SISTEMAS ISOLADOS DA REGIÃO NORTE, A NECESSIDADE DE SUBSÍDIOS EXPLÍCITOS: O CASO DA ELETROACRE
Breno Figueiredo
Secretário de Regulação Econômica da Agência Reguladora de Transportes Terrestres ANTT
Ruderico F. Pimentel
Professor do Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Federal Fluminense
Paulo Roberto de H. Sales
Professor do Instituto de Matemática e Estatística da UERJ e Assistente da Diretoria de Engenharia da Centrais Elétricas do Brasil S.A. -Eletrobrás.
RESUMO
Para que uma empresa possa atender adequadamente às necessidades energéticas dos sistemas eletricamente isolados brasileiros na Região Norte do país, a preços compatíveis com a renda local, são necessários subsídios, cujo estabelecimento deve corresponder a um consenso da sociedade brasileira através de seus órgãos representativos.
Estes subsídios devem ser transparentes e cuidadosamente ajustados e acompanhados, de modo que se minimize seus possíveis efeitos negativos sobre a eficiência produtiva e alocativa.
No quadro atual, os subsídios existentes são apenas parcialmente visíveis, ficando em grande parte encobertos, absorvidos nas contas das empresas estatais que operam na região. Ou seja, a ação direta do Estado como produtor substitui a maior parte dos subsídios necessários, obscurecendo a necessidade de um tratamento institucional adequado para os mesmos.
Este trabalho, a partir do estudo do caso concreto do abastecimento elétrico do Estado do Acre, ilustra essas observações anteriores e aponta a necessidade de que os esforços correntes de restruturação setorial considerem essa questão e busquem um novo desenho institucional, capaz de atender satisfatoriamente às necessidades daqueles sistemas. Este tema, até a data em que este artigo está sendo escrito, não parece estar recebendo a atenção devida nos fóruns em que se trabalha a necessária reformulação do modelo setorial.
1. Introdução
Os sistemas eletricamente isolados brasileiros, concentrados na Região Norte do país, dificilmente poderão, nas próximas décadas, ter seu suprimento elétrico realizado dentro de princípios exclusivamente comerciais. Para que uma empresa com finalidades lucrativas possa atuar nessa região e atender adequadamente às necessidades energéticas da população, a preços compatíveis com a renda local, são necessários subsídios. Para minimizar seus possíveis efeitos negativos sobre a eficiência produtiva e alocativa, esses subsídios devem ser transparentes e cuidadosamente ajustados e acompanhados.
No quadro atual, os subsídios existentes são apenas parcialmente visíveis, através da chamada “Conta de Consumo de Combustíveis dos Sistemas Isolados – CCC - ISOL”, que, pela Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, se encerrará somente em 2022, ficando os demais em grande parte encobertos, absorvidos nas contas das empresas estatais que operam na região. Ou seja, a ação direta do Estado como produtor substitui a maior parte dos subsídios necessários, obscurecendo a necessidade de um tratamento institucional adequado para os mesmos.
Tanto se os serviços forem executados pelo setor privado, como se o forem por empresas estatais, apenas o claro equacionamento de seus custos e necessidades reais pode permitir um tratamento transparente e consciente do problema.
O objetivo do presente artigo é, a partir do estudo do caso concreto do abastecimento elétrico do Estado do Acre, ilustrar as observações anteriores e apontar a necessidade de que os esforços correntes de restruturação setorial considerem essa questão e busquem um novo desenho institucional capaz de atender satisfatoriamente às necessidades daqueles sistemas. Este tema, até a data em que este artigo está sendo escrito, não parece estar recebendo a atenção devida nos fóruns em que se trabalha a necessária reformulação do modelo setorial.
Este trabalho nasceu da experiência direta dos autores como membros, por vários anos, do Conselho de Administração da Eletroacre, empresa federalizada sob controle da Eletrobrás, responsável pela distribuição de eletricidade no Estado do Acre.
Nas análise realizadas procurou-se identificar em separado os dados por segmento do negócio de energia elétrica, já que cada um deles apresenta problemas diferentes, mas igualmente conduzindo a custos mais elevados que a média nacional. Na geração, tem-se um custo mais elevado que no resto do país, por estar apoiada em formas de energia mais caras, sem escala e em localidades com dificuldades de acesso, o que encarece a manutenção dos equipamentos e o suprimento de energia elétrica. Também os custos de distribuição são elevados, e, principalmente, os custos de “comercialização”, incluindo, nestes últimos, os causados pelas perdas e inadimplência, comuns à região.
A questão da estrutura de capital e a do endividamento[1] não foram objeto do escopo do trabalho, já que o foco desta análise foi o “negócio de serviços de eletricidade” em si mesmo, suas possibilidades e insuficiências tarifárias, portanto, limitado àqueles valores contabilizados dentro da rubrica do “Resultado do Serviço”.
No que se segue, após uma discussão geral, na seção 2, da questão dos subsídios à eletricidade na Região Norte, descreve-se, na seção 3, o tratamento dado no quadro institucional vigente às especificidades da região. Na seção 4 apresentam-se as principais características do sistema de abastecimento do Estado do Acre dentro do contexto regional e, na seção 5, discutem-se os resultados da Eletroacre no período 1997 a 2001. Na seção 6, procura-se quantificar os custos e subsídios vigentes em 2001 e, finalmente, as principais conclusões estão sumariadas na seção 7.
2.
A Questão dos
Subsídios ao Abastecimento de Eletricidade na Região Norte – Aspectos Gerais
O atendimento às necessidades energéticas das localidades isoladas e, em particular, das situadas na região Norte, foco principal desse trabalho, defronta-se com uma oposição fundamental, que contrapõe uma estrutura de suprimento de energia bastante mais cara que nos sistemas interligados a uma comunidade de consumidores com padrões de renda bastante baixos em relação à média nacional, em muitos casos voltada a atividades extrativas de pequena escala e a uma agricultura de subsistência, vivendo em localidades que são, usualmente, de difícil acesso.
De forma a viabilizar, tanto a permanência destas comunidades, alguma delas situadas em regiões de fronteira, como a ocupação auto-sustentada do espaço amazônico, há necessidade de subsídios explícitos que gerem condições mínimas de sobrevivência e de integração na sociedade brasileira. Mais especificamente, o fornecimento de eletricidade em muitos locais só se torna viável se apoiado por fontes externas de recursos, o que deve ser feito de forma clara e transparente. Nesse sentido, a promulgação da Lei 10.438/02 foi de extrema importância, sobretudo no que concerne à universalização do atendimento, manutenção da CCC-ISOL até 2022, extensão da RGR até 2010, assim como a criação da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, que deverá se estender até 2027.
Hoje, o atendimento é feito de forma subsidiada mas sem transparência, conforme será mostrado para o caso do Estado do Acre, mais adiante, em parte através de subsídios gerais à geração térmica e, em parte, de forma implícita, sob a forma de prejuízos absorvidos pelas empresas distribuidoras e geradoras locais.
Embora eletricidade não possa ser incluída na relação dos bens públicos, como tipicamente a segurança pública, acredita-se que, nessas localidades, possa ser considerada com um bem semi-público[2], ou seja, cujo consumo não seja apenas do interesse direto de seus consumidores locais, mas também seja do interesse da sociedade como um todo.
Admitindo que o benefício social desse atendimento ultrapasse em muito o benefício privado, acredita-se que, embora a quantificação precisa dessa diferença seja quase impossível, ela justifique amplamente a introdução de fontes públicas de recursos para tanto.
Evidentemente, uma solução seria o atendimento direto pelo Estado e, desse modo, os prejuízos seriam cobertos automaticamente pelo orçamento público. Sem que se possa descartar essa alternativa, contra ela pesam os riscos inerentes às atividades gerenciais do Estado e o risco moral a elas associado, que tem levado a uma transferência progressiva das atividades produtivas estatais para o setor privado.
Através de um sistema de subsídios, separa-se a questão do objetivo social mais amplo do Estado do objetivo empresarial específico de lucratividade. Delimitado o quadro de direitos e deveres e viabilizada sua execução por mecanismos financeiros, resta ao gestor da empresa buscar operar da maneira mais eficiente possível, balizado pelas “regras do jogo” para ele estabelecidas no quadro institucional[3].
Admitindo como solução o subsídio explícito, de tal modo que o serviço possa ser prestado por organizações empresariais (ainda que estatais), restaria estabelecer sua fonte. Por razões de praticidade, acredita-se que ela possa ser definida a partir de alíquotas tarifárias[4], aplicadas em todo o país, assumindo que os consumidores representam aproximadamente o universo global dos contribuintes e que sua contribuição possa ser eqüitativamente estabelecida em função de seu consumo de eletricidade. Os valores necessários são de pequena monta se diluídos por todo o mercado, não trazendo impactos econômicos significativos; este é o caso da CCC-ISOL.
Uma solução dessa ordem é compatível com a estrutura de subsídios implícitos, inevitável na precificação de eletricidade, onde preços iguais são praticados para cada distribuidora, dentro de cada classe de consumidores. É evidente que os custos da estrutura de suprimento não são uniformes, dentro de cada área de concessão, e que a existência de subsídios cruzados é aceita como inevitável, sem qualquer discussão nesse tipo de indústria. A proposta aqui formulada apenas expande os espaços geográficos desses subsídios.
Vale destacar que, mesmo dentro das regiões em exame, os custos se diferenciam por sub-região. A solução de manter os subsídios cruzados internos à região pode ser, e é, parcialmente utilizada, sendo receitas geradas nos núcleos populacionais maiores, isto é, nas capitais, usadas para cobrir parte dos custos dos lugares menores. Estas receitas, porém, são insuficientes, sendo mesmo o suprimento nessas localidades maiores, em geral, dependente da geração de usinas térmicas de custo mais elevado.
Ainda afetando os custos ao consumidor e requerendo um estudo cuidadoso estão os efeitos dos impostos e taxas, particularmente o do Imposto sobre a Circulação de Mercadorias (ICMS), não apenas sobre a eletricidade produzida, mas também sobre seus insumos energéticos. Estes impostos são fonte significativa de recursos estaduais, mas um delicado balanceamento de seus efeitos deve ser também discutido ao se estruturar subsídios ao sistema elétrico local, tendo em vista reajustes adequados de suas alíquotas.
Acredita-se que algum nível de renúncia fiscal pelos governos estaduais, principalmente de parcelas do ICMS cobradas em cascata, sem possibilidade de recuperação, seja necessário, como contribuição local para a solução do problema e evitando que, com novos subsídios, se esteja também introduzindo mecanismos de transferência de rendas dos consumidores em geral aos governos estaduais.
Um último ponto a ser comentado e não menos importante, refere-se a alguns dos problemas que normalmente acompanham a instauração de qualquer subsídio, tais sejam os estímulos gerados à ineficiência, tanto ao consumo exagerado por parte dos consumidores, como à ineficiência produtiva das empresas do setor.
O primeiro deles pode ser razoavelmente controlado pela fixação de preços da eletricidade nas localidades subsidiadas próximos dos preços nacionais e de tal modo que não se crie condições artificiais para sua utilização e para a atração de grandes consumidores. Já o segundo dependerá de uma permanente e difícil ação do agente regulador, a quem caberá examinar constantemente o nível desses subsídios e seu ajuste no tempo, de modo a preservar pressões no sentido de uma maior eficiência. Esse, todavia, é um problema permanentemente enfrentado pela regulamentação em geral, no tratamento dos monopólios naturais.
É intenção desse artigo destacar os problemas hoje enfrentados no atendimento da região e a precariedade das “regras do jogo” em vigor, para que essa questão não seja esquecida e, pelo contrário, tenha um tratamento adequado, no âmbito do amplo processo de reformas institucionais[5] por que vem passando o setor elétrico brasileiro.
3.
Quadro
institucional – mudanças e impactos nos sistemas isolados da região norte
Na legislação vigente, o principal mecanismo de subsídio explícito ao atendimento elétrico às localidades isoladas, supridas por geração termelétrica, é o da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC-ISOL), que visa a compensar geradores térmicos nos sistemas isolados em que a opção hidrelétrica competitiva não seja viável, reduzindo os preços a serem pagos pelos consumidores locais e, de um certo modo, redistribuindo as vantagens do potencial hidrelétrico brasileiro por todo o território nacional.
Esta conta tem seus recursos formados por pagamentos realizados por todos os consumidores do país, proporcionalmente à sua participação no mercado. São anualmente revistos e fazem parte dos custos a serem remunerados pelas tarifas reguladas.
No caso dos sistemas isolados, a CCC reembolsa os geradores locais de uma parcela de seus custos com combustíveis fósseis no que estes excederem o chamado “equivalente hidráulico”, ou seja, a tarifa que se gastaria com uma geração hidrelétrica equivalente, valor estabelecido pela Aneel, hoje fixado em R$25,12/MWh.
Para evitar estímulos à geração ineficiente, este reembolso é ainda limitado ao que seria auferido por um gerador com consumo específico máximo (0,30 l/MWh). Como grande parte do parque instalado não atende a esse limite de eficiência e como outros custos relevantes de manutenção e operação não são cobertos, a CCC costuma ser insuficiente para efetivamente equalizar os custos de geração das localidades isoladas com os custos de geração hidrelétrica.
Essas sistemática é insuficiente como subsídio ao atendimento elétrico dessas localidades isoladas, também, por estar focada apenas na geração sem levar em conta as ineficiências provindas da falta de escala e as enormes dificuldades locais de distribuição e comercialização.
Este mecanismo da CCC, tinha data
marcada para deixar de existir, sendo que a legislação havia estabelecido seu
fim em Maio de 2013, sem previsão de nova sistemática alternativa. Conforme
dito anteriormente, a Lei 10.438 prorrogou sua vigência até 2022.
Nesse
sentido, é importante destacar o Art. 18, que altera o Art. 11 da Lei 9.648/98,
passando a vigorar os seguintes parágrafos:
“”§ 3o É
mantida, pelo prazo de 20 (vinte) anos, a partir da publicação desta Lei, a
aplicação da sistemática de rateio do custo de consumo de combustíveis para
geração de energia elétrica nos sistemas isolados, estabelecida pela Lei no
8.631, de 4 de março de 1993, na forma a ser regulamentada pela Aneel, a qual
deverá conter mecanismos que induzam à eficiência econômica e energética, à
valorização do meio ambiente e à utilização de recursos energéticos locais,
visando atingir a sustentabilidade econômica da geração de energia elétrica
nestes sistemas, ao término do prazo estabelecido.
§ 4o Respeitado
o prazo máximo fixado no § 3o, sub-rogar-se-á no direito de
usufruir da sistemática ali referida, pelo prazo e forma a serem regulamentados
pela Aneel, o titular de concessão ou autorização para:
I
- aproveitamento hidrelétrico de que trata o inciso I do art. 26 da Lei no
9.427, de 26 de dezembro de 1996, ou a geração de energia elétrica a partir de
fontes eólica, solar, biomassa e gás natural, que venha a ser implantado em
sistema elétrico isolado e substitua a geração termelétrica que utilize derivado
de petróleo ou desloque sua operação para atender ao incremento do mercado;
II -
empreendimento que promova a redução do dispêndio atual ou futuro da conta de
consumo de combustíveis dos sistemas elétricos isolados.
§ 5o
O direito adquirido à sub-rogação independe das alterações futuras da
configuração do sistema isolado, inclusive sua interligação a outros sistemas
ou a decorrente de implantação de outras fontes de geração."
Desse modo, esta legislação aponta para a busca de soluções alternativas de geração, visando a que esses sistemas venham a alcançar, no futuro, a auto sustentabilidade. Do ponto de vista econômico-financeiro, é importante que as opções energéticas consideradas no inciso I do § 4o, acima citado, sejam também capazes de atender o previsto no inciso II, ou seja, que venham a efetivamente reduzir os custos do suprimento dessas localidades.
Embora o apoio dado pela CCC-ISOL seja fundamental para a redução dos custos de geração dos sistemas isolados, em grande parte destes, conforme indicam os valores analisados para o caso da Eletroacre, ele ainda é insuficiente para levar os custos da energia gerada nesses sistemas para os mesmos níveis do sistema integrado[6], devido às peculiaridades locais, entre elas, a falta de escala e as dificuldades de acesso.
O subsídio da CCC-ISOL, embora necessário, é ainda insuficiente, também, face aos custos de distribuição e comercialização, agravados pelas condições sócio-econômicas vigentes. Assim, necessita-se que sejam implementados, dentro do processo de reformulação institucional do setor elétrico, novos mecanismos de subsídios, construídos a partir de uma visão mais completa, com foco no custo global do atendimento, vis à vis a enorme carência da maioria das localidades isoladas.
Essa, na verdade, parece ter sido, também, a posição
assumida pela Coopers&Lybrand em seu relatório do Projeto RE-SEB[7]
e que não foi mais discutida, nem implementada, enquanto tantas outras
sugestões desse relatório o foram.
4.
Eletroacre e
Sistemas Isolados da Região Norte
De
acordo com o último Plano de Operação dos Sistemas Isolados do Grupo Técnico
Operacional da Região Norte – GTON, no ano de 2001 estes eram formados por 303
sistemas isolados, atendidos por 1242 unidades geradoras, com uma capacidade
total de 2595 MW, dos quais 2052 MW de origem térmica.
Em
seu conjunto, corresponderam a uma população de cerca de 4,5 milhões de
pessoas, com 2,5 milhões de consumidores e um consumo total anual de 7,9 Twh.
Em termos nacionais, o mercado total de todos os sistemas isolados, incluídas a Região Norte e as demais, representava, naquele ano, apenas 2% do mercado nacional (embora cobrindo cerca de 45% do território do país). A mera observação dessa participação reduzida permite, desde já, indicar que, qualquer que seja o subsídio necessário, ele não pode ter peso significativo, quando diluído no conjunto global de consumidores.
Por suas diferenças em termos de escala e, consequentemente, de custos, cumpre separar os sistemas das capitais e das cidades que as circundam, ou seja, de Manaus, Porto Velho, Macapá, Rio Branco e Boa Vista, dos demais, embora, mesmo nestes casos, os custos de geração sejam significativamente mais elevados que no resto do país.
Nos sistemas das capitais a geração é, em alguns casos, exclusivamente a diesel e, em outros, uma combinação de térmicas a diesel e de hidrelétricas, e nestes sistemas maiores algumas mudanças estão em curso. O gás natural de Urucu está em desenvolvimento e deverá ser aproveitado para geração termelétrica em Manaus e Porto Velho a partir de 2003. O sistema de Rio Branco será interconectado ao de Porto Velho e o de Boa Vista já está interconectado ao sistema venezuelano.
Não obstante a introdução do gás natural em algumas localidades, ainda assim, deve-se notar que os custos de geração continuarão ainda relativamente bastante elevados. O custo real da geração a gás natural, hoje estimado em cerca de US$ 38/MWh, é, ainda, muito superior aos R$ 46/MWh, por exemplo, que a Eletroacre pagou à Eletronorte em 2001 pela energia gerada em Rio Branco.
Já nos sistemas menores, a geração a diesel é a que se mostra mais competitiva, apesar de se estar realizando algumas experiências pioneiras quanto ao uso de fontes alternativas. Mesmo que estas experiências sejam bem sucedidas, não se espera que, além de vantagens ambientais, reduções de custos expressivas possam ser alcançadas.
Nesses locais, além da falta de escala, os custos de operação e manutenção são agravados pelas dificuldades de acesso, comumente dependente de transporte aéreo e de navegação fluvial, principalmente do primeiro, já que, em algumas estações do ano, o regime de chuvas compromete a logística de abastecimento.
Focando no caso aqui examinado do Estado do Acre, nele atuam três empresas: a Eletronorte, responsável pelo parque gerador do sistema de Rio Branco, de 98 MW de capacidade instalada, a Eletroacre, que detém a concessão de distribuição no resto do Estado, e a Guascor, produtor independente, contratado pela Eletroacre para a geração nos quinze sistemas isolados do interior.
Dentro de um processo mais geral de federalização de empresas estaduais, tendo em vista o equacionamento de sua situação financeira e sua posterior privatização, a Eletroacre passou em 1997 para um sistema de gestão compartilhada do governo do Estado e da Eletrobrás, que foi sucedido em 1998 pela compra de toda a participação acionária do Estado pela Eletrobrás, assumindo esta última o controle pleno da empresa. É, assim, este período, que vai de 1997 a 2001, o foco principal da análise que se segue.
5.
Análise dos
Resultados do Serviço da Eletroacre entre 1997-2001,
Resumindo a situação presente (em 2002) da Eletroacre, pode-se dizer que a empresa consegue manter suas receitas ligeiramente acima das despesas operacionais, levando a um resultado do serviço inferior a um milhão de reais, ou, mais especificamente, de R$ 207 mil em 2001.
Embora o tratamento de seu endividamento não seja o objetivo desse trabalho, cumpre comentar que a empresa, em 31.12.01, acumulava um débito de cerca de R$ 118 milhões, que, se somado à parcela de R$ 70 milhões de divida vencida, transformada em adiantamento destinado para aumento de capital, ultrapassaria o valor do Ativo total da empresa na mesma data.
Deve-se observar que, além do resultado do serviço, acima assinalado, em 2001 a empresa consegue compensar cerca de quatro milhões de reais do ICMS, pago na compra de óleo, contra o ICMS que cobra relativo ao fornecimento de energia elétrica. Este valor, todavia, não afeta seu resultado e não aparece na sua demonstração de resultados, nem como parte da despesa de compra de energia, nem como crédito contra o ICMS pago.
Uma estimativa da caixa gerada por ela, então, pode ser obtida se acrescentarmos, ao resultado do serviço, cerca de R$ 3,7 milhões, correspondentes aos valores contábeis anuais de depreciação e amortização, e se subtrairmos cerca de R$ 2,8 milhões faturados e não recebidos, constatando-se que a empresa, em valores aproximados, conseguiu gerar, em 2001, apenas cerca de R$ 1,1 milhões de caixa na atividade de fornecimento de energia elétrica.
Ou seja, em 2001, desconsiderado o serviço de sua dívida, a Eletroacre foi capaz de gerar internamente recursos que correspondem apenas a uma parte mínima dos R$ 14,4 milhões por ela investidos no ano e que, para sua realização, dependeram de novos empréstimos. Isto sem considerar os R$ 5,4 milhões do Programa “Luz no Campo”, este nitidamente de cunho social e com participação específica do Estado e da Eletrobrás.
Essa situação pode melhorar se a empresa conseguir reduzir o percentual atual de perdas e de inadimplência, o que permitiria que ela efetivamente gerasse internamente uma parcela mais elevada da necessidade de recursos para a realização dos investimentos de que necessita.
Note-se, todavia, que estas perdas são menos técnicas que comerciais e que, em parte, se relacionam às dificuldades econômicas da população, claramente exemplificadas pelo grande número de invasões (e extensões e gatos) que vão se ampliando na periferia da cidade de Rio Branco.
No quadro aqui discutido, como foi dito, não se pretende examinar a sua estrutura de capital e endividamento. Dos grandes números apontados, porém, fica claro que a empresa não parece estar em condições de gerar nem dividendos nem recursos para pagamento de seu endividamento presente, ou seja, o mesmo terá que ser, em sua maior parte, convertido em capital (capitalizado).
Por uma avaliação econômico-financeira (e não social), algum endividamento adicional só pode se justificar, caso a caso, para eventuais projetos capazes de reduzir as perdas da empresa e que, desse modo, tenham a capacidade de gerar recursos capazes de cobrir o serviço da dívida assumida para sua execução.
Em anexo podem ser vistos, nas Tabelas 1 a 6, os valores do “Resultado do Serviço” da Eletroacre no período entre 1997 e 2001. Eles estão apresentados, separadamente, para a empresa como um todo, para o Sistema de Rio Branco e para o total dos Sistemas do Interior. Estes dois tipos de sistemas apresentam uma situação bastante diferente em função das suas diferenças de escala e de custos e, por isso, se busca aqui separá-los para fins de estudo. Note-se que o Sistema de Rio Branco corresponde a cerca de 77% do mercado e apenas a cerca de metade das despesas operacionais.
A abertura entre capital e interior foi realizada pela Diretoria Financeira da Eletroacre, em parte considerando custos diretos, em parte rateios aproximados das contas entre os dois sistemas. À medida que evoluam os esforços internos da empresa no aprimoramento de seu sistema de contabilidade gerencial, espera-se poder vir a ter dados mais precisos para balizar esse tipo de análise.
Mesmo com alguma margem de erro, inerente às simplificações que deram base aos rateios realizados, os valores obtidos fornecem uma estimativa dos resultados dos dois sistemas, suficiente para dar uma idéia bastante aproximada do montante de subsídios cruzados internos ao Estado, assim como da diferente natureza dos problemas enfrentados em cada um desses sistemas.
Os mesmos valores são apresentados em reais (Tabelas 1 a 3) e em reais por MWh faturado (Tabelas 4 a 6). Esses últimos foram calculados buscando um indicador mais simples, um pouco mais independente do tamanho do mercado e, portanto, mais adequado para permitir comparações mais diretas com outras empresas e, em particular, para estudos similares que venham a ser feitos para outras empresas da Região Norte.
Deve-se observar que os valores destas últimas tabelas foram expressos, em geral, em reais por MWh faturado, ou seja, incluem implicitamente o impacto das perdas, já que são divididos apenas pela parcela da energia gerada que foi efetivamente vendida aos consumidores finais, por ser um melhor indicador de seu peso na situação financeira da empresa. Apenas em alguns dos casos, em que se discute especificamente os custos da energia gerada, adotou-se, para estes, como unidade, R$/MWh comprado, para facilitar a comparação com os custos de geração em outras regiões do país.
Da análise do período 1997-2001, com a gestão da Eletroacre sendo realizada com a participação e depois sob o controle da Eletrobrás, pode-se, então, extrair algumas observações pontuais sobre a evolução do desempenho da empresa no período, conforme observável nas Tabelas em anexo:
(a) o resultado do serviço ao longo do período em exame apresentou algum progresso, saindo de um valor negativo para um pequeno superávit, com algumas oscilações, mas com tendência de melhora;
(b) isso se deu porque as despesas operacionais cresceram em média 13,7 % ao ano, em valor nominal, contra um crescimento da receita líquida de 18,3%;
(c) esse resultado foi obtido apesar do aumento dos custos da energia comprada e do combustível ter se dado a taxas mais elevadas que as de crescimento da receita;
(d) o conjunto PMSO (Pessoal, Material, Serviço de Terceiros e Outros) caiu em termos nominais e, mais ainda, em termos reais; isso correspondeu a um esforço da empresa de redução de custos, mas também ao fato de ter terceirizado o suprimento das localidades isoladas do interior (acrescentando, em contrapartida, o custo de compra dessa energia);
(e) o resultado para os sistemas do interior piorou bastante, aumentando o déficit a ser compensado pelos resultados da capital; deve-se notar, porém, que a qualidade do atendimento melhorou, até mesmo por obrigação legal, e os investimentos na substituição das usinas mais antigas e sua ampliação passaram a ser de responsabilidade de terceiros e seus custos estão entrando, indiretamente, nesse resultado, através do valor de compra de energia;
(f) já no sistema da capital, o resultado melhorou expressivamente, mesmo com a tarifa de compra da Eletronorte crescendo a taxas mais elevadas que a de fornecimento;
(g) os pontos críticos, que ficam aparentes, todavia, e que contaminam os resultados, referem-se à situação de perdas e de inadimplências; as últimas, marcam, talvez, o melhor resultado obtido pela empresa, reduzindo seu valor da ordem de 15% do faturamento para cerca de apenas 4%; já para as perdas não se pode dizer o mesmo, tendo as mesmas, em unidades físicas, aumentado cerca de 11,3% ao ano no interior (contra 11,1% da energia faturada) e cerca de 14,0% ao ano na capital (contra 5,1% da energia faturada);
(h) embora as perdas no interior sejam menores, elas são mais caras que na capital, porque referem-se a uma energia mais cara; em 2001, pode-se estimar seu valor em cerca de 7,4 milhões de reais (custando apenas 2,8 milhões para a empresa, devido à compensação da CCC); na capital essa estimativa é de 4,9 milhões, já que a energia vendida pela Eletronorte tem custos muito inferiores a seu valor real; em um total, para a empresa, da ordem de 7,7 milhões de reais;
(i) a inadimplência, embora mais controlada, é mais cara, em termos unitários, que as perdas, pois envolve o pagamento pela empresa de ICMS e impostos; em uma situação de regime, ela está implicando uma perda de quase 5% do faturamento da empresa; estima-se um valor de R$ 0,8 milhões no interior e de R$ 2,1 milhões na capital, totalizando R$ 2,9 milhões;
(j) apenas como uma especulação, caso se conseguisse reduzir as perdas pela metade (para cerca de 13% da energia comprada) e a inadimplência também pela metade (para cerca de 2% do faturamento, em regime), se adicionaria ao resultado do serviço R$ 5,3 milhões, aproximadamente um terço das necessidades atuais do programa de investimentos da empresa;
(k) assim, apenas no melhor cenário, com uma estabilização/redução dos preços de combustível e da energia comprada e mantidos os subsídios já recebidos, a empresa pode chegar a atender suas necessidades de expansão apoiada em recursos próprios, para, em um futuro mais distante, poder vir a reduzir o seu endividamento e pagar dividendos a seus acionistas.
6.
A Necessidade de
Subsídios
A análise desenvolvida no item anterior, concernente aos resultados da Eletroacre entre 1997 e 2001, permite afirmar que a necessidade de subsídios da empresa é, no mínimo, a atualmente recebida, desde que incluídos os subsídios indiretos embutidos na energia vendida pela Eletronorte por preços muito inferiores ao seu custo de geração.
Desse modo, e ignorado seu atual endividamento, ela pode vir a ser capaz de gerar os recursos de que necessita para a expansão, desde que contando ainda com uma significativa e difícil redução do nível atual de perdas e uma expansão de mercado[8], que proporcione ganhos de escala e aumento da produtividade.
Cabe, ainda, acrescentar que, internamente à sua área de concessão, a empresa pratica, hoje, subsídios cruzados, transferindo receitas do sistema da capital para cobrir custos nos sistemas menores do interior. Tomando como base os valores relativos ao ano de 2001, a empresa teve um resultado do serviço R$ 7,0 milhões em Rio Branco, que serviu para cobrir o déficit de R$ 6,8 milhões nos sistemas do interior.
Em termos do fluxo de caixa estimado correspondente, somando-se a parcela de “depreciação e amortização” e subtraindo-se a inadimplência (diferença entre o faturado e o arrecadado), chega-se a uma receita de R$ 7,8 milhões em Rio Branco e a um déficit de R$ 6,6 milhões nos sistemas do interior, resultando nos R$ 1,2 milhões de caixa para a empresa como um todo, acima citados.
Quanto aos subsídios explícitos, em 2001 a Eletroacre recebeu da CCC um valor líquido de cerca de R$ 19 milhões, igual a 84% de suas compras de óleo para geração nos sistemas do interior, eqüivalendo a 28% do valor de toda a energia vendida (no interior e na capital) pela empresa.
Além desse subsídio direto, ela comprou energia da Eletronorte, pagando uma tarifa artificialmente baixa de R$ 46/MWh (ou R$ 63/MWh faturado, considerando as perdas), muito inferior aos custos reais da Eletronorte.
Mesmo sem dispormos dos custos reais da Eletronorte, estes valores podem ser estimados. A despesa daquela empresa com a compra de óleo para o Sistema de Rio Branco em 1999 foi da ordem de R$ 56 milhões de reais, acrescida de uma parcela de ICMS, não compensável, de R$ 9,2 milhões, o que nos indica um custo com óleo de cerca de R$ 180/MWh gerado pela Eletronorte (R$ 224/MWh faturado pela Eletroacre em Rio Branco), acrescido de uma parcela de R$ 30/MWh de ICMS. Parte dessa despesa foi compensada pela CCC, de valor estimado de R$ 150 /MWh.
Para as demais despesas da Eletronorte, incluindo a remuneração de seu capital, podemos estimar, conservadoramente, que elas tenham que ser no mínimo metade do que se paga à Guascor para gerar no interior, ou seja, no mínimo R$ 50/MWh comprado.
Desse modo, o custo efetivo da geração em Rio Branco pela Eletronorte pode ser conservadoramente estimado em R$ 260 /MWh, dos quais R$ 150/MWh são cobertos pela CCC e a diferença entre os demais R$ 110/Mwh e os R$ 46 /MWh pagos pela Eletroacre são prejuízo direto da Eletronorte.
Esses últimos valores, em 2001, levariam a um subsídio da ordem de R$ 55 milhões, coberto pela CCC, e de mais R$ 27 milhões pela Eletronorte, sendo que, dessa última parcela, cerca de R$ 10 milhões correspondem ao ICMS não compensado[9].
Totalizando, podemos estimar que o atendimento às necessidades do Estado em 2001 absorveram um volume de subsídios de cerca de R$ 101 milhões, contra um faturamento líquido com a venda de eletricidade de R$ 66 milhões. Desses subsídios, R$ 74 milhões são cobertos pela CCC, agregando as parcelas recebidas pela Eletroacre e pela Eletronorte, e R$ 27 milhões são cobertos, implicitamente, pela Eletronorte.
7.
Conclusões
O fornecimento de energia elétrica às localidades isoladas da Amazônia não pode ser realizado em bases exclusivamente comerciais. Conforme indicado pela análise do fornecimento ao Estado do Acre, ele requer subsídios, principalmente, mas não exclusivamente, devido aos elevados custos locais de geração. Estes subsídios podem ser pensados como uma extensão a estes locais dos benefícios trazidos pelo sistema integrado e pela disponibilidade no país de um potencial hidrelétrico extremamente competitivo.
A CCC-ISOL fornece um mecanismo para parte dos subsídios necessários, mas não responde pela totalidade das necessidades locais. A Lei 10.438/02, ao estender esses subsídios até 2022, mitigou o problema, mas ainda faltam medidas institucionais para seu adequado equacionamento.
Considerando-se a situação da Eletroacre no período
1997-2001, pode-se observar que a empresa conseguiu reduzir seus níveis de
inadimplência, mas ainda não teve sucesso no combate às perdas, em sua maioria
comerciais e, em grande, parte reflexo das dificuldades encontradas pelos
consumidores da periferia dos centros urbanos de Rio Branco e Cruzeiro do Sul.
No período considerado, a empresa regularizou débitos diversos, tais como com o INSS e com a Petrobrás, mas chegou a dezembro de 2001 com um débito acumulado da ordem de cem milhões de reais, praticamente todo com a Eletrobrás, que dificilmente poderia ser amortizado com recursos gerados internamente, principalmente face à necessidade de investimentos na região. A capitalização da parte desse débito foi inevitável e representa a resolução de um “estoque” de insuficiência passada de recursos.
Mantendo a política presente de combate à inadimplência, com alguma melhora no combate às perdas e com aumento de escala no consumo, a empresa poderá no futuro vir a gerar recursos próprios suficientes para suportar seu programa de investimentos.
O nível de subsídios atuais não pode, porém, ser reduzido. Conforme indicado, em 2001 estimou-se em cerca de R$ 27 milhões o prejuízo efetivo da Eletronorte em Rio Branco, subsídio implícito ao suprimento ao Estado do Acre, além dos R$ 74 milhões cobertos pela CCC para a geração em todo o Estado. Isso, sem considerar a absorção das dívidas passadas da Eletroacre, conseqüência das insuficiências passadas de recursos, e continuamente pressionadas pelas necessidades de investimentos.
Algumas mudanças estão previstas, representadas pela substituição da geração a óleo em Rio Branco e pela geração a gás natural em Porto Velho, energia essa a ser transmitida para Rio Branco, integrando esta cidade com o resto do sistema elétrico brasileiro. Deve-se destacar, todavia, que esta mudança requer que seja desenhado um novo sistema de subsídios para essa energia, de modo a não alterar o preço de compra pela Eletroacre.
Caso se prefira preservar um modelo similar ao atualmente adotado, subsidiando parte dos custos do gás natural por algum mecanismo especial, como o da CCC-ISOL, ainda assim, do ponto de vista de Eletroacre, mecanismos adicionais explícitos precisam ser criados, de tal modo que o custo da energia em Rio Branco, para a empresa, não se altere, já que ela não teria condições de arcar com qualquer aumento no custo médio da energia comprada[10].
Do ponto de vista do sistema como um todo, mesmo com esses novos mecanismos, se terá uma redução significativa da necessidade de subsídios para a geração, já que os custos globais de geração cairão sensivelmente[11].
Um aspecto complementar que precisa ser equacionado, refere-se ao impacto de tal mudança nas receitas estaduais de ICMS. A geração a óleo tem hoje participação expressiva na formação dessas receitas no Estado do Acre e a mudança do polo gerador para Porto Velho trará efeitos sobre o Estado, que devem ser examinados.
Independentemente da necessidade de reformulação dos mecanismos atuais, trazida pela provável substituição da geração a óleo pela geração a gás natural, a explicitação clara dos subsídios hoje existentes é uma necessidade em si mesma. Hoje, eles ficam encobertos, diluídos nas contas da Eletronorte.
Apenas com regras claras e transparentes eles poderão ser dimensionados corretamente e, ainda que com todas as dificuldades trazidas pela assimetria de informações entre o regulador e as empresas reguladas, acompanhados e monitorados, de tal modo que seu nível não seja nem insuficiente, incapaz de atender às necessidades locais, nem em excesso, promotor de ineficiências.
Além disso, se se deseja que as empresas de energia elétrica tenham desempenho transparente, capaz de se refletir em um mercado de capitais eficiente, é necessário separar-se os efeitos das ações de governo daquelas de natureza empresarial, mesmo no caso de empresas estatais, o que requer que os subsídios, claramente necessários para o fornecimento de eletricidade às localidades isoladas do país, venham a ter tratamento institucional adequado.
Os mecanismos de transferência de renda não são incompatíveis com um desenho eficiente do sistema econômico e, muito pelo contrário, apenas quando estes mecanismos são tratados de forma transparente, conforme aqui se defende, é que eles permitem que as ações empresariais envolvidas possam ser objetivamente avaliadas.
ANEXOS
