Brasília, 6 - O Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT) encolheu. Dos 15 mil megawatts , anunciados ano passado, apenas 6 mil devem ser viabilizados, informa Francisco Gomide, ministro de Minas e Energia. Somando-se as usinas de co-geração, o volume gerado chega a 8.197 MW. Desse total, 2.808 MW já estão em operação, 1.738 MW, em teste, e 3.651 MW em construção. Para o ministro, a revisão dos números não deve ser considerada um fracasso do programa. "O número apresentado em 2001 era o máximo previsto", diz Gomide. "O governo precisa garantir o equilíbrio entre a oferta e a demanda, mas não pode garantir que os números anunciados se materializem." Segundo um especialista, que assessora o governo desde o início da crise energética, a ordem agora é trabalhar com dados "mais realistas" e criar condições para que apenas as usinas que já tenham recebido "investimentos pesados" saiam do papel. O Ministério de Minas e Energia não divulga os empreendimentos que estão com dificuldades porque, segundo o ministro, isso criaria mais dificuldades para a obtenção de créditos. Na semana passada, o governo anunciou a decisão de ressuscitar o Valor Normativo diferenciado, para que as empresas consigam fechar contratos de longo prazo. Também divulgou a decisão de destinar R$ 500 milhões da Contribuição sobre Intervenção no Domínio Econômico (Cide) para subsidiar o gás natural, com o que se pretende dar condições de competitividade para os empreendimentos. Segundo Gomide, empreendedores que tinham desistido do programa, podem voltar graças à nova sinalização do governo. A Abrajet, associação que reúne as empresas termelétricas, está fazendo um levantamento da situação de todos os 49 projetos inscritos no PPT. O objetivo é verificar quais deles têm condições de deslanchar, diz o presidente da entidade, Xisto Vieira Filho. O executivo reconhece que, no curto prazo, é difícil conseguir viabilizar a geração anunciada no ano passado, porque os empreendedores estão aguardando para ver qual vai ser o comportamento o mercado. A dúvida também é sobre o sistema de preços. Segundo Vieira, a adoção temporária do VN diferenciado, que valerá por 75 dias, "é remédio". A solução definitiva, segundo ele, é substituir o modelo atual por um sistema completo de leilão, também de energia nova. A negociação por leilões, segundo ele, dará aos empresários melhor indicativo de preços futuros. Além dos preços, outra questão que precisa ser resolvida é a de tarifas de transmissão. Hoje, não há diferença de preço para transmissão, independentemente da distância entre a origem e o destino da energia gerada.Funciona como espécie de selo, em que a distância tem peso insignificante. Como as termelétricas ficam localizadas perto dos mercados consumidores, a regra torna ainda mais cara a produção, já pouco competitiva. O problema que emperra o PPT não é novo. Os projetos continuam esbarrando no alto custo dessa fonte de geração, em parte resultado das cláusulas contratuais firmadas pela Petrobras com o governo da Bolívia para a construção do gasoduto que traz o gás ao Brasil. O contrato prevê pagamento pelo transporte do gás e pelo produto, ainda que o insumo não seja utilizado. Uma alternativa é desenvolver um mercado secundário de gás. Estimular o consumo industrial, por exemplo, para que o insumo tenha destinação quando não estiver sendo utilizado pelas termelétricas. Essa seria uma forma de evitar o pagamento quando as usinas estiverem paradas. As usinas termelétricas podem gerar energia constantemente, mas em épocas de reservatórios cheios a geração não é vantajosa. Outra idéia é ter parte das usinas como seguro permanente do sistema. Em caso de escassez ou de indicativo de seca, o Operador Nacional do Sistema pode optar por aciona-las para poupar água dos reservatórios. Por causa da crise energética, o governo chegou a ensaiar uma solução, criando uma conta gráfica, que retira o efeito da variação do dólar sobre os custos por períodos de 12 meses. Mas não foi suficiente para animar os investidores. Um megawatt gerado por termeletricidade custa cerca de US$ 40, enquanto um MW gerado por hidrelétrica, cerca de R$ 32. O subsídio com recursos da Cide servirá para cobrir a diferença. O PPT foi anunciado em 2000 pelo então ministro de Minas e Energia Rodolpho Tourinho. As usinas deveriam ter sido iniciadas naquele ano, mas Tourinho não conseguiu solução para os entraves envolvendo o preço do gás. A não-concretização do programa foi uma das causas do racionamento de nove meses, que obrigou corte de consumo de 20% para os consumidores residenciais, e de 15% a 25% para indústrias e demais consumidores.

Fonte: Valor Online (Rachel Rubin)

Ribeirão Preto, SP, 20 - A co-geração de energia elétrica a partir do bagaço de cana está respaldando as usinas de açúcar e álcool a conseguir o certificado para venda de créditos de carbono prevista no Protocolo de Kyoto. A Vale do Rosário, de Morro Agudo (SP), inaugurou o filão e conseguiu o certificado de pré-validação por sete anos, a partir de 2001. No dia 27, as usinas paulistas Alta Mogiana, Santa Elisa e Moema também serão certificadas. Até o final do ano, mais uma dezena de usinas entra para este novo negócio. A comercialização de créditos de carbono é um mercado 'ainda intangível', como define o especialista em certificações e sócio gerente da Econergy Brasil, Marcelo Diniz Junqueira. É que, para ser efetivado pelas Nações Unidas, esse mercado precisa que o protocolo de Kyoto seja ratificado por 55 países responsáveis por 55% da produção de gás carbônico no mundo. Por enquanto, 77 países aderiram ao protocolo, mas somam 'apenas' produção de 36% de CO2. Os Estados Unidos são os maiores poluidores, mas se negaram a ratificar o protocolo. Segundo Junqueira, a falta de quorum não está impedindo que alguns poucos negócios ocorram no chamado 'mercado de opções' ou 'pré-anuência'. Muitas empresas de países industrializados querem evitar futuros limites de emissão de gases impostos pelos governos e antecipam a compra de créditos de carbono. Há também as empresas que querem se mostrar ambientalmente responsáveis e fomentam este novo negócio. "O protocolo de Kyoto pode até não decolar, mas há várias empresas e países que querem diminuir a poluição do planeta", diz Junqueira defendendo que o novo negócio é irreversível. Para ele, o mercado de créditos de carbono é uma das equações mais justas. A falta de ratificação, no entanto, faz com que o mercado de opções ainda remunere pouco as indústrias que produzem energia limpa. Atualmente, paga-se US$ 5 para cada tonelada de CO2 que deixou de ser emitida. A Vale do Rosário, por exemplo, recebeu certificado equivalente a 645 mil toneladas de CO2 por sete anos, mas não efetuou o negócio à espera de preços melhores com a entrada em vigor do protocolo. Junqueira calcula que as usinas brasileiras certificadas possam ter uma renda extra entre 5% e 10% do seu faturamento anual com a venda de créditos de carbono. "A comercialização de créditos deve somar US$ 300 milhões ao ano para os países em desenvolvimento como Brasil, Índia e China", comenta. Além da biomassa e do aproveitamento dos resíduos de madeira para a produção de eletricidade, também podem obter créditos de carbono para comercialização os investimentos em Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), projeto de eficiência energética, energia solar, energia eólica ou qualquer projeto que diminua o consumo de combustíveis fósseis, orienta Junqueira. Ele diz, porém, que as usinas de álcool têm um dos meios mais fáceis de ser aceito na compensação de gás carbônico emitido. Além de ser limpa e renovável, a geração de energia através do bagaço não é exigência do governo, mas iniciativa das usinas. "A redução tem que ser voluntária por parte de quem quer vender os créditos", explica. "O álcool misturado à gasolina diminui a poluição, mas é uma exigência prevista em lei", argumenta. Segundo Junqueira, a co-geração a partir do bagaço também é mais fácil de ser medida para se chegar à contrapartida de créditos. "A quantidade de energia vendida para a rede é medida no pagamento da distribuidora", justifica. A energia gerada para alimentar a própria usina, mesmo que a partir do bagaço de cana, não pode ser computada. São detalhes de um mercado ainda intangível, mas que representa um novo filão de negócio ao mesmo tempo que ajuda a reduzir a poluição do planeta.

Fonte: Agência Estado (Nelson Carrer Jr.)

Brasília, 7 - Grandes obras anunciadas no setor elétrico, como a retomada da construção da usina de Angra III e a usina hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, podem ficar para o próximo governo, segundo indicam duas decisões tomadas ontem pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Ao contrário do previsto, Angra II nem chegou a ser discutida na reunião de ontem do CNPE porque os Ministérios da Fazenda e do Planejamento não concluíram a análise do modelo econômico e financeiro para retomada da obra, e o Ministério do Meio Ambiente também não apresentou o estudo sobre o impacto ambiental dos resíduos da usina. Só na segunda semana de setembro o CNPE os ministérios deverão entregar suas análises sobre a usina nuclear para discussão no CNPE. A apresentação dos estudos para Belo Monte também foi adiada para 30 de novembro. Segundo o ministro das Minas e Energia, Francisco Gomide, não há mais tempo para realização do leilão para construção da usina pelo setor privado, o que levou o governo a dar mais tempo aos técnicos para os estudos sobre a hidrelétrica. Os técnicos, segundo informou Gomide, devem avaliar uma proposta de criação de uma sociedade de propósito específico (SPE) que elaboraria os estudos de construção da usina e seria, depois, privatizada. O CNPE decidiu ontem, ainda, centralizar as negociações dos diversos ministérios com países vizinhos dos quais o Brasil importa energia. A primeira missão do comitê será a negociação dos contratos de importação de gás com o novo governo da Bolívia.

Fonte: Valor Online (Sergio Leo)

A cisão dos setores de geração e transmissão das companhias federais de energia controladas pela Eletrobrás (Eletronorte, Chesf e Furnas) deverá ser uma das tarefas para o próximo governo decidir. Pelo menos, duas das três estatais têm pendências que dificultam a divisão de ser realizada ainda neste ano. Além disso, o próprio presidente da Eletrobrás, Altino Ventura Filho, já admitiu que a divisão não deverá ocorrer até dezembro por causa de atrasos no cronograma. O presidente das Centrais Elétricas do Norte do Brasil (Eletronorte), José Antônio Muniz Lopes, afirma que a empresa está pronta para a divisão, mas depende da contabilização dos valores referentes à venda de energia no Mercado Atacadista de Energia (MAE) para conclusão do balanço da cisão. Apesar da derrubada de uma liminar da Eletrobrás que impedia a contabilização do MAE ter sido cassada nessa semana, pelo novo cronograma da instituição, as negociações que ocorreram depois de julho do ano passado só deverão ser contabilizadas a partir de 25 de setembro. O prazo previsto inicialmente pelo Governo para a conclusão das cisões era 31 de maio.

CHESF. Já a Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf) solicitou a exclusão do processo de cisão porque, pelo BNDES a empresa ficaria muito endividada com a divisão. O plano desenvolvido pelo BNDES prevê que a Chesf seja dividida em duas empresas de geração e uma de transmissão. A parte de geração seria cindida em Chesf Xingó, que controlará a hidrelétrica de Xingó e Chesf Geração, que ficaria responsável pelas outras 12 usinas hidrelétricas. Chesf Xingó e Chesf Distribuição seriam mantidas sob controle da Eletrobrás. Já Chesf Geração seria transformada em uma empresa pública da União e de capital fechado e teria o nome trocado para Companhia de Energia e Desenvolvimento Hídrico do Nordeste. O modelo do BNDES prevê que a Chesf Xingó seria a única a entrar no Programa Nacional de Desestatização após a cisão. O problema, segundo o presidente da Chesf, Mozart Siqueira Campos Araújo, é que esse processo deixaria a empresa muito endividada, porque, além de perder o maior ativo (Xingó), teria de compensar os acionistas. Araújo explica que, em vez de realizar a cisão agora, a empresa fará somente uma reestruturação interna. "Vamos realizar uma reestruturação interna, criando uma unidade de negócios de transmissão e outra de geração", diz. Já Furnas informou que está pronta para a cisão e aguarda apenas a orientação da controladora Eletrobrás. Pela proposta elaborada pelo BNDES, Furnas seria dividida em duas empresa, uma de geração e uma de transmissão. A parte de transmissão continuaria a ser uma subsidiária da Eletrobrás. Já a geradora, inicialmente, seria controlada diretamente pelo Tesouro Nacional, que, a partir de 120 dias após a cisão, deveria começar a pulverizar a sua participação acionária na Bolsa de São Paulo. O Tesouro colocaria ações na Bolsa e, no primeiro momento, Furnas Geração teria a mesma estrutura acionária da Eletrobrás: 52,46% em poder da União, 12,68% pertencente ao BNDESPar, 4,24% do Fundo Nacional de Desestatização (FND) e 30,62% nas mão de acionistas minoritários. Estes seriam acionistas que trocariam parte das ações da Eletrobrás por ações de Furnas Geração. Quanto à Eletronorte, a empresa daria origem à Eletronorte Geração, que ainda incorporaria os sistemas elétricos de Boa Vista e Manaus e Eletronorte Transmissão. As duas permaneceriam subsidiárias da Eletrobrás. Analistas de mercado já não consideram mais a hipótese de a cisão ocorrer no Governo Fernando Henrique. Segundo eles, a questão é muito polêmica para ser realizada em um ano eleitoral.

Fonte: Jornal do Comércio (Cláudio de Souza)  

A Aneel aprovou proposta de inclusão de concessões de 17 novas linhas de transmissão de energia elétrica no Programa Nacional de Desestatização (PND). A proposta será encaminhada esta semana ao Ministério de Minas e Energia, que a enviará, posteriormente, ao Conselho Nacional de Desestatização (CND). Uma vez aprovada a proposta, as concessões das novas linhas deverão ser licitadas em 2003. Para tanto, a previsão da Aneel é lançar o edital com os primeiros lotes de linhas ainda no segundo semestre deste ano.

As novas linhas totalizam 3.209 quilômetros de extensão. Elas demandarão investimentos estimados em R$ 1,3 bilhão. Os empreendimentos serão construídos em 11 estados - Bahia, Paraná, São Paulo, Santa Catarina, Piauí, Ceará, Mato Grosso, Pará, Goiás, Minas Gerais e Rio Grande do Sul -, e deverão gerar cerca de 6,4 mil empregos.

* Valores previstos pelo Programa Determinativo da Expansão da Transmissão 2002-2006 do Comitê Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos (CCPE).
 
Fonte: Aneel - Boletim Energia 036 - 17 de Julho de 2002

O Brasil corre risco de novo déficit de energia em 2006. Segundo o presidente do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Mário Santos, o planejamento da operação do sistema acusou possibilidades de que, em quatro anos, o consumo de energia seja igual ou maior do que a oferta. A previsão do setor é de que o consumo cresça pelo menos 5% ao ano nos próximos anos.

Um novo racionamento de energia em 2006 ocorrerá, segundo o presidente do ONS, se as chuvas nos próximos anos repetirem as piores médias históricas dos últimos 70 anos e nenhum novo projeto de geração for feito. Segundo os estudos do órgão, o déficit na região Sudeste e Centro-Oeste poderia chegar a 8,4%. No Nordeste, o risco de déficit chega a 14%. O ONS trabalha com um risco de 5% como margem de segurança.

O planejamento do ONS leva em conta a construção de 16 térmicas e de novas hidrelétricas e linhas de transmissão já em processo de construção ou licitação. A entidade acredita, porém, que novos projetos serão iniciados até 2006, afastando de vez o risco de novo racionamento de energia.

Segundo Mário Santos, a demanda por energia vai crescer 5,7% por ano até 2009, tomando por base o novo nível de consumo, pós-racionamento. Pelos cálculos da Eletrobrás, o consumo do primeiro trimestre caiu 13,5% em relação ao registrado nos três primeiros meses do ano anterior.

A classe residencial foi quem mais economizou energia, com redução de 21,6%. As classes comercial e industrial economizaram 15,4% e 7,7%, respectivamente. ''Houve um extraordinário comprometimento dos consumidores residenciais com o programa de racionamento'', disse Mário Santos. ''A população economizou e agora paga por uma energia que não consumiu'', protestou o presidente da ONG Ilumina, Roberto d'Araújo, sobre o seguro para contratação de térmicas emergenciais e o financiamento para cobrir as perdas das distribuidoras, que passaram a onerar ainda mais a conta de luz nos últimos meses.

A expectativa da Eletrobrás é de que o consumo de energia atinja o nível registrado em 2000 ainda este ano, quando a taxa de crescimento ficará entre 7,5% e 8%. Segundo a empresa, a redução de consumo no Sudeste foi de 17,2% e no Nordeste, de 17,3%.

A demanda por energia no Nordeste deve ser superior à média nacional devido a uma expectativa de crescimento econômico e pelo potencial de expansão na base de clientes. O aumento de consumo de energia na região deve ser de 8 1% nos próximos 10 anos.

Na opinião de Roberto d'Araújo, a demanda deveria crescer pelo menos 6,9% ao ano para que fossem corrigidas algumas distorções sociais. ''Há 13,5 milhões de municípios com renda muito baixa e consumo de energia abaixo do mínimo confortável. Destes, 47% sequer têm geladeira. Mas quem vai querer investir em levar energia para clientes que não têm dinheiro?'', questionou.

O presidente do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Mário Santos, disse ontem que o país corre riscos de ter um novo racionamento de energia em 2006. E o presidente da Eletrobrás, Altino Ventura Filho, afirmou que o país passa por um momento de crise no setor. Segundo Altino, o Mercado Atacadista de Energia (MAE) está com dificuldades para funcionar, pois os investimentos privados ainda não aconteceram no montante esperado.

- O Estado está um pouco indefinido: onde entra ou onde não entra. Estamos vivendo um momento em que a palavra crise talvez seja forte, mas representa a situação atual - afirmou Ventura Filho.

O presidente da Eletrobrás disse que o país precisa agregar 3.000 MW por ano, exigindo investimentos da ordem de US$ 7 bilhões por ano.

País precisa investir R$ 165 bi em energia até 2009

Segundo o presidente do ONS, na Região Nordeste, o déficit previsto é de 14,1%, e nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste, de 8,4%, superiores aos 5% de risco com os quais o setor normalmente opera. Mário Santos destacou, contudo, que esses riscos podem ser eliminados se houver um acréscimo de mais 1.500 megawatts (MW) de capacidade no sistema, além os que já estão programados.

Segundo Mário Santos, com as obras em andamento (a construção de 16 termelétricas a gás, mais diversas usinas hidrelétricas e linhas de transmissão), o atendimento de energia está garantido sem maiores problemas até 2005. Mário Santos falou sobre os riscos de déficit em 2006 ontem durante o IX Congresso Brasileiro de Energia, que está sendo realizado no Rio pela Coppe/UFRJ.

A expansão do setor elétrico para atender ao consumo nos próximos anos foi um dos temas centrais do congresso. O presidente do ONS destacou que para atender a um crescimento do consumo de energia da ordem de 5,7% anual, até 2009 o país precisará investir R$ 165 bilhões, dos quais R$ 42 bilhões em transmissão.

Passados menos de três meses do fim do racionamento de energia elétrica, o risco de um apagão volta a ameaçar o país. O presidente do ONS, Mario Santos, disse que o abastecimento estará comprometido, caso os projetos de ampliação da capacidade de geração e transmissão de energia não sejam realizados no prazo anunciado.

Apagão volta a ameaçar - Operador do sistema elétrico vê risco em 2006. Para especialistas, projeção é otimista

O presidente do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Mario Santos, disse ontem que o Brasil corre risco de enfrentar um novo apagão a partir de 2006, se os investimentos necessários ao setor não forem feitos. Ele calcula que o país precisa de R$ 165 bilhões até 2009.

Na visão de Santos, o abastecimento de energia do país está seguro até 2005, porque ele considera que nesse período serão concluídas as hidrelétricas, as linhas de transmissão que estão em fase de construção, além das 16 usinas do Programa Prioritário de Termelétrica (PPT). Tanto assim, que ele mesmo admitiu que as reservas de água só garantem o funcionamento do sistema de energia pelas hidrelétricas por dois anos.

As previsões de Santos, feitas durante a abertura do 9º Congresso Brasileiro de Energia, foram consideradas excessivamente otimistas. ''Essas estimativas se baseiam na hipótese de que todas as obras serão concluídas no prazo previsto. Mas não foi o que aconteceu nos últimos dois ou três anos e nada garante que será diferente agora'', disse Luiz Pinguelli Rosa, diretor da Coordenação dos Programas de Pós-Graduação em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppe/UFRJ) e coordenador do congresso. ''Eu não sou tão otimista'', acrescentou.

O ex-secretário estadual de Energia e Petróleo do Rio Wagner Granja Victer também acha que a aposta do presidente do ONS se baseia num otimismo exagerado. ''Tenho o maior respeito pelo Mario Santos, mas discordo profundamente. Fazer esse tipo de previsão é um erro técnico, porque depende de a população continuar economizando, de ter chuvas suficientes e todos os investimentos serem concluídos. É como dizer que se tudo der absolutamente certo, nada dará errado'', afirmou.

Victer destaca que o sistema energético brasileiro ainda está muito frágil. ''Os investimentos estão patinando e a segurança dos reservatórios é menor do que em 1998. Se tivermos um período de seca forte, sem recuperação na fase das chuvas, poderemos ter problemas ainda no ano que vem'', disse. ''Numa situação que depende de tantas variáveis, é leviano prever segurança e também afirmar que teremos problemas ano que vem'', ponderou.

De acordo com Mario Santos, nos próximos sete anos, o país terá que ampliar sua produção de energia dos atuais 71 mil Megawatts (MW) para 110 mil MW para atender a um aumento anual de consumo estimado em 5,7%. Para viabilizar essa expansão, ele defende até a participação do setor público nos investimentos. ''Se a mão invisível do mercado for invisível demais, que se ajude a mão do mercado. Se o Estado tiver que voltar novamente a ser o instrumento estrutural de crescimento da oferta, deve intervir e garantir a expansão do sistema'', disse.

RIO - O Brasil corre o risco de novo déficit de energia em 2006.

Segundo o presidente do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Mário Santos, o planejamento da operação do sistema acusou possibilidades de que, em quatro anos, o consumo de energia seja igual ou maior do que a oferta. A previsão do setor é de que o consumo tenha crescimento anual de 5%, pelo menos, nos próximos anos. No primeiro trimestre de 2002, houve queda de 13,5%, ainda como reflexo do racionamento compulsório de eletricidade.

Um novo racionamento de energia em 2006 só ocorrerá, segundo o presidente do ONS, se as chuvas nos próximos anos repetirem as piores médias históricas dos últimos 70 anos e nenhum novo projeto de geração for feito. Segundo os estudos do órgão, o déficit nas Regiões Sudeste e Centro-Oeste poderia chegar a 8,4%. No Nordeste, o risco de déficit chega a 14%. O ONS trabalha com um risco de 5% como margem de segurança.

O planejamento do ONS leva em conta a construção de 16 térmicas e de novas hidrelétricas e linhas de transmissão já em processo de construção ou licitação. A entidade acredita, porém, que novos projetos serão iniciados até 2006, afastando de vez o risco de novo racionamento de energia.

Segundo Mário Santos, a demanda brasileira por energia vai crescer 5,7% por ano até 2009, tomando por base o novo patamar de consumo, pós-racionamento.

Pelos cálculos da Eletrobrás, divulgados ontem, o consumo do primeiro trimestre de 2002 caiu 13,5% em relação ao registrado nos três primeiros meses do ano anterior. A classe residencial foi quem mais economizou energia, com redução de 21,6%. As classes comercial e industrial economizaram 15,4% e 7,7%, respectivamente.

Mais cara - "Houve um extraordinário comprometimento dos consumidores residenciais com o programa de racionamento", disse Mário Santos. "A população economizou e agora paga por uma energia que não consumiu", protestou o presidente da ONG Ilumina, Roberto d'Araújo, sobre o seguro para contratação de térmicas emergenciais e o financiamento para cobrir as perdas das distribuidoras, que passaram a onerar ainda mais a conta de luz nos últimos meses.

A expectativa da Eletrobrás é que o consumo de energia atinja o nível registrado em 2000 ainda este ano, quando a taxa de crescimento ficará entre 7,5% e 8%. Segundo a empresa, a redução de consumo no Sudeste foi de 17,2%, e no Nordeste, de 17,3%. A demanda por energia no Nordeste deve ser superior à média nacional, por causa da expectativa de crescimento econômico e pelo potencial de expansão na base de clientes, disse Mário Santos. O aumento de consumo de energia na região deve ser de 8,1% nos próximos dez anos.

Na opinião de Roberto d'Araújo, a demanda brasileira deveria crescer pelo menos 6,9% ao ano para que fossem corrigidas algumas distorções sociais. "Há 13,5 milhões de municípios com renda muito baixa e consumo de energia abaixo do mínimo confortável. Destes, 47% sequer têm geladeira. Mas quem vai querer investir em levar energia para clientes que não têm dinheiro?"

O atraso no início das obras já licitadas para a construção de novas usinas elétricas no país e a desativação de outras, como as das termelétricas da Petrobras, poderão colocar o país às portas de um novo problema de escassez de energia em 2004.

O alerta foi feito ontem por especialistas reunidos no 9º Congresso Brasileiro de Energia, que está sendo realizado no Rio.

"Do jeito que estão as coisas, o normal é que os investimentos não ocorram. As eleições deste ano, a crise da Argentina e as oscilações do câmbio não estimulam o investimento por parte do setor privado", disse o físico Luiz Pinguelli Rosa, coordenador geral do congresso.

Professor da Coppe-UFRJ e presidente da SBPE (Sociedade Brasileira de Planejamento Energético), Maurício Tolmasquin concorda com a avaliação de Pinguelli Rosa. Segundo ele, 2004 pode ser considerada a data limite para a conclusão de todo o programa emergencial do governo.

Se até lá não saírem do papel novos investimentos na expansão da capacidade geradora, é praticamente certo que o país viverá uma nova situação de racionamento em 2004, afirmou ele.

Mário Santos, presidente do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), nega que haja risco de déficit de energia em 2004. "Com as 16 termelétricas já concluídas, temos condições de manter um colchão de segurança até 2005", afirmou.

O evento colocou frente a frente representantes do governo e críticos da política energética e apontou para o impasse do setor: a necessidade de investimentos de R$ 6 bilhões a R$ 8 bilhões anuais para tirar o país da beira da escuridão e a falta de mecanismos para garantir que isso aconteça.

Segundo Dilma Viana Raussef, secretária de Energia, Minas e Comunicação do Rio Grande do Sul, o problema é que não foram estabelecidas metas de expansão que obriguem as concessionárias a investir.

"Já as estatais estão proibidas de investir por força do acordo do governo com o FMI para manter o equilíbrio das contas públicas."

Como resultado, a expansão, deixada ao sabor do mercado, não anda. A ironia é que o setor elétrico está gerando recursos suficientes para fazer os investimentos necessários à expansão da oferta de energia.

Segundo Dilma, a recomposição das tarifas de energia, iniciada em 1994, resultou no aumento real (descontada a inflação medida pelo IGP) de 55% até outubro do ano passado. "O setor estatal tem hoje recursos para arcar com dois terços das necessidades de investimento em expansão do sistema", afirmou ela.

Pelas suas contas, só com o lucro líquido da Eletrobrás, que no ano passado foi de R$ 3,2 bilhões, mais R$ 3,4 bilhões de recursos da CCC (Conta de Consumo de Combustível) e da RGR (Reserva Geral de Reversão) -fundos abastecidos com dinheiro das tarifas de eletricidade-, seria possível financiar boa parte dos investimentos anuais.

"Há ainda o caixa das distribuidoras, privatizadas, que deve ser usado também para investimentos, já que o governo garante o equilíbrio econômico financeiro dessas empresas", disse.

A secretária gaúcha também reivindica a imediata liberação do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) como agente financiador dos investimentos estatais do setor.

ALAOR BARBOSA e NICOLA PAMPLONA

RIO - O sistema elétrico brasileiro vai demandar investimentos superiores a US$ 60 bilhões nos próximos dez anos, conforme projeções do presidente da Eletrobrás, Altino Ventura Filho. Segundo ele, o País precisará adicionar a cada ano cerca de 3 mil megawatts (MW) de capacidade de geração de eletricidade, o que eleva o total para 30 mil MW nesse período, apenas para atender à demanda normal, com crescimento estimado de 4,9% ao ano.

Sem criticar abertamente a opção que o governo tem apresentado para a expansão da capacidade através de termoelétricas movidas a gás natural, Ventura foi enfático na defesa do sistema hidrelétrico. Na sua opinião, os rios brasileiros ainda são capazes de atender as necessidades nacionais pelos próximos 20 a 25 anos, com as outras fontes de energia tendo participações residuais.

Ventura defendeu que a própria Eletrobrás assuma a construção da usina de Belo Monte, na Amazônia, pois considera que o empreendimento talvez não atraia o interesse do setor privado. "São 11 mil MW de capacidade em região com grandes questões ecológicas a serem administradas, inclusive o reassentamento de índios", justificou. Ele disse que a empresa está buscando parcerias com a iniciativa privada.

A empresa pode participar de novos projetos através de investimentos financeiros, além de cuidar de questões típicas de governo, como a questão ambiental. Após o empreendimento entrar em operação, a Eletrobrás venderia a sua participação. "Não queremos competir com o setor privado, até porque o País está precisando muito de novos recursos a serem alocados ao setor", enfatizou, lembrando que as subsidiárias da Eletrobrás, como Furnas e Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), estão liberadas para investir em novos projetos.

O presidente do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que participou com Ventura e outros especialistas do 9.º Congresso Brasileiro de Energia, disse que a energia deve ser tratada como serviço público, e não como commodity. "O governo tem a obrigação de garantir o fornecimento de energia", disse. Segundo ele, a área de transmissão também necessita de investimentos. Há um gargalo nas linhas de transmissão, que dificulta a operação do sistema. "A usina de Tucuruí, no Norte, está vertendo água porque não há como trazer a energia para os centros de consumo", explicou.

Furnas - A desverticalização de Furnas, proposta pelo governo federal, foi tema recorrente de críticas durante o evento. De acordo com o professor Maurício Tolmasquim, presidente da Sociedade Brasileira de Planejamento Energético (SBPE), a separação das atividades de geração e transmissão da estatal poderá provocar um aumento nas tarifas de transmissão de energia.

As atividades de transmissão de Furnas têm rentabilidade de apenas 1,4% e não seriam suficientes para manter uma empresa operando, disse. "A manutenção da empresa operando de forma integrada evita um novo aumento de tarifas", afirmou Tolmasquim.

Segundo ele, a atividade de geração garante a Fur.