materia nº 29/2020

PELO CAMPO E CIDADE
ADM. 2017 - 2020
Of. nº 314/2020 São Francisco de Assis, 20 de agosto de 2020.
Exmº. Sr.
Vasco Asambuja de Carvalho
Presidente da Câmara Municipal
São Francisco de Assis
"CÂMARA MUNICIPAL :~%f/8~tM2? N°.6. iFI~
Oficial Legislativo
Assunto: Projeto de lei 29/2020
Senhor Presidente
Ao cumprimentá-lo cordialmente venho por meio deste
encaminhar os projetos de Lei nº 29/2020 que autoriza a empresa EngService
Empreendimentos de Engenharia CNPJ 04.951.007/0001-40, a realizar a transferência
da exploração do barramento da Barragem do ltú, à empresa Santa Cecília Energética
S/A CNPJ 34.737.046/0001-00.
Justifica o pedido no fato que o BNDES órgão financiador de
empreendimentos elétricos, requer a criação de SPE, com atividade especifica para
exploração elétrica.
Acompanham a justificativa.
-Requerimento da empresa EngService;
-Portaria nº 274, 310 e 487 - MME;
-Cartilha BNDS;
-CNPJ's;
-Cartas de intenção.
Certo de contar com a pronta aprovação dos projetos de Lei,
reriôvo votos de estima e apreço.
Atenciosamente,
PREFEITURAMUNICIPALDESÃOFRANCISCODEASSIS- RS - CNPJ:87.896.882/0001-01
RUAJOÃOMOREIRA,1707 - FONE:(55) 3252.1414 - CEP:97610-000
PELO CAMPO E CIDADE
ADM.2017-2020
PROJETO DE LEI Nº. 2912020
Autoriza a empresa EngService Empreendimentos de Engenharia
CNPJ 04.951.007/0001-40, a realizar a transferência da exploração
do barramento da Barragem do ltú, à empresa Santa Cecília
Energética S/A CNPJ 34.737.046/0001-00.
Rubemar Paulinho Salbego, Prefeito Municipal de São Francisco
de Assis, Estado do Rio Grande do Sul,
Faço saber que a Câmara Municipal aprovou e eu sanciono a
seguinte Lei,
Art.t? Fica autorizado a empresa EngService Empreendimentos
de Engenharia CNPJ 04.951.007/0001-40, a realizar a transferência da exploração do
barramento da Barragem do ltu, concedido pela Lei nº 1185/2018 de 29 de novembro
de 2018, à empresa Santa Cecília Energética S/A CNPJ 34.737.046/0001-00.
aditivo.
Art. 2º A presente alteração será formalizada por meio de termo
Art. 3º Esta Lei entra em vigor na data de sua publicação.
Gabinete do prefeito Municipal, em
Rubemar Paulinho Salbego
Prefeito Municipal
PREFEITURA MUNICIPAL DE SÃO FRANCISCODE ASSIS - RS - CNPJ: 87.896.882/0001-01
RUA JOÃO MOREIRA, 1707 - FONE: (55) 3252.1414 - CEP: 97610-000
TERMO DE CONFIDENCIALIDADE E INTENÇÃO DE COMPRA
Presente instrumento tem por objetivo estabelecer crltérios para inlclo de negociação
envolvendo unícamente Licenças Arnbientals, Direito de uso de Barramento destinado a
implantação de Hidrelétrica.
Das PARTES:
Vendedora: ENGSERVICE EMPREENDIMENTOS OE ENGENHARIA lTDA, pessoa [urtdlca de
direito privado, inscrita no CNPJn": 04.951.007/0001-40, pessoa jurídita de direlto privado,
com na Rua Serafim Valandm n" 688/ 2º Andar, BairroCentro na cidade de Santa Maria
RS, neste momento representado por Cláudio Alexandre 5. Burtet, CPf n": 392.132.960-68,
hora denominado simplesmente VENDEDOR.
Compradora: VOLTS EMPREENDIMENTOS E PARTICIPAÇÕES HOLDING LTOA, pessoa jurídica
de direito privado, inscrita na CNPJ n2 3CL2.63.l62/0001·83, com sede na Travessa Souza
Naves, n!!. 61, Centro, CEP85.601~640em Francisco Beltrão-PR1 neste ato representada por
seu sócio administrador Jhonl toro, CPF 021.398.549-35, RG n!! 7.206.704-5, por hora
denominado simplesmente COMPRADOR.
Objeto desta intenção de compra se trata do potencial hidrelétrico Passo Santa
Cecília com potência Instalada de~ a ser implantado sobre a área rural localizada no
município de Manoel Viana RS.
PARAGRAFOlíl
A VENDEDORA declara ser a única proprietária / representante legal do imóvel acima
qualificado, bem como proprietária das licenças ambientais que já existem referente ao
pntencial.
O COMPRADOR manifesta neste instrumento intenção de compra ou formação de parceria a
fins de viabilizara Implantação dos potenciais hidrelétricos acima identificados, podendo em
•~ <, cada um deles haver uma negociação particular;
PARAGRAFO l!l
iJP
COMPRADOR solícita que o VENDEDOR envie dados sobre o empreendimento seMo os
principais: contrato com os proprietários ou intenção de compra com valor definlclo ou
matrículas em nome do VEt..tDEDOR; topografia com curvas de no máximo metro a metro;
arranjo da instalação, sondagem no percurso do canal /túnel quando houver caracterizando o
material em toda sua extensão; medições da vazão de diferentes épocas do ano.
PARAGRAFO 22
COMPRADOR solicita a preferência de compra pelo período de 30 dias a partir da assinatura
termo, devendo o valor e ou percentual / condições de pagamento serem firmadas
através de documento especifico.Após o envio da proposta de compra o VENDEDORdeverá se
pronunciar em até OS dias, no caso de aceite as PARTESterão um período de 30 aias para
formatação dos documentos cabíveís, no caso de negativa todas as tratativas até o momento
serão encerradas sem direito a reclamação de qualqueróma das partes.
PARAGRAFO 32
Emcaso de haver um terceiro interessado com proposta de compra devidamente formaHzad'a
para esse mesmo objeto, deverá o promitente VENDEDOR enviar a esse promitente
COMPRADOR a cópia de tal proposta para que esse no prazo 05 dias manifeste seu interesse
na compra do objeto, igualando ou suplantando a oferta deste terceiro interessado.
PARAGRAFO 49
o COMPRADORassegura que as informações recebidas serão mantidas em vigilo sendo
apresentada apenas aos parceiros comerciais com os quais se pretende adquirir os potenciais
em questão.
O objeto deste termo e uma intenção de compra ou parceria a fins de víabílilar a construção
ds empreendimento· hidrelétrtco, a assinatura deste termo em nem uma hipótese caracteriza
vinculode qualquer espécie entre as PARTES.
PARAGRAFO 1!?:
AS PARTES declaram serem conhecedoras das bóas prt:itkas adotadas neste tipo de
negociação, sendo cada qual responsável Pelas informações obtidas e recebidas. No caso de
uma das partes se sentir prejudicada caberá comprovar a culpa da outra PARTEbem como
solicitar indenização pelos danos causados se for o caso, Esse termo será automaticamente
encerado após o período de 30 {trinta}dias após sua assinatura.
PARAGRAFO 2Q
As partes elegem o Foro da Comarca de Santa Maria RSem detrímento dos demais, mesmo
estes tendo mais privilégios, caso haja qualquer questão a ser resolvida em Juizo,
Santa Maria RS,30 de Junho de 2020.
VENOEOOR
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
PORTARIA Nº 318/GM, DE O 1 DE AGOSTO DE 2018
O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe
confere o art. 87, parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o disposto no Decreto nº
6.144, de 3 de julho de 2007, e o que consta do Processo nº 48000.000455/2013-84, resolve:
Art. 1º A pessoa jurídica de direito privado, titular de projeto para implantação de
infraestrutura de geração e transmissão de energia elétrica, poderá requerer à Agência Nacional de Energia
Elétrica - ANEEL o enquadramento no Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da
Infraestrutura - REIDI dos projetos das seguintes categorias:
I - geração de energia elétrica decorrente de participação de licitação, na modalidade Leilão no
Ambiente de Contratação Regulado - ACR;
II - geração de energia elétrica no Ambiente de Contratação Livre - ACL;
III - geração de energia elétrica decorrente de ampliação de que trata o art. 2º da Portaria
MME nº 418, de 27 de novembro de 2013;
IV - transmissão de energia elétrica decorrente de participação de licitação, na modalidade
Leilão;
V - reforço nas instalações de concessão de transmissão de energia elétrica objeto de
Resolução Autoriz.ativa da ANEEL, de Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão - CCT ou de
Contrato de Compartilhamento de Infraestrutura - CCI; e
VI - melhoria nas instalações de concessão de transmissão de energia elétrica objeto de
Resolução Autoriz.ativada ANEEL.
§ 1º Para efeito do disposto no art. 6º, § 1º, inciso I, do Decreto nº 6.144, de 3 de julho de
2007, para os projetos enquadrados:
I - nos incisos I e IV do caput, há presunção de que os impactos do REIDI foram
considerados pelo titular do projeto nas licitações;
II - no inciso III do caput, a ANEEL deverá considerar o impacto positivo da aplicação do
REIDI nas aquisições e importações de bens e serviços pelas concessionárias de geração de energia elétrica
na dete~ção da tari:fàda ampliação; e
III - nos incisos V e VI do caput, a ·ANEEL deverá considerar o impacto positivo da
aplicação do REIDI nas aquisições e importações de bens e serviços pelas concessionárias de serviço público
de transmissão de energia elétrica na determinação da Receita Anual Permitida.
§ 2º Considera-se titular do projeto a pessoa jurídica que executar o projeto e incorporar a
obra de infraestrutura ao seu ativo imobilizado.
§ 3º O requerimento de que trata o caput deverá ser acompanhado de Formulário de
Informações gerado no Sistema do REIDI - SREIDI, disporúvel na internet, nas páginas do Ministério de
Minas e Energia e da ANEEL, assinado pelos Representantes Legais, Responsável Técnico e Contador da
pessoa jurídica titular do projeto, contendo as seguintes informações:
I - da Pessoa Jurídica Titular do Projeto:
a) razão social;
b) número de inscrição no Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica - CNP J; e
e) nome e número de :inscrição no Cadastro de Pessoa Física - CPF dos Representantes
Legais, do Responsável Técnico e do Contador da empresa;
II - do Projeto de Infraestrutura de Energia Elétrica:
a) nome do empreendimento;
b) número do ato de autorização ou concessão do projeto, quando couber;
e) localização do projeto: Município(s) e Unidade(s) da Federação; e
d) descrição do projeto, com indicação da data de conclusão e da categoria de
enquadramento do projeto de acordo com o art. 1º, compreendendo:
1. para projetos de geração: Código Único do Empreendimento de Geração - CEG, potência
:instalada em kW, número de máquinas, sistema de transmissão de interesse restrito, tipo de fonte e, em caso
de fonte térmica, tipo de combustível; e
2. para projetos de transmissão: tensão, potência e extensão das :instalações, conforme
aplicável;
III - estimativas dos investimentos e do valor de suspensão dos impostos e contnbuições a
título de REIDI, tendo como base o mês anterior à data de assinatura do Fonmtlário de Informações referido
no art. 1º, § 3º, contendo:
a) investimentos em bens (máquinas, equipamentos e materiais de construção), serviços de
terceiros e outros, com incidência de contnbuição para o Programa de Integração Social e o Programa de
Formação do Patrimônio do Servidor Público - PIS/PASEP e de Contnbuição para o Financiamento da
Seguridade Social - COFINS durante o período de fruição do Regime Especial; e
b) investimentos em bens (máquinas, equipamentos e materiais de construção), serviços de
terceiros e outros, sem incidência de PIS/PASEP e de COFINS durante o período de fiuição do Regime
Especial.
§ 4º Para projetos de geração de energia sujeitos apenas a registro, o requerimento de que
trata o caput deverá ser acompanhado do Formulário de Informações do SREIDI e dos seguintes
documentos:
I - Licença Ambiental de Instalação do empreendimento; e
II - Informação de Acesso ao Sistema Elétrico, fornecida pela Concessionária de Distnbuição
ou pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.
§ 5º Nos casos de projetos executados em consórcio, somente a pessoa jurídica líder deverá
apresentar a documentação requerida. ·
Art. 2º Caberá à ANEEL analisar a adequação da solicitação aos termos da Lei e da
Regulamentação do REIDI e a conformidade dos documentos apresentados.
~
§ 1º Constatada a necessidade de complementação de informações, a requerente será
notificada, preferencialmente, por meio dos endereços de correio eletrônico informados no Formulário de
Informações do SREIDI, para regularizar as pendências no prazo de vinte dias, a contar da data da
notificação, sob pena de arquivamento do requerimento.
§ 2º Encerrada a análise a que se refere o caput, a ANEEL encaminhará à Secretaria de
Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia os documentos apresentados e
a manifestação acerca da adequação do pleito, a conformidade do projeto e dos documentos apresentados,
inclusive quanto à razoabilidade das estimativas 'dos investimentos, podendo ser adotada como base valores
regulatórios equivalentes, e do valor de suspensão dos impostos e contnbuições decorrente do REIDI.
§ 3º AANEEL poderá ouvir a Empresa de Pesquisa Energética - EPE quanto à razoabilidade
das estimativas dos investimentos.
Art. 3º A pessoa jurídica de direito privado, titular de projeto referido nos incisos I e IV do
caput do art. 1º,poderá requerer o enquadramento do projeto no REIDI, de acordo com previsão constante
no Edital do respectivo Leilão. ·
Parágrafo único. Para projeto de geração de energia elétrica decorrente de participação de
licitação, na modalidade Leilão no ACR, cuja outorga for emitida pelo Ministério de Minas e Energia, serão
consideradas as estimativas de investimentos e do valor de suspensão dos impostos e contnbuições constantes
na Ficha de Dados do projeto preenchida no Sistema de Cadastramento da EPE para fins de habilitação do
projeto ao Leilão, tendo como base o mês anterior à data de emissão da Ficha de Dados.
Art. 4º O projeto será considerado enquadrado no REIDI mediante a publicação de Portaria
do Ministério de Minas e Energia, a qual deverá conter:
I - nome empresarial e o número de inscrição no CNP J da pessoa jurídica titular do projeto;
II - descrição do projeto, com a especificação do setor em que se enquadra, conforme
definido no caput do art. 5º do Decreto nº 6.144, de 3 de julho de 2007; e
III - estimativas dos investimentos com e sem a incidência de PIS!PASEP e de COFINS, de
responsabilidade exclusiva da pessoa jurídica titular do projeto.
Parágrafo único. As alterações técnicas ou de titularidade de projetos aprovados nos termos
desta Portaria não ensejarão a publicação de nova Portaria de aprovação, desde que tais alterações tenham
sido autoriz.adas pela ANEEL ou pelo Ministério de Minas e Energia.
Art. 5° O titular de projeto deverá informar, à Secretaria da Receita Federal do Brasil, a
entrada em operação comercial do projeto, no prazo de até trinta dias do seu inicio, mediante a entrega dos
seguintes documentos:
I - Despacho emitido pela ANEEL que hbera a operação comercial, no caso de
empreendimentos de geração; e
II - Termo de Liberação Definitivo, emitido pelo ONS, no caso de empreendimentos de
concessionárias de transmissão.
Art. 6º Após a aprovação ou indeferimento dos requerimentos de enquadramento ao REIDI,
os respectivos Processos ficarão arquivados na ANEEL.
Art. 7° A ANEEL informará ao Ministério de Minas e Energia e à Secretaria da Receita
Federal do Brasil a ocorrência de situações que evidenciem a não implementação do projeto enquadrado na
fonna aprovada em Portaria.
Art. 8º A habilitação do Projeto no REIDI e o cancelamento da habilitação deverão ser
requeridos à Secretaria da Receita Federal do Brasil
Art. 9° Aplica-se o disposto nesta Portaria aos projetos para os quais foi requerido o
enquadramento ao REIDI e não foram aprovados até a data de publicação deste Ato.
Parágrafo único. Os requerimentos relativos aos projetos de que trata o caput que não se
enquadr~, nos termos desta Portaria serão indeferidos e os respectivos Processos arquivados.
Art.. 1O. Ficam revogadas:
I - a Portaria MME nº 274, de 19 de agosto de 2013;
II - a Portaria MME nº 310, de 12 de setembro de 2013;
III - a Portaria MME nº 222, de 7 de junho de 2016; e
IV - a Portaria MME nº 487, de 15 de dezembro de 2017.
Art. 11. Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.
W. MOREIRA FRANCO
Documento assinado eletronicamente por Wellington Moreira Franco,
Ministro de Estado de Minas e Energia, em 09/08/2018, às 18:16,
:::~~g~r:: W conforme horário oficial de Brasília, com fundamento no art. 6°, § 1°, do
,...._ Decreto n° 8.539, de 8 de outubro de 2015 .
..~,,-,,,,,,,,,,,,,,,,,~,,---~ ··~.,.,,,,.,,,,,,,,~,~. ,,,,,~,,,,, ,,,,~,,,, ·~--·-~. ,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,_~,,-
~AI" autenticidade deste documento pode ser conferida no site
't.I.""~ http://www.mme.gov.br/sej/controlador externo.php?
. ~~~ acao=documento conferir&id orgao acesso externo=O, informando o
~ ·. ·,:código verificador 0193702 e o código CRC C3353BOF.
. ..
Referência: Processo n° 48000.000455/2013-84 SEI n° 0193702
Biblioteca Digital
GOVERNO FEDERAL
Ministério do
Desenvolvimento, Indústria
e Comércio Exterior
PAIS RICO t PAIS SEM POBREZA
,
T 1
1
EX
1
1
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Alexandre Siciliano Esposíto'
' Gerente do Departamento de Energia Elétrica da Área de Infraestrutura do BNDESe mestre em economia pelo Instituto
de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro. O autor agradece os comentários de Nelson Fontes Siffert Filho,
superintendente da Área de Infraestrutura, e de Filipe Lage de Sousa, economista do Departamento de Acompanhamento
Econômico e Operações da Área de Pesquisae Acompanhamento Econômico, do BNDES,bem como o auxílio de Frida Koiffman,
do Gabinete da Presidência do BNDES,para a obtenção de dados e referências do Programa Nacional de Desestatização (PND).
Eventuais erros e omissões são de absoluta responsabilidade do autor.
191
s
O setor elétrico brasileiro, para o BNDES,desde sua fundação em 1952, era uma
das principais prioridades para a concessão de crédito. Com as mudanças institu￾cionais e estruturais do setor, o papel do Banco foi adaptado às necessidades de
cada fase de seu desenvolvimento. Em boa parte da segunda metade do século XX,
as próprias estatais do setor, notadamente a Eletrobras, detinham o papel tanto
de operadores quanto de financiadores, por meio de recursos internos, setoriais e
endividamento a sua disposição. A partir dos anos 1990, com o processo de intro￾dução da iniciativa privada, o papel do BNDESretomou sua importância originária,
seja como gestor da privatização, em um momento inicial, seja como promotor dos
investimentos para expansão setorial. Esteartigo retrata justamente essatrajetória
do papel do BNDESao longo do processo de transformações do setor elétrico.
B
The Brazilian electric energy sector, since the BNDES was founded in 1952, has
been one of the Bank's main credit priorities. As a result of institutional and
structural changes in the sector, the Bank's role was adapted according to each
stage of development. For most of the second half of the 2Qthcentury, the
State-owned utilities, especially Eletrobras, played both operational and financing
roles, employing internai, sectorial, debt resources that were at their disposal.
~ Since the 1990s, with the arrival of the private sector, the role of the BNDES has
reqained its original importance, be it as a manager of privatization, initially, or
as a prometer of investment aimed at expanding the sector. This paper precisely
presents the path that the BNDES' role has taken throughout the transformation
of the electric energy sector.
rnrnc11\ 193
Este artigo objetiva traçar um panorama da condução dos investimentos do setor
elétrico brasileiro (SEB). Nele se expõem as formas de mobilização de recursos fi￾nanceiros para coordenar a expansão setorial.
Dessaperspectiva, avalia-se o papel do BNDES,desde sua criação em 1952 até a
atual conjuntura, com relação à evolução das formas de financiamento do SEBe às
mudanças estruturais do setor.
Inicia-se o artigo com uma síntese da trajetória de conformação da organização
setorial (de controle e comando estatal) que predominou entre meados do século XX
e a década de 1990. Essecorte histórico inicial foi escolhido por ser contemporâneo
à criação do BNDES.
Depois, são expostas as modificações estruturais do setor, desde as privatiza￾ções dos anos 1990 até a conclusão do marco regulatório do setor elétrico nos anos
2000. Nessa seção, destaca-se o crescimento da importância do BNDES na deter￾minação da estrutura do setor e na mobilização de recursos financeiros para sua
operacionalização e expansão.
Em seguida, é retratada a atual conjuntura do SEB,com a consolidação do papel
do BNDEScomo seu principal financiador, e mostram-se as perspectivas e desafios
a serem enfrentados. Por fim, são reunidas as principais conclusões deste artigo.
s s E E EL ES
Entre meados do século passado e a década de 1990, o setor elétrico brasileiro foi
planejado e operado por empresas estatais. A propriedade estatal dos ativos seguia
um modelo híbrido, que combinava aspectos de descentralização e centralização.
De um lado, era descentralizado porque vários estados da federação detinham
as concessões locais de distribuição e também investiam nos segmentos de geração
e transmissão de eletricidade. Dé outro lado, na esfera federal, a Eletrobras e suas
empresas controladas detinham a maior parte dos ativos de geração e transmis￾são de eletricidade, bem como participações societárias nas concessões locais es￾L
194 6D
taduais. O Gráfico 1 retrata a composição da propriedade dos ativos até a véspera
das privatizações dos anos 1990.
GRÁFICO 1 PROPRIEDADE DOS /\TIVOS EM 1993
Eletrobras
Fonte: Araújo e Oliveira (2005),
A Eletrobras era o principal agente do SEB,e seu controle sobre o setor ocorria
da seguinte forma:
• coordenava a operação dos sistemas de transmissão e geração, em função da
necessidade de otimização do parque gerador hidrotérmico;
planejava a expansão do setor, por meio dos chamados planos decenais e pla￾nos de longo prazo (vinte a trinta anos); e
~. e controlava os recursos (externos e internos) para o financiamento setorial.
Essaestrutura de mercado foi conformada durante décadas, por meio de um
processo crescente de centralização estatal tanto da operação do setor quanto de
sua expansão, conforme descrito no Quadro 1.
O SEBnasceu de uma estrutura descentralizada, na qual vários sistemas regio￾nais foram sendo construídos em cada estado da federação. Em seus primórdios,
no fim do século XIX, empresas privadas investiram na autogeração de energia, en￾quanto empresas de transportes públicos (bondes) e iluminação pública instalaram
geradores para alimentar suas redes.
11945 Criaçáo da Companhia Hkiroe!étrica do São Francisco (Chesf), estatal federa! respcnsável lnkialmerrte pelos investimentos em
qeraçao de energia na bacia do rio São Francisco,
11952
1
Fundaç:ão do Banco Na<:kma! de Desenvolvimento Económico (BNDF.), corn a atribuição de fornecer recursos para projetos que
demandavam financiamentos a longo prazo. A Comissão Mista Brasil-Estados Unidos (CM8EU); grupo de trebalho que originou
a criação do 8NDE, elegeu como prioridade o equaciouamento das deficiéncias de transporte e energia, que eram os dois
maiores gargalos para o cresdrnento económico.
1952 Fundação da Companhia Enerqética de Minas Gerais(Cerniu). estala! estadual de 9eração, transmissão e distribuição de eletricidede.
1954 tnstituiçào do Fundo Federal de E!etdfica<;t1o (FFE),destinado a prover e flnanc!at instalações de produção, transmissão e
distribuicào de enerqia elétrica. Sua qestào foi deleqada ao BNDE1e urna parcela do fundo foi repartida entre os estados da
federa<_:ão.Es~,e·fundo tinha corno oriqem de recursos o !n1posto Unico de Enerqlc Elétrica {!UEE),
-------·----···
·1954 da Companhia Paranacnse de Encrqfa {CopeO,estat1:1! estadual de ~y~ração1transmissão o dístribuíç.f.io de e!etriddndc.
1957 Críação de furnas Centrais Elétricas, estatal federar responsável por investimentos de geração e trensrnissão de eletricidade no
Sudeste do pais.
1961 Crlaçáo da Centrais E!étr!cçs Brasileiras 5,f\, (E!etrobras), corno empresa holding dos ativos federais, a9regando o controle
de Furnas e Chesf, Além disso; no bojo dE sua criação estava a questão do financiamento setorial. Exemplo desse fato foí a
transferência da carteira de aplicações e a administração do Fundo ff-'.'dera! de Eletrificação do BNDt para i.~empresa.
1%2-1%6 Encarnpação e posterior compra dos ativos da Arnerican & Foreign Power Company (1\MFORP) pelo governo federal. Foram
cerca de dez concessionárias regíonais, que ern sua maioria foram transferidas para os estados da federação, ou, em poucos
casos, para a Hetrobras.
11966 Criação das Centrais Elétricas de São Paulo 5,A. {Cesp), com a fusão de -11empresas estatais estaduais (alguns ativos antígos da
AMFORP).
'1968 Críação da terceira subsidiária da Eletrobrás, a Eletrosul Centrals E!étr!cas SJ\,, estatal federal responsável pelos investimentos
de qeraçac e transmissão de eletricidade no Sul do pçiís.
1973 Nascimento da quarta subsidiária re9ional da Eletrobras. a Centrais Elétricas do Norte cio Brasil (Hetronorte). responsável pela
ccnsrrucão da usina de Tucurui, no rio Tocantins, A empresa deu início à produção de eletricidede em grande escala n,1 reg];)o
Norte do pais.
1978 Aquísição pelo qoverno "federal do Uqht, ent~1o concessionária de cidades dos estados do Rio eh~Janeiro e do São Paulo,
·inclusive~:;;~capitais. Ern 1981, a parcela paulista da empresa passou ao governo do Estado de São Paulo, que alterou o nome da
companhia para Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A.
Fonte; Elaboração própria.
Posteriormente, com a aceleração da urbanização nas cidades brasileiras, capi￾tais estrangeiros investiram na distribuição de eletricidade para os serviços públicos
das cidades. As empresas eram responsáveis por diversos serviços de utilidade públi￾t~, ca, como transportes (bondes e ônibus), iluminação pública, produção e distribui￾ção de eletricidade, distribuição de gás canalizado e telefonia. Assim, o SEBchegou
aos anos 1930 com uma estrutura de capital predominantemente estrangeira e
descentralizada (cerca de 90% do setor).
Nos anos 1930, a canadense Light consolidou os dois principais mercados de dis￾tribuição do país, Rio de Janeiro e São Paulo, e chegou a deter 40% da capacidade
instalada nacional de geração de energia.
A norte-americana AMFORP, por sua vez, consolidou na mesma época as redes
de distribuição do interior de São Paulo e das cidades de Recife, Salvador, Natal,
195
196 StTOHil\fS
Maceió, Vitória, Niterói, Petrópolis, Belo Horizonte, Curitiba, Porto Alegre e Pelotas
[Pinto Jr. et ai. (2007)].
Nesse momento, o Brasil tinha algumas ilhas elétricas, mas o mercado concen￾trava-se nas cidades do Rio de Janeiro e de São Paulo e nas suas imediações. O
Sudeste concentrava 80% da geração de energia e o Nordeste, apenas 10% [Pinto
Jr. et ai. (2007)].
Em resumo, esse quadro ilustra uma conformação setorial desarticulada, con￾centrada nos dois principais centros urbanos (RJe SP). Issodemonstra que o surgi￾mento do SEBadvém do processo de urbanização das capitais do país. Porém, à me￾dida que o processo de industrialização do país avançava, o setor elétrico deixava
de ser apenas um bem de utilidade pública das cidades para setornar também um
insumo essencial para as indústrias.
Com o crescimento do setor em essencialidade e escala (sobretudo graças à
demanda industrial), foi inevitável a necessidade crescente de articulação entre os
investimentos na expansão da geração e da distribuição de energia, com o objetivo
de aceleração do processo de industrialização.1
Consequentemente, o controle estatal de insumos básicose da infraestrutura, em
geral, passou a ser visto como condição de existência do processo de industrialização.
Essecontrole iniciou-se com um processo de intensificação da regulação seto￾rial (antes esparsa em instrumentos legais), com a criação do Código das Águas, em
1934 (Decreto 24.643/34), que centralizou em um instrumento legal as regras gerais
das atividades de concessão nacionais e estrangeiras do SEB.Contudo, o que come-
~ çou com maior controle institucional tornou-se, nas décadas seguintes, um controle
de.fato por meio da propriedade estatal dos ativos setoriais.
O setor elétrico brasileiro, assim como os demais setores de infraestrutura (te￾lecomunicações, por exemplo), percorreu uma trajetória de crescente controle es￾1 O setor elétrico ganhou grande destaque no Plano de Metas do governo JK (1957-1961 ), com meta de expansão de 2 GW e
realização de 1,65 GW (a capacidade instalada brasileira em 1950 era de 1,9 GW). Já no período militar, diversos planos, como
o Plano Estratégico de Desenvolvimento (PED),de 1967, o Plano de Metas e Basespara a Ação de Governo, de 1970, o 1Plano
Nacional de Desenvolvimento (1PND),de 1970-1974, e o li PND,de 1975-1979, adotaram como um dos pilares do desenvolvimento
industrial a expansão da oferta de eletricidade [Abreu (1999)]. Com efeito, entre 1960 e 1980, o SEBvivenciou expressiva expansão
da capacidade instalada de geração de energia, com um crescimento médio anual de 10,2% (ver Apêndice 1); isto é, de 4,8 GW, em
1960, o país passou a deter 33,5 GW em 1980.
LLLTLC\ 197
tatal como reflexo natural do processo político de indução ao crescimento econô￾mico, executado tanto pelo poder federal quanto pelos estados. Nesse sentido,
coube ao Estado direcionar os investimentos do setor por meio do controle de dois
fatores-chave:
1. a origem dos recursos (financiamento da expansão setorial), e
2. a responsabilidade pela tomada de decisão (determinação de quando, onde,
como e quais investimentos seriam realizados).
Cabe destacar alguns marcos que evidenciam o crescimento do papel do Estado
no comando dos investimentos, como ilustrado no Quadro 1.
O papel do BNDE2 no setor elétrico, como um dos financiadores de longo prazo,
foi um dos fundamentos para sua criação em 1952. O gerenciamento dos recursos
do Fundo Federal de Eletrificação (FFE)era uma de suas principais atribuições. O
FFEera lastreado pelo Imposto Único de Energia Elétrica (IUEE), que incidia sobre
o consumo de energia. Por meio dessefundo, o Banco financiou inicialmente 6,3%
da expansão do parque gerador (21,6 MW), em 1955, e 95,9% da sua expansão
(502 MW), em 1962, ano de criação da Eletrobras [Gomes et ai. (2002)].
Com a crescente centralização da gestão da operação e dos investimentos do
setor nas mãos da Eletrobras, o BNDE perdeu a atribuição de gestor daquele fundo
para a empresa holding do SEB.Com isso,a Eletrobras tornou-se, simultaneamente,
gestora, maior proprietária (concessionária), planejadora (papel usualmente exer￾cido pelo poder concedente) e financiadora do setor. A partir desse momento, o
BNDE passou a ter papel marginal na expansão do setor elétrico.
A atuação do BNDE voltou-se para as indústrias de transformação e de bens
de capital. Assim, no que toca ao setor elétrico, o financiamento à produção e
à aquisição de máquinas e equipamentos elétricos passou a ser o nicho de fo￾mento do Banco. Seu papel como financiador de projetos foi retomado apenas
no fim dos anos 1970 e início dos anos 1980, já em uma conjuntura de crise do
modelo estatal.
z Então ainda sem sua vertente social, explicitada ern sua razão social apenas ern .1982, quando se tomou o Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).
198 UhDES so
Com efeito, a partir dos anos 1960, o papel da Eletrobras como financiadora
setorial foi desempenhado por meio dos seguintes esquemas de obtenção de recur￾sos: Fundo Federal de Eletrificação,3 Empréstimos Compulsórios aos Consumidores,4
Reserva Global de Reversão (RGR),5e Empréstimos Externos.
Além dessasfontes de recursos, havia outras duas fontes complementares, ope￾radas de forma descentralizada, sem o pleno controle da Eletrobras:
os orçamentos dos estados e da União, importantes para custear os investi￾mentos, sobretudo durante o processo de estatização do setor (descrito no
Quadro 1); e
e a aplicação de uma política de realismo tarifário no suprimento de eletricidade,
que permitia que cada concessionária custeasse os investimentos com as pró￾prias receitas.
Essemodelo de propriedade e financiamento setorial com base nas empresas
estatais permitiu a aceleração dos investimentos na expansão do SEB(ver Apêndice 1)
e explica, em grande medida, a atual estrutura física e produtiva do setor. Essaes￾trutura caracteriza-se por um parque gerador de base hidrotérmica, integrado por
extensa rede de transmissão e distribuição de eletricidade, que interliga boa parte
do território nacional.
Contudo, fatores exógenos ao setor elétrico minaram o esquema de financia￾mento dos investimentos, já a partir dos anos 1970 e, sobretudo, nos anos 1980. A
seguir, uma breve descrição dessesfatores.
a. Política de contenção tarifária
~. A economia brasileira, assim como diversas outras mundo afora, foi severamen￾te impactada pelo choque do petróleo de 1973, reprisado em 1979. A elevação
do preço desse insumo básico fez com que o governo brasileiro adotasse uma
3 O FFEdetinha expressiva base de arrecadação, pois o IUEEaplicado sobre os consumidores de energia era de 10%, para a atividade
rural, 35%, para os consumidores residenciais e industriais, e 40%, para os consumidores comerciais e outros.
4 O empréstimo compulsório sobre o consumo de energia elétrica, instituído em 1962, era um adicional cobrado nas contas de
energia elétrica para financiar a expansão do setor elétrico. A contrapartida dos consumidores era o direito a receber da Eletrobras
resgatável ern dez anos, com juros de 12% ao ano. O ernpréstirno compulsório foi fixado em 15% do valor da conta de energia, no
primeiro ano de sua aplicação, e ern 20% nos anos seguintes. Ern 1993, foi encerrada sua cobrança.
5 A RGRfoi criada ern 1957 com a finalidade de constituir um fundo para garantir ao poder concedente os recursos a serem
aplicados nos casos de indenização ao concessionário nos momentos de reversão dos ativos ao Estado ao firn do prazo de
concessão. A partir de 197·1,a legislação conferiu à Eletrobras a administração desse fundo, cujo emprego se daria na forma de
empréstimos a concessionários de serviços públicos de energia elétrica, para expandir e melhorar os serviços.
199
política de substituição energética, a fim de minimizar a dependência externa
do petróleo.
Essapolítica tinha duas bases:uma, de longo prazo, que visava à massificação do
etanol de cana-de-açúcar como insumo para modais de transporte; e outra, de curto
prazo, que visava prover à indústria, de forma geral, eletricidade (proveniente de
hidrelétricas, sobretudo) a preços módicos. Nessesentido, a tarifa de eletricidade tor￾nou-se um meio de indução de política industrial e de contenção do déficit comercial.
Em parte também originado pelos choques do petróleo, a inflação brasileira
registrou aceleração de seus índices a partir dos anos 1970 e notada mente nos anos
1980. Com efeito, os reajustes das tarifas de eletricidade foram contidos também
como forma de controle inflacionário, a fim de compensar choques exógenos e a
crescente indexação da economia brasileira. É inegável que a implicação imediata
dessa política foi a deterioração dos balanços das concessionárias e de sua capaci￾dade de autofinanciamento.6
b. Usodo regime de tarifação uniforme
Em 1974, o governo instituiu a equalização tarifária entre as concessionarias. O
objetivo era estabelecer tarifas iguais em todo o território nacional, ajustando a
remuneração das empresas por meio da transferência de recursos excedentes das
empresas superavitárias para as deficitárias. Essastransferências eram reguladas
por uma conta, denominada Reserva Global de Garantia (RGG), que em 1988 foi
renomeada Reserva Nacional de Compensação de Remuneração (Rencor). A inten￾ção implícita dessa política foi reduzir as desigualdades entre as regiões do país,
~ sobretudo entre Sudeste e Sul e Nordeste e Norte.
Até 1981, esseesquema de subsídio cruzado não afetou o mínimo legal de re￾muneração das empresas. Naquele ano, porém, a remuneração de referência para
6 Nesse momento, as concessionárias de energia elétrica passaram a adotar uma prática defensiva em relação à política de
contenção tarifária. Como seus contratos de concessão lhes concediam direito à remuneração garantida do capital, as empresas
abriram ern seus balanços direitos a receber, denominados Conta de Resultados a Compensar (CRC). Basicamente, a CRC
acumulava o diferencial tarifário entre a tarifa vigente a aquela que seria necessária para garantir sua remuneração legal entre
10% e 12% ao ano. Assim nasceu um cios grandes passivos financeiros, que só foram eliminados do SEBnos anos 1990, como
condição necessária para as privatizações. Com a extinção ela remuneração legal das concessionárias, em 1993, coube ao Tesouro
Nacional ressarcir as empresas em um total de US$ 23 bilhões, em valores da época [Oliveira e Pinto Jr.(1998), Gomes et ai. (2002) e
Araújo e Oliveira (2005)].
200
a transferência de recursos entre empresas superavitárias e deficitárias passou a ser
a média das empresas com base nas tarifas autorizadas pelo governo federal, que,
por sua vez, já sofriam com a política de contenção tarifária.
As implicações dessa política de subsídios cruzados foram: de um lado, de for￾ma imediata, a perda de receita das empresas superavitárias, que passaram a custear
concessionárias deficitárias; e, de outro lado, de forma estrutural, o desincentivo das
empresas para controlar seus custos, já que as empresas mais eficientes não seriam
premiadas, mas seriam fontes de recursos para as empresas menos eficientes.
e. Deterioração das condições de financiamento externo
Tanto as empresas estatais quanto o Estado brasileiro contraíram dívida com ins￾tituições multilaterais de crédito e no mercado de capitais internacional em um
contexto de alta liquidez e baixos juros, que perdurou até os anos 1970.
Com a crise nas economias centrais, que passavam por uma conjuntura de
estagnação econômica e alta inflação, explicada em grande medida pelos cho￾ques do petróleo, o quadro de liquidez internacional inverteu-se. Os principais
marcos de inflexão da liquidez internacional para o Brasil foram a elevação da
taxa básica de juros norte-americana em 1979 e, em consequência disso, a mo￾ratória mexicana de 1982.
Nesse período, o Brasil praticava uma política anticíclica de manutenção do
crescimento econômico em uma conjuntura de crise internacional.7 Essapolítica
foi exitosa para promoção de diversos investimentos quesolidificaram a base in￾dustrial brasileira. A conta financeira, porém, severamente afetada pela política
"'· monetária americana, foi alta, o que levou não só o Brasil, mas boa parte dos paí￾sesdependentes de recursos externos, a declarar default e renegociar seus créditos
para retomar seu crescimento.
Para agravar o quadro de crise, não houve sincronia entre as políticas de in￾vestimento das empresas estatais federais e estaduais, a partir dos anos 1970 e,
7 Esseera o momento do li Plano ~lacional de Desenvolvimento (li PND), lançado em 1974 como resposta ao primeiro choque do
petróleo. O li PND, apesar de abranger o período de 1975 a 1979, resultou na maturação de investimentos em grande medida nos
anos 1980, sendo o serviço da dívida associada também referente a esseperíodo. Inevitavelmente, o sucessodo li PND dependia de
grande volume de recursos e de financiamento de longo prazo, que, apesar da participação do BNDE,foi majoritariamente obtido
por meio de dívida externa a juros pós-fixados.
201
sobretudo, nos anos 1980. Grandes hidrelétricas começaram a ser construídas, tan￾to pelas empresas do grupo Eletrobras quanto por estatais estaduais, como Cesp,
sem que o consumo de energia crescesseem um ritmo que justificasse e viabilizasse
essesinvestimentos.
Para ilustrar, esse foi o momento em que se iniciaram os projetos de usinas
como Paulo Afonso IV (1979), ltumbiara (1980), Porto Primavera (1980), Tucuruí
(1984) e ltaipu (1984).8 Os projetos sofreram sistemáticos atrasos, em parte por
causa da falta de recursos para seu financiamento, e em parte por causa do bai￾xo crescimento da demanda por energia.9 Nesse momento, o BNDESretomou sua
participação como financiador relevante do setor, com financiamento de mais de
20 GW de usinas hidrelétricas."
Em resumo, nos anos 1980, o SEBrecaiu na chamada armadilha das economias
de escala, pois grandes projetos com atrasos sistemáticos implicaram crescimento
dos custos de financiamento durante sua construção e a postergação das receitas
oriundas da operação [Oliveira e Pinto Jr. (1998)]. Com efeito, o que seria uma vir￾tude para os projetos (economias de escala) tornou-se um vício.
Para sintetizar a reversão do quadro de financiamento setorial, de superavi￾tário para deficitário, entre os anos 1970 e 1980, basta verificar a relação entre a
capacidade de autofinanciamento e investimentos ilustrada no Gráfico 2.
Esse foi o contexto em que o SEB ingressou nos anos 1990 e, em grande
medida, fundamenta a proposição de mudança estrutural. Essa mudança tinha
dois pilares básicos: o ingresso da iniciativa privada, em função da incapacidade
~ do Estado e das estatais de, sozinhos, viabilizar os investimentos, e a introdução
da competição e da regulação por incentivos com vistas a aumentar a eficiência
econômica do setor.
8 A capacidade instalada das usinas é, atualmente, a seguinte: Paulo Afonso IV,2,4 GW; ltumbiara, 2 GW; Tucuruí, 8,3 GW; ltaipu,
14 GW; e Porto Primavera, 1,8 GW.
9 O caso de Porto Primavera é o mais emblemático, pois as obras, previstas para serem concluídas em 1988, acabaram apenas
em 2003.
10 No início dos anos 1990, 20 GW representavam mais de 37% do Sistema Interligado Nacional.
202 Gil
GRÁFICO 2 1,_t-\r .-"'\\_ILlMVl.. t..J L r':u 1•.Jr tJ\Jf'...,l\l\._ l!..'l!Vi L!\I 1\_i 1!'\ L \_ un..;,1..,1.J .JL J \.J!'\lh!..J - .Jt.I\ v 11.._. 1...,.11...1r'I
DÍVIDA/INVESTlfv1ENTOSl
Fonte: Araújo e Oliveira (2005).
3.
O SEB chegou à última década do século XX sobrecarregado de dívidas financei￾ras e passivos cruzados setoriais acumulados nos balanços das concessionárias
~ desde meados dos anos 1970. O Gráfico 3 evidencia, por meio do indicador
dívida líquida/EBITDA, a situação drástica de incapacidade de pagamento das
dívidas em 1993.
Para ilustrar essa conjuntura adversa, basta dizer que a geração de caixa opera￾cional anual das principais distribuidoras11 seria suficiente para pagar suas dívidas
líquidas apenas após 25 anos. Usualmente, o mercado considera como limite de so￾lidez financeira que uma empresa tenha dívida líquida a ser paga por sua geração
11 Empresas listadas ern bolsa na época: Light, Escelsa,Eletropaulo, CPFL,Coelce, Coelba, Cerj, Celpe, Celg e Celesc
203
de caixa operacional (representada pelo EBITDA) em até 2,5 anos. Isto é, as empre￾sasestavam endividadas em até dez vezes o que seria recomendável.
Em 1995, as dívidas financeiras totalizavam cerca de US$25 bilhões, os direitos
a receber das concessionárias oriundos da CRC,outros US$25 bilhões, e a Eletrobras
detinha créditos a receber oriundos da comercialização de energia com distribuido￾ras de US$5 bilhões [Ferreira (1999)].
GRÁFICO 3 ENDIVIDMvEf'HO SETORIAL !DÍVIDA LiOUIDA/EBITDA)
30
20
1993 2001 2011
• Sistema Eletrobrás • Mistas (GTD) Distribuidoras
Fonte: Elaboração própria, cor» base em Cadernos de Infraestrutura do BNDES(1996), Brito (2003). balanços das empresas e CVM.
Nota: O Sistema Eletrobras, neste qráfico, é composto apenas de suas quatro subsidiárias (Eletronorte, Chesf, Furnas e Eletrosul),
sem ltaipu e as contas financeiras setoriais. As empresas mistas variam conforme o ano, pois foram incorporadas mudanças estruturais
ao.longo do tempo, corno Neoenr-~r9iae CPFL,que COfYH~Ç<lUHn com distribuição e passaram a atuar em qPra~Jio.
f~
Além da vulnerabilidade financeira, a Constituição de 1988 provocou alguns
reveses para o setor [Gomes et ai. (2002) e Ferreira (1999)]:
e extinguiu o IUEE,que chegou a representar 8% das fontes de recursos do setor;
$ elevou de 6% para 40% a alíquota do Imposto de Renda (IR) das empresas de
energia elétrica; e
possibilitou a cobrança de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços
(ICMS) sobre o suprimento de energia elétrica.
204 60
Essasmedidas fizeram com que parte da renda obtida pelas concessionárias de
energia, que poderia ser reinvestida, fosse apropriada pela União, por meio do IR,
e pelos estados, por meio do ICMS.
Com efeito, o SEBnecessitava de readequação de suas finanças para, em segui￾da, ser reestruturado. Em outras palavras, os passivos setoriais deveriam ser expur￾gados a fim de viabilizar a inserção da iniciativa privada.
Após debates sobre como superar a crise e garantir a retomada dos investi￾mentos e da eficiência do setor, foi aprovada em março de 1993 a Lei 8.631, que
estabeleceu profundas modificações nas regras de funcionamento do SEB[Gomes
et ai. (2002) e Ferreira (1999)]. Em síntese, a lei promoveu:
~ o fim da regra de equalização tarifária, o que acabou com acúmulos de passivos
na conta CRC;
a extinção da remuneração garantida das concessionárias, o que abriu espaço
para outras formas de regulação tarifária;
$ o encontro de contas entre concessionárias e União: os direitos a receber das
distribuidoras, acumulados na conta CRC, foram empregados para quitar dí￾vidas com a Eletrobras referentes ao pagamento de suprimento de energia, à
aquisição de combustíveis, à RGRe à Rencor;
$ o uso da CRCpara pagamento de impostos federais (cerca de US$ 20 bilhões
dessa conta foram usados dessaforma);
a recomposição tarifária: apenas em 1993, da edição· da lei (março) até de￾zembro, a tarifa média de fornecimento das distribuidoras foi reajustada de
,.... 37,6 R$/MWh para 60,0 R$/MWh. Essamedida significou a retomada da polí-
. tjca de realismo tarifário, depois mantida no regime tarifário das concessio￾nárias (ver Gráfico 4).
O advento do Plano Real, em 1994, foi fundamental para dar estabilidade ma￾croeconômica, recuperando a capacidade dos agentes econômicos de vislumbrar
negócios de longo prazo. A estabilidade dos preços deu efetividade ao processo de
recomposição tarifária.
Depois de iniciada a recomposição tarifária e o equilíbrio de contas, foi promul￾gada a Lei Geral de Concessões8.987, em 1995. Essalei trouxe especificações ao que
lLLTii:CA 2o5
já previa, de forma genérica, a Constituição de 1988. Entre suas principais mudan￾ças, ressaltam-se a exigência de licitações para distribuição de novas concessões e
o reconhecimento do direito ao equilíbrio econômico-financeiro, com especificida￾des, conforme segmento.12
GRÁFICO 4 EIPOSICIONAM.fNTO TARJFAR.10
:e
s
~
~ 60
120
100
80
40
20
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
.....__. Tarifa média distribuidoras Tarifa média geradoras
fonte: Informe lnfraestrutur a BNDES 53 (2000).
A Lei 9.074, também promulgada em 1995, complementou a Lei Geral de Con￾cessões,com as seguintes regulamentações:
e definição de regra de transição para concessões antigas, inclusive para aquelas
ainda em fase não operacional (investimentos paralisados ou atrasados), espe￾éificando direitos e prazos;
$ definição dos prazos e direitos para concessões novas;
especificação das atividades que não são concessões."
12 o segmento de distribuição, por ser uma atividade de monopólio natural, com tarifas reguladas, tem direitos de equilíbrio
econômico-financeiro mais fortes do que aqueles concedidos para geração. Geração, por ser um segmento em que se buscava
introduzir a competição, está sujeito aos riscos de mercado, e seus preços e sua rentabilidade são condicionados pelo mercado.
13 Os segmentos de monopólio natural (transmissão e distribuição de energia) e geração hidrelétrica de grande porte (acima de
30 MW) foram mantidos como concessões. Os demais se tornaram autorizações e, em casosespecíficos, permissões.
206 St T()HJ,ô.J5
$ separação contábil dos ativos, por meio da segregação dos custos das tarifas
por segmento do setor elétrico (geração, transmissão e distribuição), a fim de
separar os segmentos de monopólio natural (transmissão e distribuição) e per￾mitir o livre acessoao uso pelos segmentos competitivos (geração e consumido￾res livres, ou agentes comercializadores que o representem);
estabelecimento das regras gerais para privatização dos ativos; e
$ criação do embrião do mercado livre de energia, ao definir a figura do pro￾dutor independente de energia, que poderia vender energia diretamente ao
consumidor livre (inicialmente definido com carga acima de 10 MW).
Essesforam, e são até hoje, os pilares da nova institucionalidade do setor
elétrico brasileiro. No entanto, para a introdução da competição nos segmen￾tos desregulamentados (geração de energia e um novo segmento, denominado
comercialização de energia), há necessidade de conformação de normativos e
instituições específicas, que foram sendo criados na segunda metade da década
de 1990. O Quadro 2 exibe uma síntese da cronologia de implantação dessa nova
organização institucional do SEB.
Contudo, por causa da vulnerabilidade financeira das empresas do SEBpara sus￾tentar os investimentos requeridos, sobretudo após o Plano Real,quando o crescimen￾to do consumo de energia voltou a crescer a taxas expressivas,a necessidade da in￾trodução da iniciativa privada tornou-se premente. Aliado a essefato, está a própria
necessidade da União e dos estados de recuperar suas contas públicas. Nessesentido,
os ativosdo SEBnas mãos da administração pública passaram a ser vistos como fontes
de recursos para.sua recuperação financeira, e não mais como fontes de despesas.
Nesseâmbito, o processo de privatização iniciou-se em 1995, com a venda da
distribuidora do Espírito Santo, Escelsa,de forma desarticulada com a transforma￾ção institucional setorial.
A privatização do setor começou com os ativos em poder da União, que foram
incluídos no Programa Nacional de Desestatizáção (PND).14 Coube ao BNDESares￾14 O PNDfoi criado pela MP 155/90 (convertida na Lei 8.031/90) e, após inúmeras MPs, foi consolidado pela Lei 9.491/97. No que
toca aos ativos federais, as empresas Light e Escelsaforam incluídas no PNDem 1992 e o Sistema Eletrobras, em 1995.
207
ponsabilidade por sua gestão. Depois, os estados aderiam à iniciativa ao instituírem
~
programas de reestruturação e ajuste fiscal, em convênio com a União, regidos pela
Lei 9.496/97 (conversão da MP 1.560/1996), que, por sua vez estabeleceu critérios
de assunção e renegociação de dívidas entre estados e a União. No âmbito dessa
lei, durante os anos de 1996 e 1998 vários estados transferiram para a União suas
dívidas, cujas amortizações deveriam ser realizadas por meio das receitas de priva￾tizações [Velasco Jr. (201O)].
1997 Constituição da Anei:.~le de seu n.~9ímento interno (DPt:reto 2_3.35/97}.
~7!96, da Agéncia M2donat de tnergiç1 Uétríca (Aneel), responsável pela supervisão setorial.
Regulamentação especifica das atividades de eutoprodução de enerqh e do produtor independente de energia (por meio do
Decreto 2.003196).
Deflnit)~o da Politica Naôona! dr:.~Recursos Hídricos e do Sistema Nacional de Gerenciamento de gerursos Hídricos (l.ni 9..133/97).
Criação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), por· meio da Lei 9.4/8i97.
1998 Criação do Mercado Atacadista de Energia (MAE) e do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), pela Lei 9.648/98.
2000 ln-;tU:uiçdo, pela Lei 9.984/2000, da Aqência NaciorH1lde Ánua (ANA}, entidad(·~federal responsável pela impk~mentação dô
Política Na(iona! de Rennsos Hidricos e de coordenecão do Sistema Nacional de Gerendamento de Recursos Hídricos,
Fonte: Elaboração própria, com base em dados dos normativos citados.
Com efeito, no âmbito do PND e do Programa de Restruturação e Ajuste Fiscal
de cada estado, o BNDESatuou como financiador nas seguintes modalidades:
- adiantamento de recursos aos estados da federação, que entre 1996 e 1998
representaram apoio de R$ 898,4 milhões, valor que deveria ser pago com as
receitas das privatizações; e
~ financiamento aos adquirentes nos leilões de privatização, que totalizam um
apoio financeiro de R$ 5,7 bilhões, a serem pagos pelos acionistas das conces￾sionárias privatizadas ou pelos funcionários das estatais que participaram do
leilão de privatização.
Com as privatizações, União e estados auferiram R$ 3,8 bilhões e R$ 19,6 bi￾lhões, respectivamente, que contribuíram para suas políticas de ajuste fiscal, já de￾duzidas as chamadas moedas de privatização aceitas à época.15
15 Dívidas securitizadas do Tesouro Nacional e Certificados de Privatização, emitidos no mercado financeiro, foram usados como meio
de pagamento [Velasco Jr.(201O)).
208
Além disso, as privatizações contribuíram para a queda do endividamento pú￾blico, pois os passivos das empresas deixaram de ser contabilizados nos déficits
públicos estaduais e federal. Assim, União e estados transferiram dívidas para o
setor privado de R$2,2 bilhões e R$7,3 bilhões, respectivamente.
O Gráfico 5 sintetiza o resultado das privatizações do SEB.O Apêndice 2 expõe
quais foram as principais concessões objeto de leilão de venda de controle e parti￾cipação minoritária.
GRÁFICO 5 8_1;5-\,LLTADODAS PRl\.:'.,t\TIZACÓES 1995-2000 (R$ BILHÕES CORRrnTESl*
Receitas moeda corrente Receitas moeda
privatização
Transferência de dívidas
ao setor privado
BNDES:ajuste fiscal
estados
BNDES: financiamento
acionistas
• Estados • União
Fonte: BNDES.
*Os valores monetários expostos neste artigo sáo apresentados em reais correntes por causa da heteroqeneidade dos diversos índices de
~~os que deveriam ser utHi1.ados conforme seqrnento de mercado e natureza de gasto paro a supressão da ínf!a~;ão intrfnseca de cada
um. lndices de preço gerais, como IGP ou IPCA, não são ideais porque têm comportamentos diferentes e, em algum momentos, opostos a
inflação percebida por segmentos do setor,
Foi a partir das privatizações que o BNDEScresceu em importância como finan￾ciador do setor elétrico brasileiro. Cabe ressaltar que nesse primeiro momento o
crescimento absoluto dos créditos concedidos pelo BNDES não ocorreu em detri￾mento do papel financeiro da Eletrobrás.
A intenção era de que a holding atuasse também como financiadora setorial,
embora as subsidiárias do Sistema Eletrobras estivessem incluídas no PND e embora
209
houvesse transferência de funções setoriais da holding do grupo para novas enti￾dades, a exemplo da criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico e do fim do
planejamento centralizado da expansão, que seria direcionado pelo mercado (por
meio da sinalização de preços).
Não foi por acaso que a Eletrobras permaneceu como gestora de alguns re￾cursos setoriais, como a RGR,e assumiu outras atribuições de fomento financei￾ro subvencionado. Exemplos complementares dessa atribuição financeira são dois
programas, originados na Lei 10.438/2002:
o Programa de Universalização do Acesso, depois redefinido como Programa
Luz Para Todos (Decreto 4.873/2003), com recursos subvencionados da Conta
de Desenvolvimento Energético (CDE), instituída pela mesma lei e pela RGR;e
o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa),
que previa que a Eletrobras garantisse a comercialização da energia de fontes
de geração à biomassa, energia eólica e pequenas centrais hidrelétricas. O cus￾teio dessa comercialização foi instituído por meio da conta Proinfa, também
administrada pela Eletrobras.
Nesse momento, o BNDESfoi parceiro da Eletrobras na promoção do Proinfa,
pois estipulou, em março de 2004, condições diferenciadas de apoio financeiro aos
investimentos em energia alternativa.
Com efeito, depreende-se que a Eletrobras e o BNDESseriam agentes de fo￾mento à expansão setorial por meio de financiamentos·- a Eletrobras se con￾centraria em recursos subvencionados, enquanto o BNDESse dedicaria ao finan￾t-, ciamente de longo prazo a projetos de geração e transmissão de energia, ou a
planos de investimento de distribuidoras. Na prática, porém, observou-se que o
papel puramente financeiro assumido pela Eletrobras não perdurou muito tempo.
O racionamento de energia de 2001 eliminou essa percepção, pois aos poucos o
Sistema Eletrobras recuperou seu papel de investidor, embora em outros moldes
(detalhado a seguir).
210 (il) ~>ETOHif\iS
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1
O SEBiniciou o século XXI com a necessidade de imposição à sociedade de uma
economia de energia de 20%. Obviamente, o diagnóstico desse fato é a falta de
investimentos na expansão setorial, sobretudo no que toca ao parque gerador e ao
sistema de transmissão nacional.
As reformas dos anos 1990 não foram capazes de suprir, por meio da inserção
da iniciativa privada, a lacuna deixada pelas estatais no processo de condução dos
investimentos.
Assim, cabe explicitar quais foram as principais causas do modesto nível de in￾vestimentos. Após duas décadas de reformas em setores de infraestrutura ocorridas
no Brasil e no mundo, pode-se observar que o êxito das reformas depende estri￾tamente de um processo de transformação de organização industrial que siga os
seguintes passos [Pinto Jr. et ai. (2007)]:
1. definição da nova estrutura de mercado, com a separação contábil de ativos e
limites de integração vertical;
2. definição do novo arcabouço regulatório;
3. criação e operacionalização dos entes responsáveis pela regulação setorial; e
4. reformas patrimoniais, por meio de privatizações de estatais.
~ Pelo exposto na seção anterior, percebe-se que o Brasil adotou sequência
inversa em seu processo inicial de reformas. As privatizações do SEBcomeçaram
em 1995 e atingiram seu auge em 1997 e 1998. A transformação institucional
(ver Quadro 2), porém, foi iniciada em 1996, a criação das principais instituições
foi concluída em 2000 e apenas em 2004 foi delineado o arcabouço regulatório
vigente hoje.
É importante destacar que não foi apenas a sequência inversa de reformas que
inibiu os investimentos setoriais. Outro fator agravante foi a desarticulação do pro￾cessode reformas, que abriu lacunas institucionais.
211
Uma lacuna institucional relevante foi a paralisie'das empresas estatais durante
o processo de privatização. Caso exemplar disso foi a situação do Sistema Eletro￾bras, que foi incluído no PND em 1995 e retirado uma década depois (em 2004).
Entre asempresas do grupo, apenas a divisão de geração da Eletrosul (Gerasul, hoje
pertencente ao grupo GDFSuez) foi privatizada em 1998. As demais divisões da Ele￾trobras ficaram em compasso de espera para serem vendidas, enquanto a holding
exercia apenas seu papel financeiro.
Contribuiu para essa paralisia estatal a vulnerabilidade financeira de seus
balanços, que se recuperaram ao longo dos anos 1990, por conta do reposicio￾namento tarifário, que elevou receitas, e do contingenciamento do setor públi￾co, que inibiu a contração de dívidas pelas estatais. O contingenciamento das
estatais se deu no âmbito do controle do déficit público, pois as estatais contri￾buíam para o atingimento das metas de redução do déficit, de forma direta, ao
distribuírem lucros, e de forma indireta, quando incorporadas no cálculo global
das contas públicas.16
A paralisia dos investimentos da Eletrobras e das demais estatais não foi su￾prida rapidamente pela iniciativa privada, pois havia a expectativa de compra dos
ativos existentes, em vez de investimento em novos, de maior risco associado ao
processo de implantação.
Em relação aos riscos associados a investimentos em novos ativos, é importante
ressaltar que no Brasil, no que toca especificamente à principal fonte de energia
(hidreletricidade), vários leilões de novas outorgas de concessão ocorreram, porém
'"', sem êxito no que se refere à implantação de quase sua totalidade.
~ssefato advém da desarticulação entre os marcos institucionais do setor elétri￾co e os marcos socioambientais associados ao licenciamento dos empreendimentos.
Usinas hidrelétricas foram licitadas sem ao menos terem licenciamento prévio, o
que inviabilizou sua execução.
16 o controle dos gastos das estatais culminou com a emissão da Resolução 2.827, de 30 de março de 2001, do Conselho Monetário
Nacional, que limitou o Sistema Financeiro Nacional a conceder empréstimos a empresas estatais. Após o racionamento, essa
limitação sofreu progressiva flexibilização. No que toca ao SEB,as flexibilizações foram vinculadas diretamente à realização de
investimentos para a expansão eleacordo com o planejamento setorial.
2 1 o SNDES 60 !\NOS -
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O SEB iniciou o século XXI com a necessidade de imposição à sociedade de uma
economia de energia de 20%. Obviamente, o diagnóstico desse fato é a falta de
investimentos na expansão setorial, sobretudo no que toca ao parque gerador e ao
sistema de transmissão nacional.
As reformas dos anos 1990 não foram capazes de suprir, por meio da inserção
da iniciativa privada, a lacuna deixada pelas estatais no processo de condução dos
investimentos.
Assim, cabe explicitar quais foram as principais causas do modesto nível de in￾vestimentos. Após duas décadas de reformas em setores de infraestrutura ocorridas
no Brasil e no mundo, pode-se observar que o êxito das reformas depende estri￾tamente de um processo de transformação de organização industrial que siga os
seguintes passos [Pinto Jr. et ai. (2007)]:
1. definição da nova estrutura de mercado, com a separação contábil de ativos e
limites de integração vertical;
2. definição do novo arcabouço regulatório;
3. criação e operacionalização dos entes responsáveis pela regulação setorial; e
4. reformas patrimoniais, por meio de privatizações de estatais.
~ Pelo exposto na seção anterior, percebe-se que o Brasil adotou sequência
inversa em seu processo inicial de reformas. As privatizações do SEBcomeçaram
em 1995 e atingiram seu auge em 1997 e 1998. A transformação institucional
(ver Quadro 2), porém, foi iniciada em 1996, a criação das principais instituições
foi concluída em 2000 e apenas em 2004 foi delineado o arcabouço regulatório
vigente hoje.
É importante destacar que não foi apenas a sequência inversa de reformas que
inibiu os investimentos setoriais. Outro fator agravante foi a desarticulação do pro￾cessode reformas, que abriu lacunas institucionais.
212
Explicitadas as causas do racionamento, devem ser expostas suas consequên￾cias. De imediato, destaca-se que, além do evidente efeito adverso sobre a socieda￾de brasileira, no que toca ao setor, três foram os qrupos-de agentes que sofreram
os maiores reveses: distribuidoras, geradoras de energia e consumidores.
Distribuidoras e geradoras se depararam abruptamente com posições de so￾brecontratação, implicando ônus financeiro, enquanto os consumidores viven￾ciaram o desconforto da redução compulsória do consumo e a posterior eleva￾ção tarifária.
No que se refere às distribuidoras, o impacto imediato foi a perda de 20% de
seu faturarnento, em função da imposição de redução de consumo. Corno essefato
foi consequência de imposição do Estado e as concessões de distribuição têm direi￾to de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro, cabia ao regulador realizar
recomposição tarifária extraordinária (RTE).
Quanto às geradoras, mais especificamente para as hidrelétricas, a consequên￾cia do racionamento foi a perda de disponibilidade de recursos hídricos em seus
reservatórios para que honrassem seus contratos de suprimento de energia aos
consumidores e distribuidoras. Issoocorreu porque as hidrelétricas foram sistema￾ticamente acionadas para o atendimento do mercado, já que havia a presunção
de que o cenário de expansão do parque gerador seria efetivamente realizado.17
Como os investimentos efetivados na expansão do parque gerador não foram
realizados na proporção requerida, o deplecionarnento dos reservatórios das hidre￾létricas foi inevitável.
~ Nessemomento, o preço da energia no mercado de curto prazo (MAE), fortemen￾te. dependente do volume de água dos reservatórios, atingiu seu teto (684 R$/MWh,
na época especificado corno o custo de déficit de energia). Várias concessões hidre￾létricas, sobretudo as empresas do Sistema Eletrobras, ficaram expostas aos preços
17 O SEBtem uma especificidade que é a operacionalização das usinas comandada pelo operador nacional do sistema (ONS),
diferentemente dos demais paísescuja operacionalização é decidida por meio da efetiva comercialização da energia realizada
pelo gerador. Em poucas palavras, no mundo, em geral, a'dinâmica de mercado e a decisão dos agentes determinam a geração
das usinas, enquanto no Brasil, por causa da necessidade de otimização intertemporal dos recursos hídricos e das fontes
complementares, é o operador do sistema que determina a qeraçáo das usinas. Como a decisão de geração envolve um processo de
escolha intertemporal, a otimização é realizada por meio de modelagem computacional que leva em conta cenários de expansão de
oferta e de demanda por eletricidade.
213
máximos do mercado atacadista de energia, pois, para honrar seus contratos, ti￾nham de comprar energia (mais cara) no MAE oriunda de termelétricas.1ª
No que toca aos consumidores, o impacto evidente foi a elevação tarifária que
ocorreria por conta da RTEdas distribuidoras. Para agravar o quadro, nos anos de
2002 e 2003 o Brasil passou por um processo de desvalorização cambial que reper￾cutiu na estrutura de custos das empresas19 e, consequentemente, nas tarifas finais.
Para minimizar os efeitos adversos do racionamento sobre distribuidoras, ge￾radoras e consumidores, foi instituído o Acordo. Geral do Setor Elétrico (MP 14/01,
convertida na Lei 10.438/02, a mesma que instituiu o Proinfa). O acordo estabele￾ceu o seguinte:
redução da sobrecontratação de energia, a fim de minimizar ônus financeiro na
proporção da redução do consumo (20%);
renúncia por parte das empresas a qualquer pretenso direito oriundo das me￾didas do racionamento;
" recomposição tarifária extraordinária (RTE),20a fim de cobrir as perdas financei￾ras por conta da redução de receitas das distribuidoras e a aquisição de energia
mais cara no mercado de curto prazo (MAE); e
constituição de programas de financiamento do BNDES,em caráter emergen￾cial e excepcional, de até 90% das perdas e custos oriundos do racionamento.
Os programas emergenciais de financiamento do BNDES (Gráfico 6) possibi￾litaram a diluição no tempo dos efeitos do racionamento, evitando a quebra de
empresas e a elevação ainda maior das tarifas.
~ Paraasdistribuidoras, o BNDESestruturou dois programas emergenciais. O primei￾ro foi logo após o racionamento e objetivou a compensação pela perda das receitas
previamente à RTE.Esseprograma foi denominado Programa Emergencial RTE,que
totalizou os maiores desembolsosentre ostrês programas estruturados (R$5,4bilhões).
18 As despesascom aquisição de energia no MAE explodirjern e as geradoras hidrelétricas não poderiam honrar seus compromissos
no mercado de curto prazo.
19 O indexador principal dos contratos das empresas era o IGP-M, muito dependente da variação cambial. Adicionalmente, é
importante destacar que a energia comprada de ltaipu e das usinas nucleares de Angra 1e li é paga em dólares.
2º Os reajustes estabelecidos foram de 2,9% para consumidores rurais e residenciais, com exceção dos consumidores de baixa renda,
e de 7,9% para consumidores industriais e comerciais, entre outros.
214 i!iJULS6D:\HO\--- Si iC!l\li\IS
O segundo programa emergencial para asdistribuidoras objetivou compensá-las
pela variação dos chamados custos não controláveis, denominados de Parcela A.
Distribuidoras (RTE)
Fonte: 8NDES,
* Liberações totais de recursos agregadas até 30 de dezembro de 2004 para distribuidoras e até 30 de novembro de 2005 para geradoras.
/\s datas diferem em cerca de um ano, pois os programas tiveram prazos de utilizcção distintos e foram utilizados conforme a rcallzaçli<J
dos contratos de financiamento.
Como o regime tarifário das distribuidoras prevê reajustes em periodicidade
anual, com repasse integral dos custos não controláveis, asempresas, no curto prazo,
ficam sujeitas a elevações do custo de aquisição da energia das geradoras. No racio￾namento, o descasamento entre os reajustes anuais e as variações da Parcela A po-
~ deria comprometer a liquidez das empresas, por causa da magnitude e da elevação
brusca do preço da energia das geradoras no mercado de curto prazo (MAE).
Para agravar o quadro, a conjuntura macroeconômica era de forte desvaloriza￾ção cambial, que implicou aumento de custos de energia oriundos dos suprimentos
de ltaipu e das usinas nucleares de Angra 1e li, contratados em dólar.
Assim, para resolver mais esserevés no setor, foi criada uma conta gráfica para
registro das variações dos custos da Parcela A, denominada Conta de Compensação
de Variação dos Itens da Parcela A (CVA). Essaconta acumulava os descasamentos
de custos ainda não repassados às tarifas.
215
A fim de diluir o impacto tarifário, foi criado o Programa Emergencial CVA, que
antecipou recursos para as distribuidoras e, em certa medida, as compensou pelo
descasamento entre os reajustes tarifários, ocorridos anualmente, acumulados na
conta CVA.
Estima-se que, por meio do Programa Emergencial CVA, se evitou uma eleva￾ção tarifária média, para o conjunto das distribuidoras, de oito pontos percentuais
[Siffert et ai. (2005)].
Para as geradoras, o BNDESestruturou apoio emergencial, aqui intitulado Pro￾grama Emergencial MAE, que objetivou cobrir a insuficiência de recursos das em￾presas para a aquisição de energia no mercado de curto prazo (MAE), a fim de
cumprir seus compromissos contratuais de suprimento às distribuidoras, haja vista
a perda de lastro físico com o deplecionamento dos reservatórios.
Em resumo, o apoio financeiro do BNDESfoi fundamental para: (i) preservar a
solvência das empresas do setor e, consequentemente, sua capacidade de investi￾mentos; e (ii) conter a elevação tarifária extraordinária.
Uma vez promovidos os ajustes pós-racionamento, deu-se prosseguimento às
transformações institucionais e regulatórias do SEB,a fim de equacionar a causa
do problema, qual seja, a ineficiência do arcabouço institucional vigente para a
promoção dos investimentos setoriais.
5. E
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B ES
O racionamento de energia, ocorrido entre os anos de 2001 e 2002, além de suas
implicações imediatas já detalhadas, impôs à sociedade readequação nos padrões
de consumo, que foram incorporados, em grande medida, após o fim da redução
compulsória. Com isso,o SEBpassou de um contexto de déficit de oferta para outro
de sobreoferta, que concedeu tempo para os formuladores de política elaborarem
proposições de reforma no arcabouço institucional vigente.
216
Assim, em 2004, por meio das leis 10.847 e 10.848 e do Decreto 5.163, foi ins￾tituído o novo marco regulatório do SEB. Nele, as modificações mais relevantes
foram as seguintes:
retirada do Sistema Eletrobras do PND;
sucessão do Mercado Atacadista de Energia (MAE), que foi liquidado, pela Câ￾mara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE);
retomada do planejamento da expansão, com a criação de uma empresa es￾tatal, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), subordinada ao Ministério de
Minas e Energia (MME);
~ criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE);21 e
• modificação do mercado relevante para o setor elétrico brasileiro.
Em relação ao mercado atacadista, o novo marco regulatório segmentou-o em
dois ambientes: o Ambiente de Contratação Regulado (ACR)e o Ambiente de Con￾tratação Livre (ACL).
O foco das mudanças do marco regulatório em 2004 foi orientado para o ACR.
Nele, buscou-se conciliar dois objetivos de interesse público: promoção da modi￾cidade tarifária e estímulo aos investimentos para a preservação da garantia de
suprimento ao mercado cativo. Para tanto, no âmbito do ACR, houve modificações
significativas do lado da oferta e do lado da demanda.
Do lado da demanda, asdistribuidoras, que fornecem energia aos chamados con￾sumidores cativos, foram obrigadas a centralizar a contratação da energia em um
pool. Antes, asdistribuidoras eram livres para realizar contratos bilaterais, de forma
~ autônoma e sem a imposição de regras sobre prazos e preços da energia contratada.
Do lado da oferta, as principais modificações atingiram os novos empreendi￾mentos, sobretudo hidrelétricas, em função da orientação de promoção de investi￾mentos com modicidade tarifária. São elas:
e em vez de serem realizados pela maior oferta de pagamento do uso do
bem público (UBP), os leilões de concessão de hidrelétricas passaram a ser
21 Entidade técnica de avaliação e recomendação de políticas setoriais ao CNPE.Sua função básica é o acompanhamento setorial
com foco na preservação da garantia de suprimento e na minimização de risco de déficit.
217
executados no esquema de leilão reverso (holandês), no qual obtém a con￾cessão o empreendedor que oferece a menor tarifa de eletricidade a ser
contratada por um período de trinta anos por todas as distribuidoras inte￾grantes do pool;? e
as usinas somente seriam licitadas após a obtenção da licença prévia ambiental
pelo órgão competente.
Essaúltima modificação foi fundamental para a retomada dos investimentos
em geração hidrelétrica, pois obriga que um empreendimento hidrelétrico seja co￾mercializado apenas após a superação de boa parte dos ritos do marco regulatório
socioambiental.
Para entender essefato, deve-se ilustrar quais são os principais ritos associados
à avaliação, à mitigação e à compensação de impactos socioambientais ocasiona￾dos pelos projetos. São eles:
1. realização do estudo de impacto socioambiental (EIA/Rima), integrado à avalia￾ção econômico-financeira do projeto e à definição dos projetos básico e execu￾tivo do empreendimento;
2. obtenção do licenciamento prévio, com as principais medidas condicionantes a
fim de preparar o entorno do projeto para sua posterior implantação;
3. obtenção da licença de instalação do empreendimento, que detalhará um con￾junto de medidas de compensação e mitigação de impactos a serem cumpridas
pelo empreendedor; e
4. obtenção da licença de operação, concedida após o cumprimento dos condicio￾nantes da licença de instalação.
Como consequência dessasmodificações, os projetos de geração passaram a ser
incorporados no planejamento da expansão em conformidade com a previsão de
superação dos marcos socioambientais.
Além disso, deve-se destacar a retomada da participação das estatais na ex￾pansão setorial. As empresas estatais, sobretudo o Sistema Eletrobras, vivenciaram
22 Para as demais formas de geração (térmica, eólica, PCH,entre outras), diferentemente das hidrelétricas, não há disputa pelo
projeto, mas sim apenas pela comercialização da energia no ACR. O empreendedor deve estruturar seu próprio projeto. obter a
licença prévia e a autorização da Aneel para depois disputar a comercialização da energia no ACR.
descontigenciamento crescente, na medida da necessidade verificada pelo planeja￾mento da expansão do SEB.23
Com efeito, os investimentos do SEBrecrudesceram e o papel do BNDEScomo
financiador da expansão acompanhou tal ritmo de aceleração, conforme eviden￾ciado pelo Gráfico 7.
GRÁFICO 7 FIN/\NCIAMEJ,JTO DO BNDES P/\RA GERf\Ci\O. TR/\NSMISS)\O E DISTRIBUl<:.A.O (!IPROV1\C:ÕES
DF CRÉ.DITO FM R$ BILHÕES CORREr\JTES)
18
16
14
12
10
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
• Distribuição • Transmissão ~~ Geração
Fonte: BNDES.
Nota: Consolidação até 31.12.2011.
""· Para o BNDES,as modificações no marco regulatório foram fundamentais para
a mitiqação de riscos associados a projetos estruturados na modalidade project
fínance. Essamodalidade de financiamento consiste na definição de apoio finan￾ceiro com base em uma estrutura contratual que permita:
~ segregação do fluxo de caixa e ativos em veículo específico (SPE);e
$ especificação de riscos e arranjos contratuais que o mitiguem.
23 Diversasresoluções do Conselho Monetário Nacional criaram exceções para o contingenciamento da contração de dívidas
das estatais no Sistema Financeiro Nacional de acordo com os projetos e planos de expansão para os segmentos de geração e
transmissão definidos pelo MME/EPE.
219
O Quadro 3 ilustra como é feita a especificação dos riscos e os arranjos contra￾tuais necessários para sua mitigação. Com base nisso, destaca-se como a conclusão
das reformas do SEBcontribuiu para a aceleração dos investimentos e dos financia￾mentos do BNDES.
QUADRO 3 TIPOLOGIA DE RISCO f:M PFIQ.JECT FJNANCE ·--·------·--·------
Recorrônda d~:litiqios etc
······-------···-·······--·-······-------·---------·····--···---····-··---··-·······-----·--·--·· ·----- -···------·-·-·-····-
SUPRIMENTO Se9ur.1n(;a no supt..irnento (preço e quantidade) de combustíveis, equiparnentos etc
DEMANDA Estabiildade do fluxo de caixa e riscos de inadimptemento (no janJ~iofinanceiro, risco dt':.1 mercado e risco de crédito)
OPERACIONAL Gerenüarnento financeiro
Desempenho técnico
IMPLANTAÇÃO Con(epç:âo da engenharia do~;projetos
Definição da repartição de riscos no contrato EPC(entre construtor, empresa e seguradoras)
-----··--···-··-·-·-·-------·-
CUSTOSFINANCEIROS Descasan.,;entos a<.;sodado~;a {ou entre} taxa de câmbio, indexadores de inflaç).io, taxas de juros (T.lLP) etc
INSTITUCIONAL Fstabiiidade do marco re9ulat6rio
Fatos do príncipe
SOCIAL lrnpactn) ncqatlvos da rrobí!lza(do de rnào de obra
Reladonarnento co.n órqãos de da.sse
Trato corn entidades e representações locais, povos indígenas etc
···········--·-····---------·"··--· -·······-····---·-······-·------·
NATUREZA Geologia, hídro!ogía, impactos ern áf"easde pres:ervar)to etc
PATROCINADOHES Compromissos dos acionistas
Nível de secp-egaç5o da sociedade de propósito especifico (SPE)
Fonte: Elaboração própria.
Dentro do mapa de riscosexposto para os novos empreendimentos de geração de
energia no ACR,as inovações, destacadas por Siffert et ai. (2005), foram asseguintes:
1. Exposição ao risco de mercado: Os projetos teriam garantia de fluxo de caixa ao
assinar contratos de compra e venda de energia (CCVEs)de longo prazo, com o
f--...., conjunto das distribuidoras do pool, sem sujeitar-se a variações de mercado. Essa
modificação aproxima o segmento de geração do de transmissão, que já tinha
receita fixa e garantida por contratos de concessão,repartida por todos os usuários
do sistema interligado por meio da cobrança dos encargos de transmissão.
2. Exposição ao risco de crédito: No ACR, os projetos de geração não se sujeitam
ao risco de uma única distribuidora, mas sim ao pool de distribuidoras que de￾claram necessidade de energia para contratação futura. Ou seja, a origem dos
pagamentos é pulverizada pelo conjunto das distribuidoras, o que minimiza o
risco de inadimplemento. Adicionalmente, no âmbito da CCEE(responsável le-
220
gal pela liquidação financeira dos CCVEs),há, além das penalidades contratuais
usualmente empregadas, um conjunto de garantias, depositadas pelas distri￾buidoras em banco custodiante contratado por estas, que podem ser utilizadas
e são acionadas na ocorrência de inadimplemento.
3. Exposição aos riscos institucionais: Licitação de empreendimentos somente
após a concessão da licença prévia por órgão ambiental competente. Com
isso, boa parte do risco de insucesso no licenciamento é transferido dos em￾preendedores para o poder concedente, que se tornou o responsável por
apresentar somente projetos a serem leiloados com viabilidade socioam￾biental. Ao empreendedor, permanece o risco de insucesso nas fases de li￾cenciamento de instalação e operação da usina, que é bem inferior ao risco
de licenciamento prévio.
À primeira vista, dada a complexidade do mapa de risco que envolve os proje￾tos de geração de eletricidade, as mudanças institucionais foram poucas. Seu im￾pacto, porém, foi fundamental, pois equacionaram os principais riscos ainda pouco
mitigados pelo marco regulatório pré-2004. O grande exemplo do efeito da mi￾tigação dos riscos é a retomada por parte dos empreendedores de várias usinas
hidrelétricas licitadas antes de 2004 pelo critério de maior pagamento pelo uso do
bem público (UBP).24
A menor percepção de risco também possibilitou que o BNDEScontribuísse com
a expansão dos investimentos ao modificar, desde 2004, suas linhas de crédito para
o SEBde modo a reduzir os custos financeiros (inclusive o gradiente de taxas de
risco), bem como alongar prazos, conforme pode ser visto na Tabela 1, para o seg￾manto de geração hidrelétrica.
É importante ressaltar que o BNDESnão se limitou aos empreendimentos hi￾drelétricos, mas também aprimorou sua política de apoio a PCHs,usinas eólicas e
térmicas biocombustíveis (um sinal claro de fomento à energia renovável), para
promover os investimentos com a menor tarifa possível.
" Os leilões de concessõesde empreendimentos hidrelétricos realizavam-se pelas propostas de pagamento à União pelo UBP.Vencia
quem aceitava pagar o maior valor, mecanismo que onerava os projetos e desestimulava a modicidade tarifária.
221
TABELA 1 EVCJLU010 DAS POLÍTICAS OPFRACICmAIS DO B~füES
AMORTIZAÇÃO anos anos anos anos anos 20 anos 20 anos 20 anos
----··- --- CUSTOFINANCEIHO 80% TJLPI !lO'VoTJLPI 80% TJLPI 100% TJLP 100% TJLP 100% TJLP 100% TJLP 100% TJLP
20% cesta 20°/-0 cesta 20% IPCA
do moedas do moo-das.
70% 706/a 80% 30% 35tz:i 80% 70% 70%'!
1,30 1,30 1,30 1,30 1,30 i,20 ou 1,20 ou 1,:2001.1
2~.5~k 2,5% 1,5°/o 1,5~/,) 1,0% 0,9°/o 0,9% 0.9°/~
RISCODECREDITO(B) ·cs01o 1,5% 1,5~/{I 0,8()/-o 0.46% 0,46% 0,46% 0,40o/o
a 1,8% a
Rf:MUNERACÃO TOTAL 4,0-Yn 4,0% 4,0% 2.,3°/u 1,46% i,36% i,36ª/(! 1~3'%.1
BNDES(A+ 6) a
Fonte: E!abornçãoprópria,
Por fim, em concomitância com a consolidação do papel do BNDEScomo prin￾cipal financiador do SEB,verificou-se uma inflexão no que se supunha ser o papel
setorial da Eletrobras em relação à trajetória inicialmente concebida no início das
reformas. Emvez de setornar uma financiadora setorial, a empresa, por meio de suas
subsidiárias, retomou seu papel de investidora setorial, só que em outros moldes.
Assim, como as demais estatais estaduais (como Cemig e Copel), o Sistema
Eletrobras passou a atuar predominantemente como parceiro de empresas privadas
em SPEs.NessasSPEs,o controle é exercido pelos parceiros privados, enquanto as
estatais atuam como parceiros estratégicos em função de dois fatores importantes:
captação de recursos próprios (e~uity dos acionistas) e conhecimento dos projetos,
~ graças ao o know-how setorial acumulado.
Para ilustrar o grau de importância da parceria entre empresas estatais e priva￾das na expansão recente do parque gerador, o Gráfico 8 exibe o percentual relativo
de projetos e de capacidade instalada em três situações societárias, com base em
operações de projetos do BNDESde usinas hidrelétricas com aprovação de crédito
entre 2004 e 2011:25 estatal puro, privado puro e associação público-privado.
25 A usina de Belo Monte não foi incluída nessa estatística, pois seu crédito de longo prazo ainda não está aprovado e seu porte
(11.233 MW) distorce a comparação por indicador de capacidade.
222
GRÁFICO8A
NÚMERO DE PROJETOS
Fonte: BNDES.
Nota: Consoli<li1çiíoaté 31.'12.2011.
A necessidade das estatais de atuar como parceiras e não como competidoras
da iniciativa privada advém das limitações legais impostas às empresas públicas, as￾sociadas à Lei de Licitações (8.666/93),26 bem como às limitações de endividamento
com o Sistema Financeiro Nacional."
Ressalta-se que, por meio das SPEs,com controle exercido por sócios priva￾dos, as empresas estatais são meros acionistas, e, de acordo com a legislação
vigente, não há transferência da natureza de empresa pública ao veículo socie￾tário do projeto.
s S SE IS
O SEBpercorreu uma trajetória de consolidação institucional e financeira que ga￾rantiu significativa estabilidade na promoção dos investimentos setoriais. Entretan￾to, ainda há desafios para o setor, que devem ser contemplados.
26 Em resumo, essa lei condiciona a aquisição de estatais a processosde licitação, a fim de promover a transparência e os menores
custos nos gastos de entidades públicas.
27 Ver nota de rodapé 16.
Essesdesafios são de outra natureza. Não chegam a comprometer os investi￾mentos e a garantia de suprimento de eletricidade, mas são importantes no que
toca aos aspectos econômicos e à própria dinâmica do mercado elétrico.
O principal desafio para o SEBé a questão do preço da energia. Atualmente, é
frequente encontrar diagnósticos de que o Brasil tem um dos mais altos preços de
energia elétrica no mundo. Como tratar essaquestão é algo não trivial, pois, como
no passado, certas alterações do marco regulatório podem comprometer os meca￾nismos de incentivo aos investimentos.
O passado brasileiro traz lições sobre como políticas de contenção da inflação
e de subsídios a indústrias podem desestabilizar financeiramente o setor elétrico.
Isso não significa, porém, que não haja espaço de manobra para mudanças tanto
no marco regulatório quanto na estrutura de custos e rentabilidade do setor.
É possível enunciar alguns encaminhamentos que podem ser dados a fim de
equacionar a questão da elevação das tarifas. Alguns deles são explicados pelas
mudanças ocorridas no SEBa partir de sua crise financeira.
Primeiramente, pode-se destacar o crescimento da tributação sobre o setor elé￾trico, a partir da Constituição de 1988, que permitiu a elevação do Imposto de Ren￾da e a tributação do ICMS no setor. Resolver essaquestão é essencial, e a solução
política é complexa, pois lida com um dos pilares da federação, que é a repartição
de renda entre estados e a União. O ICMS é a principal fonte de recursos de diver￾sos estados, e o setor elétrico (infraestrutura, de modo geral) é uma das principais
(senão a maior) fonte desse imposto.
~ Outra questão importante é a metodologia de revisão tarifária das concessioná￾rias de distribuição. Recentemente, o regulador propôs uma série de modificações
de método e modelagem que dão sustentação à definição das tarifas reguladas. No
entanto, o que se observou na prática foi um debate entre empresas e regulador
sobre a definição do retorno do capital das distribuidoras.
O tema é complexo e não há espaço neste artigo para sua discussão em porme￾nores. É possível, entretanto, ressaltá-lo como um fato que envolve essencialmen￾te a discussão sobre a repartição de renda entre concessionárias e consumidores.
Nessa relação entre agentes, o regulador é o ente que tem por objetivo conciliar
224
os interesses de ambos a fim de promover tanto a modicidade tarifária quanto o
incentivo aos investimentos por meio da manutenção de rentabilidade adequada
das empresas.
Tanto o regulador (representando a sociedade) quanto as concessionárias es￾tão certos em defender seus interesses econômicos. O embate frequente entre
eles é o caminho natural de conciliação da modicidade tarifária com o incentivo
aos investimentos.
Ainda no âmbito da regulação, destaca-se a recente discussão sobre a desinde￾xação do setor elétrico. A indexação dos contratos no ambiente regulado no pas￾sado foi um dos pilares para a mitigação de riscos dos investidores. Foram usados
como indexadores setoriais o IGP-M, da Fundação Getulio Vargas (FGV), e depois o
IPCA,do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE).
Contudo, sabe-se que o IGP-M e o IPCA não são índices que refletem a estru￾tura de custos do setor. Sua incidência sobre as tarifas de eletricidade retroali￾mentam essespróprios índices, já que a energia elétrica é um insumo e um bem
básico, tanto para os índices de inflação do atacado (como o IGP-M) quanto do
varejo (como o IPCA).
É desejável romper com o atual esquema de indexação, que mantém ainda
sobre a inflação brasileira um componente inercial de resiliência. Sua solução, no
entanto, também não é trivial e dependerá de como será feita a transição para um
novo mecanismo, em parte dependente da regulação e em parte dependente da
própria dinâmica de mercado.
~ Em alguns países, a solução foi caminhar para uma liberalização crescente do
merc;ado, na qual o preço da eletricidade é estabelecido puramente pela competi￾ção entre agentes.
Outros países optaram por preservar a regulação tarifária sem o uso pleno do
mercado. Para tanto, escolheram intensificar o processo de supervisão dos agentes
a fim de definir quais são os reais custos setoriais e, com base nisso, estabelecer as
variações tarifárias.
No Brasil, discute-se uma opção semelhante a essaúltima, já adotada pelo setor
de telecomunicações, que é a criação de um índice setorial para o reajuste tarifário.
225
Esseé um caminho que envolverá detalhamento metodológico e intensa negocia￾ção com as empresas.
Associada à questão do preço da energia, está a agenda de política industrial.
Sabe-seque a recente discussão sobre a renovação de parte das concessões do setor
elétrico tem sido destacada como uma forma de atingir a modicidade tarifária, seja
para alguns setores eleitos como prioritários, seja para uma agenda de política ho￾rizontal. Essadiscussão permeou a agenda da recente política industrial elaborada
este ano, intitulada Plano Brasil Maior (PBM).
Ainda no que se refere à agenda de política industrial, o SEBapresenta oportu￾nidades de negócios no âmbito de novas fronteiras tecnológicas. São eles o fomen￾to à energia solar e a difusão das redes inteligentes. Ambos os temas reúnem gru￾pos de trabalho no âmbito do PBM e são parte dos focos eleitos como prioritários.
A energia solar acaba de receber um impulso com a recente normatização dos
critérios de inserção e comercialização da geração distribuída28 pela Agência Na￾cional de Energia Elétrica (Aneel). No mercado, já há propostas de empresas com
planos de negócios para explorar tanto a comercialização de equipamentos (por
exemplo, painéis fotovoltaicos) para os consumidores finais quanto a própria im￾plantação da cadeia produtiva dessesegmento.
No que serefere a redes inteligentes, está é uma agenda que une o setor elétrico
e o setor de tecnologia da informação e comunicação (TIC).Em poucas palavras, seria
a introdução da eletrônica e dos sistemas de comunicação nas redes físicas de eletri￾cidade. Seria uma infraestrutura de TIC a serviço da infraestrutura do setor elétrico.
Essamigração tecnológica representará um salto no patamar de investimentos do
setor, pois envolverá atroca de diversos equipamentos, bem como a adoção de novos
sistemas e componentes eletrônicos ainda não empregados no SEB.
Por fim, mas não menos importante, destaca-se a preocupação das empresas
quanto à evolução do mercado livre de energia. Discute-se no setor a possibilidade
de padronização desse mercado, seja por normatização do regulador ou do poder
concedente, seja pela autorrequlação estruturada pelo próprio mercado.
•
23 Definida stricto sensu como a geração de energia no local de consumo.
224
os interesses de ambos a fim de promover tanto a modicidade tarifária quanto o
incentivo aos investimentos por meio da manutenção de rentabilidade adequada
das empresas.
Tanto o regulador (representando a sociedade) quanto as concessionárias es￾tão certos em defender seus interesses econômicos. O embate frequente entre
eles é o caminho natural de conciliação da modicidade tarifária com o incentivo
aos investimentos.
Ainda no âmbito da regulação, destaca-se a recente discussão sobre a desinde￾xação do setor elétrico. A indexação dos contratos no ambiente regulado no pas￾sado foi um dos pilares para a mitigação de riscos dos investidores. Foram usados
como indexadores setoriais o IGP-M, da Fundação Getulio Vargas (FGV), e depois o
IPCA,do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE).
Contudo, sabe-se que o IGP-M e o IPCA não são índices que refletem a estru￾tura de custos do setor. Sua incidência sobre as tarifas de eletricidade retroali￾mentam essespróprios índices, já que a energia elétrica é um insumo e um bem
básico, tanto para os índices de inflação do atacado (como o IGP-M) quanto do
varejo (como o IPCA).
É desejável romper com o atual esquema de indexação, que mantém ainda
sobre a inflação brasileira um componente inercial de resiliência. Sua solução, no
entanto, também não é trivial e dependerá de como será feita a transição para um
novo mecanismo, em parte dependente da regulação e em parte dependente da
própria dinâmica de mercado.
~ Em alguns países, a solução foi caminhar para uma liberalização crescente do
merc;ado, na qual o preço da eletricidade é estabelecido puramente pela competi￾ção entre agentes.
Outros países optaram por preservar a regulação tarifária sem o uso pleno do
mercado. Para tanto, escolheram intensificar o processo de supervisão dos agentes
a fim de definir quais são os reais custos setoriais e, com base nisso, estabelecer as
variações tarifárias.
No Brasil, discute-se uma opção semelhante a essaúltima, já adotada pelo setor
de telecomunicações, que é a criação de um índice setorial para o reajuste tarifário.
226
Em relação a essa última possibilidade, discutem-se a necessidade de padroni￾zação dos contratos e a definição de índices de preços para referenciar o mercado.
A ideia por trás disso é desenvolver um mercado livre no qual a eletricidade seja
uma commodity. Para tanto, contratos, prazos (não somente de curto prazo, mas,
sobretudo, de longo prazo) e referencial de preços devem ser padronizados.
Já há duas iniciativas de plataformas eletrônicas de negociação de energia,29
que visam, em uma etapa final, setornarem bolsas de energia. Entretanto, para tal,
devem ser conciliadas as regras de comercialização de energia entre os mercados
livre e regulado. Essasregras envolvem:
e critérios de definição do preço no mercado spot, no âmbito da CCEE;30e
alocação da energia de novas concessões de geração entre os mercados livre e
regulado, no âmbito dos editais de licitação de novos empreendimentos.
Esseúltimo ponto refere-se à assimetria hoje existente entre os mercados livre e
regulado. Atualmente, apenas o mercado regulado (i.e., asdistribuidoras) contrata
energia a partir dos deságios dos leilões de novas concessões hidrelétricas.
O mercado livre teria a participação da energia nos empreendimentos definida
de acordo com cada edital de licitação (de zero a 30%), mas os preços dessa ener￾gia seriam de livre negociação entre concessionária e consumidores livres. Ou seja,
o mercado livre não usufrui do processo competitivo dos leilões de geração. Com
isso,é onerado e, de fato, subsidia, em parte, os deságios que resultaram em preços
menores para as distribuidoras. Assim, essa é uma regra que atualmente retrai o
potencial de crescimento do mercado livre.
~ Enfim, essebreve panorama de perspectivas setoriais sintetiza os principais de￾safios, que não são poucos, tampouco modestos, e fazem parte da agenda setorial,
assim como a continuidade dos investimentos em geração, transmissão e distribui￾ção de eletricidade.
"Urna delas é a BRIX,sociedade entre lntercontinentalExchange, que opera as bolsas de Nova York e Londres, entre outras, e Eike
Batista. Outra seria a o Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE),iniciativa de seis cornercializadoras de energia.
30 Há urn consenso no mercado de que o preço da CCEE,denominado PLD,nas regras vigentes, não sinaliza com a devida
antecedência e intensidade os custos reais de geração, que são repassados para os consumidores por meio de encargos setoriais.
227
S ES
Nessasúltimas duas décadas, o SEBpercorreu trajetória de construção de um novo
arcabouço institucional. Apesar dos percalços enfrentados, pode-se afirmar que o
marco regulatório geral atingiu grau de maturidade suficiente para a preservação
dos investimentos do setor.
Durante esseprocesso de maturação setorial, o BNDESdesempenhou papel de
destaque como:
t. articulador e financiador da inserção da iniciativa privada (privatizações);
2. financiador dos programas emergenciais pós-racionamento, viabilizando
com isso a transição do setor para a conclusão das reformas institucionais
de 2004; e
3. finalmente, e mais importante entre todos, financiador da expansão do SEB,
com destaque para o segmento de geração.
A Eletrobras, que nos anos 1990 foi idealizada como financiadora setorial, já
que se pretendia privatizá-la, a exemplo do que foi feito com a Telebras, retomou
seu papel de investidora de destaque em uma dinâmica de mercado em que esta￾tais e empresas privadas se complementam.
Nessesentido, a organização industrial do setor elétrico brasileiro vigente tem
uma conformação híbrida no que se refere à propriedade dos ativos. Em uma pers￾pectiva histórica, percebe-se que o setor acabou por consolidar um misto entre o
que o caracterizou em seu nascimento (propriedade privada dos ativos), com o que
"'· predominou na maior parte do século XX (controle estatal).
Essaconformação híbrida da propriedade dos ativos é integrada e é resultado
de uma simbiose com o processo de construção do arcabouço institucional no qual
entes públicos conciliaram dois aspectos relevantes: a retomada da indução dos
investimentos pelo planejamento do governo e a inserção do mercado e da con￾corrência como meio de promover eficiência econômica e a modicidade tarifária.
É resultado de um processo de tentativa e erro iniciado com a queda do modelo
estatal e as reformas dos anos 1990. Esseprocesso perdura até hoje, pois o SEBse
depara com alguns desafios elencados na seção anterior.
228
No entato, é notória a percepção de que as bases para a indução dos inves￾timentos estão institucionalmente consolidadas. Para o futuro, o que se impõe
ao setor elétrico brasileiro é sua articulação com os demais setores da atividade
econômica, seja como supridor de um bem essencial e insumo básico a preços
módicos ou como comprador de novos setores de atividade, eleitos como seto￾res-chave para o desenvolvimento tecnológico nacional, no âmbito das ações de
política industrial.
As demais questões, em maior ou menor grau, estão associadas a essasduas in￾terfaces de articulação e devem ser tratadas tanto à luz do interesse público intras￾setorial, cuja síntese pode ser reunida na garantia do suprimento e na modicidade
tarifária, quanto à luz dos interesses públicos extra e multissetoriais.
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• Capacidade (GW) - Incremento decenal (%)
Fontes: Eletrcbras, MME e EPE.
2000
229
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-2000 (
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CERJ(ATUAL 20.11.1996 70,26 98,03 605,33 360,00 244.45 Estado Adiantamento de
AMPLA) do Rio de recursos a estados
COElBA :n.111997 65,64 100,00 1.730,90 222,00 4!!7,90 Acionista
----- --·-·····--··· -···-----·-
COSERN 12.1;u997 77,92 73,60 676.40 121,00 74,09 Estado do Adiantamento de
Rio Grande recursos a estados
do Norte
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CELPE 17.2.2000
CPFL(CAMARGO 5.11.1997 57,60 100,00 3.015,00 110,00 386,1!l Adorüsta Adiantamento
CORREA) e posterior emissão
de debêntures
--
CEH: N-Nl 21.10.; 997 90,75 100,00 1.635,00 161,00 69,Tl CEEE Adiantamento
(ATUAL RGE) (estatal do de recursos
Rio Grande
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412,36 Acionista
113,!l2 Acionista Adiantamento e
posterior emissão de
debêntures
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CEEE- C0 21.10.1997 90,91 100,()0 1.5Hl,OO 69,00 230,00 Estado do Adiantamento de
(ATUAL AES SUL) Rio Grande r~cursos a estados
do Sul
········-·--··-···---- ------·----·----
ENERSUL 19.11.1997 76,53 83,79 625,55 234,00 47,69 Estado do Adiantamento de
Mato Grosso recursos a estados
do Sul
------··--···-·-··-···-·--·-··---------·-·-·····--··-·------·-
170,17 Acionista
CEMAT 27.11.1997 ss.rc 100,00 391,50 503,00 10,31 Estado de Adiantamento de
Mato Grosso recursos a estados
219,62 FirH
106,34 Acionista Adiantamento e
posterior emissão de
~ debêntures
ELETIWPAULO 15.4.1991! 74,S!l 70,00 2.026,00 1.3!l6,00 1.013,37 Acionista
(llGHT)
(ATUAL 27.10.1999 33,66* 30,0!l 938,06 1.182,!lO 360,!l7 Adonista
AE5 Tlf:TÉ)
PARANAPANfMA 28.7.1999 33,70* 74,03 1.260,22 805,00
(ATUAL DUKE
ENERGYBRASIL)
BANDEIRANTE 17.9.1998 74,B8 70,00 1.!'.!14,00 434,00 357,00 Acionlsta
ELEKTRO 16.7.1998
UHE CACHOEIRA 5.9.1997 100,00 100,00 779,76 145,00 100,00 Estatal de Adi;mtamento de
DOURADA Goiás recursos a estados
CEM AR 15.6.2000 86,25 100,00 522,70 283,00 14,70 Funcionários
da Ccmar
Connnue
230
C~LPA 9.7.1998 54,98 100,!JO 450,26 131,00 68,83 Estado do Adiantami:mto de
Pará recursos a estados
---
225,00 Adonista
135,!lO Adordsta Adiantamento e
posterior emissão de
54,93 100,00 450,26 422,0!l
------·· ·-·-··
CEMIG 26.3.1997 32,96 1.130,!lO 941,75 Estatal do Adiantamento o
Estado de posterior emissão do
MinasGerais debêntures
---·-·-~---·········---- ..---~-----·-·-··-·-·-·--··· ·----- -···-···-···--·-·······---·
600,00 Adonist;-, Finand<1mênto ã
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ENtHGll'E (Ai"UAL 3.12.1997 !lS,73 !JG,05 577,10 43,00 53,33 Estado de Adicmtaom:mto de
ENEHGISA Sergipe recursos a estados
····-·-~-------·-
208,13 Acionista Adiantairnrnto e
posterior emissão de
debêntures
146,15 Acionista
··········--·······-··-·-··--···-----·-··-··-·----------······-··-----··------------··- ··--·- ·-·- ···-·---·--···········-···
BOlll'OHEMA 30.11.1999 75,26' 37,39 1,29 43,69 Acionista
SAELPA (Al UAL 30.11.2000 75,00 100,00 363,00 H!1,50 Adonista flnanda-me-nto á
ENERGISA aquisição de ações
* Participações no cap!taj social,
ESCELSA 11.7.1995 50,00 66,90 357,90 1,36
···----~--····-...•......•.•....•.•.•. ----~--
UGHT 21.5.1996 55,30 70,00 3.717,30 959,08 609,64 Partidpação
societária
(ONDESPAR)
21,60 Funcionários Financiamento
da LigM à aquisição de
Zi.('.Õê-S
GERASUL(ATUAL 15.9.1993 50,01 100,00 945,70 1.278,42
TRACTEBEL ENERGIA)
Fonte: BNDES.
(Data-base dos rreditos: contratação das operações).
231
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