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Parte integrante da revista nº 35 - Ano X - Jun/Jul/Ago 2006

Petróleo, Álcool, Gás Natural e Energia Elétrica no Brasil Adriano Pires e Rafael Schechtman Diretores do CBIE e professores da UFRJ

SUMÁRIO EXECUTIVO Nos últimos dez anos, os setores de petróleo, seus derivados e álcool, gás natural e energia elétrica experimentaram transformações mercadológicas e institucionais importantes no Brasil. O mercado de petróleo, derivados e álcool passou por um processo de transição em que se migrou de uma estrutura caracterizada por uma forte intervenção governamental para um regime de preços aparentemente livres. O contínuo aumento da produção de petróleo tem sido a marca desse período que mostra, também, uma forte expansão da demanda de gás natural e a ressurgência do álcool hidratado como combustível substituto da gasolina automotiva. Por sua vez, o setor de energia elétrica foi palco de um processo incompleto de privatizações e desregulamentação. Com esse pano de fundo, o presente trabalho tem como objetivo apresentar uma avaliação da evolução recente dos mercados de petróleo, seus derivados e álcool, gás natural e energia elétrica no Brasil. O trabalho subdivide-se em quatro seções: a primeira seção apresenta uma resenha sobre a evolução do mercado de petróleo, seus derivados e de álcool. A segunda seção trata do setor de gás natural, enquanto o mercado de energia elétrica é analisado na terceira seção. Finalmente, a quarta seção resume as conclusões do trabalho.


PETRÓLEO, SEUS DERIVADOS E ÁLCOOL

Gráfico 1 - Evolução dos Preços do Petróleo

Cenário Internacional epois de cair a US$ 15,2/b em 1997, os preços do petróleo Brent aumentaram continuamente até 2000, quando chegaram a US$ 27/b. Apesar da queda em 2001, os preços voltaram a subir em 2002 e, desde então, mantêm essa tendência. Em 2005, o preço médio do petróleo Brent no mercado internacional atingiu US$ 55,7/b, aumentando 46% em relação a 2004. Apesar desses aumentos, o preço médio em moeda constante ainda se situa abaixo do valor registrado em 1980, após o segundo choque do petróleo, mas acima de sua cotação de 1974, ano subseqüente ao primeiro choque do petróleo – vide Gráfico 1. Os principais motivos para a pressão altista nos preços em 2005 estão relacionados à crescente demanda e às restrições na oferta, fomentadas pela instabilidade geopolítica no Oriente Médio e por uma série de furacões que assolou a região do Golfo do México – EUA – no ano passado.

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Nota: até 1983 preços para o petróleo Arabian Light e entre 1984 e 2005 para o petróleo Brent, ajustados pelo índice de preços ao consumidor dos EUA. Fonte: BP Statistical Review, CBIE.

Entre 2000 e 2005, a produção mundial de petróleo passou de 76,7 para 84,1 milhões de b/d, um aumento de 1,9% a.a. Desde 2003 a participação da OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) cresceu na oferta mundial. Entre 2003 e 2005, a OPEP foi responsável por 73% do incremento na produção mundial. Entre dezembro de 2001 e de 2005, a capacidade ociosa

Gráfico 2 – Produção Mundial de Petróleo e Capacidade Ociosa da OPEP

Fonte: IEA (2005), IEA(2004), IEA(2003).

encontrada nesses países caiu de 6,5 para 2,6 milhões de b/d. Ademais, em dezembro de 2005 49% dessa capacidade ociosa (1,3 milhão de b/d) estavam localizados em países politicamente instáveis (Iraque, Nigéria, Indonésia e Venezuela), o que contribui com a alta volatilidade dos preços e sua tendência de alta – vide Gráfico 2. A capacidade mundial de refino não registrou incrementos significativos nos últimos anos, o que tem levado à redução da capacidade ociosa e a uma maior dificuldade de atender picos na demanda. Enquanto o consumo mundial de derivados de petróleo aumentou 20% entre 1994 e 2004, a capacidade de refino aumentou apenas 11%. Em 1994, a taxa de utilização das refinarias era de 86%, ao passo que em 2004 esse valor atingiu 93%. Esse contexto de escassez de oferta tem propiciado uma recuperação das margens nos últimos três anos. Segundo os dados do EIA, a margem bruta de refino da gasolina mais do que dobrou entre 2002 e 2005, passando de US$ 5,2/b para US$ 12,4/b. No caso do diesel, a margem bruta1 aumentou mais

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Gráfico 3 – Margem e Capacidade Ociosa de Refino

Fonte: EIA (2006) e Opec (2005).

de quatro vezes, saindo de US$ 3,4/b em 2002 para US$ 16,1/ b em 2005 (vide Gráfico 3). Apesar de tais elevações tornarem mais atraentes novos investimentos, não se espera no curto prazo incremento significativo da capacidade devido ao tempo requerido para a entrada em operação de novas refinarias (cinco anos ou mais). Do lado da demanda, entre 1996 e 2005 a demanda mundial de petróleo aumentou 1,7% a.a., passando de 71,8 para

81,3 milhões de b/d. A China e o Oriente Médio foram as regiões que apresentaram as maiores taxas de crescimento, respectivamente, 6,6% e 4,4%. Como resultado, a China aumentou de 5% para 8% sua participação na demanda mundial de petróleo, vide Gráfico 4. De modo a atender à crescente demanda por petróleo, recompor reservas e beneficiarse da contínua alta dos preços internacionais, as principais empresas de petróleo privadas do

mundo (BP, ExxonMobil, Total, Royal Dutch/Shell e Chevron Texaco) dão sinais de elevação nos seus gastos em E&P. Os gastos dessas empresas em E&P em 2005 atingiram US$ 51,6 bilhões, superando em 17% os US$ 44 bilhões realizados em 2004. O futuro dos preços do petróleo no médio prazo dependerá do equilíbrio entre dois grupos de fatores. No primeiro grupo encontram-se riscos políticos confrontados nos principais

Gráfico 4 - Demanda Mundial de Petróleo

Fonte: IEA (2005).

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Gráfico 5 – Gastos das Majors em E&P

Fonte: OPEC (2005) e BP (2005), ExxonMobil (2005), Shell (2005) e ChevronTexaco (2005).

países produtores, com destaque para o Oriente Médio e a Venezuela; o aumento dos custos de produção devido à crescente dificuldade de se explorar novos campos; as interrupções inesperadas em infra-estruturas de produção, transporte e refino; e o crescimento contínuo da demanda nos países emergentes, particularmente a China e a Índia. Esse grupo de fatores foi responsável pelo movimento de alta iniciado no final dos anos 1990 e mantém a tendência atual de preços entre US$ 60/b e US$ 70/b. Por outro lado, há outro grupo de fatores que sinalizam para o arrefecimento dessa tendência altista. Dentre esses fatores, encontram-se: a recomposição da produção após as interrupções e danos causados por problemas climáticos (furacões nos EUA), a entrada em operação de expansões e novos projetos no Golfo do México – EUA, Rússia e países da OPEP, o aumento dos investimentos em E&P das maiores empresas e a possível desaceleração da economia em virtude do aumento da taxa de juros norte-americana e da redução da liquidez na economia mundial.

Cenário Nacional Reservas, Produção e Consumo de Petróleo Entre 1970 e 2005, as reservas provadas de petróleo e LGN apresentaram um aumento de 9% a.a., passando de 1,4 para 11,4 bilhões de barris. Esse aumento foi causado, principalmente, pela descoberta dos campos de Albacora, Marlim, Albacora Leste, Marlim Sul,

Barracuda, Caratinga, Espadarte, Marimba, Voador e Roncador, na Bacia de Campos, a partir do final da década de 1970. Esse aumento nas reservas permitiu ao país incrementar sua produção de petróleo de 164 mil, em 1970, para 1,7 milhão b/d em 2005, uma expansão média anual de 7% a.a. Parcela significativa dessa expansão ocorreu a partir da década de 1980. De um patamar de 181.000 b/d, em 1980, a produção alcançou 631.000 b/d em 1990, 1,2 milhão b/d em 2000 e 1,7 milhão b/d em 2005 – vide Gráfico 6. A produção nacional de petróleo está fortemente concentrada no Rio de Janeiro, que foi responsável por 81% do total produzido no país em 2005, seguido pelo Rio Grande do Norte, com 5%, Bahia, 3% e Amazonas, 2%. Observa-se, também, que 84% da produção de petróleo ocorrem em campos offshore, onde se destaca a Bacia de Campos, no norte do Rio de Janeiro. No Brasil, o consumo de petróleo aumentou 4% a.a. entre 1970 e 2005, passando de 509 mil para 1,8 milhão de barris/dia. Houve momentos, entretanto,

Gráfico 6 - Produção e Dependência Externa de Petróleo

Fonte: ANP

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Gráfico 7 - Comparação dos Preços ao Produtor de Óleo Combustível, Querosene de Aviação, Gasolina e Óleo Diesel

Fonte: ANP.

que o consumo de petróleo chegou a declinar, como foi o caso do período entre 1979 e 1984, onde a queda foi de 4% a.a., em decorrência principalmente da crescente penetração do álcool no segmento automotivo. Entre 2000 e 2003, novamente, em função agora da estagnação da economia e maior competição com o gás natural, o consumo de petróleo decresceu 3% a.a. Em 2005, o consumo de 1,8 milhão de b/d situa-se no mesmo patamar observado em 1998. Em decorrência do significativo aumento da produção de petróleo e da estagnação do consumo nos últimos anos, temse verificado uma redução na dependência externa. Enquanto em 1979, ano do segundo choque do petróleo, o Brasil importava 86% das suas necessidade de petróleo, em 2005 essa participação atingiu 4%. Para 2006, prevê-se que a produção nacional alcance 1,9 milhão de barris/dia, em função da entrada em operação de novos campos produtores da Petrobras. Considerando uma expansão do consumo aparente de 1,4%, estima-se que o Brasil alcançará em 2006 a auto-suficiência no mercado de petróleo e derivados. ENCARTE ESPECIAL - REVISTA Nº 35

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Apesar de a auto-suficiência não significar o fim das importações de petróleo e de derivados (óleo diesel, por exemplo), ela torna o país menos exposto a oscilações abruptas nos preços no mercado internacional, resultando em impactos menores na balança comercial, nos termos de troca e na taxa de câmbio. Por outro lado, a auto-suficiência pode servir como um atrativo para o governo buscar objetivos eleitoreiros e beneficiar grupos específicos da sociedade, induzindo a Petrobras a praticar preços desvinculados dos movimentos do mercado internacional. Essa tentação “populista” levaria, entretanto, a uma redução da geração de caixa e da rentabilidade da empresa, com impactos diretos sobre novos investimentos e sobre a expansão planejada da produção. A Política de Preços dos Derivados Desde a liberação dos preços da gasolina e do diesel no mercado doméstico, em 2002, os preços desses derivados apresentam discrepâncias consideráveis e sustentadas ao longo do tempo, em comparação com os patamares observados no mercado internacional.

Os preços médios da gasolina no mercado interno estiveram acima do mercado internacional (Golfo do México, EUA) em 2002 e 2003, respectivamente, 12% e 19%. Em 2004 e 2005 essa situação se inverteu, e os preços domésticos passaram a estar, respectivamente, 6% e 3% abaixo do mercado internacional. No caso do diesel, em 2002, 2004 e 2005 os preços domésticos estiveram, respectivamente, 14%, 15% e 11% inferiores aos patamares do mercado internacional2. Quanto ao GLP, cujo preço não é reajustado desde dezembro de 2002, verificou-se que em 2005 o preço médio na refinaria do produto destinado ao mercado residencial (vasilhame P-13) ficou em média 34% mais barato do que o preço do produto importado. Essa política para os preços da gasolina, diesel e GLP não é observada para outros derivados, como o óleo combustível e o querosene de aviação. Conforme mostra o Gráfico 7, em 2005 a Petrobras realizou apenas um reajuste nos preços da gasolina e do óleo diesel. Em contraposição, os preços do óleo combustível (OC) e do querosene de aviação (QAV) sofreram fortes


oscilações ao longo de 2005. Enquanto os preços do OC e do QAV nas refinarias chegaram a acumular alta de 66% e 60%, respectivamente, os preços da gasolina e do diesel aumentaram, respectivamente, 16% e 18%. Em 2005 a gasolina, o diesel e o GLP representaram, juntos, 64% do total produzido nas refinarias nacionais. Tendo em vista sua importância para o refino, a política de preços praticada para esses combustíveis inibe a ação de importadores e refinadores independentes. Este foi o caso das refinarias Ipiranga e Manguinhos, que durante o ano de 2005 tiveram que interromper suas atividades tendo em vista que os preços dos principais derivados no país não acompanharam a alta do preço do petróleo importado utilizado por essas refinarias. Além desses impactos, a política de preços praticada pela Petrobras infunde artificialidades na competição entre os combustíveis, afetando negativamente o crescimento de fontes alternativas, como o álcool e o biodiesel.

Licitações de Áreas Exploratórias Dentre os segmentos que compõem o setor de petróleo e gás natural que estavam sob o monopólio legal da Petrobras antes de 1997, foi o de exploração e produção que atraiu um número mais significativo de novos agentes. Como indicado na Tabela 1, sete rodadas de ofertas de blocos exploratórios foram realizadas pela ANP. Nesses sete anos, 3.129 blocos exploratórios foram ofertados e 610 blocos concedidos. As licitações propiciaram o ingresso de 70 empresas no segmento, tendo a ANP arrecadado cerca de R$ 3,2 bilhões nas licitações a título de bônus de assinatura. Influenciadas por indefinições da política ambiental, incertezas jurídicas quanto ao regime de concessão e propriedade do petróleo, aumento na carga tributária e por um baixo nível de sucesso comercial na exploração de áreas licitadas, a 5ª e 6ª rodadas de licitação, realizadas durante o governo Lula, foram

marcadas pelo crescimento da participação da Petrobras. Na sétima rodada, o cenário de altos preços do petróleo e crescente instabilidade em alguns dos principais produtores de petróleo e gás do mundo aumentou a atratividade do país como destino dos investimentos em E&P, reduzindo a participação da Petrobras no certame. Conforme apresentado na Gráfico 8, a participação média da estatal saltou de 26% na primeira rodada para 86% na quinta rodada, voltando a 27% na sétima. Nesta sétima rodada observa-se, todavia, a ausência de grandes empresas internacionais, que tiveram uma participação expressiva nas primeiras rodadas de licitações, como é o caso da Chevron e da BP, que nem se habilitaram ao certame, e de outras que, apesar de se habilitarem, não arremataram nenhum bloco, como a ExxonMobil e a El Paso. Uma novidade da sétima rodada foi a licitação de campos maduros, que atraíram pequenas e médias empresas. Das 17 áreas

Tabela 1 – Resultados das licitações da ANP Rodada Ano Número de blocos ofertados Número de blocos concedidos Blocos concedidos/Blocos ofertados Área total dos blocos concedidos (mil km2) Total dos bônus de assinatura (R$ milhões) Total dos bônus de assinatura (US$ milhões) Arrecadação média/km2 (R$ mil/km2) Arrecadação média/km2 (US$ mil/km2) Participação % Petrobras Em parceria Integral Empresas habilitadas

I 1999

II 2000

III 2001

IV 2002

V 2003

VI 2004

VII 2005

27 12 44% 54,7 322 171 5,89 3,13 20% 11% 8% 38

23 21 91% 48,2 453 250 9,40 5,20 19% 15% 5% 42

53 34 64% 48,7 595 237 12,24 4,87 38% 17% 21% 42

54 21 39% 25,3 92 30 3,65 1,17 28% 14% 14% 29

908 101 11% 22,0 27 9 1,25 0,42 86% 1% 84% 11

913 154 17% 39,7 665 222 16,78 5,59 54% 19% 36% 24

1.151 267 23% 194,7 1.090 484 5,60 2,49 27% 16% 11% 114

Fonte: ANP (2006).

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Gráfico 8 - Participação da Petrobras nas Áreas Concedidas por Rodada de Licitação

Fonte: ANP (2006).

licitadas apenas uma não recebeu ofertas, demonstrando um grande potencial para o desenvolvimento desse mercado. Retomada do Álcool As vendas de álcool experimentaram forte crescimento no início dos anos 1980 em decorrência do lançamento de veículos movidos exclusivamente a esse combustível após o segundo choque do petróleo. Entre 1980 e 1988, o consumo de álcool cresceu 19%a.a., de 3,2 para 12,4 milhões de m3. No final dos anos 1980, com a queda nos preços do petróleo no mercado internacional, a retirada dos subsídios e problemas no abastecimento, as vendas de álcool hidratado tiveram forte retração, e os veículos movidos a esse combustível praticamente deixaram de ser vendidos. Entre 1989 e 2002 as vendas totais de álcool apresentaram decréscimo de 1% a.a., caindo de 13,4 para 12,5 milhões de m3. Não se verificou uma queda mais acentuada nas vendas em função da consolidação da utilização do álcool anidro como aditivo na gasolina em proporções que variam de 20% a 25%. ENCARTE ESPECIAL - REVISTA Nº 35

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Graças ao desenvolvimento de veículos flex-fuel, que usam gasolina e álcool em qualquer proporção, o consumo de álcool hidratado recebeu novo impulso a partir de 2003. Segundo os dados da Anfavea, os modelos com essa tecnologia apresentaram um rápido crescimento, passando de 0,03% em março de 2003 para 77% das vendas de automóveis de passageiros, de uso misto e comerciais leves em dezembro de 2005 – vide Gráfico 9. Tendo em vista que

todas as montadoras já dispõem de uma grande parte de seus produtos com essa tecnologia, estima-se que no final de 2007 todos os veículos fabricados no Brasil serão flex-fuel. De acordo com estimativas do CBIE, baseadas na penetração do álcool hidratado no consumo da frota de veículos flex-fuel entre 2004 e 2010, projeta-se que o consumo de álcool hidratado crescerá entre 15% a.a. e 19% a.a., saindo de 4,3 milhões de m3 em 2004 e atingindo entre 10 e 12 milhões de m3 ao fim do período. Críticos para a realização desse potencial são: a manutenção da competitividade do preço do álcool hidratado em relação ao da gasolina e um crescente controle de qualidade do álcool vendido. A experiência brasileira na produção de álcool e no seu uso como combustível automotivo, aliada aos elevados preços do petróleo no mercado internacional e ao aumento das restrições à emissão de poluentes, principalmente após a aprovação do protocolo de Kioto, em 1997, tem despertado atenção internacional para o uso do combustível. A expectativa de crescimento na demanda mun-

Gráfico 9 - Vendas de Veículos FlexFuel e Participação nas Vendas de Automóveis de Passeio e Comerciais Leves

Fonte: Anfavea.


Gráfico 10 - Exportações de Álcool

Fonte: MDIC (2006).

dial de álcool fez com que a Chicago Board of Trade (CBOT) e a Chicago Mercantile Exchange (CME) lançassem em março de 2005 contratos futuros para comercialização de álcool. Esses contratos se somam aos já comercializados na New York Board of Trade (NYBOT) desde maio de 2004. Esses fatos têm estimulado as exportações de álcool, que aumentaram 43% a.a. entre 1997 e 2005, passando de 140 mil para 2,57 milhões de m3 – vide

Gráfico 10. Em 2005, o principal destino das exportações nacionais de álcool foi a Índia, com 16%, seguida pelo Japão, 12%, Holanda e EUA (ambos com 10%). Além de estimular as exportações de álcool, o interesse internacional sobre o álcool também surge como uma excelente oportunidade para exportação de tecnologia nacional de produção e uso de álcool. Incentivada pelo aquecimento do mercado, a produção de álcool se recupera do período de

baixa durante os anos 1990 – vide Gráfico 11. Entre a safra de 90/91 e a safra de 97/98, a produção nacional de álcool aumentou 34%, passando de 11,5 para 15,4 milhões de m3. Após período de queda que durou até a safra 2000/2001, a produção do álcool voltou a crescer e atingiu na safra 2004/2005 o mesmo patamar observado em 97/98, 15,4 milhões de m3. Na safra 2004/2005 o Estado de São Paulo concentrou 60% da produção, 9,1 milhões de m3,

Gráfico 11 - Produção de Álcool no Brasil

Nota: Outros incluem Paraíba, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Maranhão, Rio Grande do Norte, Sergipe, Bahia, Pará, Piauí, Rio Grande do Sul, Amazonas e Ceará. Fonte: Unica.

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Gráfico 12 - Produção e Consumo Mundial de Gás Natural em 2004

Fonte: BP (2005).

seguido pelo Paraná, 8%, Mato Grosso, Minas Gerais e Goiás (5% cada). O maior produtor da Região Nordeste é Pernambuco, que produziu 415 mil m3 de álcool na safra 2004/2005, cerca de 3% da produção nacional. Segundo o Instituto de Economia Agrícola do Estado de São Paulo, estima-se que a produção nacional de álcool aumente dos 15,4 milhões de m3 observados na safra 2004/2005 para 26 milhões de m3 na safra 2010/ 2011, ou seja, um crescimento de 9% a.a. Prevê-se, também, que as exportações deverão aumentar de 2,6 milhões de m3 na safra 2004/2005 para 5 milhões de m3 na safra 2010/2011.

petróleo, em 1973 e 1979, é que o consumo mundial de gás natural cresceu significativamente, em decorrência da descoberta de novas reservas, do aumento do preço do petróleo e do aumento da sua utilização como energético pelos países europeus. Em 2004, o consumo mundial de gás natural foi de 7,37 bilhões de m 3 /d, sendo os Estados Unidos o maior mercado consumidor, com 24% do consumo, e o segundo maior produtor, com 20% - vide Gráfico 12. Os países da antiga União Soviética são

Gráfico 13 - Reservas Provadas Mundiais de Gás Natural em 2004

GÁS NATURAL Cenário Internacional istoricamente, a indústria do gás natural remonta à segunda metade do século XIX, originando-se nos Estados Unidos. O consumo permaneceu estagnado até os anos 1950, quando houve o desenvolvimento de novas técnicas de transporte, o principal entrave até então para o uso do combustível. Somente a partir dos anos 1960 e, em especial, depois dos dois choques do

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responsáveis pelo segundo maior consumo, 22%, e pela maior produção mundial, 28% do total. Os países da União Européia consumiram 17% do total mundial, mas produzem apenas 8%. Em dezembro de 2004, as reservas provadas mundiais de gás natural totalizavam 179,5 trilhões de m3, dos quais 71,8 trilhões de m3, ou 40%, estavam concentradas no Oriente Médio e 59,2 trilhões de m3, ou 33%, nos países da antiga URSS - vide Gráfico 13. Geograficamente, as reservas de gás natural são mais

Fonte: BP (2005).


Gráfico 14 – Consumo Mundial de Energia Primária por Fonte em 2004

Estados Unidos (IEA), o consumo mundial de gás natural deverá crescer aproximadamente 2,4% a.a. entre 2004 e 2025, atingindo no último ano 12 bilhões de m3/d. Esse crescimento aumentará a participação do gás natural no consumo de energia primária de 24%, em 2004, para 25% em 2025 – vide Gráfico 15. O petróleo ainda será o combustível mais consumido, mas sua demanda crescerá a uma taxa de 1,8% a.a., sendo inferior à do gás natural. GNL

Fonte: BP (2005).

distribuídas do que as de petróleo, das quais 62% se encontram no Oriente Médio. No entanto, os altos custos de transporte do gás natural limitam as transações internacionais, que representam 25% do consumo, enquanto, no caso do petróleo, correspondem a 60%. Em 2004, a participação do consumo de gás no consumo mundial de fontes primárias convencionais chegou a 24%3, atrás do petróleo, com 37%, e do carvão, com 27%. Entre 1975 e 2004, segundo os dados do BP Statis-

tical Review (2005), a participação do gás natural no consumo de energia primária mundial cresceu 5,0 p.p., enquanto a participação do petróleo caiu 9,5 p.p. O Brasil, entretanto, tem um longo caminho nesse processo de substituição. Enquanto em países como os EUA e o Reino Unido o gás corresponde a, respectivamente, 25% e 39% do consumo total de energia primária do país, no Brasil o combustível representa apenas 9% – vide Gráfico 14. Segundo estimativas da Agência de Informação de Energia dos

Uma alternativa aos gasodutos, que têm aumentado sua importância no mercado mundial de gás natural, consiste no transporte do gás natural liquefeito (GNL) em navios criogênicos. Essa tecnologia foi criada na metade do século XX com o objetivo de extrair hélio do ar para uso comercial. Em 1959 observou-se o primeiro transporte de GNL no mundo, entre os EUA e o Reino Unido. O êxito dessa viagem conduziu à construção da primeira unidade de GNL na Argélia, no início da década de 1960.

Gráfico 15 – Projeção do Consumo Mundial de Energia

Fonte: IEA (2005) e BP (2005).

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Graças a importantes inovações tecnológicas, ganhos de escala e ao aumento da competição entre supridores, os custos de liquefação, transporte e regaseificação do GNL vêm caindo desde os anos 1990, e novos consumidores estão entrando no mercado com a construção de plantas de gaseificação. Além da queda nos custos, o cenário de altos preços do petróleo e o esgotamento de reservas de gás em países com consumo crescente têm aumentado o interesse no GNL. Entre 2000 e 2004, o comércio internacional de GNL cresceu a 7% a.a., sendo que as importações norte-americanas de GNL cresceram 31% a.a. no mesmo período. As principais plantas de liquefação estão situadas nas proximidades de importantes regiões produtoras, como no Norte da África (Argélia), Caribe (Trinidad e Tobago), Oriente Médio (Qatar) e Sudeste da Ásia (Indonésia e Malásia). Atualmente, existem 26 projetos de plantas de liquefação de gás natural previstos para entrada em funcionamento entre 2006 e 2010. Juntos, esses projetos adicionarão 169 milhões de toneladas de GNL por ano, representando um aumento de 57% sobre o comércio mundial em 2004. Conforme mostra o Gráfico 16, o Qatar e a Nigéria concentram 55% da capacidade prevista para entrar em operação até 2010.

tecnologias de GTL. Essa ressurgência foi despertada, principalmente, pela necessidade de aproveitamento das crescentes reservas de gás natural localizadas em áreas remotas, normas mais rigorosas em relação à queima do gás natural associado ao petróleo e pela crescente pressão das autoridades ambientais pelo emprego de combustíveis com menor emissão de poluentes. A introdução do GTL em escala comercial tem importantes conseqüências sobre a cadeia de valor da indústria do gás natural. A possibilidade de comercializar diretamente produtos líquidos reduz sensivelmente os custos de logística e transporte. A comercialização dos produtos poderia utilizar a infra-estrutura existente para os derivados de petróleo, incluindo-se aí navios-tanques, terminais, unidades de armazenagem, distribuição e revenda. Seu pleno desenvolvimento viabilizaria a produção de gás natural em campos marginais ou em regiões remotas, onde o transporte por gasodutos ou mesmo na forma de GNL não é economicamente rentável. Possibilitaria ainda o aproveitamento do gás natural que é hoje queimado ou perdido quando ex-

traído em conjunto com o petróleo, pois a carência de infraestrutura para o transporte e a comercialização do gás natural associado impede a comercialização do produto, e acaba promovendo a sua queima. Esse procedimento, além de reduzir as reservas de um recurso não-renovável, tem conseqüências ambientais negativas, dada a emissão de metano e dióxido de carbono – gases de efeito estufa. Os combustíveis produzidos através de processos GTL, tais como o diesel sintético, são menos poluentes do que os combustíveis tradicionais. Uma outra vantagem do diesel sintético é seu alto índice de cetana (70-76), que traz melhor rendimento dos motores de ciclo Diesel4. Atualmente, existem em construção no mundo nove 5 projetos comerciais de GTL em vários estágios de planejamento e desenvolvimento, com datas para entrada em operação previstas entre 2009 e 2012. Juntos, esses projetos criam uma oferta adicional de 580 milhões de b/d de combustíveis derivados do gás natural. Essas plantas estão localizadas no Qatar (seis projetos), Irã (um projeto), Nigéria (um projeto) e Argélia (um projeto).

Gráfico 16 - Distribuição da Capacidade Prevista de Liquefação de GNL entre 2006 e 2010

GTL As tecnologias denominadas GTL empregam processos de conversão química do gás natural em hidrocarbonetos líquidos. A tecnologia de conversão química, que pode utilizar outros insumos além do gás natural, foi criada originalmente na Alemanha por Franz Fischer e Hanz Tropsch nos anos 1920. Ao longo da década de 1980, verifica-se um renascimento das ENCARTE ESPECIAL - REVISTA Nº 35

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Nota: Outros incluem Iêmen e Trinidad & Tobago (4%); Angola (3%); Peru, Noruega, Guiné Equatorial e Líbia (2%). Fonte: LNG Observer 2006.


Gráfico 17 - Participação do Gás Natural na Matriz Energética Brasileira

Fonte: BEN (2005).

Cenário Nacional Demanda e Oferta no Brasil A participação do gás natural na matriz energética brasileira era inexpressiva em 1974 (1%), cresceu para 3% em 1994 e atingiu 9% em 2004 – vide Gráfico 17. Esse último aumento foi possível devido à ampliação da oferta que se seguiu à inauguração, em 1999, do Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL) e aos investimentos em redes de distribuição efetuados pelas concessionárias de gás canalizado, principalmente pela CEG e a Comgás no Rio de Janeiro e em São Paulo, privatizadas no final da década de 1990. Em 2005, o consumo nacional de gás natural atingiu 48,7 milhões de m3/dia, dos quais 47% são destinados ao setor industrial, 22% à geração de energia elétrica, 16% às refinarias e fábricas de fertilizantes da Petrobras (FAFENs), 11% ao segmento automotivo (GNV) e 2% aos segmentos residencial e comercial – vide Gráfico 18. Entre 2001 e 2005, a demanda por gás natural no Brasil passou de 27,7 para 48,7 milhões m3/d, com um crescimento de 15% a.a. O consumo auto-

motivo foi o que mais cresceu, 32% a.a., passando de 1,7 em 2001 para 5,3 milhões de m3/d em 2005. Esse crescimento do consumo automotivo é resultado do elevado número de conversões de veículos: enquanto em 2000 havia menos de 150 mil veículos convertidos, chegou-se ao final de 2005 com mais de 1 milhão de veículos convertidos para o GNV. O segmento de geração elétrica e de co-geração experimentou, também, crescimento acelerado de 21% a.a., seguido

pelas refinarias e FAFENs com 12% a.a. e o segmento industrial com 11% a.a. O segmento residencial e o comercial apresentaram um crescimento de 10% a.a. no mesmo período. Segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em 2004 o Brasil possuía reservas de 326 bilhões de m3 de gás natural. Em 2005, a produção de gás foi de 48,6 milhões de m 3/d, sendo mais de 75% do gás natural associados ao petróleo. Essa condição

Gráfico 18 - Demanda de Gás Natural

* Dados para Refinarias e Fafens são estimativas baseadas em dados da Petrobras, Brasil Energia e ANP. Fonte: CBIE, ANP e Petrobras.

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Gráfico 19 - Oferta de Gás Natural no Brasil

Nota: Gás nacional corresponde à produção nacional deduzida do gás queimado e perdido, reinjetado, consumido no E&P, LGN e movimentação e nas UPGN estimados com base nos dados da Petrobras e ANP. Fonte: CBIE, ANP e Petrobras.

faz com que quase 50% do gás produzido não estejam disponíveis, sendo reinjetados ou queimados. A disponibilidade de gás nacional6 aumentou 12% a.a. entre 2001 e 2005, passando de 15 para 24 milhões de m3/d em decorrência, principalmente, do aumento da produção de 6% a.a. e redução de 1% a.a. na reinjeção. Trinta e sete por cento das reservas (119 bilhões de m 3) estão localizadas offshore na costa do estado do Rio de Janeiro, que é responsável por 45% da produção brasileira (21,7 milhões de m3/d). O estado de São Paulo, apesar de apresentar 24% das reservas nacionais (78,5 bilhões de m3), possui uma tímida produção de 1,1 milhão de m 3/d. O estado do Amazonas possui a maior reserva nacional onshore, de 49,4 bilhões de m3. Sua produção de 9,9 milhões m3/d é aproveitada para retirar frações pesadas do gás (GLP e gasolina natural) e depois reinjetada ou queimada, uma vez que não há infra-estrutura disponível para o escoamento da produção. Os estados de Sergipe, Alagoas e Bahia compõem o segundo maior pólo

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produtor de gás do país, com reservas de 34,5 bilhões de m3 e produção de cerca de 10,3 milhões m3/d. Por sua vez, os estados do Rio Grande do Norte e Ceará apresentam reservas de 22,3 bilhões de m3 e produção de 3,9 milhões de m3/d, e o estado do Espírito Santo possui reservas de 22,3 bilhões de m3 e produção de 1,4 milhão de m3/d. A oferta regional de gás natural deverá ser alterada significativamente a médio e longo

prazos, devido às recentes descobertas de gás natural na bacia de Santos. Em 2003, a Petrobras anunciou descobertas de 419 bilhões de m3 de gás na Bacia de Santos, dos quais 78 bilhões m3 já foram comprovados. Caso confirmadas, as novas descobertas elevarão as reservas nacionais para 667 bilhões de m3. De acordo com informações da Petrobras, o aproveitamento dessas novas reservas levará a um acréscimo de 12 milhões de m3/ d na produção de gás natural na bacia de Santos a partir do segundo semestre de 2008, chegando a 30 milhões de m3/d no final de 2010. A oferta nacional de gás é complementada por importações da Bolívia e da Argentina – vide Gráfico 19. Entre 2001 e 2005, a participação das importações na oferta total de gás subiu de 45% para 51%. O volume importado da Bolívia em 2005 correspondeu a mais que o dobro do volume importado em 2001, enquanto a importação da Argentina apresentou um decréscimo de 60% nesse mesmo período. Com isso, a participação do gás boliviano no total importado passou de 84% em 2001 para 96% em 2005.

Gráfico 20 - Utilização da Capacidade do Gasoduto Bolívia-Brasil

Fonte: CBIE e ANP.


Gráfico 21 - Projeção da Oferta de Gás Natural nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste

Fonte: CBIE, ANP, Brasil Energia, IBP.

Para dar continuidade à expansão das importações de gás boliviano será necessário, nos próximos dois anos, elevar a capacidade de transporte do Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL) dos atuais 30 milhões de m3/d. Em 2005, a média de utilização do gasoduto chegou a 77%, ou seja, 23 milhões de m3/d – vide Gráfico 20. Mantido o crescimento mensal de 2% do volume médio diário, verificado entre janeiro e dezembro de 2005, o limite da capacidade do gasoduto será atingido em dezembro de 2006. Em função do esgotamento previsto da capacidade ociosa do gasoduto, a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) estuda a sua expansão, de modo a ampliá-la em 4 a 12 milhões de m3/d, dependendo do trecho. O projeto final para a ampliação do gasoduto dependerá dos resultados do concurso aberto a ser realizado pela TBG até meados de 2006.

e Centro-Oeste crescerá de 49 milhões de m3/d em 2005 para 102 milhões de m3/d em 2020 – vide Gráfico 21. Grande parte desse aumento (80%) deve-se à entrada em operação dos novos campos da Bacia de Santos. A participação da produção na Bacia de Santos na oferta de gás natural nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, que, em 2005, era de apenas 2%, chegará a 20% em 2010 e a 43% em 2020. Em 2011, a oferta da Bacia de San-

tos ultrapassará as importações da Bolívia e se tornará a principal supridora das Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Conforme mostra o Gráfico 22, a demanda não-térmica de gás natural nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste aumentará a uma taxa de 7% a.a. entre 2005 e 2020, passando de 29 para 81 milhões de m3/d. A demanda térmica (assumindo operação das usinas térmicas com 100% de capacidade) apresentará crescimento de 1% a.a., saindo de 37 milhões de m3/d em 2005 para 41 m 3 /d em 2020. Como resultado, a demanda total aumentará de 66 milhões m 3 /d em 2005 para cerca de 122 milhões m3/d em 2020, crescendo a 4% a.a. O ponto crítico do abastecimento de gás consiste no atendimento da capacidade de geração de energia elétrica instalada. Com o presente patamar de oferta e mantido constante o consumo dos demais segmentos, seria impossível despachar simultaneamente grande parte da capacidade de geração térmica instalada no país. Em 2005 a oferta no Sul, Sudeste e Centro-Oeste somente

Gráfico 22 - Projeção da Oferta e da Demanda de Gás nas Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste

Cenários de Oferta e Demanda de Gás Natural até 2020 Estima-se que a oferta de gás natural7 nas Regiões Sul, Sudeste

Fonte: CBIE, ANP, Brasil Energia, IBP.

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Gráfico 23 - Projeção da Oferta e da Demanda de Gás na Região Nordeste

Fonte: CBIE, ANP, Brasil Energia, IBP.

atendeu a 63% da capacidade das usinas térmicas da região. Mesmo com a entrada em operação dos novos campos da Bacia de Santos e a expansão do GASBOL em 4 milhões de m3/d a partir de 2008, haverá um déficit para atendimento da demanda nas Regiões Sul, Sudeste e CentroOeste até 2010, caso as usinas térmicas despachem 100% de sua capacidade. Para 2010 prevê-se que, caso seja mantido o suprimento à demanda nãotérmica, a oferta existente será suficiente para atender 74% da capacidade térmica instalada. Conforme apresenta o Gráfico 23, a situação do abastecimento na Região Nordeste é ainda mais crítica. Enquanto a demanda total aumentará em torno de 5% a.a., saindo de 17 milhões m3/d em 2005 para 36 milhões m3/d em 2020, a oferta será reduzida em 2% a.a., caindo de 11 para 8 milhões m 3 /d. Em 2005, somente seria possível atender 34% da capacidade das usinas térmicas da região. O incremento da oferta decorrente da entrada do campo de Manati aumentará esse despacho máximo possível das usinas térmicas para 48% em 2007. A partir de 2009 o gás disponível na região torna-se insuficiente para atender à demanda projetada não-térmica. ENCARTE ESPECIAL - REVISTA Nº 35

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O incremento da oferta no Nordeste através da construção do GASENE estaria prejudicado tendo em vista a carência de oferta excedente para as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Dentre as alternativas para o atendimento da demanda no Nordeste estão a possibilidade de novas descobertas e a construção de unidades de regaseificação de GNL. A construção de plantas de regaseificação de GNL possibilitaria a importação de gás de diferentes fontes supridoras, o que elevaria a confiabilidade da oferta na região. Integração dos Mercados de Gás Natural no Cone Sul Entre 1990 e 2002, importantes projetos de infra-estrutura foram executados para interligar os principais mercados de gás natural no Cone Sul e explorar as complementaridades existentes entre os países. Assim, foram construídos gasodutos interligando a Argentina ao Chile e ao Uruguai e o Brasil à Argentina e à Bolívia. Chegou-se a vislumbrar outros projetos que formariam um anel desde a Bolívia, passando pelo norte da Argentina, Chile, Paraguai, Sul, Sudeste e Centro-Oeste brasileiro. A concepção desse mercado de

gás natural integrado no Cone Sul propiciaria significativos ganhos aos consumidores na região, com o aumento da confiabilidade da oferta e da competição na comercialização. As distintas opções de oferta reduziriam os riscos dos produtores, que contariam com uma gama maior de clientes potenciais. Também haveria crescente eficiência na operação da infra-estrutura em função do aproveitamento de economias de escala. Além disso, a integração e a competição dariam transparência aos preços e tarifas, facilitando a avaliação das oportunidades de negócios e, conseqüentemente, favorecendo novos investimentos ao longo de toda cadeia produtiva. Enfim, esse projeto de integração seria peça fundamental para atender ao rápido crescimento do consumo de energia que tradicionalmente acompanha a expansão das economias do Cone Sul. Atualmente, o projeto de integração gasífera enfrenta diversos obstáculos advindos da instabilidade institucional e regulatória que impera na Argentina e na Bolívia. Na Argentina, a perpetuação do congelamento das tarifas de transporte e distribuição de gás e da suspensão dos reajustes previstos nos contratos de concessão, ocorridos em 2002 diante da crise econômica, inviabilizaram novos investimentos ao longo da cadeia. Em conseqüência, a relação entre as reservas provadas e a produção de gás natural do país caiu de 17 anos em 2000 para apenas 10 anos em 2004. Diante da rápida recuperação econômica e da política de preços e tarifas populistas, o consumo de gás disparou no país portenho e estrangulou as exportações pactuadas em contratos para o Chile e Brasil. A Argentina, que era importadora de gás boliviano entre 1972 e 1999, retornou hoje a essa posição. Contudo, a ameaça de escassez de gás no


país será somente solucionada com pesados investimentos em capacidade de transporte e no segmento de exploração e produção. Essa situação frustrou as expectativas de crescimento e os investimentos realizados no mercado de gás natural do Chile, que já lançou mão de combustíveis substitutos, como o óleo diesel, mais caro e poluente, e espera pela conclusão dos projetos planejados para importar gás natural liquefeito (GNL). A dependência de gás importado da Argentina se tornou um gargalo para a expansão da oferta de energia elétrica e um fator inibidor do crescimento econômico chileno. Esse processo se reproduz no sul do Brasil, onde o corte nas exportações de gás argentino afeta a operação da usina térmica de Uruguaiana, no Rio Grande do Sul, construída justamente em função da disponibilidade desse suprimento de gás. Enquanto em 2004 a usina recebeu, em média, 1,2 milhão de m3/d de gás argentino, em 2005 o volume médio caiu para 956 mil m3/d, sendo que não houve entrega entre maio e agosto de 2005. Por sua vez, o contrato de suprimento de gás para a usina térmica de Uruguaiana contempla o fornecimento de até 2,8 milhões de m3/ d de modo a atender os 600 MW instalados. Diante desse cenário, no início de 2005 a ANEEL reduziu a garantia física da usina de 565,1 MW médios para 217 MW médios. Recentes episódios ocorridos na Bolívia também elevaram os obstáculos à integração gasífera na América do Sul. Em 2005, foi aprovada na Bolívia a nova lei de hidrocarbonetos que eleva impostos incidentes sobre a produção de hidrocarbonetos na boca do poço, obriga a renegociação dos contratos de risco compartidos negociados com as

Gráfico 24 – Geração de Energia Elétrica no Mundo por Tipo de Fonte

Fonte: IEA.

empresas no prazo de 180 dias, estabelece a YPFB como braço executivo da política energética, exige que os concessionários entreguem ao estado o resultado da produção na boca do poço e passa a tratar praticamente toda a cadeia produtiva como de utilidade pública. Ao tornar sem efeito os atuais contratos de risco compartido assinados entre as empresas e a YPFB, exigindo a adoção de novas modalidades de forma arbitrária, a nova lei quebra, de fato, contratos vigentes, e instaurou um clima de insegurança jurídica. A nova regulamentação e a crescente pressão para a nacionalização do setor reduziram os investimentos necessários à expansão da oferta de gás boliviano, o que pode trazer restrições ao atendimento da crescente demanda dos países importadores, como Brasil e Argentina.

ENERGIA ELÉTRICA Cenário Mundial egundo dados divulgados pela Agência Internacional de Energia, entre 1990 e 2003

S

o consumo de energia elétrica no mundo cresceu em média 2,6% a.a. O destaque no consumo mundial de energia elétrica ficou para a China, que entre 1990 e 2003 apresentou um incremento anual médio de 8,9%, sendo que nos últimos quatro anos do período houve uma aceleração na taxa de crescimento anual, que passou para 11,7%. Com isso, a China elevou sua participação no total do consumo de energia de 5,2% em 1990 para 11,3% em 2003, um incremento de 6,1 p.p. Em 2003, a produção mundial de energia elétrica foi de 16,4 mil TWh, sendo que a geração térmica movida a carvão respondeu por 6,7 TWh, cerca de 40% do total. As usinas térmicas a gás natural geraram 3,2 TWh (19%) e as movidas a derivados de petróleo responderam por 1,2 mil TWh (7%). Por sua vez, a geração hidrelétrica e a termonuclear corresponderam por 2,7 (16%) e 2,6 mil TWh (16%), respectivamente – vide Gráfico 24. De acordo com as projeções da Agência de Informações de Energia dos EUA, as economias emergentes, capitaneadas pela China, liderarão a expansão do ENCARTE ESPECIAL - REVISTA Nº 35

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consumo mundial de energia elétrica. Pelas projeções, entre 2002 e 2025 o consumo mundial de energia elétrica deverá crescer em média 2,6% a.a., passando de 14,3 mil TWh em 2002 para 26,0 mil TWh em 2025. Estimase que o consumo na China irá crescer em média 4,8% a.a., e representará 16% do consumo mundial de energia. Até 2025, projeta-se que o carvão manterá sua posição de hegemonia como fonte para geração de energia elétrica, apesar da crescente utilização do gás e de fontes renováveis (hidroeletricidade, solar, geotérmica e eólica). Com uma distribuição de reservas globais mais dispersa do que a do petróleo e do gás natural e uma infra-estrutura já montada, o uso do carvão é uma alternativa para a geração de eletricidade diante da contínua alta dos preços e das incertezas quanto à oferta de petróleo e do gás natural nos principais mercados consumidores. A expansão do consumo do carvão, entretanto, esbarra nas crescentes restrições à emissão de poluentes na atmosfera. Para contornar o problema ambiental terão de ser realizados pesados investimentos em desenvolvimento e na implantação de tecnologias mais limpas (como no caso da gaseificação integrada com ciclo combinado para geração de eletricidade) para o uso do carvão.

para expansão desse parque gerador foram fomentados pelo Estado, através da Eletrobrás, que detinha capacidade de endividamento e acesso a capitais de baixo custo formados, principalmente, por empréstimos de organismos multilaterais, a exemplo do Banco Mundial. Na década de 1980 esse modelo mostrou sinais de esgotamento. Primeiro, a crise de financiamento do Estado reduziu a capacidade de endividamento e elevou o custo de capital. Segundo, o aproveitamento dos potenciais hidráulicos tornou-se cada vez mais caro, em função de uma topografia menos favorável à construção dos reservatórios e das longas distâncias entre os centros de consumo e os potenciais existentes. Além disso, cresceu a resistência da sociedade à expansão das usinas hidrelétricas, em função dos impactos ambientais causados pelos seus gigantescos reservatórios. A prova do esgotamento desse modelo foi a queda dos investimentos. Como mostra o Gráfico 25, os investimentos da Eletrobrás reduziram-se continuamente (como % do PIB) desde

1980. Nos anos 1980 esses investimentos eram, na média, em torno de 0,8% do Produto Interno Bruto (PIB); nos anos 90 caíram para 0,3%, e, mais recentemente, entre 2000 e 2005 foram reduzidos a uma média de 0,2% do PIB. Como resultado do baixo dinamismo dos investimentos, a expansão da capacidade de geração foi reduzida drasticamente ao longo das últimas duas décadas. Enquanto entre 1980 e 1989 a capacidade de geração cresceu, em média, 5% a.a., na década de 1990 esse crescimento não passou de 2,8% a.a. O consumo de energia continuou, no entanto, experimentando uma rápida expansão. Entre 1980 e 2000 o consumo cresceu, em média, 5% a.a., mais do que o dobro da expansão do PIB real. A partir de 1997, uma reforma setorial começou a ser implantada pelo governo federal como meio de atrair capitais privados e criar condições para uma expansão sustentada dos investimentos. Um processo de privatização foi posto em marcha e atraiu um número considerável de empresas multinacionais e

Gráfico 25 – Investimentos da Eletrobrás (como % do PIB)

Cenário no Brasil Crise do Modelo Estatal e um Novo Modelo Institucional A energia hidráulica é a principal fonte de energia elétrica no Brasil. Essa hegemonia ocorreu em função da exploração de potenciais hidráulicos com custos relativamente baixos e próximos aos centros de consumo do país. Os investimentos

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Fonte: Ministério do Planejamento (2005); PIRES et al. (2002); Eletrobrás (2006).


nacionais. Entre 1996 e 2000, foram privatizadas 19 distribuidoras e quatro geradoras, que, juntas, permitiram a arrecadação de cerca de US$ 22 bilhões (dólares correntes). A reforma setorial era baseada na criação do mercado atacadista (MAE) e de contratos iniciais que seriam progressivamente flexibilizados para permitir a competição na geração de energia e na comercialização para os grandes consumidores. As atividades de distribuição e geração seriam privatizadas e a transmissão ficaria inicialmente sob a propriedade dos governos estaduais e federais. Apesar do sucesso da venda das empresas de distribuição, as mudanças necessárias à introdução da competição na geração e na comercialização não foram plenamente implementadas, e o processo de privatização foi interrompido. Esse contexto de reforma inacabada produziu grandes incertezas e insegurança regulatória, acabando por inibir novos investimentos, principalmente na atividade de geração. Diante da falta de investimentos, na segunda metade da década de 1990 a demanda começou a superar a quantidade de energia assegurada do sistema, tornando-o cada vez mais dependente das condições hidrológicas. Com isso, o sistema elétrico passou a consumir as reservas armazenadas nos reservatórios e a apresentar um risco de racionamento crescente. Esse quadro ganhou dimensões críticas após um período de hidrologia adversa, no final dos anos 1990. O elevado risco de um racionamento era resultado do atraso nas obras e da elevada parcela da expansão da oferta que não possuía concessão ou autorização definida. Diante da persistente estiagem, o país foi então obrigado a racionar energia a partir de junho de 2001 (ONS, 2000).

Com a posse do governo Lula, em 2003, foi iniciada uma ampla mudança das regras vigentes de forma a se conceber um novo marco institucional para o setor elétrico. Após um ano de discussões, o Ministério de Minas e Energia (MME) encaminhou duas medidas provisórias para o Congresso Nacional que, aprovadas, foram transformadas nas Leis nº 10.847 e 10.848. O funcionamento desse novo modelo está baseado no estabelecimento de dois ambientes de contratação (regulada e livre), de um pool de contratos de compra e venda de energia centralizados na CCEE e de leilões para aquisição de energia “velha” e “nova”. A criação desses conceitos tem como finalidade isolar os empreendimentos existentes da tendência ascendente do custo marginal de longo prazo do sistema, que cada vez requer usinas mais caras e distantes dos centros consumidores. Através da criação desses dois conceitos, o governo dá início a uma política de sustentação de tarifas artificialmente baixas, baseada em uma situação conjuntural de excesso de oferta de energia que é resultado da forte queda da demanda durante e após o racionamento de 2001 e do restabelecimento dos níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas. Geração de Energia Elétrica: Horizonte Nebuloso . Balanço da Oferta e da Demanda até 2010 De 1995 até o racionamento decretado em junho de 2001, o consumo 8 de eletricidade no Brasil cresceu a uma taxa média de 4,5% a.a. O racionamento interrompeu esse ciclo de crescimento, causando uma queda de consumo de 7,9%. Com o término do racionamento em fevereiro de 2002, o consumo

voltou a crescer e, ao final do ano, já se aproximava daquele do ano de 2000. Desde então, a demanda de eletricidade voltou a crescer a uma taxa média de 5% a.a. Pelo lado da oferta, estimativas do Centro Brasileiro de Infra-estrutura (CBIE) indicam que em 2005 a geração do sistema interligado poderia produzir 50 GW médios, o que representa um excesso de capacidade de 4 GW médios sobre o consumo de 46 GW médios. Ocorre que esse excesso de capacidade ainda é fruto de decisões de investimento tomadas até 2002, haja vista que as usinas inauguradas desde o racionamento até hoje resultaram na sua maior parte de projetos iniciados no governo FHC. Embora essa situação traga tranqüilidade no curto prazo, a perspectiva é a de que ela não deva se manter por muito tempo, já que grande parte da expansão da oferta prevista está comprometida por restrições à sua implantação. Segundo a ANEEL, essas restrições podem ser classificadas como leves para os casos de ausência de licença prévia ambiental, obras não iniciadas ou indefinições no contrato de suprimento de combustível, e como graves no caso de ausência da licença de instalação, descumprimento do prazo de início da obra, liminar judicial ou inviabilidade ambiental do empreendimento. Assim, do total de 35 GW de capacidade instalada prevista para entrada em operação até 2010, 81% (28,2 GW) apresentam algum tipo de restrição. Desses 28,2 GW, 62% sofrem restrições graves, enquanto 38% sofrem restrições do tipo leve. No caso das termelétricas, que respondem por 14,6 GW, ou o equivalente a 42% da expansão prevista, 90% da geração prevista apresentam algum tipo de restrição. Com base apenas nos empreendimentos sem restrições,

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Gráfico 26 – Energia Comercializada nos Leilões de Energia “Velha”

Fonte: CCEE.

verifica-se que a expansão no período 2006-2010 deverá ser de apenas 1,4 GW por ano, que é 62% inferior aos 3,7 GW por ano implantados no período de 2000 a 2005. Essa queda da expansão da geração reflete a percepção de risco dos investidores, induzida tanto pela demora na implantação do atual modelo do setor elétrico quanto pelo próprio ambiente de incertezas que gerou. Essa expansão insuficiente da oferta, se confrontada com ambos os cenários de crescimento da economia, faz com que o risco de déficit no suprimento de eletricidade até o final da década converta-se em uma realidade preocupante. No caso do cenário de referência, o excesso de capacidade atual irá gradualmente se reduzir até 2009 e, em 2010, haverá déficit no suprimento de energia. No caso do cenário de alto crescimento da demanda, o déficit seria antecipado para 2009.

dezembro de 2004 e outubro de 2005 o Ministério de Minas e Energia (MME) realizou quatro leilões de energia elétrica das usinas existentes, onde foram negociados contratos de três a 15 anos com início de suprimento em 2005, 2006, 2007, 2008 e 2009. Nos quatro leilões de energia “velha” foram negociados 19.601 MW médios, sendo que as empresas privadas responderam por 10% (1.909 MW médios) e as empresas estatais por 90% (17.692 MW médios) – vide Gráfico 26.

Gráfico 27 - Resultados dos Leilões de Energia Existente

. Leilões de Energia Até o final de 2005 foram realizados cinco leilões de energia, sendo quatro de energia “velha” e somente um de “nova”. Entre

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Conforme apresentado no Gráfico 27, os preços praticados nos quatro leilões de energia “velha” ficaram entre R$ 57,51 e R$ 94,91/MWh, dependendo do contrato negociado, sendo que o maior deságio em relação ao preço inicial foi de 28,12% no primeiro leilão para o produto 2005-08. O maior nível de capacidade descontratada dos geradores existentes para os contratos com início de suprimento até 2008 e a impossibilidade de esses projetos participarem nos certames para energia nova determinaram um nível de preços consideravelmente baixo. Essa pressão para baixar os preços dos leilões de energia “velha” foi acentuada pela falta de informações disponíveis aos agentes vendedores, que mesmo após o certame desconhecem as quantidades demandadas, e pelo forte poder de monopsônio exercido pelo pool de contratos. Em 16 de dezembro de 2005, o Ministério de Minas e Energia (MME) realizou o primeiro leilão de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos. No certame, foram ofertados seis produtos classificados em função do tipo de geração (hidráulica e térmica) e do ano de início de

Fonte: CCEE (2005).


Gráfico 28 – Resultado do Primeiro Leilão de Energia “Nova”

Fonte: CCEE.

fornecimento (2008, 2009 e 2010). Para as usinas hidrelétricas foram negociados contratos de quantidade de energia com duração de 30 anos, enquanto para as termelétricas foram negociados contratos de disponibilidade com duração de 15 anos. O leilão teve uma primeira fase, conhecida como “direito de classificação”, onde concorreram os interessados em obter a concessão para a exploração de sete novas usinas hidrelétricas indicadas pelo MME e que tinham obtido licença ambiental prévia. Numa fase posterior, houve então leilões para a venda de energia elétrica proveniente das usinas hidrelétricas e para a energia ofertada pelas termelétricas. No total, 51 empreendimentos negociaram 3.286 MW médios, dos quais 1.008 MW médios (31%) de geração hidrelétrica e 2.278 MW médios (69%) de geração termelétrica, movimentando um montante de R$ 68,4 bilhões. A Petrobras foi a maior vendedora, com 43% do total de energia comercializada. Assim como nos leilões de energia “velha”, a participação do capital privado foi baixa, cerca de 31%.

Os leilões de energia “nova” apresentaram preços entre 13% e 39% superiores aos observados no quarto leilão de energia “velha” com início de fornecimento em 2009. Apesar da tendência ascendente dos preços médios e do atendimento da demanda projetada, o leilão não sinalizou para a elevação da participação privada nos novos investimentos de geração no Brasil. Na primeira fase do leilão, as empresas do grupo Eletrobrás assumiram retornos para seus investimentos abaixo daqueles espe-

rados pelos investidores privados, sinalizando que a estatal poderá ser utilizada para atender os objetivos políticos do governo, em vez de buscar oportunidades adequadas de aplicação do capital de seus acionistas. Essa conjectura afasta dos leilões as empresas privadas e coloca ênfase no investimento estatal. Por fim, o leilão da parcela térmica conduziu a preços bem mais elevados que os observados para as hidro. Tendo em vista os baixos preços praticados nos leilões anteriores de energia velha

Gráfico 29 – Preços Médios no Leilão de Energia “Nova”

Fonte: CCEE.

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e a separação arbitrária dos mercados térmicos e hídricos, a eficiência desse resultado é altamente questionável. Se de um lado é desejável o incremento da participação da energia térmica no mix da oferta como forma de aumentar a confiabilidade do sistema, por outro não se deve fazê-lo por mecanismos arbitrários que reduzem artificialmente os preços recebidos pelas fontes hídricas existentes. . Projetos Estruturantes e o PDEE Em 14 de março de 2006 o Ministério de Minas e Energia (MME) colocou em audiência pública o Plano Decenal de Energia Elétrica para o período de 2006 a 2015 (PDEE 2006 – 2015). As projeções de consumo total de energia elétrica, incluindo o fornecimento de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN) e nos sistemas isolados e a autoprodução clássica, consideram três alternativas para a evolução do Produto Interno Bruto (PIB), denominadas trajetórias de crescimento alto, referência e baixo – vide Tabela 2. Na trajetória de alto crescimento, o consumo total de energia elétrica, incluindo a autoprodução clássica9 e transportada, cresce em média 5,8% a.a., passando de 373,5 TWh em 2005 para 657,8 TWh em 2015; na trajetória de referência cresce, em média, 5,2% a.a., atingindo o montante de 617,7 TWh em 2015, enquanto na trajetória de baixo crescimento cresce 4,2% a.a., atingindo 563,3 TWh em 2015. Conforme mostra o Gráfico 30, na trajetória de referência o consumo comercial é o que apresenta maior taxa média de crescimento no período 20052015, excluindo a autoprodução clássica, com 6,7% a.a. entre 2005 e 2010, e 6,8% a.a. de 2010 a 2015. O consumo

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Tabela 2 – Trajetórias de Crescimento Anual do PIB (%) Trajetória de Crescimento

2005

2006

2007-2011

2012-2015

Alto

3,0

4,5

4,5

6,0

Referência

3,0

4,0

4,0

4,5

Baixo

3,0

3,0

3,0

3,5

Fonte: Plano Decenal 2006 – 2015.

residencial cresce, em média, 5,8% a.a. entre 2005 e 2010 e 5,5% de 2010 a 2015, enquanto o consumo industrial terá a menor taxa média de crescimento, 4,3% a.a. até 2015. Nas demais classes o consumo crescerá em média 4,6% a.a. De acordo com as projeções da trajetória de referência, crescerão as participações dos segmentos residencial e comercial no total da energia consumida, que passarão, respectivamente, de 24% e 15% em 2005 para 25% e 18% em 2015. Enquanto isso, a participação da indústria cairá

de 47% em 2005 para 43% em 2015. As participações dos demais segmentos permanecem inalteradas em 14%. O PDEE também divulgou as projeções para o consumo sem autoprodução, a carga de energia e a evolução das perdas totais para o SIN. Conforme apresentado na Tabela 4, a carga de energia projetada para o SIN deverá crescer em média 0,2 p.p. a menos que o consumo de energia, devido à trajetória de queda das perdas de energia no SIN, que cai de 16,5% em 2005 para 15% em 2015.

Tabela 3 – Consumo Anual de Energia Elétrica com Autoprodução Clássica Consumo (TWh) 2005

2010

2015

Alto

373,5

489,7

657,8

Referência

373,5

483,5

617,7

Baixo

373,5

462,1

563,3

2005-2010

2010-2015

2005-2015

Alto

5,6

6,1

5,8

Referência

5,3

5,0

5,2

Baixo

4,4

4,0

4,2

Variação (% a.a.)

Nota: não inclui perdas. Fonte: Plano Decenal 2006 - 2015.


Gráfico 30 – Crescimento por Classe de Consumo na Trajetória de Referência

Nota: inclui o SIN e os sistemas isolados e exclui a autoprodução. Fonte: Plano Decenal 2006 – 2015.

Com relação à projeção da expansão da oferta do SIN, o PDEE adota cenários apoiados no aproveitamento de grandes hidrelétricas na Amazônia, na maior inserção da energia nuclear e na operação das usinas contempladas na primeira etapa do PROINFA. O plano considera a entrada em operação dos chamados projetos estruturantes, como a usina nuclear Angra III,

as hidrelétricas do complexo do rio Madeira (Jirau e Santo Antônio) e a hidrelétrica Belo Monte, os quais representam um terço de toda a capacidade incremental planejada até 2015. De acordo com projeção do PDEE, a capacidade instalada de geração no SIN subirá dos atuais 93,7 GW10, em janeiro de 2006, para 134,7 GW em 2015, correspondendo a um incremento

médio anual de 4,4% da capacidade instalada, ou 4,1 GW por ano. Isso representa um incremento de 70% sobre a expansão da capacidade instalada verificada em 2005, que ficou em 2,4 GW – vide Gráfico 31. O plano prevê que a expansão de capacidade planejada para o cenário de referência requererá investimentos da ordem de R$ 74 bilhões até 2015, sendo R$ 59 bilhões referentes a usinas hidrelétricas e R$ 15 bilhões em usinas termelétricas. As hidrelétricas de Jirau (3.300 MW) e Santo Antônio (3.150 MW) estão previstas para começarem a operação em 2011 e 2012, respectivamente. Contudo, ainda se aguarda a licença prévia do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (IBAMA), que atestará a viabilidade ambiental dos projetos para colocálos em licitação. O início de operação da usina nuclear de Angra III, com potência de 1.309 MW, é previsto para dezembro de 2012. Como a usina leva de seis a sete anos para iniciar a operação, deve começar sua construção até o início de 2007, de

Tabela 4 – Evolução do Consumo Anual, Carga e Índice de Perdas no SINa Consumo de Energia (TWh) Alto Referência Baixo

2005

2010

2015

338,9 338,9 338,9

438,2 432,7 412,7

587,5 550,8 500,3

2005-2015 (% a.a.) 5,7 5,0 4,0

Cargas de Energiab (MW médio) Alto Referência Baixo

2005

2010

2015

46.341,0 46.341,0 46.341,0

59.378,0 58.365,0 56.003,0

78.789,0 73.998,0 67.418,0

2005-2015 (% a.a.) 5,5 4,8 3,8

Índice de Perdasc no SIN (%) SIN

2005

2010

2015

2005-2015 (% a.a.)

16,5

15,8

15,0

-0,9

Nota: a – Exclui a autoprodução clássica; b – Carga de Energia = Consumo + Perdas; c – Compreende as perdas técnicas e comerciais, erros, diferenças e omissões no faturamento. Fonte: Plano Decenal 2006 – 2015.

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modo a atender ao cronograma do PDEE. Quanto à Belo Monte, com 5.500 MW de capacidade, sua operação é prevista para 2014. Assim como nas usinas do complexo do Rio Madeira, os estudos de viabilidade para Belo Monte não foram, todavia, aprovados devido à pendência da análise do impacto ambiental. O plano também considera a resolução dos problemas técnicos da termelétrica de Araucária e a normalização das importações de energia elétrica através da interconexão com a Argentina e o fornecimento de gás argentino para a termelétrica de Uruguaiana até janeiro de 2009. Os resultados do PDEE mostram que as usinas hidrelétricas responderão por 76% da capacidade instalada incremental, equivalente a 31 GW até 2015. Desse total, 33% (10,3 GW) tiveram suas concessões licitadas antes de 2005, 3% (0,8 GW) no primeiro leilão de energia nova em 2005 e 64% (19,9 GW) serão ainda licitadas 11 . Com base no Relatório de Acompanhamento dos Empreendimentos Hidrelétricos realizado pela ANEEL, do total dos 10,3 GW que tiveram suas concessões licitadas antes de 2005, 4,1 GW

(40%) possuem ainda algum tipo de restrição para a entrada em operação. Com relação à expansão da rede de transmissão, o plano prevê que até 2015 deverão ser construídos 64 mil quilômetros de linhas de transmissão, com investimentos previstos de R$ 27,7 bilhões. Prevê-se um incremento da capacidade de transformação de 107.575 MVA, o que demandará mais R$ 13,8 bilhões. Com um planejamento contemplando cenários para a expansão da geração, baseados principalmente em projetos estruturantes, o governo adota uma estratégia de alto risco para o futuro do setor elétrico. Em primeiro lugar, ao privilegiar a construção de grandes projetos hidrelétricos e nucleares o governo expõe parte significativa do incremento da oferta ao risco de impedimentos socioambientais e repetidos atrasos na consecução das obras. Em segundo lugar, o elevado custo desses projetos é um obstáculo para sua implementação. Segundo o estudo de viabilidade técnica e econômica realizado pelo consórcio formado por Furnas e Odebrecht, a construção das usinas do Rio Madeira

Gráfico 31 – Histórico do Incremento da Capacidade Instalada Nacional

Fonte: Plano Decenal 2006 – 2015.

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poderá consumir cerca de R$ 20 bilhões, o equivalente a 27% dos investimentos previstos para a ampliação de toda a capacidade até 2015. Uma vez que essas hidrelétricas estão em áreas de difícil acesso, isoladas e distantes dos centros de carga, os custos com as obras de transmissão também serão extremamente elevados. Com as perspectivas de atrasos recorrentes no cronograma desses projetos, os custos iniciais acabam se multiplicando e sendo de difícil previsão. Em terceiro lugar, a dimensão dos investimentos e os elevados riscos envolvidos afastam as empresas privadas dos leilões e, por conseguinte, vão requerer maior participação das estatais, comprometendo os escassos investimentos públicos com projetos de retorno duvidoso. Sem competição para a execução desses empreendimentos os custos tendem a subir ainda mais. Diante das restrições fiscais e da necessidade de elevados superávits primários, a escassez de recursos públicos acaba por alongar os prazos de conclusão das obras, aumentar o custo da energia e reintroduzir o risco do desabastecimento. O histórico da usina hidrelétrica de Tucuruí ilustra bem a dinâmica dos projetos estruturantes. Localizada no rio Tocantins, no Pará, a usina, concebida com potência de 4 GW em sua primeira etapa, teve suas obras iniciadas em 1975 e concluídas somente em 1984, com três anos de atraso devido à falta de recursos e diversas mudanças nas características originais do projeto. Como resultado, o custo final do empreendimento ficou 79% acima do orçado em 1974, passando de US$ 4,2 bilhões para US$ 7,5 bilhões em 1986 (em dólares correntes), que adicionados ao US$ 1,3 bilhão gastos com as obras de transmissão consumiram cerca de US$ 8,8 bilhões12.


Diante dos riscos associados aos projetos estruturantes, era de se esperar que o PDEE contemplasse cenários alternativos para expansão da capacidade instalada, de modo a atender à trajetória do consumo de energia elétrica no Brasil. Com a hipótese, bastante plausível, de atraso nas obras e nas datas de entrada em operação desses projetos, seria no mínimo recomendável visualizar um conjunto alternativo de usinas que possibilitasse o devido atendimento do crescimento do mercado. Na elaboração desses cenários de oferta seria fundamental que o governo analisasse a viabilidade dos empreendimentos já autorizados pela ANEEL e que estão impedidos por restrições diversas (falta de licenciamento, contratos e financiamentos) de entrar em operação. Transmissão: um Quadro mais Favorável No que se refere aos investimentos em linhas de transmissão, a ANEEL vem sendo bem-sucedida em atrair capitais privados através de leilões de linhas de transmissão. Nesse segmento, as questões cruciais referem-se mais à capacidade de ampliar e reforçar a rede no ritmo desejado e evitar distorções na concorrência entre empresas públicas e privadas que possam inibir a participação das últimas nas licitações. Desde 1999 a ANEEL realizou 12 leilões de linhas de transmissão, onde foram licitados 16,5 mil km de rede que atraíram investimentos estimados em R$ 12,3 bilhões. Entre 1999 e 2002 foram realizados oito leilões e licitada uma média anual de cerca de 2 mil km. Entre 2003 e 2004 ocorreram quatro leilões e foram licitados em média 2,9 mil km por ano. Entre 1999 e 2002 o investimento médio anual projetado pela ANEEL foi de

R$ 1 bilhão, enquanto nos últimos dois anos os investimentos anuais ficaram próximos de R$ 2,6 bilhões. Os três leilões de linhas de transmissão realizados pela ANEEL durante o governo Lula foram marcados pelo retorno das empresas estatais. Até 2002, a participação das estatais nos leilões de linhas de transmissão foi relativamente pequena, em função das restrições impostas pelo Programa Nacional de Desestatização (PND). Isso começou a mudar em 2002, quando a Lei nº 10.438 permitiu que a Eletrobrás, diretamente ou por meio de suas subsidiárias, fizesse parte de consórcios sem poder de controle para participação nos leilões. Em 2004, com a Lei nº 10.840, as empresas do grupo Eletrobrás foram retiradas do PND, o que permitiu o ingresso majoritário dessas empresas nos consórcios. Com a maior participação das estatais federais entre os vencedores nos leilões realizados em 2003 e 2004, o deságio médio elevou-se significativamente em relação aos anos anteriores.

Contudo, no último leilão, realizado em 17 de novembro de 2005, as empresas privadas adotaram uma postura mais agressiva para a determinação da Receita Anual Permitida (RAP). Isso elevou a participação de empresas de capital privado entre as vencedoras. Nesse leilão, os maiores deságios (49,7% e 46%) foram praticados pela Abengoa e pelo consórcio Bandeirantes, respectivamente. As estatais que apresentaram os maiores deságios formaram consórcios com outras empresas privadas, como ocorreu no caso dos consórcios liderados pela Eletronorte e pela Eletrosul, que ofertaram um deságio de 42,0% e 35,2%, respectivamente. Respondendo por 83% da rede negociada 13 , a elevada participação do capital privado no último leilão de transmissão demonstra que é possível atrair investimento privado para os segmentos de infra-estrutura quando há transparência contratual e clareza nas regras dos leilões. Historicamente, as empresas estatais brasileiras têm sido utilizadas para atingir objetivos

Tabela 5 – Extensão e Estimativa de Investimento nas Linhas de Transmissão Licitadas Entre 1999 e 2005 Ano

Extensão

Investimento

(km)

(R$ milhões)

1999

762

320

2000

4.484

2.833

2001

711

288

2002

1.865

935

2003

1.787

1.777

2004

3.881

3.290

2005

3.056

2.870

Total

16.546

12.312

2.364

1.759

Média Anual Fonte: ANEEL (2005a).

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Gráfico 32 - Deságio Médio dos Leilões de Linhas de Transmissão

Fonte: ANEEL (2005a).

outros que não a maximização de seus lucros. Dessa forma, a participação das estatais nos leilões merece atenção para que não crie mais uma barreira à atração de investimento privado. Distribuição: Recuperação e Passivos Regulatórios A reestruturação do setor elétrico em meados dos anos 1990 levou à privatização da maioria das distribuidoras estaduais e federais de energia elétrica no país. Atraídas pelo potencial de crescimento do mercado brasileiro, um grande número de empresas multinacionais e nacionais participou dos processos de privatização, na maioria das vezes através de consórcios. Entre 1996 e 2000 foram privatizadas 19 distribuidoras que, juntas, permitiram a arrecadação de cerca de US$ 19 bilhões (dólares correntes). Em 2003, cerca de 70% da distribuição de energia elétrica estavam em mãos de empresas privadas. Entre 2000 e 2002 a situação financeira das empresas de distribuição foi prejudicada por mudanças abruptas no contexto macroeconômico e setorial.

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Na esfera macroeconômica, a forte desvalorização do dólar em 2002 e a estagnação econômica no período 2001-2003 elevaram os custos e frustraram as expectativas de crescimento do mercado. No campo setorial, o racionamento de 2001 resultou numa retração do mercado, sendo que a crise ganhou proporções ainda maiores em função do adiamento da parcela do reajuste da tarifa de distribuição, como forma encontrada pelo governo de reduzir o impacto dos preços administrados nos índices de inflação. Desde 2004, a retomada do crescimento econômico, a retomada do crescimento do mercado de energia elétrica e a valorização do dólar conduziram a uma elevação das receitas operacionais das empresas distribuidoras e a uma redução dos custos financeiros relativos aos passivos em dólares. Conseqüentemente, ocorreu uma melhora geral nos indicadores financeiros e a elevação da lucratividade das empresas. Apesar dessa recuperação, o segmento ainda apresenta pendências regulatórias importantes. Em março de 2005 a Associação Brasileira de

Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE) divulgou estudo quantificando os chamados ativos regulatórios, ou seja, receitas a receber resultantes de adiamentos de reajustes na tarifa de distribuição. Segundo estimativas da associação, esses ativos regulatórios acumulam R$ 16 bilhões e representaram 45% do patrimônio líquido (R$ 36,2 bilhões), 37% da dívida (R$ 43,4 bilhões) e 26% da receita líquida (R$ 61,6 bilhões) do setor em 2004. A existência desses ativos regulatórios é uma evidência do crescente risco regulatório que permeia os contratos de concessão e os investimentos feitos pelas empresas. Outra distorção que afeta o segmento de distribuição é a crescente participação dos encargos setoriais e dos tributos incidentes nas tarifas cobradas dos consumidores. Entre 1998 e 2004 a participação dos encargos setoriais nas tarifas aumentou de 3,6% para 9,21%. Desde 1998, foram criados mais dois encargos (CDE e ECE) e, em 2006, inicia-se a arrecadação do PROINFA. Entre 1998 e 2004 os encargos setoriais aumentaram 535%, e os tributos, 184%. Nesse mesmo período, enquanto o IGP-M aumentou 123%, a parcela da distribuidora aumentou 81%. Os tributos e encargos setoriais vêm-se constituindo no principal obstáculo contra a modicidade tarifária. A existência desses ativos regulatórios é uma evidência do risco regulatório que permeia os contratos de concessão e os investimentos feitos pelas empresas. Nas décadas de 1980 e 1990 o uso das tarifas de energia pelo governo como instrumento antiinflacionário foi um dos motivadores para o colapso do investimento e a queda na qualidade. Espera-se que esse quadro não se repita novamente com o setor em mãos privadas.


CONCLUSÕES setor de energia no Brasil é tradicionalmente caracterizado pela ampla intervenção estatal, capitaneada na maior parte dos seus segmentos pela atuação de empresas estatais. Essa tendência começou a ser alterada durante o governo do presidente Fernando Henrique Cardoso, quando o setor assistiu a um processo de desregulamentação e privatização. O objetivo central desse processo de mudanças era dar mais liberdade à atuação dos agentes e dos mercados, dotar o estado de instrumentos de regulação apropriados e reduzir sua participação como empresário. Durante o governo do presidente Lula, apesar de ter não havido uma reestatização das empresas, indefinições importantes circundam a promoção dos investimentos privados no setor de petróleo, energia elétrica e gás natural. Primeiramente, ocorreu um fortalecimento das empresas estatais e de suas funções como instrumento de política governamental. Em segundo lugar, houve um esvaziamento das agências reguladoras, criadas para regular esses setores, que tiveram suas atribuições podadas e sofreram interferência do poder executivo nas suas decisões. Ao dar tratamento diferenciado às empresas estatais e enfraquecer as agências reguladoras, o governo desestimulou os investimentos privados e a competição nos principais mercados de energia analisados. Em suma, estar-se-ia abandonando as bases de um modelo institucional calcado na crescente concorrência e participação dos investidores privados. O contínuo crescimento da produção e o baixo dinamismo do consumo de petróleo indicam que o país alcançará a autosuficiência em 2006. Apesar de

O

a auto-suficiência não significar o fim das importações de petróleo e de derivados, o país torna-se menos exposto a oscilações abruptas nos preços no mercado internacional. A auto-suficiência pode servir como um atrativo adicional para o governo induzir a Petrobras a praticar uma política de preços desvinculada dos movimentos do mercado internacional. Essa tentação “populista” comprometeria o financiamento dos novos investimentos e a

Historicamente, as empresas estatais brasileiras têm sido utilizadas para atingir objetivos outros que não a maximização de seus lucros. Dessa forma, a participação das estatais nos leilões merece atenção para que não crie mais uma barreira à atração de investimento privado.

expansão planejada da produção de petróleo. Não obstante a liberdade de preços, promulgada desde janeiro de 2002, o governo continua, sob a alegação da forte instabilidade no mercado interno e externo e controle das variáveis macroeconômicas, intervindo nos reajustes dos preços dos derivados nas refinarias da Petrobras – principalmente no caso do diesel, da gasolina e do GLP residencial. Desde 2002, os preços da gasolina e do óleo diesel praticados pela Petrobras no Brasil

e os estabelecidos no mercado internacional apresentaram diferenças consideráveis e sustentadas ao longo do tempo. Esse tipo de comportamento distorce os preços internos e inibe a atuação dos importadores e de novos agentes na atividade de refino. Em relação ao gás natural, o atendimento da demanda, que cresce cerca de 15% a.a. desde 2001, tem exigido volumes crescentes de importação de gás natural, sendo que as importações representam hoje mais de 50% da oferta total, sendo 96% com origem na Bolívia. A nova regulamentação boliviana para o gás natural e a crescente pressão para a nacionalização instauraram um clima de insegurança jurídica no país. Essa situação põe em risco os investimentos necessários à expansão da oferta de gás boliviano, o que pode trazer restrições ao atendimento da crescente demanda dos países importadores, como Brasil e Argentina. Dado o dinamismo da demanda no Brasil e as dificuldades existentes de se atender à demanda total, caso fosse necessário utilizar grande parte da capacidade instalada de geração de energia térmica, é imperativo implantar medidas para elevar a oferta no Brasil, ampliar as alternativas de logística e diversificar as fontes de suprimento de gás importado. Dentre essas ações, destacam-se mudanças no quadro institucional e na política de preços e tarifas. Nesse sentido, a ausência de norma jurídica específica para o gás natural na esfera federal perpetua uma situação de monopólio de fato da Petrobras e adia o desenvolvimento de um mercado competitivo. No caso da energia elétrica, os investimentos em geração ainda mostram um baixo dinamismo, o que pode levar a uma escassez de energia no final da década. A atração de novos

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investimentos dependerá das condições contratuais e de preços futuros a serem oferecidos nos leilões de energia. A experiência dos leilões realizados, seja de energia “velha” ou “nova”, não corrobora um cenário de expansão dos investimentos privados. Ao contrário, a falta de transparência e o poder de monopsônio do pool de contratos permanecem como obstáculos ao acréscimo da oferta de geração e da participação de capitais privados no leilão. A utilização das empresas estatais para atendimento de objetivos políticos do governo, em vez de buscar oportunidades adequadas de aplicação do capital de seus acionistas, constitui outro fator que afasta dos leilões as empresas privadas e coloca ênfase no investimento estatal. Dada a dificuldade de financiar tais projetos, arrisca-se a utilizar recursos do contribuinte, como no modelo estatal prevalecente até o início da década de 1990. Essa tendência foi reforçada com a edição do Plano Decenal de Energia Elétrica, que dá ênfase aos chamados projetos estruturantes constituídos por grandes projetos hidrelétricos e nucleares. A dimensão dos investimentos e os elevados riscos envolvidos afastam as empresas privadas dos leilões e, por conseguinte, vão requerer maior participação das estatais, comprometendo os escassos investimentos públicos com projetos de retorno duvidoso. Na distribuição de energia elétrica ocorreu uma importante elevação dos investimentos desde 1999 e uma melhoria nos indicadores de qualidade. Entre 2001 e 2002 as empresas distribuidoras foram negativamente afetadas pela conjuntura macroeconômica, pelo adiamento dos repasses dos custos de energia e encargos tarifários e pelo racionamento. A partir de 2004, a retomada do crescimento ecoENCARTE ESPECIAL - REVISTA Nº 35

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nômico, a forte expansão do mercado de energia elétrica e a valorização do dólar conduziram a uma melhora geral nos indicadores financeiros e à elevação da lucratividade das empresas. A postergação desses repasses para as tarifas de distribuição eleva as incertezas sobre o retorno dos ativos, o que pode incrementar o custo do capital para as empresas e inibir futuros investimentos. A existência desses ativos é uma evidência do risco regulatório que permeia os contratos de concessão e os investimentos feitos pelas empresas. No que se refere à transmissão de energia elétrica, a ANEEL vem sendo bem-sucedida em atrair investimentos para o segmento nos inúmeros leilões de licitação realizados desde 1999. A elevada participação do capital privado nesses certames demonstra que é possível atrair investimento privado para os segmentos de infra-estrutura quando há transparência contratual e clareza nas regras dos leilões. É importante, entretanto, monitorar a participação das estatais nos leilões e suas práticas de precificação para que não se crie mais uma barreira à atração de investimento privado.

Notas Diferença entre a média dos preços da gasolina convencional sem chumbo no Golfo do México e dos preços do petróleo Brent para cada ano. 2 Para comparação com os preços domésticos utiliza-se a paridade de exportação para a gasolina, definida como a diferença do preço no mercado do Golfo do México, nos EUA, e os custos de logística para a exportação desde o Brasil, e a paridade de importação para o óleo diesel, definida como a soma do preço no mercado do Golfo do México, nos EUA, e os 1

custos de logística para a importação até o Brasil. 3 O percentual não inclui fontes primárias, como lenha e bagaço de cana, entre outras. 4 Greene (1999), p. 19. 5 IEA (2005). 6 Gás nacional disponível corresponde à produção deduzida do gás queimado e perdido, reinjetado, consumido na E&P, Líquidos de Gás Natural (LGN) e do consumo na movimentação e nas Unidades de Processamento de Gás Natural – UPGN. 7 A oferta considera a produção de gás natural, descontada das parcelas referentes à queima, reinjeção, produção de líquidos de gás natural, consumo em movimentação, na produção e nas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs), e as importações. 8 Consumo considerado como a carga própria de energia (carga própria de energia = consumo de energia + perdas). 9 Corresponde à geração de energia elétrica para suprimento, no próprio local, de unidade consumidora sem utilização da rede elétrica de transmissão e distribuição. 10 Inclui a potência das usinas existentes nos sistemas isolados que serão interligados (Manaus/ Macapá e Rondônia/Acre) e as importações de energia elétrica da Argentina e de Itaipu. 11 As informações disponibilizadas na apresentação não permitem uma análise da composição das usinas térmicas e PCHs. 12 Os dados foram retirados da tabela ES.2 do relatório Tucuri Hydro Power Complex, Final Report, World Commission on Dams (2000) WCD Case Studies. 13 Calculada com base na aquisição da rede de transmissão (km) por empresa, considerandose a participação de cada empresa nos respectivos consórcios vencedores.


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ENCARTE ESPECIAL - REVISTA Nº 35

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Encarte - Revista 35 - Petróleo, álcool, gás natural e energia elétrica no Brasil