Porcentual deve ser reduzido de 37,8% em 2010 para 30,4% em 2020, cedendo espaço a derivados de cana e gás

Mesmo com a exploração do pré-sal, a participação do petróleo e seus derivados deve perder espaço na matriz energética brasileira nesta década, principalmente para derivados da cana-de-açúcar e gás natural, segundo o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Altino Ventura Filho.

Petróleo e derivados responderam por 37,8% de toda a energia usada no País em 2010. Segundo a previsão do ministério, o porcentual deve ser reduzido para 30,4% em 2020, embora em números absolutos o montante vá crescer no período. Ou seja, a produção de petróleo crescerá, mas não de forma tão acelerada quanto a de outras fontes.
A participação de derivados energéticos de cana crescerá de 17,7% para 21,8% no período; e do gás natural, de 10,3% para 14,4%, segundo as previsões. Na mesma comparação, a fatia da hidreletricidade deve recuar de 14,1% para 12,5% e a do carvão vegetal, de 9,5% para 8,3%.
Ventura Filho participou da cerimônia de abertura do congresso de geração de energia EnerGen LatAm, realizado ontem no Rio. Presente ao evento, o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, destacou que o Brasil é hoje o terceiro maior emissor de CO2 do mundo, atrás apenas de China e Estados Unidos.
Mas ressalvou que apenas 15% das emissões vêm hoje da área energética. "Temos emissões grandes, sim, mas por conta do desmatamento, e não da energia", disse. Descontado o desmatamento, diz, o País seria apenas o 18.º maior emissor do mundo.

Sobras.
Tolmasquim comentou também a reportagem publicada no sábado no Estado, que mostrava que as distribuidoras de energia elétrica estão com sobra de energia, o que traria um desequilíbrio que pode até encarecer as contas de luz.
Para o presidente da EPE, trata-se de um efeito colateral de um sistema que necessariamente precisa trabalhar com folga de energia para evitar apagões. O executivo criticou a proposta de distribuidoras feita à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) para que sejam suspensos temporariamente contratos com o Grupo Bertin, que está com o cronograma de usinas atrasado.
A suspensão seria uma forma de ajudar o grupo a ganhar tempo, ao mesmo tempo que liberaria as distribuidoras de energia excedente. Segundo Tolmasquim, criar essa brecha abriria um precedente que fragilizaria o modelo energético do País. Ele chegou a enviar uma manifestação contrária à proposta por escrito à Aneel, a quem cabe a decisão.
Tolmasquim informou ainda que enviará até fevereiro um estudo ao Ministério de Minas e Energia sobre um possível primeiro leilão específico para energia solar no País. Segundo ele, no entanto, o leilão seria feito com uma pequena quantidade de energia, ainda a definir, já que os preços ainda não são competitivos e podem onerar o consumidor. Um leilão seria importante para criar massa crítica, disse.
O presidente da Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), João Bosco, afirmou ter interesse em participar de um possível leilão. A empresa calcula ter potencial para produzir energia solar, no semiárido do Nordeste, mais do que os 10 mil megawatts produzidos por ela hoje no Rio São Francisco. 

Doze usinas, algumas leiloadas há mais de uma década, paralisadas por embargos ambientais, podem ser retomadas. Empreendimentos, em 11 estados, somam 2.316 megawatts.

Esqueletos do antigo marco regulatório do setor elétrico brasileiro que não saíram do papel por embargos ambientais podem finalmente ser retomados. São 12 hidrelétricas, algumas leiloadas há mais de uma década, que somam 2.316 megawatts (MW). Os empreendimentos correspondem a 2,3 vezes a potência de usinas eólicas que tiveram energia contratada no certame promovido pelo governo em 20 de dezembro passado. Apenas a partir do novo marco regulatório de 2004 é que os empreendimentos de energia passaram a ir a leilão com licença ambiental prévia.
O secretário de Energia Elétrica do Ministério de Minas e Energia, Ildo Grutdner, afirmou que, embora o governo esteja acompanhando a situação das 12 usinas, não existe uma ação específica para agilizar os trâmites. Apesar disso, há sinais de que o quadro mudou em relação ao que se via anteriormente: projetos parados e empreendedores cogitando desistir dos negócios.
O Plano Decenal de Expansão da Energia de 2011 a 2020, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), indica que seis das 12 usinas estarão em operação até 2020, num total de 786 MW. São elas: São João e Cachoeirinha (no mesmo complexo), Couto Magalhães, Pai Querê, Baú I e Tijuco Alto.
Outras cinco hidrelétricas desse universo não possuem nenhuma previsão de entrada em operação - Itaocara, Itumirim, Murta, Olho D`'Agua e Santa Isabel. E uma, a UHE Cubatão (45 MW), sequer é mencionada no material da EPE. Apesar de não ser considerada no Plano Decenal atual, Itaocara teve sua divisão em duas aprovada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) em setembro de 2011. Localizada no Rio de Janeiro, ela foi arrematada em 2000 pela Light, inicialmente com 195 MW.
IBAMA.
A UHE Itaocara I, com potência de 145 MW, recebeu do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) a licença ambiental prévia em dezembro. A UHE Itaocara II, com 50 MW, poderá ter o estudo de inventário feito por qualquer interessado em explorar a usina, segundo o diretor de Energia da Light, Evandro Vasconcellos.
Já a UHE Santa Isabel, na divisa dos estados do Tocantins e Pará, espera que a licença prévia seja liberada até o fim de janeiro, após o consórcio responsável pelo empreendimento ter apresentado documentos adicionais ao Ibama. Santa Isabel tem capacidade prevista de 1.087 MW e responde sozinha por quase metade da capacidade de geração de energia paralisada envolvendo hidrelétricas no âmbito do antigo marco regulatório. "Está sendo dada sequência ao processo de licenciamento", disse o coordenador de Assuntos Socioambientais do consórcio Geração Santa Isabel, Gilberto Veronese.
A UHE Pai Querê (292 MW), entre Rio Grande do Sul e Santa Catarina e que aparece no plano da EPE para 2020, teve estudos e relatórios de impacto ambiental aceitos pelo Ibama em novembro e disponibilizados em dezembro. O Ibama informou que a previsão é de realizar as audiências públicas no fim de fevereiro ou no início de março. Grutdner, do Ministério de Minas e Energia, avalia que Pai Querê deve ser a próxima usina a receber a licença prévia do Ibama.
Mais adiantado está o complexo hidrelétrico paranaense São João/Cachoeirinha, que soma 105 MW e obteve a licença prévia em março de 2010. O consórcio Chopim Energia, responsável pela usina e controlado pela Gerdau, está na fase final da elaboração do Projeto Básico Ambiental e do atendimento das condicionantes para a emissão da licença de instalação.
A usina Couto Magalhães, no Mato Grosso e em Goiás, é outra parada, mas com algum progresso. Em análise dos estudos e relatórios de impacto ambiental, divulgada pelo Ibama em agosto passado, o órgão considera que o projeto apresenta aspectos ambientais positivos. No entanto, pediu modificações relacionadas à vazão do rio.
NOVAS FIGURAS.
Além da exigência da licença ambiental prévia para a licitação de novos empreendimentos de energia, o governo estabeleceu duas figuras no novo marco do setor: a "energia nova" e a "energia velha" - no segundo caso, referente à produção de usinas existentes.
Pelas regras, as 12 hidrelétricas ainda não erguidas seriam "energia velha", com preços de leilão em tese inferiores aos da energia nova. Como não saíram do papel, porém, elas também poderiam ser consideradas como "energia nova". Diante disso, surgiu a figura das "usinas botox", projetos já licitados sem contratos de venda com distribuidoras, liberadas para vender energia nos leilões até 2007, sob regra que permitia repassar para a tarifa parte do ágio pago. Nenhuma delas chegou a comercializar energia.
Veronese, do consórcio da usina Santa Isabel, avalia que será preciso negociar para garantir o equilíbrio econômico-financeiro após tantos anos sem o empreendimento sair do papel. "Enquanto não tiver a licença prévia, não se pode dizer que se tem um ativo em mãos. A usina não é nem comercializável", disse ele. "É como se ter um terreno sem escritura", concluiu.
Licenças ambientais são entrave.
Com o sinal de que algumas hidrelétricas remanescentes do modelo regulatório anterior podem estar mais próximas de sair do papel, empreendedores de parte das 12 usinas desse universo estudam estratégias para viabilizá-las. Algumas receberam licenças prévias ou avançaram nos respectivos processos ambientais, enquanto outras sinalizam que podem progredir nesse aspecto a qualquer momento.
Pelo lado dos autoprodutores de energia, todas as possibilidades estão sendo analisadas, afirmou o presidente da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia, Mario Menel. Uma alternativa é a entrada de outros parceiros públicos ou privados, como forma de se reduzir o risco e ajudar a viabilizar o projeto. A ideia deve ser discutida junto a autoridades do governo brevemente, assim como soluções para o ágio pago por esses empreendimentos, entre outros temas.
Segundo Menel, a maioria dos projetos de autoprodutores foi otimizada em função de exigências ambientais, o que limita a tentativa de se reduzir mais custos para compensar o tempo parado desses empreendimentos. O diretor de Energia da Light, Evandro Vasconcellos, disse que a empresa vai vender no mercado livre todos os 145 megawatts (MW) da usina Itaocara I, que recebeu licença prévia do Ibama no final de dezembro, com uma chance remota de direcionar parte dessa energia a distribuidoras.
No caso da hidrelétrica Santa Isabel, que fica entre os estados de Tocantins e Pará, o coordenador de Assuntos Socioambientais do consórcio responsável pela usina, Gilberto Veronese, afirmou que estratégias e decisões só sairão depois que a licença prévia estiver na mão do grupo. "Aparentemente, se olharmos o impacto de usinas que o governo autorizou, como Teles Pires e Belo Monte, essa usina apresenta um impacto menor do que aquelas", avaliou Veronese.
A potência de Santa Isabel será de 1.087 MW, metade dos 2.200 MW cogitados inicialmente. Problemas com eventuais corpos de mortos na Guerrilha do Araguaia e riscos de impacto à região, próxima de área de preservação ambiental, entre outros impasses, travaram o licenciamento. Mudanças foram feitas para que o empreendimento fosse viabilizado, entre as quais a redução da área do reservatório e o uso de turbinas a fio d`água. O consórcio já cogitou devolver a concessão, mas decidiu seguir em frente.
DEVOLUÇÃO.
Não é o caso da hidrelétrica Baú I, que pertence à Brookfield Energia Renovável. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) afirmou, em versão recente de um relatório de acompanhamento mensal de obras de usinas, que está analisando pedido do agente para a "devolução da concessão devido aos problemas para obtenção da licença ambiental".
Há ainda o caso da usina Tijuco Alto (129 MW), concedida à Companhia Brasileira de Alumínio (CBA), do Grupo Votorantim, por meio de um decreto de 1988. O licenciamento da usina começou nos órgãos ambientais de São Paulo e do Paraná e em 1997 o consórcio iniciou o processo no Ibama. Em 1999, o Ministério Público conseguiu anular as licenças prévias concedidas pelos órgãos estaduais. Em 2003, o Ibama indeferiu a licença e a CBA reiniciou o processo, com estudo de impacto ambiental aceito em 2005.
O Ibama está pedindo complementação no estudo de cavernas e de comunidades quilombolas. A Votorantim afirmou, por meio da assessoria de imprensa, que "reitera o seu compromisso de transformar a concessão da UHE de Tijuco Alto em geração de energia". Vasconcellos, da Light, ressaltou que Itaocara está no limite da viabilidade, porque 11 anos dos 35 anos de concessão já se passaram e um projeto que pode ser considerado de excelente qualidade tem chance de perder atratividade. "É um ótimo projeto, mas a condução foi muito intempestiva", destacou Vasconcellos, acrescentando que o custo dobrou em relação ao originalmente previsto.

Em 2011, o consumo de energia elétrica no Brasil apresentou crescimento moderado. Segundo os dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o consumo médio de energia elétrica entre janeiro e novembro de 2011 aumentou 3,6%, em relação ao mesmo período de 2010. O setor comercial foi o maior responsável pelo crescimento no consumo, com uma elevação de 6,6% em relação a 2010, resultado decorrente do bom desempenho do comércio varejista. Durante o ano, a questão tarifária ficou em pauta nas discussões do setor pelos altos valores praticados. A elevada incidência de encargos e tributos na tarifa de energia elétrica provocou manifestação dos consumidores, sobretudo os industriais. A tarifa média brasileira de energia elétrica sofreu um reajuste de 6,2%, em 2011 com relação a 2010. Entre as classes de consumo, o maior reajuste se deu no setor industrial, 7,2%.
A geração de energia elétrica no país permanece com participação predominante da fonte hidráulica, com 91%. A participação da fonte eólica, embora pequena, permanece crescendo, chegando a 0,4%, em 2011. Para os próximos nove anos, a Aneel estima a entrada em operação de 50,7 GW. Deste valor, 54,1% estão com o cronograma em dia, ou seja, não apresentam restrições ao início de sua operação. Os 45,9% restantes possuem algum tipo de restrição, o que indica que são empreendimentos que poderão passar por atrasos no cronograma preestabelecido pela agência. Em 2011, até 23 de dezembro, entraram em operação 4,24 GW. Foram realizados três leilões de linhas de transmissão e subestações e três leilões de geração. A eólica foi o grande destaque dos leilões no ano passado, pela venda de expressivo número de empreendimentos e pelo alcance do preço médio de apenas dois dígitos, R$ 99,6/MWh.
O ano de 2011 caracterizou-se por um imobilismo, ficando para 2012 a solução de questões cruciais. O vencimento das concessões de geração, distribuição e transmissão é um dos pontos. A questão é preocupante, pois, entre 2015 e 2017, vencem concessões de 58 UHEs, que totalizam 20.658MWde capacidade. Expiram, também, as concessões de 73 mil km de linhas de transmissão, o equivalente a 82% das linhas em operação no SIN (Sistema Integrado Nacional), além das licenças de 42 concessionárias de distribuição, algo em torno de 35% da energia comercializada no mercado cativo.
Considerando a composição hidrotérmica da matriz energética brasileira, outra questão que merece atenção é o fornecimento de gás natural às UTEs (usinas termelétricas), importante instrumento na manutenção da confiabilidade do Sistema Elétrico Brasileiro. No que se refere ao fornecimento de gás natural para abastecimento do setor elétrico, a Petrobras exerce monopólio. Recentemente, as UTEs tiveram a participação em leilões abortada pela impossibilidade de realização de contratos de fornecimento por parte da estatal petrolífera. Embora se estime um aumento da produção de gás pelo país, o escoamento ainda não possui uma malha de distribuição adequada. Dessa maneira, faz-se necessário o planejamento para a ampliação da oferta de gás ao SEB. Nesse sentido, o desenvolvimento de um mercado livre de gás natural é outro ponto a ser definido em 2012.

De início deixada de lado em favor de ventos mais notórios, como aqueles do Rio Grande do Norte, Ceará e mesmo Rio Grande do Sul, a Bahia está virando o jogo e promete assumir a liderança como maior província eólica do país. Os projetos em andamento já asseguram ao Estado um segundo lugar na produção de energia, atrás das eólicas potiguares. Mas as perspectivas são grandiosas: o governo do Estado tem registrados 16 grupos prospectando os ventos baianos, com potencial de geração de energia de 20 a 25 GW - quase uma vez e meia a potência de Itaipu. Para os próximos dez anos, o cálculo é de investimentos de R$ 42 bilhões.
Além de áreas com bons ventos - diferentemente de outros Estados, localizados no interior e mais constantes ao longo do dia, o que aumenta a produtividade dos geradores - a Bahia tem contado com apoio do governo do Estado nos processos de licenciamento ambiental e regularização fundiária, além de uma política ativa de atração de fornecedores, via redução de ICMS, com resultados visíveis - além de Alstom e Gamesa, com fábricas já instaladas, há negociações em andamento para a chegada de empresas como GE, Siemens Acciona, Vestas e Windair.
Os projetos de geração eólica em andamento na Bahia já somam R$ 6 bilhões, com 34 projetos contratados nos leilões de 2009 de 2010. O primeiro dos parques eólicos baianos deve começar a gerar no início de 2012, em Brotas do Macaúbas, na Chapada Diamantina. O empreendimento é da Desenvix , que tem três parques eólicos no Estado, totalizando investimentos de R$ 400 milhões. O CEO da Desenvix, José Antunes Sobrinho, vê que a chegada dos fornecedores deve contribuir para o desenvolvimento de novos projetos: "Essas fábricas vão tornar a Bahia mais atraente para investimen investimentos em energia eólica, afinal a fabricação no próprio Estado custa menos, o transporte é mais barato e o governo privilegia investidor que traz emprego para a região."
Silvano Ragno, superintendente de energia da Secretaria de Infraestrutura da Bahia, diz que o governo também está empenhado, junto com empresas do setor, no desenvolvimento de um projeto para uma nova linha de transmissão que corte o semiárido baiano, passando pela região de maior desenvolvimento de projetos de geração. Ainda que as linhas de transmissão atuais deem conta dos projetos em curso, a ideia é levar uma proposta de uma nova linha ao governo federal a fim de acomodar o potencial de expansão futura.
O maior investidor eólico da Bahia é a Renova, com 1.060 MW de parques em implantação no Estado, e outros 2,5 GW em prospecção. Segundo Renato Amaral, co-presidente operacional da empresa, a Renova chegou às Bahia em meados dos anos 2000, devido a projetos para PCHs no sul do Estado, e começou a prospectar potencial eólico, contando com dados detalhados obtidos de torres de medição instaladas anos antes pela Companhia Energética da Bahia (Coelba), o que trouxe estimativas seguras para os investimentos.

O atual e pujante setor elétrico brasileiro começou nos idos dos séculos passados com a construção de centrais hidrelétricas que não atingiam sequer 30 MW de potência instalada. Eram, então, construídas para suprir de energia o incipiente parque fabril do País, notadamente nas regiões do centro-sul, e um ou outro pequeno empreendimento ao longo do território. À noite parte da energia era dirigida para residências e a restrita iluminação pública.
Com a ampliação da demanda houve necessidade de recursos financeiros e tecnológicos para expandir a produção de energia elétrica. Foi quando se instalaram no Brasil as empresas de origem norte-americana e canadense: a Rio de Janeiro Tramway Light and Power, criada no Canadá em 1904; e a norte-americana American & Foreign Power (Amforp), que adquiriu dezenas de pequenas concessionárias que atuavam no interior de São Paulo. Na sequência, a Light and Power construiu e inaugurou a Hidrelétrica Fontes, no Ribeirão das Lajes, de 24 MW de potência instalada, que era uma das maiores usinas do mundo em operação. Durante os anos 20, a capacidade de geração instalada duplicou, atingindo 475,7 MW, em que 77,8% eram de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). Hoje o Brasil dispõe de um potencial para implantação de PCHs estimado em 11.800 MW de potência instalada, dos quais apenas 1.567 MW estão em operação, resultando num potencial de 10.233 MW em condições de exploração. Esse potencial equivale a cerca de mil aproveitamentos que estão nas diversas fases do processo de licenciamento e implantação de PCH.
Em que pesem os reconhecidos méritos das pequenas centrais hidrelétricas e o extraordinário potencial existente, o Programa de PCHs no Brasil se desenvolve em ritmo bastante lento. Registre-se que o prazo médio de implantação da PCH é de só 18 meses a partir do início efetivo das obras, o que significa desonerar a conta juros durante a construção, tão representativa para as obras das grandes centrais hidrelétricas. Atualmente, a complexidade para a implantação de grandes centrais hidrelétricas - começando pelas questões ambientais e considerando o longo prazo de implantação e as extensas linhas de transmissão que têm de ser construídas - assegura que o Programa de PCHs no País é a alternativa que deve ser priorizada.
Contrariamente à ideia geralmente aceita de que PCHs são uma coisa velha e ultrapassada e de que seu uso não pode ser melhorado, sabemos que existe um caminho longo para evoluir, especialmente em performance de equipamento e adequação de projetos. Assim, PCHs, sempre que forem estimuladas, vão retomar o espaço de direito para continuar a contribuir de forma efetiva através do seu desenvolvimento, porque são uma solução econômica, técnica e ambientalmente eficiente. Cabe ressaltar que, sem suporte de pesquisa e desenvolvimento do governo e sem instituições financeiras que queiram participar da sua recuperação, as PCHs continuarão no coma induzido.
O leilão de energia elétrica de dezembro retratou o atual equívoco do governo em não aproveitar o fato de o País possuir uma diversidade de fontes energéticas. Senão, vejamos: a pouca presença das hidrelétricas se deveu à não obtenção das licenças ambientais; as usinas termoelétricas estavam ausentes porque a Petrobrás alegou não ter gás para comprometer seu fornecimento; e no caso das demais fontes, como as PCHs e a biomassa, o motivo da baixa presença foram os preços pouco atraentes do leilão. Isso enquanto o carvão é penalizado pelo preconceito de ser uma fonte altamente poluente. E às eólicas será imputada a responsabilidade de suprir a demanda, mesmo sem linhas de transmissão para transportar a energia gerada no Nordeste para o centro de carga na Região Sudeste.
Em 2012 o governo deveria pensar em leilões regionais e por fontes de energia, para aproveitar melhor as vantagens comparativas de cada uma, diversificando a matriz elétrica e garantindo o suprimento energético.

A alemã E.ON queria porque queria fincar seus postes no mercado brasileiro de eletricidade. Até o mês passado, era uma das favoritas para ficar com as ações da EDP, que o governo português pôs à venda. Tudo para se beneficiar dos investimentos que a própria EDP fez no Brasil nos últimos anos. Derrotados pelos chineses de Três Gargantas, os alemães (que também tiveram como adversárias as brasileiras Cemig e Eletrobras) encontraram outro caminho.

Associaram-se ao empreendedor Eike Batista. Pelo acordo, a E.ON investirá R$ 1 bilhão na compra de 10% da MPX, de Eike. Juntas, as duas companhias farão um investimento total de R$ 18 bilhões nas termelétricas que a MPX pretende construir no Complexo de Açu, no litoral norte do Rio de Janeiro, no Maranhão e em outras partes do país. Os benefícios para os dois lados são evidentes. A empresa de Eike ganha, junto com o novo sócio, uma experiência operacional que custaria a desenvolver se continuasse sozinha.
A E.ON, por sua vez, chega ao Brasil ao lado de um empreendedor que conhece o mercado — tanto naquilo que ele tem de bom e atrativo quanto em seus aspectos mais complicados. Eles não são poucos e, muitas vezes, fazem as empresas estrangeiras perderem tempo e dinheiro num processo de adaptação nem sempre bem-sucedido. O Brasil, como se sabe, é um país onde as leis de mercado muitas vezes não se aplicam em sua totalidade. É um país que exige jogo de cintura mas que oferece oportunidades de ouro a quem pensa em explorá-lo.

É lógico que uma demonstração de interesse como a que foi dada pelos alemães precisa ser avaliada em sua verdadeira dimensão e importância. O Brasil precisa, sim, de tudo o que eles podem oferecer. Mas também é, ao lado de Índia, China, Rússia, Turquia e de mais uns cinco ou seis mercados, um dos poucos pontos da Terra em que os grandes investidores internacionais têm a oportunidade de recuperar o dinheiro que estão perdendo em seus países de origem.

As carências do país são enormes e as necessidades são crescentes não apenas no campo da energia elétrica. Elas existem também em outros setores. Alguns deles, infelizmente, sofrem com o excesso de regulamentação que afugenta possíveis investidores. O Brasil superaria com muito mais rapidez as suas deficiências e tiraria com mais agilidade o atraso que separa a qualidade de alguns serviços da que é oferecida em outras partes do mundo se houvesse mais disposição em acabar com alguns feudos que ainda resistem.

Anos atrás, o apagão da eletricidade, nos momentos finais do governo de Fernando Henrique Cardoso, teve como consequência uma maior flexibilidade nas regras que facilitaram o acesso de novos investidores a um dos setores mais sensíveis da economia. Ótimo. Precisou que houvesse um apagão permanente nos aeroportos brasileiros (que, sem sombra de dúvida, estão entre os piores do mundo) para que o governo tirasse da gaveta a ideia de privatizá-los. O interesse da E.ON pelo Brasil deveria servir de estímulo para que o governo reduzisse a regulamentação que ainda pesa sobre alguns setores. Dinheiro para resolver nossos problemas existe. O que falta é dar ao investidor a segurança de que ele terá retorno.