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PROINFA E CDE: QUESTIONAMENTOS SOBRE A LEGISLAÇÃO E REGULAMENTAÇÃO *CLAUDIA ROSANA FELISBERTO ALEXANDRE SALEM SZKLO *DOUTORANDA EM PLANEJAMENTO ENERGÉTICO/COPPE/UFRJ E PESQUISADORA DO CENTRO DE ECONOMIA ENERGÉTICA E AMBIENTAL. PROFESSOR-COLABORADOR DO PROGRAMA DE PLANEJAMENTO ENERGÉTICO DA COPPE/UFRJ. 1. RESUMO O incentivo adequado às fontes alternativas de energia constitui um fator crucial de inserção destas fontes na matriz energética nacional. Em 2002, o governo brasiLeiro estabeleceu um marco institucional importante com a criação do PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas e da CDE – Conta de Desenvolvimento Energético (ambos instituídos na Lei 10.438 de 26 de abril de 2002 e regulamentados pelo Decreto 4.541 de 23 de dezembro de 2003). Este artigo analisa o PROINFA e a CDE, conforme sua capacidade de viabilizar investimentos em biomassa, energia eólica e pequenas centrais hidrelétricas. Dentre os principais temas relacionados à criação do PROINFA, estão a forma de aquisição da energia, a determinação dos preços e a definição de produtor autônomo independente. Relativamente à CDE, por sua vez, destaca-se a forma de composição e alocação dos recursos dessa conta. Finalmente, identificam-se quatro imprecisões da atual formulação da legislação e regulamentação, que podem afetar negativamente a implementação do Programa. 2. ABSTRACT The incentive to renewable energy sources is crucial to improve their use in the Brazilian energy matrix. In 2002 an important institutional benchmark designed to boost renewable energy sources was Law 10,438 of 26th April 2002, which established the so-called PROINFA Program (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas), and an energy fund called CDE (Conta de Desenvolvimento Energético). These incentives were regulated by Ordinance 4,541 of December 2003. This article analyses PROINFA and CDE ,assessing their ability to improve the investments in biomass, wind energy and small scale hydropower plants. The main issues related to the implementation of PROINFA, in its present status, are the energy acquisition mode, the energy price fixation and the independent autonomous producer definition. Regarding CDE, the issue mostly concerns the composition and the allocation of the financial resources provided by this fund. Finally, this article identifies four fragilities of the current status of PROINFA that can undermine its suitable implementation.

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3. INTRODUÇÃO A Lei 10.438/02 representa uma perspectiva alvissareira de implementação de um programa específico de incentivo às fontes alternativas de energia no Brasil. Entretanto, esta Lei, cujo texto é extremamente complexo e abrange vários assuntos simultaneamente1, é pouco precisa acerca dos temas principais que norteiam a criação do PROINFA e da CDE. O objetivo principal deste artigo é discutir as implicações dessas imprecisões para a efetiva e adequada implementação do Programa. Assim, além da presente introdução, o artigo divide-se em quatro outras seções. A segunda seção apresenta as fases e os objetivos do PROINFA, destacando os problemas relacionados com a definição do produtor autônomo independente, a forma de aquisição da energia elétrica e a determinação dos preços desta energia. A terceira seção analisa a forma de distribuição dos recursos provenientes da CDE. A quarta identifica algumas imprecisões presentes na atual legislação e regulamentação do Programa,2 que podem comprometer a sua adequada implantação.3 Finalmente, tecem-se as considerações finais. 4. A CRIAÇÃO DO PROINFA E SUAS FASES A seguir, apresentam-se os principais itens da primeira etapa de implantação do PROINFA, baseadas na Lei 10.438 e no Decreto 4.5414. Esses itens dizem respeito a: i) objetivos e administração do Programa; ii) definição de Produtor Independente Autônomo (PIA); iii) forma de aquisição da energia; iv) contratos; v) rateio de custos e da energia e vi) chamada pública. O Artigo 3º da Lei 10.438 instituiu o PROINFA, com o objetivo principal de “aumentar a participação da energia elétrica produzida por empreendimentos de Produtores Independentes Autônomos, concebidos com base em fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, no Sistema Elétrico Interligado Nacional”. Na regulamentação do PROINFA foi estabelecido que o Programa será administrado pelo Ministério das Minas e Energia - MME, com as seguintes atribuições5: estabelecer o planejamento anual de ações a serem implementadas; 1

Além do incentivo às fontes alternativas de energia, a Lei dispõe também sobre a expansão da oferta de energia elétrica emergencial, a recomposição tarifária extraordinária, a universalização do serviço público de energia elétrica, dá nova redação às Leis 9.427, de 26 de dezembro de 1996, 9.648, de 27 de maio de 1998, 3.890-A, de 25 de abril de 1961, 5.655, de 20 de maio de 1971, 5.899, de 5 de julho de 1973, 9.991, de 24 de julho de 2000, e outras providências. 2 Este artigo abrange a legislação correlata ao PROINFA e à CDE até 10 de fevereiro de 2004. 3 Entende-se como uma implementação adequada aquela que se coaduna com os próprios objetivos do Programa, que é desenvolver e inserir na matriz energética brasiLeira as fontes alternativas de energia, sem, contudo, comprometer outros possíveis objetivos da política energética nacional, como a promoção da transparência na determinação dos preços da eletricidade para o consumidor não livre (ou regulado), o aumento da eficiência alocativa e dinâmica do setor elétrico brasiLeiro, a conservação de recursos energéticos, e, mesmo, a eliminação de subsídios providos para desenvolvimento e aplicação de alternativas energéticas já competitivas no mercado (i.e., fontes que não necessitam de incentivos para ser competitivas). 4 O Decreto 4.541, de 23 de dezembro de 2002, regulamenta os arts. 3º (criação do PROINFA), 13º (criação da CDE), 17º (mudança na redação da Lei 9.427 artigos 3º, 13º, 17º e 26º) e 23º (mudança na redação da Lei 5.655 e 9.496, artigo 14º) da Lei 10.438. 5 Artigos 5º, 6º e 7º do Decreto 4.541, de 23 de dezembro de 2002.

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estabelecer e divulgar os valores econômicos; definir medidas de estímulo ao avanço tecnológico que se reflitam, progressivamente, no cálculo dos valores econômicos; e submeter ao Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, o planejamento anual do PROINFA. A Lei 10.438 criou a definição de Produtor Independente Autônomo – PIA, “aquele cuja sociedade não é controlada ou coligada de concessionária de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica, nem de seus controladores ou de outra sociedade controlada ou coligada com o controlador comum”6. Esta definição poderá representar certa limitação para os possíveis empreendedores, uma vez que, muitos deles já possuem vínculo com distribuidoras de energia elétrica. Na verdade, existe um estreitamento nas definições de PIA e Produtor Independente (PI), definido pelo Decreto 2003 de 19967. Não obstante, o Poder Executivo poderá autorizar a Eletrobrás a realizar contratações com PI que não atendam os requisitos da definição de produtor autônomo (PIA), desde que o total contratado não ultrapasse 25% da programação anual e, dessas contratações, não resulte preterição de oferta de um PIA, observando-se, no caso de energia eólica, que, na primeira etapa do Programa, o total das contratações pode alcançar até 50% das contratações com produtores independentes. Ficou estabelecido também que se permitirá a participação direta de fabricantes de equipamentos de geração de energia elétrica, sua controlada, coligada ou controladora na constituição do PIA, desde que o índice de nacionalização dos equipamentos seja de, no mínimo, 50%. 4.1. A PRIMEIRA ETAPA DO PROGRAMA Conforme o seu formato atual, na primeira etapa do Programa, os contratos serão celebrados pela Eletrobrás em até 29 de abril de 2004, para a implantação de 3.300 MW de capacidade. A contratação deverá ser distribuída igualmente, em termos de capacidade instalada para cada uma das fontes participantes do Programa (biomassa, eólica e PCH8), ou seja, 1.100 MW para cada fonte critério, este, que parece obedecer mais uma lógica de repartição de capacidade homogênea entre as fontes, do que outras lógicas possíveis e mais pertinentes sob o prisma de uma política energética, que, por exemplo, poderiam indicar pólos de desenvolvimento tecnológico, através da criação de mercados visando à redução de custos de tecnologias promissoras (via, por exemplo, learning-by-doing e economias de escala); poderiam focar, numa primeira etapa, fontes alternativas mais competitivas, como o bagaço, ou mesmo enfatizar desenvolvimentos regionais.

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Artigo 3º, § 1º, Lei 10.438, de 26 de abril de 2002. Produtor Independente – PI (Decreto 2003, de 10 de setembro de 1996): pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco. 8 A definição estabelecida no Decreto 4.541 para Pequena Central Hidrelétrica: empreendimento que atenda as condições determinadas pela Resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL 394, de 4 de dezembro de 1998. 7

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Os contratos, prioritariamente, devem ser firmados por PIA conforme Decreto 4.5419. Inicialmente, a Lei 10.438 especificou que a aquisição da energia seria feita pelo valor econômico correspondente à tecnologia específica de cada fonte (VETEF), a ser definido pelo Poder Executivo, mas tendo como piso 80% (oitenta por cento) da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final. Contudo, a legislação não explicita sobre que tipo de tarifa será determinado este piso, uma vez que, existem oito tipos diferentes de tarifas por classe de consumo10 e a tarifa média total no Brasil, dificultando a simulação antecipada do VETEF por parte dos possíveis empreendedores. Por sua vez, o Decreto 4.541 busca deslindar a imprecisão da Lei, ao definir o VETEF como o valor de venda da energia elétrica que, para um determinado tempo e um determinado nível de eficiência, viabiliza economicamente um projeto padrão médio. Troca-se, neste caso, de imprecisão: a indefinição consiste em qual seria a especificação deste projeto padrão médio, relativo às fontes participantes do Programa11. Os exemplos de outros programas realizados no mundo, visando o incentivo a fontes alternativas de energia ou, mesmo, à geração distribuída de eletricidade, que se basearam em preços fixados administrativamente, mostram a dificuldade de definir o que vem a ser um projeto padrão – vide, por exemplo, Szklo e Geller (2004) e Busch e Eto (1996). Ademais, a própria intrincada experiência de estabelecimento de valores normativos para as fontes de geração de energia elétrica no Brasil, nos últimos anos, demonstra a dificuldade deste tipo de procedimento.12

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A previsão de instalações de produção será com início de funcionamento previsto para até 30 de dezembro de 2006 da energia gerada em instalações conectadas ao Sistema Elétrico Interligado Nacional, assegurando a compra da energia a ser produzida no prazo de quinze anos, a partir da data de entrada em operação definida no contrato. Art. 3º I, a. Lei 10.438, de 26 de abril de 2002. 10 Tipos de tarifas por classe de consumo (R$/MWh): 1) Residencial (206,49); 2) Industrial (93,44), 3) Comercial (181,52); 4) Rural (111,00); 5) Poder Público (180,79); 6) Iluminação Pública (110,78); 7) Serviço Público (102,40); 8) Consumo Próprio (98,54); e 9) Tarifa Média Nacional (140,06). Fonte: www.aneel.gov.br, tarifas, julho, 2003. 11 Quanto ao prazo de divulgação desses valores, estimava-se que os valores econômicos a serem inicialmente utilizados na CDE seriam divulgados dentro de noventa dias, a contar da data de publicação do Decreto 4.541, ou seja, em janeiro de 2003, o que não aconteceu. E, os valores utilizados no PROINFA serão divulgados com, pelo menos, trinta dias de antecedência em relação a cada Chamada Pública. 12 Por definição, valores normativos são os valores limites de repasse dos preços da energia elétrica para a tarifa de fornecimento dos consumidores cativos. Trata-se, assim, de um custo de referência para comparação entre o preço de compra de energia elétrica por parte das distribuidoras e repasse do mesmo para as tarifas de fornecimento ao consumidor final. Conforme a Resolução ANEEL 233/1999, foram estabelecidos valores normativos específicos para as diferentes alternativas de geração de eletricidade, que seriam reajustados pelo índice geral de preços ao mercado (IGP-M), pela variação do preço combustível (quando fosse o caso), e pela cotação do dólar, segundo uma ponderação variável e proposta pelo agente junto ao órgão regulador. Por sua vez, a Resolução ANEEL 22/2001 atualiza a resolução anterior, alterando a fórmula de reajuste dos valores normativos. Já a Resolução ANEEL 248/2002 altera as resoluções anteriores, estabelecendo um único valor normativo para todas as fontes de energia. Isto suscitou questionamentos, até o estabelecimento cerca de 3 meses depois de uma nova resolução (Resolução ANEEL 488/2002) que volta a tratar separadamente os valores normativos das fontes de energia, enfatizando, porém, as termelétricas a gás natural do Programa Prioritário de Termeletricidade.

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O cálculo de cada valor econômico será efetivado mediante metodologia que considere um fluxo de caixa13, com os seguintes critérios: i) para um período de trinta anos no caso de centrais hidrelétricas e vinte anos nos casos das demais tecnologias; ii) taxa de retorno do capital próprio compatível com os riscos minorados que decorrem das garantias de contratação e de preço; iii) níveis de eficiência compatíveis com o estágio de desenvolvimento tecnológico e com os potenciais energéticos nacionais; iv) custos unitários médios para a determinação do valor a ser investido no empreendimento; v) estimativa do valor residual; vi) previsões de despesas operacionais, inclusive perdas, custos médios de conexão e uso de sistemas elétricos e tributos; vii) condições de eventuais financiamentos especiais; viii) relação adequada entre capital próprio e capital de terceiros; ix) descontos específicos previstos em Lei para a utilização da rede de transmissão e de distribuição; e x) níveis médios de inadimplências setoriais. Finalmente, como antes se destacou, a Lei 10.438 estabeleceu que o VETEF teria, como piso, 80% da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final (TMN). A TMN foi definida no Art. 2º. do Decreto 4.541 como o quociente entre a receita nacional de fornecimento aos consumidores finais dos sistemas elétricos interligados nos últimos doze meses, anteriores ao cálculo e o respectivo consumo, sendo expressa em R$/MWh14. A Receita Nacional de Fornecimento é definida como a receita obtida pelos concessionários e permissionários de distribuição, nas vendas de energia elétrica e nas prestações de serviços para consumidores finais, acrescida da receita estimada de vendas de energia para consumidores livres15. O MME estabeleceu em julho de 2003 uma Consulta Pública com o objetivo de discutir os parâmetros e a metodologia utilizados para o cálculo dos valores de referência das fontes participantes do Programa. No documento do MME “Parâmetros e Metodologia”, a modelagem adotada para os valores da 1ª. etapa considerou um fluxo de caixa descontado. Os parâmetros gerais, considerados para todas as fontes participantes do Programa foram: i) câmbio (3,00 R$/US$); ii) taxa mínima anual de atratividade (14,89% aa); iii) financiamento (70%16); iv) custo de transporte da energia (redução de 50% para projetos com potência até 30 MW); e v) impostos17. E, para cada fonte, estabeleceram-se os denominados parâmetros específicos, incluindo, no caso da biomassa, os seguintes tipos: arroz, bagaço de cana-de-açúcar, biogás e madeira. Os valores resultantes desta metodologia estão apresentados na Tabela abaixo, com os respectivos valores normativos da ANEEL.

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Art. 4º. Do Decreto 4.541, de 23 de dezembro de 2002. Fica a cargo do MME divulgar o VETEF e a TMN. No cálculo da TMN serão considerados: os tributos não incluídos no cálculo de tarifas; os custos, inclusive de natureza operacional, tributária e administrativa, relativos à aquisição de energia elétrica (kWh) e à contratação de capacidade de geração ou potência (kW) pela Comercializadora BrasiLeira de Energia Emergencial - CBEE; e a recomposição tarifária extraordinária. 15 O valor pago pela energia elétrica adquirida e os custos administrativos incorridos pela Eletrobrás na contratação serão rateados entre todas as classes de consumidores finais atendidas pelo Sistema Elétrico Interligado Nacional (SIN), proporcionalmente ao consumo individual verificado. 16 A depender das condições vigentes dos agentes de fomento e bancos comerciais. 17 PIS/PASEP (1,65%); COFINS (3,00%); CPMF (0,38%); CSSL (9,0%); IR (15,00%+10,00%); II (14,00%); IPI (não foi considerado); e ICMS (não foi considerado). 14

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Tabela 1 – Valores Normativos da ANEEL e Valores Econômicos da 1ª. Etapa do PROINFA. Em R$/MWh. Valores PROINFA VN ANEEL

Áreas abrangidas Demais áreas pelas Especificação do País extintas SUDAM e SUDENE Biogás 166,31 170,12 Setor Arrozeiro 108,17 112,67 89,96 Biomassa Setor Madeireiro 116,05 121,85 Setor Sucroalcooleiro 119,61 89,59 FCB ≤ 34% 221,81 231,68 (entre 181,46 e (entre 181,46 e 112,21 Eólica 34% < FCB < 44% 221,81) 221,81) FCB ≥ 44% 181,46 191,70 74,86 114,74 125,09 PCH Fonte: Consulta Pública – Ministério de Minas e Energia – MME www.mme.gov.br/ConsultaPublica/2003/consultapublica.htm e Resolução ANEEL nr. 488, de 29 de agosto de 2002. OBS.: FCB - Fator de Capacidade Bruto (não considera a indisponibilidade). Fontes

No início do ano de 2004 o MME estabeleceu prazo para participação da Consulta Pública, a fim de receber contribuições dos envolvidos no PROINFA, quanto aos Guias de Habilitação das fontes do Programa. No documento, o governo prevê que os valores a serem pagos pelos 3,3 mil MW, que serão contratados na primeira fase do PROINFA, terão como base 90% da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor no caso de energia eólica, 70% para as PCHs e de 50% nas térmicas movidas a biomassa18. Retomando a análise dos critérios definidos na Lei 10.438/02, a contratação das instalações será realizada mediante Chamada Pública, considerando, no conjunto de cada fonte específica do Programa, os seguintes critérios19: i) as instalações que já tiverem a Licença Ambiental de Instalação – LI; e ii) as que tiverem a Licença Prévia Ambiental – LP. A determinação do MME é definir inicialmente os contratos de fornecimento com base em um limite de 220 W para cada estado. 4.2. A SEGUNDA ETAPA DO PROGRAMA Após ser atingida a meta de implantação de 3.300 MW, o desenvolvimento do Programa será realizado de forma que as fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa atendam a 10% do consumo anual de energia elétrica no País em até vinte anos, sendo incorporados o prazo e os resultados da primeira etapa. 18

A ANEEL apresentou no início deste ano o Aviso de Audiência Pública 004/2004 para submissão da proposta de resolução com a metodologia de cálculo da Energia de Referência dos empreendimentos que solicitarem inclusão no PROINFA. 19 No caso de existirem instalações com LI e LP em número maior do que a disponibilidade de contratação pela Eletrobrás, serão contratadas aquelas cujas licenças ambientais possuam menores prazos de validade remanescentes.

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O valor da remuneração das fontes alternativas de energia contempladas no Programa, na segunda etapa, será o valor econômico correspondente à geração de energia competitiva (VEC), definido como o custo médio ponderado de geração de novos aproveitamentos hidráulicos, com potência superior a 30.000 kW, e centrais termelétricas a gás natural, calculado pelo Poder Executivo. Os contratos serão celebrados pela Eletrobrás, com prazo de duração de quinze anos. A aquisição será mediante programação anual de compra da energia elétrica de cada produtor, de forma que as referidas fontes atendam o mínimo de 15% do incremento anual da energia elétrica a ser fornecida ao mercado consumidor nacional, compensando-se os desvios verificados entre o previsto e o realizado de cada exercício. O produtor de energia alternativa também terá um crédito mensal complementar, com recursos da Conta de Desenvolvimento Energético – CDE. O valor desse crédito será calculado pela diferença entre o valor econômico correspondente à tecnologia específica de cada fonte (VETEF), da primeira etapa, e o valor recebido da Eletrobrás. A contratação deverá ser distribuída igualmente, em termos de capacidade instalada, por cada uma das fontes participantes do Programa, podendo o Poder Executivo, a cada cinco anos de implantação da segunda etapa, transferir para as outras fontes, o saldo de capacidade de qualquer uma delas, não contratado por motivo de falta de oferta dos agentes interessados. 5. A CRIAÇÃO DA CDE – CONTA DE DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO A mesma Lei 10.438/02 criou a denominada Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, com os seguintes objetivos: i) promover o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional; e ii) promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional. A CDE terá a duração de vinte e cinco anos, será regulamentada pelo Poder Executivo e movimentada pela Eletrobrás. Os recursos da CDE serão provenientes dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público; das multas aplicadas pela ANEEL a concessionários, permissionários e autorizados; e das quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com o consumidor final. Os recursos provenientes da CDE destinam-se a: i) a cobertura do custo de combustível de empreendimentos termelétricos que utilizem apenas carvão mineral nacional20; o custo das instalações de transporte de gás natural a serem implantados por Estados onde, até o final de 2002, não exista o fornecimento de gás natural; ii) o pagamento ao agente produtor de energia elétrica das fontes participantes do PROINFA, além de térmicas a gás natural; e iii) o pagamento do crédito da CDE, até 15% do montante previsto no montante da contratação dos PI, para pagamento da diferença entre o valor econômico correspondente à geração termelétrica a carvão mineral nacional que utilize tecnologia limpa (com

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Para empreendimentos termelétricos a carvão, com operação até seis de fevereiro de 1998, além de usinas enquadradas no § 2º do Art. 11 da Lei 9.648, de 27 de maio de 1998, situados nas regiões abrangidas pelos sistemas elétricos interligados.

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operação a partir de 2003),21 e o valor econômico correspondente à energia competitiva. Porém, ficou estabelecido que a nenhuma das fontes contempladas no PROINFA, e ainda, ao gás natural e ao carvão mineral nacional, poderão ser destinados anualmente recursos cujo valor total ultrapasse a 30% do recolhimento anual da CDE22. Existem várias indefinições relacionadas tanto às fontes de recursos da CDE, como à própria alocação dos mesmos. Mesmo com a publicação da Resolução ANEEL, 42, de 31 de janeiro de 2003, estabelecendo as quotas da CDE, para o exercício de 2003, houve uma inadimplência da maioria das distribuidoras de eletricidade, com algumas empresas obtendo liminar judicial para não destinar a verba a CDE. No total, a CDE vencida em 10 de fevereiro de 2003 soma R$ 89,6 milhões, e no acumulado do ano, o fundo teria R$ 1,1 bilhão vide, abaixo, os valores fixados da CDE. Tabela 2 – Valores da CDE 2003 e 2004. Sistema

Valores realizados em 2003 (em R$)

Valores homologados para 2004 (em R$)

Interligado

1.075.957.826,13

1.449.608.645,89

Fonte: www.aneel.gov.br Por sua vez, a distribuição dos recursos da CDE no âmbito das fontes alternativas ainda é mais delicada, pois inclui benefícios ao carvão mineral nacional, ao gás natural e aos consumidores de baixa renda (regulamentado na MP 64), e, ainda, a prioridade estabelecida para o tema da universalização do serviço público. 6. ALGUMAS QUESTÕES SOBRE A REGULAMENTAÇÃO Ao analisar a Lei 10.438/02 e o Decreto 4.541/02, observa-se a ocorrência de algumas imprecisões, que podem vir a comprometer a execução do Programa. Tais imperfeições se referem à garantia de compra de eletricidade, à definição da atuação dos agentes (MME, ANEEL e Eletrobrás), à chamada pública e à forma de fixação do preço da energia. A primeira delas diz respeito à falta de clareza das disposições relacionadas à garantia de compra. Com efeito, a Lei 10.438/02 dispunha com relativa precisão sobre essa questão, estatuindo em seu Art. 3º, I, “a”, que, na primeira etapa do Programa, assegurar-se-ia a compra da energia a ser produzida no prazo de 15 anos, a partir da entrada em operação definida no contrato. O Decreto 4.541/02, por seu turno, deveria complementar essa disposição, explicitando em que termos o contratado teria garantia de compra da 21

Deve-se notar aqui que também é crucial definir a “tecnologia limpa” para o carvão, porquanto ela pode indicar desde uma queima em Leito fluidizado até uma tecnologia do tipo IGCC. 22 Os empreendimentos a gás natural (energia elétrica emergencial) e a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa, que iniciarem a operação comercial até o final de 2006, poderão solicitar que os recursos do CDE sejam antecipados para os cinco primeiros anos de funcionamento.

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energia produzida. Ou seja, esperava-se o esclarecimento sobre a definição de alguns pontos, tais como: i) o limite máximo ou mínimo para a compra da energia de cada fonte participante do Programa; ii) a possibilidade de o ONS determinar a redução ou o aumento da produção (em termos de colocação de energia na rede), em função da variação da demanda e de complementaridade com o sistema hidrelétrico nacional; e iii) o pagamento por disponibilidade de capacidade, independentemente da geração, em momentos de oferta abundante de energia. A regra de garantia de compra (aparentemente clara nos termos da Lei) tornou-se nebulosa em função do texto do referido Decreto. Observe-se que o Decreto 4.541/02 define em seu art. 2º o conceito de Energia de Referência, como a quantidade de energia a ser produzida e passível de contratação com a Eletrobrás. Já no art. 12, fica estabelecido que os contratos de compra de energia terão como base, o montante de energia de referência, estabelecido em ato da ANEEL para a central geradora, e passível de revisão periodicamente, na forma a ser regulada pela Agência. Ambos os artigos citados acima dizem, em suma, que o contrato garantirá a compra da energia de referência que, por seu turno, é a energia passível de ser contratada, criando uma definição tautológica (o contrato garantirá a compra da energia passível de ser contratada). Chega-se a uma espécie de jogo de palavras que confere uma definição fundamental para a implementação do Programa à absoluta discricionariedade da ANEEL. Novamente, lembra-se aqui quão importante foi para outros programas implementados no mundo a definição dos valores e da forma de aquisição da energia elétrica. O caso dos Estados Unidos, na aplicação do PURPA Act de 1978 e definição dos custos evitados de geração, neste contexto, pode ser considerado emblemático vide, por exemplo, Woo (1988). Uma segunda imprecisão diz respeito à definição de atuações dos agentes (MME, ANEEL e Eletrobrás). Conforme o Art. 12 do Decreto 4.541/02, no inciso I, é competência da ANEEL criar os critérios para autorizar e rever periodicamente o montante da energia elétrica, cuja compra será contratualmente garantida. Ao mesmo tempo, existem regras de criação de competência para a ANEEL no Art. 14 (definição do procedimento de rateio); nos Art. 20 e 21 (fiscalização da qualificação dos PIAs); e no Art. 32 (regulação da aplicação dos recursos da CDE). Ora, um Decreto Presidencial não pode criar competências para a ANEEL, a Agência foi criada por Lei e tem na Lei o marco do exercício de suas competências, não se trata de departamento do MME, ou órgão da administração direta, mas entidade autônoma, cujo comportamento deve ser pautado pela Lei que a instituiu23. Assim, intui-se a disposição de se tratar a ANEEL como órgão do MME e não como autarquia. A falha de coordenação entre o MME, a ANEEL e a Eletrobrás pode resultar em danos maiores. O Decreto 4.541/02 estabelece uma curiosa divisão de funções, como, por exemplo, quem celebra o contrato de compra de energia é a Eletrobrás, mas quem define boa parte de seu conteúdo é a ANEEL (energia de referência, fiscalização da qualificação dos contratados etc.) ou o MME (definição do valor econômico da energia advinda de cada fonte, determinação da necessidade de realização das chamadas públicas etc.).

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Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996, que instituiu a ANEEL.

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Observa-se, portanto, uma repartição de competências, especialmente, a que extrai do contratante (Eletrobrás) o poder de decidir sobre aspectos fulcrais da contratação. O arranjo conduz, no mínimo, à quebra do vínculo de responsabilidade do contratante em relação ao contrato. A desconcentração das funções diretivas do Programa pode levar a decisões incoerentes e ao desperdício de recursos escassos em função da multiplicação dos processos decisórios. O arranjo leva, por fim, à insegurança dos investidores que, ao invés de um interlocutor (o contratante – que seria o natural coordenador do programa), passam a possuir três, que possuem, inclusive, linhas de atuação absolutamente diferentes. A terceira imprecisão encontrada no regulamento refere-se à definição da Chamada Pública. A Lei 10.438/02 limitou-se a estabelecer que a contratação será precedida de Chamada Pública para conhecimento dos interessados – Art. 3º, I, “d” e II, “g”. Como se sabe, as contratações da Administração Pública direta e indireta (a Eletrobrás integra a Administração Federal Indireta) devem ser precedidas de licitação, nos termos do Art. 37, XXI, da Constituição Federal. Esta mesma Lei poderia ter criado uma nova modalidade de licitação, mas claramente não o fez, não trouxe disposição nenhuma sobre uma nova modalidade de licitação, exceto a menção genérica à Chamada Pública. A rigor, toda licitação é uma chamada pública, pois precedida de um edital (que é o ato público de convocação de todos os interessados), sendo assim dever-se-ia tomar a expressão chamada pública, ditada pela Lei 10.438/02, como mero sinônimo de licitação, regulada, portanto, pela Lei 8.666/93. No entanto, o Decreto 4.541/02 tratou da Chamada Pública como uma modalidade autônoma de licitação – art. 2º, VII – definindo-a como procedimento a ser adotado pela Eletrobrás na compra de energia elétrica no âmbito do PROINFA, aplicando, no que couber, os princípios e normas gerais da Lei de Licitações e Contratos (Lei 8.666 - art. 10 e 11), dando-lhe regramentos não plenamente compatíveis com a mesma. A imprecisão do Decreto, neste ponto, é passível de prejudicar a execução de todo o Programa, pois colocará em risco a licitação - Chamada Pública – e tornará as contratações eventualmente firmadas passíveis de anulação. Por fim, a última imprecisão apontada neste artigo refere-se à forma de fixação do preço pago pela energia adquirida. O custo de produção da energia advinda de fontes alternativas é maior que o da energia hidrelétrica, notadamente das geradoras que possuem investimentos já amortizados, a chamada “energia velha” condição, esta, em que se encontra a maior parte da energia produzida no Brasil. Assim, a Lei 10.438/02 definiu que, na primeira etapa do Programa, a aquisição da energia elétrica gerada por fontes alternativas será feita através do VETEF, definido pelo Poder Executivo, tendo como piso 80% da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final. Na segunda etapa do programa, a remuneração será feita pelo valor econômico correspondente à geração de energia em base competitiva. Já o Decreto 4.541/02 cria metodologia para a fixação de preço para cada fonte de energia, a partir de uma média do fluxo de caixa geral das empresas geradoras de energia de fontes alternativas (custos, remuneração de capital, produtividade etc., todos esses elementos são analisados em tese, normativamente, pelo executivo), com piso indicado também pela média da tarifa nacional.

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Acontece que esse preço pode variar não só em função das peculiaridades de cada fonte, mas também em função das peculiaridades de cada projeto. Haverá, por certo, projetos com custo-benefício mais elevado e outros com custo-benefício menos elevado. Se assim é, o preço poderia ser fixado em função das características dinâmicas de cada um dos projetos, inclusive a maior economicidade do projeto poderia ser um critério de decisão da licitação para a escolha dos projetos incentivados. Com isso visar-se-ia à modicidade tarifária ao consumidor final e, por outra, projetos pouco atrativos economicamente somente seriam incentivados, se, claramente, resultassem em benefícios para o sistema energético nacional, como desenvolvimento regional, pesquisa e desenvolvimento de fontes potencialmente competitivas, objetivando, por exemplo, a redução de custos através de ganhos de escala, e ganhos ambientais.. Assim, a Consulta Pública realizada pelo MME em 2003 despertou em muitos empresários expectativas quanto as valores da primeira etapa do Programa. Por exemplo, no caso da biomassa (bagaço de cana-de-açúcar), um setor representativo no Estado de São Paulo, esperava-se um preço acima de 100,00 R$/MWh (os valores divulgados chegaram a 89,59 R$/MWh). De fato, uma das expectativas baldadas pela Metodologia apresentada pelo MME relacionavase à inclusão de forma explícita da valoração de benefícios sociais e ambientais dos projetos de fontes alternativas de energia. Recentemente, essas expectativas sobre os valores continuam, enquanto se aguarda a divulgação o posicionamento 24 do MME ainda neste mês de fevereiro . Finalmente, impende ainda registrar que o Guia de Habilitação lançado pelo MME no início de 2004 traz uma novidade que atinge a segunda fase do Programa, uma limitação que não está prevista em Lei, em que o MME deverá definir o montante de energia a ser contratado, observando que o impacto do preço das energias renováveis na tarifa cobrada pelos distribuidores do consumidor final não poderá exceder 0,5% da tarifa em qualquer ano. Outra novidade é que a contratação da energia do PROINFA já prevê a participação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, órgão que substituirá o Mercado Atacadista de Energia – MAE, extinto no novo modelo do setor elétrico. 7. CONSIDERAÇÕES FINAIS As imprecisões apresentadas neste texto derivam de uma análise geral dos textos que instituem e regulamentam até a presente data (10 de fevereiro de 2004) o PROINFA. A tendência é que a revisão da regulação do setor elétrico inclua a revisão do Decreto 4.541/02 e até mesmo da Lei 10.438/02. Essas imprecisões provocam ainda mais insegurança nos empresários que, desde a publicação da Lei, aguardam com ansiedade a implantação do Programa. As questões em aberto que foram apresentadas neste texto – como a definição de produtor independente autônomo, a forma de aquisição dos 3,3 mil MW pela Eletrobrás, a forma de realização da chamada pública, a formatação de seleção dos projetos, a definição do valor econômico de cada fonte alternativa e a 24

A previsão do MME é fazer a primeira chamada para as assinaturas dos contratos até 29 de abril e a segunda em 30 de novembro, caso não sejam preenchidos os 1,1 mil MW de fornecimento na primeira. Estima-se que o fornecimento comercial das usinas contratadas no PROINFA deverá ser feito até 30 de dezembro de 2005.

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forma de arrecadação dos recursos e rateios da CDE, comprometem a implantação bem sucedida do Programa. Portanto, é imprescindível que sejam discutidas essas lacunas para não se correr o risco de uma regulamentação que não venha ao encontro dos próprios objetivos de criação do Programa. Ademais, a regulação do PROINFA insere-se no atualmente complexo arcabouço regulatório do setor elétrico brasiLeiro. Torna-se fundamental discutir a configuração deste Programa de maneira não isolada, levando-se em consideração a estrutura regulatória do setor. Para tanto, o desafio consiste em se repensar o sistema energético como um todo, de forma a reduzir as suas falhas (especialmente as de regulação e planejamento) e inserir o PROINFA nesse contexto, coadunando-o com o ambicionado novo modelo institucional do setor elétrico. Um ponto importante neste sentido é identificar os critérios de incentivo às fontes, não através de uma repartição homogênea das capacidades a serem instaladas, mas sim considerando potencialidades tecnológicas, complementaridades entre fontes, ganhos sócio-ambientais e a promoção da indústria nacional e da inovação tecnológica. Estes critérios são dinâmicos no tempo e precisam – e podem – ser ciclicamente revistos em um programa de 20 anos de duração que incentiva tecnologias, cujo tempo de construção não ultrapassa três anos. 8. BIBLIOGRAFIA Aviso de Audiência Pública – ANEEL nº 004/2004. Constituição Federal de 1988. Art. 37, XXI. Brasil Energia. Mudanças à vista na Lei 10.438. Edição nr.268, março, 2003. Busch, J., Eto, J. “Estimation of Avoided Costs for Electric Utility Demand-Side Planning” in Energy Sources, v. 18, n. 4, p. 473-499, 1996. Decreto 4.541, de 23 de dezembro de 2002. Lei 8.666, de 21 de junho de 1993. Lei 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Lei 10.438, de 26 de abril de 2002. Medida Provisória 064, de 26 de agosto de 2002. Resolução ANEEL 488, de 29 de agosto de 2002. Resolução ANEEL 42, de 31 de janeiro de 2003. Szklo, Alexandre Salem, Geller, Howard. “Policy options for sustainable energy development” in Technical report – Draft 3. UN-IEAE, COPPE/UFRJ, 2004. WOO, C-K . “Inefficiency of avoided cost pricing of cogeneration power” in The Energy Journal, v. 9, n. 1, p. 103-113, 1988. www.aneel.gov.br (dados sobre as tarifas de energia elétrica e valores normativos). www.mme.gov.br/ConsultaPublica/2003/consultapublica.htm. www.mme.gov.br/paginasInternas.asp?url=ConsultaPublica/2004/consultapublica. htm.