
de uma estruturação setorial mista. Convém lembrar ainda que a
venda de ações na bolsa não poderá efetuar-se por valor muito
inferior ao patrimonial, para evitar perdas graves. Pelo mesmo
motivo, a venda de ativos pela melhor oferta em leilão deverá
contemplar preços mínimos adequados.
Formular polticas energØticas que permitam obviar as
dificuldades futuras de otimizaªo do planejamento e operaªo das
atividades relacionadas com o setor petrleo e gÆs natural
a) Recompor, via reajustamento de tarifas, a capacidade de
geração de recursos do setor petróleo;
b) Formular políticas energéticas claras e flexíveis para os
combustíveis líquidos e gasosos no país;
c) Debater os conflitos interpretativos em torno da
distribuição do gás natural no país;
d) Definir as prioridades de substituição de energéticos por
gás natural.
Definir programas de conservaªo de energia
28
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
A administração pelo lado da demanda constitui forma
avançada de conferir maior eficiência ao setor energético. A
conservação de energia, em particular, pode se estender às
empresas, domicílios, transportes e órgãos públicos, onde deve
ser buscada a redução de perdas nas transformações e na
distribuição de energia, e nos seus usos. Os programas de
conservação envolvem regulamentações e incentivos específicos do
Estado, mas também significam investimentos pelo consumidor. Em
certos casos, esse investimento pode ser subsidiado pelas
concessionárias, com vistas a acelerar a substituição de
equipamentos dos usuários.
De acordo com a coordenação do Programa de Conservação de
Energia Elétrica (Procel), em dados apresentados ao VI Congresso
Brasileiro de Energia no mês de outubro p.p., a conservação e o
uso eficiente de energia - derivados de petróleo ou eletricidade
- poderão resultar numa postergação de projetos, para o país, de
US$ 70 bilhões até o ano 2015. No setor elétrico, os
investimentos necessários para um ganho de US$ 34 bilhões seriam
da ordem de US$ 16 bilhões (US$ 10 bilhões por parte dos
consumidores e US$ 6 bilhões pelas empresas de energia). Todavia,
a geração de microineficiências pela crise econômica, aliada a
baixos níveis tarifários, não permitiram grande sucesso aos
programas de conservação: de 1986 a 1992, deixou-se de consumir
1.200 GWh por ano.
Nesses termos, devem ser fortalecidas as seguintes linhas de
ação:
a) Explorar a correlação entre conservação de energia e
aumento da competitividade na formulação de programas;
b) Estabelecer critérios de julgamento explícitos para a
habilitação das empresas a programas de conservação e
modernização industriais;
29
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
c) Definir linhas de financiamento para investimento em
conservação;
d) Incentivar a criação de "gerências de energia" nas
plantas.
3.3. Proposiıes ao Nvel dos Complexos Industriais
A recomposição tarifária afetará a competitividade dos
complexos/setores industriais intensivos no uso de energia
(materiais de construção, minério de ferro, siderurgia, alumínio,
fundição, papel e celulose, entre outros). Estes setores deverão
ter prioridade na utilização de gás natural, na implementação de
programas de conservação de energia e/ou na implementação de
parcerias setor público/setor privado na área de energia.
30
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
QUADRO-RESUMO
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
A˙ES/DIRETRIZES DE POL˝TICA AGENTE/ATOR
EXEC. LEG. JUD. EMP. TRAB. ONGs
ACAD.
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
1. Atualizar e detalhar as prioridades da política
energética nacional:
- Reconhecimento amplo da função integradora da
Secretaria Nacional de Energia X
- Restabelecimento de órgão colegiado asseme-
lhado à Com. Nacional de Energia (CNE) X
- Estímulo à integração dos trabalhos da CNE e
das Com. Legislativas Mistas de Orçamento e
de Minas e Energia X X
2. Acelerar a reestruturação institucional, em
particular do setor elétrico:
- Aprovação dos projetos de lei relativos às
concessões de serviços de utilidade pública e
à reformulação do setor elétrico X
- Reordenar os objetivos, os meios, as ativida-
des e a estrutura do DNAEE como órgão norma-
tivo e fiscalizador, incumbido das funções do
governo junto ao setor. X
3. Saneamento e criação de novos instrumentos de
financiamento:
- Implementação da proposta de saneamento fi-
nanceiro do setor elétrico X
- Revisão das excepcionalidades constantes da
Res. 1718 do Banco Central, permitindo que
personalidades jurídicas nos moldes da
"special purpose companies" possam lastrear a
emissão de títulos financeiros e/ou mercantis
em recebíveis ligados a projetos de infra-
estrutura X
- Recomposição tarifária X
4. Modernizar o arcabouço jurídico-institucional:
- Recuperação das concessionárias regionais e
estaduais, solução das ineficiências adminis-
trativas e operacionais X
- Aumento da participação da iniciativa priva-
da X X
5. Definir programas setoriais prioritários para
utilização de gás natural X X X
X
6. Programa de conservação de energia, que deve
ser geral e prioritário X X X
X
31
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Legenda: EXEC. - Executivo TRAB. - Trabalhadores e Sindicatos
LEG. - Legislativo ONGs - Organizações Não-Governamentais
JUD. - Judiciário ACAD. - Academia
EMP. - Empresas e Entidades Empresariais
Nota: Em caso de coluna em branco, leia-se "sem recomendação".
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
4. INDICADORES
Para o monitoramento dos impactos da disponibilidade e do
custo de energia sobre a competitividade da indústria, sugere-se
comparações internacionais para os anos de 1980, 1985 e 1990: 1)
EUA, Japão, Alemanha, Reino Unido, França, Itália; 2) Canadá,
Espanha; 3) Coréia, México, Argentina.
a) Relações de Energia/PIB/População: oferta interna de
energia por habitante (GJ/Hab); oferta interna de energia/PIB
(MJ/US$); consumo de energia na indústria/PIB (MJ/US$).
b) Participação das fontes no consumo final de energia (%):
derivados do petróleo, eletricidade, carvão mineral, gás natural
e outros (lenha, bagaço, etc.).
c) Consumo final de energia do setor/PIB do setor (tEP/US$
1.000): Indústria Extrativa Mineral; Indústria de Transformação
(não-metálicos, metalurgia, química, alimentos e bebidas, têxtil,
papel e celulose, outras); Energia.
d) Consumo específico de energia em setores selecionados
(tEP/t): cimento, metalurgia, ferro-gusa e aço, não-ferrosos e
outras da metalurgia, ferro-ligas, papel e celulose, setor
energético (produção de energia secundária).
e) Consumo de energéticos por equipamentos (geração de vapor
e fluidos térmicos, fornalhas, fornos, secadores e outros) nas
indústrias: derivados do petróleo (ton), eletricidade (Gcal),
carvão mineral (ton), carvão vegetal (ton), lenha (m
3
), outros
(Gcal).
f) Preços médios constantes de energia (US$ 1990/barril eq.
petróleo): eletricidade industrial, óleo combustível, coque de
carvão mineral, lenha, carvão vegetal, bagaço de cana, óleo
diesel, GLP, querosene.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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g) Tarifas de energia elétrica: tarifa residencial (200
kWh/mês); tarifa industrial: 1MW FC=60% e 25MW FC=90%.
h) Decomposição percentual da formação bruta de capital fixo
(FBCF): Investimento em energia elétrica/FBCF; Inv.petróleo/FBCF;
Inv.energia/Inv.empresas estatais; Inv.empresas estatais/FBCF;
Inv.governo/FBCF; Inv.público/FBCF; Inv.privado/FBCF.
i) Evolução da dependência externa de energia (1000 tEP):
demanda total de energia (a) = consumo final + perdas; produção
energia primária (b); dependência externa (a-b=c); dependência
externa (c/a).
j) Potencial (TWh/ano) e custo (US$/MWh) das principais
fontes de geração: hidreletricidade, derivados de petróleo, gás
natural, nuclear, biomassa florestal, carvão.
l) Concessionárias de energia elétrica: número de
consumidores (10
3
)/empregado; consumo (GWh)/empregado.
m) Concessionárias do setor elétrico: fontes e usos de
recursos. Fontes: geração interna de recursos, aumento do
capital, contribuições de consumidores, empréstimos e
financiamentos (%). Aplicações: investimentos, serviços da
dívida, dividendos, outros (%).
n) Demanda média/demanda de pico (%).
o) Custos de eletricidade/custo total dos produtos (%), em
setores selecionados.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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INTRODU˙ˆO
Este estudo temático considera as deficiências dos serviços
de infra-estrutura de energia como obstáculos à modernização
competitiva do país, particularmente de seu parque industrial.
Desta maneira, procura apontar, nos marcos das imensas restrições
atuais, ações de duas ordens: aquelas que busquem a sustentação
mínima dos serviços de infra-estrutura de energia já oferecidos e
aquelas que permitam as precondições para a expansão dos mesmos
serviços. Em particular, as ações referentes à sustentação mínima
dos serviços de energia elétrica devem ser equacionadas sob a
pressão adicional da possibilidade - afastada pela crise nos
últimos anos - de racionamentos, ou mesmo blackouts, na hipótese
de uma retomada vigorosa do crescimento da economia. Ora,
restrições energéticas desta natureza seriam gravíssimas: os
centros de decisão não podem entrar em colapso por deficiências
nas infra-estruturas. Além disso, as repercussões negativas sobre
a competitividade seriam fortes.
As proposições expressas neste trabalho inserem-se em um dos
esforços maiores do Estudo da Competitividade, de esboço de um
conjunto de projetos prioritários de infra-estrutura integrada,
que permitam contribuir para decisões conjuntas do governo e da
iniciativa privada, no sentido da retomada gradual do crescimento
da economia. Não se trata, portanto, de diagnosticar e avançar
soluções para a área energética em todas as suas derivações.
Neste sentido, optou-se claramente pelo não tratamento de vários
temas relevantes, tais como os setores nuclear, lenha, bagaço de
cana e carvão. Por outro lado, o trabalho salienta a importância
da administração pelo lado da demanda como forma avançada de
conferir maior eficiência ao setor, embora constate que os
esforços já desenvolvidos no país estejam muito aquém do
potencial aventado pelos especialistas.
As razões deste escopo limitado são óbvias: as condições
objetivas da economia brasileira e do aparato institucional de
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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Estado em seus vários níveis não dão margem a ilusões. Os tempos
atuais exigem prioridades; há que se discutir conjuntamente
condições de financiamento e estratégias do possível. Este só
poderá se consubstanciar em um pacto de interesses, envolvendo
alianças entre empresas nacionais e multinacionais e bancos
públicos e privados nacionais e internacionais, que alimente um
processo de reestruturação competitiva.
Neste estudo, procurou-se ter em conta que as angústias do
curto prazo não devem, quanto possível, fazer esquecer o penoso
processo de construção da infra-estrutura de energia do Brasil.
Se é certo que os serviços prestados atualmente aos usuários são
passíveis de críticas em relação a certas áreas de concessão,
diagnósticos catastrofistas de desmantelamento total dos
sistemas, particularmente o de energia elétrica, assim como um
receituário de soluções imediatistas, mais desservem do que
iluminam caminhos visando soluções eficazes para seus graves
problemas.
Este estudo apresenta elementos de diagnóstico e as
principais tendências nacionais e internacionais. O conteúdo das
propostas de políticas voltam-se principalmente para a
sustentação dos sistemas, alertando para as insuficiências dos
serviços prestados aos usuários. Sugestões de participação
concreta de capitais privados nos esforços de reestruturação são
enunciadas e ilustradas com constatações recentes. Advoga-se que
a variedade de soluções para as questões de financiamento das
infra-estruturas depende não só da equação preliminar do caos
financeiro; de uma reforma do sistema financeiro que introduza
instrumentos inovadores de financiamento de longo prazo; e da
escolha de projetos viabilizados por parcerias público-privadas,
sob critérios de planejamento setorial e regional. Como em épocas
passadas, a premência de soluções certamente se fará mais
presente com alguma retomada do crescimento da economia.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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1. DIAGNSTICO DA SITUA˙ˆO BRASILEIRA
Os principais problemas pertinentes à infra-estrutura de
energia inserem-se nos planos jurídico-institucional, financeiro
e de formulação de políticas públicas e definição de prioridades
de médio e longo prazos.
A exposição, neste item, obedece à seguinte ordenação:
a) esboço dos resultados da política energética nos últimos
vinte anos, para permitir considerações sobre o tipo de matriz
energética conformada, as mudanças que hoje podem se mostrar
desejáveis, assim como os erros de política que devem ser
evitados, em particular aqueles que venham a ser gerados em
virtude das pressões das restrições macroeconômicas. Conclui-se,
em verdade, que a deterioração dos mecanismos de planejamento e
operacionalização de políticas de Estado e a interrupção do
debate fecundo das questões energéticas nos anos oitenta
resultaram em uma falta de visªo global, que gere políticas
públicas, nessa área nos anos noventa. Em que pese, portanto, as
boas condições para esse intento, que poderiam advir do controle
monopólico estatal dos setores estratégicos de energia elétrica e
petróleo.
b) discussão sobre as aspirações de mudança nas condições
jurídico-institucionais e organizacionais, com vistas a enfrentar
e oferecer soluções para os gargalos produtivos e para a
formulação de projetos prioritÆrios de infra-estrutura integrada.
As atenções estiveram voltadas para o setor elétrico, tendo em
vista as soluções emergenciais que demanda e a morosidade do seu
processo de reestruturação, apesar de contar com o esforço
meritório de análise e encaminhamentos contido no foro REVISE
(Revisão Institucional do Setor Elétrico), que data de 1989.
c) exposição sumária das fontes de financiamento que
alimentaram a expansão da infra-estrutura de energia até
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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recentemente e de seu desmantelamento, seguida de um elenco de
obstáculos a vencer. A natureza desses obstáculos mostra que
providências imediatas de diminuição do endividamento
intragoverno são imperativas, mas não serão suficientes para
vencê-los. O financiamento de projetos de infra-estrutura
integrada exigirá, além de tarifas e preços realistas, recursos
orçamentários e modificações importantes no sistema financeiro,
no sentido de dotá-lo de instrumentos adequados. Legislações
atualizadas e a concepção de bons projetos constituirão
instrumento básico de estímulo ao concurso de capitais privados
para o seu financiamento.
1.1. Poltica e Matriz EnergØtica
A década de setenta é apresentada pela literatura
especializada como período de crescimento da tonelagem instalada,
do completamento da integração da indústria e da acentuação da
presença dos manufaturados na pauta de exportações, sob a égide
de um Estado estruturante. Os anos oitenta são caracterizados, ao
contrário, pelo enorme desgaste do poder planejador do Estado
brasileiro, premido pelos condicionantes financeiros externos e
internos.
A recessão interna no período 1981/83 acarretou o desempenho
negativo do produto, desacelerou fortemente a taxa de
investimento, desconsertou as finanças públicas, deteriorou
seriamente as condições de vida da população e direcionou
capitais privados às aplicações financeiras ou à fuga para o
exterior.
O índice de produto real variou da base 100 de 1980 para
116,94 em 1991. Partindo de 22,8% do PIB a preços constantes em
1980, a formação bruta de capital fixo baixou a inusitados 16,2%
em 1984, ascendeu a 18,7% em 1986, registrando sucessivas quedas
desde então, até o nível de 15,2% em 1991. Além disso, o
investimento em construção civil acentuou a sua predominância na
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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FBCF em relação a máquinas e equipamentos, atingindo 69,4% em
1991. Respondeu pela queda da FBCF global a redução dos
investimentos das empresas e famílias, posto que a FBCF das
administrações (Governo) reagiu positivamente na segunda metade
da década de oitenta. Quanto à evolução dos investimentos das
empresas estatais federais no total da FBCF - visto que não estão
agregadas à FBCF do Governo pela metodologia das Contas Nacionais
Consolidadas -, esses investimentos foram da ordem de 18,8% da
FBCF total ou 4,3% do PIB a preços constantes em 1980 e da ordem
de 9,1% da FBCF total ou 1,4% do PIB em 1991 (Almeida & Costa,
1993:65-67).
A sensível redução da capacidade de investimento do Estado
acarretou a multiplicação dos estrangulamentos setoriais nos
segmentos industriais estatais que estão concentrados na produção
de bens intermediários, assim como na infra-estrutura básica,
representada pelos setores de energia, transportes e
telecomunicações.
A estrutura da oferta de energØticos no Brasil transformou-
se radicalmente, sob a pressão da crise, nos últimos vinte anos,
conformando uma matriz energética caracterizada, ao mesmo tempo,
pela presença destacada de fontes renováveis e pela elevação
crescente da intensidade energética.
Sob a coerção da crise mundial e de dois choques do petróleo
em particular, foi engendrada uma política energética após 1973,
com objetivos estratØgicos - o aumento da exploração e da
produção domésticas de petróleo, a diversificação das fontes
primárias nacionais e a introdução de programa de conservação - e
instrumentos definidos - políticas de preços e quotas,
desestímulos vários ao consumo de energéticos importados, carga
de incentivos fiscais e subsídios à utilização de fontes
energéticas alternativas nacionais, tais como o álcool, a
hidreletricidade e o carvão. A crise de 73 levou, portanto, à
conscientização de um problema de energia sob certo ângulo, a
dependência do petróleo. A prolongada discussão da época já
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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mostrava, todavia, que no Brasil de vasta extensão hídrica,
incidência solar e biomassa, outras soluções complementares
poderiam vingar.
Forjou-se, dessa maneira, um novo perfil de consumo de
energéticos, caracterizado notadamente pelos seguintes pontos:
a) crescimento do consumo total de fontes primárias de
111,3.10
6
tEP em 1976 para 184,1.10
6
tEP em 1991, seguido agora
mais de perto pela produção de energia primária, de 72,1.10
6
tEP
para 153,1.10
6
tEP, resultando em diminuição da dependência
externa de energia (demanda interna - produção interna) de 36,1%
para 22% nos mesmos anos;
b) redução da participação percentual do petróleo no consumo
total, de 42% em 1976 para 30,8% em 1991. Ressalte-se, todavia,
que o consumo aparente de petróleo e derivados subiu do nível de
975 mil bpd (1985) para 1.214 bpd (1990), ao lado do esforço
produtivo nacional de 563 mil bpd (1985) para 653 mil bpd (1990).
Com reservas avaliadas de óleo de 2,8 bilhões de barris em 1990,
dos quais 74,6% situados na plataforma continental, o Brasil
ainda precisa importar 43,7% (1991) de petróleo para seu consumo
interno;
c) elevação da participação percentual da hidreletricidade
no consumo total, de 21,6% em 1976 para 34,3% em 1991, quando
atinge o nível de 63,2.10
6
tEP e se torna a fonte primária de
maior participação relativa;
d) elevação dos produtos da cana-de-açúcar de 4,2% em 1976
para 10,6% em 1991, significando mais que a quadruplicação do
valor absoluto, de 4,7.10
6
tEP para 19,5.10
6
tEP. Quadruplica
também a participação do gás natural no consumo total de fonte
primárias - 0,6% em 1976 e 2,3% em 1991;
e) crescimento do Produto Interno Bruto brasileiro de 1,5%
a.a., de 1980 a 1991, enquanto que o consumo final de energia
total (petróleo e derivados, gás natural, carvão mineral, lenha,
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eletricidade e derivados de cana) aumentou 2,8% a.a. Isto traduz
um acréscimo do consumo de energia por unidade produzida,
conforme a) consumo total/PIB total: de 0,492 kEP/US$ em 1980
para 0,563 kEP/US$ em 1991 e b) consumo industrial/PIB
industrial: de 0,564 kEP/US$ em 1980 para 0,790 kEP/US$ em 1991.
Este último resultado contrasta com a evolução nos países
desenvolvidos, onde se observou uma redução do consumo de energia
industrial por unidade de PIB da ordem de 30 a 50%. As
conseqüências da maior presença das atividades energético-
intensivas na matriz industrial brasileira ficam mais
esclarecidas através do ângulo da energia elétrica: no período
1970-91, o seu consumo total no Brasil cresceu à taxa de 8,7%
a.a. - de 36,1 TWh para 209,7 TWh -, enquanto o PIB cresceu 4,8%
a.a., resultando uma elasticidade-renda de 1,8. Projetou-se,
naquele período, um percurso nítido de aumento da intensidade de
energia elétrica do produto, que evoluiu de 380 para 750 kWh/US$
(1988), a preços de 1985;
f) o consumo de energia por habitante evoluiu de 1,007
tEP/habitante de 1980 para 1,129 tEP/habitante em 1991. Esta
média ensejaria, em um país de marcantes desigualdades, muitas
considerações. Com efeito, as questões relativas à distribuição
de energia remeteriam a um número grande de temas relevantes,
muitos dos quais não interessariam imediatamente, contudo, a um
estudo com os propósitos específicos do presente: a desigualdade
no consumo geral per capita, particularmente na energia elétrica;
desigualdade distributiva entre regiões, cidades e meio rural,
bairros classe A e áreas periféricas; entre famílias.
O sucesso na implementação de estratégias de diversificaªo
de fontes primÆrias energØticas esteve atrelado a grandes pacotes
de investimento. A importância do aporte de recursos de
investimento na área energética pode ser aquilatada pela sua
participação no PIB: 2,8% nos anos de 1971 a 1973, 5% em 1982 e
3% em 1987. De acordo com a síntese de Romeu & Franco (1989),
consideradas as fontes energéticas individualmente, os dados
apontam: a elevação dos investimentos em energia elétrica de 1,8%
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do PIB nos primeiros anos dos setenta para 2,6% em 1983; a
elevação dos investimentos em petróleo de 0,8% em 1973 para 1,8%
do PIB em 1982; uma proporção de 0,5% do PIB destinada aos
investidores de implantação do Proálcool entre 1980 e 1984; a
sustentação de investimentos da ordem de 0,2% do PIB em energia
nuclear entre 1978 e 1985.
Os dados sistematizados por José Zatz, Diretor da Agência
para Aplicação de Energia de São Paulo (1992), acusam um
investimento total de US$ 98,3 bilhões no setor energético
brasileiro de 1978 a 1987, representando 15,6% da FBCF e 3% do
PIB. Aquele total obedeceu à seguinte repartição:
a) US$ 57,8 bilhões (59%) para eletricidade, cabendo 59%
desses para geração, 24% para transmissão e 12% para
distribuição. Doutra parte, a capacidade instalada de geração
elétrica evoluiu de 27,2 GW em 1979 para 44,3 GW em 1987 e 50,8
GW em 1991. Se incluídos os autoprodutores, o total sobe para
54,1 GW em 1991, gerados predominantemente por usinas
hidrelétricas (aproximadamente 90%) componentes dos sistemas
interligados e por usinas termoelétricas (cerca de 10%).
Tratando-se de uma totalização de valores, é preciso, no caso
particular do setor elétrico, deixar claro o seguinte ponto: o
colapso dos mecanismos de financiamento ao setor impôs reduıes
drÆsticas nos investimentos, o que poderá vir a aumentar os
níveis de risco e perdas por ocasião da retomada do
desenvolvimento. Basta que se atente para a queda substantiva das
médias anuais dos investimentos no período de 1983 a 1986 e,
muito pior ainda, após 1987;
b) US$ 27,5 bilhões (28%) para petróleo insumo, cabendo
cerca de 74% para exploração - 1989 será notável exceção, 60,6% -
e 11% para refino. A média de produção passa de 160 mil bpd
(1978) para 570 mil bpd (1987) e 653 mil bpd em 1990. Todavia, a
média de produção projetada de 1 milhão de bpd tem sido
sucessivamente adiada;
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c) US$ 8,1 bilhões (8%) para o Proálcool, representando uma
subida do nível de produção real de 2,2 bilhões de litros de 1978
para 11,4 bilhões de litros de 1986/89. O ano de 1985 foi o
divisor de águas entre as fases de auge e o declínio do
Proálcool. O número de projetos enquadrados e o montante dos
investimentos sofrem uma redução abrupta.
d) US$ 4,9 bilhões (5%) no programa nuclear (1978/87).
A repartição das modalidades de servios infra-estruturais
de energia acumulou distorções importantes.
A estratégia de preços dos combustveis lquidos do governo
de 1974 pautou-se pela fixação recorrente de um patamar elevado
para o preço da gasolina, que deveria lhe permitir absorver os
repasses dos aumentos de preços dos outros derivados, financiar o
setor petróleo e equalizar os preços dos derivados. Desta forma,
os preços de GLP, nafta, óleo combustível e diesel permaneceriam
relativamente baratos. Quanto ao álcool hidratado, o subsídio ao
seu preço era garantido pela venda "casada" gasolina/álcool
anidro. A aceleração das vendas de veículos a álcool hidratado,
após 1979, significou a diminuição gradual da venda "casada", com
repercussões sobre a base geradora de recursos para esse
subsídio. Concomitantemente, a queda continuada do consumo de
gasolina foi tirando desse derivado sua capacidade de exercer os
papéis econômicos expostos anteriormente.
A reversão das expectativas altistas dos preços
internacionais do óleo traçou um novo horizonte para a política
de preços dos combustíveis líquidos no Brasil dos anos oitenta.
Insistiu-se, porém, na manutenção da equação financeira do
Proálcool, muito embora o cenário de preços cadentes de petróleo
tornasse crescentemente desequilibrada a situação de alto custo
de produção do álcool, redução de seu subsídio e manutenção de
preços elevados da gasolina. Como o preço do diesel foi
represado, a relação decrescente de preços diesel/gasolina
acelerou a substituição desta última.
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As afirmativas anteriores expressaram-se, em termos da
evolução do consumo final por fonte, da maneira seguinte: a) o
consumo médio de derivados de petróleo reduziu-se em cerca de
12,2% no período 1979/85, passando a uma tendência ascendente (o
nível de consumo de 1979 é atingido em 1988 e ultrapassado,
chegando ao índice de 104,8 em 1991); b) os consumos de óleo
combustível e de gasolina reduziram-se, respectivamente, em
termos do total de derivados, no período 1980-1991, de 30,6% para
16,2% e de 16,6% para 14,1%; estas reduções no consumo deveram-
se, no primeiro caso, ao programa de substituição e conservação
da energia da indústria e, no segundo, à conjugação do Proálcool
com uma política de preços inibidora do consumo; c) os consumos
de óleo diesel e gás liquefeito de petróleo (GLP) aumentaram
respectivamente, em termos do total de derivados, no período
1980/91, de 29,6% para 37,6% e de 5,8% para 9,8%. Respondeu por
essas elevações a falta de alternativas técnicas e economicamente
viáveis.
A dieselizaªo dos transportes de cargas e passageiros teve
repercussões estruturais profundas em três aspectos: a) o
petróleo importado passou a atender primordialmente a demanda de
diesel; b) a geração de volumes crescentes de óleo diesel obrigou
a Petrobrás à realização de adaptações onerosas na estrutura de
refino, buscando adequar a oferta à demanda de derivados; c) os
crescentes excedentes de gasolina foram exportados constantemente
de forma gravosa. As dificuldades de exportação dos excedentes de
óleo combustível levaram a Petrobrás a atuar na estrutura de
refino, através da implantação de novas unidades de
recraqueamento desse derivado pesado.
O cenário de preços cadentes de petróleo também produziu
situações de desequilíbrio no setor elØtrico. Nos anos setenta,
apesar da rápida expansão, o sistema hidroelétrico manteve-se
durante um longo período em equilíbrio financeiro, com a
remuneração do serviço pelo custo, o Imposto Único e o Empréstimo
Compulsório a favor da Eletrobrás (ver seção 1.3). A expansão da
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capacidade instalada de geração prosseguiu, sem maiores
questionamentos, durante os anos oitenta. Não obstante, essa
expansão coincidiu, após 1976, com políticas continuadas de
combate à inflação, de cujos instrumentos integrantes faz parte o
arrocho tarifário. Doutra parte, a sistemática das vinculações
veio a ser extinta.
O forte processo recessivo de 1981/83 acarretou capacidade
ociosa de geração e a introdução de programas de eletrotermia,
com o estabelecimento de tarifas privilegiadas (contratos EGTD e
ETST). Este consumo de energia elétrica para substituição atingiu
um máximo de 9,7 TWh em 1985; despencou para 1,5 TWh em 1987, com
o fim dos contratos EGTD, e chegou a 5,0 TWh em 1991 (Eletrobrás,
1992:18). Cumpre ainda acrescentar aos pontos mencionados o
considerável aumento da produção de bens eletrointensivos
(alumínio, aço, ferro-ligas e soda-cloro), cuja participação no
consumo de energia elétrica classe industrial evoluiu de 25% em
1973 para 36% em 1991, chegando ao nível de 36,7 TWh. Completa-
se, assim, o elenco dos principais fatores explicativos para a
forte intensificação do uso de eletricidade por unidade de
produto e para os problemas econômico-financeiros do setor.
As distorções acumuladas historicamente na repartição das
modalidades de serviços infra-estruturais de energia colocam uma
série de temas para qualquer discussão sobre a matriz energética
brasileira e o papel sistêmico dos energéticos na competitividade
industrial: a) a disjuntiva auto-suficiência em petróleo X
comprá-lo no mercado, em parte, com exportações brasileiras; b) o
incremento exagerado da frota de automóveis a álcool, processo
cuja reversão, ocorrida nos últimos anos, por razões
conjunturais, ainda não está clara; c) a dieselização de
caminhões e utilitários, originando gargalos no refino; d)
desequilíbrios no óleo combustível, que tende a se tornar
excedente; e) a situação crítica na energia elétrica, com atrasos
na geração e transmissão; f) os destinos do programa nuclear,
cujos objetivos gerais precisam retornar à discussão na
sociedade.
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A ausência de soluções decisivas para equacionar as
distorções acumuladas deve-se, em boa parte, à falta de uma
concepªo integrada do setor energØtico , em termos de formulação
de políticas públicas e definição de prioridades.
A matriz energética brasileira, conformada ao longo dos
últimos vinte anos, é bastante equilibrada, com forte presença de
fontes energéticas renováveis (energia hidráulica, lenha,
produtos da cana-de-açúcar e outros). Constituíam 73,2% do total
em 1991; tomado o consumo total de fontes primárias, a
participação da energia primária renovável foi de 60,8% em 1991.
Então, embora a matriz seja passível de desejáveis modificações,
as angústias do curto prazo não devem gerar decisões rumo a um
fortalecimento acentuado, nos próximos anos, da presença de
fontes não-renováveis.
A trajetória que nos trouxe ao presente foi marcada, sem
dúvida, com a analogia entre energia e fornecimento de
energéticos. Ocorre que, vinte anos depois do primeiro choque de
petróleo, a questão energética está fortemente ligada à da
preservação do meio ambiente: obter mais energia disponível com
menor crescimento da exploração dos recursos naturais. Quer
dizer, melhorar a eficiência na transformação (produção e consumo
final) e no transporte e distribuição de energia.
Discussões futuras sobre a matriz energética e a formulação
de políticas a ela referentes deverão, portanto, ter presente
três pontos básicos: a) a qualidade da matriz estará cada vez
mais ligada à menor intensidade energética; b) a transformação da
matriz estará subordinada à obtenção de fontes de recursos para
propiciar as desejadas alterações; c) a obtenção desses recursos
só se verificará, se as proposições passarem pelo crivo dos
debates e pressões crescentemente acirrados nos planos nacional
e internacional. Isto porque, a proposição de metas físicas
envolverá, crescentemente, fatores muito complexos. No parecer de
José Goldemberg e Benjamin Dessus (1992:143-156), caberá indagar
de exercícios prospectivos que incluem os progressos
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
tecnológicos, as necessidades de crescimento, a demografia do
país, bem como os problemas do meio ambiente global. Esta
postulação é muito diferente de projeções lineares.
Enquanto a formulação de políticas públicas e definição de
prioridades não se beneficia de uma concepªo integrada do setor
energØtico - tendo em vista a nova situação mundial - , o setor
elétrico brasileiro constitui um bom exemplo, onde já se encontra
sensibilidade para aqueles pontos. Com efeito, as áreas de
planejamento das respectivas empresas introduziram instrumentos
analíticos adicionais para enfrentar os desafios postos na década
de oitenta - a utilização da metodologia de cenários, a
desagregação do consumo por setores de uso final e por região, a
incorporação da dimensão dos impactos potenciais sobre o meio
ambiente -, ao mesmo tempo que tornaram públicos os resultados e
a metodologia adotada, conforme registram e criticam as
insuficiências ainda restantes, Araújo e Oliveira (1991).
Não obstante a melhor instrumentação para o planejamento, as
restrições financeiras continuam a ser, em verdade, tomadas como
de natureza secundária, podendo afetar o calendário de obras e o
nível de risco de não-atendimento, mas não questionando as
prioridades estabelecidas e o próprio arcabouço institucional do
setor.
Em que pesem os méritos do esforço, uma concepção integrada
do setor energético também não foi obtida no reexame da matriz
energØtica nacional, procedido pela Comissão constituída através
do Decreto nº 99.503, de 02/09/90. O relatório respectivo enuncia
um conjunto de políticas para os setores energéticos do País,
cujos principais resultados são: a) redução do consumo global de
energia em 9% no ano 2000 e 18% no ano 2010; b) aumento da
produção nacional de petróleo para cerca de um milhão de barris
por dia em 1995 e pelo menos 1,5 milhão no ano 2000; c) expansão
da oferta de energia elétrica, de predominância hidrelétrica e
gradativa acentuação termoelétrica; d) elevação da participação
do gás natural para 4,5% em 2000 e 6% em 2010; e) expansão da
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
oferta de carvão vapor para 25 milhões de toneladas em 2010; f)
elevação da participação das energias renováveis na oferta global
de energia; g) geração de cerca de 4% da energia elétrica total
através da utilização de bagaço de cana até o ano 2000; h)
produção da oferta total de lenha e derivados a partir de
reflorestamentos e do manejo sustentado de matas nativas até o
ano 2000.
Para a consecução dos resultados esperados, a Comissão
aposta em uma redução substancial do requisito total de energia,
através de medidas de racionalização na sua utilização. Ao
apresentar os investimentos globais para expansão da oferta de
energia, o documento oficial projeta um cenário alternativo de
menores montantes para 1991/2000 - US$ 80,3 bilhões - e 2001/2010
- US$ 147,7 bilhões. Na hipótese tendencial, que contempla
maiores requisitos energéticos globais, os montantes são US$
106,5 e 206,4 bilhões.
As totalizações acima apontadas obedeceram à seguinte
sistemática: "Para a construção deste quadro foram utilizados
índices médios de investimento por unidade de produto, para cada
forma de energia, fornecidos pela própria indústria ou obtidos da
análise de dados setoriais. Incluem-se os investimentos
destinados à produção da matéria-prima, à sua transformação e ao
transporte e distribuição. No caso do petróleo, os investimentos
ligados à exploração e produção foram estimados pela Petrobrás,
para os dois cenários considerados".
Os esforços consubstanciados no documento de reexame de
matriz são louváveis, contudo: a) o agregado é ainda
demasiadamente uma soma de partes de cunho setorial; b) o estudo
perseguiu soluções globais para todas as questões, não fornecendo
elementos para a fixação de prioridades. A somatória inatingível
de investimentos desejáveis - na melhor hipótese (alternativa)
para 1991/2000, US$ 80,3 bilhões - é um demonstrativo disto. A
fixaªo de prioridades na área energética não exige apenas uma
concepªo integrada sobre seus problemas. Deve estar conectada a
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
definiıes mnimas de planejamento regional e de prioridades
setoriais, para que os serviços de infra-estrutura de energia
revistam-se, efetivamente, de sentido estruturante.
1.2. Quadro Jurdico-Institucional e Organizacional
O modelo estratégico que vem norteando os setores de energia
elétrica e de petróleo no Brasil caracteriza-se pela presença de
uma empresa estatal única de petróleo e de um número restrito de
organizações estatais na esfera nacional, regional e estadual no
setor elétrico, pelo planejamento e coordenação centralizados das
políticas e pela prática de preços e tarifas equalizados. Em
contraste, os setores de carvão vegetal, lenha e de outras
biomassas pautam-se por um modelo empresarial aberto, marcado
pela diversidade de fornecedores, descentralização institucional
e regional e prática de preços aderentes aos custos.
As ligações íntimas entre energia elétrica e desenvolvimento
industrial e combustíveis líquidos e desenvolvimento do setor de
transportes foram determinantes, nos anos cinqüenta e sessenta,
para o crescimento da gestão estatal dos setores elétrico e de
petróleo. O arcabouço institucional desenvolveu-se pela
multiplicação de órgãos setoriais, que não foi acompanhada pela
estruturação de mecanismos superiores de integração. A
experiência histórica registra expansões setoriais consideráveis
ao longo do período. Registra também dificuldades crescentes para
a consecução de um planejamento energético integrado, embora
produtos importantes, como o Balanço Energético Brasileiro,
tenham sido gerados.
A crise econômica dos anos oitenta repercutiu de forma
intensa sobre a estrutura institucional dos órgãos relacionados
ao setor energético, particularmente o segmento elØtrico. O
processo tendeu a se aprofundar a partir de 1990, com o
desencadeamento da reforma administrativa. Entrevistas com o
pessoal ligado às áreas técnicas das empresas mencionam uma
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
tendência grave de desprofissionalização no setor elétrico, com a
diminuição substancial da massa crítica anteriormente presente. A
descontinuidade na fixação de prioridades, que acaba se
verificando com as mudanças de governo, e a alocação de pessoas
sem conhecimento e experiência em cargos de direção tumultuam o
planejamento e administração das empresas. Além destes, é
relevante destacar os empecilhos de natureza jurídico-
institucional envolvendo legislações inadequadas, estruturas
administrativas superadas e ausência de regras estáveis.
É urgente a necessidade de reestruturar os mecanismos de
financiamento dos investimentos da manutenção e da operação,
assim como estabelecer estratØgias e prioridades nas formulaıes
de polticas pœblicas . Em uma economia tão notavelmente cercada
pelas restrições do endividamento externo e interno, como é o
caso da brasileira, a reestruturação do quadro jurídico-
institucional não deverá estar a serviço da solução imediatista e
míope daqueles condicionamentos. As lições oriundas de outros
países são, aliás, bastante claras a respeito.
O debate acerca da reestruturaªo institucional do setor
elØtrico vem se processando com grande lentidªo; em simultâneo,
compreensível e preocupante.
A diminuição das taxas de crescimento do mercado de energia
elétrica e a queda da produção de bens e serviços adquiridos
pelas concessionárias levou estas últimas e as empresas
fornecedoras a exigirem soluções para os problemas que se
avolumavam no setor elétrico no primeiro qüinqüênio dos anos
oitenta. Em 1984, os resultados do trabalho de uma comissão mista
criada pelo MME expressaram-se em minutas de leis, decretos-leis,
decretos e portarias, que buscavam novas soluções, mas a
iniciativa amorteceu com a entrada da nova gestão federal e do
debate constitucional. Agravando-se a situação das
concessionárias estatais no ano seguinte, foi elaborado um Plano
de Recuperação Setorial (PRS), que advogava aumento de tarifas,
50
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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de eficiência e de produtividade das concessionárias,
capitalização do setor e avanços no planejamento de expansão.
O maior esforço de debate sobre a base institucional do
setor foi deflagrado pela Eletrobrás em 1987, por intermédio dos
trabalhos do fórum conhecido como Revisão Institucional do Setor
Elétrico (REVISE). Nele participaram as mais diversas entidades,
públicas e privadas, diretamente vinculadas ao setor. A
complexidade dos temas e a extrema variedade dos interesses
envolvidos não ensejou recomendações consensuais.
Contudo, a análise da situação do setor continua de extrema
atualidade: a presença de um processo decisório inadequado, que
não assegura a participação, integração e compromisso efetivo das
entidades e áreas envolvidas; a ação política questionável nas
concessionárias estatais dos governos estaduais e de grupos de
pressão; o preenchimento clientelista dos quadros de direção e
funcionários, ficando a orientação e políticas ao sabor das
circunstâncias; a utilização sistemática do setor para objetivos
extra-serviço elétrico; descumprimento das normas setoriais
vigentes pelas várias partes envolvidas; obtenção de níveis de
geração interna de recursos incompatível com as necessidades do
setor; participação pouco efetiva dos consumidores e da sociedade
em geral na gestão do setor e das concessionárias, para fins de
melhor controle sobre os custos, padrões e expansão dos serviços
de eletricidade; participação pouco destacada de capitais
privados no setor.
Quanto à estrutura de gestão e decisão setorial, que muito
interessa para o encaminhamento da questão das transferências
intra-setoriais, as equipes do REVISE dividiram-se em duas
vertentes. A primeira delas postulava a continuação da Eletrobrás
como acionista controladora das empresas geradoras regionais
(Eletrosul, Furnas, CHESF e Eletronorte) e dos Estados como
participantes majoritários no capital das concessionárias locais.
A Eletrobrás permaneceria, portanto, como operadora do sistema de
transferência de recursos. A segunda vertente reduzia a
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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Eletrobrás à holding do sistema, transferia a função de "banco"
do setor ao BNDES e sugeria que uma nova empresa, controlada
acionariamente pelas concessionárias locais, passasse a planejar
e operar o sistema interligado, bem como gerisse as
transferências financeiras intra-setoriais.
O debate constitucional de 1988 reforçou o deslocamento do
eixo de decisões em gabinetes fechados para o âmbito do Congresso
Nacional e trouxe também um aumento da autonomia dos Estados em
relação à União, consubstanciada em maior participação na
arrecadação dos recursos públicos. O processo político
descentralizador recente tem apresentado resultados bastante
heterogêneos. A perda de vista da perspectiva nacional é
freqüente e as negociações amplas, em torno de temas que agregam
grande número de interesses setoriais e estaduais, são difíceis.
Isto é bem ilustrado pela lenta tramitação dos projetos de lei
regulamentadores das concessões de serviços de utilidade pública,
que constituem peças-chave para as mudanças no quadro
institucional do setor elétrico brasileiro. A lentidão é
compreensvel , sem dúvida, quando são lembradas as complexidades
inerentes ao setor elétrico e as dificuldades de conciliação
entre os interesses nacionais e locais. Preocupante, contudo,
quando a pequena margem de manobra para que a economia saia de um
interminável processo de "estabilização" envolve,
necessariamente, um pacote articulado, negociado, de
investimentos infra-estruturais.
A Secretaria Nacional de Energia projetou e lançou à
discussão nacional, no segundo semestre de 1991, um novo modelo
institucional para o setor de energia elétrica, que incluía: a) a
constituição de uma grande sociedade anônima, a Empresa Nacional
de Suprimento de Energia Elétrica (Ense), com a participação da
União, dos Estados e capitais privados, a qual incumbiria comprar
toda a energia produzida, transportá-la e revendê-la às
concessionárias estaduais; b) a definição pela Ense de um preço
médio de toda energia recebida, que seria mantido na venda às
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
distribuidoras; c) a participação do setor privado na geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica.
Críticas generalizadas bombardearam a proposta, apontando
que, se o papel da Ense fosse comprar energia ou comprar
capacidade a tarifas individualizadas das geradoras e revender a
uma tarifa equalizada às distribuidoras, estaria se substituindo
um mecanismo opaco de transferência de recursos intra-setoriais,
providenciado pelo sistema de transferência de equalização
tarifária vigente, por uma caixa preta de mesma função e menor
controle da sociedade. Confrontavam-se, novamente, as diferentes
vertentes do REVISE, impossibilitando a aprovação da proposta.
Após esta tentativa, mudanças de estrutura ministerial e de
equipes dirigentes não deram margem a novos esforços da
Secretaria Nacional da Energia.
1.3. Financiamento
Os efeitos da crise dos anos oitenta sobre as fontes de
financiamento do setor elØtrico levaram a uma situação de caos
financeiro. O breve histórico apresentado a seguir evidencia este
ponto.
A expansão do sistema elétrico, desde a criação da
Eletrobrás em 1962 até 1981, foi financiada pelas seguintes
fontes: a) receitas operacionais; b) capital de risco dos
acionistas; c) empréstimos e financiamentos internacionais e
nacionais.
Com a extensão dos benefícios da Lei 3470 de 1958 aos
concessionários, através do Dec. 54936, de 04/11/64, ficava
autorizada a reavaliação do ativo das empresas para efeitos
fiscais e a permanente correção dos ativos operacionais, que
constituíam a base de cálculo da remuneração mínima legal. O
REVISE salienta que os concessionários dispunham, então, de
recursos (para funcionamento e autofinanciamento da expansão) de
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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uma remuneração legal de 10 a 12% a.a. sobre o ativo remunerável,
e das quotas de depreciação, amortização e reserva global de
reversão (RGR). Contavam também com a arrecadação do Imposto
Único sobre Energia Elétrica (IUEE) e empréstimos compulsórios.
As condições econômico-financeiras para a expansão eram,
portanto, muito satisfatórias.
Argumentos relativos a distorções e desigualdades provocadas
pela sistemática de tarifação, de âmbito regional, levaram ao DL
1383/74, que introduziu a equalização tarifária em todo o
território nacional. Objetivando viabilizar os sistemas de
fornecimento de energia elétrica em regiões pioneiras, a nova
sistemática não alterava a remuneração média do setor, mas
introduzia uma câmara de compensações, injetando recursos nas
empresas com remuneração insuficiente. Este processo de
tranferências financeiras se verificaria entre empresas estatais
federais e estaduais, estando sua operacionalização assentada no
centralismo autoritário vigente.
A utilização do setor como instrumento de política de
captação de recursos externos e de combate à inflação começou a
promover a corrosão dos níveis tarifários, que garantiram a
remuneração de 10 a 12%, a partir de 1977. Em particular, o DL
1849 de 1981, ao instituir a remuneração média esperada para o
setor como base de cálculo para a equalização tarifária, em
substituição da remuneração de 10 a 12%, gerou grave processo de
deterioração econômico-financeira. Com efeito, a taxa de
remuneração real dos investimentos referiam-se a ativos
desvalorizados pela correção monetária inferior à inflação.
A contenção tarifária e a deterioração das finanças federal
e estaduais responderam pela diminuição da parcela financiada dos
investimentos das concessionárias oriunda de recursos internos.
Em outras palavras, o percentual majoritário das exigibilidades
de longo prazo foi preenchido com créditos internacionais. Por
fim, a indisponibilidade de dinheiro novo no mercado financeiro
internacional e a extinção do IUEE em 1988 restringiram os
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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recursos do sistema às reduzidas receitas operacionais e
esporádicos créditos bancários internos. Como se não bastasse, a
delicada situação financeira do sistema agravou-se com os
inadimplementos intragoverno, particularmente as recusas de
recolhimento à Eletrobrás dos superávits de várias
concessionárias.
Os desafios que se colocam para o setor elétrico são
complexos, mas não só do ponto de vista financeiro; muitos deles
não poderão contar, a curto prazo, com os benefícios do processo
de reestruturação institucional do setor, que ainda precisa
avançar muito. Um elenco desses desafios deve incluir,
necessariamente, os seguintes pontos: a) superação do caos
financeiro, representado pelo elevadíssimo endividamento
intragoverno; b) equacionamento de mecanismos de financiamento de
longo prazo para o término dos projetos hidrelétricos inconclusos
e para a expansão do sistema; c) equacionamento das
contrapartidas em moeda nacional do financiamento externo; d)
viabilização de alguns mecanismos imediatos, mesmo sem a
reestruturação institucional global, para acelerar o aporte de
capitais privados ao setor; e) realização de entendimentos com a
indústria de equipamentos, instalações e materiais elétricos, no
sentido de montar conjuntamente pacotes de investimentos para os
bens fornecidos; f) equacionamento de financiamento para
investimentos em conservação de energia.
Os recursos minimamente indispensáveis para enfrentar tal
gama de problemas nªo poderªo advir apenas da recomposiªo
tarifÆria. A esse respeito, desde o segundo semestre de 1991, o
governo federal vem se comprometendo com a diretriz de aumentos
reais de energia elétrica até o nível de US$ 67 o megawatt/hora,
conforme proposta do Banco Mundial, objetivo que ainda não foi
alcançado. Partindo da hipótese de sucesso na recomposição
tarifária, mesmo assim, o montante arrecadado permitiria,
possivelmente, cobrir tão-somente os gastos com custeio e parte
do serviço da dívida de US$ 30 bilhões, restando recursos
manifestamente insuficientes para o financiamento dos
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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investimentos previstos no Plano Decenal de Expansão 1993-2002
(US$ 34,4 bilhões). Afora tarifas e receitas próprias, devem ser
equacionados recursos orçamentários vinculados a planos de longo
prazo de investimento em infra-estrutura energética, créditos e
financiamento provenientes do exterior e parcerias público-
privada.
Embora em situação muito menos dramática que a do setor
elétrico, os impactos da política macroeconômica também
deterioraram a capacidade de geração de recursos do setor
petrleo . No período 1989-1992, calcula a Petrobrás que o seu
faturamento bruto experimentou uma redução da ordem de US$ 12
bilhões. Do ponto de vista financeiro, as dívidas de curto prazo
são da ordem de US$ 2,5 bilhões e os compromissos de longo prazo
montam a US$ 1,5 bilhão.
A disponibilidade de recursos para a Petrobrás no médio e
curto prazos depende de um acerto de contas junto ao Departamento
Nacional de Combustíveis, do qual é credora de US$ 3.093 milhões
(setembro de 1992), e junto ao Governo e empresas do Governo.
Aquele saldo saltaria para US$ 3.782 milhões, se os recursos
provenientes das operações de relending não tivessem sido
creditadas na conta petróleo.
De montantes muito expressivos, compõem as contas junto ao
DNC, a conta petróleo, a conta derivados e a conta álcool. A
conta petrleo apura "o total formado principalmente pela
diferença entre o valor CIF do petróleo importado e o valor CIF
utilizado pelo DNC para formar o preço de realização e pela
diferença cambial entre a taxa de câmbio paga pela Petrobrás e a
taxa de câmbio utilizada pelo DNC para formar o preço de
realização. Esta conta apura ainda outras diferenças menores,
relacionadas com o drawback de produtos exportados e com o ajuste
das operações de fornecimento de petróleo às refinarias
particulares. Em setembro de 1992, o seu montante era de US$
2.499 milhões.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
A conta derivados apura principalmente "a diferença entre o
valor arrecadado através da parcela da estrutura de preços
denominada FUP (Frete de Unificação de Preços) e o valor pago às
companhias distribuidoras de derivados a título de ressarcimento
de despesas de interiorização de derivados, valor este autorizado
pelo DNC. Apura também a diferênça entre o valor dos CIF dos
derivados importados e o preço vigente no País para os mesmos
derivados. Apura ainda outras despesas ressarcíveis à Petrobrás,
relativas a movimentações através de dutos e terminais próprios e
àquela realizadas por terceiros". Em setembro de 1992, o saldo
era de US$ 149 milhões.
A conta Ælcool apura principalmente "o custo financeiro dos
estoques de álcool e a diferença entre o valor arrecadado através
da parcela da estrutura de preços denominada FUPA (Frete de
Unificação de Preços do Álcool) e o valor pago às companhias
distribuidoras a título de ressarcimento de despesas de
interiorização, valor este autorizado pelo DNC. Apura ainda a
diferença na comercialização de álcool". O saldo em setembro de
1992 era de US$ 743 milhões.
No elenco de contas a receber, constam empresas do setor
elétrico, DNER, DEERs, Siderbrás e CSN, totalizando US$ 850
milhões. Em contrapartida, ao final de 1991, a Petrobrás
apresentava débitos junto ao Fundo Nacional da Marinha Mercante e
relativo ao empréstimo no compulsório, que somavam US$ 820
milhões.
1.4. Complexos Industriais
As observações seguintes têm por base resultados dos estudos
setoriais desenvolvidos no âmbito do projeto.
Complexo de Materiais de Construªo
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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As empresas do Complexo utilizam, em geral, a energia
elétrica como energia motriz, porém ainda existem aquelas dotadas
de fornos elétricos, que substituíram os fornos a óleo por
indução dos estímulos governamentais à energia elétrica nos anos
70. Essas empresas aguardam condições econômicas satisfatórias
para investir na modernização dos seus equipamentos e restringir
o uso de energia elétrica à função motriz.
Verifica-se, por outro lado, a tendência à implantação de
programas de redução do consumo de energia elétrica até mesmo na
iluminação das fábricas. Acentue-se que o desenvolvimento de tais
programas tem dado ênfase aos projetos de instalações voltados à
conservação de energia, abrangendo as obras civis e o
desenvolvimento de equipamentos.
Quanto à qualidade do fornecimento de energia elétrica,
expressa na continuidade e na variação mínima de tensão, deve-se
notar que existem diferenças regionais, por vezes acentuadas.
Obviamente que para as empresas situadas em regiões sem problemas
dessa natureza, isso se traduz em vantagem competitiva pelos
efeitos da continuidade de produção, padrões de funcionamento e
necessidades de manutenção.
Os segmentos do Complexo de Materiais de Construção cujos
processos empregam calor em elevadas temperaturas - cimento,
cerâmica, aço, vidro, etc. - têm como fonte energética mais
adequada o gás natural, em função de seu elevado poder
calorífico, o que determina vantagem significativa de custo em
relação às outras alternativas. Também do ponto de vista
ambiental, é apontado como a melhor alternativa pelas suas
propriedades não-poluentes. É também o mais indicado sob o
aspecto da qualidade dos produtos, em função da uniformidade e
constância de temperaturas atingidas.
A inexistência de uma rede de gasodutos que possam atender a
indústria em sua diversidade geográfica, tem levado à utilização
de variadas fontes como o óleo combustível, carvão mineral,
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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carvão vegetal, eletricidade e GLP. As empresas que têm acesso à
rede de gás natural colocaram-se, assim, em vantagem competitiva
em relação às demais. Os vários segmentos vêm se organizando no
sentido de assegurar o maior número possível de empresas com
acesso ao gás natural, por meio de iniciativas como a das
empresas da região Sul na participação em um consórcio que
constituiu a Infragás. Esta empresa deverá viabilizar a chegada
do gás natural àquela região.
Acredita-se que as empresas não são suficientemente
motivadas pelas políticas governamentais, devendo-se buscar
mecanismos e critérios que possibilitem às mesmas "contar pontos"
em função de seus investimentos e resultados atingidos quanto à
conservação de energia, por exemplo nas tarifas, na obtenção de
crédito, etc.
Sem ênfase às questões do meio ambiente e do
reflorestamento, as empresas julgam, de uma forma genérica, que
todos os programas destinados à modernização industrial devem ter
por base critérios de julgamento explícitos para a sua
habilitação. Isto, no sentido de realmente promover a concessão
de maiores benefícios àquelas que tem um histórico de
investimentos e gestão adequados, do ponto de vista tecnológico,
econômico e social.
Complexo Metal-Mecnico
a) Mineração (Minério de Ferro)
A recomposição tarifária, com vistas a atingir um padrão
internacional de fornecimento de energia elétrica, afetará
significativamente as margens das unidades de pelotização.
Existem estudos do CVRD para fornecimento de energia na área de
Tubarão, sem, no entanto, haver nenhuma decisão concreta até o
presente.
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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Quanto à utilização do gás natural, este poderá vir a
substituir mais significativamente o carvão. No que se refere aos
procedimentos de conservação de energia, os resultados têm sido
bastante satisfatórios, principalmente nas usinas de pelotização.
b) Siderurgia
No caso de ocorrer um processo de recomposição tarifária no
fornecimento de energia elétrica, as aciarias elétricas terão que
se remodelar rapidamente, com exceção da Cosigua, Mendes Jr. e
Dedini. Quanto à qualidade no fornecimento em termos de
continuidade e variação mínima de tensão, a preocupação das
empresas siderúrgicas é mais com o custo e eventual falta de
fornecimento no futuro.
A utilização do gás natural ainda é incipiente nas empresas
do setor, sendo que as fontes energéticas possíveis de
substituição são o carvão, o gás canalizado convencional e o óleo
combustível.
Com relação aos procedimentos de conservação de energia na
indústria, a situação das empresas do setor pode ser considerada
satisfatória, embora não ideal, se tomados como referência os
parâmetros internacionais.
A questão energética crucial na siderurgia é a crise no
suprimento do carvão vegetal. Peculiar à siderurgia brasileira, o
carvão vegetal foi responsável, em 1990, por cerca de 18% da
produção de aço e 38% do gusa. Por outro lado, 73% da produção de
carvão vegetal no Brasil destinava-se à atividade siderúrgica. A
compatibilização dos interesses das empresas siderúrgicas, dos
produtores de carvão vegetal e dos interesses ambientalistas que
emergem da sociedade como um todo, deve ser buscada com urgência,
sob o risco de comprometer o desempenho do setor. As ações
deverão ser concentradas no objetivo de aumento da "produtividade
florestal".
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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c) Fundição
Nos últimos dez anos, intensificou-se o uso de eletricidade
nas indústrias de fundição, tornando-se a sua participação, como
fonte energética, superior a 40%. Este uso intensivo é
determinado por aspectos tecnológicos, onde a qualidade do
produto, a economia de matérias-primas, a maior eficiência
energética e outros servem como fatores decisórios de novos
investimentos e expansões. Como os ganhos de processo foram muito
significativos e houve esforços para a economia de energia,
observou-se progressiva melhoria da eficiência energética das
fundições. Contudo, fortes aumentos reais na tarifação da energia
elétrica poderão influenciar de maneira significativa a
competitividade dos produtos fundidos, em especial no mercado
externo.
À maior disponibilidade de gás natural no país corresponderá
um crescimento da participação deste insumo na matriz energética
das fundições. Sua principal aplicação, a curto prazo, será nos
processos de aquecimento e tratamento térmico, em substituição ao
óleo combustível e ao GLP. A médio prazo, o gás poderá também ter
uso expressivo na fusão de metais. Outro tipo de gás que terá
maior uso é o gás residual da refinaria, como substituto do GLP e
do óleo combustível, prevendo-se sua aplicação pelas indústrias
instaladas nas vizinhanças das refinarias de petróleo.
d) Alumínio
Os principais componentes dos custos de produção de alumina
são a bauxita, o consumo energético e a soda cáustica. O
percentual da parcela energética varia de 15 a 30% do custo nas
plantas de melhores índices. A introdução de inovações técnicas
tem permitido a otimização do consumo de energia, com os índices
reduzidos a 9 GJ/t nas unidades modernas (Alumar e projeto
Alunorte). Tomado o conjunto de parâmetros de consumo de insumos,
verifica-se uma significativa defasagem tecnológica nas plantas
brasileiras de alumina.
61
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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As reduções brasileiras de alumínio são tecnologicamente
heterogêneas em termos de processo de produção, diferençando-se
os fornos das plantas anteriores aos anos 80, instalados com
tecnologia "Soderberg", de pequeno porte, e as recém-instaladas
com tecnologia de "anodos pré-cozidos", de escala muito mais
elevada.
O consumo médio de energia das reduções do período pré-80 em
corrente alternada é de 17,4 kwh/kg, caracterizando-se essas
unidades pela reduzida amperagem, maior consumo de energia e
eficiência reduzida de corrente (89 a 90%). Registre-se que essas
plantas têm sofrido aprimoramentos ao longo dos anos, havendo as
novas expansões já incorporado maior amperagem e consumo menor de
energia.
As novas fábricas instaladas e as em fnal de instalação são
muito mais eficientes, apresentando um consumo médio de energia
em corrente alternada de 15,1 kwh/kg (ou 14,1 kwh em corrente
contínua). O aumento progressivo da amperagem das células
eletrolíticas traduz-se na elevação da produção por unidade e na
conseqüente redução significativa dos investimentos. Contudo,
projetos recentes em outros países envolvem amperagens de 230 a
275 KA, com eficiência de corrente da ordem de 95% e consumo de
energia de 13,0 a 13,2 kwh/kg em corrente contínua, equivalente a
14,0 kwh/kg em corrente alternada.
Na análise das tendências prospectivas dos progressos
técnicos em termos de processo e de produto, constata-se o
aumento progressivo da amperagem das células eletrolíticas,
implicando redução do custo de produção. Apesar de novos projetos
contarem com uma eficiência de corrente de até 95% em médias
mensais, o rendimento atual da eletrólise não passou de 50%,
registrando-se elevada dissipação de energia consumida pelos
fornos de redução. Prevê-se a diminuição do consumo em um prazo
relativamente curto, para um nível de 12 kwh/kg. Doutra parte, a
62
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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operação das plantas com custos variáveis excessivamente elevados
tenderá a ser encerrada.
Nas atividades de redução, cumpre melhorar os níveis de
eficiência/produtividade dos processos no Brasil, envolvendo a
diminuição do consumo de matérias-primas, principalmente energia
elétrica. Em um quadro de aumento de tarifação real e de
dificuldades para a expansão dos serviços, incentivos à redução
de consumo de energia elétrica nas unidades produtoras de
alumínio e o apoio à geração própria de energia pelas mesmas
serão, crescentemente, componentes da política para esse
eletrointensivo, que poderá ainda vir a seguir a prática mundial
de ligação do preço de energia elétrica ao preço do produto
através de fundo de compensação.
e) Indústria Automotiva
Os impactos de recomposição tarifária dos serviços de
energia elétrica sobre as empresas do Complexo serão toleráveis.
No presente, as empresas não vêem como problema a qualidade do
fornecimento de energia elétrica, em termos de continuidade e
variação mínima de tensão.
A utilização do gás natural não se constitui em fator
energético relevante, não fazendo parte dos planos das empresas.
No que diz respeito à conservação de energia, já foram
implementados, em empresas do setor, muitos programas bem-
sucedidos e que apresentaram resultados expressivos em termos de
economia de energia elétrica.
Complexo Qumico
a) Petroquímica
A indústria petroquímica apresenta-se em grandes complexos
integrados, onde coexistem unidades de produção de secundários e
63
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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finais, em torno de uma central de produção de primários. Essa
configuração é ditada, sobretudo, pela natureza da matéria-prima.
Nos países onde há disponibilidade de gás natural, é insumo
preferido pela sua excelência como matéria-prima petroquímica,
permitindo a obtenção menos custosa do eteno a partir do etano.
Ademais, o preço do gás natural é normalmente inferior ao da
nafta. No caso brasileiro, tem seu uso limitado à produção de gás
de síntese. Por sua vez, a nafta apresenta custo mais elevado,
porém possibilita a obtenção de todos os aromáticos e olefinas.
Em tal contexto, as propostas de expansão da petroquímica
brasileira deverão considerar a alternativa de utilização do gás
natural. Da mesma forma, o cálculo dos custos reais de produção
petroquímica deverá incluir o custo de transporte do gás aos
novos projetos implantados.
Complexo de Papel e GrÆfica
Na fabricação de celulose, a etapa inicial de separação das
fibras de lignina pode ser obtida através de reagentes químicos
ou por processos termomecânicos. No primeiro caso, são utilizados
os reagentes sulfato e sulfito. Quanto aos processos
termomecânicos, dividem-se em dois tipos: os químico-mecânicos e
os termoquímicos mecânicos, que dão origem às pastas de alto
rendimento. Somando-se ao processo, constituem fatores
determinantes as especificações e o nível de desempenho dos
equipamentos, principalmente dos biodigestores. Nos processos
mecânicos, conta o grau de eficiência energética dos
equipamentos.
De forma geral, o uso intensivo de energia elétrica na
produção obrigou o setor de celulose a se capacitar à geração de
tecnologias poupadoras de energia. Por outro lado, o espectro do
racionamento tem levado as empresas a investir na sua infra-
estrutura de energia, encarecendo o custo dos investimentos.
Neste particular, a definição prévia das fontes de suprimento de
64
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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energia elétrica nos projetos já constitui pré-requisito para a
obtenção de financiamento junto ao BNDES.
De forma específica, os processos termomecânicos de produção
de celulose e de pastas de alto rendimento são particularmente
intensivos em energia. O custo da energia consumida no processo e
a excelente aceitação das pastas químicas de fibra curta parecem
ter respondido pela pouca difusão da produção de pastas de alto
rendimento no Brasil. Os aumentos reais de tarifação elétrica
fortalecerão essa tendência.
É preciso aumentar o rendimento em fibras e a eficiência
energética das plantas de pasta e de celulose, o que permitirá
maior economicidade de produção.
A recomposição das tarifas deverá afetar principlamente o
segmento produtor de papel, especialmente as empresas pequenas e
médias, não-integradas. Neste segmento, o impacto sobre os custos
poderá ser significativo.
65
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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2. TEND˚NCIAS NACIONAIS E INTERNACIONAIS
2.1. TendŒncias Nacionais
2.1.1. Investimentos planejados
O Plano Decenal de Expansão 1993-2002 da EletrobrÆs parte
das hipóteses de "êxito no ajuste fiscal, de uma evolução
favorável nas negociações com a comunidade financeira
internacional e da reorientação da poupança do setor privado para
os investimentos produtivos, após alcançado o sucesso na política
de estabilização com a queda da inflação e das taxa de juros".
Neste sentido, prevê um crescimento do mercado de energia
elétrica, no período 1992-97, da ordem de 5,6% a.a., assim como
de 6,0% a.a. de 1997 a 2002.
Para atender aos requisitos de energia elétrica, esclarece o
documento, o Plano Decenal considerou as prioridades de
utilização dos recursos energéticos do País, as limitações
plurianuais dos investimentos admitidos para o Setor Elétrico e
as considerações de atendimento ao mercado, observados os
aspectos da racionalização na produção e uso eficiente de
energia. Tendo em vista as restrições financeiras para
investimento no período 1993-97, o Plano apresenta uma
alternativa possvel de suprimento e de expansão da oferta
(denominada Alternativa II), a qual não assegurará de forma
adequada aquele suprimento. Deverão, portanto, ser adotadas
"medidas na área da demanda (conservação e racionalização do uso
da energia elétrica) e na área da oferta como a intensificação da
participação da iniciativa privada em cogeração, autoprodução e
outras modalidades, visando compensar o quadro de restrições
financeiras para a expansão dos sistemas elétricos".
O Plano Decenal de Expansão 1993-2002 prevê, mesmo assim,
para o qüinqüênio 1993-1997, a necessidade global de
66
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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investimentos da ordem de US$ 34,4 bilhões, devendo as empresas
controladas pela União responder por US$ 14,8 bilhÕes ou 43% das
necessidades globais. Quanto à repartição por programas, o maior
volume de recursos, da ordem de 50% do total, está alocado para a
geração.
O programa de obras de geração objetiva elevar a capacidade
instalada no País para cerca de 90,6 GW no ano 2002 (1993:59 GW),
com 89% de participação hidrelétrica. São consideradas obras
importantes: a conclusão da usina hidrelétrica de Xingó; a
conclusão das termelétricas a carvão em Santa Catarina e no Rio
Grande do Sul; o início efetivo da construção dos aproveitamentos
no rio Uruguai, inclusive o empreendimento conjunto da
hidrelétrica de Garabi, com a República Argentina; a execução de
usinas de médio porte nas regiões Sudeste e Centro-Oeste. Pauta-
se a seleção e ordenação dos empreendimentos pelo custo mnimo de
suprimento, "envolvendo obras de engenharia, equipamentos, infra-
estrutura de apoio e medidas legais para a liberação de áreas
para esses fins, bem como os custos relativos a programas de
caráter social ou ambiental, associados à implantação e à
operação dos empreendimentos". O custo mínimo de suprimento é
avaliado pela Eletrobrás com taxa de atualização de capital de
10% a 12% a.a. Tratando-se a taxa de desconto de uma decisão de
política energética, aquele patamar está viabilizando os grandes
projetos hidrelétricos com longa maturação. No caso da opção por
alternativas termelétricas, tornar-se-ia obrigatória a elevação
da taxa de desconto, conforme justificativa das agências
multilaterais.
O programa de obras de transmissão procurará incorporar aos
sistemas regionais interligados e aos sistemas isolados da Região
Norte mais de 60.000 km de linhas de transmissão e mais de
115.000 MVA em subestações adicionais no período 1993-2002. São
salientados a melhoria do suprimento aos sistemas isolados da
Região Norte e o reforço na interligação Norte/Nordeste,
Sul/Sudeste e troncos de suprimento à Região Centro-Oeste.
67
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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O programa de distribuição trabalha com a previsão de
formação de grandes centros consumidores de elevada densidade de
carga. Mostra-se pessimista sobre a expansão dos sistemas rurais,
que ficará dependente do desenvolvimento de novas tecnologias que
obtenham êxito na redução dos custos de construção, de operação e
de manutenção das redes rurais.
Ressalta ainda o documento sobre o Plano Decenal de Expansão
que não foi possível precisar o papel do programa nuclear e de
futuros suprimentos de gás natural importado na geração de
energia elétrica, tendo em vista as incertezas que cercam os
respectivos desenvolvimentos.
Observe-se que, não obstante a boa instrumentação do setor
elétrico para o planejamento, as restrições financeiras continuam
a ser, em verdade, tomadas como de natureza secundÆria, podendo
afetar o calendário de obras e o nível de risco de não-
atendimento, mas não questionando as prioridades estabelecidas e
o próprio arcabouço institucional do setor.
Com relação à PetrobrÆs, sua importância nevrálgica no
desenvolvimento do setor de petróleo e gás natural dispensa
qualquer dissertação. Basta que se tenha em conta a presença
física da empresa no território nacional. Atua em campos de
petróleo em Urucu-Solimões, na costa do Ceará, em províncias
petrolíferas terrestres e marítimas localizadas nos estados do
Rio Grande do Norte, Sergipe, Bahia e Espírito Santo, assim como
nas bacias de Campos e de Santos, no litoral dos Estados do Rio
de Janeiro e de São Paulo, respectivamente. Produz ainda óleo de
xisto, na unidade industrial de São Mateus, no Paraná. No tocante
à refinação de petróleo, a Petrobrás opera hoje 10 refinarias e
uma fábrica de asfalto, que totalizam uma capacidade instalada de
processamento de 1,5 milhão de barris por dia. A movimentação de
petróleo e derivados é levada a efeito em 9 terminais, situados
ao longo da costa brasileira. A empresa dispõe de uma rede de
gasodutos e oleodutos com 10.600 km de linhas, enquanto que o
parque de tanques pode armazenar 56 milhões de barris. A frota de
68
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
petroleiros da Petrobrás é composta por 73 navios
transportadores, totalizando mais de 5 milhões de toneladas de
capacidade de transporte. Finalmente, para verticalizar e
diversificar sua atuação, a empresa conta com 4 subsidiárias:
Petrobrás Distribuidora (BR), Braspetro, Petroquisa e
Petrofértil.
O programa de investimentos da Petrobrás para o período
1991-1995 (revisto) envolve os seguintes ítens globais:
a) objetivando a manutenção em níveis adequados da relação
reserva/produção e a ênfase em projetos de apropriação de
volumes, a atividade de exploração deverá gastar, no período
1993/95, US$ 2 bilhões;
b) perseguindo a meta de aumento da produção de petróleo em
1996/97 para 1 milhão de b/d e de 38 milhões de m
3
/dia de gás
natural, os projetos consignados na atividade de desenvolvimento
da produção para o período estão orçados em US$ 5.860 milhões;
c) objetivando a ampliação e adequação do parque de refino
ao perfil da demanda e processamento integral do óleo nacional,
com metas de aumento da produção de GLP, gasolina e diesel,
programas de melhoria de qualidade dos derivados e programas de
redução de custos: automação e melhorias operacionais nas
refinarias, os projetos integrantes da atividade de refinação, no
período, representarão investimentos de US$ 1.720 milhões;
d) destacando programas de redução dos custos de
transferência dos derivados, programas para escoamento da
produção de petróleo nacional e programas para melhoria do
abastecimento de GLP, as atividades da área terminais e dutos
contemplam recursos da ordem de US$ 1 bilhão. Deve-se acrescentar
o gasoduto Bolívia-Brasil, orçado (parte brasileira) em US$ 1.420
milhões, cujo financiamento e aporte de capitais privados são
motivos de discussão atual;
69
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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e) objetivando a garantia de nível mínimo de frota própria,
a atividade de transporte marítimo consigna a construção de 15
navios tanques, totalizando US$ 770 milhões.
Observe-se que esta gama imensa de investimentos chancela,
fundamentalmente, a estrutura de consumo final do país nos anos
oitenta. A importância do transporte rodoviário na economia
nacional e a falta de energéticos alternativos economicamente
viáveis continuarão a aprofundar o processo de "dieselização".
Doutra parte, o consumo crescente de óleo diesel gerará
excedentes muito elevados de gasolina, que poderão se defrontar
com uma possível renovação do Proálcool. A futura entrada do gÆs
natural poderá permitir um melhor equacionamento do equilíbrio
oferta x demanda dos derivados através de alterações na estrutura
de refino, assim como atenuar o déficit de GLP. Todavia, a
entrada do gás natural exigirá uma definição prévia das
prioridades de substituição. Exigirá também um reequacionamento
da estrutura de refino, posto que os excedentes de óleo
combustível, substituído intensamente na indústria, tenderão a
crescer. A complexidade e o emaranhado de interesses subjacentes
ao setor petróleo e gás natural fazem prever importantes
dificuldades para a otimizaªo do planejamento e operação de suas
atividades.
2.1.2. GÆs natural
A entrada do gás natural importado encontra-se na ordem do
dia das discussões sobre serviços de infra-estrutura de energia.
Não é demasiado, portanto, alinhavar algumas informações básicas
que possibilitarão subsidiar propostas de políticas.
Quais as qualificaıes do gÆs natural como energØtico ? O gás
natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves e gases inertes
com predominância de metano em cerca de 80%. É encontrado em fase
gasosa ou em solução com o petróleo em reservatórios naturais
subterrâneos. Após extraído, é separado de frações condensáveis
70
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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(como o GLP) em Unidades de Processamento de Gás Natural,
restando um gás seco e extremamente leve em relação ao ar
atmosférico, de ótima qualidade como energético.
Tem combustão limpa, não polui, é eficiente e de fácil
controle. Ou seja, seus gases de combustão têm baixos níveis de
poluição; o teor de enxofre é muito baixo; maior eficiência é
obtida pela maior flexibilidade de regulação e controle dos
equipamentos. Consideradas as variáveis controle da temperatura,
combustão, limpeza e qualidade dos produtos da queima, o gás
natural representa uma solução para substituição dos combustíveis
derivados de petróleo. Tem ampla aplicação na indústria, sendo
usado em aquecimento de caldeiras, fornos, estufas e nas
ferramentas de corte e acabamento (Rodrigues & Chagas, 1992:24-
29).
É fundamental como alternativa técnica e econômica ao óleo
diesel automotivo, posto que esse produto comanda o perfil do
refino e, em conseqüência, a importação de petróleo do País. A
dieselização dos anos recentes estende-se a frotas de ônibus
urbanos e interurbanos, frotas cativas de serviços públicos e
veículos de transporte de cargas. Na indústria química, conhece
vários usos como matéria-prima: substitutiva de vários derivados
líquidos de petróleo, principalmente a nafta; em processos de
redução na siderurgia; como hidrocarbonetos dele retirados
(etano, etc.) na indústria petroquímica básica.
Argumentam Rodrigues & Chagas que "a nova ordem produtiva
persegue uma produção de bens e serviços a baixo custo, limpa,
eficiente e de qualidade. Como insumo básico, o gás natural
reforça esse modo de produzir, uma vez que é um substituto
versátil com custos relativamente baixos, para várias outras
formas de energia e de utilização de tecnologia. A distribuição
geográfica das reservas mundiais e a abundância do gás natural
reduzem a possibilidade de formação de monopólios, quando
comparadas as do petróleo e de outras formações energéticas. E o
mais importante: sua queima não polui o meio ambiente".
71
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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Qual a importncia deste energØtico na matriz energØtica
mundial e no Brasil? O gás natural participa em cerca de 20% na
matriz energética mundial, prevendo-se um leve e contínuo
crescimento para o ano 2000, quando alcançaria 23%. Há países
como a Argentina onde sua presença é próxima de 40%, com uma
comercialização de quase 80% da produção bruta. Em contraste, a
participação do energético na matriz brasileira é de apenas 2,3%,
com um consumo de 64% da produção bruta (uso da Petrobrás e
vendas à indústria e empresas de distribuição do produto) (Guedes
& Marcusso, 1992:11).
As reservas mundiais ascenderam de 72,2 para 131,7 trilhões
de m
3
de 1980 a 1990, de acordo com a Tabela 1. O crescimento
acelerado das reservas de gás natural resultou da intensificação
da exploração de petróleo em várias partes do mundo.
TABELA 1
RESERVAS DE GÁS NATURAL NO MUNDO
1980 e 1990
(Trilhões m
3
)
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
REGIÃO 1980
1990
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
América do Norte 8,0
7,5
América Latina 4,3
7,5
Europa Ocidental 3,9
5,7
Europa Oriental/ex-URSS 26,3
53,4
África 6,1
8,6
Oriente Médio 18,1
37,8
Ásia e Oceânia 4,9
11,2
72
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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TOTAL 72,2
131,7
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Fonte: CEDIGAZ (1991) Natural Gas in the World. Extraído de Rodrigues & Chagas (1992:26).
Qual o tamanho das reservas brasileiras? Sua
disponibilidade? As reservas brasileiras quadruplicaram nos
últimos vinte anos, situando-se em torno de 123,8 bilhões de m
3
,
incluindo as reservas dos campos descobertos pela Petrobrás em
Urucu e Juruá, no Amazonas. A produção nacional média diária de
gás natural foi da ordem de 18,12 milhões de m
3
em 1991, com um
aproveitamento médio de 82,7%. Ponto a destacar é que a produção
brasileira cresceu mais de 180% na década de oitenta.
Cumpre ressaltar: enquanto que as reservas de gás natural
correspondem a cerca de 43% das reservas de hidrocarbonetos em
muitos países, a percentagem brasileira desce a 20%. Doutra
parte, 60% das reservas atuais do País encontra-se sob a forma de
gás associado ao óleo, trazendo dificuldades para o controle
sobre a sua utilização. Enfim, a parcela de gás associado, da
ordem de 40% das reservas, constitui parcela pouco significativa,
principalmente nos casos de localizações distantes dos maiores
centros de consumo.
Estudos prospectivos projetam números animadores para o ano
2000. Considerando os sistemas existentes, em fase de implantação
e dependentes de recursos/tecnologia, o nível da produção
brasileira poderá chegar a 33 milhões de m
3
/dia, com uma oferta
interna bruta de cerca de 26 milhões de m
3
/dia. Se o volume de
investimentos nos programas exploratórios for ainda mais elevado,
aqueles estudos chegam a projetar um nível de produção nacional
de 66 milhões de m
3
/dia com a correspondente oferta interna bruta
de 56 milhões de m
3
/dia (Guedes & Marcusso, 1992:11).
Conforme bem acentuou a "Comissão para Viabilização do
Aproveitamento do Gás Natural", constituída ao ensejo do reexame
da matriz energética nacional de novembro de 1991, a oferta
73
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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nacional de gás natural prevista até o ano 2000 é insuficiente
para atender a demanda do país. Postulou a citada Comissão uma
política de investimentos para a Petrobrás, voltada para novas
descobertas de gás natural, bem como promover importação desse
energético, principalmente para as regiões sul e sudeste do País,
de modo que a sua participação na matriz de oferta evolua de 2,3
para 9,8% no ano 2000.
Qual o tamanho das reservas da Bolvia? Sua disponibilidade?
Como evoluram as tratativas para a importaªo do produto pelo
Brasil? A Bolívia acumula reservas de gás natural da ordem de 118
bilhões de m
3
e já detém capacidade de produção de 17 milhões de
m
3
/dia. As leis bolivianas sobre hidrocarburantes vem facultando,
desde 1973, o investimento privado dowstream. As mudanças
legislativas de 1990 determinaram que a exploração das reservas
(estatais) poderiam se dar não apenas por Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), mas também sob contratos
de risco firmados com companhias petrolíferas privadas. Dentro do
mesmo espírito, o transporte, a comercialização e a
industrialização do produto puderam passar a ser executados por
YPFB ou companhias mistas ou privadas.
Para a Bolívia, a exportação de gás natural em maior escala
vem sendo interpretada como forma positiva de consolidação do
papel desse energético em sua economia, possibilitando
adicionalmente a atração de investimentos diretos de empresas
petrolíferas e um saldo elevado de divisas. Estas vantagens já
são, aliás, conhecidas e diagnosticadas da experiência - bem-
sucedida e com interrupção mínima - de exportação do produto à
Argentina ao longo de vinte anos.
A história das tratativas entre Brasil e Bolívia relativas
ao gás natural remonta a 1938. Todavia, o processo de negociações
avançou efetivamente a partir do Acordo de Cochabamba. De
consonância com o compromisso de agosto de 1987, estava prevista
a compra de 6,5 milhões de m
3
/dia de gás natural para atender São
Paulo, Mato Grosso do Sul e o Triângulo e Sul de Minas.
74
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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As propostas originais e os resultados dos estudos de
viabilidade integrantes do projeto binacional envolviam também o
aproveitamento mineral de Metúm - Departamento de Santa Cruz -
para fins siderúrgicos, e a produção de fertilizantes,
compreendendo inversões da ordem de US$ 2 bilhões. A construção
de um gasoduto de Santa Cruz de la Sierra até a fronteira
significaria, por si só, demandas de serviços de engenharia de
desenho, construção e montagem, além da tubulação metálica cujo
atendimento poderia se dar por consórcios de empresas bolivianas-
brasileiras. A participação de outros países circunvizinhos na
ampliação do mercado de produtos, em cooperação financeira ou na
prestação de auxílios específicos, era pensada. De outra parte, o
Banco Mundial já manifestava acolhida favorável ao projeto.
Os termos da Carta de Intenções entre YPFB-Petrobrás, de
novembro de 1991, acordaram apenas metas relativas ao gás
natural: importação inicial ao nível de 8 milhões de m
3
/dia, que
evoluirá para 16 milhões de m
3
/dia a partir de 2002, estendendo-
se o futuro contrato pelo prazo de vinte anos. Em 17 de agosto de
1992, as chancelarias editaram um "contrato preliminar de compra
e venda" e um "acordo de alcance parcial de promoção do comércio
nos marcos da Aladi". Os termos do contrato preliminar assentam
as bases do contrato definitivo, cuja data de assinatura se
verificou em 17 de fevereiro de 1993. Acordam ali que o ponto de
entrega do produto será Rio Grande ou Puerto Suarez na Bolívia, a
um preço inicial de US$ 0,9/MM BTU se o ponto de entrega for Rio
Grande. O investimento total do sistema de gasodutos está orçado
em US$ 1,89 bilhão, cabendo US$ 1,42 bilhão ao Brasil e US$ 470
milhões à Bolívia. A Petrobrás assumiu a responsabilidade de
encontrar mercado e distribuidores do produto no Brasil ao longo
dos seis meses que antecederam ao contrato definitivo. À estatal
brasileira são oferecidas várias oportunidades de co-
participação: uso dos gasodutos bolivianos; participação na
comercialização de derivados de petróleo; produção pela Braspetro
de petróleo e gás na Bolívia, endereçados ao Brasil; direitos de
livre trânsito para o gás natural da Argentina e do Peru pelos
75
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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dutos bolivianos rumo ao Brasil, em futuros contratos de
exportação, cumpridas as quotas de exportação com a Bolívia.
O sistema de gasodutos planejado envolverá a saída do
produto dos campos de San Alberto e San Antônio rumo a Puerto
Suarez; de Campo Grande até Campinas; do Rio de Janeiro a Belo
Horizonte; de Campinas até Porto Alegre.
O "Acordo de Alcance Parcial" garante, em seus termos, a
comercialização, exportação e transporte de gás natural sem
restrições alfandegárias, de parte da Bolívia; o livre trânsito
de gás de outros países, de parte da Bolívia; a importação sem
restrições, de parte do Brasil; o pagamento do produto em divisas
de livre disponibilidade - e não os mecanismos da Aladi -, de
parte do Brasil.
Qual o tamanho das reservas da Argentina? Sua
disponibilidade? Que tratativas jÆ se estabeleceram? A Argentina
acena com reservas provadas de gás natural da ordem de 580
bilhões de m
3
e uma capacidade de produção de 65 milhões de
m
3
/dia, além de ampla experiência derivada da difusão desse
energético na respectiva matriz do País, cerca de 40%. O processo
de privatização do sistema de produção, transporte e distribuição
de hidrocarbonetos na Argentina acelerou-se em 1992, devendo
culminar com a privatização parcial da Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Argentinos em 1993. A privatização da Bacia Noroeste -
que representa reservas totais de 64,5 bilhões de m
3
de gás e que
constituirá a fonte de gás para o Brasil - também é esperada.
O Protocolo nº 8 do Mercosul (1987) fixou as bases de
negociação do gás natural argentino para o Brasil, garantindo um
fornecimento mínimo diário de 2,2 milhões de m
3
. Estudos de
viabilidade de mercado efetuados no Rio Grande do Sul
identificaram a possibilidade de absorção total das quotas
acordadas. As principais destinações seriam a cogeração de vapor
e eletricidade em indústrias consumidoras de óleo combustível,
lenha e carvão; as usinas termoelétricas de Alegrete e a nova
76
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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usina termoelétrica de Porto Alegre e a Jacui I. A entrega do gás
poderá se verificar através de um gasoduto Argentina-Brasil ou
via dutos bolivianos e as ramificações Corumbá-Campinas-Rio
Grande do Sul.
AlØm das importaıes da Bolvia e da Argentina, outras
opıes de fornecimento podem ser pensadas? Observa-se, há duas
décadas, um crescimento substancial da demanda de gás natural
liquefeito nos mercados centrais. Analistas da Petroleum Finance
Company, um grupo de consumidores com sede em Washington, estimam
que nos próximos 15 anos serão aplicados quase US$ 70 bilhões em
projetos que envolvem gás liquefeito (The Economist, jan. 1993).
A liquefação do gás permite o seu armazenamento em navios
especiais e a realização de contratos de longo prazo pela melhor
oferta, quebrando as limitações de fornecimento do produto em
estado gasoso a mercados relativamente próximos. O gás natural
liquefeito tem aumentado a margem de segurança dos países em
termos da diversificação de opções energéticas. Na Europa
Ocidental, o produto representa 7% do fornecimento de gás; o
Japão consome dois terços do GNL mundial, que correspondem a 11%
de sua demanda total de energia.
Há óbices a assinalar: o custo elevadíssimo do equipamento
necessário para a liquefação, transporte, armazenamento e
regasificação, orçado em bilhões de dólares para um único
projeto.
As possibilidades de obtenção de GNL estão ligadas a futuras
tratativas com a Argélia e Líbia.
Em termos de critØrios de anÆlise de projetos, a construªo
do gasoduto Bolvia-Brasil tem sido alvo de crticas? Com efeito,
um conjunto de críticas tem sido endereçadas à legitimidade de
alguns dados, aparentemente inconvincentes:
77
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
a) a prioridade dada à construção do gasoduto - um
empreendimento que demanda um investimento em torno de US$ 2
bilhões, com tempo de retorno de vinte anos - prejudicaria e
contrastaria com a produção de petróleo nos campos gigantes de
Marlim, Albacora e Barracuda, com investimentos ao mesmo nível de
US$ 2 bilhões, mas taxa de retorno de dois anos. Em vez dos 8
milhões de m
3
/dia propiciados pelo gasoduto boliviano, o
investimento nos campos gigantes significaria a produção de 4
milhões de m
3
de gás e de aproximadamente 350 mil barris de
petróleo/dia, equivalentes a 56 milhões de metros cúbicos de
gás/dia. O rápido retorno do investimento levantaria, inclusive,
recursos para a construção da obra binacional (Souza & Siqueira,
Folha de S. Paulo);
b) as reservas conhecidas de gás natural da Bolívia poderiam
ser consideradas tímidas, não só em relação às necessidades
brasileiras, mas, principalmente, em termos da economicidade do
projeto. Oficialmente, as reservas recuperáveis comprovadas
daquele país são da ordem de 118 bilhões de m
3
, podendo, conforme
fontes extra-oficiais, chegar a 160 bilhões de m
3
, tendo em vista
novas constatações em Cochabamba. A capacidade de produção
boliviana é da ordem de 17 milhões de m
3
/dia, dos quais 2 milhões
de m
3
/dia são consumidos internamente, 6 milhões de m
3
/dia são
exportados para a Argentina e o restante tem por destinação a
reinjetação na origem ou a queima. Então, o compromisso da
Bolívia com o seu mercado interno e a Argentina seria, nos
próximos vinte anos, no mínimo, de 58,4 bilhões de m
3
.
Ocorre que a viabilidade econômica do gasoduto Bolívia-
Brasil, de 2.200 km, exigiria volumes transferidos por dia da
ordem de 21 milhões de m
3
/dia, ou 153,3 bilhões de m
3
em vinte
anos. Além disso, as condições do tratado com a Bolívia fazem
presumir um preço por BEP do gás transportado ao redor de US$
10/dia. Como os 8 milhões de m
3
representam 54 mil BEP/dia, ter-
se-ia um faturamento anual do empreendimento de apenas 10% do
investimento de US$ 1,9 bilhão, considerado baixo.
78
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
Esse é o cerne da argumentação oferecida pelo Prof. Dr.
Rogério Cerqueira Leite, replicada pelo Secretário de Energia e
Saneamento do Estado de São Paulo, Dr. José Fernando da Costa
Boucinhas e treplicada pelo referido professor ao jornal Folha de
São Paulo no presente semestre. A apresentação dos argumentos
sofreu aqui pequena modificação, sem desfigurá-los, vez que foi
considerada a subutilização técnica da produção boliviana de gás
nos cálculos.
A propósito das críticas anteriores, a Coordenação Comercial
do Grupo Executivo para Viabilização do Projeto de Gás da
Bolívia-GASB ponderou ao autor deste trabalho, quanto ao ponto
a), que a produção de gás da bacia de Campos, com 95% de gás
associado ao petróleo, tem uma relação gás/óleo baixa, não
podendo ser considerada competitiva. Em contraste, as condições
comerciais pactuadas com a Bolívia são excelentes. Elas
permitirão que o preço do produto venha a se situar, na divisa,
ao nível de US$ 7 por barril equivalente, atingindo US$ 2.70 por
milhão de BTU nos city gates, com uma remuneração de 12% a.a.
Isto significará um preço inferior ao europeu e em nível
competitivo com o norte-americano. Quanto ao ponto b), foi
atestada a suficência do futuro fornecimento, quer se considere
as reservas bolivianas, quer se atente para o fato de a Argentina
haver anunciado recentemente ao governo Boliviano o seu
desinteresse pela renovação do contrato de exportação de gás.
As responsabilidades e o mbito de atuaªo dos atores
institucionais relacionados com o processo de expansªo do gÆs
natural tŒm motivado controvØrsias? A resposta é sim, em
particular após a promulgação da Constituição de 1988. Os atores
são a Petrobrás e as distribuidoras estaduais de gás; o
entendimento sobre a visão particular de cada lado nem sempre
está muito claro nos documentos levados a público.
As divergências interpretativas giram em torno do artigo 25,
parÆgrafo segundo, da Constituiªo Federal , o qual estabelece:
"cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão à
79
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
empresa estatal, com exclusividade de distribuição, os serviços
locais de gás canalizado".
Esposa a PetrobrÆs uma interpretação restritiva, defendendo
a reserva aos Estados do direito à distribuição, por meio de
sistema de gás canalizado. Entende que a abrangência dada ao
texto legal pelos Estados feriria o monopólio estatal, em
especial o relacionado ao transporte, não estando as empresas
distribuidoras impedidas de realizar fornecimento às indústrias
(Guedes & Marcusso, 1992:17). O documento "A importância do gás
natural para o Brasil" da ABEGÁS, distribuído no III Congresso
Brasileiro do Gás, realizado em São Paulo, em setembro de 1992,
coloca a posição da Petrobrás de forma diversa: "Entende a
Petrobrás (...) que o texto constitucional só atribuiu aos
Estados o poder de concessão para a distribuição ao segmento
residencial". Por sua vez, alguns estados consagraram nas
respectivas constituições um posicionamento a favor de que sejam
compreendidos por distribuição todos os fornecimentos em seus
territórios, cabendo sua execução, por conseguinte, às
distribuidoras estaduais.
A argumentação das distribuidoras estaduais retrocede à
Portaria MME 1.061/86, editada pelo Ministério das Minas e
Energia. Em seu art. 5º, estabelece essa que as empresas
distribuidoras existentes ou que venham a formar-se deverão
abastecer a todos os segmentos de mercado - residencial,
comercial e industrial. De forma cautelosa, consagra o art. 6º
que os consumidores industriais, ao longo dos gasodutos, poderão
ser abastecidos diretamente pela Petrobrás enquanto as empresas
distribuidoras não se habilitarem ao atendimento.
Estaria a Petrobrás, portanto, desrespeitando a Constituição
nos Estados do Rio de Janeiro, Espírito Santo, Bahia, Sergipe,
Pernambuco, Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará, posto que neles
ela continua a prestar atendimento exclusivo a indústrias de
grande porte, não obstante a presença de empresas estaduais
80
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
locais e a vontade manifestada pelos Estados de negociarem a
transferência dessas redes para as concessionárias estaduais.
A concessão para distribuição a todos os segmentos de
mercado é defendida ainda com um argumento técnico-econômico e
social: a distribuição às residências e às pequenas e médias
empresas industriais ou comerciais, torna-se econômica somente
quando associada a sistemas canalizados comuns que atendam às
grandes cidades e aos demais consumidores.
As associações recentes entre a subsidiária BR Distribuidora
e as companhias estaduais de distribuição de gás canalizado
tendem a amainar as divergências interpretativas, embora o
assunto não esteja encerrado.
Sabendo-se que o gÆs natural, por suas qualidades
intrnsecas, nªo detØm qualquer mercado cativo, poderÆ competir
em preos com os derivados de petrleo no Brasil? Como estªo
encaminhadas as gestıes, neste particular? A Comissão do Gás
Natural acentuou a necessidade do reestudo da política de preços
dos energéticos, que busque sanar distorções, assim como
reequacionar os preços do gás natural utilizado como matéria-
prima. Por exemplo, a substituição do óleo diesel por gás natural
veicular, cuja importância para o meio ambiente é cada vez mais
destacada em todo o mundo, não conseguirá ter o seu ritmo mais
acelerado no País enquanto não forem praticados preços mais
realistas para o óleo diesel. Pesadamente subsidiado continua a
ser também o GLP, tornando impraticável a implantação de sistemas
de distribuição de gás canalizado; contudo, a estocagem de bujões
em locais densamente povoados já tem dado demonstrativos
lamentáveis do perigo que representa.
A questão do preço do gás natural quando utilizado como
matéria-prima petroquímica ou na indústria de fertilizantes, diz
respeito ao ônus diretamente arcado pela Petrobrás com os
respectivos subsídios. Na avaliação da empresa, a estrutura de
preços diferenciados do gás natural "faz com que o preço médio
81
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
obtido pela Petrobrás (...) se situe em torno de 70% do preço do
gás vendido como combustível em vendas diretas a consumidores"
(Guedes & Marcusso, 1992).
Ora, as trativas internas entre a Petrobrás e as
distribuidoras de gás com vistas a contratos de recompra de gás
importado têm se desenvolvido com atritos desde agosto de 1992,
derivados dos conflitos interpretativos anteriormente
mencionados. As empresas distribuidoras de gás canalizado,
congregadas na ABEGÁS, queixaram-se das dificuldades de fechar
contratos de compra de gás sob o regime take or pay sem que
houvesse a definição prévia de uma política de preços de
combustíveis que viabilizasse o produto. A proposta cedo
ventilada de um preço de US$ 2,50 por milhão de BTU nos city
gates, sem salvaguardas, foi considerada ruim, dadas as
dificuldades de competição com o óleo combustível. No início de
dezembro, as distribuidoras alegavam que a esse custo o gás
chegaria aos consumidores finais a US$ 3,50 por milhão de BTU; o
preço competitivo no mercado nacional era avaliado ao nível
máximo de US$ 2,20 por milhão de BTU nos city gates.
Desde então, sucessivos adiamentos tem sofrido um protocolo
de entendimento, a partir do qual serão efetivados os contratos
individuais de fornecimento com os seis estados que receberão o
gás boliviano sob o regime take or play (São Paulo, Mato Grosso
do Sul, Minas Gerais, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do
Sul). O protocolo estabelecerá que o preço do gás natural será o
mesmo em todos os city gates - onde as distribuidoras recebem o
gás da empresa responsável pelo seu transporte -, item sobre o
qual o Estado de São Paulo já manifestou grande oposição.
Permanecem também em debate várias sistemáticas para a
fixação do preço do gás. Os Estados advogam uma vinculação a 90%
do valor de uma cesta dos principais óleos consumidos pelas
indústrias brasileiras - os óleos combustíveis de alto teor de
enxofre 1-A, 2-A e 3-A, devendo resultar na entrega nos city
gates dos estados a um preço de US$ 1,95 por milhão de BTU. Para
82
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
a Petrobrás, a somatória do preço na boca do poço mais os custos
de transporte não será menos de US$ 2,50 a US$ 3,00 por milhão de
BTU.
Em relação às garantias de suprimento em regime take or pay,
os estados solicitam o primeiro ano de suprimento livre da
obrigatoriedade de consumo take or play, passando para 50% do
volume total no segundo ano do contrato e a partir do terceiro
subindo para um índice de 85%. A Petrobrás diz que as condições
do contrato com a Bolívia são diversas: primeiro ano livre do
consumo total, passando para 75% no segundo ano do contrato e
estabilizando-se em 95% do volume total contratado a partir do
terceiro ano.
2.2. TendŒncias Internacionais
Os anos áureos de crescimento capitalista do pós-guerra
foram acompanhados de oferta abundante de energia elétrica a
preços cadentes. Taxas elevadas de consumo e condições propícias
de financiamento deram curso à expansão dos sistemas elétricos,
que se beneficiaram de sucessivas inovações tecnológicas
rebaixadoras de custos e da redução da capacidade instalada por
kWh gerado por conta das interconexões dos sistemas isolados
(Araújo & Oliveira, 1991).
Quando da precipitação da crise mundial pelo primeiro choque
do petróleo, investimentos de expansão da capacidade do setor
elétrico ainda estavam maturando nos países centrais, sendo
seguidos inclusive por novas ondas expansivas no pós-73. A
lentidão no ajuste do planejamento do setor elétrico ao novo
quadro fez com que se lhe fossem erguendo desafios ponderáveis,
que se acentuam nos anos oitenta: o grau elevado de capacidade
ociosa; o crescimento do custo da dívida dos investimentos
passados, que não é suficientemente contrarrestado pela
diminuição de preços dos combustíveis fósseis; o fracasso da
energia nuclear como tecnologia redutora de custos e veículo de
novas economias de escala; a incorporação, em âmbitos
83
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
progressivamente maiores, da questão ambiental na política
energética; o estabelecimento de uma gama de incentivos à
conservação de energia, em resposta à elevação das tarifas de
eletricidade.
Limitações importantes das concessionárias de energia
elétrica ficaram muito evidenciadas: a) erros freqüentes de
previsão da demanda, que conduziram à capacidade ociosa e ao
agravamento da crise financeira do setor; b) a lenta satisfação
aos anseios da população no que concerne ao meio ambiente; c) a
avaliação conservadora do potencial das novas tecnologias de
pequeno porte; d) o processo acomodatício ao quadro jurídico-
institucional vigente.
A acentuação dos custos dos serviços elétricos alimentou uma
agenda de reestruturaªo do quadro jurdico-institucional , que
buscou, fundamentalmente, sanar as falhas do sistema de regulaªo
pœblica. Os países industriais procuravam reduzir o poder de
monopólio das concessionárias, independentemente da propriedade,
pública ou privada. A possibilidade de maior participação de
produtores independentes introduziu um aumento da competição na
periferia do sistema, não tirando, contudo, o princípio básico de
cooperaªo do setor elétrico.
O exemplo inglês caracterizou-se pela radicalidade do
processo, o que não significou a total retirada do estado do
setor elétrico. Foram criadas empresas geradoras independentes e
empresas distribuidoras, com uma única empresa de transmissão
interposta entre elas. É facultado às geradoras vender a energia
para qualquer área; as distribuidoras podem livremente contratar
fornecimento para áreas alheias, mediante pagamento do uso da
rede. Ao Estado ficou a geração nuclear e, principalmente, a
responsabilidade de fiscalizar continuamente a transmissão, sob
severa regulamentação.
O aprimoramento do aparato regulatório dos serviços
industriais de utilidade pública estende-se aos Estados Unidos,
84
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
Portugal, Holanda, assim como à Comunidade Européia como um todo.
Um estudo da Commission of the European Communities conclui que
"nesses processos está se tornando claro que, enquanto o estado
nacional preserva um papel estratégico forte no sistema elétrico,
a unidade mais apropriada para muitas tomadas de decisão não mais
corresponde às fronteiras nacionais. Esforços estão sendo
conduzidos, por um lado, para institucionalizar o planejamento e
o comércio de âmbito nacional; de outro, tecnologias tornam
possível a operação de sistemas de menor escala. Países pequenos,
como a Holanda e a Bélgica, continuam a concentrar a sua
indústria de forma horizontal, enquanto alguns maiores reduzem a
concentração (Grã-Bretanha). Na Europa, há um movimento forte em
direção à desverticalização, enquanto nos Estados Unidos não se
verifica; todavia, a desregulamentação nos EUA poderá contribuir
para alguma concentração horizontal" (Oliveira, 1991:26).
Cumpre também destacar como tendências internacionais,
sinteticamente:
- Aumento da oferta de petróleo, com quedas acentuadas dos
preços em relação aos vigentes na década anterior. Cabe alertar,
entretanto, que há polêmica quanto às possibilidades de
manutenção do atual quadro de petróleo relativamente barato.
- Aumento das reservas mundiais e da oferta de gás natural.
- Imposição, por parte de organismos multilaterais, de
condicionalidades crescentes, associadas a questões ambientais,
para a aprovação de financiamento de projetos de geração de
energia.
85
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
3. PROPOSI˙ES DE POL˝TICA
Constitui este o capítulo central do presente estudo,
decorrendo o elenco de proposições aqui enunciadas das conclusões
assinaladas no diagnóstico anterior. No esforço de sua
elaboração, procurou-se dosar colocações de âmbito geral sobre
questões centrais dos serviços infra-estruturais de energia e as
demandas mais específicas do Estudo da Competitividade. Como se
esclareceu na Introdução, as condições objetivas da economia
brasileira não dão margem a ilusões, sendo exigido um criterioso
levantamento de prioridades.
A elaboração de um trabalho revestido de caráter propositivo
encontra muitos obstáculos no momento atual. As dificuldades para
o equacionamento dos parâmetros macroeconômicos parecem tornar
essa tarefa interminável ou inexeqüível. Por outro lado, o
equacionamento só se afigura viável num contexto de retomada do
desenvolvimento de forma organizada. As premências do curto prazo
têm a sua legitimidade, mas não há como escapar da formulação de
estratégias que estejam fundadas em uma visão global e ordenadora
dos vários aspectos do objeto estudado.
3.1. Proposiıes ao Nvel da Intervenªo Pœblica mais Geral
Atualizar e detalhar prioridades da poltica energØtica nacional
Em um quadro de graves restrições macroeconômicas, a
primeira proposição atenta para a necessidade de subsidiar ações
imediatas de desbloqueio de gargalos e ações de médio prazo de
expansão dos sistemas energéticos.
Trata-se de reengajar os órgãos federais ligados à questão
energética, os governos estaduais, as comissões legislativas
pertinentes, as entidades privadas ligadas ao tema, os principais
setores produtivos e consumidores de energia, a representação da
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
sociedade, em um esforço conjunto, de propósitos claros e bem
delimitados. Nesse sentido, canais efetivos devem ser abertos à
participação desses agentes no processo de planejamento
energético integrado, para que respondam conjuntamente por suas
decisões.
Em termos de aıes especficas , cumpre apontar:
a) Reconhecimento amplo da funªo integradora da Secretaria
Nacional de Energia: urge elaborar intelectualmente e explicitar
normativamente diretrizes globais e setoriais, que permitam: i)
em um primeiro momento, estancar o processo de deterioração
institucional-organizacional dos sistemas e as deficiências
maiores de prestação de serviços aos usuários de energia e ii) em
um segundo momento, modernizar competitivamente os serviços de
infra-estrutura de energia. Posto que são bem reconhecidos alguns
aspectos positivos da experiência passada no âmbito federal;
posto que muitos são os exemplos bem-sucedidos, levados a efeito
em níveis descentralizados (Secretarias, Comissões e Agências
Estaduais de Energia), não se trata de partir da estaca zero.
b) Restabelecimento de um rgªo colegiado assemelhado
Comissªo Nacional de Energia: o tratamento emergencial e de médio
prazo dos problemas relativos aos serviços infra-estruturais de
energia exigirão a fixação e implantação de ações conjugadas
interministeriais. A atuação de um órgão colegiado
interministerial poderá contribuir para a compatibilização e
adequação dessas ações conjugadas em energia ao que exista
efetivamente em termos de política industrial, tecnológica,
regional, de transportes e comunicações, e de meio ambiente. As
ações serão subsidiadas, em um primeiro momento, pelo trabalho
integrador da Secretaria Nacional de Energia, mas os resultados
finais dependerão de um complexo jogo de forças políticas.
c) Estmulo integraªo dos trabalhos da Comissªo Nacional
de Energia e das Comissıes Legislativas Mista de Oramento e de
Minas e Energia: a viabilidade de blocos de investimento em
87
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
infra-estrutura estará subordinada à solução do seu
financiamento, mormente de sua parte pública. Propostas no
sentido de futuras vinculações de recursos orçamentários poderão
sensibilizar os congressistas, desde que atreladas a programas de
investimentos consistentemente formulados. Enriquecer o debate
legislativo sobre os serviços infra-estruturais de energia com os
trabalhos da Comissão Nacional de Energia poderá contribuir para
a defesa do financiamento público dos citados investimentos.
Poderá permitir também uma menor pulverização de recursos no
orçamento federal em infra-estrutura de energia.
d) Estmulo ao estabelecimento de mecanismos
descentralizadores de decisıes: a volta da prática do
planejamento energético estratégico integrado não deve descambar
simplesmente no excessivo centralismo decisório e na pletora de
leis. Em particular, o estímulo à destinação de recursos privados
a projetos de sustentação e expansão dos sistemas energéticos
exigirá que muitas diretrizes federais tenham imediata expressão
estadual ou municipal.
Acelerar a reestruturaªo institucional dos sistemas energØticos,
em particular o setor elØtrico
O diagnóstico concluiu que a lentidão das mudanças é
compreensível, sem dúvida, quando são lembradas as complexidades
inerentes ao setor elétrico. Preocupante, contudo, quando a
agilidade é solicitada para a articulação de um pacote de
investimentos infra-estruturais.
As principais propostas de reformulação do setor elétrico
brasileiro foram consubstanciadas, após longo debate legislativo,
pelo Senador Teotônio Vilela Filho no Projeto de Lei 117/92. Em
paralelo, o Deputado Marcelo Barbieri apresentou o PL 3057/92,
com pequenas variações. No mesmo sentido, o Deputado José Carlos
Aleluia encaminhou, em junho de 1993, um projeto de lei setorial
sobre geração e transmissão. Entretanto, o debate no Legislativo
dos referidos projetos encontra-se fortemente subordinado à
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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tramitação final do projeto de lei relativo às concessões de
serviços de utilidade pública. Neste particular, o projeto de lei
do Senado, nº 179, de 1990, de autoria do Senador Fernando
Henrique Cardoso, que "dispõe sobre o regime de prestação de
serviços públicos pela iniciativa privada, previsto no art. 175
da Constituição, e regula a concessão de obra pública". O
substitutivo da Câmara, nº 202/91, apresentado pelo Deputado José
Carlos Aleluia, introduziu radical modificação ao projeto
inicial. Retornando ao Senado, recebeu por força regimental, em
parecer de plenário (com relatório) do Senador José Fogaça,
algumas inclusões e supressões relativas a reajustes tarifário e
disposições transitórias.
O referido diploma é um projeto de lei amplo, cujo alcance
extrapola a aplicação exclusiva aos serviços públicos de
eletricidade. Deverá merecer, portanto, após sanção presidencial,
uma regulamentação setorial específica. É recomendável que a
futura regulamentação não descure, caso mantidos os termos do
projeto de lei, de alguns pontos estratégicos: 1) a outorga da
concessão de serviços públicos de energia elétrica mediante
licitação, conforme determina o artigo constitucional nº 175,
incorporado sob a modalidade de concorrência, não deverá servir
ao partilhamento indiscriminado do sistema, sob pena de perda de
otimização do planejamento em um contexto obrigatório de
reestruturação setorial, institucional e financeira; 2) a
licitação de concessões vencidas e obras pela melhor oferta, se
não tiver havido o estabelecimento de um preço mínimo adequado
para leilão, em um momento de baixos valores patrimoniais
acarretaria perdas significativas ao poder concedente; 3) será
preciso organizar a transição ou convivência dos serviços pelo
preço de licitação e dos serviços pelo custo; 4) a revivescência
do sistema de concessões implicará na configuração de uma
estrutura autônoma de regulamentação, que separe e demarque
nitidamente os níveis de formulação da política setorial, de
regulamentação e de execução operacional dos serviços de energia
elétrica. No segundo semestre de 1993, representantes das
concessionárias do setor elétrico e do Comitê de Distribuição de
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ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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Energia Elétrica (CODI) posicionaram-se contrários, em diversos
fóros, ao conteúdo parcial ou total dos artigos 25, 41 e 42 do
Substitutivo Aleluia, defendendo a sua supressão ou, pelo menos,
a exclusão do setor elétrico dentre as modalidades de serviços
públicos contemplados. Outrossim, reafirmaram a necessidade de
uma legislação setorial específica.
O BNDES tem enfatizado que alguns pontos jurídicos não
estabelecidos obstaculizam a maior participação privada no setor
elétrico. É verdade que a figura do produtor independente para
sistemas isolados (gerador privado de energia para fornecimento à
concessionária local) e do autoprodutor (gerador privado para
consumo próprio) foram criadas pelas Portarias MME/GM nº 25, de
12 de janeiro de 1988, e DNAEE nº 246, de 23.12.88. Entre o que
resta esclarecer, estão questões sobre: desapropriações, preço da
energia; garantia de suprimento, em caso de racionamento;
possibilidade de a concessão constituir-se em garantia a
empréstimos e financiamento; a regulamentação dos consórcios de
consumidores como autoprodutores; o tratamento jurídico do
transporte de energia através de redes públicas; a figura legal
do produtor independente.
Criar instrumentos Ægeis de financiamento da infra-estrutura de
energia
Um elenco dos desafios financeiros que se colocam ao setor
elétrico foi apresentado no diagnóstico: a) superação do caos
financeiro, representado pelo elevadíssimo endividamento
intragoverno; b) equacionamento de mecanismos de financiamento de
longo prazo para o término dos projetos hidrelétricos e
termelétricos inconclusos e para a expansão do sistema; c)
equacionamento das contrapartidas em moeda nacional do
financiamento externo; d) viabilização de alguns mecanismos
imediatos, mesmo sem a reestruturação institucional global, para
acelerar o aporte de capitais privados ao setor; e) realização de
entendimentos com a indústria de equipamentos, instalações e
materiais elétricos, no sentido de montar conjuntamente pacotes
90
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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de investimentos para os bens fornecidos; f) equacionamento de
financiamento para investimentos em conservação de energia.
Algumas das proposições seguintes farão menção a pontos
acima. O tratamento especializado acerca dos mesmos foi
desenvolvido na Nota Técnica "Custo de Capital, Condições de
Crédito e Competitividade: Instituições Oficiais de Crédito,
Financiamento de Longo Prazo e Mercado de Capitais", do Bloco de
Condicionantes Macroeconômicos deste Estudo da Competitividade.
3.2. Proposiıes ao Nvel da Intervenªo Pœblica nos Setores
EnergØticos
Promover o saneamento financeiro, modernizar o arcabouo
jurdico-institucional e reequacionar os mecanismos de
financiamento da expansªo do setor elØtrico
É no setor elétrico onde se encontram mais pronunciados os
contornos da crise na infra-estrutura e serviços de energia: os
problemas do suporte financeiro, das estruturas organizacionais e
institucionais, das bases legais e dos parâmetros de gestão e
desempenho.
a) Promoªo do saneamento financeiro do setor :
consubstanciou-se o encaminhamento concreto deste objetivo na Lei
nº 8.631/93 e sua regulamentação, Dec. 774/93.
À propósito, pode-se tecer as seguintes considerações: 1)
objetivando superar o caos financeiro que se estabeleceu em
função das dívidas acumuladas entre as concessionárias e entre
estas e o Tesouro Nacional, verifica-se que a Lei procede à
eliminação de passivos do setor (write off das dívidas); 2) a
questão-chave é a presença implícita nas decisões da lei do
aumento de tarifas, fato que dependerá também dos Estados, visto
que foi consagrada a regionalização tarifária. No presente
momento, as decisões não são nada fáceis, posto que, se de um
91
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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lado, as tarifas encontram-se distantes dos valores colimados
entre US$ 55 a US$ 67/MWh, por outro, aumentos abruptos de
tarifas originarão críticas dos consumidores em geral e dos
grandes consumidores em particular, com impactos sobre a
competitividade, particularmente no Sul, onde a energia de Itaipu
é mais cara. Não obstante, a tendência será de acréscimo de
tarifa real. O aumento de tarifa deverá seguir, portanto, um
cronograma que possibilite mudanças na área industrial. Em tal
contexto de "transição" tarifária, o Grupo Eletrobrás poderá
enfrentar dificuldades, tendo em vista a inevitabilidade, por
pressão estadual, de tarifas de suprimento das empresas geradoras
federais baixas e de financiamentos emergenciais de parcelas das
compras de energia. Quanto aos grandes consumidores, o Art. 1º,
par. 4º da Lei 8.631 faculta-lhes se valer, no futuro, das
"alterações compensatórias".
b) Recuperaªo das concessionÆrias regionais e estaduais :
atacar, em primeiro lugar, os desperdícios de energia em algumas
concessionárias e as perdas em decorrência de ineficiências
operacionais e administrativas (ex: subdimensionamento de
equipamentos; práticas de ligações clandestinas pouco coibidas).
Cumpre recompor os sistemas de transmissão e distribuição a
níveis de confiabilidade. Neste particular, o BNDES privilegia
exclusivamente os financiamentos de reorganização empresarial.
Programas de melhoria de desempenho, qualidade e produtividade
carecem de ser implementados dentro do sistema energético,
devendo ser estendidos a cadeia de fornecedores a montante do
processo. A criação de conselhos de consumidores poderá se tornar
um elemento de democratização das decisões sobre investimentos e
tarifas. A modernização das técnicas de gestão das
concessionárias avançará de modo significativo com a adoção
generalizada dos contratos de gestão. Desta forma, é fundamental
uma nova atitude construtiva dos acionistas-governo, no nível
federal e estadual, e uma mudança nas atitudes corporativas
defensivas.
92
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
c) Retomada de obras inconclusas no setor: cerca de
dezessete frentes de obras de geração arrastam-se em ritmo
vagaroso, representando o seu adiamento anual um custo financeiro
da ordem de US$ 1,2 bilhão de dólares. Os custos de conclusão de
algumas usinas tornam-se absurdos: nos casos de Xingó ou Segredo,
os níveis não passam de US$ 20/MWh, mas usinas paulistas, da
Cemig e de Furnas não ficarão prontas por menos de US$ 70 a US$
80/Mwh; outras já superam US$ 100/MWh. Para concluir estas obras
e incorporá-las ao sistema, eventualmente depois de privatizadas,
será necessário desonerar de maneira equilibrada o custo
financeiro e econômico decorrente da longa paralisação. O
saneamento deve restabelecer a viabilidade econômica dos
projetos, contemplando, entretanto, uma taxa de retorno
socialmente aceitável. Esta questão prioritárias envolve decisões
sobre o tipo de obras a retomar e a rediscussão de critérios
norteadores: 1) escolha de obras de hidreletricidade ou energia
nuclear: a retomada de obras hidrelétricas reveste-se de menor
polêmica política e poderá significar um adicional de 10 GW ou
18% da capacidade atual de 57GW; doutra parte, Angra II vem sendo
advogada, porque demandaria apenas US$ 1,5 bilhão adicionais e
ampliaria a capacidade instalada em 1,25 GW (o investimento
realizado até aqui já absorveu US$ 4 bilhões e o custo atual em
manutenção/mês gira ao redor de US$ 10 milhões; parecem estar
gestionados US$ 680 milhões junto a grupos alemães); 2) escolha
entre obras de geração ou de transmissão elétrica: colocam-se em
alguns casos: para Brasília, Serra da Mesa ou transmissão? para o
RJ, Angra II ou transmissão? 3) adoção de critérios que dêem
prioridade a empreendimentos de acordo com o grau de realização
físico-financeiro do projeto: apesar do número de obras
inconclusas, é comum se verificar o anúncio de novas obras ou a
abertura das respectivas licitações, sem o efetivo equacionamento
das fontes; 4) adoção do critério de densidade por m
2
: significa
tomar os projetos em andamento com mais alto coeficiente watt/m
2
;
5) cuidados com a questão do alagamento das regiões cultivadas:
trata-se de problema relevante, pois a desapropriação de terras
envolverá, em anos vindouros, não apenas o preço do ha de terra,
mas a indenização das colheitas futuras em x anos.
93
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
IE/UNICAMP - IEI/UFRJ - FDC - FUNCEX
d) Rigidez de critØrios financeiros e novas formas de
financiamento para as obras novas: exigir o efetivo
equacionamento das fontes de recursos. Implementar novas formas
de financiamento: emissão de títulos vinculados aos projetos,
securitização dos recebíveis, lançamento de títulos de compra
antecipada de serviços, a exemplo dos Títulos a Termo de Energia
(TTEs) emitidos pela CESP. Para maiores detalhes sobre novas
formas de financiamento, ver a Nota Técnica supracitada em 3.1.
e) No mØdio prazo, coloca-se a questªo das dificuldades para
a manutenªo da hegemonia da hidreletricidade : a hidreletricidade
continuará a ser uma vantagem comparativa do Brasil, enquanto não
se esgotarem os potenciais, contando inclusive com o concurso de
uma engenharia nacional muito competente, com ramificações
internacionais. Face aos problemas de financiamento, a capacidade
de resposta da hidreletricidade será variável: novas obras de
porte gigantesco, para prazos de 7 a 12 anos, estão praticamente
descartadas; mas há as pequenas e médias usinas.
A fronteira hidrelétrica a explorar será a Amazônia,
envolvendo problemas ambientais e sociais. Os especialistas estão
divididos sobre a matéria. Para alguns, há graves problemas de
transmissão, insuperáveis (segundo esses especialistas) na fase
atual. Outros apontam amplas possibilidades no sul da Amazônia,
nos afluentes da margem direita do rio Xingu. As distâncias de
transmissão seriam menores do que as encontradas na África, por
exemplo. Doutra parte, o desenvolvimento de linhas polifásicas
traz novos horizontes. Caberá sempre, outrossim, defender
projetos de alto coeficiente watt/m
2
. De qualquer forma, esta não
é uma discussão puramente técnica e econômica, mas política: o
Congresso Nacional, as comunidades locais, os Estados deverão
debatê-la.
Se é verdade que o potencial hidrelétrico ainda é imenso - e
advogamos as vantagens de uma matriz energética baseada
predominantemente em fontes renováveis -, não se pode esquecer
94
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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que as centrais hidrelétricas serão, doravante, mais complexas e
mais caras.
Um aspecto importante relaciona-se com a possibilidade de
futuros financiamentos internacionais para a hidreletricidade. O
Banco Mundial está acenando, para os anos noventa, com uma
política de redução de empréstimos ao setor estatal de energia
dos países em desenvolvimento. Mais ainda, o Banco Mundial está
defendendo investimentos preferenciais em termoelétricas: são
investimentos menores e de retorno mais rápido para a presença de
capitais privados na área. Vai daí a crítica que a instituição
faz à taxa de atualização do capital (10 a 12%) no caso da
hidreletricidade.
A introdução maior de alternativas térmicas no País - via
carvão importado, gás natural importado e doméstico e cogeração
com bagaço de cana - merece ampla discussão pela sociedade. As
aplicações de energéticos tendem a usar energéticos menos
poluentes e, por outro lado, estão sendo desenvolvidas
tecnologias eficientes de abate de poluição.
Há aspectos problemáticos: nossa tradição com
termoeletricidade é pequena; não dispomos de know how para
enfrentar, a curto prazo, qualquer concorrência internacional.
Neste sentido, o Plano 2010 já contemplava como diretriz
principal, "desenvolver um programa mínimo de usinas
termelétricas a carvão na Região Sul, de modo a capacitar a
indústria nacional e assegurar o aproveitamento intensivo desse
recurso energético, quando da sua competitividade plena com os
recursos hidrelétricos. Então, o assunto merece, isto sim, ampla
discussão no âmbito do planejamento energético integrado.
f) Aumento da participaªo da iniciativa privada no setor :
nas discussões e formulações de propostas do REVISE, em 1988,
várias sugestões foram levantadas com relação a privatização "na
margem". Diversas modalidades podem ser acionadas, no sentido da
constituição de uma estrutura setorial mista, na qual coexistam
95
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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produção estatal com produção privada nos novos investimentos.
Desafios importantes de âmbito regulatório e de avaliação de
desempenho tornam imprescindível a modernização dos diplomas
legais existentes. Via de regra, o nível deprimido das tarifas é
um impeditivo para a entrada de capitais privados no setor. Como
modalidades promissoras, pode-se exemplificar: 1) autoprodutor de
energia elétrica gerando para consumo próprio; 2) co-gerador de
energia para consumo próprio, vedendo o excesso de sua geração
para a concessionária de energia elétrica; 3) gerador
independente de energia sob o regime de subcontratação ou leasing
(BLT: Built-Lease-Transfer).
No âmbito do BNDES, estão sendo apoiadas algumas dessas
ações: 1) o fomento à participação da iniciativa privada na
geração, transmissão e distribuição de energia elétrica para uso
público; 2) intensificação de programas de autoprodução e
cogeração; são exemplos os desembolsos para Italmagnésio Nordeste
SA (autoprodução 54 MW), Grupo Itamarati e Cinco Estrelas Agrop.
e Participações (145 MW), Ind. Papel e Cel. Arapoti (Inpacel; 30
MW), Cia. de Ferro-Ligas da Bahia (Ferbasa; 50 MW); convênios de
cogeração entre Eletrobrás, Copersucar e Cia Energética de
Alagoas (Ceal) para o desenvolvimento da gaseificação do bagaço
de cana; 3) apoio financeiro à iniciativa privada para aplicação
em obras públicas sob regime de pré-venda de energia, isto é,
aquisição de energia elétrica para entrega futura; constitui
grande exemplo o empenho da Copel para captar US$ 100 milhões
junto a empresas privadas para concluir a usina de Segredo
(1.200MW), foram compradores, sob esta modalidade, a Cimento
Portland Rio Branco (416 MWh/mês) e a Impacel (8.080 MWh/mês ou
15% do consumo previsto); 4) promoção de investimentos em
conservação e racionalização do uso.
Cabe destacar, entretanto, que o montante de recursos
destinados pelo BNDES à área de infra-estrutura tem sido
relativamente modesto (US$ 300 milhões em 1992 e previsão de US$
800 milhões em 1993).
96
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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A constituição de uma estrutura setorial mista poderá também
envolver a privatização de ativos. Além dos comentários
anteriores acerca do projeto de lei que dispõe sobre a concessão
dos serviços públicos, cumpre aqui ressaltar a necessidade da
realização prévia de estudos interdisciplinares detalhados e da
absoluta transparência de que se devem revestir as alienações
patrimoniais, em função dos fortes interesses envolvidos e das
polêmicas existentes em torno desta questão. A privatização de
ativos públicos no Brasil tem se pautado pela ênfase na
maximização de resultados de curto prazo e a desconsideração
pelos movimentos de reestruturação produtiva setorial e ao nível
de toda economia. Nestes termos, um processo açodado de
partilhamento do setor elétrico pelo concurso indiscriminado da
licitação poderá por a perder o caráter cooperativo (mais que o
competitivo) que o caracteriza. A Lei 8631, liberando tarifas,
apóia-se essencialmente no caráter competitivo e deverá trazer
toda uma nova abordagem na administração e na ação das empresas,
sem perder o caráter cooperativo. Considerações maiores, em
termos de reordenamento produtivo, financeiro e fiscal da
economia, onde o caráter estruturante dos serviços de energia (e
transportes e telecomunicações) tem papel crucial, são
pressupostos para a formulação adequada, com ganhos sinérgicos,
de uma estruturação setorial mista. Convém lembrar ainda que a
venda de ações na bolsa não poderá efetuar-se por valor muito
inferior ao patrimonial, para evitar perdas graves. Pelo mesmo
motivo, a venda de ativos pela melhor oferta em leilão deverá
contemplar preços mínimos adequados.
Formular polticas energØticas que permitam obviar as
dificuldades futuras de otimizaªo do planejamento e operaªo das
atividades relacionadas com o setor petrleo e gÆs natural
a) Recompor, via reajustamento de tarifas, a capacidade de
geração de recursos do setor petróleo;
b) Formular políticas energéticas claras e flexíveis para os
combustíveis líquidos e gasosos no País;
97
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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c) Debater os conflitos interpretativos em torno da
distribuição do gás natural no País;
d) Definir as prioridades de substituição de energéticos por
gás natural;
Definir programas de conservaªo de energia
A administração pelo lado da demanda constitui forma
avançada de conferir maior eficiência ao setor energético. A
conservação de energia, em particular, pode se estender às
empresas, domicílios, transportes e órgãos públicos, onde deve
ser buscada a redução de perdas nas transformações e na
distribuição de energia, e nos seus usos. Os programas de
conservação envolvem regulamentações e incentivos específicos do
Estado, mas também significam investimentos pelo consumidor. Em
certos casos, esse investimento pode ser subsidiado pelas
concessionárias, com vistas a acelerar a substituição de
equipamentos dos usuários.
De acordo com a coordenação do Programa de Conservação de
Energia Elétrica (Procel), em dados apresentados ao VI Congresso
Brasileiro de Energia no mês de outubro p.p., a conservação e o
uso eficiente de energia - derivados de petróleo ou eletricidade
- poderão resultar numa postergação de projetos, para o país, de
US$ 70 bilhões até o ano 2015. No setor elétrico, os
investimentos necessários para um ganho de US$ 34 bilhões seriam
da ordem de US$ 16 bilhões (US$ 10 bilhões por parte dos
consumidores e US$ 6 bilhões pelas empresas de energia). Todavia,
a geração de microineficiências pela crise econômica, aliada a
baixos níveis tarifários, não permitiram grande sucesso aos
programas de conservação: de 1986 a 1992, deixou-se de consumir
1.200 GWh por ano.
Nesses termos, devem ser fortalecidas as seguintes linhas de
ação:
98
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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a) Explorar a correlação entre conservação de energia e
aumento da competitividade na formulação de programas;
b) Estabelecer critérios de julgamento explícitos para a
habilitação das empresas a programas de conservação e
modernização industriais;
c) Definir linhas de financiamento para investimento em
conservação;
d) Incentivar a criação de "gerências de energia" nas
plantas.
3.3. Proposiıes ao Nvel dos Complexos Industriais
A recomposição tarifária afetará a competitividade dos
complexos/setores industriais intensivos no uso de energia
(materiais de construção, minério de ferro, siderurgia, alumínio,
fundição, papel e celulose, entre outros). Estes setores deverão
ter prioridade na utilização de gás natural, na implementação de
programas de conservação de energia e/ou na implementação de
parcerias setor público/setor privado na área de energia.
99
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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4. INDICADORES
Para o monitoramento dos impactos da disponibilidade e do
custo de energia sobre a competitividade da indústria, sugere-se
comparações internacionais para os anos de 1980, 1985 e 1990: 1)
EUA, Japão, Alemanha, Reino Unido, França, Itália; 2) Canadá,
Espanha; 3) Coréia, México, Argentina.
a) Relações de Energia/PIB/População: oferta interna de
energia por habitante (Gj/hab); oferta interna de energia/PIB
(Mj/US$); consumo de energia na indústria/PIB (Mj/US$).
b) Participação das fontes no consumo final de energia (%):
derivados do petróleo; eletricidade; carvão mineral; gás natural
e outros (lenha, bagaço, etc.).
c) Consumo final de energia do setor/PIB do setor (tEP/US$
1000): Indústria Extrativa Mineral; Indústria de Transformação
(não-metálicos, metalurgia, química, alimentos e bebidas, têxtil,
papel e celulose, outras); Energia.
d) Consumo específico de energia em setores selecionados
(tEP/t): cimento, metalurgia, ferro-gusa e aço, não-ferrosos e
outras de metalurgia, ferro-ligas, papel e celulose, setor
energético (produção de energia secundária).
e) Consumo de energéticos por equipamentos (geração de vapor
e fluidos térmicos, fornalhas, fornos, secadores e outros) nas
indústrias: derivados do petróleo (ton), eletricidade (Gcal),
carvão mineral (ton), carvão vegetal (ton), lenha (m
3
), outros
(Gcal).
f) Preços médios constantes de energia (US$ 1990/barril eq.
petróleo): eletricidade industrial, óleo combustível, coque de
carvão mineral, lenha, carvão vegetal, bagaço de cana, óleo
diesel, GLP, querosene.
100
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g) Tarifas de energia elétrica: tarifa residencial (200
KWh/mês); tarifa industrial: 1MW FC=60% e 25MW FC=90%.
h) Decomposição percentual da formação bruta de capital fixo
(FBCF): Investimento energia elétrica/FBCF; Inv.petróleo/FBCF;
Inv.energia/Inv. empresas estatais; Inv.empresas estatais/FBCF;
Inv.governo/FBCF; Inv.público/FBCF; Inv.privado/FBCF.
i) Evolução da dependência externa de energia (1000 tEP):
demanda total de energia (a)=consumo final+perdas; produção
energia primária (b); dependência externa (a-b=c); dependência
externa (c/a).
j) Potencial (TWh/ano) e custo (US$/MWh) das principais
fontes de geração: hidreletricidade, derivados de petróleo, gás
natural, nuclear, biomassa florestal, carvão.
l) Concessionárias de energia elétrica: número de
consumidores (10
3
)/empregado; consumo (GWh)/empregado.
m) Concessionárias do setor elétrico: fontes e usos de
recursos. Fontes: geração interna de recursos, aumento do
capital, contribuições de consumidores, empréstimos e
financiamentos (%). Aplicações: investimentos, serviços da
dívida, dividendos, outros (%).
n) Demanda média/demanda de pico (%).
o) Custos de eletricidade/custo total dos produtos (%), em
setores selecionados.
As informações disponíveis referentes aos indicadores acima
mencionados são apresentadas nas Tabelas 2 a 7, a seguir.
101
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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TABELA 2
RELAÇÕES DE ENERGIA/PIB/POPULAÇÃO
PAÍSES SELECIONADOS
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
OFERTA INTERNA DE ENERGIA OFERTA INTERNA DE ENERGIA/ CONSUMO DE ENERGIA NA IND./
PAÍS POR HAB. GJ/HAB. PIB MJ/US$ (1980) PIB MJ/US4 (1980)
1970 1979 1987 1970 1979 1987 1970 1979 1987
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
EUA 324 355 317 32 29 23 9,0 7,3 5,2
Japão 113 133 134 17 15 12 7,7 5,8 4,0
Alemanha 163 195 186 16 15 13 4,3 3,4 2,5
Reino Unido 159 166 163 23 19 16 7,0 5,4 3,5
França 125 153 154 13 13 12 4,5 3,8 2,8
Itália 88 107 110 15 14 12 5,6 4,3 3,1
Canadá 316 394 391 41 36 30 10,3 8,8 7,5
Espanha 52 83 85 12 15 13 4,5 4,9 3,8
Coréia 25 46 65 29 27 25 8,0 10,9 9,5
México 40 56 63 21 22 26 5,6 6,1 6,5
Brasil 32 46 51 29 26 26 7,0 6,8 6,7
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Fonte: World Energy Council - Report 1989 - International Energy Data.
In: MME. Balanço Energético Nacional 1992, p. 98.
Obs.: Usado para a eletricidade 1 kWh = 860 kcal, 3,64 vezes inferior ao valor utilizado no
Balanço Energético Nacional. Como a eletricidade cresce muito no Brasil, no período, esta
subvalorização em calorias diminui o crescimento da intensidade energética, medida em MJ/US$
(1980).
TABELA 3
PARTICIPAÇÃO DAS FONTES NO CONSUMO FINAL DE ENERGIA
PAÍSES SELECIONADOS
(%)
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
PAÍS DERIV. PETRÓLEO ELETRICIDADE CARV. MINERAL GÁS NATURAL E OUTROS OUTRAS
FONTES
1970 1979 1987 1970 1979 1987 1970 1979 1987 1970 1979 1987 1970 1979 1987
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
EUA 51 54 52 10 12 16 9 6 5 27 24 21 3 4 6
Japão 65 66 60 15 18 21 17 13 14 3 3 5 0 0 0
Alemanha 58 58 52 10 13 16 19 9 9 11 18 21 2 2 2
Reino Unido 51 48 46 11 13 15 29 15 11 9 24 28 0 0 0
França 64 63 55 9 12 17 19 10 8 6 13 17 2 2 3
Itália 71 63 56 10 13 15 8 5 6 11 19 23 0 0 0
Canadá 58 54 45 13 16 22 7 4 3 16 21 24 6 5 6
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Espanha 70 78 68 12 14 18 17 6 9 1 2 5 0 0 0
Coréia 41 54 52 4 7 11 31 31 35 0 0 0 24 8 2
México 52 58 60 5 6 8 3 3 2 19 20 18 21 13 12
Brasil 37 51 45 5 9 14 2 3 6 1 1 3 55 36 32
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Fonte: MME. Balanço Energético Nacional 1992, p. 98.
Obs.: Em "outras fontes" estão incluídas a lenha, bagaço, lixivia, excrementos animais, carvão
vegetal, etc.
103
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TABELA 4
CONSUMO FINAL DE ENERGIA DO SETOR/PIB DO SETOR
BRASIL
(tEP/US$ 1.000)
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
SETOR 1976 1980 1990
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Indústria 0,517 0,564 0,761
Extrativa Mineral 0,695 0,886 0,807
Transformação 0,513 0,556 0,759
Não-Metálicos 1,591 1,456 1,478
Metalurgia 1,600 1,768 3,105
Química 0,547 0,670 0,840
Alimentos e Bebidas 1,116 1,129 1,088
Têxtil 0,247 0,234 0,341
Papel e Celulose 1,464 1,602 1,737
Outras 0,131 0,148 0,173
Energético 0,816 0,965 1,094
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Fonte: MME. Balanço Enegético Nacional 1992, p. 75.
TABELA 5
CONSUMO ESPECÍFICO DE ENERGIA EM SETORES SELECIONADOS
BRASIL
(tEP/t)
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
DISCRIMINAÇÃO 1976 1980 1990
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Cimento 0,148 0,124 0,110
Metalurgia 1,038 0,935 1,100
Ferro-gusa e Aço 0,771 0,674 0,708
Não-Ferrosos e Outras da Metalurgia 7,551 6,783 5,836
Ferro-Ligas 1,739 2,017 2,321
Papel e Celulose 0,708 0,588 0,596
Setor Energético (prod.energ.secund.) 0,050 0,063 0,089
TOTAL 0,174 0,187 0,228
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Fonte: CDI, CNI, CONSIDER, FIBGE e IBS. In: MME. Balanço Energético Nacional 1992, p. 77.
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TABELA 6
PREÇOS MÉDIOS CONSTANTES DE ENERGIA
BRASIL
(US$ (1991)/barril eq.petról.)
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
FONTES 1976 1980 1990
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Eletric. ind. 56,2 52,2 44,0
ôleo combustível 9,4 21,2 13,8
Carvão vapor 4,3 6,9 5,2
Lenha reflorestamento - - 8,7
Carvão vegetal 17,0 22,5 9,8
Óleo diesel 43,1 54,2 26,9
GLP 59,0 38,8 18,7
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Fonte: MME. Balanço Energético Nacional 1992, p. 79.
Obs.:Cruzeiro corrente convertido a cruzeiro de 1985 pelo IGP, convertido a dólar de 1985 pela
taxa média de câmbio do ano e convertido a dólar de 1991 pelo IPC dos EUA.
TABELA 7
EVOLUÇÃO DA DEPENDÊNCIA EXTERNA DE ENERGIA
BRASIL
(1.000 tEP)
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
FLUXO 1976 1980 1990
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Dem. total de energia (a) 112.851 140,364 189.603
Consumo final 103.694 127.702 168.733
Perdas 9.157 12.662 20.870
Produção de en. primário (b) 72.096 91.808 149.207
Dep. externa (c) = (a) - (b) 40.755 48.556 40.396
Dep. externa (c)/(a) - % 36,1 34,6 21,3
------------------------------------------------------------------------------------------------------
------
Fonte: MME. Balanço Energético Nacional 1992, p. 57.
105
ESTUDO DA COMPETITIVIDADE DA INDÚSTRIA BRASILEIRA
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BIBLIOGRAFIA
ALMEIDA, F.G. & COSTA, S.G. (1993) A Conta de Capital. Conjuntura
Econômica, jan., p. 65-67.
ARAÚJO, J.L. de & OLIVEIRA, A. (1991) Metodologia de Planejamento
do Setor Elétrico: Questões dos Anos 90. Análise Econômica,
9(15):121-141.
BANCO MUNDIAL (1992) Relatório do Desenvolvimento Mundial. Rio de
Janeiro, FGV.
BOUCINHAS, J.F.C. (1993) Gás Natural e Desinformação. Folha de
São Paulo, 13/03/93, 2-2.
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