energia em focoenergia em foco em foco o operador nacional do sistema elétrico (ons) divulgou que a...

Nesta Edição:

Frases ............................................................................................ 3

Em Foco ......................................................................................... 4

Imobilismo e Centralização ............................................................... 8

Retrospectiva 2011 de Petróleo ....................................................... 10

Retrospectiva 2011 de Gás Natural .................................................. 17

Retrospectiva 2011 de Energia Elétrica ............................................. 22

Retrospectiva 2011 de Biocombustíveis ............................................ 29

Estatísticas ................................................................................... 35

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os meios empregados, sem autorização prévia. Coordenação: Adriano Pires ([email protected]) Rafael Schechtman ([email protected])

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Centro Brasileiro de Infraestrutura - CBIE

Frases

“Quando perguntam por que o governo quer construir Belo Monte, eu devolvo a pergunta. Por

que não querem, se ela só tem qualidades?” Do Ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, sobre as

a polêmica em torno da construção da usina hidroelétrica de Belo Monte, no Pará, 01/12/2011.

“Tinha que haver um mínimo de honestidade intelectual.” Do Diretor-geral da Aneel, Nelson

Hubner, sobre o vídeo divulgado em redes sociais, por artistas, contra a construção da UHE Belo Monte,

01/12/2011.

“Já viram protestarem na porta de uma termoelétrica movida a óleo diesel ao lado de uma

grande cidade?” Do Diretor-geral da Aneel, Nelson Hubner, sobre as manifestações contra a construção

de UHEs no Brasil, 01/12/2011.

“Ganharam um bilhete premido na loteria.” Do Presidente da EPE, Maurício Tolmasquim, referindo-

se à população dos municípios próximos à construção da hidroelétrica Belo Monte, no rio Xingu (PA),

07/12/2011.

“Nós estamos atentíssimos para que ela cumpra o papel dela ou então será expulsa do Brasil.”

Do Ministro de Minas e Energia Edison Lobão, sobre o cumprimento dos deveres da Chevron no Brasil

com relação ao derramamento de petróleo ocorrido em 7 de novembro de 2011, 13/12/2011.

“O apetite é gigantesco.” Do Presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, sobre o interesse de

empresas internacionais do setor de petróleo e combustíveis em ativos da Petrobras, 13/12/2011.

“Não cabe a mim dizer quando (as térmicas vão voltar aos leilões). A Petrobras é que tem que

dizer. (...) Achamos que em algum momento teremos essa térmica à gás de volta, e acho que

não vai demorar muito.” Do Presidente da EPE, Maurício Tolmasquim, sobre a ausência de usinas

termoelétricas a gás natural no leilão A-5, 20/12/2011.

“Na Petrobras, temos estratégia de enfrentar essa situação com alta liquidez.” Do Diretor

Financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, sobre como a estatal petrolífera planeja enfrentar a crise

econômica internacional, 20/12/2011.

“Não tivemos nenhum grande problema de captação em 2011.” Do Presidente da Petrobras, José

Sergio Gabrielli, sobre o resultado das captações da estatal em 2011, 20/12/2011.

“Na parte da gasolina ainda vamos passar alguns anos com dificuldade no fornecimento de

etanol. A gasolina vai continuar com desempenho grande.” Do Diretor de Abastecimento da

Petrobras, Paulo Roberto Costa, declarando estimativas para 2012 no mercado de combustíveis da

estatal, 20/12/2011.

“Bombar mesmo, só quando entrar o pré-sal.” Do Diretor de Exploração e Produção da Petrobras,

Guilherme Estrella, sobre a expectativa de produção da Petrobras, 20/12/2011.

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Energia em FOCO

Em Foco

O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) divulgou que a carga de energia elétrica no Sistema

Interligado Nacional (SIN) em novembro de 2011 foi de 56.785 MWmédios, representando uma

queda de 0,8% em relação ao mês anterior. Na comparação com novembro de 2010, houve um

aumento de 3,8% sobre a carga registrada naquele mês.

Em 1 de dezembro, a Aneel publicou no Diário Oficial da União (DOU) a Resolução nº 62,

determinando a comercialização do Diesel S50, a partir de 1º de janeiro de 2012. Segundo a

determinação, os postos de combustíveis, que deverão disponibilizar o diesel de menor teor de

enxofre aos consumidores, devem ter no mínimo dois bicos abastecedores de óleo diesel e, estes

devem apresentar-se em número superior aos destinados à Gasolina A e ao Etanol Hidratado.

Em 1 de dezembro, o MME publicou no DOU a Portaria nº 646, de 30 de novembro de 2011,

prorrogando a concessão da usina hidroelétrica (UHE) Santo Antônio do Jari até 31 de dezembro de

2044 para o consórcio Amapá Energia, composto pela ECE Participações e pela Jari Energética. A

UHE, de 373,4 MW de potência instalada mínima, localiza-se no Rio Jari, entre os estados do Amapá

e Pará e tem início de operação previsto para janeiro de 2015.

Em 2 de dezembro, a Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados aprovou o substitutivo

do Deputado Arnaldo Jardim ao Projeto de Lei (PL) 4.404/08, do Senado, que altera o desconto das

tarifas de transmissão e distribuição da energia elétrica gerada por Pequenas Centrais Hidroelétricas

(PCH). O substitutivo, diferente do documento original, mantém a definição de PCH como

empreendimento de 1 MW a 30 MW e determina um desconto de no mínimo 50%, que incidirá nas

tarifas de toda a energia gerada, independente da comercialização.

Em 5 de dezembro, a Petrobras divulgou que, a partir de janeiro de 2012, ampliará o fornecimento

do Diesel S50 e fornecerá o Arla 32, um reagente composto por uma solução de uréia, destinado a

redução de emissões por veículos pesados. Segundo a estatal, o combustível, que teve fornecimento

iniciado em 2009, estará disponível em 900 postos distribuídos por todos os estados do Brasil.

Em 6 de dezembro, a Aneel realizou reunião pública, na qual determinou os montantes de potência

contratada e a energia vinculada da UHE Itaipu a ser comercializada, em 2012, entre a Eletrobras e

as distribuidoras e subsistemas do Sul e Sudeste/ Centro-Oeste. Também foram determinadas, as

cotas a serem consideradas no rateio de potencia e a energia para 2017. E, ficou estabelecida a

divisão das perdas obtidas entre as medições brutas e líquidas da UHE Itaipu no percentual de

21,16% para a Eletrobras e de 78,84% para as demais empresas.

Em 6 de dezembro, a Aneel publicou no DOU a Resolução Normativa nº 467, estabelecendo requisitos

e critérios para a modificação do regime de exploração das concessões de aproveitamento

hidroelétricos para geração de energia elétrica destinada a serviços públicos. De acordo com a

resolução, os aproveitamentos hidroelétricos com potência entre 1 MW a 50 MW poderão mudar para

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regime de exploração livre, caso sejam vinculados a concessões originadas do processo de separação

das atividades de distribuição ou tenham sido outorgadas após de outubro de 1988.

Em 9 de dezembro, o Conselho Estadual de Proteção Ambiental (CEPRAM) concedeu à Eletrobras

Distribuição Alagoas uma Licença de Instalação (LI) para três linhas de transmissão (LT) de 69 kV. As

LT serão destinadas a atender as subestações de Arapiraca e Delmiro Gouveia, que somadas

representam 56,5 quilômetros (km) de extensão, com investimentos estimados em R$ 6,6 milhões.

Em 13 de dezembro, a Aneel aprovou o estudo de viabilidade da UHE Castelhano, com 64 MW de

potência instalada e 46,2 MWmédio de garantia física, a ser construída no rio Parnaíba, entre os

estados do Piauí e Maranhão. O aval da agência possibilitou a habilitação do empreendimento para o

Leilão A-5, que ocorreu em 20 de dezembro, sem a venda da energia deste projeto.

Em 13 de dezembro, a ANP publicou no DOU a Resolução nº 67 de 9 de dezembro, que regulamenta

a vinculação da compra gasolina A à aquisição de etanol anidro, em volume correspondente ao

necessário para a mistura que origina a gasolina C. Segundo a resolução, o produtor de etanol anidro

deverá possuir estoque próprio, correspondente a 25% do volume comercializado no ano anterior,

até 31 de janeiro do ano subsequente a colheita de cana-de-açúcar. Os distribuidores deverão ter

estoque de etanol compatível com no mínimo 15 dias de sua comercialização média de gasolina C no

mesmo mês do ano anterior, até em 31 de março.

Em 13 de dezembro, o BNDES concedeu financiamento de R$ 1,8 bilhão para a construção de 26

parques eólicos, com potência total de 628,8 MW, localizados no Rio Grande do Norte. As usinas

eólicas referem-se a quatro projetos distintos, União dos Ventos, das empresas Ventos Potiguares e

Serveng Energias Renováveis; Projeto São Bento, do Grupo Galvão; Complexo Eólico Asa Branca, da

Contour Global do Brasil e; DESA Morro dos Ventos, do Grupo DESA Eólicas. Estima-se que juntos, os

projetos demandarão investimentos de R$ 2,6 bilhões.

Em 14 de dezembro, a Aneel definiu o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) e a atualização da

Curva do Custo do Déficit de energia elétrica, que entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de 2012.

O PLD mínimo passará de R$ 12,08/MWh para R$ 12,2/MWh e o PLD máximo de R$ 689,18 será de

R$ 727,52/MWh. Já a Curva de Custo do Déficit foi determinada com base no Índice Geral de Preços -

Disponibilidade Interna (IGP-DI) e irá variar entre R$ 1.206,38 e R$ 6.180,26, de acordo com o

percentual de redução de carga no sistema.

Em 14 de dezembro, a Aneel aprovou o reajuste da Tarifa Atualizada de Referência (TAR), da Tarifa

de Serviços Ancilares (TSA) de Geração e da Tarifa de Energia de Otimização (TEO), que serão

aplicadas a partir de 2012. A TAR, usada na Compensação Financeira pela Utilização dos Recursos

Hídricos (CFURH), passará de R$ 68,34/MWh para R$ 72,7/MWh. A TSA, cuja função é remunerar os

custos adicionais de operação e manutenção das unidades geradoras, será de R$ 4,73 megavar-hora

(MVarh) e a TOE ficará em R$ 9,58 MWh.

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Energia em FOCO

Em 14 de dezembro, o MME publicou a Portaria nº 649, regulamentando a troca de combustível pelas

UTEs com Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR). Segundo

a portaria, a mudança no combustível deve obedecer à manutenção da garantia física da usina, a

preservação dos critérios determinados no leilão e a ausência de prejuízo aos consumidores.

Associada à substituição, o MME poderá conceder alterações na potência outorgada unitária das

unidades geradoras, a localização do empreendimento e o ponto de conexão à rede de transmissão.

Em 15 de dezembro, a Petrobras Biocombustíveis e a Guarani, subsidiária da Tereos Internacional,

compraram 32,56% de participação remanescente da usina Andrade Açúcar e Álcool, pertencentes à

Malisa Comércio e Participações, por R$ 12,6 milhões. Com a aquisição, a Petrobras e a Guarani

passam a deter 100% da usina, que possui capacidade anual para processamento de 3,3 milhões de

toneladas de cana-de-açúcar, 236 mil toneladas de açúcar, 274 mil metros cúbicos (m3) de etanol e a

possibilidade de comercializar 175 GWh de energia elétrica .

Em 16 de dezembro, a Aneel realizou o Leilão de Transmissão nº 006/2011, com a negociação de

nove lotes compostos por 11 linhas de transmissão de 1.348 km e 12 subestações. Os

empreendimentos, cujo investimento foi estimado em R$ 1,6 bilhão, tem prazo de concessão por 30

anos e as obras devem ser concluídas no período de 18 a 24 meses. A Receita Anual Permitida (RAP)

média foi de R$145 milhões, um deságio de 24,89% em relação a RAP determinada pela agência

reguladora.

Em 16 de dezembro, a EPE divulgou a lista de empreendimentos habilitados para o Leilão A-3, para

comercialização de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos, marcado para 22 de

março de 2012. Foram habilitados 598 projetos, que totalizam 25.850 MW de potência, destes 524

são de fonte eólica, 26 correspondem às usinas termoelétricas (UTE) a gás natural, 23 de UTE a

biomassa e 22 de PCHs e 3 de UHEs.

Em 16 de dezembro, a 9ª Vara da Justiça Federa do Pará determinou a retomada das obras da UHE

Belo Monte, no rio Xingu. A ação se deu em resposta ao recurso realizado pelo Consórcio Norte

Energia (Nesa) e pela União. A decisão revoga a liminar expedida em setembro de 2011, que

determinou a paralisação da construção alegando ameaça ao transporte da população e danos

ambientais irreversíveis.

Em 20 de dezembro, a Aneel decidiu manter a tarifa de repasse da UHE Itaipu Binacional em US$

24,88/kW ao mês até 31 de janeiro de 2012. Dentro do prazo estabelecido será realizado o cálculo do

valor que vigorará de fevereiro a dezembro de 2012, com base no custo unitário do serviço de

eletricidade da UHE, dado fornecido pela Eletrobras, responsável pela comercialização de energia da

usina.

Em 21 de dezembro, a direção de Itaipu informou que a usina transmitirá energia à Região Sul, por

meio de uma nova linha de transmissão, de 600 km de extensão, que terá a construção iniciada em

2012, com investimento estimado de aproximadamente R$ 1 bilhão.

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Em 22 de dezembro, a ANP aprovou o farm-in da Vanco Overseas Energy, empresa norte-americana

de exploração e produção de petróleo e gás, no bloco exploratório BM-S-71, em águas rasas da Bacia

de Santos. A aprovação conclui um acordo de US$ 15 bilhões em exploração, que inclui os blocos BM-

S-63 e BM-S-72, cuja aprovação da agência se deu em 17 de novembro de 2011. A Vanco Brasil será

operadora nos três blocos, com 70% de participação. A participação restante pertence a Panoro e a

Brasoil , com 15%, cada.

Em 22 de dezembro, a Secretaria de Estado do Meio Ambiente e Recursos Naturais do Maranhão

(SEMA/MA) concedeu a OGX, do Grupo EBX, uma Licença Prévia (LP) para a produção de gás natural

nos campos Gavião Real e Gavião Azul, na Bacia do Parnaíba. A LP possibilita a implementação da

Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) que fornecerá a gás natural ao Complexo

Termoelétrico MPX Parnaíba.

Em 26 de dezembro, Florival Rodrigues de Carvalho, diretor da ANP, foi indicado para responder pelo

cargo de diretor-geral da agência, até que o governo federal nomeie um substituto para o cargo. A

posição pertencia a Haroldo Lima, cujo mandato se encerrou em 11 de dezembro de 2011.

Em 26 de dezembro, a presidência da república publicou no DOU o Decreto nº 7.657, estabelecendo

a prorrogação até 31 de dezembro de 2015 da regra de transição dos royalties e da participação

especial, devidas à União, decorrentes da produção de petróleo e gás natural em áreas do pré-sal. A

nova regra se aplica à contratação sob o regime de concessão, cuja produção teve início até 31 de

dezembro de 2009.

Em 28 de novembro, a EPE divulgou sua resenha mensal do consumo nacional de energia elétrica.

Segundo o documento, o consumo nacional chegou a 36.202 GWh em novembro de 2011, resultado

3,4% superior ao obtido em igual mês de 2010. O consumo acumulado até novembro de 2011 ficou

em 393.740 GWh, o equivalente a um crescimento de 3,8% em relação ao mesmo período do ano

anterior.

Em 29 de dezembro, o governo do Estado do Pará retirou o incentivo fiscal do consórcio responsável

pela UHE Belo Monte, no rio Xingu. A decisão é resultado da aquisição, pela construtora, de 118

caminhões de empresas localizadas em São Paulo. O acordo, realizado em outubro, entre o governo

do Pará e a construtora, previa redução no ICMS de 17% para 10%, desde que os equipamentos

fossem adquiridos no estado.

Em 30 de dezembro, a chinesa Three Gorges assinou o acordo de compra de 21,35% da EDP

Energias de Portugal, por € 2,7 bilhões. A empresa é a vencedora da seleção, que ocorreu em 22 de

dezembro e contou com propostas das brasileiras Eletrobras e CEMIG, além da alemã E.ON.

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Energia em FOCO

Imobilismo e Centralização

O imobilismo e a centralização marcaram a atuação do governo no setor de energia em 2011. Isso vem

causando aumento do risco regulatório, reduzindo investimentos, podendo comprometer o suprimento

futuro de energia no país. No petróleo, passou-se mais um ano sem que fosse realizado o leilão de áreas

de exploração. Dessa vez o argumento seria o impasse criado entre os entes da federação em torno da

distribuição dos royalties. O fato é que a ausência de leilões diminui a área de exploração,

comprometendo o crescimento da produção futura de petróleo, diminui investimentos e geração de

empregos e pode levar as empresas a procurarem outros países. Em relação aos derivados de petróleo, o

ano foi caracterizado por grandes subsídios aos preços da gasolina e do diesel desrespeitando o acionista

da Petrobras e diminuindo o valor de mercado da empresa. Isso provocou um recorde de importações de

gasolina.

No gás natural o ano terminou com a declaração do presidente da Petrobras de que não há mais gás no

Brasil para celebrar novos contratos, em particular, com as usinas térmicas. O segmento de gás natural é

um monopólio desregulado nas mãos da Petrobras. Devido a isso, o setor não se desenvolve e o país

perde a oportunidade de ter uma maior participação do gás na sua matriz energética. Ou seja, todos os

agentes do mercado de gás natural são reféns da Petrobras.

Na energia elétrica o imobilismo é refletido na indefinição do governo se vai prorrogar ou licitar as

concessões vincendas na geração, transmissão e distribuição. O leilão de energia elétrica A-5 – na

verdade um leilão A-4 – realizado no mês de dezembro retrata o atual equívoco do governo em não

aproveitar o fato do país possuir uma diversidade de fontes energéticas e estimula-las.

Se não vejamos, a pouca presença das hidroelétricas se deve ao fato da não obtenção das licenças

ambientais, as usinas termoelétricas estarão ausentes porque a Petrobras alega não ter gás para

comprometer seu fornecimento, o motivo da baixa presença das demais fontes, como as PCHs e

biomassa são os preços pouco atraentes do leilão. Enquanto o carvão está sendo penalizado pelo

preconceito de ser uma fonte altamente poluente. Às eólicas estará sendo imputada a responsabilidade

de suprir a demanda mesmo sem linhas de transmissão para transportar a energia gerada no Nordeste

para o centro de carga na região Sudeste.

O governo deveria pesar esta realidade para implantar os leilões regionais e por fontes, aproveitando as

vantagens comparativas da diversificação da matriz elétrica e garantir o suprimento à demanda.

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No setor dos biocombustíveis a situação não é diferente. No etanol, a falta de políticas públicas tem

causado a diminuição de investimentos em novos canaviais e mesmo na sua renovação. A consequência

é o aumento nos preços do etanol, a queda no seu consumo e dúvidas quanto ao tamanho da sua

participação na matriz de combustíveis. Em 2011 a política tributária também foi totalmente equivocada

entre a gasolina e o etanol. Hoje, a carga tributária incidente sobre a gasolina é de 35%, contra 47% em

2002. No caso do etanol, a carga tributária atual é de 31% na maioria dos estados brasileiros e no caso

do diesel apenas 22%. Salta aos olhos que os combustíveis mais sujos e ambientalmente indesejáveis

são os que têm a sua carga tributária reduzida ao longo do tempo. Se considerarmos a carga tributária

em proporção ao poder calorífico de cada uma das fontes, o etanol, que é um combustível limpo e

renovável e deveria ser incentivado, é o que apresenta a maior carga tributária.

No biodiesel foi mantida a atual mistura de 5%, não se levando em consideração a capacidade ociosa

existente no parque instalado. Também, não se criou um marco regulatório que o setor tanto precisa

para que possa se desenvolver com maior segurança econômica e jurídica. Além disso, deu-se

continuidade aos leilões mantendo a posição de única compradora da Petrobras, não estimulando uma

maior concorrência e aumento de eficiência.

Em 2012, o setor de energia precisa de políticas públicas e de interlocutores no governo, para dar fim ao

imobilismo e a centralização que emperraram a agenda em 2011.

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Energia em FOCO

Retrospectiva 2011 de Petróleo

Os preços internacionais do barril de petróleo em 2011 foram influenciados por três fatores principais. O

primeiro fator de destaque foi a instabilidade política derivada dos conflitos e mobilizações populares no

Oriente Médio e Norte da África, que afetou a oferta de petróleo a partir destas regiões e fez com que os

preços do WTI e especialmente do Brent disparassem no início do ano. A partir de maio, a desaceleração

das economias dos principais consumidores mundiais da commodity, tais como Estados Unidos, China e

os países da Europa, foi o segundo fator que contribuiu para a redução dos preços de petróleo. As

economias dos Estados Unidos e China posteriormente sinalizaram menor risco de recessão e

desaceleração, contribuindo para uma recuperação dos preços.

Houve um terceiro fator que afetou apenas os preços do WTI, de caráter logístico, que foi um excesso de

oferta no ponto de venda de Cushing, nos EUA, onde é calculado o preço do WTI, devido à malha de

oleodutos da região não ter acompanhado a elevação da produção. Esta situação foi se agravando ao

longo de 2011 e foi em grande parte resolvida no final do ano, com a reversão de um importante

oleoduto que liberou o escoamento a partir da região de Cushing. Assim, em 2011 o spread entre o Brent

e o WTI alcançou seu ponto máximo em 23 de setembro, com U$29,59/barril e diminuiu para

U$9,26/barril no fechamento de 2011.

Em 2011, o preço médio do petróleo tipo WTI de contrato futuro com entrega em um mês registrou US$

95,09/barril, aumento de 19% sobre o preço médio verificado em 2010, de US$ 79,64/barril. O Brent

apresentou comportamento mais expressivo, sendo observado um preço médio de US$ 110,91/barril,

valor 38% superior ao registrado no ano anterior, de US$ 80,36/barril. Desta forma, conforme ilustra o

Gráfico 1, os preços médios do barril de petróleo permanecem na tendência de aumento brevemente

interrompida com a crise financeira internacional.

Gráfico 1 – Preço Spot Médio Anual do Petróleo Brent entre 1970 e 2011

Nota: Preços corrigidos até novembro de 2011 pelo índice norte-americano de preços ao consumidor (US CPI-U). Fontes: BP Statistical Review of World Energy, Energy Information Administration (EIA) e U.S. Department of Labor

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1º Choque

US$ 50,32/b

2º Choque

US$ 93,27/b

2011

US$ 111,27/b

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No Brasil, o aumento da importação de derivados compensou o aumento na exportação de petróleo,

contribuindo para os resultados da balança comercial apresentados na Tabela 1. Entre janeiro e

novembro de 2011, foram exportados 206,1 milhões de barris equivalentes de petróleo (bep), um

incremento de 2% em relação aos 182,9 milhões de bep registrados em 2010. Somado este resultado ao

decréscimo de 11% na importação de petróleo, o saldo volumétrico da balança comercial de petróleo foi

superavitário em 104,9 milhões de bep nos onze primeiros meses de 2011, um resultado 19% superior

ao mesmo período de 2010.

Em 2011, houve um aumento de 8% na importação de derivados, devido ao aumento da demanda e ao

fato de ter sido atingido o limite de capacidade das refinarias. A alta do preço do etanol hidratado e a

menor participação do etanol anidro na gasolina C também teve como consequência o aumento do

volume de gasolina importada, que até novembro de 2011 foi de cerca de 1.650 milhões de litros.

Desde o proclamado marco da autossuficiência, em 2006, houve alternância entre períodos de superavit

e de deficit. A autossuficiência volumétrica, no entanto, ainda não foi atingida de forma sustentada.

Ressalta-se que sob a ótica da balança comercial monetária, o Brasil apresentou autossuficiência em

2009, mas o resultado acumulado de janeiro a novembro de 2011 mostra ser pouco provável a

possibilidade de que este marco seja alcançado no ano, uma vez que a tendência em relação a 2010 foi

de aumento de deficit.

Tabela 1 – Resultados da Balança Comercial Brasileira de Petróleo e Derivados

N.A.: não aplicado. Fonte: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

A produção nacional média de petróleo em 2011, até novembro, registrou 2,095 milhões de b/dia, um

crescimento de 2,6% em relação à produção média observada em 2010 de 2,043 milhão de b/dia no

mesmo período. Segundo dados da Petrobras, que representa a maior parte da produção de petróleo no

país, no mês de novembro, a média diária foi de 2,060 milhões de b/dia, e no ano, mantendo-se a

tendência, o patamar diário de produção tende a alcançar 2,020 milhões de b/dia. Novamente, a média

diária em 2011 foi menor do que a meta estabelecida pela empresa, de 2,100 milhões de barris. A

produção menor que o esperado ocorreu devido à constante paralisação de plataformas para manutenção

e inspeções não programadas pela ANP, que aumentou o rigor de fiscalização e aplicação de multas.

Variação Variação Variação

jan-nov/10 jan-nov/11 (%) jan-nov/10 jan-nov/11 (%) jan-nov/10 jan-nov/11 (%)

Exportação 19.837,8 27.993,8 41% 285,7 288,8 1% 69,4 96,9 40%

Petróleo 13.477,7 19.258,1 43% 202,3 206,1 2% 66,6 93,4 40%

Derivados 6.360,0 8.735,8 37% 83,4 82,7 -1% 76,3 105,6 39%

Importação 21.508,4 29.744,0 38% 263,7 263,7 0% 81,6 112,8 38%

Petróleo 9.320,8 11.867,4 27% 113,9 101,2 -11% 81,8 117,2 43%

Derivados 12.187,7 17.876,5 47% 149,7 162,4 8% 81,4 110,1 35%

Saldo Petróleo 4.157,0 7.390,6 78% 88,4 104,9 19% N.A. N.A. N.A.

Saldo Derivados-5.827,6 -9.140,8 57% -66,4 -79,7 20% N.A. N.A. N.A.

Saldo Total -1.670,7 -1.750,1 5% 22,0 25,2 14% N.A. N.A. N.A.

Balança

Comercial

US$ milhões FOB Milhões de bep US$/bep

12

Energia em FOCO

De acordo com as estatísticas mais recentes divulgadas pela ANP, o Brasil possui 315 campos em etapa

de produção. A Bacia do Potiguar lidera com 80 deles, seguida de Recôncavo, com 79, e Espírito Santo,

com 48. Outros 78 campos encontram-se em etapa de desenvolvimento e estão distribuídos em 12

bacias. As bacias que têm mais campos em desenvolvimento são Potiguar, Campos e Santos, com,

respectivamente, 16, 13 e 11. Ao todo, existem 337 blocos exploratórios sob concessão no Brasil.

Em relação aos derivados de petróleo, o consumo aparente acumulado ao longo de 2011, até novembro,

foi de 2,204 milhão de bep/dia, resultado 4,3% maior que o verificado no mesmo período de 2010, de

2,114 milhão de bep/dia. As maiores demandas foram as de óleo diesel, que responderam por 35,2% do

consumo aparente; gasolina automotiva, com 15,8%; nafta, com 7,8%; e Gás Liquefeito de Petróleo

(GLP), com 5,6%.

No caso do GLP, como ilustra o Gráfico 2, até dezembro o preço médio de venda às distribuidoras para

engarrafamento em botijões de 13 kg (P-13) praticado pela Petrobras ficou, segundo o critério de

paridade de importação, com base nos preços do GLP importado, 32% abaixo do praticado no mercado

internacional. O preço nacional do GLP tem se mantido abaixo do preço internacional desde 2003, em

consequência do caráter assistencial da política interna de preços do produto.

Gráfico 2 - Comparação de Preços Nacionais e Internacionais: GLP (P-13)

Fontes: ANP, Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC), Banco Central e CBIE

Em relação ao óleo diesel, em 2011 os preços nas refinarias da Petrobras ficaram, em média, 16% abaixo

dos preços praticados no Golfo do México, mercado de referência, pelo critério de paridade de

importação. Conforme observado no Gráfico 3, houve uma reversão no nível de preço nacional de diesel,

que estava acima do preço internacional em 2010 e passou a estar abaixo do preço internacional em

2011, devido à política de congelamento de preços da Petrobras.

-60%

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0%

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$/

kg

GLP importado (US$ CIF) P-13 ao produtor Diferença %

dez/

11

13


Gráfico 3 - Comparação de Preços Nacionais e Internacionais: Diesel

Fontes: ANP, EIA, Banco Central e CBIE

Os preços da gasolina no Brasil apresentaram comportamento semelhante ao do óleo diesel, seguindo a

mesma política de preços. Conforme ilustra o Gráfico 4, em 2011 os preços da gasolina nas refinarias da

Petrobras ficaram, em média, 15% abaixo dos preços praticados no Golfo do México seguindo o critério

de paridade de importação.

Gráfico 4 - Comparação de Preços Nacionais e Internacionais: Gasolina

Fontes: ANP, EIA, Banco Central e CBIE

O custo de oportunidade da Petrobras se refere ao saldo líquido acumulado decorrente da diferença entre

os preços praticados pela Petrobras no mercado interno e os preços internacionais da gasolina e do

diesel. Conforme ilustra o Gráfico 5, desde janeiro de 2003 a Petrobras acumula um saldo líquido

negativo de R$ 13 bilhões. Em 2011 a tendência foi de aumento, devido à grande defasagem entre os

preços nacionais e internacionais dos combustíveis, o que se refletiu em fonte de prejuízo para o

segmento de abastecimento da empresa.

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Golfo (Paridade Importação) Petrobras Diferença (%)

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Energia em FOCO

Gráfico 5 - Saldo Líquido Acumulado pela Petrobras em função da Defasagem dos Preços do Diesel e da Gasolina (bilhões de R$) – 2003 a 2010

Fontes: EIA, ANP e CBIE

Em 2011, o crescimento da atividade petrolífera no Brasil desacelerou e as perspectivas de avanços do

setor não foram concretizadas. Foi observado um imobilismo do governo e falta de definição de políticas

claras e transparentes para o setor, como no adiamento da realização das esperadas rodadas de licitação

de blocos exploratórios. Ocorreu um fortalecimento da centralização do setor na posição da Petrobras,

com um aumento da percepção de intervenção política na sua administração, desvalorizando a empresa e

prejudicando o acionista. Um exemplo disto foram os adiamentos do anúncio de seu Plano de Negócios

2011-2015, que foram marcados pela influência do governo na escolha dos projetos a serem

desenvolvidos pela empresa. O ano também foi marcado pelo acidente na perfuração no campo de Frade,

operado pela Chevron, que resultou no vazamento de cerca de 2,5 mil barris. A politização das

circunstâncias e consequências do acidente pode ter contribuído para uma piora da percepção da

atividade de produção de petróleo e para trazer a questão ambiental para o centro do debate.

A 11ª rodada de licitação de blocos exploratórios no regime de concessão foi adiada para 2012, mesmo

com a ANP tendo concluído em abril os estudos preparatórios solicitados pelo Conselho Nacional de

Política Energética (CNPE) e o único entrave tendo sido a falta de aprovação da presidente Dilma. Para

esta rodada estão previstas a licitação de 174 blocos (87 em mar, 87 em terra), espalhados por nove

bacias, tanto em bacias maduras como em novas fronteiras, destaque será a região conhecida como

Margem Equatorial Brasileira, onde existem extensões de áreas nunca exploradas. O governo alega que a

necessidade de uma análise mais cuidadosa das características da licitação, mas a principal causa

apontada para o adiamento seria a falta de consenso na negociação para a distribuição dos royalties

entre os entes federativos, particularmente entre os estados produtores e não-produtores.

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R$

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15


A polêmica questão da distribuição dos royalties ocupou parte da agenda do Congresso, pois estava

marcada a votação da derrubada do veto do presidente Lula à emenda Ibsen 1 . A votação foi

sucessivamente adiada, com atuação do governo, pois a probabilidade de derrubada do veto seria

grande, devido à bancada dos estados não produtores ter maioria. Além disso, a aprovação de uma

proposta que não agrade aos estados produtores aumenta o risco da decisão final parar no Superior

Tribunal de Justiça (STF), estendendo sobremaneira o prazo para uma solução definitiva. Para acomodar

os interesses dos outros entes federativos, os estados produtores (Rio de Janeiro, São Paulo e Espirito

Santo) propuseram um reajuste das faixas de incidência da cobrança das participações especiais, com a

arrecadação adicional sendo destinada aos estados não produtores.

Na proposta de reajuste das participações especiais, os estados produtores e a União não teriam que

renunciar às suas receitas, uma vez que o ônus do conflito federativo cairia sobre as empresas

petrolíferas, que teriam elevados os encargos incidentes sobre a exploração de petróleo.

Independentemente da proposta a ser aprovada, a questão que causa maior preocupação diz respeito ao

tratamento que será dado aos poços já licitados, da camada pós-sal. Embora as autoridades tenham se

mostrado preocupados com a questão da quebra de contatos, caso a alteração das faixas da participação

especial incidam também sobre a produção dos campos já licitados do pós-sal, as empresas lesadas

poderiam questionar a alteração na justiça.

A indústria petrolífera, que inicialmente havia comemorado a retomada das rodadas de licitação, está

demonstrando preocupação com o atraso e a possibilidade de adiamento para 2012. Especula-se que a

situação da Petrobras contribuiu para adiar a realização da rodada, pois a empresa está comprometida

com um número elevado de projetos, incluindo o desenvolvimento dos blocos da Cessão Onerosa, o que

influenciou o recente adiamento do anúncio do novo Plano de Negócios 2011-2015. Um investimento

maior em rodadas de licitações nos próximos anos seria ainda mais desfavorável para a estatal, que teria

dificuldade de capacidade de investimento para concorrer com as demais empresas petrolíferas. A

expectativa é de a realização de uma rodada dos blocos ainda sob o modelo de concessão ou do primeiro

leilão do modelo de partilha, estará condicionada a uma solução para a questão da distribuição dos

royalties, cuja resolução em 2012 será dificultada pelo preenchimento da agenda política com as eleições

municipais.

1 A emenda Ibsen para o novo marco regulatório do regime de partilha da produção propunha que estados e municípios produtores dividissem as receitas provenientes da exploração do petróleo com os estados e municípios não produtores, o que criou um conflito entre os entes da federação sobre como tal divisão deveria ocorrer. o presidente Lula vetou o artigo no dia 30 de dezembro de 2010 por três motivos: (i) A emenda não estabeleceu alíquota para os royalties. (ii) não fixou o percentual de participação da União, estados, Distrito Federal e municípios na divisão dos royalties e (iii) não deixou claro se as regras para divisão de recursos se restringem para os contratos futuros ou se são aplicáveis aos já em vigor. O veto também observa que não foi adotado critério para a compensação pela perda de receitas aos estados e municípios produtores. Ver Artigo “Questão dos Royalties Continua em Aberto” – Energia em Foco Nº 101

16

Energia em FOCO

A falta de licitações de blocos exploratórios está colocando o Brasil na desconfortável situação da

diminuição da área de exploração. Segundo a ANP, no final de 2011 o país contava com 320 mil km² de

área exploratória concedida e, caso não ocorra nenhuma rodada de licitação, no final de 2012 a área se

reduzirá em 215 mil km², para 105 mil km².

Um dos pontos positivos do ano foi uma contínua evolução dos centros de pesquisa do setor de petróleo.

Grandes empresas do setor de petróleo e gás, tais como a Vallourec & Mannesmann, BG, Siemens e

EMC2, disputaram algumas das últimas áreas disponíveis para instalar seus centros de pesquisa no polo

científico localizado na Ilha do Fundão, sede da Universidade Federal do Rio de Janeiro. Em relação ao

desenvolvimento da produção de petróleo da Camada Pré-Sal, 2011 foi um ano de avanços. A produção

comercial a partir do Campo de Lula está sendo bem sucedida, com produção diária média de 70 mil bep

em novembro e a área da Cessão Onerosa, incluindo o Campo de Franco, está sendo explorada, além da

confirmação de diversas descobertas, como a recente declaração de comercialização do Campo de Guará.

É esperado para o ano que vem a licitação de novos FPSO para o desenvolvimento e produção da área da

Cessão Onerosa, dependendo dos resultados da etapa de exploração.

É observada uma transição no setor de petróleo brasileiro de uma fase de euforia com a exploração do

pré-sal, euforia que foi utilizada em 2010 pelo governo para ajudar a eleger sua candidata, para uma

etapa de avaliação mais realista do desenvolvimento do pré-sal, com sua série de desafios. Devido às

complicações da cadeia de suprimentos brasileira no limite, produção declinante em campos maduros e

baixa reposição, questões regulatórias não resolvidas e maior fiscalização, é esperado que o crescimento

da produção de petróleo nacional seja modesto nos próximos anos, especialmente frente às

tradicionalmente ambiciosas metas de produção da Petrobras.

De acordo com o divulgado pela EIA em seu relatório mensal Short-Term Energy Outlook de dezembro,

tensões nas regiões produtoras de petróleo do Oriente Médio e África continuam a exercer pressão

ascendente sobre os preços do petróleo. No entanto, essa pressão tem sido compensada pela

recuperação da produção de petróleo da Líbia. Ao mesmo tempo, persistem riscos de diminuição da

demanda, decorrentes de temores sobre o enfraquecimento do crescimento económico global e dos

efeitos de contágio da crise de dívida da União Europeia. Mesmo assim, a previsão da EIA é de que o

consumo mundial de petróleo aumentará em 1,4 milhão de b/d, devido principalmente ao aumento da

demanda de China e outros emergentes. A oferta de petróleo aumentará menos que a demanda. Em

2012, haverá aumento da oferta dos países não-membros da Organização dos Países Exportadores de

Petróleo (OPEP) e da própria OPEP para sustentar o crescimento da demanda previsto. O preço médio

projetado pela EIA para o barril de WTI em 2012 é de US$ 98, aumento de cerca de 3% em relação a

2011.

17


Retrospectiva 2011 de Gás Natural

De janeiro a setembro de 2011, o consumo médio brasileiro de gás natural – desconsiderando-se o gás

utilizado nas atividades de E&P, no transporte e armazenagem e o absorvido em unidades de

processamento – atingiu em média 62,1 milhões de metros cúbicos por dia (m³/dia), registrando

crescimento de 4,3% sobre o consumo do mesmo período do ano anterior. O volume médio

comercializado pelas 23 distribuidoras de gás natural e das 27 concessionárias existentes no País, foi de

48,58 milhões de m3/dia, volume 0,5% menor do que nos nove primeiros meses de 2010. Os 13,5

milhões de m³/dia restantes foram consumidos diretamente pelo produtor em refinarias, Fábricas de

Fertilizantes Nitrogenados (FAFENs) e termoelétricas.

Conforme apresentado na Tabela 2, a maior utilização do gás natural, entre janeiro e setembro de 2011,

se deu no setor industrial, onde ocorreu crescimento no consumo de 10,9% se forem consideradas

somente as vendas das distribuidoras de gás. A trajetória crescente é explicada pela recuperação

econômica apresentada pelo país durante o período e está diretamente relacionado à retomada da

produção industrial. Já o consumo de gás natural para a geração de energia elétrica em 2011 sofreu

redução de 22,1%, comparado com igual período do ano anterior. Isso é explicado pelo fato do maior

nível dos reservatórios das hidroelétricas, ter impedido o acionamento das térmicas a gás natural.

O segmento residencial teve um crescimento de 10,3% nos nove primeiros meses de 2011, mas como a

demanda residencial representa menos que 2% da demanda total, este resultado teve pouco impacto

sobre o somatório final.

Tabela 2 – Evolução do Consumo de Gás Natural no Brasil entre 2010 e 2011

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, Ministério de Minas e Energia (MME)

Com relação à competitividade entre os combustíveis automotivos, o Gás Natural Veicular (GNV)

permanece sendo o combustível mais barato, seguindo uma tendência estável de preços em 2010 e

2011. O segmento das vendas de gás para o setor automotivo, ainda não alcançou o mesmo nível de

consumo do período pré-crise.

jan-set/2010 jan-set/2011 Variação

Industrial 26,00 28,84 10,9%

Geração de Energia Elétrica 12,37 9,64 -22,1%

Automotivo 5,48 5,34 -2,6%

Cogeração 2,87 3,05 6,3%

Residencial 0,78 0,86 10,3%

Comercial 0,62 0,68 9,7%

Outros 0,68 0,17 -75,0%

Subtotal (distribuidoras de gás natural) 48,80 48,58 -0,5%

Consumo direto nas instalações industriais do produtor 8,82 11,05 25,3%

Consumo termoelétrico direto do produtor 1,92 2,45 27,6%

TOTAL 59,54 62,08 4,3%

Consumo na Produção, Processamento e Transporte de

Gás/Ajustes16,22 15,87 -2,2%

TOTAL GERAL 75,76 77,95 2,9%

SegmentosMilhões de m³/dia

18

Energia em FOCO

Em contraste com os demais segmentos de consumo de gás, que requerem altos investimentos por parte

do consumidor para mudar de combustível, o setor automotivo reage mais rapidamente às oscilações nos

preços, devido à grande disponibilidade de combustíveis alternativos e a facilidade de troca entre os

mesmos. De acordo com o Gráfico 6, ao considerar a equivalência energética, o preço médio do GNV

observado de janeiro a dezembro de 2011 aparece 53,4% menor que o do etanol e 52,6% menor que o

da gasolina.

Gráfico 6 – Competitividade entre o GNV, Etanol e Gasolina em 2010 e 2011

Fonte: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

Conforme pode ser observado na Tabela 3, para equilibrar a oferta ao consumo médio nacional de gás

natural, de 65,1 milhões de m³/dia até setembro, foi preciso aumentar a oferta nacional em 25,2%, para

32,9 milhões de m³/dia. Para isso, houve diminuição de 32,4% na queima e perda, aumento de 5,1% na

produção de gás não associado e de 6,0% na produção de gás associado. Com relação à oferta

importada, houve decréscimo de 11,9%, para 27,6 milhões de m³/dia, em relação ao mesmo período de

2010. Vale destacar que o decréscimo foi fortemente impactado pela redução significativa na importação

de GNL, de 73,5% em relação ao mesmo período do ano anterior.

Tabela 3 – Destinação do Gás Natural no Brasil entre 2010 e 2011

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, MME

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Dez

2010 2011

Mil R

$/

MM

Btu

GNV Etanol Gasolina

jan-set/2010 jan-set/2011 Variação

Produção Nacional 61,52 65,07 5,8%

Gás Associado 46,93 49,74 6,0%

Gás Não Associado 14,59 15,33 5,1%

Reinjeção 12,24 11,41 -6,8%

Queima e Perda 6,75 4,56 -32,4%

Consumo em E&P 9,76 10,11 3,6%

Consumo em Transporte e Armazenamento/Ajustes 3,33 2,57 -22,8%

Absorção em UPGN 3,14 3,49 11,1%

Oferta Nacional Disponível ao Mercado 26,30 32,93 25,2%

Importação por gasoduto 26,76 27,11 1,3%

Importação por GNL 5,44 1,44 -73,5%

Consumo em transporte na importação 0,87 0,94 8,0%

Oferta Importada Disponível ao Mercado 31,33 27,61 -11,9%

Destinação do Gás Naturalmilhões de m³/dia

19


Os preços do gás nacional e do gás boliviano continuam com uma trajetória ascendente, sendo esses

reajustados trimestralmente em função de uma cesta de óleos do mercado internacional. Essa

metodologia faz com que, muitas vezes, exista uma defasagem entre a realidade do mercado e o preço

do gás, como a que vem ocorrendo desde o início da crise em outubro de 2008. Conforme mostra o

Gráfico 7, o preço do gás natural produzido no Brasil, sem impostos, chegou a US$ 11,56/milhões de BTU

(MMBTU) no segundo trimestre de 2011, acumulando nos seis meses do ano elevação de 4,7%. No

comparativo entre os preços médios dos dois primeiros trimestres de 2011 e os de 2010, ocorreu

aumento de 14,8%. O gás importado da Bolívia pelo Brasil também seguiu 2011 com tendência de alta,

seja no acumulado de 2011, seja na comparação entre 2011 e 2010. O aumento no acumulado do ano foi

de 10,1% e, na comparação com o ano anterior, de 11%, chegando a registrar US$ 8,71/MMBTU no

segundo trimestre de 2011.

Ao invés de reduzir o preço do gás nacional, a Petrobras tem optado por realizar leilões para a venda do

excedente do produto. Em 2011, foram realizados dois leilões de gás natural pela empresa. O primeiro foi

o 12º Leilão, realizado em 24 de março, com um volume ofertado de 10 milhões de m³ e 7,8 milhões de

milhões de m³ contratados. Já o 13º Leilão, de 25 de julho, teve um volume ofertado de 12,5 milhões de

m³, 25% maior em relação ao leilão anterior, e 8,1 milhões de m³ contratados, 4% superior ao leilão

anterior.

Gráfico 7 – Preço do Gás Natural Nacional e Importado sem Impostos em 2010 e 2011

Fonte: Petrobras

A situação brasileira contrasta com a de outros países onde a lei da oferta e demanda rege o mercado de

gás. Nos Estados Unidos, por exemplo, como ilustra o Gráfico 8, o preço do gás no Henry Hub em 2011

desvalorizou 29% entre o valor máximo, de US$ 4,54/MMBTU registrado em junho, e o valor mínimo, de

US$ 3,24/MMBTU em novembro. Esse fato deve-se a produção de gás de xisto na América do Norte,

aumentando a oferta de energia primária e influenciando o preço do gás natural no mundo. O preço de

referência na América do Norte é o Henry Hub, ponto central de distribuição nos Estados Unidos. O preço

do gás natural seguia a tendência do preço do petróleo por ter sua produção associada a este. Porém,

3,0

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US

$/

MM

BTU

Gás Nacional Gás Boliviano

20

Energia em FOCO

essa tendência se modificou proporcionada principalmente pelo aumento da oferta de gás natural não

convencional, e, em seguida, os preços seguiram tendências próprias de acordo com o comportamento

de suas respectivas demandas.

Gráfico 8 – Comparação entre os Preços de Gás Natural e Petróleo em 2010 e 2011

Fonte: Department of Energy – Energy Information Administration (EIA)

O ano de 2011 não foi favorável à contratação de gás natural para a geração de energia. No ano, apenas

o Leilão A-3 realizado em 17 de agosto, contratou o combustível para uso em térmicas. O leilão teve

trinta projetos termoelétricos a gás natural cadastrados, somando 10.871 MW de capacidade instalada.

Desses, somente dois projetos foram contratados, com um total de capacidade instalada de 1.029,1 MW.

O Leilão A-5, realizado em dezembro de 2011, não teve nenhum projeto de gás habilitado, uma vez que

a Petrobras informou que não tinha gás para fornecer para novos contratos. Vale ressaltar que, por ser

um mercado com integração vertical, e pelo fato de a Petrobras produzir a maior parte do gás natural no

país, a contratação de térmicas no leilão depende da disponibilidade da empresa em fornecer o

combustível, o que se configura em uma situação preocupante, uma vez que compromete o futuro da

geração termoelétrica no país que depende do combustível para sua geração.

Para os próximos anos, espera-se um aumento na distribuição de gás natural, devido à construção do

Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito da Bahia (TRBA), com conclusão prevista para 2013

e capacidade para regaseificar 14 milhões de m³/d e pela entrada em operação do gasoduto Lula-

Mexilhão, com capacidade de transporte de até 10 milhões de m³/dia.

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US

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MM

BTU

Henry Hub WTI

21


A produção de gás natural no país será fortemente influenciada pela insuficiente malha de distribuição

para escoar a produção do combustível, pela verticalização do mercado, impedindo a expansão do uso do

gás natural e pela produção de gás de xisto, que tende a se manter no longo prazo. O grande desafio

para o Brasil será produzir o gás natural com preços competitivos aos do mercado internacional,

considerando que esse não pode ser queimado, por restrições ambientais. O preço do gás natural na

América do Norte está em torno de US$ 4 (por MMBTU), muito menor quando comparado com o Brasil e

a Europa, que gira em torno de US$ 13 (por MMBTU).

Dessa forma, é necessário criar alternativas viáveis para o mercado de gás natural. O gás natural

produzido poderia ser reinjetado para recuperação do reservatório ou então extraído, mesmo com o

preço não competitivo, o que encareceria o preço do petróleo, uma vez que esse é extraído associado

com o óleo e esse último teria que compensar o prejuízo da produção do gás por meio do aumento de

seu preço.

Em suma, é necessário considerar esses aspectos, que contribuem para criar insegurança no setor e

dificultam o desenvolvimento do gás natural no país, impedindo sua maior participação na matriz

energética.

22

Energia em FOCO

Retrospectiva 2011 de Energia Elétrica

Em 2011, o consumo de energia elétrica no Brasil apresentou crescimento moderado, com relação a

2010. Segundo os dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o consumo médio de energia elétrica

entre janeiro e novembro de 2011 aumentou 3,6%, em relação ao mesmo período de 2010, conforme

mostra o Gráfico 9. O setor comercial foi o maior responsável pelo crescimento no consumo, com uma

elevação de 6,6% em relação a 2010, resultado decorrente do bom desempenho do comércio varejista

no período. O setor residencial, outros 2 e industrial tiveram crescimentos de 4,7%, 2,8% e 2,1%,

respectivamente. O fraco crescimento do consumo energético no setor industrial, quando comparado ao

ano anterior, foi consequência da redução da atividade industrial.

Gráfico 9– Evolução do Consumo de Energia Elétrica por Classe de Consumo

Nota: Outros incluem os setores Público, Agropecuário e Transportes. Fonte: EPE

Durante o ano, a questão tarifária ficou em pauta nas discussões do setor pelos altos valores praticados.

A elevada incidência de encargos e tributos na tarifa de energia elétrica provocou manifestação dos

consumidores, sobretudo os industriais, por representar parte considerável dos custos de produção,

comprometendo a competitividade do setor.

De acordo com o Gráfico 10, a tarifa média brasileira de energia elétrica sofreu um reajuste de 6,2%, em

2011 com relação a 2010. Entre as classes de consumo de maior importância (industrial, residencial e

comercial), o maior reajuste se deu no setor industrial, 7,2%. Nos demais setores o destaque está no

aumento de 9,1% da tarifa rural. Dentre as regiões, verifica-se que o maior reajuste ocorreu na Região

Sul, aumento de 10,3%, seguida pelas regiões Centro-Oeste e Nordeste, com elevação de 9,7% e 8,6%.

2 O item outros setores é composto por serviços públicos e agropecuários.

8,90

15,00

5,714,93

34,54

9,32

15,32

6,095,07

35,80

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Residencial Industrial Comercial Outros Total

TW

h/

mês

2010 2011

4,7%

2,1%

6,6% 2,8%

3,6%

23


Gráfico 10 - Tarifa Média por Classe de Consumo e por Regiões do Brasil

Nota: * Valores até setembro Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel)

A possibilidade de escolha do ambiente de contratação de energia 3 possibilita a migração dos

consumidores cativos para livres no mercado de energia elétrica. Conforme mostra o Gráfico 11, o

consumo referente ao mercado livre, até outubro de 2011, chegou a 26% do consumo total de energia

no Sistema Integrado Nacional (SIN). O Ambiente de Contratação Regulada (ACR) atingiu 74% do SIN,

comportamento que reflete certa estabilidade, com relação aos anos anteriores.

Gráfico 11 – Evolução da Participação dos Mercados no Suprimento de Energia Elétrica ¹

Nota: ¹ Valores de janeiro a dezembro de 2004 a 2010. 2 Valores de janeiro a novembro de 2011. Fonte: EPE

De acordo com o Gráfico 12, o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) em 2011 atingiu seu maior valor

na 9ª semana de 2011, ao registrar R$ 83,40/MW, mas este não é comparável ao maior patamar de

2010, R$ 218,43, na 43ª semana. O valor do PLD, ao longo de 2011, teve influência das previsões

positivas acerca da vazão das bacias hidrográficas que compõe SIN e, a consequente segurança no nível

dos reservatórios das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste que acarretaram em menor

3 Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e Ambiente de Contratação Livre (ACL).

7,0%

7,2%

5,0%

9,1%

4,7%

6,1%

3,8%

3,5%

7,6%

-2,2%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

100

150

200

250

300

350

R$

/M

Wh

2010 2011*

9,7% 8,6% 4,4%3,5%

10,3%6,2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

100

150

200

250

300

350

CO NE N SE S Brasil

R$

/M

Wh

2010 2011*

86% 77% 73% 72%

73% 76% 74% 74%

14% 23% 27%28%

27% 24%

26%26%

2527

2830

33 33

36 37

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

TW

h/

mês

ACR ACL

2

24

Energia em FOCO

acionamento das usinas termoelétricas a gás natural. Na última semana de 2011, o PLD ficou em R$

35,30/MW.

Gráfico 12 – Evolução do Preço Médio de Liquidação das Diferenças no Brasil

Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Conforme ilustra o Gráfico 13, a geração de energia elétrica no país permanece com participação

predominante da fonte hidráulica, com 91%. A participação das fontes eólicas, embora pequena,

permanece crescendo, chegando a 0,4%, em 2011. Nota-se ainda, a redução da participação das usinas

termoelétricas na geração, que teve redução de 3 pontos percentuais (p.p.) com relação a 2010, ficando

em 5%. Tal resultado reflete o menor acionamento das termoelétricas convencionais diante do nível

satisfatório dos reservatórios.

Gráfico 13 – Geração de Energia Elétrica do Sistema Interligado Nacional por Fontes

Fonte: Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS)

Como ilustra o Gráfico 14, acompanhando o consumo de energia elétrica, a carga própria do Sistema

Interligado Nacional (SIN) registrou aumento médio de 3,4% de janeiro a novembro de 2011, em relação

ao mesmo período de 2010.

0

100

200

300

400

500

600

20

08

.01

20

08

.07

20

08

.13

20

08

.19

20

08

.25

20

08

.31

20

08

.37

20

08

.43

20

08

.49

20

09

.03

20

09

.09

20

09

.15

20

09

.21

20

09

.27

20

09

.33

20

09

.39

20

09

.45

20

09

.51

20

10

.05

20

10

.11

20

10

.17

20

10

.23

20

10

.29

20

10

.35

20

10

.41

20

10

.47

20

11

.01

20

11

.07

20

11

.13

20

11

.19

20

11

.25

20

11

.31

20

11

.37

20

11

.43

20

11

.49

R$

/M

Wh

Semanas

569,59

35,30

83,40

218,43

20

11

.52

94

%

90

%

91

%

92

%

89

%

92

%

92

%

93

%

89

%

93

%

89

%

91

%

4%

6%

5%

4%

8%

5%

5% 4

%

8%

4%

8%

5%

2%

4% 4% 4% 3

% 2%

3% 3%

3%

3%

3%

3%

0,1

%

0,1

%

0,1

%

0,2

%

0,3

%

0,4

%

82%

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Hidráulica Térmica Nuclear Eólica

25


Gráfico 14 – Carga Própria de Energia Elétrica no Brasil

Fonte: ONS

Para os próximos nove anos, a Aneel estima a entrada em operação de 50,7 GW, como mostra o Gráfico

15. Deste valor, 54,1% estão com o cronograma em dia, ou seja, não apresentam restrições ao inicio de

sua operação. Os 45,9% restantes possuem algum tipo de restrição, o que indica que são

empreendimentos que poderão passar por atrasos no cronograma pré-estabelecido pela agência. Em

2011, até 23 de dezembro, entraram em operação 4,24 GW.

Gráfico 15 – Previsão da Aneel para Entrada em Operação de Capacidade de Geração de Energia Elétrica1

Nota: ¹ Os valores de 2011 são até 23 de dezembro. Fonte: Aneel

4,1%

3,6%

0,0%

4,7%

3,0%2,5%

2,4%

6,0%

3,3%

4,3%3,8%

-10%

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Taxa d

e V

aria

ção

TW

h

2010 2011 Taxa de variação

3,4%

4,3

2,5

4,6

4,04,2

2,4

3,4 3,3

2,2

3,6

6,1

0

2

4

6

8

10

12

2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018

GW

Em operação Sem restrições Com restrições Com graves restrições

5,0

10,710,9

2,8

3,7

3,1

5,5

0,6

3,7

26

Energia em FOCO

Em 2011, foram realizados três leilões de linhas de transmissão e subestações. O primeiro leilão de

transmissão foi realizado em 10 de junho de 2011, com a licitação de três lotes de 440 km de extensão.

As propostas vencedoras do certame tiveram Receita Anual Permitida (RAP) de R$ 49,9 milhões, um

deságio de 53,27% sobre o preço-teto de R$ 93,6 milhões. No segundo leilão, em 2 de setembro, foram

negociados 12 lotes, compreendendo 2.051 km de linhas de transmissão e subestações com 6.900 Mega-

volts-àmpere (MVA) de potência. Neste leilão, as propostas vencedoras perfizeram uma RAP de R$ 263,7

milhões; valor 22,74% inferior ao teto de R$ 341,3 milhões. O último leilão de transmissão aconteceu em

16 de dezembro e licitou de 9 lotes de linhas de transmissão, totalizando 1.378 km, e 12 subestações. Os

vencedores deste leilão totalizaram uma RAP de R$ 145,4 milhões, um deságio médio de 24,89% sobre o

teto de R$ 193,6 milhões.

A Aneel realizou, ainda em 2011, três leilões de geração, todos via Câmara de Comercialização de

Energia Elétrica (CCEE). Como mostra a Tabela 4, a fonte eólica foi o grande destaque dos leilões de

2011, pela venda de expressivo número de empreendimentos e pelo alcance do preço médio de apenas

dois dígitos, R$ 99,6/MWh, no Leilão de Energia de Reserva. Vale destacar que os leilões ocorreram em

meio a polêmicas ligadas a concorrência entre diferentes fontes no mesmo certame, além da dificuldade

na obtenção de licenciamento ambiental por considerável quantidade de empreendimentos. Houve ainda,

a questão do monopólio sobre o fornecimento de gás natural exercido pela Petrobras, que afetou o

resultado e o andamento de dois leilões.

Tabela 4 – Resumo do Resultado dos Leilões de Energia Elétrica de 2011

Fonte: CCEE e EPE

Em agosto aconteceram os Leilões A-3 e de Reserva. O Leilão de Reserva suscitou debates por colocar no

mesmo nível fontes de geração distintas. A competitividade dos empreendimentos termoelétricos à

biomassa e das Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCHs) habilitadas foi prejudicada pelo preço-teto

estabelecido. Outro ponto discutido diz respeito à nova regra aos contratos do leilão, que estabeleciam

um percentual fixo da geração para o comprometimento de entrega da energia contratada. Pela nova

regra, a entrega de energia excedente ao acordo, não será considerada ou compensada em remessas

posteriores, por outro lado, se a energia for insuficiente cabe ao vendedor o ressarcimento.

Leilão FonteProjetos

Contratados

Potência

Instalada

(MW)

Preço Médio

de Venda

(R$/MWh)

Preço

Inicial

(R$/MWh)

Deságio

Eólica 44 1.067,7 99,6 139,0 -28,4%

UTEs

Biomassa 4 197,8 102,4 139,0 -26,3%

Gás Natural 2 1.029,1 103,3 139,0 -25,7%

Hídrica 1 450,0 102,0 102,0 -

Total 51 2.744,6 102,1 - -

Eólica 39 976,5

UTE a Biomassa 2 100,0

Hídrica 1 135,0 91,2 123,0 -25,9%

Total 42 1.211,5 102,2 - -

A-3 e

Reserva

A-5

105,0 112,0 -6,2%

27


No Leilão de Energia Nova (A-3), as duas usinas termoelétricas (UTEs) a gás natural que comercializaram

energia no leilão são da Petrobras e da MPX, e tiveram preço médio de, respectivamente, R$ 104,75 e R$

101,90 o MWh. As empresas vencedoras são verticalizadas e, portanto produtoras do próprio gás natural,

fato que atribuiu maior competitividade aos empreendimentos e gerou intenso debate na divulgação das

normas do leilão. A publicação da Portaria nº 28, pelo Ministério de Minas e Energia (MME), no Diário

Oficial da União (DOU) determinou taxa de inflexibilidade de 0% ao empreendimento da Petrobras. Os

demais participantes do leilão, com contrato de fornecimento de gás natural pela estatal, entraram no

leilão com taxa de inflexibilidade mínima de 30%. Dessa forma, os competidores e entidades do setor

cogitaram pedir anulação do leilão, por considerarem as condições determinadas injustas diante da

vantagem competitiva da Petrobras. Na realização do leilão, a MPX participou com taxa de inflexibilidade

de 50%, mas por produzir o gás necessário a UTE ofertada, foi capaz de praticar preços baixos e ser,

também, vencedora do leilão.

Tanto as fontes de geração eólica quanto as UTEs a gás natural foram as maiores vencedoras dos leilões.

Diante do balanço, verifica-se que o Plano Decenal de Expansão (PDE) 2020, da EPE, deve reconsiderar a

participação dos projetos a gás natural na composição do parque gerador nacional. O PDE 2020 não

incorpora, nas previsões de expansão da matriz energética brasileira, a contratação das UTEs,

priorizando as fontes de geração renováveis, com UHEs, PCHs, eólicas e biomassa.

No leilão promovido em dezembro, não houve participação de UTE a gás natural e, mais uma vez, a

causa envolve a estatal petrolífera. A Petrobras alegou não possuir gás natural suficiente para fornecer

aos novos empreendimentos termoelétricos e, estes consequentemente ficaram fora do certame. Além

disso, a dificuldade na obtenção de licenciamento ambiental cortou a participação de projetos

hidroelétricos.

Cabe observar ainda a ausência das PCHs entre os empreendimentos vencedores em todos os leilões

realizados ao longo de 2011. Embora a fonte tenha habilitado empreendimentos, a competição entre

diferentes fontes tornou as PCHs pouco competitivas diante do preço ofertado pelas eólicas, insuficiente

para assegurar rentabilidade adequada até mesmo aos investimentos já realizados. Tal fato revela parte

do ano de 2011 para o setor, que enfrentou uma série de dificuldades econômicas, regulatórias e

ambientais.

Vale destacar que a regulação do setor de energia elétrica também enfrentou dificuldades no tocante aos

projetos hidroelétricos. A morosidade na liberação de licenciamentos ambientais para habilitação de

novos projetos, assim como, para iniciação de obras das UHEs foi fato constantemente noticiado. Outro

acontecimento foi a constante batalha judicial e protestos em torno da construção da UHE Belo Monte e

do Complexo Hidroelétrico de Teles Pires.

28

Energia em FOCO

O ano de 2011 caracterizou-se por total imobilismo no setor de energia elétrica, ficando para 2012, a

solução de questões cruciais. O vencimento das concessões de geração, distribuição e transmissão é um

dos pontos que ficou sem solução. A questão é preocupante, pois, entre 2015 e 2017, vencem

concessões de 58 UHEs, que totalizam 20.658 MW de capacidade. Expiram, também, as concessões de

73 mil km de linhas de transmissão, o equivalente a cerca de 82% das as linhas em operação no SIN,

além das concessões de 42 concessionárias de distribuição, algo em torno de 35% da energia

comercializada no mercado cativo.

Cabe ao governo decidir entre a licitação ou renovação dos contratos vincendos. A renovação consiste na

manutenção das atuais concessionárias e pode favorecer a redução do preço da energia elétrica,

considerando a amortização de grande parte dos investimentos realizados. Por outro lado, a realização

de leilões incorre na avaliação de propostas por novas empresas. Ainda que se opte pela licitação, não há

fórmula definida para o cálculo da indenização aos antigos concessionários por investimentos realizados e

não amortizados ou depreciados. Ao que tudo indica, a renovação será o destino destas concessões

frente ao curto espaço de tempo. As únicas declarações oficiais afirmam a primazia pela modicidade

tarifária. Este foi o mesmo argumento utilizado pela Aneel ao aprovar para 2012 as novas regras do 3º

Ciclo de Revisões Tarifárias, que não foi bem recebido pelas distribuidoras de energia elétrica.

Considerando a composição hidrotérmica da matriz energética brasileira, outra questão que merece

atenção é o fornecimento de gás natural às UTEs, importante instrumento na manutenção da

confiabilidade do Sistema Elétrico Brasileiro (SEB). No que se refere ao fornecimento de gás natural para

abastecimento do setor elétrico, a Petrobras exerce monopólio. Recentemente, as UTEs tiveram a

participação em leilões abortada pela impossibilidade de realização de contratos de fornecimento por

parte da estatal petrolífera. Embora se estime um aumento da produção de gás pelo país, o escoamento

ainda não possui uma malha de distribuição adequada. Dessa maneira, faz-se necessário o planejamento

para o a ampliação da oferta de gás ao SEB.

29


Retrospectiva 2011 de Biocombustíveis

Em 2011, o mercado brasileiro de biocombustíveis apresentou diversas novidades, principalmente no

mês de dezembro, e os dois principais, etanol e biodiesel, tiveram tendências divergentes. O setor de

biodiesel apesar da grande ociosidade segue em expansão, enquanto o mercado de etanol segue

estagnado e com os problemas estruturais, agravados ao longo do ano.

Em setembro, foi sancionada pela Presidente da República, Dilma Rousseff, a lei nº 12.490/2011

estabelecendo novas providências para o mercado de etanol e ampliando a faixa obrigatória de mistura

do etanol anidro na gasolina, do intervalo de 20% a 25% para o de 18% a 25%. Desde outubro, o

percentual de etanol anidro na mistura de gasolina foi reduzido de 25% para 20%, de acordo com a

Portaria nº 678/11 publicada no Diário Oficial da União (DOU), em 1º de setembro. A medida, válida por

tempo indeterminado, é mais uma tentativa do governo federal para assegurar o abastecimento do

mercado e combater a alta dos preços do combustível. Em 13 de dezembro foi publicada no DOU a

Resolução Nº 67 da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que determina

as modalidade s de contratação para a formação de estoques de etanol anidro.

O setor de etanol se aprofunda em mais uma crise de abastecimento e a falta de políticas de longo prazo

originam uma ciclotimia no setor. A produção de etanol até outubro foi inferior ao mesmo período de

2010 em 16,1%, diminuindo de 24,9 milhões de m³ para 20,9 milhões de m³, conforme ilustrado no

Gráfico 16. Apesar da produção de etanol anidro ter crescido em 13,8% no período analisado, a produção

de hidratado sofreu uma drástica redução de 27,8%, resultado da perda de competividade do etanol

hidratado frente à gasolina.

Gráfico 16 – Produção de Etanol Hidratado e Anidro 2010 e 2011

Fonte: Ministério de Minas e Energia (MME)

0,6

0,3 0,3

2,3

3,2

3,73,9

4,2

3,6

2,9

2,1

1,0

0,40,2 0,2

0,9

2,9

3,33,4 3,5

3,7

2,4

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

jan

fev

mar

ab

r

mai

jun

jul

ag

o

set

ou

t

no

v

dez

jan

fev

mar

ab

r

mai

jun

jul

ag

o

set

ou

t

2010 2011

Milh

ões d

e m

³

Anidro Hidratado

30

Energia em FOCO

De acordo com o Gráfico 17, o etanol hidratado registrou um menor volume comercializado em

2011, com aproximadamente 523 mil m³ em abril. No comparativo entre os dez primeiros meses de

2010 com os de 2011, o volume médio mensal comercializado apresentou diminuição de 27,3%,

passando de 1,2 milhão de m³ para 0,8 milhão de m³. Enquanto o etanol apresentou uma redução no

consumo, a gasolina experimentou um aumento de 17,6% nas suas vendas.

Gráfico 17 – Vendas de Etanol Hidratado e Gasolina C

Fonte: ANP

Outra novidade no mercado de etanol em 2011 foi o aumento expressivo das importações para cobrir a

redução na produção decorrente da falta de investimentos, quebra de safra e do aumento da demanda de

gasolina C que contem etanol anidro. Segundo a União dos Produtores de Cana-de-açúcar (ÚNICA), a

importação é natural dado o tamanho da quebra da safra, é previsto uma importação de 4% da produção

nacional frente uma quebra de safra superior a 15%. Conforme apresentado Gráfico 18, as importações

do período de janeiro a outubro já são mais de dez vezes maiores que o mesmo período de 2010.

Gráfico 18 – Importação Brasileira de Etanol

Fonte: Aliceweb/Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC)

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

jan

fev

mar

ab

r

mai

jun

jul

ag

o

set

ou

t

no

v

dez

jan

fev

mar

ab

r

mai

jun

jul

ag

o

set

ou

t

2010 2011

Milh

ões d

e m

³

Gasolina C Etanol Hidratado

61,1

14,5 0,1 10,0

146,0 160,8

75,447,7

115,8

0,1

134,4

704,8

0

100

200

300

400

500

600

700

800

jan

-ou

t

jan

fev

mar

ab

r

mai

jun

jul

ag

o

set

ou

t

jan

-ou

t

2010 2011

Mil d

e m

³

31


De acordo com o Gráfico 19, diferentemente do ano de 2010, o etanol se manteve pouco competitivo em

relação a gasolina e o pico do seu preço ocorreu mais tarde esse ano, em abril quando geralmente é

observado no final da entressafra em março.

Gráfico 19 – Competitividade ao Consumidor do Etanol Hidratado e da Gasolina no Brasil

Fonte: ANP

Em 26 de dezembro, foi publicada a Medida Provisória (MP) 554/2011 no DOU concedendo incentivos à

estocagem de etanol. Os estímulos prestados serão por meio de financiamento com taxas de juros

reduzidas com prazo máximo de cinco anos. Os financiamentos utilizarão recursos da Contribuição de

Intervenção no Domínio Econômico (CIDE), da Poupança Rural e de outras fontes definidas pelo Conselho

Monetário Nacional (CMN) e a dotação será limitada a R$ 500 milhões por ano. A medida é mais uma

tentativa do governo para evitar a escassez do combustível.

Devido à escassez, o etanol teve a maior alta já registrada em sua história, o que resultou na migração

do consumo desse biocombustível para a gasolina, com prejuízo aos consumidores devido ao aumento do

derivado de petróleo em função da proporção de etanol nele contido. O governo federal deveria elaborar

políticas públicas de longo prazo de maneira a permitir que os preços relativos dos combustíveis reflitam

as características de cada um deles, de forma que o consumidor final possa escolher de maneira

eficiente.

O mercado de biodiesel, atualmente, conta com 65 unidades produtoras autorizadas pela ANP para

operação, somando uma capacidade instalada 17.862,95 m³/dia. Existe ainda 10 novas plantas de

biodiesel autorizadas para construção e 8 plantas de biodiesel autorizadas para ampliação de capacidade,

o que poderá aumenta a capacidade em mais 4.727,79 m³/dia.

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

Jan

Fev

Mar

Ab

r

Mai

Ju

n

Ju

l

Ag

o

Set

Ou

t

No

v

Dez

Jan

Fev

Mar

Ab

r

Mai

Ju

n

Ju

l

Ag

o

Set

Ou

t

No

v

2010 2011

R$

/litr

o d

e g

aso

lin

a e

qu

iv.

Etanol Gasolina

32

Energia em FOCO

Em 2011, a partir do 23º leilão foi introduzido o FAL com objetivo de aumentar a competitividade no

setor. A compra de biodiesel passou a ser dividida pelas regiões do Brasil e foram determinados quatro

preços diferentes, um para cada região. O FAL foi acrescentado pelos produtores na hora de realizar os

lances, desta forma, se uma usina no RS quiser receber R$ 2,00 por litro de biodiesel vendido para a

região Sudeste, o lance deverá ser de R$ 2,1964, pois o FAL para esse trecho é de R$ 0,1964, que será

descontado do preço final. Caso quisesse receber o mesmo valor, mas vendendo para o Nordeste teria

que dar um lance de R$ 2,4488.

A produção de biodiesel no Brasil obteve leve crescimento em 2011, atingindo até outubro um

acumulado de 2,51 milhão de m³; volume aproximadamente 7,5% superior ao registrado no mesmo

período de 2010. De acordo com o Gráfico 20, a produção de biodiesel cresceu ao longo do ano com uma

queda acentuada em abril, atingindo volume recorde de 238 mil m³ em julho. As Regiões Centro-Oeste e

Sul permaneceram como as principais produtoras do biocombustível ao longo do ano e responderam, em

setembro de 2011, por: 40,7% para o Sul, 32,9% para o Centro-Oeste, 16,9% para o Sudeste, 5,8%

para o Nordeste, e os 3,7% restantes, para o Norte. O óleo de soja continua sendo a principal matéria-

prima utilizada na produção de biodiesel, seguida pela gordura bovina. Juntas, corresponderam por

aproximadamente 91% do total produzido em setembro de 2011.

Apesar de a produção mostrar um crescimento maior que a capacidade, o percentual de utilização ainda

é baixo, em outubro de 2011 foi de 40%. O setor de biodiesel trabalha com uma elevada capacidade

ociosa, da ordem de 55%, enquanto a média da indústria nacional foi de 18%. Baixa utilização é o

principal argumento dos produtores de biodiesel para o estabelecimento de um percentual maior do

biocombustível na mistura.

Gráfico 20 – Produção de Biodiesel

Fonte: MME

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50

100

150

200

250

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

Mil

m³

2010 2011

33


Foram realizados quatro leilões de biodiesel em 2011, que somaram um volume total arrematado de 2,71

milhão de m³, 13,75% a mais que ano anterior. O crescimento do consumo de diesel puxou a demanda

por biodiesel uma vez que esse é responsável por 5% na mistura.

Os preços médios registrados nos leilões de 2011 foram maiores que aqueles observados em 2010,

conforme ilustrado no Gráfico 21. A média atingida nos certames realizados em 2011 foi de R$ 2,22/l, o

que corresponde a um aumento de 6,3% em relação à média de R$ 2,09/l registrada nos leilões

ocorridos em 2010. Uma das principais causas para esse aumento foi o patamar mais elevado do preço

da soja em 2011, o que proporcionou preços máximos de referência estipulados para os certames mais

altos e deságios menores, passando de uma média de R$ 2,31/l em 2010 para R$ 2,38/l em 2011.

Gráfico 21 – Leilões de Biodiesel

Nota: O preço médio inclui tributos federais (PIS/PASEP e COFINS), mas não considera ICMS ou custos de frete. Fonte: ANP

O FAL foi um avanço para o mercado do biocombustível, o fator tem como objetivo mudar as forças no

mercado, distribuindo melhor a produção. As estratégias adotadas nos leilões passados não foram usadas

nesse novo modelo. Algumas usinas que não tinham competitividade, agora podem ser players

importantes. Outro avanço importante para o setor foi publicação em 14 de dezembro da Lei

12.546/2011 que isenta as usinas do pagamento de PIS/COFINS sobre o valor das matérias-primas

adquiridas utilizadas como insumo na produção de biodiesel.

O aumento do percentual de biodiesel na mistura seria interessante ao considerar que o Brasil é um

importador líquido de diesel. Até outubro de 2011, a Petrobras importou 7,7 milhões de metros cúbicos, o

equivalente a 18% das vendas do combustível para o mercado doméstico. Os ganhos de escala e de

produtividade esperados com o aumento da produção devem contribuir para reduzir os preços do

biodiesel, e seria mais interessante ao considerar os empregos que serão gerados na produção, o

desenvolvimento tecnológico e a economia de divisas com a diminuição da necessidade de importação.

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20052006 2007 2008 2009 2010 2011

vo

lum

e a

rrem

ata

do

(m

il m

³)

preço

méd

io (

R$

/l)

Volume Arrematado Preço Médio

20

05

34

Energia em FOCO

Em 2012, o mercado brasileiro de biocombustíveis deverá permanecer em uma situação muito similar a

2011, com o setor de etanol ainda em crise e o biodiesel estável com grande capacidade ociosa. Os

produtores de biodiesel esperam que o governo sinalize para um novo marco regulatório e devem seguir

reivindicando metas mais elevadas de percentuais de mistura do biodiesel ao óleo diesel, dos atuais 5%

para 7% em 2012.

Quanto ao etanol, a expectativa é ainda um consumo maior que a produção, acarretando em preços mais

elevados e na importação do biocombustível. É aguardada também a resolução e as providencias do

papel da ANP sobre o mercado de etanol. Assim como os produtores de biodiesel, a desoneração da

produção é aguardada pelo setor sucroalcooleiro.

35


Estatísticas

out/10 nov/10 dez/10 jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11

Produção de Petróleo e Gás Natural

petróleo (mil b/d) 1.998 2.089 2.180 2.122 2.062 2.082 2.052 2.072 2.137 2.077 2.052 2.099 2.105

crescimento 0% 5% 9% 6% 2% 2% -1% 0% 4% 1% -1% 5% 5%

gás natural (mil m3/d) 64.969 66.234 69.210 66.256 62.817 61.436 62.544 66.666 67.268 66.879 66.522 65.261 66.257

crescimento 9% 12% 15% 13% 4% 3% 2% 7% 7% 7% 6% 2% 2%

Consumo Aparente de Combustíveis

gasolina A (mil m3/d) 60 64 70 68 63 68 70 81 61 60 63 79 83

crescimento 23% 24% 37% 8% -13% 3% 5% 43% 3% 0% 8% 37% 37%

óleo diesel (mil m3/d) 153 166 132 120 138 148 140 143 152 141 150 147 159

crescimento 6% 25% 0% -2% 11% 14% -5% 5% 4% -7% -2% -8% 4%

óleo combustível (mil m3/d) 29 27 31 21 23 17 27 22 8 19 24 35 33

crescimento 79% -7% -8% -9% 16% -23% -16% -12% -71% -33% 46% 31% 12%

QAV (mil m3/d) 20 20 19 18 21 17 19 21 20 18 20 20 18

crescimento 31% 32% 9% 6% 22% 25% 1% 21% 16% -2% 5% 6% -10%

nafta (mil m3/d) 33 36 37 36 29 36 37 40 32 40 39 39 43

crescimento 4% 0% 14% 13% -38% 15% -6% 17% -27% -10% -7% -15% 30%

Vendas de Combustíveis

gasolina C (mil m3/d) 80 84 95 81 90 99 105 91 92 91 97 101 96

crescimento 8% 18% 13% 2% 6% 16% 30% 21% 19% 16% 24% 23% 19%

GLP (mil m3/d) 34 35 35 31 34 35 34 36 37 36 38 36 34

crescimento -1% 9% 3% 3% 6% 1% 0% 5% 3% -1% 5% 2% 2%

etanol hidratado (mil m3/d) 43 44 46 37 38 25 17 29 34 30 31 27 27

crescimento -10% 1% -5% 16% 32% -28% -57% -33% -24% -35% -30% -42% -37%

óleo diesel (mil m 3 /d) 142 143 132 114 137 138 136 143 143 143 154 157 146

crescimento 3% 11% 7% 6% 8% 0% 3% 8% 4% 2% 8% 9% 3%

GNV (mil m3/d) 5.465 5.397 5.704 5.106 5.404 5.285 5.278 5.432 5.433 5.265 5.420 5.464 5.507

crescimento -4% -8% -6% -4% -5% -7% -6% -3% 4% -1% -2% -1% 1%

Preços ao Consumidor de Combustíveis*

gasolina C (R$/l) 2,57 2,59 2,60 2,61 2,62 2,67 2,82 2,84 2,74 2,74 2,74 2,74 2,75

crescimento 2% 1% 2% 1% 0% 4% 11% 11% 8% 8% 8% 8% 7%

óleo diesel (R$/l) 2,00 2,00 2,00 2,01 2,02 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03

crescimento 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

GLP (R$/13kg) 38,15 38,18 38,17 38,16 38,13 38,14 38,29 38,34 38,41 38,41 38,40 38,68 38,15

crescimento 0% 1% 0% 0% 0% -1% 0% 0% 0% 0% 1% 2% 0%

GNV (R$/m3) 1,62 1,62 1,57 1,55 1,56 1,57 1,60 1,63 1,63 1,62 1,62 1,61 1,61

crescimento 3% 3% -1% -2% -2% -2% 1% 1% 1% 1% 0% 0% 0%

etanol hidratado (R$/l) 1,67 1,72 1,78 1,84 1,87 2,08 2,30 2,03 1,86 1,93 1,95 2,01 2,01

crescimento 4% 3% 4% -3% -4% 18% 41% 32% 26% 29% 26% 28% 20%

Vendas de Gás Natural

industrial (mil m3/d) 28.057 27.470 25.685 26.458 28.831 28.621 29.037 29.659 29.712 29.217 29.982 29.747 28.594

crescimento 11% 11% 9% 10% 13% 15% 13% 16% 13% 8% 9% 8% 2%

geração e cogeração (mil m3/d) 22.882 26.313 18.118 9.529 11.283 8.746 6.866 9.825 12.418 12.230 10.958 10.384 13.061

crescimento 323% 415% 268% 82% 38% 26% 1% -11% -21% -13% -49% -61% -43%

residencial e comercial (mil m3/d) 1.558 1.445 1.422 1.268 1.228 1.318 1.513 1.523 1.748 1.819 1.588 1.766 1.659

crescimento 10% 6% 10% 7% 11% 7% 10% 4% 12% 14% 6% 10% 6%

Consumo de Energia Elétrica**

SE/CO (MW médio) 33.203 33.428 34.494 34.869 37.140 34.961 34.863 33.298 32.613 33.097 34.756 34.832 34.583

crescimento 4% -1% 5% 4% 5% 0% 6% 3% 2% 2% 6% 2% 4%

S (MW médio) 8.540 9.072 9.135 9.779 9.969 9.627 8.916 8.847 8.892 8.998 9.304 9.115 9.267

crescimento 4% 4% 6% 10% 4% 2% 3% 7% 5% 5% 8% 6% 9%

NE (MW médio) 8.371 8.322 8.099 7.974 8.088 8.292 8.203 8.003 7.924 7.866 8.139 8.279 8.391

crescimento 5% 4% 1% 0% -3% -4% 0% -4% -1% 0% 5% 3% 0%

N (MW médio) 3.902 3.903 3.852 3.794 3.864 3.938 4.038 4.099 4.034 3.942 4.079 4.128 4.068

crescimento 8% 7% 5% 2% 2% 1% 5% 5% 6% 4% 6% 5% 4%

Brasil*** (MW médio) 54.017 54.724 55.579 56.416 59.061 56.818 56.021 54.247 53.463 53.903 56.279 56.354 56.309

crescimento 4% 1% 5% 4% 4% 0% 5% 3% 2% 2% 6% 3% 4%

Nota: Variação mensal em relação ao mesmo mês do ano anterior.

* Preço médio no Brasil

** Carga Própria de Energia = Consumo de Energia + Perdas

*** Sistema Interligado Nacional (SIN)

nd = não divulgado

Fontes: ANP, Abegás, ONS

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Energia em FOCO

energia em focoenergia em foco em foco o operador nacional do sistema elétrico (ons) divulgou que a...

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