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BALANÇO ENERGÉTICO DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO2009

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Governo do Estado do Rio de Janeiro

GovernadorSérgio Cabral

Vice-GovernadorLuiz Fernando Pezão

Secretário de Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e ServiçosJulio Cesar Carmo Bueno

Apoio:

ÓLEO & GÁS



APRESENTAÇÃO 6

1. SISTEMA ENERGÉTICO DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO 9

1.1. PETRÓLEO 10

1.1.1. RESERVAS 10

1.1.2. PRODUÇÃO 11

1.1.3. REFINO 12

1.1.4. TRANSPORTE DE PETRÓLEO E DERIVADOS 13

1.2. GÁS NATURAL 14

1.2.1. RESERVAS 14

1.2.2. PRODUÇÃO 15

1.2.3. PROCESSAMENTO 16

1.2.4. TRANSPORTE 17

1.2.5. DISTRIBUIÇÃO 20

1.2.6. LEI DO GÁS 21

1.3. ENERGIA ELÉTRICA 22

1.3.1. CAPACIDADE INSTALADA 22

1.3.2. DISTRIBUIÇÃO, GERAÇÃO E SUPRIMENTO EXTERNO 24

1.4. CARVÃO MINERAL 28

1.4.1. CARVÃO ENERGÉTICO 28

1.4.2. CARVÃO METALÚRGICO 28

1.5. URÂNIO (U3O8) E URÂNIO CONTIDO NO UO2 28

1.6. PRODUTOS DA CANA-DE-AÇÚCAR 29

1.7. LENHA E CARVÃO VEGETAL 31

1.7.1. LENHA 31

1.7.2. CARVÃO VEGETAL 31


ANO 2009 5

2. EVOLUÇÃO DA ESTRUTURA ENERGÉTICA ESTADUAL 34

2.1. INDICADORES DA ECONOMIA FLUMINENSE 34

2.2. INTENSIDADE ENERGÉTICA 36

2.3. PRODUÇÃO E CONSUMO DE ENERGIA DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO NO CONTEXTO NACIONAL 37

2.4. EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO E DO CONSUMO DE ENERGIA DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO 43

2.4.1. PRODUÇÃO DE ENERGIA PRIMÁRIA 43

2.4.2. PRODUÇÃO DE ENERGIA SECUNDÁRIA 44

2.4.3. CONSUMO FINAL DE ENERGIA 45

2.4.4. DEPENDÊNCIA EXTERNA DE ENERGIA 47

3. ANÁLISE ENERGÉTICA POR REGIÃO DE PLANEJAMENTO DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO 49

3.1. PRODUÇÃO DE ENERGIA 50

3.2. CONSUMO DE ENERGIA 51

4. BALANÇOS DE ENERGIA 61

4.1. BALANÇOS ENERGÉTICOS DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO CONSOLIDADOS 2000 – 2009 62

4.2. BALANÇOS ENERGÉTICOS DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO CONSOLIDADOS POR REGIÃO DE

PLANEJAMENTO 2009 72

4.3. OFERTA E CONSUMO DE ENERGIA DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO POR FONTES 1980 – 2009 80

4.4. BALANÇOS DOS CENTROS DE TRANSFORMAÇÃO DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO 1980 – 2009 100

4.5. CONSUMO SETORIAL DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO 1980 – 2009 104

5. ANEXOS 119

6. REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA 137



APRESENTAÇÃO

O setor energético é reconhecido pelas diversas esferas de governo como um dos principais vetores estruturantes no processo de desenvolvimento econômico, sendo capaz de promover mudanças signi-ficativas no perfil produtivo de uma região, estado ou país. Um exemplo que corrobora este enuncia-do é a transformação pela qual passou o Estado do Rio de Janeiro nas décadas recentes, em virtude da descoberta e exploração de grandes reservas de hidrocarbonetos na Bacia de Campos, localizada na região Norte Fluminense, com desdobramentos por toda a cadeia do setor de petróleo e gás natural.

Ciente da importância de que se reveste o planejamento deste setor, o governo estadual vem coorde-nando nos últimos dois anos um trabalho de recuperação, atualização e divulgação da base de dados energéticos, tanto pelo lado da oferta quanto da demanda, com a finalidade de mapear os recursos disponíveis e as potencialidades energéticas do estado, retratar as condições atuais de suprimento ao mercado e avaliar o padrão de consumo dos diversos setores da economia.

Com o apoio de empresas, entidades setoriais e órgãos da administração federal, estadual e municipal, a iniciativa do governo fluminense resultou, inicialmente, na publicação de dois Balanços Energéticos do Estado do Rio de Janeiro, o primeiro correspondente ao período 2006–2007 e o segundo para o ano de 2008. Vale ressaltar que, nessa etapa do trabalho, foi dada ênfase à harmonização de me-todologias e correção de séries históricas dos Balanços anteriormente elaborados para os períodos 1980–1999 e 2000–2005, de modo a padronizar a série histórica completa e torná-la compatível com os dados do Balanço Energético Nacional.

O documento que ora é disponibilizado ao público representa a continuidade dos esforços de atuali-zação e aperfeiçoamento dessa base de dados. Além disso, o Balanço Energético do Estado do Rio de Janeiro 2009 traz como novidade a inserção de textos nos capítulos 1, 2 e 3, com o objetivo de descre-ver as principais características do sistema energético estadual e analisar, de maneira sucinta, a evolu-ção do consumo de energia por fontes, setores e regiões de planejamento.

O Estado concentra as maiores reservas petrolíferas do Brasil e poderá ter um acréscimo significativo destas em função da confirmação do potencial de óleo e gás das áreas do pré-sal. Em 2009, as reser-vas provadas do Estado do Rio de Janeiro foram de 10,4 bilhões de barris e representaram 80,8 % das reservas nacionais de petróleo, ao passo que a produção foi de 605 milhões de barris, o que represen-tou 85 % da produção brasileira. Por sua vez, as reservas provadas de gás natural do Estado do Rio de Janeiro em 2009, de 166 bilhões de m3, representaram 45,3 % das reservas nacionais e a produção de 10,5 bilhões de m3 alcançou 49,6 % da produção nacional.


ANO 2009 7

O parque gerador elétrico fluminense é composto por usinas hidrelétricas, térmicas convencionais e termonucleares, tendo atingido uma capacidade instalada superior a 7.390,8 MW em 2009. Nesse ano, a produção de eletricidade do Estado do Rio de Janeiro foi de 34.152 GWh, que representou 7,3 % da produção nacional, e o consumo de 38.944 GWh representou 9,1 % do consumo do país.

Nos próximos anos, espera-se um aumento do consumo de eletricidade devido ao aquecimento da economia estadual e à atração de grandes investimentos industriais. Por outro lado, o Estado terá a ampliação da capacidade instalada do seu parque gerador elétrico, com a implantação de diversos projetos, tais como hidrelétricas, pequenas centrais hidrelétricas – PCHs, termelétricas, cogeração, termonuclear e eólica, garantindo o reforço da infraestrutura local.

Em resumo, o Estado do Rio de Janeiro possui a matriz energética diversificada e manteve, no ano de 2009, uma posição superavitária e exportadora de petróleo, gás natural e derivados de petróleo. To-davia, o consumo estadual de determinadas fontes, tais como o carvão mineral e o etanol, permanece fortemente dependente de importação.

Vale destacar que, assim como foi relatado no documento publicado anteriormente, o Balanço Ener-gético do Estado do Rio de Janeiro 2009 também incorporou ajustes nos fatores de conversão de uni-dades de medida para tep (tonelada equivalente de petróleo), em virtude de mudanças processadas no Balanço Energético Nacional.

Secretário de Estado de Desenvolvimento

Econômico, Energia, Indústria e Serviços

ecrrrrcrrrcrrrcrcrcrrrcrrrcrccrcrcccrcccc etetetetetetetetetetettettttettetetteeeeeeee áááááárááááá io de EsEEEEEEEEEEEEE tado de Desenvolvimento

Econômiiiiiiiiiciiiiiiii oooooooo,oooooooooooooooo EEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEEnergia, Indústria e Serviços


1. SISTEMA ENERGÉTICO DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO



1.1. Petróleo1.1.1. Reservas

No Estado do Rio de Janeiro se concentram as maiores reservas petrolíferas do Brasil, localizadas na Bacia de Campos. A Bacia ocupa uma área de cerca de 100 mil km2 que se encontra a uma distância de 60 a 130 km da costa, com uma lâmina d’água que varia de 80 até mais de 3.500 m de profundidade e se estende do Estado do Espírito Santo, nas imediações da cidade de Vitória, até Arraial do Cabo, no litoral norte do Estado do Rio de Janeiro. A exploração de petróleo na Bacia de Campos começou no fi nal de 1976, no campo de Garoupa e atualmente é o principal polo petrolífero do Brasil, respondendo por cerca de 81 % das reservas e da produção de petróleo. Em função dos grandes investimentos rea-lizados pela Petrobras na Bacia de Campos, o Brasil é atualmente um dos líderes mundiais em explora-ção e produção em águas profundas, produzindo petróleo a 1.886 metros de profundidade no campo gigante de Roncador.

Em 2009, no Estado do Rio de Janeiro, estavam em concessão 44 blocos ainda em fase de exploração, 13 campos em fase de desenvolvimento da produção e 40 campos em fase de produção. Além da Petrobras, outras empresas como Encana, Devon, Repsol, Shell, SK Brasil, Sonangol, Petrogal, Maersk, OGX, Anadarko, Ecopetrol, Hydro Brasil, Esso, Statoil, Chevron, Frade, Inpex, Starfi sh, Eni e Total detêm concessões, principalmente em associação com a Petrobras.

Além da Bacia de Campos, deve-se destacar também a relevância da Bacia de Santos, que ocupa uma área de aproximadamente 352 mil km2, abrangendo parte do litoral do Rio de Janeiro, toda a faixa lito-rânea de São Paulo e do Paraná e parte do litoral de Santa Catarina, que ganhou importância a partir das descobertas de jazidas de petróleo e gás natural na camada pré-sal.

A descoberta de petróleo na área do pré-sal representa um novo marco na exploração de petróleo no Brasil. A avaliação do potencial petrolífero dessas áreas indica volumes de óleo e gás que, se confi rma-dos, elevarão signifi cativamente as reservas do Estado do Rio de Janeiro e do Brasil, colocando-o entre os países com grandes reservas de petróleo e gás natural.

A camada do pré-sal possui cerca de 800 quilômetros de extensão e 200 quilômetros de largura, nas Bacias de Campos e de Santos, e vai desde o litoral do Espírito Santo até Santa Catarina. A Petro-bras iniciou a produção de petróleo da camada pré-sal no campo de Jubarte, na Bacia de Campos, no litoral sul do Espírito Santo. Na Bacia de Campos, no litoral do Estado do Rio de Janeiro já foram descobertos os campos de Caxaréu e Pirambu, que estão em fase de desenvolvimento. Na Bacia de Santos já foram feitas descobertas de jazidas de petróleo e gás natural nos blocos de Tupi, Iara, Júpiter, Carioca, Guará, Caramba, Parati, Bem-te-vi e Azulão. Destes, já foram estimados os volumes potenciais referentes a Tupi (entre 5 e 8 bilhões de barris) e Iara (entre 2 e 4 bilhões), localizados no Estado do Rio Janeiro. Além do potencial petrolífero, as descobertas na região do pré-sal são de hidrocarbonetos mais leves, que se diferenciam das demais jazidas da Bacia de Campos, que são de petróleo pesado. As jazidas do pré-sal poderão mudar o perfi l da produção de petróleo do Brasil, reduzindo a importação de óleo leve e gás natural.

Conforme mostram o Quadro 1.1 e o Gráfi co 1.1, de 1980 a 2009 as reservas provadas de petróleo cres-ceram, em média anual, 3,5% no Estado e 7,8% no país. Em 2009 as reservas provadas brasileiras atingi-ram a marca de 2.044 milhões de m3 de petróleo e representaram a 16ª posição no ranking mundial de reservas. Em 2009, as reservas do Estado do Rio de Janeiro representaram 80,8% das reservas nacionais


ANO 2009 11

Fonte: ANP para os anos de 1999 a 2009 e Petrobras para os anteriores.

de petróleo. Em 2006, o Brasil alcançou a autossufi ciência na produção de petróleo, com a entrada de operação da plataforma P-50, com capacidade de produção de 180 mil bpd1.

QUADRO 1.1Evolução das Reservas Provadas de Petróleo – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (106m3)

1.1.2. Produção

A produção anual de petróleo no Estado do Rio de Janeiro era de apenas 1,7 milhão de m3 (28,6 mil barris/dia)2 em 1980, tendo evoluído para 23,1 milhões de m3 (399,3 mil barris/dia) em 1990 e atingido 96,2 milhões de m3 (1.658 mil barris/dia) em 2009. Atualmente, o Estado do Rio de Janeiro é autossufi ciente em produção de petróleo e seus derivados. Em 2009, sua produção de petróleo representou 85% do total do país. De acordo com o Quadro 1.2 e o Gráfi co 1.2, a taxa de crescimento anual da produção do Estado no período de 1980 a 2009 foi de 14,5%, enquanto para o Brasil esta taxa foi de 8,2%.

1 O conceito de autossufi ciência refere-se ao equilíbrio entre a quantidade de petróleo produzida no país e aquela necessária para suprir sua demanda por derivados. Mesmo tendo alcançado a autossufi ciência, o Brasil continuará importando petróleos leves e alguns derivados (óleo diesel, nafta, GLP e querosene de aviação) em função do perfi l das refi narias brasileiras e da demanda de derivados e exportando petróleos pesados e alguns derivados (gasolina automotiva, óleo combustível). 2 Para efeito de conversão de unidade métrica, um barril representa 0,158987 m3.

GRÁFICO 1.1Evolução das Reservas Provadas de Petróleo – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

Brasil

Rio de Jan

eiro10

6 m3

ANO BR RJ RJ/BR (%)

1980 217 97 44,7

1985 422 252 59,7

1990 718 558 77,7

1995 989 832 84,1

2000 1.346 1.171 87,0

2001 1.351 1.173 86,8

2002 1.559 1.300 83,4

2003 1.686 1.408 83,5

2004 1.788 1.420 79,4

2005 1.872 1.516 81,0

2006 1.937 1.552 80,1

2007 2.007 1.618 80,6

2008 2.035 1.642 80,7

2009 2.044 1.651 80,8



A vida útil das reservas – determinada pela relação entre as reservas provadas e a produção de petróleo – em 2009 era de 17,2 anos no Estado do Rio de Janeiro e de 18,1 anos para o Brasil.

1.1.3. Refi no

Existem duas refi narias instaladas no Estado do Rio de Janeiro: Refi naria de Manguinhos e Refi naria Du-que de Caxias (REDUC), da PETROBRAS.

A Refi naria de Manguinhos, pertencente atualmente ao grupo privado Grupo Andrade & Magro, por meio da Grandifl orum Participações S/A, começou a operar em 1954, apresentando, hoje, uma capacidade de processamento de 2.200 m3/dia. Com a defasagem de preços da gasolina, GLP e diesel no mercado interno em relação à cotação internacional do petróleo, a Refi naria de Manguinhos teve sua atividade de refi no suspensa a partir de setembro de 2005, operando até 2009 apenas com compra e venda de derivados. Para 2010, Manguinhos prevê voltar a processar petróleo e condensado.

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

Brasil

Rio de Janeiro10

3 m3

GRÁFICO 1.2Evolução da Produção de Petróleo 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro

QUADRO 1.2Evolução da Produção de Petróleo 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (106 m3)

ANO BR RJ RJ/BR1980 10.562 1.663 15,71985 31.709 19.227 60,61990 36.588 23.171 63,31995 40.018 27.126 67,82000 71.644 57.037 79,62001 75.020 60.489 80,62002 84.399 69.683 82,62003 86.820 70.946 81,72004 85.967 70.456 82,02005 94.797 79.775 84,22006 99.971 84.204 84,22007 101.437 82.820 81,62008 105.452 87.021 82,52009 113.180 96.221 85,0% a.a. (1980/2009) 8,2% 14,5% -Fonte: ANP para os anos de 1999 a 2009 e Petrobras para os anteriores.


ANO 2009 13

Tendo sido inaugurada em 1961, a REDUC tem uma capacidade de processamento de 38.500 m3/dia, ou 242.000 barris de petróleo por dia, cerca de 11,6% da capacidade total do país e do volume de petróleo processado. O parque de refi no da REDUC comporta a Unidade de Destilação, os dois Conjuntos de Lubrifi cantes e Parafi nas, com capacidade de produção de 665 mil m3/ano de lubrifi cantes e 33.000 t/ano de parafi nas, atendendo dessa forma à demanda de lubrifi cantes básicos das regiões sudeste e sul do país. Entre as unidades operacionais desta refi naria destacam-se uma Unidade de Craqueamento Catalí-tico3, uma Unidade de Reforma Catalítica4 e, ainda, unidades especiais para a produção de propeno, de tratamento de querosene de aviação e de reforma para obtenção de gasolina com alta octanagem. Os principais produtos processados na refi naria são lubrifi cantes, gasolina, óleo diesel, querosene de avia-ção, GLP, bunker e nafta petroquímica.

1.1.4. Transporte de Petróleo e Derivados

A necessidade de escoamento do petróleo da Bacia de Campos para os terminais e refi naria do Estado e o transporte de derivados acarretaram a implantação no Rio de Janeiro de uma infraestrutura de dutos e tancagem de grande importância para o país.

O armazenamento e a movimentação de petróleo e derivados são realizados por meio dos terminais:

• O Terminal Terrestre de Cabiúnas (TECAB) da Transpetro, localizado no município de Macaé, com capa-cidade de 485.198 m3 para armazenamento de petróleo e 4.770 m3 para GLP, tem como principais ativi-dades o recebimento e o armazenamento do petróleo originado da Bacia de Campos pelo oleoduto Cabiúnas – Barra do Furado (OCAB) e envia para o Terminal de Campos Elíseos (TECAM) pelo Oleoduto Cabiúnas – Duque de Caxias (OSDUC I).

• O Terminal Terrestre de Campos Elíseos (TECAM), da Transpetro, localizado no município de Duque de Caxias, possui uma capacidade de 483.928 m3 para armazenamento de petróleo e 68.364 m3 para deriva-dos. Suas principais atividades são o recebimento e o armazenamento do petróleo originado de Angra dos Reis, de Macaé e da Ilha d’Água, além do abastecimento de petróleo e óleo diesel da Refi naria Ga-briel Passos (REGAP). Também monitora as operações do Oleoduto São Paulo – Rio de Janeiro (OSRIO), recebendo no Terminal de Volta Redonda gasolina, diesel e etanol para a Base de Distribuição de Volta Redonda.

• O Terminal Marítimo da Ilha d’Água (Almirante Tamandaré), da Transpetro, localizado na Baía de Guana-bara, no município do Rio de Janeiro, constitui-se de um complexo operacional de píeres, com capacidade para recebimento de navios de até 135.000 tpb, e parque de armazenamento com capacidade para 165.066 m3 de derivados de petróleo. O Terminal da Ilha d’Água realiza operações de cabotagem, de importação e de exportação de produtos claros, escuros e de petróleo, facilitando o escoamento dos diversos produtos de/para a Refi naria de Duque de Caxias (REDUC) e de outras empresas. Também fornece bunker, por oleo-dutos, para navios atracados no terminal ou fundeados na Baía de Guanabara, por meio de barcaças.

• O Terminal Marítimo da Ilha Redonda, da Transpetro, localizado na Baía de Guanabara, no município do Rio de Janeiro, faz o recebimento e armazenamento de GLP vindo da REDUC e o seu carregamento para navios-tanque e ainda recebe GLP, butadieno e propeno destes navios e faz sua transferência para a REDUC. Possui um parque de armazenamento com capacidade para 33.563 m3.

3 Converte óleos destilados pesados em frações leves de maior valor comercial, tais como gás liquefeito de petróleo e nafta de alto índice de octanagem. Produz a partir de naftas pesadas de baixa qualidade gasolina de alto poder antidetonante de elevado teor de aromáticos.4 Produz a partir de naftas pesadas de baixa qualidade gasolina de alto poder antidetonante de elevado teor de aromáticos.



• O Terminal Marítimo da Baía de Ilha Grande, da Transpetro, localizado em Angra dos Reis, Estado do Rio de Janeiro, é constituído de píer de atracação com dois berços para navios com capacidade de até 500.000 tpb e parque de armazenamento com 936.200 m3. O transporte de petróleo visa, por meio da importação ou da cabotagem, atender às Refi narias de Duque de Caxias (REDUC) – RJ e Gabriel Passos (REGAP) – MG. O terminal envia petróleo para a REDUC pelo oleoduto (ORBIG). Ele também atua como entreposto de exportação e cabotagem para terminais de menor porte. O transporte atende à elabora-ção de bunker e a exportação de óleo combustível excedente na produção nacional. O bunker é utiliza-do para suprir a demanda de abastecimento dos navios que operam no terminal e nos postos de Manga-ratiba e de Sepetiba por barcaça que opera no píer de rebocadores.

• O Terminal Marítimo do Caju, da Tequimar – empresa que incorporou o Grupo União, antigo proprie-tário desta instalação –, fi ca localizado na Baía de Guanabara, no município do Rio de Janeiro, e possui uma capacidade de armazenamento de 17.245 m3 de derivados. Este Terminal dispõe de 24 tanques para armazenamento de combustíveis líquidos e possui ponto de atracação.

• O Terminal Marítimo da Ilha do Governador, da Cosan, localizado na Baía de Guanabara, no município do Rio de Janeiro, possui uma capacidade de armazenamento de 37.073 m3 de derivados. O Terminal con-ta com 68 tanques para armazenamento de combustíveis e tubulações interligando o ponto de atracação aos tanques.

• O Terminal Marítimo da Ilha do Governador, da ExxonMobil, localizado na Baía de Guanabara, no município do Rio de Janeiro, possui uma capacidade de armazenamento de 33.509 m3 de derivados. Este Terminal dispõe de 14 tanques para armazenamento de combustíveis líquidos, interligados ao ponto de atracação.

1.2. Gás Natural

1.2.1. Reservas

Ao contrário do que acontece em diversos países, as reservas de gás natural no Estado do Rio de Janeiro estão quase todas associadas ao petróleo (99,8%), fazendo com que sua oferta dependa ou infl uencie a produção deste. Uma característica importante destas reservas refere-se ao fato de elas se localiza-rem em águas profundas (reservas offshore), tornando mais difícil sua exploração. No entanto, como as reservas de gás do Estado estão associadas ao petróleo, a maior parte dos investimentos realizados está relacionada à exploração deste, tornando viável e não muito dispendiosa a exploração do gás.

As reservas de gás no Estado concentram-se na Bacia de Campos e na Bacia de Santos. No Quadro 1.3 apresenta-se a evolução das reservas provadas de gás natural no Brasil e no Estado do Rio de Janeiro, no período de 1980 a 2009. Em 2009, as reservas provadas de gás natural do Estado do Rio de Janeiro repre-sentaram 45,3% das reservas do país. Apresentaram um crescimento médio anual de 8,7%, enquanto as reservas do Brasil cresceram 6,4% ao ano no período 1980/2009.


ANO 2009 15

1.2.2. Produção

O gás natural vem ao longo dos anos ganhando signifi cativa importância na matriz energética mundial. Inicialmente, era considerado pouco atrativo para a indústria petrolífera, pois, ao ser encontrado junto ao petróleo, exigia uma série de procedimentos de segurança que encareciam e difi cultavam as ativida-des de prospecção. A partir da década de 70, seu consumo entrou em franca expansão, tornando-se a fonte de energia fóssil a registrar maior crescimento no mundo.

No Estado do Rio de Janeiro, sua produção teve início no ano de 1978, porém sem que ele fosse apro-veitado. Seu uso se deu a partir de 1980, quando começou a ser utilizado como combustível nas pla-taformas. O setor industrial do Estado iniciou o consumo de gás natural a partir de 1984, por meio da Petrobras e da CEG, empresas que distribuíam o gás em todo o Estado. Desde então, diversos setores da economia passaram a fazer uso do gás natural, como os setores residencial, comercial, de serviços e transportes, além do uso para autoprodução de eletricidade e geração termelétrica em centrais elétricas de serviço público.

GRÁFICO 1.3 Evolução das Reservas Provadas de Gás Natural – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro

Brasil

Rio de Janeiro

400.000

300.000

200.000

100.000

0

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

106 m

3

QUADRO 1.3Evolução das Reservas Provadas de Gás Natural – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (106 m3)

ANO BR RJ RJ/BR 1980 56.210 1 3.675 24,3 1985 110.375 40.694 36,9 1990 172.019 65.073 37,8 1995 207.964 82.924 39,9 2000 220.999 103.515 46,8 2001 222.731 106.246 47,7 2002 244.547 1 16.339 47,6 2003 245.340 1 19.257 48,6 2004 326.084 1 19.049 36,5 2005 306.395 145.378 47,4 2006 347.903 164.503 47,3 2007 364.991 167.917 46,0 2008 364.236 173.142 47,5 2009 366.467 166.165 45,3% a.a. (1980/2009) 6,4% 8,7% -Fonte: ANP para os anos de 1999 a 2009 e Petrobras para os anteriores.



No Quadro 1.4, apresenta-se a evolução da produção de gás natural no Brasil e no Estado do Rio de Janeiro entre 1980 e 2009. Enquanto em 1980 a produção de gás natural do estado representou apenas 8,0% do gás produzido no Brasil, em 2009 sua participação foi de 49,6%. O crescimento médio anual da produção de gás natural no país no período de 1980 a 2009 foi de 7,8%, enquanto no Estado do Rio de Janeiro foi de 14,6% ao ano.

Por meio da relação entre as reservas provadas e a produção de gás natural pode-se estimar a vida útil destas reservas. De 2008 a 2009, a relação entre as reservas provadas e a produção nacional subiu de 16,9 anos para 17,3 anos, enquanto no Estado do Rio de Janeiro houve queda na relação reservas/produção (R/P) de 19,8 anos para 15,8 anos.

Do volume total de gás natural produzido no Estado do Rio de Janeiro em 2009 2,76 bilhões de m3 ou 26,3% da produção total foram queimados no fl are das plataformas, e 287,9 milhões de m³ ou 2,7% do total foram reinjetados nos poços para aumentar a recuperação do petróleo.

Em 2009, a queima de gás natural no Estado teve um aumento expressivo de 80,2% com relação ao ano anterior, enquanto o volume de gás reinjetado subiu cerca de 125,0% em comparação ao que se verifi cou em 2008.

1.2.3. Processamento

O gás natural “úmido” produzido na Bacia de Campos é escoado até o continente, sendo parte da carga destinada às Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs) de Cabiúnas, situadas no município de Macaé/RJ, e parte transferida por meio de duto de Cabiúnas até as UPGNs instaladas na REDUC, no município de Duque de Caxias/RJ. Todas as instalações de processamento de gás natural no Estado do Rio de Janeiro pertencem à PETROBRAS.

Estas unidades têm por fi nalidade retirar as frações mais pesadas do gás natural “úmido” (propano, buta-no, pentano e hexano) que se condensam na forma de gás liquefeito de petróleo (GLP) e líquidos de gás natural (LGN ou C

5+). O restante do gás natural que não se liquefaz é rico em metano e etano e é chama-

do gás natural “seco”, sendo próprio para o consumo fi nal.

QUADRO 1.4Evolução das Reservas Provadas de Gás Natural – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (106 m3)

ANO BR RJ RJ/BR1980 2.205 177 8,01985 5.474 1.932 35,31990 6.279 2.584 41,21995 8.066 3.165 39,22000 13.283 5.721 43,12001 13.999 5.968 42,62002 15.525 6.886 44,42003 15.792 6.660 42,22004 16.971 6.779 39,92005 17.699 7.967 45,02006 17.699 8.211 46,42007 18.152 8.025 44,22008 21.593 8.763 40,62009 21.142 10.497 49,6% a.a. (1980/2009) 7,8% 14,6% -Fonte: ANP para os anos de 1999 a 2009 e Petrobras para os anteriores.


ANO 2009 17

As duas UPGNs instaladas na REDUC têm capacidade de processamento de, respectivamente, 2.500 e 2.000 mil m3/dia de gás natural. Além destas, a REDUC conta também com uma Unidade de Fracio-namento de Líquidos de Gás Natural (UFL), com capacidade de processamento de 5,4 mil m³/dia de líquidos de gás natural (LGN). O gás natural processado pela REDUC é destinado ao mercado estadual e à exportação para os estados de São Paulo e Minas Gerais.

As unidades de Cabiúnas são: uma Unidade de Recuperação de Condensado de Gás Natural (URGN), com capacidade de processar 2.800 mil m3/dia, três Unidades de Processamento de Condensado de Gás Natural (UPCGN), com capacidade de processar 1.500 m3/dia cada uma, além de uma UPGN com capaci-dade de processar 580 mil m3/dia de gás natural e duas Unidades de Recuperação de Líquidos (URL), com capacidade de processar 4.500 mil m3/dia cada uma. O gás natural “seco” obtido em Cabiúnas possibilita o suprimento de parte do mercado estadual, inclusive da demanda das usinas termelétricas localizadas na região Norte Fluminense, e de parte da exportação para os demais estados do sudeste.

No ano de 2009, o volume de gás “úmido” processado pelas UPGNs da REDUC foi de 833.723 mil m3, pro-duzindo 743.856 mil m3 de gás “seco”. Por sua vez, o volume de gás “úmido” processado em Cabiúnas no ano de 2009 foi de 4.332.013 mil m3, produzindo 3.703.004 mil m3 de gás “seco”, além de 301 mil m3 de GLP e 171 mil m3 de LGN. A carga processada no Estado do Rio de Janeiro tem origem na produção offshore da Bacia de Campos, conforme mencionado anteriormente.

Em 2009, o volume de gás natural “úmido” processado no Estado do Rio de Janeiro (5.165.736 mil m3) representou 36,5% do total processado no Brasil (14.157.658 mil m3).

1.2.4. Transporte

O Estado do Rio de Janeiro é benefi ciado por sua integração à malha de gasodutos de transporte da Re-gião Sudeste, a qual garante fl exibilidade na movimentação e no suprimento de gás natural, permitindo ao Estado tanto a exportação de parte da sua produção para atendimento de mercados vizinhos como também a importação de gás proveniente do exterior ou de outros estados produtores.

Atualmente, os gasodutos em operação na malha sudeste que estão diretamente relacionados com o transporte de gás natural no Estado do Rio de Janeiro são os seguintes: Gasoduto Rio – São Paulo

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

Brasil

Rio de Janeiro10

6 m3

GRÁFICO 1.4 Evolução da Produção de Gás Natural – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro



(GASPAL), Gasoduto REDUC – Volta Redonda (GASVOL), Gasoduto Campinas – Rio (GASCAR), Gasoduto Japeri – REDUC (GASJAP), Gasoduto Cabiúnas – REDUC (GASDUC III), Gasoduto Cabiúnas – Vitória (GAS-CAV) e Gasodutos Rio – Belo Horizonte (GASBEL I e II). Vários destes podem operar de forma bidirecio-nal, movimentando gás nos dois sentidos de acordo com as condições de oferta e demanda.

Outros empreendimentos importantes na infraestrutura de transporte de gás do estado são o ramal que interliga o Píer de GNL, situado na Baía de Guanabara, à Estação de Campos Elíseos, em local próximo à REDUC, no município de Duque de Caxias/RJ, e o Anel de Gás Residual, situado em Campos Elíseos, cujas instalações executam diversas interconexões entre os vários gasodutos que têm origem ou destino naquele local.

A seguir, apresenta-se uma breve descrição dos gasodutos supracitados, com vistas a esclarecer o fun-cionamento da malha de gasodutos de transporte que atende ao Estado do Rio de Janeiro.

O Gasoduto Rio – São Paulo (GASPAL) está em operação desde o ano de 1988 e é um dos mais antigos no Estado. O GASPAL possui 22 polegadas de diâmetro e 325 km de extensão, interligando a Estação de Volta Redonda/RJ à Refi naria de Capuava (RECAP), no município de Mauá/SP. Este gasoduto tem capacidade para movimentar até 2 milhões de m3/dia de gás natural5 entre os estados do Rio de Janeiro e de São Paulo.

O Gasoduto REDUC – Volta Redonda (GASVOL) iniciou sua operação no ano de 1986 e possui 101 km de extensão e diâmetros de 14 e 18 polegadas. Este Gasoduto interliga a REDUC à Estação de Volta Redon-da/RJ e tem capacidade para movimentar até 5,1 milhões de m3/dia de gás natural.

O Gasoduto Campinas – Rio iniciou sua operação em 2008 e possui 28 polegadas de diâmetro e ex-tensão aproximada de 450 km. Tem origem na Refi naria do Planalto (REPLAN), em Paulínia/SP, onde se interliga ao Gasoduto Bolívia – Brasil, e destino no terminal de Japeri/RJ, onde se conecta ao Gasoduto REDUC – Volta Redonda (GASVOL). Atualmente, este Gasoduto tem capacidade para transportar 8,6 milhões de m3/dia de gás natural e possibilita, juntamente com o GASPAL, o atendimento do Estado do Rio de Janeiro com o gás proveniente da Bolívia.

O Gasoduto Japeri – REDUC iniciou sua operação em 2009 e conta com diâmetro nominal de 28 pole-gadas, extensão aproximada de 45 km e capacidade de transporte de 20 milhões de m³/dia. Tem origem na Estação de Japeri/RJ e destino na Estação de Campos Elíseos, no município de Duque de Caxias/RJ. Sua fi nalidade é interligar o Gasoduto Campinas – Rio, na Estação de Japeri/RJ, ao Anel de Gás Residual, próximo à REDUC, permitindo a movimentação do gás proveniente da Bacia de Campos e do Estado do Espírito Santo, bem como do sistema de regaseifi cação de GNL da Baía de Guanabara, para o Gaso-duto Campinas – Rio e, consequentemente, para o GASPAL. Posteriomente, com a implantação de uma estação de compressão na extremidade do gasoduto, em Campos Elíseos, será possível inverter o fl uxo e movimentar o gás proveniente do Gasoduto Campinas – Rio para o Norte Fluminense.

A faixa de dutos que interliga Cabiúnas a Duque de Caxias/RJ abriga os Gasodutos Cabiúnas – REDUC I, II e III (GASDUC I, II e III). Os dois primeiros deixaram de operar como dutos de transporte. Atualmente, o GASDUC I, que iniciou sua operação em 1982 e tem extensão de 183 km e diâmetro de 16 polegadas, está sendo convertido em oleoduto e deverá passar a escoar líquidos de gás natural (LNG) entre a Estação de Cabiúnas e a REDUC. Por sua vez, o GASDUC II, de mesma extensão e diâmetro de 20 polegadas, iniciou

5 As capacidades de transporte dos Gasodutos citados neste item são baseadas nos dados apresentados pelo Boletim Mensal de Acompanhamento de Gás Natural nº 42, set/10, do Ministério de Minas e Energia.


ANO 2009 19

sua operação em 1996. O GASDUC II atua hoje como duto de transferência, escoando parte da produção de gás natural “úmido” da Bacia de Campos para ser processado nas UPGNs da REDUC.

Caberá ao GASDUC III o transporte do gás natural “seco” entre a Estação de Cabiúnas, em Macaé/RJ, e a Estação de Campos Elíseos, em Duque de Caxias/RJ, onde se interliga aos demais gasodutos do Estado. O GASDUC III é um gasoduto novo e já movimenta gás em regime de pré-operação, devendo ter opera-ção plena até o início de 2011. O GASDUC III é composto por uma linha tronco de 179 km de extensão e diâmetro de 38 polegadas. O Gasoduto tem capacidade de transporte de até 40 milhões de m³/dia de gás natural já processado e permitirá, inicialmente, o transporte do gás proveniente da Bacia de Campos e dos campos de produção do Estado do Espírito Santo para os consumidores do Rio de Janeiro e para o Gasoduto Japeri – REDUC. Está prevista, também, a possibilidade de transportar o gás proveniente do Gasoduto Japeri – REDUC, ou do sistema de GNL da Baía de Guanabara, para a região Norte Fluminense, com a utilização da estação de compressão de Campos Elíseos.

O Gasoduto Cabiúnas – Vitória (GASCAV) iniciou sua operação em 2008 e possui 28 polegadas de diâ-metro, extensão aproximada de 303 km e capacidade de transporte de 20 milhões de m³/dia. O GASCAV tem origem na Estação de Cabiúnas, localizada em Macaé/RJ, e destino em Vitória/ES, e sua fi nalidade é tanto a movimentação do gás natural produzido na Bacia de Campos – e processado nas UPGNs de Cabiúnas – para o Espírito Santo e, possivelmente, para a região nordeste (pelo Gasoduto Cacimbas – Catu) quanto o escoamento da produção capixaba para complementar a oferta de gás ao Estado do Rio de Janeiro, por meio da sua interligação com o GASDUC III em Cabiúnas.

O Gasoduto Rio – Belo Horizonte I (GASBEL I) iniciou sua operação em 1996 e possui 16 polegadas de diâmetro e extensão aproximada de 357 km. Tem origem na REDUC, em Duque de Caxias/RJ, e destino na Refi naria Gabriel Passos (REGAP), em Betim/MG. O GASBEL I tem capacidade para exportar 3,6 milhões de m3/dia de gás natural do Estado do Rio de Janeiro para o atendimento do mercado consumidor do Es-tado de Minas Gerais. Por sua vez, o GASBEL II iniciou sua operação em 2010 e é um projeto diferenciado, que engloba novos trechos de gasoduto e loops no GASBEL I, com extensão total de 267 km e diâmetro de 18 polegadas, ao longo do trajeto entre a Estação de Volta Redonda/RJ e o município de Queluzito/MG. A implementação do GASBEL II e de suas instalações complementares, junto com a entrada em ope-ração de unidades de compressão em Tapinhoã/MG, Mantiqueira/MG e Congonhas/MG, contribui para que o Sistema GASBEL I e II, em uma primeira fase, tenha uma capacidade de exportar até 7,9 milhões de m³/dia de gás natural do Estado do Rio de Janeiro para o Estado de Minas Gerais.

Atualmente, a operação e a manutenção de toda a malha sudeste estão a cargo da Petrobras Transpor-te S.A – TRANSPETRO, empresa subsidiária da PETROBRAS. Além disto, pode-se afi rmar que a PETRO-BRAS exerce o controle sobre a quase totalidade dos ativos integrantes da malha de gasodutos de transporte do sudeste, seja por meio de sua subsidiária Transportadora Associada de Gás S.A. – TAG ou do Consórcio Malhas Sudeste Nordeste, liderado pela TAG. Não obstante, o Gasoduto Cabiúnas – Vitória (GASCAV) pertence à Transportadora GASENE S.A., empresa constituída para o desenvol-vimento do projeto do gasoduto de interligação das malhas das regiões sudeste e nordeste, desde Cabiúnas, no Estado do Rio de Janeiro, até Catu, no Estado da Bahia, cujo primeiro trecho corresponde ao próprio GASCAV.

1.2.4.1. Terminal Flexível de GNL da Baía de Guanabara

No ano de 2009 teve início a operação do Terminal Flexível de Gás Natural Liquefeito (GNL) da Baía de Guanabara, projeto inovador e estratégico para o aumento da segurança do abastecimento energético na



região sudeste do país. Cabe ressaltar que um projeto semelhante a este foi implantado em Pecém, no Estado do Ceará, para atendimento àquela região.

O Terminal de GNL da Baía de Guanabara tem como fi nalidade a regaseifi cação do gás natural liquefeito a ser importado pela Petrobras sempre que houver necessidade de complementar o suprimento de gás natural para a geração termelétrica da região sudeste. Eventualmente, poderá ocorrer o atendimento dos demais mercados consumidores das distribuidoras locais de gás canalizado, motivo pelo qual este pro-jeto contribui também, ainda que em menor grau, para a diversifi cação e a confi abilidade do suprimento de gás natural ao Estado do Rio de Janeiro.

O Terminal Flexível de GNL da Baía de Guanabara foi desenvolvido pela Transportadora Associada de Gás S.A. – TAG, subsidiária da Petrobras. O projeto compreende a implantação de um Píer de GNL próxi-mo ao Terminal da Ilha d’água, na Baía de Guanabara, para o recebimento de GNL do navio supridor, bem como sua transferência, estocagem e regaseifi cação em estações móveis e fl exíveis instaladas em navios metaneiros devidamente adaptados para esta fi nalidade.

O projeto também incluiu a instalação de uma linha dutoviária com 16 km de extensão e diâmetro de 28 polegadas interligando o Píer de GNL à Estação de Campos Elíseos, no município de Duque de Caxias/RJ, para o escoamento do GNL regaseifi cado, que é posteriormente introduzido na malha sudeste de gasodu-tos de transporte. Apesar de este duto ter sido projetado com capacidade para movimentar até 20 milhões de m³/dia de gás natural, a operação do Terminal está limitada, atualmente, a 14 milhões de m³/dia em fun-ção da capacidade do navio adaptado para receber o GNL do navio supridor e realizar a sua regaseifi cação.

No ano de 2009, o Terminal Flexível da Baía de Guanabara recebeu apenas um carregamento de GNL, para a realização da etapa de comissionamento das instalações e início da operação comercial. A chegada deste pri-meiro navio metaneiro ocorreu no mês de março/09, tendo sido importados 52.000 m³ de GNL provenientes de Trinidad e Tobago, o equivalente a 31.200.000 m³ de gás natural regaseifi cado (ou 1.172.315 MMBTU).

1.2.5. Distribuição

No Estado do Rio de Janeiro, a atividade de distribuição de gás canalizado é realizada pelas concessio-nárias CEG e CEG Rio, empresas controladas pelo grupo espanhol Gás Natural. As redes de dutos destas empresas recebem o gás natural por meio dos pontos de entrega (city-gates) localizados ao longo dos gasodutos de transporte que operam no Estado do Rio de Janeiro.

A Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro (CEG) possui uma rede com 3.849 km de dutos para atender aos municípios do Rio de Janeiro, Belford Roxo, Duque de Caxias, Guapimirim, Itaboraí, Itaguaí, Japeri, Magé, Maricá, Mesquita, Mangaratiba, Niterói, Nilópolis, Nova Iguaçu, Paracambi, Queimados, São Gonçalo, São João de Meriti, Seropédica e Tanguá.

Já a CEG Rio tem uma área de concessão que inclui as regiões norte e noroeste fl uminense, a baixada lito-rânea, o Médio Paraíba, a região serrana, o centro sul e a costa verde, totalizando 72 municípios do interior do Estado. Atualmente, a CEG-Rio possui uma rede de distribuição com cerca de 900 km.

O gás natural distribuído pela CEG provém da PETROBRAS, sendo boa parte recebido no city-gate situado na Rodovia Washington Luiz, próximo à REDUC. Até o ano de 2007, a empresa ainda distribuía 3 tipos de gases: o gás natural, o gás manufaturado e o GLP. Todavia, após a conclusão do projeto de substituição dos dutos antigos e conversão do uso de gás manufaturado para gás natural, ocorrido em julho daquele ano, a


ANO 2009 21

empresa pôde desativar os gasômetros de produção do gás manufaturado, passando a distribuir apenas gás natural e, em menor escala, o GLP, que é distribuído pela CEG em regiões afastadas dos gasodutos.

O mercado de gás natural do estado é constituído pelos segmentos tradicionais de consumo, ou seja, residencial, comercial, industrial, bem como pelas centrais de geração de energia elétrica, tanto de auto-produção quanto de serviços públicos, e pelo uso nas petroquímicas como matéria-prima.

Em 2009, a CEG incorporou 11 mil novos clientes, passando a atender a um mercado total de aproximada-mente 747 mil clientes. Esse crescimento foi devido aos investimentos realizados pela empresa em projetos de ampliação da sua rede de distribuição de gás natural. Deste total cerca de 735 mil clientes pertencem ao setor residencial, 11 mil ao comercial, 332 ao industrial, 2 para geração elétrica e 421 postos de GNV.

A CEG-Rio tem uma base de clientes menor, tendo atendido a 23.031 clientes em 2009, dos quais 22.647 residenciais, 209 comerciais, 79 industriais, 93 postos de GNV e 3 geradores de eletricidade.

Entre os anos de 2008 e 2009, o consumo médio de gás natural na área da CEG sofreu uma redução de 8,46 para 5,67 milhões de m³/dia6. Eliminando-se deste total o segmento termelétrico, o consumo médio na área da CEG caiu de 4,92 para 4,27 milhões de m³/dia. No caso da CEG Rio, o consumo médio total de gás natural teve queda abrupta de 9,14 para 3,76 milhões de m³/dia, entre 2008 e 2009, e sem o setor terme-létrico caiu de 2,32 para 2,08 milhões de m³/dia neste período. O desempenho negativo do mercado de gás no ano de 2009 foi causado pelo impacto da crise econômica mundial defl agrada ao fi nal de 2008 e, de forma mais signifi cativa, pela redução na demanda para geração termelétrica, sobretudo na região de atuação da CEG Rio, conforme será destacado mais adiante neste capítulo.

1.2.6. Lei do Gás

O ano de 2009 foi importante para a indústria gasífera como um todo em virtude do estabelecimento do novo marco legal do setor, que tomou forma pela publicação da Lei nº. 11.909, de 04 de março de 2009.

A chamada “Lei do Gás” dispõe sobre as atividades relativas ao transporte de gás natural, de que trata o Art. 177 da Constituição Federal, bem como sobre as atividades de tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseifi cação e comercialização de gás natural.

Entre as principais inovações contempladas neste diploma legal e que, em tese, estabelecerão uma nova di-nâmica para o modelo de desenvolvimento do setor destacam-se a introdução do regime de concessão para novos gasodutos; a introdução dos conceitos de consumidor livre, autoprodutor e auto importador, que inse-rem novos agentes econômicos na cadeia produtiva do gás natural; e o reconhecimento de novas atividades na indústria, como a estocagem, em reservatórios naturais ou artifi ciais, e o acondicionamento de gás natural.

A regulamentação da nova Lei sofreu atraso e seu detalhamento está previsto para ocorrer no segundo semestre de 2010, mediante a publicação de Decreto Presidencial.

6 O consumo na área das distribuidoras está baseado nos dados apresentados pelo Boletim Mensal de Acompanhamento de Gás Natural nº 42, set/10, do Ministério de Minas e Energia.



1.3. Energia Elétrica

1.3.1. Capacidade Instalada

A capacidade nominal instalada nas centrais elétricas de serviço público do Estado do Rio de Janeiro totalizou 7.390,8 MW no ano de 2009, conforme ilustra o Quadro 1.5. Em comparação ao ano imediata-mente anterior, houve uma expansão de 5,4% na capacidade instalada estadual. O destaque do período em tela foi o início da operação de sete pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), no segundo semestre de 2009, pertencentes às empresas Brasil PCH, Neoenergia e Desenvix, que juntas somam 96 MW de capaci-dade nominal instalada.

Do total atual 27,2% pertencem à ELETRONUCLEAR (2.007,0 MW), 10,8% à LIGHT (799,1 MW), 15,9% a FURNAS (1.178,0 MW), 32,1% à PETROBRAS (2.370,8 MW), 11,8% à EDF (868,9 MW), 0,8% à QUANTA (62,3 MW), 0,6% à BRASIL PCH (46,5 MW), 0,4% à DESENVIX (30,0 MW), 0,3% à NEOENERGIA (19,5 MW) e 0,1% à ENERGISA (8,7 MW), como pode ser visto no Gráfico 1.5. Quanto ao tipo de usina, observa-se no Qua-dro 1.5 e no Gráfico 1.6 que 27,2% da capacidade instalada é de origem termonuclear (2.007,0 MW), 56,8% térmica convencional (4.201,7 MW) e 16,0% hidrelétrica (1.182,1 MW).

GRÁFICO 1.5Distribuição da Capacidade Instalada em Centrais Elétricas de Serviço Público por Empresa no Estado do Rio de Janeiro – 2009

Petrobras 32,1 %

Eletronuclear27,2%

Furnas15,9%

Light10,8%

Desenvix0,4%

Neoenergia0,3%

Brasil PCH0,6%

Quanta0,8%

Energisa0,1%

EDF11,8%

GRÁFICO 1.6Capacidade Instalada em Centrais Elétricas de Serviço Público segundo o Tipo de Usina no Estado do Rio de Janeiro – 2009

Térmicas Nucleares27,2%

Hidrelétricas16,0%

Térmicas Convencionais56,8%


ANO 2009 23

USINAS EMPRESA POTÊNCIA (MW) MUNICÍPIO

Hidrelétricas 1.182,1

Funil Furnas 216,0 Itatiaia

Nilo Peçanha Light 380,0 Piraí

Pereira Passos Light 99,9 Piraí

Fontes Light 132,0 Piraí

Ilha dos Pombos Light 187,2 Carmo

Areal Quanta 18,0 Três Rios

Macabu Quanta 21,0 Macaé

Piabanha Quanta 9,0 Três Rios

Fagundes Quanta 4,8 Três Rios

Franca Amaral Quanta 4,5 B. J. do Itabapoana

Tombos Quanta 2,9 Porciúncula

Euclidelândia Quanta 1,4 Cantagalo

Chave do Vaz Quanta 0,7 Cantagalo

Xavier Energisa 6,0 Nova Friburgo

Catete Energisa 2,4 Nova Friburgo

Hans Energisa 0,3 Nova Friburgo

Monte Serrat Brasil PCH 12,5 Comendador Levy Gasparian – RJ/Simão Pereira – MG

Bonfante Brasil PCH 9,5 Comendador Levy Gasparian – RJ/Simão Pereira – MG

Santa Fé Brasil PCH 15,0 Três Rios-RJ, Comendador Levy Gasparian – RJ/Chiador – MG,

Santana do Deserto – MG

Calheiros Brasil PCH 9,5 Bom Jesus do Itabapoana – RJ/São José do Calçado – ES

Pirapetinga Neoenergia 10,0 Bom Jesus do Itabapoana – RJ/São José do Calçado – ES

Pedra do Garrafão Neoenergia 9,5 Campos dos Goytacazes – RJ/Mimoso do Sul – ES

Santa Rosa Desenvix 30,0 Bom Jardim

Térmicas Convencionais 4.201,7

Santa Cruz Furnas 932,0 Rio de Janeiro

Roberto Silveira Furnas 30,0 C. dos Goytacazes

UTE Governador Leonel Brizola Petrobras 1.062,3 Duque de Caxias

UTE Norte Fluminense Grupo Electricité de France (EDF) 868,9 Macaé

UTE Mario Lago Petrobras 922,6 Macaé

UTE Barbosa Lima Sobrinho Petrobras 385,9 Seropédica

Térmicas Nucleares 2.007,0

Angra I Eletronuclear 657,0 Angra dos Reis

Angra II Eletronuclear 1.350,0 Angra dos Reis

TOTAL 7.390,8

QUADRO 1.5Centrais Elétricas de Serviço Público do Estado do Rio de Janeiro – 2009

Fonte: Eletronuclear, Light, Furnas, Quanta, Petrobras, EDF, Energisa, Brasil PCH, Neoenergia e Desenvix.



1.3.2. Distribuição, Geração e Suprimento Externo

O fornecimento de energia elétrica ao consumidor fi nal é realizado pelas concessionárias de distribuição LIGHT, AMPLA e ENERGISA (antiga CENF), que, além de suas capacidades próprias de geração, compram energia elétrica do Sistema Interligado Nacional para atendimento a seus mercados.

A LIGHT (Light S.A.) é controlada por um grupo nacional, a Rio Minas Energia Participações S.A. (RME), e distribui energia elétrica a cerca de 3,9 milhões de clientes da cidade do Rio de Janeiro e de mais 31 municípios fluminenses, distribuídos pelas regiões metropolitana, serrana, do Médio Paraíba e centro-sul, abrangendo 25% do Estado – 10.970 km2. A área de concessão da LIGHT concentra cerca de 68% da população do estado.

A AMPLA (Ampla Energia e Serviços S.A.) é controlada pelo Grupo Endesa e distribui energia elétrica a cerca de 2,3 milhões de clientes em 66 municípios do Estado do Rio de Janeiro, numa área de atuação de 32.188 km2, ou 73,3% do território fluminense. Os clientes da AMPLA estão mais concentrados na região metropolitana de Niterói e São Gonçalo e nos municípios de Itaboraí e Magé. A empresa atua nas regiões centro-norte, extremo sul do Estado, metropolitana, serrana e centro-Sul. A AMPLA alienou seu parque gerador, constituído de usinas hidrelétricas de médio porte, as quais foram incorporadas, em 2006, à QUANTA (Quanta Geração S.A.).

A ENERGISA (Energisa Nova Friburgo – Distribuidora de Energia S/A, nova denominação da CENF) pertence ao Grupo Energisa e distribui energia elétrica ao município de Nova Friburgo, na região ser-rana do Estado, que abriga um importante polo industrial e de serviços. A ENERGISA atua na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica para 91 mil consumidores, o que corresponde a uma população de 300 mil habitantes, abrangendo uma área de 1.000 km2, equivalente a 2,0% da área total do estado.

Além dessas distribuidoras, cabe destacar também o papel desempenhado por FURNAS, empresa federal de âmbito regional, que não possui consumidores finais, mas complementa os mercados das concessio-nárias que atuam no estado com a energia gerada em suas próprias usinas ou com repasses da energia da Usina Hidrelétrica de Itaipu, por meio de seu sistema de transmissão.

No ano de 2009, a geração total de energia elétrica das centrais elétricas de serviço público localizadas no Estado correspondeu a 28.116,7 GWh, de acordo com o Quadro 1.6. Desse total 26,1% foram de origem hidrelétrica, 46,1% termonuclear e 27,8% térmica convencional, conforme o Gráfico 1.8. As principais ge-radoras, em 2009, foram as empresas ELETRONUCLEAR (com 46,1% do total), EDF (21,0%), LIGHT (19,0%), PETROBRAS (6,8%), FURNAS (4,1%), QUANTA (1,2%) e BRASIL PCH (1,0%), como indicado no Gráfico 1.7.

Na comparação com o ano imediatamente anterior, houve uma queda de 24,9% na geração total das centrais elétricas de serviço público, em 2009, no Estado do Rio de Janeiro. Este comportamento reflete, sobretudo, a redução de 54,5% na geração térmica convencional, tendo em vista o menor despacho tér-mico complementar das usinas termelétricas do estado, em linha com a estratégia de operação aplicada ao Sistema Interligado Nacional pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, a qual deriva da análise das afluências, condições hidrológicas e níveis de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas situadas nas diversas regiões do país.


ANO 2009 25

QUADRO 1.6Geração Bruta de Energia Elétrica por Empresa e Tipo de UsinaCentrais Elétricas de Serviço Público – Estado do Rio de Janeiro – 2009

CONCESSIONÁRIA / TIPO DE USINA

GWH

Concessionária

Eletronuclear 12.975,1

Light 5.347,9

Furnas 1.146,2

Quanta 330,2

Petrobras 1.896,7

EDF 5.912,8

Energisa 46,0

Brasil PCH 281,2

Neoenergia 41,3

Desenvix 139,3

TOTAL 28.116,7

Tipo de Usina

Hidrelétrica 7.330,8

Térmica Convencional 7.810,8

Termonuclear 12.975,1

TOTAL 28.116,7Fonte: Eletronuclear, Light, Furnas, Quanta, Petrobras, EDF, Energisa, Brasil PCH, Neoenergia e Desenvix.

GRÁFICO 1.7Geração de Energia em Centrais Elétricas de Serviço Público por Empresa no Estado do Rio de Janeiro – 2009

Eletronuclear46,1%

Light19,0%

Furnas4,1%

Quanta1,2%

Petrobras6,8%

EDF21,0%

Energisa0,2%

Brasil PCH1,0%

Neoenergia 0,1%

Desenvix 0,5%



O Quadro 1.7 mostra que a geração de energia elétrica total do Estado do Rio de Janeiro no ano de 2009, considerando tanto as centrais de serviço público quanto os autoprodutores, correspondeu a 69,5% da demanda de eletricidade estadual, incluindo as perdas na transmissão e distribuição, situando-se em um patamar inferior aos 89,5% observados no ano anterior. Assim, em 2009, o Estado do Rio de Janeiro aumentou sua importação líquida de energia elétrica, por meio do Sistema Interligado Nacional, para o atendimento a seu mercado consumidor.

O mercado consumidor atendido pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica teve predo-mínio do setor residencial, que representou 35,8% do total em 2009, seguido pelos setores comercial (24,2%), industrial (22,1%) e público (13,2%), conforme o Quadro 1.8.

Em 2009, a LIGHT foi responsável por 63,8% da energia elétrica distribuída ao mercado das concessioná-rias do Estado do Rio de Janeiro, seguida pela AMPLA, com 28,4% do total, e pela ENERGISA, com 1,0%.

Os restantes 6,8% foram atribuídos aos consumidores livres que tenham exercido a opção de compra de energia elétrica de fornecedor distinto da concessionária local de distribuição. Os consumidores livres se diferenciam dos consumidores cativos por não estarem vinculados, como estes, às concessionárias de distribuição.

GRÁFICO 1.8Geração de Energia em Centrais Elétricas de Serviço Público por Tipo deUsina no Estado do Rio de Janeiro – 2009

QUADRO 1.7Comparação entre a Geração Bruta e a Demanda de Energia Elétrica do Estado do Rio de Janeiro – 2009

CONCESSIONÁRIASGERAÇÃO

(GWH)(a)

CONSUMO TOTAL(GWH)

AUTOATENDIMENTO(a)/(b)

Consumo Perdas Total (b)

Serviço Público 28.116,7 32.908,8 10.195,1 43.103,9 65,2

Autoprodutores 6.035,1 6.035,1 nd* 6.035,1 100,0

Total do Estado 34.151,8 38.943,9 10.195,1 49.139,0 69,5

Fonte: Eletronuclear, Light, Furnas, Quanta, Petrobras, EDF, Energisa, Brasil PCH, Neoenergia e Desenvix. * nd - não disponível

Termonuclear46,1%

Hidrelétrica26,1%

Térmica Convencional27,8%


ANO 2009 27

Comparativamente ao ano anterior, cabe destacar a retração de 8,9% no consumo total de eletricidade do setor industrial em 2009, na direção contrária à tendência de crescimento observada para os de-mais setores, o que se explica em parte pelo desaquecimento temporário da economia local e também nacional, como refl exo da crise fi nanceira mundial defl agrada ao fi nal de 2008. A redução do consumo de eletricidade foi mais severa na indústria metalúrgica, sobretudo em empresas como a Companhia Siderúrgica Nacional – CSN, a COSIGUA e a VALESUL, que são energo-intensivas e mais dependentes do mercado consumidor externo, e portanto tiveram queda na produção industrial no período considerado.

A autoprodução de energia elétrica no Estado do Rio de Janeiro concentra-se no setor energético, res-ponsável por 55,8% do total autoproduzido em 2009, e no setor industrial, com 43,9% do total, conforme o Quadro 1.9. Destacam-se, como polos autoprodutores do setor energético, o complexo petrolífero localizado na Bacia de Campos, as refi narias de petróleo e o parque agro – industrial sucroalcooleiro concentrado na região de Campos, no norte do Estado, que respondem respectivamente por 91,0%, 8,5% e 0,5% do total autoproduzido no setor energético. No setor industrial, cabe mencionar a autoprodução da CSN, da Brahma e do Globo, que representam, respectivamente, 93,5%, 2,7% e 2,0% do total.

QUADRO 1.8Consumo Setorial de Energia Elétrica Estado do Rio de Janeiro – 2009

Fonte: Eletronuclear, Light, Furnas, Quanta, Petrobras, EDF, Energisa, Brasil PCH, Neoenergia e Desenvix.

SETORES CONCESSIONÁRIAS AUTOPRODUTORES TOTAL

(GWh) (%) (GWh) (%) (GWh) (%)

Consumo Final 32.908,7 100,0 6.035,1 100,0 38.943,8 100,0

Energético 927,1 2,8 3.366,0 55,8 4.293,1 11,0

Residencial 11.767,8 35,8 - - 11.767,8 30,2

Comercial 7.978,3 24,2 20,0 0,3 7.998,3 20,5

Público 4.332,5 13,2 - - 4.332,5 11,2

Agropecuário 275,6 0,8 - - 275,6 0,7

Transporte 364,9 1,1 - - 364,9 0,9

Industrial 7.262,5 22,1 2.649,1 43,9 9.911,6 25,5

QUADRO 1.9Autoprodução de Energia Elétrica por Setores noEstado do Rio de Janeiro – 2009

Fonte: Autoprodutores.

SETOR CAPACIDADE INSTALADA (MW) GERAÇÃO (MWh)

Setor Energético 718,8 3.366.009

Setor Comercial 14,1 19.965

Setor Industrial 458,6 2.649.114

TOTAL GERAL 1.191,5 6.035.088



1.4. Carvão Mineral

O carvão mineral é um combustível fóssil extraído do subsolo por processos de mineração, que pode ser classifi cado como carvão energético ou carvão metalúrgico de acordo com o seu conteúdo de carbono fi xo, servindo a usos distintos no setor industrial. No Estado do Rio de Janeiro, todo o consumo de car-vão mineral é atendido por meio de importação, tanto do exterior quanto de outros estados. O Porto de Sepetiba é um ponto estratégico para o recebimento do carvão mineral importado e para o escoamento do produto até as indústrias consumidoras.

1.4.1. Carvão Energético

O setor cimenteiro, localizado nos municípios de Cantagalo/RJ e Volta Redonda/RJ, é responsável por todo o consumo de carvão energético no Estado do Rio de Janeiro. No ano de 2009, foram consumidas 7.406 t de carvão energético para a queima nos fornos desta indústria, resultando em redução de 41% em relação ao consumo do ano anterior. Esta variação anual no consumo justifi ca-se, em parte, pela fl exibi-lidade do setor cimenteiro quanto ao emprego de diversos combustíveis para geração de calor e vapor nos seus processos produtivos, inclusive de resíduos vegetais e industriais de baixo custo.

1.4.2. Carvão Metalúrgico

No ano de 2009, o carvão metalúrgico teve uma participação de 99,8% na oferta interna bruta de carvão mineral no Estado do Rio de Janeiro – a qual considera a importação e a variação de estoques –, sendo o restante atribuído ao carvão energético. Neste ano, foram processadas 2.520,4 mil toneladas de carvão metalúrgico pela única indústria siderúrgica integrada a coque em operação no Estado, a Companhia Siderúrgica Nacional (CSN), localizada em Volta Redonda/RJ, na região do Médio Paraíba.

O carvão metalúrgico é inicialmente submetido a um processo denominado coqueifi cação7, que visa produzir o coque. Este insumo atua no processo siderúrgico como redutor do minério de ferro nos altos fornos para produzir ferro-gusa, e fornece parte da energia necessária ao processo de redução e liquefa-ção do ferro e à sinterização.

Na coqueifi cação, também são produzidos o gás de coqueria e o alcatrão, utilizados como combustível e matéria-prima no próprio processo siderúrgico, o qual resulta ainda na produção de gás de alto forno e de gás de aciaria, utilizados como insumo energético no processo siderúrgico e na geração de energia elétrica e força motriz por meio de sistemas de cogeração.

1.5. Urânio (U3O

8) e Urânio Contido no UO

2

O urânio é um elemento químico radioativo, nuclearmente instável, que passa por uma série de transfor-mações antes de ser utilizado nas usinas nucleares geradoras de eletricidade. As diversas etapas destas transformações, que compreendem o ciclo do combustível nuclear, são:

a) Mineração e Benefi ciamento: transformação do minério bruto em concentrado de urânio (diuranato de

7 Destilação seca do carvão, mediante o aquecimento do mesmo a uma temperatura de cerca de 1.000 oC, quando se separam as matérias voláteis da fração sólida.


ANO 2009 29

amônio – yellow cake) – U3O

8, contendo cerca de 0,7% de isótopo físsil U-235 e 99,3% de isótopo fértil

U-238;

b) Conversão: transformação do concentrado de urânio em UF6 (hexafl uoreto de urânio), forma adequa-

da para permitir o enriquecimento (aumento da concentração) do isótopo físsil;

c) Enriquecimento: aumento da concentração do isótopo físsil (U-235) de 0,7% para cerca de 3%;

d) Fabricação do elemento combustível: compreende a reconversão do hexafl uoreto de urânio em pó de dióxido de urânio (UO

2), a fabricação das pastilhas sinterizadas, mediante tratamentos físicos e químicos

sobre o pó de UO2, e a montagem dos elementos combustíveis, na qual as pastilhas de UO

2 são encapsu-

ladas em varetas metálicas, montadas em uma estrutura rígida, formando os elementos combustíveis que abastecem os reatores de potência.

No município de Resende/RJ está localizada a Fábrica de Elementos Combustíveis (FCN), que abriga as instalações industriais relacionadas ao ciclo do combustível nuclear. Possui as seguintes unidades: FCN Reconversão – produção de pó de dióxido de urânio (UO

2); FCN Pastilhas – produção de pastilhas de

dióxido de urânio (UO2); e FCN Componentes e Montagem – fabricação de componentes e montagem

do elemento combustível. Além destas unidades, integra este complexo industrial a usina de enriqueci-mento isotópico de urânio.

O Estado do Rio de Janeiro possui as duas usinas nucleares em operação no Brasil, Angra I e Angra II, com potência instalada respectivamente de 657 MW e 1.350 MW. Estas usinas integram, juntamente com a fu-tura usina de Angra 3, a Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, localizada no município de Angra dos Reis/RJ, e possuem reatores nucleares do tipo água leve pressurizada (PWR – Pressurized Water Reactor), que utilizam urânio enriquecido como combustível e água natural como refrigerante/moderador.

O Estado do Rio de Janeiro não dispõe de reservas de urânio, as quais estão concentradas nos Estados da Bahia, Ceará, Paraná e Minas Gerais, perfazendo um total de cerca de 309.000 t de U

3O

8. Deste total

cerca de 100.000 t pertencem à província uranífera de Caetité, no Estado da Bahia, e permitem garantir o suprimento das usinas nucleares de Angra 1 e 2, e futuramente Angra 3, e mais as usinas previstas no Plano Nacional de Energia 2030 – EPE, durante toda a vida útil destas instalações, de acordo com infor-mações das Indústrias Nucleares do Brasil – INB.

1.6. Produtos da Cana-de-Açúcar

A produção de etanol (anidro e hidratado) é obtida pelo processamento de cana-de-açúcar nas des-tilarias anexas e autônomas. Inicialmente, é feita a moagem da cana-de-açúcar para a obtenção do caldo, que nas destilarias autônomas é convertido em etanol. Nas usinas com destilaria anexa, o caldo é transformado em açúcar e melaço ou mel residual, que por sua vez pode ser convertido em etanol. No entanto, é comum nas destilarias autônomas a utilização de melaço, e nas destilarias anexas a utilização direta do caldo para produção do etanol.

A produção de etanol no Estado do Rio de Janeiro está concentrada na região norte fl uminense, onde se localizam as seis unidades industriais atualmente em atividade, das quais cinco são usinas com destilarias anexas (CBAA, Coagro, Paraíso, Sapucaia e Pureza) e uma é classifi cada como destilaria autônoma (Agrisa).



No ano de 2009, a produção fl uminense de etanol (anidro e hidratado) foi de 113,1 mil m3, conforme o Quadro 1.10, o que correspondeu a 0,4% da produção nacional e a 8,8% do consumo fi nal energético de etanol no Estado para o mesmo ano.

Por sua vez, a produção fl uminense de bagaço foi estimada em 1.158,2 mil toneladas em 2009, sendo des-tinada ao consumo próprio do setor sucroalcooleiro, para geração de calor e de energia elétrica. Entre-tanto, este setor não é autosufi ciente em energia elétrica, e complementa suas necessidades, sobretudo na entressafra, com eletricidade da rede da AMPLA.

QUADRO 1.10Indústria Sucroalcooleira Fluminense – 2009(Produção de Bagaço de Cana e de Etanol)

UNIDADE INDUSTRIAL

PRODUÇÃO DE BAGAÇO (t)

PRODUÇÃO DE ETANOL (m3)

Anidro Hidratado Total

Agrisa 35.858 0 6.505 6.505

CBAA 147.834 0 19.325 19.325

Coagro 390.142 0 26.573 26.573

Paraíso 171.055 0 14.502 14.502

Sapucaia 403.275 9.963 34.817 44.780

Pureza 10.000 0 1.445 1.445

TOTAL 1.158.164 9.963 103.167 113.130

Fonte: Agrisa, CBAA, Coagro, Paraiso, Sapucaia, MAPA.


ANO 2009 31

1.7. Lenha e Carvão Vegetal

1.7.1. Lenha

A lenha produzida no Estado do Rio de Janeiro tem origem na exploração de fl orestas plantadas e de fl o-restas nativas remanescentes e enfrenta restrições tanto por questões ambientais quanto em função do esgotamento dos recursos fl orestais disponíveis. Em 2009, cerca de 2% da produção estadual de lenha destinou-se às carvoarias para a transformação em carvão vegetal.

O consumo de lenha no Estado concentra-se nos setores residencial – principalmente para cocção nas áreas rurais e na periferia dos centros urbanos – e industrial, em que predomina o uso na indústria de cerâmica vermelha, sendo utilizada em menor escala, nos setores de química, têxtil e produtos alimen-tícios. Em 2009, os setores residencial e industrial totalizaram 83% e 16%, respectivamente, do consumo fi nal de lenha, sendo o restante atribuído aos setores agropecuário e comercial.

1.7.2. Carvão Vegetal O Estado do Rio de Janeiro importa carvão vegetal de outros Estados para o atendimento ao mercado consumidor industrial. O consumo está concentrado na indústria siderúrgica, na qual o carvão vegetal é empregado na redução do minério de ferro e na geração de calor para fabricação de ferro-gusa, repre-sentando 86% do consumo fi nal desta fonte em 2009. O carvão vegetal também é utilizado pela indús-tria cimenteira, responsável por uma fatia de 10% do consumo fi nal desta fonte em 2009.

As carvoarias locais têm uma produção reduzida que se destina ao atendimento do setor comercial fl uminense, sobretudo no ramo de alimentação. Este segmento de consumo teve uma participação de cerca de 4% no consumo fi nal desta fonte em 2009.


2. EVOLUÇÃO DA ESTRUTURA ENERGÉTICA ESTADUAL



2.1. Indicadores da Economia Fluminense

Em função da crise econômica global a partir do segundo semestre de 2008, a economia brasileira sofreu uma forte desaceleração do crescimento observado nos últimos anos e caiu 0,2% em 2009 (Quadro 2.1).

O Produto Interno Bruto – PIB do Estado do Rio de Janeiro representa 11,5% do total do Brasil em 2008. Ao longo do período 2000 – 2008, a participação do PIB do Estado do Rio de Janeiro em relação ao Brasil se manteve praticamente estável.

A vocação para o turismo e a forte presença de atividades de comércio e de intermediação fi nanceira permitiram à classe de serviços exercer um papel de destaque na economia fl uminense, o que se refl etiu na signifi cativa participação da mesma no PIB estadual, com 69,7% do total em 2008. No setor industrial, a atividade mais dinâmica no período foi a indústria extrativa (produção de petróleo e gás natural), que levou o setor a representar 29,9% do PIB estadual em 2008 (Quadros 2.2 e 2.3).

QUADRO 2.1Produto Interno Bruto do Brasil e do Estado do Rio de Janeiro – 1995/2009

ANO PIB(R$ MILHÃO)

ÍNDICE(1995 = 100)

TAXA DE CRESCIMENTO (%)

BR RJ RJ/BR (%) BR RJ BR RJ

1995 2.061.891 230.701 11,2 100 100 - -

1996 2.106.232 236.330 11,2 107 107 2,2 2,4

1997 2.177.323 242.142 11,1 111 110 3,4 2,5

1998 2.178.093 253.989 11,7 111 115 0,0 4,9

1999 2.183.627 260.877 11,9 111 118 0,3 2,7

2000 2.277.658 269.904 11,9 116 123 4,3 3,5

2001 2.307.566 269.563 11,7 117 122 1,3 -0,1

2002 2.368.904 274.736 11,6 120 125 2,7 1,9

2003 2.396.066 265.029 11,1 122 120 1,1 -3,5

2004 2.532.936 290.880 11,5 129 132 5,7 9,8

2005 2.612.969 300.614 11,5 133 137 3,2 3,3

2006 2.716.365 315.653 11,6 138 143 4,0 5,0

2007 2.881.830 321.370 11,2 146 146 6,1 1,8

2008 3.028.136 347.984 11,5 154 158 5,1 8,3

2009 3.022.080 nd nd 154 nd -0,2 ndFonte: IBGE, em parceria com os Órgãos Estaduais de Estatística, Secretarias Estaduais de Governo e Superintendência da Zona Franca de Manaus – SUFRAMA.Notas: 1) PIB a preços de mercado de 2009. 2) PIB nacional de 2009 calculado a partir das taxa de crescimento 2008/2009 (IBGE). O PIB do Estado do Rio de Janeiro de 2009 não estava disponível. 3) nd: não disponível.


ANO 2009 35

QUADRO 2.2Composição do Produto Interno Bruto do Estado do Rio de Janeiro por Setores – 1995/2009 (%)

ANO AGROPECUÁRIA INDÚSTRIA SERVIÇOS TOTAL

1995 0,81 19,55 79,64 100,0

1996 0,71 19,94 79,35 100,0

1997 0,67 19,79 79,54 100,0

1998 0,64 19,13 80,23 100,0

1999 0,62 20,98 78,40 100,0

2000 0,66 24,05 75,29 100,0

2001 0,66 23,26 76,08 100,0

2002 0,55 24,31 75,14 100,0

2003 0,55 26,06 73,39 100,0

2004 0,60 28,91 70,49 100,0

2005 0,52 30,20 69,28 100,0

2006 0,49 32,77 66,74 100,0

2007 0,39 29,89 69,72 100,0

2008 0,39 29,89 69,72 100,0

2009 nd nd nd ndFonte: IBGE, em parceria com os Órgãos Estaduais de Estatística, Secretarias Estaduais de Governo e Superintendência da Zona Franca de Manaus – SUFRAMA. O PIB do Estado do Rio de Janeiro de 2009 não estava disponível. Nota: nd: não disponível.

QUADRO 2.3Índice do Produto Interno Bruto do Estado do Rio de Janeiro por Setores – 1995/2009

ANO AGROPECUÁRIA INDÚSTRIA SERVIÇOS PIB TOTAL

1995 100 100 100 100

1996 90 105 103 102

1997 88 108 107 105

1998 88 109 113 110

1999 85 120 110 113

2000 92 140 107 117

2001 91 133 107 117

2002 78 146 110 119

2003 78 152 105 115

2004 89 177 106 126

2005 80 194 109 130

2006 81 223 111 137

2007 64 206 118 139

2008 70 223 128 151

2009 nd nd nd ndFonte: IBGE, em parceria com os Órgãos Estaduais de Estatística, Secretarias Estaduais de Governo e Superintendência da Zona Franca de Manaus – SUFRAMA.Nota: nd: não disponível.



2.2. Intensidade Energética

Entre 1995 e 2008, a intensidade energética do Estado do Rio de Janeiro – medida pelo consumo final ener-gético por unidade de produto – caiu 18% considerando-se o consumo do setor residencial e 16,6% sem este setor, conforme mostra o Quadro 2.4.

No setor industrial, verificou-se uma retração de 55,4% da intensidade energética no período de 1995 a 2008, apesar do crescimento da extração de petróleo e gás natural na Bacia de Campos.

No setor agropecuário a intensidade energética aumentou 33% no período de 1995 a 2008, sobretudo por meio da ampliação da eletrificação rural e do processo de mecanização agrícola.

No setor de serviços, a intensidade energética cresceu 2,9% de 1995 a 2008, o que reflete tanto o processo de modernização dos estabelecimentos comerciais, a partir da informatização e automação dos serviços, e de penetração de novos equipamentos de refrigeração e condicionamento de ar quanto a tendência de expansão da atividade comercial por meio de empreendimentos de grande porte, como shopping centers, hipermercados, e grandes edifícios comerciais, com elevados requisitos de conforto ambiental e iluminação.

QUADRO 2.4Intensidade Energética do Estado do Rio de Janeiro – 1995/2009Consumo Final Energético – Valor Agregado – (tep/10³ R$)

ANOCONSUMO FINAL ENERGÉTICO COM

SETOR RESIDENCIAL

CONSUMO FINAL ENERGÉTICO SEM

SETOR RESIDENCIALAGROPECUÁRIO INDUSTRIAL SERVIÇOS

1995 0,054 0,047 0,070 0,098 0,0030

1996 0,051 0,045 0,085 0,078 0,0028

1997 0,054 0,047 0,092 0,092 0,0029

1998 0,052 0,045 0,096 0,088 0,0030

1999 0,051 0,044 0,101 0,082 0,0031

2000 0,048 0,041 0,076 0,064 0,0033

2001 0,048 0,042 0,092 0,064 0,0030

2002 0,047 0,041 0,123 0,057 0,0030

2003 0,050 0,043 0,121 0,063 0,0033

2004 0,047 0,041 0,087 0,054 0,0032

2005 0,046 0,040 0,067 0,049 0,0033

2006 0,045 0,040 0,079 0,042 0,0033

2007 0,046 0,041 0,101 0,046 0,0033

2008 0,044 0,039 0,093 0,044 0,0031

2009 nd nd nd nd nd

% (1995/2008) -18,0 -16,6 33,0 -55,4 2,9

Fonte: Elaboração própria.


ANO 2009 37

2.3. Produção e Consumo de Energia do Estado do Rio de Janeiro no Contexto Nacional

A produção de energia primária no Estado do Rio de Janeiro apresentou crescimento de 3.139,2 % no perío-do 1980/2009, contra 263,1% da produção nacional, em virtude da expansão da produção de petróleo e gás natural da Bacia de Campos.

A participação do estado na produção nacional de energia primária, dessa forma, passou de 4,5% em 1980 para 40,3% em 2009 (Quadro 2.5).

Nesse mesmo período ocorreu uma queda da participação do consumo final energético estadual no consumo total do país, de 10,1% em 1980 para 6,9% em 2009, visto que o consumo estadual apresentou uma taxa de crescimento (54,9%) inferior à taxa nacional (124,2%) (Quadro 2.6).

O consumo energético do setor residencial apresentou uma taxa de crescimento (65,6%) superior à nacional (10,8%) no período 1980/2009, ampliando sua participação no consumo residencial nacional de 5,2% em 1980 para 7,8% em 2009 (Quadro 2.7).

O consumo energético do setor de transportes cresceu 50,3% no período 1980/2009, taxa inferior à nacional (143,8%), o que reduziu a participação do estado no consumo nacional do setor de transportes de 14,2% em 1980 para 8,7% em 2009 (Quadro 2.8).

Da mesma forma, o consumo energético do setor industrial fluminense apresentou taxa de crescimento (19,6%) inferior à nacional (104,5%) no período 1980/2009, provocando uma redução da sua participação no consumo nacional industrial de 9% em 1980 para 5,3% em 2009 (Quadro 2.9).

O consumo energético estadual dos demais setores também evoluiu a uma taxa (123,7%) inferior à nacional (200,6%), tendo sua participação no consumo nacional dos outros setores reduzida de 12,4% em 1980 para 9,2% em 2009 (Quadro 2.10).

QUADRO 2.5Produção de Energia Primária – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (103 tep)

ANO BR RJ RJ/BR1980 66.404 3.002 4,51985 106.990 20.229 18,9 1990 107.632 24.411 22,7 1995 1 15.496 28.545 24,7 2000 153.334 57.541 37,5 2001 156.386 60.833 38,9 2002 174.173 70.002 40,2 2003 184.097 70.946 38,5 2004 190.238 70.611 37,1 2005 200.522 78.883 39,3 2006 211.802 84.269 39,8 2007 223.679 82.959 37,1 2008 236.511 95.497 40,4 2009 241.100 97.255 40,3 % a.a. (1980/2009) 263,1% 3239,2 -Fonte: BEN (BR) e Elaboração própria (RJ).



QUADRO 2.6Consumo Final Energético – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (103 tep)

ANO BR RJ RJ/BR

1980 98.741 9.930 10,1

1985 107.973 10.959 10,1

1990 117.582 12.187 10,4

1995 136.903 12.502 9,1

2000 157.657 12.920 8,2

2001 158.643 12.928 8,1

2002 164.530 12.895 7,8

2003 169.622 13.183 7,8

2004 178.221 13.593 7,6

2005 182.687 13.868 7,6

2006 188.574 14.209 7,5

2007 201.409 14.880 7,4

2008 211.717 15.471 7,3

2009 221.334 15.381 6,9

% (1980/2009) 124,2 54,9 -Fonte: BEN (BR) e Elaboração própria (RJ).

QUADRO 2.7Consumo Energético do Setor Residencial – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (103 tep)

ANO BR RJ RJ/BR

1980 20.957 1.095 5,2

1985 18.546 1.224 6,6

1990 18.048 1.470 8,1

1995 18.092 1.589 8,8

2000 20.688 1.804 8,7

2001 20.149 1.665 8,3

2002 20.702 1.618 7,8

2003 20.902 1.683 8,1

2004 21.357 1.689 7,9

2005 21.827 1.701 7,8

2006 22.090 1.701 7,7

2007 22.271 1.769 7,9

2008 22.738 1.748 7,7

2009 23.227 1.814 7,8



ANO 2009 39

QUADRO 2.8Consumo Energético do Setor Transportes – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (103 tep)

ANO BR RJ RJ/BR

1980 25.715 3.643 14,2

1985 27.308 3.552 13,0

1990 32.964 4.320 13,1

1995 41.335 4.080 9,9

2000 47.385 3.812 8,0

2001 47.802 4.026 8,4

2002 49.163 4.288 8,7

2003 48.160 3.850 8,0

2004 51.469 4.021 7,8

2005 52.459 4.275 8,1

2006 53.270 4.561 8,6

2007 57.621 5.010 8,7

2008 62.444 5.326 8,5

2009 62.687 5.475 8,7


QUADRO 2.9Consumo Energético do Setor Industrial – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (103 tep)

ANO BR RJ RJ/BR

1980 37.491 3.383 9,0

1985 40.975 3.951 9,6

1990 43.523 4.077 9,4

1995 51.489 4.431 8,6

2000 61.204 4.148 6,8

2001 61.521 4.009 6,5

2002 65.373 3.838 5,9

2003 68.367 4.327 6,3

2004 72.217 4.535 6,3

2005 73.496 4.451 6,1

2006 76.757 4.328 5,6

2007 81.915 4.421 5,4

2008 82.327 4.555 5,5

2009 76.686 4.047 5,3




QUADRO 2.10Consumo Energético dos Outros Setores* – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (103 tep)

ANO BR RJ RJ/BR

1980 14.560 1.808 12,4

1985 21.117 2.232 10,6

1990 22.703 2.322 10,2

1995 25.978 2.401 9,2

2000 28.379 3.156 11,1

2001 29.171 3.228 11,1

2002 30.323 3.150 10,4

2003 32.192 3.322 10,3

2004 33.177 3.349 10,1

2005 34.900 3.441 9,9

2006 36.440 3.619 9,9

2007 39.590 3.680 9,3

2008 44.208 3.842 8,7

2009 43.763 4.045 9,2

% (1980/2009) 200,6 123,7 -

Fonte: BEN (BR) e Elaboração própria (RJ). * Inclui os setores energético, comercial, público e agropecuário.

Comparando-se a produção e o consumo de energia por fontes secundárias destacam-se os seguintes aspectos:

• Queda da produção de derivados de petróleo em 3,7% no período 1980/2009, provocando uma queda da participação estadual na produção nacional de derivados de 20,4% em 1980 para 11,2% em 2009. Da mesma forma, houve uma queda da participação estadual no consumo nacional de derivados de petró-leo, de 12,9% em 1980 para 6,9% em 2009. Esses resultados refletem as mudanças na estrutura de refino ocorridas no período, bem como a suspensão das atividades da Refinaria de Manguinhos, a partir de setembro de 2005. Por outro lado, a queda nas vendas de derivados de petróleo deveu-se ao aumento do consumo de gás natural e à queda de consumo de alguns derivados, como querosene de aviação e óleo combustível (Quadro 2.11).

• Crescimento de 386% na produção de eletricidade entre 1980 e 2009, acima da produção nacional de 234,4%, aumentando a participação estadual na produção nacional de eletricidade de 5,0% em 1980 para 7,3% em 2009. Já a participação estadual no consumo nacional de eletricidade reduziu-se de 13,9% em 1980 para 9,1% em 2009, visto que o consumo estadual de eletricidade subiu 129%, taxa inferior à do consumo nacional, de 247,2% (Quadro 2.12).

• Pequena participação estadual na produção nacional de etanol, que em 2009 se situou em 0,4%. Por sua vez, o consumo estadual de etanol representou 5,6% do consumo nacional em 2009. O consumo de etanol cresceu 226,7%, taxa inferior ao crescimento do consumo nacional, de 751% no período 1980/2009 (Qua-dro 2.13).


ANO 2009 41

QUADRO 2.11Produção e Consumo de Derivados de Petróleo* – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (103 tep)

ANO PRODUÇÃO CONSUMO**

BR RJ RJ/BR (%) BR RJ RJ/BR (%)

1980 54.753 11.183 20,4 48.167 6.190 12,9

1985 55.762 10.570 19,0 40.761 4.945 12,1

1990 60.725 9.653 15,9 48.816 5.533 11,3

1995 63.599 7.536 11,8 60.063 5.320 8,9

2000 82.962 9.721 11,7 71.450 5.167 7,2

2001 85.770 10.217 11,9 71.869 5.283 7,4

2002 84.151 10.856 12,9 71.351 5.080 7,1

2003 84.666 10.867 12,8 69.049 4.668 6,8

2004 89.924 11.988 13,3 71.177 4.618 6,5

2005 89.989 11.702 13,0 71.726 4.581 6,4

2006 91.198 11.617 12,7 72.706 4.762 6,5

2007 93.678 11.267 12,0 76.449 5.083 6,6

2008 95.080 11.553 12,2 79.242 5.278 6,7

2009 95.901 10.767 11,2 78.915 5.406 6,9

% (1980/2009) 75,2 -3,7 - 63,8 -12,7 -

Fonte: BEN (BR) e Elaboração própria (RJ). * Inclui derivados líquidos de gás natural (GLP e gasolina “natural”). Consideram-se todos os derivados do petróleo (óleo combustível, óleo diesel, gasolina, GLP, querosene, nafta, gás de refi naria e derivados não energéticos do petróleo). ** Refere-se ao consumo fi nal energético.

QUADRO 2.12Produção e Consumo de Eletricidade – 1980/2009Brasil e Estado do Rio de Janeiro (GWh)

ANO PRODUÇÃO CONSUMO*


1980 139.382 7.027 5,0 122.705 17.007 13,9

1985 193.682 10.242 5,3 173.564 22.261 12,8

1990 222.820 8.862 4,0 217.657 25.824 11,9

1995 275.601 9.620 3,5 264.805 28.598 10,8

2000 348.909 20.182 5,8 331.638 37.938 11,4

2001 328.509 28.626 8,7 309.729 35.065 11,3

2002 345.671 28.276 8,2 324.365 33.900 10,5

2003 364.339 26.089 7,2 342.213 34.773 10,2

2004 387.452 26.074 6,7 359.945 35.383 9,8

2005 402.938 25.819 6,4 375.193 36.867 9,8

2006 419.337 31.779 7,6 389.950 37.696 9,7

2007 444.583 30.230 6,8 412.130 37.999 9,2

2008 463.120 42.197 9,1 428.250 38.011 8,9

2009 466.158 34.152 7,3 426.029 38.944 9,1

% (1980/2009) 234,4 386,0 - 247,2 129,0 -

Fonte: BEN (BR) e Elaboração própria (RJ). * Refere-se ao consumo fi nal energético.



QUADRO 2.13Produção e Consumo de Etanol – 1980/2009 Brasil e Estado do Rio de Janeiro (103m3)

ANO PRODUÇÃO CONSUMO*


1980 3.676 133 3,6 2.682 392 14,6

1985 11.563 281 2,4 8.209 950 11,6

1990 11.518 102 0,9 11.430 1.495 13,1

1995 12.745 109 0,9 13.318 1.348 10,1

2000 10.700 91 0,9 11.148 650 5,8

2001 11.466 63 0,5 10.265 530 5,2

2002 12.587 107 0,9 11.594 641 5,5

2003 14.470 105 0,7 11.019 511 4,6

2004 14.648 161 1,1 12.286 572 4,7

2005 16.040 164 1,0 13.294 615 4,6

2006 17.764 90 0,5 12.295 575 4,7

2007 22.557 120 0,5 16.593 752 4,5

2008 27.140 126 0,5 21.283 1.081 5,1

2009 26.103 113 0,4 22.823 1.282 5,6

% (1980/2009) 610,1 -14,8 - 751,0 226,7 -

Fonte: BEN (BR) e Elaboração própria (RJ). * Refere-se ao consumo fi nal energético.


ANO 2009 43

2.4. Evolução da Produção e do Consumo de Energia do Estado do Rio de Janeiro

2.4.1. PRODUÇÃO DE ENERGIA PRIMÁRIA

No período 2008/2009, a produção de energia primária no Estado do Rio de Janeiro cresceu 11,4%, como consequência da expansão da produção de petróleo e gás natural a taxas, respectivamente de, 10,6% e 19,8% (Quadro 2.14).

A produção de petróleo e gás natural representou, em 2009, 98,7% da produção total de energia primária. As demais fontes (lenha, energia hidráulica, caldo/melaço, bagaço e outras fontes primárias) representaram, em 2009, apenas 1,3% da produção total de energia primária.

QUADRO 2.14Produção de Energia Primária por Fontes – 2008 e 2009 Estado do Rio de Janeiro

FONTE 2008 2009 VARIAÇÃO (%)

103 tep (%) 103 tep (%) (2008/2009)

Petróleo 77.448,9 88,7 85.636,7 88,0 10,6

Gás Natural 8.702,0 10,0 10.423,7 10,7 19,8

Energia Hidráulica 541,4 0,6 630,4 0,6 16,4

Lenha 209,8 0,2 204,4 0,2 -2,6

Caldo/Melaço 76,1 0,1 68,8 0,1 -9,6

Bagaço 266,7 0,3 246,8 0,3 -7,5

Outras Fontes Primárias * 64,7 0,1 44,7 0,1 -30,9

TOTAL 87.309,6 100,0 97.255,5 100,00 11,4

Fonte: Elaboração própria.* Inclui resíduos vegetais e industriais.

GRÁFICO 2.1Produção de Energia Primária por Fontes Estado do Rio de Janeiro – 2009

Petróleo88,0%

Gás Natural10,7%

Energia Hidráulica 0,6%Lenha 0,2%

Caldo/Melaço 0,1%

Outras Fontes Primárias0,1%

Bagaço 0,3%



2.4.2. PRODUÇÃO DE ENERGIA SECUNDÁRIA

Ao contrário das fontes primárias, a produção de energia secundária apresentou no período 2008/2009 decréscimo de 8,2%.

Os principais energéticos produzidos no Estado, neste período, foram os derivados de petróleo, gás natural seco, UO2

e eletricidade (Quadro 2.15).

QUADRO 2.15Produção de Energia Secundária por Fontes – 2008/2009 Estado do Rio de Janeiro


103 tep (%) 103 tep (%) (2008/2009)

Óleo Diesel 2.604,0 10,0 2.577,3 10,8 -1,0

Óleo Combustível 3.053,3 11,8 2.217,6 9,3 -27,4

Gasolina 1.439,4 5,5 1.550,8 6,5 7,7

GLP 863,8 3,3 927,4 3,9 7,4

Nafta 1.368,5 5,3 1.196,5 5,0 -12,6

Querosene 729,0 2,8 794,4 3,3 9,0

Gás Natural Seco 4.720,3 18,2 4.815,5 20,2 2,0

Gás Manufaturado 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Coque de Carvão Mineral 1.129,9 4,4 1.094,0 4,6 -3,2

Urânio Contido no UO2 4.505,3 17,4 3.812,0 16,0 -15,4

Eletricidade 3.628,9 14,0 2.937,1 12,5 -19,1

Carvão Vegetal 2,2 0,0 2,1 0,0 -4,5

Etanol 65,1 0,2 57,9 0,2 -11,1

Out. Sec. de Petróleo 407,8 1,6 535,8 2,2 31,4

Out. Sec. Carv. Mineral 339,0 1,3 323,2 1,4 -4,7

Produtos Não Energ. 1.087,3 4,2 967,4 4,1 -11,0

TOTAL 25.943,8 100,0 23.809,0 100,0 -8,2Fonte: Elaboração própria.

GRÁFICO 2.2Produção de Energia Secundária por FontesEstado do Rio de Janeiro – 2009

Derivados de Petróleo45,1%

Outros0,3%

Urânio Contido no UO216,0%

Derivados de Carvão Mineral

5,9%

Gás Natural20,2%

Eletricidade12,5%


ANO 2009 45

2.4.3. CONSUMO FINAL DE ENERGIA

2.4.3.1. CONSUMO SETORIAL

Entre os setores da economia estadual o setor energético apresentou a maior taxa de crescimento no consumo final energético no período 2008/2009 (6,2%). Sua participação na estrutura de consumo do estado foi de 17,6% em 2009 (Quadro 2.16).

O consumo energético do setor industrial decresceu 11,2% no período 2008/2009, reduzindo sua participação de 29,4% em 2008 para 26,3% em 2009.

SETORES 2008 2009 VARIAÇÃO (%)

103 tep (%) 103 tep (%) (2008/2009)

Energético 2.551,6 16,5 2.711,0 17,6 6,2

Residencial 1.748,5 11,3 1.813,6 11,8 3,7

Comercial 752,3 4,9 775,9 5,0 3,1

Público 412,5 2,7 428,1 2,8 3,8

Agropecuário 125,1 0,8 130,4 0,9 4,3

Transportes 5.325,7 34,4 5.475,5 35,6 2,8

Industrial 4.554,9 29,4 4.046,5 26,3 -11,2

TOTAL 15.470,6 100,0 15.381,0 100,0 -0,6

QUADRO 2.16Consumo Final Energético por Setores – 2008/2009Estado do Rio de Janeiro


GRÁFICO 2.3Consumo Final Energético por SetoresEstado do Rio de Janeiro – 2009

Industrial26,3%

Energético17,6%

Transportes35,6%

Residencial11,8%

Comercial5,0%

Público2,8%

Agropecuário0,9%



2.4.3.2. CONSUMO POR FONTES

Deve-se destacar a queda do consumo de carvão energético (-41,1%) e outras fontes primárias (-33,3%) no período 2008/2009. Por outro lado, o etanol (18,3%) e o querosene (7,3%) apresentaram as maiores taxas de crescimento do consumo no período (Quadro 2.17).

Destaca-se também a elevada participação do gás natural e eletricidade no consumo energético do estado, representando respectivamente 25,1% e 21,8% do total em 2009.

QUADRO 2.17Consumo Final Energético por Fontes – 2008/2009Estado do Rio de Janeiro


103 tep (%) 103 tep (%) (2008/2009)

Óleo Diesel 2.302,4 14,9 2.349,4 15,3 2,0

Óleo Combustível 509,0 3,3 527,1 3,4 3,6

Gasolina 934,5 6,0 946,4 6,2 1,3

GLP 583,7 3,8 582,9 3,8 -0,1

Querosene 652,1 4,2 699,7 4,5 7,3

Gás Natural* 4.095,5 26,6 3.861,2 25,1 -5,7

Gás Manufaturado 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Coque de Carvão Mineral 1.456,2 9,4 1.361,1 8,8 -6,5

Eletricidade 3.268,9 21,2 3.349,2 21,8 2,5

Carvão Vegetal 69,5 0,4 59,9 0,4 -13,9

Etanol 561,1 3,6 663,7 4,3 18,3

Lenha 205,4 1,3 200,3 1,3 -2,5

Bagaço 253,9 1,6 236,1 1,5 -7,0

Carvão Energético 6,1 0,0 3,6 0,0 -41,1

Out. Sec. de Petróleo 296,8 1,9 300,5 2,0 1,3

Out. Sec. Carv. Mineral 215,0 1,4 199,5 1,3 -7,2

Outras Fontes Primárias ** 60,5 0,4 40,4 0,3 -33,3

TOTAL 15.470,6 100,0 15.381,0 100,0 -0,6

Fonte: Elaboração própria.* Inclui gás natural “úmido” e gás natural “seco”.** Inclui resíduos vegetais e industriais.

GRÁFICO 2.4Consumo Final Energético por FontesEstado do Rio de Janeiro – 2009

Derivados de Petróleo35,2%

Biomassa7,8%

Derivados de Carvão Mineral10,1%

Gás Natural e Manufaturado25,1%

Eletricidade21,8%


ANO 2009 47

2.4.4. DEPENDÊNCIA EXTERNA DE ENERGIA

Devido ao elevado crescimento da produção estadual de petróleo e gás natural no período 1980/2009, o Estado do Rio de Janeiro evoluiu de uma situação energética deficitária em 1980, importando 71,4% da demanda de energia do Estado, para uma posição superavitária a partir de 1984 (Quadro 2.18).

Deve-se salientar que todo o carvão mineral (carvão energético e carvão metalúrgico) consumido no estado é importado. Além disso, o estado do Rio de Janeiro atua como exportador líquido de derivados de petróleo e importador líquido de eletricidade, carvão vegetal e etanol.

ANO DEMANDA DE ERNERGIA PRODUÇÃO PRIMÁRIA

DEPENDÊNCIA EXTERNA

Consumo Final** Perdas* Total(a) (b) (a-b) (%)

1980 10.270,0 218,1 10.488,1 3.002,4 7.485,7 71,4

1985 11.257,6 278,5 11.536,1 20.228,7 -8.692,6 --

1990 12.499,8 334,4 12.834,2 24.411,2 -11.577,0 --

1995 12.811,6 535,2 13.346,8 28.545,4 -15.198,6 --

2000 13.198,0 554,1 13.752,1 57.540,7 -43.788,6 --

2001 13.200,4 538,5 13.738,9 60.833,1 -47.094,3 --

2002 13.178,7 529,9 13.708,6 70.002,4 -56.293,8 --

2003 13.460,9 559,9 14.020,8 70.945,5 -56.924,7 --

2004 13.879,4 588,2 14.467,6 70.610,9 -56.143,3 --

2005 14.154,7 630,4 14.785,1 78.883,4 -64.098,4 --

2006 14.500,5 689,4 15.189,9 84.269,1 -69.079,2 --

2007 15.179,4 712,3 15.891,8 82.958,7 -67.067,0 --

2008 15.772,1 785,2 16.557,2 87.309,6 -70.752,4 --

2009 15.680,9 877,8 16.558,7 97.255,5 -80.696,8 --

QUADRO 2.18Evolução da Dependência Externa de Energia – 1980/2009Estado do Rio de Janeiro (103 tep)

Fonte: Elaboração própria.Nota: * Inclui perdas na transformação, na distribuição e armazenagem, energia não aproveitada e reinjeção.** Inclui consumo final energético e não energético.


3. ANÁLISE ENERGÉTICA POR REGIÃO DO ESTADO DORIO DE JANEIRO



3.1. Produção de Energia

A produção de energia primária concentrou-se na região norte fluminense em função da produção de petróleo e gás natural na Bacia de Campos, responsável em 2009 por 99,1% da produção estadual (Quadro 3.1 e Gráfico 3.1).

Quanto à produção de energia secundária, a região metropolitana concentrou 62,1% da produção, em função principalmente da atividade de refino de petróleo, seguida pela região do Médio Paraíba, com 24,8%, devido à produção de eletricidade, coque e outros derivados de carvão metalúrgico e à fabricação de UO2

(Quadro 3.1 e Gráfico 3.2).

GRÁFICO 3.1Produção de Energia Primária por RegiãoEstado do Rio de Janeiro – 2009

QUADRO 3.1Produção de Energia Primária por Região Estado do Rio de Janeiro – 2009


REGIÕES ENERGIA PRIMÁRIA ENERGIA SECUNDÁRIA

103 tep (%) 103 tep (%)

Metropolitana 96,5 0,1 14.779,9 62,1

Norte Fluminense 96.406,7 99,1 1.846,1 7,8

Noroeste Fluminense 21,3 0,0 11,1 0,1

Baixadas Litorâneas 21,0 0,0 4,4 0,0

Serrana 170,2 0,2 103,9 0,4

Médio Paraíba 492,3 0,5 5.913,8 24,8

Centro-Sul Fluminense 40,2 0,1 33,9 0,1

Costa Verde 7,3 0,0 1.115,9 4,7

TOTAL 97.255,5 100,0 23.809,0 100,0

Norte Fluminense99,1%

Demais Regiões0,4%

Médio Paraíba0,5%


ANO 2009 51

GRÁFICO 3.2Produção de Energia Secundária por RegiãoEstado do Rio de Janeiro – 2009

3.2. CONSUMO DE ENERGIA

A Região Metropolitana, que concentra cerca de 73,5% da população e 69,2% do PIB estadual, foi responsável por 54,1 % do consumo final de energia do estado em 2009. Os principais setores consumidores foram: transportes (48,5%), residencial (15,5%) e industrial (12,8%), sendo que os demais setores responderam por 23,2% do consumo de energia da região. Quanto ao consumo por fontes, a eletricidade representou 25,9% do consumo regional, gás natural seco, 20,8%, derivados de petróleo, 44,5%, e as demais fontes 8,8%. A Região do Médio Paraíba, que responde por apenas 5,5% da população estadual e 6,0% do PIB, concentrou 19,4% do consumo de energia em 2009. Isto se explica pela participação de atividades energo-intensivas no setor industrial da região (siderurgia e cimento), responsável por 59,8% do consumo de energia industrial estadual. As principais fontes consumidas foram os derivados de carvão mineral, que representaram 52,9% do consumo de energia da região, gás natural seco, 20,5%, eletricidade, 11,5%, e as demais, 15,5%.

A Região Norte Fluminense, com apenas 5% da população e 10,8% do PIB, respondeu por 16,5% do consumo final do estado em 2009. No que se refere ao consumo por setores, destacou-se o energético, responsável por 70,9% do consumo final da região. O gás natural úmido (53%), a eletricidade (15,2%), os derivados de petróleo (17 %), e bagaço de cana (8,9%) foram as fontes energéticas mais consumidas na região.

As demais Regiões Noroeste Fluminense, Baixadas Bitorâneas, Serrana, Centro-Sul e Baía da Ilha Grande foram responsáveis por 16% da população, 14% do PIB e 10% do consumo final de energia (Quadros 3.1 a 3.8 e Gráficos 3.1 a 3.7).


Médio Paraíba24,8%

Costa Verde4,7%

Metropolitana62,1%

Demais Regiões0,6%



QUADRO 3.2Consumo Final de Energia, População Residente e PIB por Região Estado do Rio de Janeiro – 2009

Fonte: Elaboração própria; Fundação CEPERJ.1 O PIB por região de planejamento referem-se ao ano de 2008. O PIB do Estado do Rio de Janeiro de 2009 não estava disponível.

REGIÕES CONSUMO ENERGIA POPULAÇÃO PIB1

103 tep (%) 103 hab (%) 106 R$ (%)

Região Metropolitana (I) 8.486,6 54,1 11.666,6 73,5 229.803,5 69,2

Região Norte Fluminense (II) 2.589,7 16,5 788,3 5,0 35.816,5 10,8

Região Noroeste Fluminense (III) 130,5 0,8 315,8 2,0 3.566,5 1,1

Região das Baixadas Litorâneas (IV) 386,6 2,5 824,5 5,2 20.076,3 6,0

Região Serrana (V) 645,7 4,1 815,5 5,1 11.315,1 3,4

Região do Médio Paraíba (VI) 3.042,4 19,4 869,0 5,5 19.877,8 6,0

Região Centro-Sul Fluminense (VII) 196,6 1,3 267,8 1,7 3.078,0 0,9

Região da Costa Verde (VIII) 202,8 1,3 314,7 2,0 8.543,9 2,6

TOTAL 15.680,9 100,0 15.862,2 100,0 332.077,6 100,0

GRÁFICO 3.3Consumo Final de Energia por Região – 2009

GRÁFICO 3.4População Residente por Região – 2009


Médio Paraíba19,4%

Costa Verde1,3%

Metropolitana54,1%

Centro-Sul1,3%

Baixadas Litorâneas2,5%

Serrana4,1%

Noroeste Fluminense

0,8%


Médio Paraíba5,5%

Costa Verde2,0%

Metropolitana73,5%

Centro-Sul1,7%


Serrana5,1%

Noroeste Fluminense2,0%


ANO 2009 53

GRÁFICO 3.5PIB por Região – 2009

QUADRO 3.3Consumo Final de Energia por Setores e Regiões de Planejamento Estado do Rio de Janeiro – 2009 (103 tep)


REGIÕES

SETORES I II III IV V VI VII VIII ESTADO

Não Energético 167,1 19,9 6,6 6,9 18,2 68,5 7,5 5,3 299,9

Energético 747,5 1.836,3 0,1 5,2 0,2 52,0 0,2 69,5 2.711,0

Residencial 1.315,5 97,8 38,9 85,8 117,5 95,2 33,0 29,9 1.813,6

Comercial 658,1 28,8 6,5 20,5 25,1 23,7 6,4 6,7 775,9

Público 351,4 17,1 5,4 18,5 11,5 15,4 5,4 3,4 428,1

Agropecuário 41,8 20,1 6,6 12,7 14,6 20,5 11,0 3,0 130,4

Transportes 4.119,2 315,6 56,7 228,5 204,8 348,0 124,9 77,9 5.475,5

Industrial 1.086,0 254,1 9,7 8,5 253,7 2.419,2 8,2 7,1 4.046,5

TOTAL 8.486,6 2.589,7 130,5 386,6 645,6 3.042,5 196,6 202,8 15.680,9

QUADRO 3.4Participação das Regiões no Consumo Final de Energia por Setores Estado do Rio de Janeiro – 2009 (%)


REGIÕES


Não Energético 55,7 6,6 2,2 2,3 6,1 22,8 2,5 1,8 100,0

Energético 27,6 67,7 0,0 0,2 0,0 1,9 0,0 2,6 100,0

Residencial 72,5 5,4 2,1 4,7 6,5 5,3 1,8 1,7 100,0

Comercial 84,8 3,7 0,9 2,6 3,2 3,1 0,8 0,9 100,0

Público 82,1 4,0 1,3 4,3 2,7 3,6 1,2 0,8 100,0

Agropecuário 32,0 15,4 5,1 9,7 11,3 15,7 8,5 2,3 100,0

Transportes 75,2 5,8 1,0 4,2 3,7 6,4 2,3 1,4 100,0

Industrial 26,8 6,3 0,2 0,2 6,3 59,8 0,2 0,2 100,0

TOTAL 54,1 16,5 0,8 2,5 4,1 19,4 1,3 1,3 100,0


Médio Paraíba6,0% Costa Verde

2,6%

Metropolitana69,2%

Centro-Sul Fluminense0,9%


Serrana3,4%

Noroeste Fluminense1,1%



QUADRO 3.5Consumo Final de Energia, População Residente e PIB por Região Estado do Rio de Janeiro – 2009 (%)

REGIÕES


Não Energético 2,0 0,8 5,1 1,8 2,8 2,3 3,8 2,6 1,9

Energético 8,8 70,9 0,1 1,3 0,0 1,7 0,1 34,3 17,3

Residencial 15,5 3,8 29,8 22,2 18,2 3,1 16,8 14,7 11,6

Comercial 7,8 1,1 5,0 5,3 3,9 0,8 3,3 3,3 5,0

Público 4,1 0,6 4,1 4,8 1,8 0,5 2,7 1,7 2,7

Agropecuário 0,5 0,8 5,1 3,3 2,3 0,7 5,6 1,5 0,8

Transportes 48,5 12,2 43,4 59,1 31,7 11,4 63,5 38,4 34,9

Industrial 12,8 9,8 7,4 2,2 39,3 79,5 4,2 3,5 25,8

TOTAL 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0



ANO 2009 55

GRÁFICO 3.6Consumo Final de Energia por Setores e Regiões de Planejamento do Estado do Rio de Janeiro – 2009

REGIÃO NOROESTE FLUMINENSE (III)

REGIÃO DAS BAIXADAS LITORÂNEAS (IV)

REGIÃO SERRANA (V)

REGIÃO DO MÉDIO PARAÍBA (VI)

REGIÃO CENTRO-SUL (VII)

REGIÃO DA COSTA VERDE (VIII)

REGIÃO METROPOLITANA ( I )

REGIÃO NORTE FLUMINENSE (II)

Transportes48,5%

Industrial12,8%

Não Energético2,0%

Energético8,8%

Residencial15,5%

Comercial7,8%Público

4,1%

Agropecuário0,5%

Transportes31,7%

Industrial39,3%


Residencial18,2%

Comercial3,9%

Público1,8%

Agropecuário2,3%

Transportes12,2%

Industrial9,8%


Energético70,9%

Residencial3,8%

Comercial1,1%

Público 0,6%

Agropecuário 0,8%

Transportes43,4%

Industrial7,4% Não Energético

5,1%

Energético0,1%

Residencial29,8%

Comercial5,0%

Público4,1%

Agropecuário5,1%

Transportes59,1%

Industrial2,2%

Não Energético 1,8%Energético 1,3%

Residencial22,2%

Comercial5,3%

Público4,8%

Agropecuário3,3%

Transportes11,4%

Industrial79,5%


Energético 1,7%Residencial 3,1%

Comercial 0,8%Público 0,5%

Agropecuário 0,7%

Transportes63,5%

Industrial4,2%

Não Energético3,8% Energético

0,1%

Residencial16,8%

Comercial3,3%

Público2,7%

Agropecuário5,6%

Transportes38,4%

Industrial3,5% Não Energético

2,6%

Energético34,3%

Residencial14,7%

Comercial3,3%

Público1,7%

Agropecuário1,5%



QUADRO 3.6Consumo Final de Energia por Fonte e Regiões de Planejamento Estado do Rio de Janeiro – 2009 (103 tep)

REGIÕES


Gás Natural "Úmido" 0,0 1.372,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.372,1

Carvão Energético 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,6 0,0 0,0 3,6

Lenha 88,1 31,2 10,1 10,7 25,9 20,6 6,4 7,3 200,3

Bagaço de Cana 0,0 231,1 0,0 5,0 0,0 0,0 0,0 0,0 236,1

Outras Fontes Primárias 0,0 0,0 0,0 0,0 40,4 0,0 0,0 0,0 40,4

Óleo Diesel 1.431,0 347,6 33,1 81,8 110,3 210,3 96,2 39,1 2.349,4

Óleo Combustível 521,5 0,0 0,0 0,0 1,1 4,5 0,0 0,0 527,1

Gasolina 655,5 56,3 20,1 51,5 70,1 55,3 21,2 16,4 946,4

GLP 408,0 35,1 14,5 21,5 45,5 38,9 11,1 8,3 582,9

Querosene 606,6 25,3 0,0 32,7 0,0 18,3 0,0 16,8 699,7

Gás Natural "Seco" 1.766,9 45,4 0,0 37,8 14,6 623,3 1,2 0,0 2.489,2

Gás Manufaturado 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Coque de Carvão Mineral 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.361,1 0,0 0,0 1.361,1

Eletricidade 2.193,3 393,8 37,2 105,0 135,1 350,8 35,2 98,8 3.349,2

Carvão Vegetal 2,1 0,0 0,0 0,0 6,1 51,7 0,0 0,0 59,9

Etanol 488,3 31,9 8,8 33,7 36,5 36,2 17,9 10,8 664,1

Out. Secundárias Petróleo 158,7 0,0 0,0 0,0 141,8 0,0 0,0 0,0 300,5

Out. Sec. Carv. Mineral 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 245,4 0,0 0,0 245,4

Produtos Não Energéticos 166,6 19,9 6,7 6,9 18,2 22,5 7,4 5,3 253,5

TOTAL 8.486,6 2.589,7 130,5 386,6 645,6 3.042,5 196,6 202,8 15.680,9



ANO 2009 57

QUADRO 3.7Participação das Regiões no Consumo Final por Fonte Estado do Rio de Janeiro – 2009 (%)

REGIÕES


Gás Natural "Úmido" 0,0 100,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 100,0


Lenha 44,0 15,6 5,0 5,4 12,9 10,3 3,2 3,6 100,0

Bagaço de Cana 0,0 97,9 0,0 2,1 0,0 0,0 0,0 0,0 100,0


Óleo Diesel 60,9 14,8 1,4 3,5 4,7 9,0 4,0 1,7 100,0


Gasolina 69,3 6,0 2,1 5,5 7,4 5,8 2,2 1,7 100,0

GLP 70,0 6,0 2,5 3,7 7,8 6,7 1,9 1,4 100,0

Querosene 86,7 3,6 0,0 4,7 0,0 2,6 0,0 2,4 100,0

Gás Natural "Seco" 71,0 1,8 0,0 1,5 0,6 25,1 0,0 0,0 100,0


Coque de Carvão Mineral 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 100,0 0,0 0,0 100,0

Eletricidade 65,5 11,8 1,1 3,1 4,0 10,5 1,0 3,0 100,0

Carvão Vegetal 3,5 0,0 0,0 0,0 10,1 86,4 0,0 0,0 100,0

Etanol 73,5 4,8 1,3 5,1 5,5 5,5 2,7 1,6 100,0




TOTAL 54,1 16,5 0,8 2,5 4,1 19,4 1,3 1,3 100,0




QUADRO 3.8Participação das Fontes no Consumo Final de Energia por Região Estado do Rio de Janeiro – 2009 (%)

REGIÕES


Gás Natural "Úmido" 0,0 53,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 8,7


Lenha 1,0 1,2 7,7 2,8 4,0 0,7 3,2 3,6 1,3

Bagaço de Cana 0,0 8,9 0,0 1,3 0,0 0,0 0,0 0,0 1,5


Óleo Diesel 16,9 13,4 25,4 21,1 17,1 6,9 49,0 19,3 15,0


Gasolina 7,7 2,2 15,4 13,3 10,9 1,8 10,8 8,1 6,0

GLP 4,8 1,4 11,1 5,5 7,0 1,3 5,6 4,1 3,7

Querosene 7,1 1,0 0,0 8,5 0,0 0,6 0,0 8,3 4,5

Gás Natural "Seco" 20,8 1,7 0,0 9,8 2,3 20,5 0,6 0,0 15,9


Coque de Carvão Mineral 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 44,8 0,0 0,0 8,7

Eletricidade 25,9 15,2 28,5 27,2 20,9 11,5 17,9 48,7 21,4

Carvão Vegetal 0,0 0,0 0,0 0,0 0,9 1,7 0,0 0,0 0,4

Etanol 5,8 1,2 6,8 8,7 5,6 1,2 9,1 5,3 4,2




TOTAL 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0



ANO 2009 59

GRÁFICO 3.7Consumo Final de Energia por Fontes e Regiões de Planejamento do Estado do Rio de Janeiro – 2009

REGIÃO NOROESTE FLUMINENSE (III)

REGIÃO DAS BAIXADAS LITORÂNEAS (IV)

REGIÃO SERRANA (V)

REGIÃO DO MÉDIO PARAÍBA (VI)

REGIÃO CENTRO-SUL (VII)

REGIÃO DA COSTA VERDE (VIII)

REGIÃO METROPOLITANA ( I )

REGIÃO NORTE FLUMINENSE (II)

Etanol5,8%

Out. Secundárias Petróleo1,9%

Outras Fontes2,0%

Eletricidade25,9%

Óleo Diesel16,9%

Gasolina7,7%

GLP4,8%

Querosene7,1%

Óleo Combustível6,1%

Outras Fontes Primárias6,3%Lenha

4,0%Carvão Energético0,0%

Outras Fontes6,2%

Out. Secundárias Petróleo22,0%

Etanol5,6%

Eletricidade20,9%

GLP7,0%

Gasolina10,9%

Óleo Diesel17,1%

Etanol1,2%

Outras Fontes1,8%Bagaço de

Cana8,9%

Gasolina2,2%

GLP 1,4%

Óleo Díesel13,4%

Gás Natural Seco1,7%

Eletricidade15,2%

Gás Natural Úmido53,0%

Lenha1,2%

Óleo Díesel25,4%

Gasolina15,4%

Lenha7,7%

Outras Fontes5,1%Etanol

6,8%

Eletricidade28,5%

GLP 11,1%

Etanol8,7%

Outras Fontes1,8%

Lenha2,8% Bagaço de Cana

1,3%

Óleo Díesel21,1%

Gasolina13,3%

GLP5,5%

Querosene8,5%


Eletricidade 27,2%

Querosene8,3% GLP

4,1%Gasolina8,1%

Óleo Díesel19,3%

Eletricidade 48,7%

Lenha 3,6%Outras Fontes2,6%

Etanol5,3%

Gasolina10,8%

GLP5,6%

Eletricidade 17,9%

Etanol9,1%

Outras Fontes7,6%

Óleo Díesel49,0%

Coque de Carvão Mineral44,8%


GLP1,3%

Gasolina1,8%Óleo Díesel

6,9%Outras Fontes

3,4%Out. Sec. Carvão

Mineral8,1%

Carvão Vegetal1,7%

Eletricidade11,5%


Lenha 1,0%


4.BALANÇOS DE ENERGIA


4.1.

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2. Im

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3. Im

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- -

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4. V

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5.7)

7. E

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) -

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- -

- -

- (6

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2 1,

681.2

1,

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11.6

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(461

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864.

1 -

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(2,4

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trai

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24.

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- -

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(5.2

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-

- -

- 2

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- -

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- -

- -

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sfor

maç

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- -

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12. P

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trib

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14.2

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.7.5.

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.7.6.

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.7.8.

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.7.9.

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19,0

84.6

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,266

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11.1.

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807.4

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(10,

807.4

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2,2

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1,

196.

5 7

94.4

-

- -

- -

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10

,543

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11.2

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ntas

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gás

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- (5

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- -

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9.8

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0 -

- 4

,815

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- 5

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11.3

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- -

11.4

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ueria

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- -

(1,8

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(1,8

65.1)

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-

1,41

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- -

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)

11.7.

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trai

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- -

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2.1

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2.1

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- -

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- -

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11.10

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- -

- -

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12. P

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14.1.

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,349

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14.2

.2.

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14.2

.5.

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.6.

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14.2

.6.1.

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6

14.2

.6.3

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6

14.2

.7.5.

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14.2

.7.6.

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14.2

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5. ANEXOS



Anexo A – Estrutura do Balanço Energético do Estado do Rio de Janeiro

A.1. Concepção Geral

A metodologia adotada no presente Balanço proporciona uma visualização do Sistema Energético Estadual como um todo, em cada ano do período considerado, e também da evolução desse mesmo Sistema – e de cada uma de suas variáveis físicas – ao longo dos anos.

Conforme se observa na Figura A.1, o Balanço Energético compõe-se de quatro etapas:Energia PrimáriaTransformaçãoEnergia SecundáriaConsumo Final

Nessa mesma fi gura é apresentado, esquematicamente, o relacionamento entre as diferentes variáveis físicas (unidades de informação) ao longo das quatro etapas do Balanço.

O Balanço Energético Consolidado é uma matriz que agrega todas as informações sobre o sistema energético em um determinado ano, construída da seguinte forma:

nas 29 colunas são lançadas e totalizadas as fontes primárias e as formas secundárias de energia;

nas 55 linhas são lançados e totalizados os componentes da oferta de energia (9 linhas), os centros de transformação (11 linhas), as perdas e ajustes (2 linhas), os setores de consumo (31 linhas) e a produção de energia secundária (1 linha).


ANO 2009 121

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A.1.

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A.2. Descrição Geral

2.1. Energia Primária

Produtos energéticos providos pela natureza na sua forma direta, como o petróleo, gás natural, carvão mineral, resíduos vegetais e animais, energia solar, eólica, etc.

Colunas 1 a 9 (Fontes de Energia Primária) – petróleo, gás natural, carvão energético, carvão metalúrgico, urânio (U

3O

8), energia hidráulica, lenha, caldo/melaço e bagaço de cana.

Coluna 10 (Outras Fontes Primárias) – inclui resíduos vegetais e industriais, etc.

Coluna 11 (Total de Energia Primária) – soma das colunas 1 a 10.

2.2. Energia Secundária

São os produtos energéticos resultantes dos diferentes centros de transformação que têm como destino os diversos setores de consumo e, eventualmente, outros centros de transformação.

Colunas 12 a 26 (Fontes de Energia Secundária) – óleo diesel, óleo combustível, gasolina (automotiva e de aviação), GLP, nafta (petroquímica e combustível), querosene (iluminante e de aviação), gás natural “seco”, gás manufaturado, coque de carvão mineral, urânio contido no UO2

, eletricidade, carvão vegetal, etanol (anidro e hidratado), outras secundárias de petróleo (gás de refi naria e outros derivados de petróleo) e outras secundárias de carvão mineral (gás de coqueria, gás de aciaria, gás de alto-forno e alcatrão).

Coluna 27 (Produtos Não Energéticos) – são agregados nesta coluna os derivados de petróleo que, mesmo tendo signifi cativo conteúdo energético, são utilizados para outros fi ns. Entre eles encontram-se as graxas, lubrifi cantes, parafi nas, asfaltos, solventes etc.

Coluna 28 (Total de Energia Secundária) – soma das colunas 12 a 27.

2.3. Energia Total

Consolida todas as energias produzidas, transformadas e consumidas no estado.

Coluna 29 (Total) – soma algébrica das colunas 11 e 28.

2.4. Oferta

É a quantidade total de energia que se coloca à disposição do Sistema Energético Estadual para ser transformada e/ou para consumo fi nal.

Linha 1 (Produção) – energia primária que se obtém de recursos minerais, hídricos, vegetais e animais (biogás), reservatórios geotérmicos, sol, vento, marés etc. Tem sinal positivo.


ANO 2009 123

Linha 2 (Importação Estadual) – quantidade de energia primária e secundária que entra no estado proveniente de outros estados, constituindo parte da oferta no balanço. Tem sinal positivo.

Linha 3 (Importação) – quantidade de energia primária e secundária que entra no estado proveniente do exterior, constituindo parte da oferta no balanço. Tem sinal positivo.

Linha 4 (Variação de Estoques) – diferença entre o estoque inicial e o fi nal de cada ano. Um aumento de estoques em um determinado ano signifi ca uma redução na oferta total. No balanço, as entradas têm sinal negativo, e as saídas de estoque, positivo.

Linha 5 (Oferta Total) – quantidade de energia teoricamente disponível para ser consumida no estado. É obtida pela soma algébrica das linhas 1 a 4.

Linha 6 (Exportação Estadual) – quantidade de energia primária e secundária que se envia a outros estados. É identifi cada com sinal negativo.

Linha 7 (Exportação) – quantidade de energia primária e secundária que se envia ao exterior. É identifi cada com sinal negativo.

Linha 8 (Não Aproveitada) – quantidade de energia produzida mas não utilizada, por motivos técnicos ou econômicos. Tem sinal negativo.

Linha 9 (Reinjeção) – quantidade de gás natural que é reinjetada nos poços de petróleo para recuperação secundária deste produto. Tem, portanto, sinal negativo.

Linha 10 (Oferta Interna Bruta) – quantidade de energia que se coloca à disposição do estado para ser submetida aos processos de transformação e/ou ao consumo fi nal. Corresponde à soma algébrica das linhas 5 a 9.

2.5. Transformação

O setor transformação agrupa os centros de transformação onde toda a energia que entra (primária e/ou secundária) se transforma em uma ou mais formas de energia secundária, com suas correspondentes perdas.

Linha 11 (Total Transformação) – soma das linhas 11.1 a 11.10. As quantidades colocadas nesta linha representam a soma algébrica da energia primária e secundária que entra e sai do conjunto dos centros de transformação.

Linha 11.1 a 11.9 (Centro de Transformação) – refi narias de petróleo, plantas de gás natural, usinas de gaseifi cação, coqueria, ciclo de combustível nuclear, centrais elétricas de serviço público e autoprodutoras, carvoarias e destilarias.

Linha 11.10 (Outras Transformações) – esta linha se destina à eventual inclusão de efl uentes (produtos energéticos) produzidos pela indústria química, quando do processamento de nafta, outros produtos não energéticos de petróleo e derivados de carvão mineral.



2.6. Perdas

Linha 12 (Perdas na Distribuição e Armazenagem) – perdas ocorridas durante as atividades de produção, transporte, distribuição e armazenamento de energia. Como exemplos, destacam-se perdas em gasodutos, oleodutos, linhas de transmissão, e distribuição de eletricidade e redes de distribuição de gás. Não se incluem nesta linha as perdas nos centros de transformação.

2.7. Ajustes Estatísticos

Ferramenta utilizada para compatibilizar os dados correspondentes à oferta e ao consumo de energia provenientes de fontes estatísticas diferentes.

Linha 13 (Ajustes) – nesta linha se quantifi cam as diferenças contábeis de cada energia, produto de erros estatísticos ou de informações e resíduos decorrentes das limitações inerentes ao algoritmo de arredondamento de computadores. Os ajustes para cada coluna (1 a 29) se calculam pelas seguintes operações algébricas:

Ajuste = oferta interna bruta - total da transformação - perdas na distribuição e armazenagem - consumo fi nal

O ajuste é negativo se a oferta interna bruta for maior que as outras parcelas e vice-versa.

2.8. Consumo Final

Nesta parte se detalham os diferentes setores de atividade socio-econômica do Estado, para onde convergem a energia primária e secundária, confi gurando o consumo fi nal de energia.

Linha 14 (Consumo Final) – energia primária e secundária disponíveis para serem usadas por todos os setores de consumo do estado, incluindo o consumo fi nal energético e o consumo fi nal não energético. Corresponde à soma das linhas 14.1 e 14.2.

Linha 14.1 (Consumo Final Não Energético) – quantidade de energia contida em produtos energéticos utilizados nos diferentes setores para fi ns não energéticos.

Linha 14.2 (Consumo Final Energético) – agrega o consumo fi nal dos setores energético, residencial, comercial, público, agropecuário, de transportes, industrial e consumo não identifi cado.

Linha 14.2.1 (Setor Energético) – energia consumida nos centros de transformação e nos processos de extração e transporte interno de produtos energéticos na sua forma fi nal.

Linha 14.2.2 (Setor Residencial) – energia consumida nas residências urbanas e rurais.

Linha 14.2.3 (Comercial) – energia consumida pelas empresas comerciais e de prestação de serviços.

Linha 14.2.4 (Público) – energia consumida em iluminação pública, poderes públicos e serviços públicos, exceto energéticos.


ANO 2009 125

Linha 14.2.5 (Agropecuário) – energia consumida nas unidades agrícolas e agropecuárias.

Linha 14.2.6 (Transportes) – energia consumida no setor de transportes nas modalidades rodoviário (14.2.6.1), ferroviário (14.2.6.2), aéreo (14.2.6.3) e hidroviário (14.2.6.4).

Linha 14.2.7 (Industrial) – energia consumida no setor industrial, nos seguintes grupos e subgrupos de atividades: extração e tratamento de minerais (14.2.7.1); minerais não metálicos (14.2.7.2), compreendendo os subgrupos cimento (14.2.7.2.1), cerâmica (14.2.7.2.2), vidro (14.2.7.2.3) e outros (14.2.7.2.4); metalúrgico (14.2.7.3), compreendendo os subgrupos ferro-gusa/aço (14.2.7.3.1) e não ferrosos/outros metalúrgicos (14.2.7.3.2); papel e celulose (14.2.7.4); química (14.2.7.5); têxtil (14.2.7.6); produtos alimentícios (14.2.7.7); bebidas (14.2.7.8); outras indústrias (14.2.7.9) e consumo industrial não identifi cado (14.2.7.10).

Linha 14.2.8 (Consumo não Identifi cado) - corresponde ao consumo que, pela natureza da informação compilada, não pode ser classifi cado nos setores anteriormente descritos.

2.9. Produção de Energia Secundária

Esta linha adicional permite ler diretamente a quantidade de energia secundária produzida nos centros de transformação. Corresponde à soma dos valores positivos que aparecem nas linhas 10.1 a 10.10.

A.3. Convenção de Sinais

Na parte referente ao setor energético, toda quantidade de energia que tende a aumentar a energia disponível no estado é positiva: produção, importação, retirada de estoque, saída dos centros de transformação; e toda quantidade de energia que tende a diminuir a energia disponível no estado é negativa: acréscimo de estoque, exportação, não aproveitada, reinjeção, energia transformada, perdas na transformação e perdas na distribuição e armazenagem.

Finalmente, todos os dados que se encontram na parte referente ao consumo fi nal de energia, que seriam também negativos, por motivos de simplifi cação aparecem em valores absolutos.

A.4. Operações Básicas da Matriz

4.1. Energia Primária e Secundária

O fl uxo energético de cada fonte primária e secundária é representado pelas seguintes operações algébricas:

Oferta total = produção + importação + importação estadual ± variação de estoque

Oferta interna bruta = oferta total - exportação - exportação estadual - não aproveitada - reinjeção



E ainda:

Oferta interna bruta = total transformação + consumo fi nal + perdas na distribuição e armazenagem ± ajustes

Deve ser observado que a produção de energia secundária aparece no bloco relativo aos centros de transformação, tendo em vista ser toda ela proveniente de energia primária.

A fi m de evitar dupla contagem, o total de produção de energia secundária não é colocado na linha correspondente a de produção de energia primária, e sim em outra linha, na parte inferior da matriz. Desta forma, para a energia secundária, as operações anteriormente descritas não são apresentadas na matriz, embora sejam válidas quando se estudam isoladamente as energias secundárias.

4.2. Transformação

Neste bloco, confi gurado pelos centros de transformação, é observada a seguinte operação algébrica:

Produção de energia secundária = transformação primária + transformação secundária - perdas na transformação

4.3. Consumo Final de Energia

Neste bloco, composto pelos setores de consumo, é observada a seguinte operação:

Consumo Final = consumo fi nal primário + consumo fi nal secundário

E ainda:

Consumo Final = consumo fi nal não energético + consumo fi nal energético


ANO 2009 127

Anexo B – Tratamento das Informações

B.1. Petróleo e Derivados

Os dados sobre oferta e transformação de petróleo e seus derivados foram informados pela Petrobras e Refi naria de Manguinhos. Os dados referentes ao consumo foram informados pela Agência Nacional do Petróleo – ANP e pelos setores consumidores. As categorias de consumo da ANP foram reagrupadas segundo as categorias de consumo do Balanço Energético do Estado do Rio de Janeiro.

O consumo de óleo diesel e óleo combustível utilizados para geração de energia elétrica foi fornecido por Furnas e Autoprodutores.

A quantidade de nafta utilizada como matéria-prima para produção de gás manufaturado foi fornecida pela CEG.

B.2. Gás Natural e Derivados

Considerou-se como fonte primária o gás natural “úmido”, como centro de transformação as UPGN’s e como formas secundárias o gás natural “seco”, GLP e gasolina “natural”

As informações necessárias para se construir o fl uxo de gás natural e derivados foram fornecidas pela Petrobras, CEG, CEG Rio e Autoprodutores.

B.3. Carvão Energético

As informações referentes à importação e ao consumo de carvão energético foram obtidas no SNIC e nas indústrias de cimento.

B.4. Carvão Metalúrgico e Derivados

Os dados relativos a importação, transformação e consumo de carvão metalúrgico e seus derivados foram fornecidos pela CSN e Siderúrgica Barra Mansa.



B.5. Urânio (U3O

8) e Urânio contido no UO

2

O fl uxo do ciclo do combustível nuclear foi obtido a partir das informações da Indústrias Nucleares do Brasil – INB e Eletronuclear.

B.6. Energia Hidráulica e Eletricidade

Considerou-se como energia hidráulica a geração bruta de energia hidrelétrica pelas concessionárias.

Os dados de oferta, transformação e consumo de energia hidráulica e eletricidade foram fornecidos por Eletronuclear, Furnas, Light, Quanta, Ampla, Energisa, Petrobras, EDF e Autoprodutores.

B.7. Lenha

As informações referentes à produção, à transformação e ao consumo de lenha são prejudicadas em função das difi culdades de coleta dos dados necessários à contabilização de seu fl uxo.

A produção de lenha é determinada a partir dos consumos residencial, agropecuário, industrial e das carvoarias.

O consumo residencial foi estimado em função do número de domicílios com fogão a lenha obtido nos censos do IBGE, considerando o coefi ciente técnico de 12 kg por domicílio ao dia.

Os consumos das indústrias químicas, têxteis e alimentícias, foram obtidos através de questionários respondidos diretamente por um número signifi cativo de empresas destes setores.

A lenha destinada às carvoarias foi estimada a partir da produção estadual de carvão vegetal, considerando 50% de rendimento no processo de carvoejamento.

Para a lenha consumida nos setores residencial, agropecuário e cerâmico considerou-se a massa específi ca de 300 kg/m3 st e poder calorífi co superior de 3.300 kcal/kg. Para os demais setores considerou-se a massa específi ca de 390 kg/m3 st e o mesmo poder calorífi co superior.

B.8. Produtos da Cana-de-açúcar

Consideraram-se fontes primárias o caldo de cana e o melaço para produção de etanol e como centro de transformação, as destilarias. Desta forma, eliminou-se do balanço energético, a parcela representada pelos produtos não energéticos da cana, uma vez que não se contabilizou a cana destinada à produção de açúcar.

Considerou-se também fonte primária o bagaço proveniente do total da cana esmagada no Estado para produção de açúcar e etanol.

Como fonte secundária, considerou-se o etanol (anidro e hidratado) produzido.


ANO 2009 129

8.1. Caldo de Cana

A quantidade de caldo de cana para produção de etanol foi estimada a partir da quantidade de cana moída para etanol, informada pelas indústrias do setor sucroalcooleiro e pelo Ministério da Agricultura e do Abastecimento - MAPA, mediante o coefi ciente técnico de 730 kg de caldo por tonelada de cana moída.

8.2. Melaço

A quantidade de melaço utilizada na produção de Etanol foi informada pelas indústrias do setor sucroalcooleiro.

8.3. Bagaço de Cana

O bagaço de cana, por tratar-se de um resíduo, normalmente não é contabilizado. Sua produção foi estimada com base na quantidade de cana moída para produção de açúcar e etanol no estado, informada pelas indústrias do setor sucroalcooleiro e pelo MAA, mediante o coefi ciente técnico de 270 kg de bagaço por tonelada de cana moída.

O bagaço consumido na produção de açúcar e etanol foi estimado a partir do consumo total de vapor na fabricação desses produtos, considerando-se que 1 tonelada de bagaço gera, em condições médias, 2 toneladas de vapor. O consumo total de vapor, por sua vez, foi obtido relacionando-se as produções anuais de açúcar e etanol com os seguintes consumos específi cos de vapor: nas destilarias autônomas, 6,4 kg de vapor/litro de etanol, e nas anexas, 5,5 kg vapor/kg açúcar e 5 kg vapor/litro de etanol.

A quantidade de bagaço destinada à geração de eletricidade nas usinas e destilarias foi fornecida pelas indústrias do setor sucroalcooleiro.

As sobras de bagaço (diferença entre produção e consumo nas usinas e destilarias e no setor de papel e celulose) foram consideradas energia não aproveitada.

O poder calorífi co superior adotado para o bagaço foi de 2.257 kcal/kg, com 50% de umidade.

8.4. Etanol (Anidro e Hidratado)

As informações referentes à produção e ao consumo anual de etanol anidro e hidratado foram fornecidas pelas indústrias do setor sucroalcooleiro, MAA e ANP.

O poder calorífi co superior adotado para o etanol anidro foi de 7.090 kcal/kg, com densidade média de 791 kg/m3. Para o etanol hidratado adotou-se o poder calorífi co superior de 6.650 kcal/kg com densidade média de 809 kg/m3.



B.9. Gás Manufaturado

Os dados concernentes ao gás manufaturado foram obtidos com a CEG. A partir de 2008 a CEG deixou de comercializar o gás manufaturado.

B.10. Carvão Vegetal

As informações relativas ao fl uxo energético do carvão vegetal foram fornecidas por: IBGE, SNIC e indústrias dos setores metalúrgico e de cimento.


ANO 2009 131

Anexo C – Unidades

C.1. Unidade Básica Adotada

Para expressar os fl uxos que conformam os balanços de energia foi adotada como unidade de medida na agregação das suas diversas variáveis a “tonelada equivalente de petróleo – tep” que está relacionada com o energético mais importante, o petróleo, e expressa um valor físico.

Foram adotados critérios internacionais mais usuais para a conversão das unidades comerciais de energia em uma unidade comum de referência. Assim, o petróleo de referência passou a ser o de 10.000 kcal/kg; todos os fatores de conversão passaram a ser determinados com base nos poderes calorífi cos inferiores das fontes de energia, e para a energia hidráulica e eletricidade passam a serem considerados os coefi cientes de equivalência teórica, onde 1 kWh = 860 kcal.

C.2. Tratamentos das Unidades por Produto

2.1. Petróleo e Derivados, Gás Natural, Etanol e Xisto

Informações da Petrobras, que informa as massas específi cas e poderes calorífi cos inferiores observados em cada ano.

2.2. Carvão Energético

Com base em informações da Fundação de Ciência e Tecnologia – Cientec e do Centro de Tecnologia Mineral – Cetem. Sua equivalência para tep é determinada a partir dos poderes calorífi cos médios dos diversos tipos de carvões processados..

2.3. Carvão Metalúrgico

Foram adotados os poderes calorífi cos fornecido pela Companhia Siderúrgica Nacional.

2.4. Urânio – U3O8

Adotado o coefi ciente de equivalência informado pelas Indústrias Nucleares do Brasil.

2.5. Energia Hidrelétrica e Eletricidade

O coefi ciente de equivalência utilizado foi de 0,086 tep/MWh, decorrente de uma equivalência calórica de 860 kcal/kWh. Este coefi ciente foi determinado pela equivalência da energia potencial da água (energia mecânica) em calor.



2.6. Lenha

A unidade primária da lenha é o metro cúbico estéreo (m³ st). Para a lenha de uso residencial (vulgarmente identifi cada como “catada”), foi adotada densidade de 300 kg/m³ st, e para a lenha comercial, foi utilizada a densidade de 390 kg/m³ st.

2.7. Produtos da Cana-de-açúcar

O conteúdo calórico da cana-de-açúcar, considerando os seus componentes (sacarose, fi bras, água e outros) é de aproximadamente 1.060 kcal/kg. Retirando desta quantidade a energia contida nas fi bras (bagaço), o poder calorífi co para o caldo de cana alcança cerca de 620 kcal/kg. Quanto ao melaço, com cerca de 55% de açúcares redutores em peso e capaz de produzir em torno de 350 litros de etanol/t, chega-se a um valor próximo de 1.930 kcal/kg. Para o bagaço de cana foi utilizado o poder calorífi co de 2.130 kcal/kg.

2.8. Outras Fontes Primárias

Incluem-se neste item resíduos vegetais e industriais utilizados para geração de calor e vapor. A equivalência para tep foi estabelecida a partir de poderes calorífi cos médios estimados.

2.9. Gás Manufaturado

Foi adotado o poder calorífi co utilizado pela Companhia Estadual de Gás do Rio de Janeiro – CEG.

2.10. Gás de Coqueria

Foram adotados os poderes calorífi cos fornecidos pela Companhia Siderúrgica Nacional.

2.11. Coque de Carvão Mineral

Foi adotado o poder calorífi co fornecido pela Companhia Siderúrgica Nacional.

2.12. Urânio contido no UO2

Foi empregado o coefi ciente de equivalência adotado pelas Indústrias Nucleares do Brasil.

2.13. Carvão Vegetal

Foi adotado o poder calorífi co fornecido pelo BEN.


ANO 2009 133

FONTES PRIMÁRIAS E SECUNDÁRIAS DENSIDADE PODER CALORÍFICO kg/m3 (1) kcal/kg Petróleo 870 10.000Gás Natural Úmido2 - 9.930Gás Natural Seco2 - 8.800Carvão Energético 3.300 - 3.100Carvão Energético 4.500 - 4.250Carvão Energético 4.700 - 4.450Carvão Energético 5.200 - 4.900Carvão Metalúrgico Nacional - 6.420Carvão Metalúrgico Importado - 7.400Energia Hidráulica3 - 860Lenha Catada 300 3.100Lenha Comercial 390 3.100Caldo de Cana - 623Melaço - 1.850Bagaço de Cana4 - 2.130Óleo Diesel 840 10.100Óleo Combustível Médio 1.000 9.590Gasolina Automotiva 740 10.400Gasolina de Aviação 720 10.600Gás Liquefeito de Petróleo 550 11.100Nafta 720 10.630Querosene Iluminante 790 10.400Querosene de Aviação 790 10.400Gás Manufaturado2 - 3.800Coque de Carvão Mineral - 6.900Eletricidade - 860Carvão Vegetal 250 6.460Etanol Anidro 791 6.750Etanol Hidratado 809 6.300Gás de Refi naria2 780 8.400Coque de Petróleo 1.041 8.390Outros Energéticos de Petróleo 872 10.000Gás de Coqueria2 - 4.300Alcatrão 1.000 8.550Produtos Não Energéticos de Petróleo 873 10.000Fontes: Balanço Energético Nacional de 2009, Petrobras, CEG e CSN. (1) A temperatura de 20o C para os derivados de petróleo e gás natural.

(2) kcal/m3.

(3) kcal/kWh.

(4) Bagaço com 50% de umidade.

Anexo D – Massas Específi cas e Poderes Calorífi cos Superiores – 2008



Anexo E – Relações de Unidades

QUADRO 4.6. Relações de Unidades (k) quilo = 103 1 m3 = 6,28981 barris Para 1 ano = 365 dias (M) mega = 106 1 barril = 0,158987 m3 (G) giga = 109 1 joule (j)= 0,239 cal 1 tep ano = 7,28 bep ano (T) tera = 1012 1 Btu = 252 cal 1 bep ano = 0,137 tep ano (P) peta = 1015 1 m3 = 0,892 t 1 tep ano = 0,02 bep dia (E) exa = 1018 1 tep = 10.200 Mcal 1 bep dia = 50 tep ano QUADRO 4.7. Coefi cientes de Equivalência Calórica das Unidades de Medida DE / PARA ÓLEO GÁS CARVÃO GLP LENHA CARVÃO COMBUSTÍVEL NATURAL ENERGÉTICO VEGETAL(Multiplicar por) (m3) SECO (103 m3) 5.200 (t) (m3) (t) (t)Óleo Combustível (m3) 1,00 1,09 1,94 1,56 3,06 1,48Gás Natural Seco (103 m3) 0,92 1,00 1,78 1,43 2,80 1,36Carvao Energético 5.200 (t) 0,52 0,56 1,00 0,80 1,58 0,76GLP (m3) 0,64 0,70 1,25 1,00 1,97 0,95Lenha (t) 0,33 0,36 0,63 0,51 1,00 0,49Carvão Vegetal (t) 0,67 0,73 1,31 1,05 2,06 1,00

QUADRO 4.8. Fatores de Conversão para Massa DE / PARA (Multiplicar por) kg t tl tc lbquilograma (kg) 1,0 0,001 0,000984 0,001102 2.204,6toneladas métricas (t) 1.000,0 1,0 0,984 1,1023 2.204,6toneladas longas (tl) 1.016,0 1,016 1,0 1,120 2.240,0toneladas curtas (tc) 907,2 0,972 0,893 1,0 2.000,0libras (lb) 0,454 0,000454 0,000446 0,0005 1,0

QUADRO 4.9. Fatores de Conversão para Volume DE / PARA (Multiplicar por) m3 l gal (EUA) gal (RU) bbl pé3

metros cúbicos (m3) 1,0 1.000,0 264,2 220,0 6,289 35,3147litros (l) 0,001 1,0 0,2642 0,22 0,0063 0,0353galões (EUA) 0,0038 3,785 1,0 0,8327 0,02381 0,1337galões (RU) 0,0045 4,546 1,201 1,0 0,02859 0,1605barril (bbl) 0,159 149,0 42,0 34,97 1,00 5,615pés cúbicos (pé3) 0,0283 28,3 7,48 6,229 0,1781 1,0


ANO 2009 135

QUADRO 4.10. Fatores de Conversão para Energia

DE / PARA (Multiplicar por) j Btu cal kWhjoule (j) 1,00 947,8 x 10-6 0,24 277,7 x 10-9

Btu 1,055 x 103 1,00 252,00 2,9307 x 10-6

calorias (cal) 4,19 3,968 x 10-3 1,00 1,163 x 10-6

quilowatt-hora (kWh) 3,6 x 103 3.412,00 860 x 103 1,00tep 45,22 x 103 42,86 x 106 10,8 x 109 12,56 x 103

bep 6,24 x 103 5,91 x 106 1,49 x 109 1,73 x 103


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ANO 2009 137

6. Referência Bibliográfi ca

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