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Governo do Estado da BahiaOtto Alencar

Secretaria do PlanejamentoCiência e Tecnologia

José Francisco de Carvalho Neto

Superintendência de EstudosEconômicos e Sociais da Bahia

Cesar Vaz de Carvalho Júnior

BAHIA ANÁLISE & DADOS é uma publi-cação trimestral da Superintendência deEstudos Econômicos e Sociais da BahiaSEI, autarquia vinculada à Secretaria doPlanejamento Ciência e Tecnologia da Ba-hia. Divulga a produção regular dos téc-nicos da SEI e de colaboradores externos.As opiniões emitidas nos textos assinadossão de total responsabilidade dos autores.

Conselho EditorialCesar Vaz de Carvalho Júnior

Paulo Hermida GonzalezEdmundo Figueroa

Ângela FrancoCarlota GottschallConceição CunhaRenata Proserpio

Coordenação EditorialAndré Garcez Ghirardi

Daniella Azeredo BahienseCarla Janira Souza do Nascimento

NormalizaçãoGerência de Documentação

E Biblioteca - GEBI

FotosSeverino Silva e Teresa Branco

Revisão de LinguagemRegina da Matta

Coordenação GráficaDadá Marques

CapaHumberto Farias

EditoraçãoDesigners Associados

Tiragem: 1.000 exemplaresAv. Luiz Viana Filho, 435, 4ª AvenidaCEP: 41.750-300 Salvador - BahiaFone: (0** 71) 370-4823/370-4704

Fax: (0** 71) 371-1853http://www.sei.ba.gov.br

e-mail: [email protected]

Bahia Análise e Dados, v.1 (1991- ) Salvador: Superintendência de Estudos Econômicos e Sociais da Bahia, 2001.

TrimestralISSN 0103 8117 CDD 338.91 CDU 338.984

CEPO: 0110

Apresentação

Aspectos regionais do racionamento de eletricidade ..................................... 6

André Garcez Ghirardi

Oferta de energia elétrica no Nordeste: perspectivas de expansão .............. 16

José Carlos de Miranda Farias e Jorge Lamartine Pelinca

O futuro da Bacia do Recôncavo, a mais antiga provínciapetrolífera brasileira ........................................................................................ 32

Paulo Sérgio de Mello Vieira Rocha, Antonio Oswaldo de A. B.de Souza, Roberto J. Batista Câmara

Novos campos de petróleo e de gás na Bahia ............................................... 45

Luiz Fernando Mueller Koser

Perspectivas para a universalização da eletrificação no Estadoda Bahia ......................................................................................................... 58

James S. S. Correia, Osvaldo S. Pereira, Eduardo J. F. Barreto,Tereza Mousinho, Patrick F. Fontoura

Perfil do consumo de energia elétrica do setor terciário, na Bahia,no período 1990-2000 ................................................................................... 68

Fernando Barreto Nunes Filho

Demanda de energia no setor industrial da Bahia ......................................... 76

Carla Janira Souza do Nascimento

Autonomia e independência das agências de regulação do setorelétrico: ANEEL e agências estaduais ........................................................... 83

Daniella Azeredo Bahiense

SUMÁRIO

APRESENTAÇÃO

A reestruturação das indústrias de petróleo e de eletricidade,em curso desde meados da década de 1990, recolocou otema energia na pauta das questões nacionais mais urgentes

no Brasil. Os debates contrapõem opiniões sobre o desenho da novaestrutura da indústria (mais segmentada, aberta à competição e ao ca-pital privado) e também sobre a forma como está sendo implementado onovo arcabouço institucional do setor. O debate foi alçado às primeiraspáginas dos jornais e revistas em 2001. Primeiramente pelo acidenteque resultou no naufrágio de uma gigantesca plataforma de exploraçãode petróleo em alto mar. Logo em seguida, por ocasião da crise de abas-tecimento de energia elétrica, que culminou com a decretação, pelo Go-verno Federal, de medidas para o racionamento do uso da eletricidade.

Nesse debate nacional, surgiram naturalmente questões de cunhoregional, devido às diferenças existentes seja nos padrões de uso deenergia, seja na distribuição dos recursos naturais disponíveis para con-versão em formas comerciais de energia. Esse quadro motivou a SEI adedicar este número do Bahia Análise e Dados às peculiaridades daquestão de energia no Nordeste e na Bahia. Com esse intuito, estãoreunidos neste volume artigos que, sem a pretensão de esgotar um tematão diverso, apresentam a visão de autores que têm na área de energiao centro de suas atividades profissionais. A maior parte dos artigos ver-sa sobre o setor elétrico. Os tópicos abordados variam de uma análiseconjuntural do Nordeste no período de racionamento, passando poranálises setoriais de demanda (indústria e serviços), pela universaliza-ção do atendimento e pela estrutura regulatória do setor, até uma análi-se detalhada das perspectivas de expansão da oferta de eletricidade noNordeste. Embora em menor número, os artigos sobre o setor de petró-leo e gás abordam tópicos de grande relevância. Um deles avalia asperspectivas de crescimento para o mercado de gás natural na Bahia. Ooutro versa sobre o novo fôlego que pode ser injetado nos campos ma-duros de petróleo do Recôncavo Baiano, com a possibilidade da entra-da de empresas menores nesse segmento.

A realização deste volume só foi possível graças à colaboraçãodos autores que se apresentaram incondicionalmente disponíveis paraa tarefa. Registre-se também a atuação competente da equipe editorialda SEI. A todos eles manifestamos nosso sincero agradecimento.

6 BAHIA ANÁLISE & DADOS Salvador - BA SEI v.11 n.4 p.6-15 Março 2002

Aspectos regionaisdo racionamento de eletricidade

André Garcez Ghirardi *

ResumoNeste artigo, abordam-se as peculiaridades da região Nor-

deste relevantes para o planejamento da oferta de energia alongo prazo. Características estruturais fazem com que o Nor-deste tenha problemas e possibilidades diferentes dos encon-trados nos grandes centros do Sudeste e Sul do Brasil. Partedessas características é de natureza socioeconômica, como adistribuição de renda e a composição do produto industrial;outra parte diz respeito aos recursos naturais disponíveis na re-gião para viabilizar a oferta das diversas formas de energianecessárias ao crescimento e desenvolvimento econômico.Acompanhando estes traços estruturais, o artigo desenvolve-se em duas vertentes. Realiza-se, inicialmente, uma análisehistórica da intensidade de energia da economia brasileira,centrada nas possíveis diferenças regionais de comportamentonos períodos anterior e posterior à abertura comercial e rees-truturação produtiva da década de 1990. A hipótese subjacentea esta primeira parte é que a Bahia se apresenta mais intensivae menos elástica em energia em sua estrutura produtiva, o quea torna mais vulnerável a restrições de oferta. Na segunda par-te, abordam-se as opções disponíveis regionalmente para aoferta futura de energia e as limitações inerentes a cada uma econsidera-se o estado atual das possibilidades nas áreas con-vencionais de petróleo e gás, e hidreletricidade. São tambémapontadas as perspectivas para a energia solar direta, biomas-

sa, e para uma opção tecnologicamente ousada: as pequenascentrais nucleares.

Palavras-chave: racionamento, renda, consumo residencial,consumo industrial.

AbstractThis article centers attention on the regional differences in pat-

terns of electricity demand observed during the period of manda-tory rationing in 2001. During that period, electricity demand inNortheastern Brasil could not be reduced to desired levels. Thisfact prompted investigation of some structural features that mayhave constrained demand adjustment in the Northeast, especialyin the residential and industrial sectors. Families in the Northeastgenerally belong to lower income brackets, and make little use ofeletricity for non-essential purposes, whereas in the Southeastfamilies are in higher income brackets, and often make use of elec-tricity for non-essential purposes, which can more easily be re-duced. In industry, the main barrier to demand reduction is due tothe structure of production in the Northeast, and particularly inBahia, where industrial output is mostly made up of energy-inten-sive intermediary goods such as petrochemicals, metallurgy, andpaper and pulp.

Keywords: electricity rationing, income elasticity, residentialconsumption, industrial structure.

Oplano de racionamento de energia elétricaimplantado em junho de 2001 teve êxito ao

evitar um colapso de maiores proporções no abas-tecimento de energia elétrica. Apesar disso, a crisede abastecimento não está de todo afastada para oano de 2002 e há decisões urgentes a tomar paragarantir a necessária expansão do sistema no lon-go prazo. No presente trabalho, chama-se a aten-ção para as disparidades reveladas pelos compor-tamentos regionais dentro do período deracionamento, durante o qual ficou claro que o Nor-deste teve relativamente mais dificuldade de redu-

zir o consumo de eletricidade para satisfazer asmetas do racionamento.

A partir dessa constatação, examinam-se algu-mas características estruturais que terão certa-mente condicionado a capacidade de redução noconsumo de eletricidade da região, especialmentenos setores residencial e industrial. No setor resi-dencial, examina-se a renda como fator determi-nante do comportamento dos consumidores. Asfamílias do Nordeste têm rendimentos mais bai-xos e, portanto, já limitam seus gastos com eletri-cidade aos usos mais essenciais, enquanto no

BAHIA ANÁLISE & DADOS Salvador - BA SEI v.11 n.4 p.6-15 Março 2002 7

Sudeste o nível mais alto de renda permite o usode eletricidade para fins não-essenciais e que po-dem ser mais facilmente reduzidos. No setor in-dustrial, argumenta-se que a maior dificuldade deredução no consumo seria devida à natureza daprodução no Nordeste, na Bahia em particular,onde os produtos fabricados são bens intermediá-rios altamente intensivos em energia, sobretudonos segmentos petroquímico, metalurgia básica eindústria de papel e papelão.

Além de analisar-se essa mai-or rigidez na demanda, apresen-ta-se também uma breve consi-deração sobre as limitações paraa expansão da geração de eletri-cidade dentro da região, devido àfalta de uma base rica de recur-sos naturais.

O NORDESTE NO RACIONAMENTO

Características estruturais fazem com que o su-primento de energia elétrica para o Nordeste tenhaproblemas e possibilidades diferentes dos encontra-dos nos grandes centros do Sudeste e Sul do Brasil.Diferenças de natureza socioeconômica e dotaçãode recursos naturais disponíveis levam a comporta-mentos distintos das famílias e empresas, e apre-sentam questões específicas para viabilizar a ofertade energia necessária para a atividade econômica.

O esforço de redução no uso de energia elétricaexigido de toda a sociedade brasileira durante osegundo semestre de 2001 revelou diferenças sig-nificativas de comportamento entre regiões. En-quanto o sistema Sudeste-Centro-Oeste estevesempre próximo de atingir a meta de corte linear de20%, o Nordeste teve dificuldades para atingir a re-dução proposta. Nas duas outras regiões que com-põem o Sistema Interligado Nacional (SIN), Norte eSul, o suprimento de eletricidade esteve normal enão foi ameaçado de interrupção por falta d’águanesse ano. A possibilidade de interrupção de forne-cimento foi cogitada para os subsistemas Sudeste-Centro-Oeste e Nordeste. É nessas duas regiõesou nas diferenças entre elas que se revelam algunsaspectos relevantes para o planejamento do setor.

Apresentam-se aqui alguns fatos que evidenci-am essas diferenças estruturais e oferecem alguns

elementos para a avaliação das possibilidades delongo prazo. A hipótese subjacente a esta análise éque o Nordeste em geral e a Bahia em particularapresentam-se estruturalmente mais intensivos emenos elásticos no uso de eletricidade do que osEstados da região Sudeste. Assim sendo, a popu-lação do Nordeste seria proporcionalmente maisprejudicada pelas medidas que impõem metas line-ares de redução de consumo e aumento das tarifasde energia.

Os fundamentos da crise deabastecimento de eletricidade vi-vida em 2001 são bem conheci-dos e podem ser resumidos nosseguintes três pontos. Primeiro,nossa produção de eletricidade éfeita com a água estocada em re-servatórios. Segundo, os reserva-tórios das regiões Sudeste e

Nordeste estavam, em junho de 2001, muito maisvazios do que seria necessário para assegurar osuprimento normal. Terceiro, chuvas significativassó eram esperadas a partir de novembro. Diantedesse quadro optou-se por reduzir compulsoria-mente o consumo, fixando-se metas calculadascom base num corte linear de 20%.

O plano de racionamento proposto pela Câmarade Gestão da Crise Energética (CGCE) utilizoudois tipos de instrumento, a redução compulsória eo incentivo via preços. De uma lado, foi definido umredutor de 20% no uso de energia elétrica para to-dos aqueles cujo consumo estivesse acima de100kWh/mês. Esse redutor foi aplicado sobre amédia de consumo do trimestre maio-julho de2001. Os consumidores que não cumprissem ameta seriam advertidos e, em caso de reincidência,seriam desligados do serviço de eletricidade. Alémdisso, foi também utilizado pela CGCE um meca-nismo de incentivo através de preços, pelo qual se-riam penalizadas as residências que consumissemacima de 250kWh/mês.

As respostas ao esforço de racionamento fo-ram significativamente distintas entre as regiõesdo País. Considerando que os subsistemas Nortee Sul não estiveram ameaçados por falta de supri-mento, o esforço de racionamento teve mais im-portância nos outros dois subsistemas, Sudeste eNordeste. Com auxílio das informações disponibi-

A população do Nordesteseria proporcionalmentemais prejudicada pelasmedidas que impõem

metas lineares de reduçãode consumo e aumentodas tarifas de energia


lizadas pelo Operador Nacional do Sistema(ONS), identificam-se alguns padrões de compor-tamento dignos de nota. Observe-se inicialmente(Figura 1) que o total de eletricidade economizadacresce nos dois primeiros meses de racionamentoe que, de julho em diante, o percentual economi-zado torna-se menor a cada mês. A partir deagosto as duas regiões ficam aquém da meta es-tabelecida pelo racionamento. Embora esse movi-mento geral tenha sido igual para as duas regiões,chama a atenção o fato de que, durante todo operíodo observado, a região Sudeste esteve maispróxima de cumprir a meta proposta, tendo obtidomesmo uma pequena folga no mês de julho. A re-gião Nordeste chegou muito próximo da meta es-tabelecida, mas não conseguiu atingir de fato os20% de redução propostos.

Entre as diversas causas que podem ter gera-do essa diferença de comportamento, apresen-tam-se a seguir algumas de natureza estruturalnos setores residencial e industrial, que certamen-te terão condicionado o uso de eletricidade nasduas regiões durante o período de racionamentoem 2001. Argumenta-se que as diferenças nos ní-veis de rendimento determinaram, possivelmente,os padrões de consumo no setor residencial. Naanálise do setor industrial, chama-se a atençãopara a natureza intensiva em energia dos produ-tos fabricados na Bahia.

SETOR RESIDENCIAL: RENDA, DESPESAS EPOSSE DE ELETRODOMÉSTICOS

Rendimento e consumo de eletricidade

A literatura internacional sobre Economia daEnergia oferece diversos estudos sobre a relaçãoentre nível de renda e uso de energia. Emboraexistam diferenças marcantes entre as diversas re-giões do mundo, observa-se que a relação geralentre uso de energia e nível de renda é positiva,isto é, quanto maior o nível de renda, maior tam-bém o uso de energia.

A relação entre uso de energia e nível de rendapode ser vista na Figura 2, onde estão registradosdados compilados pelo Banco Mundial sobre 112países. Há duas características da figura que me-recem destaque. Primeiro, a clara tendência as-

cendente entre o uso de energia e a renda. Segun-do, o aumento da dispersão dos padrões de uso deenergia à medida que aumenta o nível de renda.Note-se, por exemplo, a grande variação no uso deenergia que se observa nas faixas de renda per ca-pita de $3.000 e de $22.000. A maior dispersão dospontos nos níveis mais altos de renda sugere apossibilidade de trajetórias alternativas de desen-volvimento. Enquanto algumas sociedades aumen-tam o uso de energia mais que proporcionalmenteao nível de renda, outras parecem percorrer umatrajetória mais eficiente ou menos intensiva no usoda energia, de forma que esse cresce menos rapi-damente que a renda. Assim, famílias nos níveis derenda mais altos teriam, em princípio, maiores pos-sibilidades de reduzir o uso de energia do que asfamílias em patamares de rendimento mais baixos.

Como elemento de análise das diferenças decomportamento no racionamento, argumenta-se


aqui que a relação positiva entre uso de energia enível de renda é válida para a eletricidade, que é aforma mais nobre de energia. De acordo com essepadrão, a redução no consumo seria mais difícilpara a população do Nordeste. Essa região conso-me, em média, menos eletricidade que a popula-ção do Sudeste, onde o nível de renda é maiselevado.

Vejam-se os dados da Pesquisa Mensal de Em-prego apresentados a seguir (Tabela 1). O rendi-mento médio mensal dos ocupados na RegiãoMetropolitana de São Paulo é muito superior ao deSalvador em todas as categorias de ocupados,sendo que essa diferença aproxima-se de 100%para os empregados com carteira assinada.

A diferença em nível de rendimento reflete-se nopadrão de consumo de eletricidade por unidade con-sumidora, que é, no subsistema Sul-Sudeste-Cen-tro-Oeste (195kWh/mês), 72% maior do que no sub-sistema Norte-Nordeste (110kWh/mês). (Tabela 2)

Posse de eletrodomésticos

A diferença no nível de renda entre as regiõesreflete-se também no tipo de eletrodomésticos usa-dos pelas famílias. De maneira geral, as famíliascom nível de renda mais alto tenderiam a buscarmaior conforto com o uso de aparelhos não-essen-ciais; esses, durante o racionamento, poderiam ser

mais facilmente desativados que os equipamentosessenciais.

Com base nos dados da Pesquisa de Orçamen-to Familiar do IBGE, selecionaram-se eletrodomés-ticos para os quais as diferenças entre Salvador eSão Paulo fossem mais pronunciadas (no mínimo50% de diferença), na proporção de famílias composse de determinados aparelhos (Tabela 3). Umavez identificados os eletrodomésticos com maior di-ferença na estrutura de posse, procura-se verificaros tipos de uso final que poderiam estar associa-dos às diferenças em consumo médio entre asduas regiões metropolitanas. Ou seja, foram exclu-ídos da lista os eletrodomésticos para os quais aestrutura de posse é semelhante.1

Como seria esperado, a Região Metropolitanade São Paulo tem maior proporção de famílias comeletrodomésticos. A diferença notável está nosaparelhos de ar condicionado, que se encontraminstalados em proporção muito maior nas residên-cias de Salvador, fato que se explica pela sua tem-peratura média, muito superior ao longo de todo oano. Salvo essa exceção, deve-se notar as diferen-ças em outros aparelhos eletrointensivos e relativa-mente supérfluos. A máquina de lavar pratosencontra-se em 10% das famílias paulistanas e emapenas 1% das famílias de Salvador. A secadorade roupas encontra-se em 13% das casas paulista-nas e em apenas 1% das casas em Salvador. Na

odlanimoNoidéMotnemidneR-1alebaT)$R(lapicnirPohlabarTrodavlaS oluaPoãS açnerefiD

mocsodagerpmEadanissaarietrac 664 229 %89

messodagerpmEadanissaarietrac 704 007 %27

airpórp-atnoC 133 148 %451

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odalosIetroN 681

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odagilretnIOC-ES-S 591

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1002,sarbortelE:etnoF

essoPmocsailímaFedoãçroporP-3alebaT)6991(socitsémodortelEed

rodavlaS oluaPoãS

odanoicidnocrA %4 %1

ópedrodaripsA %5 %33

olobedariedetaB %22 %15

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satif-acoterodavarG %31 %81

arutsocedaniuqáM %42 %83

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asemedoidáR %22 %44

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FOP,EGBI:etnoF


região de São Paulo, cerca de um quarto das resi-dências dispõe de forno de microondas, enquantoque essa proporção é de apenas 5% entre as famí-lias de Salvador. A lavadora de roupas, que poderiaser considerada essencial, está em 62% das famíli-as da Região Metropolitana de São Paulo, e emapenas 20% das residências de Salvador. De ma-neira análoga observa-se que outros aparelhos,com alto consumo de energia, tais como secadorde cabelos, torradeira elétrica e aspirador de póestão muito mais presentes nas residências paulis-tanas que nas soteropolitanas. Na medida em queesses aparelhos não são indispensáveis, seu usopode ser limitado ou mesmo eliminado, sem gran-des transtornos para o quotidiano da família. Essefato terá certamente contribuído para que a redu-ção do consumo visando a satisfazer as metas indi-viduais fosse, em média, mais fácil em São Pauloque em Salvador.

Gastos com eletricidade

O racionamento de eletricidade foi acompa-nhado de um aumento de tarifa residencial parafamílias com consumo acima de 250 kWh/mês.Além do racionamento em si, buscou-se tambémreduzir o consumo através do aumento de preço.Assim, ao avaliar a possibilidade de redução noconsumo, é importante também considerar o pesoda despesa com eletricidade no orçamento dasfamílias (Tabela 4). O comportamento esperado éque as famílias serão mais sensíveis ao aumentonos preços, à medida que o gasto com aqueleitem de despesa representar uma proporção mai-or na despesa familiar.

Observa-se inicialmente que, em São Paulo, ogasto com eletricidade representa uma parcelasignificativamente maior do orçamento familiarque em Salvador. Embora essa diferença tenhadiminuído no período das duas últimas pesquisas,

vê-se que, em 1996, a proporção do gasto familiarcom eletricidade era ainda 22,4% maior em SãoPaulo que em Salvador. O comportamento espe-rado, frente a um aumento de tarifas nos moldesimpostos pelo plano de racionamento, seria o deque as famílias paulistanas tivessem relativamen-te mais incentivo para reduzir o consumo de eletri-cidade, já que esse item representa uma parcelamaior de sua despesa mensal. Essa expectativateórica é confirmada, portanto, pelo resultado ob-servado durante o período de racionamento em2001, verificando-se maior retração do consumono subsistema Sudeste.

Observe-se ainda que o peso da eletricidade noorçamento familiar é baixo em ambas as regiões, oque tenderia a tornar o padrão de consumo familiarrelativamente insensível a variações na tarifa. Essefato merece uma ressalva. O resultado da POFapresentado acima é de 1996, ou seja, foi obtido nomomento em que estava apenas começando a pri-vatização das concessionárias distribuidoras deeletricidade. A partir daí, privatizou-se a maioriadas concessionárias distribuidoras, passando astarifas residenciais a experimentar aumentos supe-riores ao comportamento dos índices de preços aoconsumidor — o que pode ter alterado significativa-mente a parcela do orçamento familiar gasta comeletricidade,2 sem, no entanto, modificar as dife-renças regionais no orçamento familiar.

INDÚSTRIA: O PESO DOSELETROINTENSIVOS

A maior dificuldade encontrada no Nordestepara atingir as metas do racionamento de eletrici-dade foi também influenciada pelo peso do seg-mento industrial no consumo total, bem como pelanatureza da produção industrial. Tomando nova-mente como referência o Estado da Bahia, vê-seque o uso residencial de eletricidade corresponde a20% do total, e o uso industrial corresponde a 55%do total (Tabela 5). Esses números são significati-vamente diferentes da média nacional, que é de26% para o residencial e de 45% para a indústria(BEN, 2000). A necessidade de racionamento deeletricidade tem implicações relativamente maisonerosas para o setor industrial. Isso porque, namaior parte das aplicações industriais, é muito limi-

aidéMasepseDadlautnecreP-4alebaTedadicirtelEmocotsaGlasneM

7891 6991

rodavlaS %52,1 %29,1

oluaPoãS %58,1 %53,2

)%(açnerefiD %0,84 %4,22

FOP,EGBI:etnoF


tada a possibilidade de substituição da eletricidadepor outros combustíveis. Com isso, a redução noconsumo de eletricidade implica necessariamenteredução da produção. A exceção a essa regra seri-am os autoprodutores, mas eles não são numero-sos: representaram apenas 7% da geração total deeletricidade no País em 2000. De forma geral, por-tanto, pode-se afirmar que a maior concentraçãodo consumo de eletricidade na indústria implicamaior rigidez no consumo total.

A capacidade de se racionar o consumo de ele-tricidade é também condicionada pela natureza daprodução industrial da região. O Sudeste tem umaestrutura produtiva altamente diversificada, queoferece a possibilidade de transferir para outrasempresas a produção de algumas partes ou com-ponentes mais intensivos em eletricidade. No Nor-deste, essa diversificação não existe ou é muitomais limitada. Tome-se novamente o exemplo daBahia. A sua produção industrial está concentrada,fundamentalmente, em bens intermediários, noscomplexos metal-mecânico e químico, que deman-dam uso intensivo de eletricidade em sua fabrica-ção. Juntos, os setores de Metalurgia Básica,Petroquímica e Papel e Celulose representam 84%do consumo industrial de eletricidade. (Tabela 6)

Os grandes consumidores industriais de eletrici-dade da Bahia são Gerdau, Ferbasa, Sibra, Alcan,Caraíba, Dow, e CQR. Essas sete empresas indus-triais (todas elas servidas pela Chesf) são respon-sáveis por cerca de 60% do total de consumo in-dustrial de eletricidade, isto é, cerca de 33% doconsumo total do Estado. Trata-se de produtos in-trinsecamente intensivos em energia, cujos proces-

sos de produção oferecem relativamente menospossibilidades para a redução do consumo de ele-tricidade. Essa teria sido, vale repetir, uma razãoadicional para as diferentes respostas regionais,isto é, a indústria nordestina e, particularmente, aindústria baiana, teriam, devido à natureza dos pro-dutos que fabricam, maior dificuldade em reduzirsignificativamente o consumo de eletricidade.

PERFIL TEMPORAL DA DEMANDA

Para examinar o perfil temporal da demanda, fo-ram utilizados os dados disponibilizados pelo ONS(2001) sobre a demanda máxima de eletricidade emcada segmento do sistema elétrico nacional, toman-do-se como referência para a análise a média dosvalores observados de 1995 a 2000. As tendênciasdas séries de dados mostram que o perfil temporalda demanda de eletricidade foi um dos fatoresque determinaram diferenças nos comportamen-tos regionais durante o racionamento. Observa-se(Figura 3, na próxima página) que a demanda nosistema Sudeste-Centro-Oeste atinge seu pontomáximo durante os meses de inverno. Isso sedeve em grande parte à maior demanda por ilumi-nação nos meses em que os dias são mais curtos.A partir de agosto, a demanda no sistema Sudes-te-Centro-Oeste tende a cair acentuadamente atéos meses de novembro e dezembro, quando reto-ma a trajetória ascendente. No Nordeste, a de-manda por eletricidade tem comportamento tem-poral contra-cíclico em relação ao Sudeste. Ademanda é relativamente baixa nos meses de in-verno, e tende a crescer ao longo do segundo se-

edodacreModaruturtsE-5alebaTaihaBanedadicirtelE

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laicnediseR ableoC 043.3 %3,02

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edadicirtelEedlairoteSomusnoC-6alebaT)0002(anaiaBairtsúdnIan

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siatoT 784 957.207.7 00,001

BEIF:etnoF


mestre, à medida que se aproximam o verão e operíodo de festas.

Tomando como referência esses dados, perce-be-se que, a prevalecer a tendência típica da de-manda de energia, o Nordeste teria mais dificulda-de para satisfazer as metas do racionamento, poisestaria em período de demanda média crescente,enquanto que o Sudeste estaria, naturalmente, emperíodo de demanda decrescente. Ou seja, ao to-mar como referência o período maio-julho para cál-culo das metas individuais de racionamento, o Go-verno Federal teria sido relativamente maisexigente com a população do Nordeste, já que operíodo de referência é, em média, um momentode demanda reduzida na região.

MAIS RACIONAMENTO PARA O NORDESTE?

Passados os meses de novembro e dezembrode 2001, passou também o momento mais críticoda crise de abastecimento de eletricidade. As pri-meiras chuvas do verão de 2002 registram precipi-tação acima da média histórica. Os reservatóriosestão-se recompondo em parte, e já se cogita, parao primeiro trimestre de 2002, a suspensão do racio-namento. Diante desse quadro fica a pergunta:existe possibilidade de um novo racionamento nocurto prazo?

No momento não há uma resposta definitivapara essa pergunta. A crise de abastecimento aba-lou a estrutura do programa de reestruturação dosetor elétrico. Em dezembro de 2001 foi anunciado

o retorno do investimento das geradoras estatais.O Estado brasileiro está-se reformando parareassumir a atribuição de planejamento de longoprazo do setor. Essas reformas atingem o Ministé-rio de Minas e Energia, particularmente o Departa-mento de Política Energética (DNPE), e o próprioConselho Nacional de Política Energética (CNPE),que assessora a Presidência da República. A mu-dança mais profunda, até agora, foi a extinção doMercado Atacadista de Energia (MAE), e a criaçãode um novo mercado atacadista, o Mercado Brasi-leiro de Energia (MBE), do qual não participarão asgeradoras estatais, responsáveis por 70% da eletri-cidade produzida no País. O quadro é, portanto, deindefinição.

A informações disponíveis no momento indicamque o risco de racionamento será decrescente nospróximos anos. Em 2002, no entanto, o risco aindaestaria acima do valor de referência de 5%, confor-me mostra a figura abaixo. (Figura 4)

Do ponto de vista regional, a informação dispo-nível mostra que em 2002 o Nordeste continua ex-posto a um grande risco de racionamento e, ainda,que para os próximos três anos esse risco é maiorpara o Nordeste que para o subsistema Sudeste-Centro-Oeste.

É importante repetir que esses são cálculos an-teriores ao racionamento. Desde então várias me-didas foram tomadas que podem alterar significati-vamente as estimativas de risco. A principalmedida de curto prazo foi a criação da Comerci-alizadora Brasileira de Energia Emergencial


(CBEE), que deverá investir R$4 bilhões no aluguelde usinas emergenciais. Os contratos já assinadoscorrespondem à instalação de 1,5GW de potênciana forma de usinas termelétricas, que oferecerão aenergia emergencial a um custo estimado deR$288/MWh. A maioria dessas usinas destina-se àregião Nordeste (Simão, 2002).

Crescimento da demanda

Como complemento à análise já apresentada, éimportante destacar ainda algumas característicasde mercado que tornam a situação de abasteci-mento de eletricidade no Nordeste mais crítica queno restante do País. Uma dessas características éo crescimento da demanda por eletricidade na re-gião, que tem-se mostrado muito superior à médianacional (Tabela 7). Mesmo durante o períodorecessivo de 1990-94, a demanda no Nordestecresceu a 19%, um pouco acima dos 18% da mé-dia nacional e dos 17% da região Sudeste-Centro-Oeste. Essa diferença é ainda mais pronunciadana segunda metade da década passada, quando ademanda no Nordeste cresceu cerca de 42%, com-parada a 32%, para a média nacional, e a 31%,para o Sudeste.

Esses números mostram que o Nordeste temseguido uma trajetória de crescimento mais intensi-vo em eletricidade que o restante do País. A semanter esse padrão, a região necessita de investi-mentos relativamente maiores para garantir a esta-bilidade no suprimento de energia.

No caso específico da Bahia, vê-se que a indus-trialização, durante as décadas de 1970 e 1980, foifortemente intensiva em energia, fazendo com queo uso de energia no Estado crescesse mais quecinco vezes em proporção à renda, conforme mos-

tra a Figura 5. Embora esse padrão tenha-se alte-rado ao longo da década de 1990, a demanda poreletricidade na Bahia continua a crescer em pro-porção maior que a renda gerada.

Dependência externa

Outra característica relevante do mercado deeletricidade da região Nordeste é a insuficiência degeração própria. A capacidade de geração regionalnão aumenta na mesma proporção que a deman-da, levando o subsistema Nordeste a dependercronicamente de transferências dos demais subsis-temas do SIN. (Tabela 8)

Durante a crise de 2001, a capacidade de trans-ferência das outras regiões em direção ao Nordes-te foi insuficiente para normalizar o seu abasteci-mento, mesmo operando a plena capacidade.Existe, portanto, necessidade imediata de amplia-ção da capacidade de interconexão entre o Nor-deste e os demais subsistemas para a garantia daestabilidade do suprimento no futuro próximo.

edaxaTaigrenEedairpórPagraC-7alebaTotnemicserC

OC-ES-S EN **NIS

09-1891 %7,07 %3,38 %3,28

49-0991 %5,61 %9,81 %0,81

00-4991 %4,13 %8,14 %4,23

00-1891 %3,161 %1,902 %9,481

airpórpoãçarobaleeSNO:etnoF

etsedroNocirtélEametsisbuS-8alebaToãçudorP)demwM(

agraC)demwM(

odlaS)demwM(

6991 49,505.4 5,128.4 )6,513(

7991 3808,441.5 3,871.5 )5,33(

8991 2127,995.5 7,295.5 1,7

9991 8530,001.5 4,096.5 )4,095(

0002 7143,286.5 4,588.5 )0,302(

1002.SNO:etnoF


início de operação previsto para julho de 2002, to-talizando um acréscimo de 626,1 MW (ANEELapud Cunegundes, 2001). Mesmo assim, esseacréscimo de capacidade é relativamente modes-to, considerando-se que, no período 1996-2000, ademanda média no Nordeste cresceu à taxa anualmédia de 5%, o que equivale a cerca de 293 MWmédios adicionais por ano.

CONSIDERAÇÕES FINAIS

Durante o período de racionamento de eletrici-dade em 2001 houve diferenças significativas decomportamento entre regiões do Brasil. A regiãoSudeste mostrou maior capacidade de redução doconsumo que o Nordeste. Argumenta-se aqui queessa diferença de comportamento deve-se a carac-terísticas de natureza estrutural nos setores resi-dencial e industrial.

Explora-se inicialmente o pressuposto teóricosegundo o qual as diferenças nos níveis de rendi-mento determinariam, em larga medida, os pa-drões de consumo no setor residencial. Aevidência empírica mostra que algumas socieda-des aumentam o uso de energia mais que propor-cionalmente ao nível de renda, enquanto outraspercorrem uma trajetória mais parcimoniosa, oque leva o uso de energia a crescer menos rapida-mente que a renda. Assim, famílias em níveis derenda mais altos teriam, em princípio, maiorespossibilidades de reduzir o uso de energia que asfamílias em patamares de rendimento mais bai-xos. Essa teria sido uma das causas pelas quaisa redução no consumo seria mais difícil para a po-pulação do Nordeste. Nessa região consome-seem média 110kWh/mês, isto é, 72% menos que os195kWh/mês consumidos pela população do Su-deste, onde o nível de renda é mais elevado. Parainvestigar as conseqüências da diferença no nívelde renda entre as regiões foi feita uma compara-ção dos tipos de eletrodoméstico usados pelas fa-mílias. De maneira geral, as famílias do Sudeste,com nível de renda mais alto, fazem uso de apare-lhos não-essenciais, que podem ser mais facil-mente desativados durante o racionamento, semgrande perda de qualidade de vida.

Observa-se também que, em São Paulo, o gas-to com eletricidade representa uma parcela signifi-

asodazirotuAserotudorpotuA-9alebaTanaCedoçagaBedritrap

oãçazilacoL No sedadinued. )WM(latotaicnêtoP

oluaPoãS 22 39,971

saogalA 2 13,33

sáioG 1 01

saniM 1 49,71

ossorGotaM 2 43

latoT 82 81,572

1002.zed,atsoC:etnoF

Escassez de recursos naturais

Dadas a demanda crescente a altas taxas e adependência de importação de outras regiões,cabe uma consideração sobre as possibilidades deexpandir a geração dentro do próprio Nordeste. Nofuturo imediato, é possível que a geração local sedinamize, com o repotenciamento de unidades hi-drelétricas já existentes e a já mencionada contra-tação de usinas de emergência. No entanto, aexpansão de longo prazo da geração no Nordesteenfrenta difíceis limitações de recursos naturais.

É notório o esgotamento da capacidade do RioSão Francisco, que é a única opção para hidrelétri-cas de grande porte na região. A limitação dos re-cursos hídricos existe não só para os grandesempreendimentos, mas também para as PCHs.Das 28 PCHs já autorizadas para operar, num totalde 259,4 MW, nenhuma se situa no NE. O únicoempreendimento previsto para a região é SítioGrande, na Bahia, com 25MW, e assim mesmo nãotem ainda autorização, já que se encontra com im-pedimentos de natureza ambiental para operação.(ANEEL apud Costa, out. 2001)

A disponibilidade de biomassa também parecepequena, a julgar pela produção autorizada até omomento (Tabela 9). Entre os autoprodutores auto-rizados a gerar energia a partir do bagaço de cana,apenas dois deles estão situados no Nordeste,conforme tabela a seguir.

No futuro imediato, a maior esperança de gera-ção local está na energia eólica. Está prevista a ins-talação de 3.680 MW de geração eólica, com aimplantação de 43 usinas, sendo 41 delas no Nor-deste e apenas duas no Estado do Rio de Janeiro.Das usinas programadas para o Nordeste, oito têm


cativamente maior do orçamento familiar que emSalvador. O comportamento esperado, frente a umaumento de tarifas nos moldes impostos pelo planode racionamento, seria o de que as famílias paulis-tanas tivessem relativamente mais incentivo parareduzir o consumo de eletricidade, já que esse itemrepresenta uma parcela maior de sua despesamensal. Essa expectativa teórica é também confir-mada, pelo resultado observado durante o períodode racionamento em 2001.

Na análise do setor industrial, chama-se aatenção para a natureza intensiva em energiados produtos fabricados na Bahia, onde o uso in-dustrial corresponde a 55% do total. Essa pro-porção é significativamente diferente da médianacional, que é de 45% para a indústria (BEN,2000). A necessidade de racionamento de eletri-cidade tem implicações relativamente mais one-rosas para o setor industrial, já que a substitui-ção da eletricidade por outros combustíveis érelativamente mais difícil, e implica necessaria-mente algum grau de redução da produção. NaBahia, a produção industrial está concentradanos complexos metal-mecânico e químico, quedemandam uso intensivo de eletricidade em suafabricação. Esse perfil eletrointensivo do setor in-dustrial contribuiu para as diferentes respostas re-gionais, já que a indústria nordestina (e a baiana,em particular) teria maior dificuldade em reduzirsignificativamente o consumo de eletricidade.

Embora o risco de racionamento deva ser me-nor nos próximos anos, é provável que em 2002esse risco esteja acima do valor de referência de5%. Do ponto de vista regional, a informação dispo-nível mostra que em 2002 o Nordeste ainda estaráexposto a um grande risco de racionamento, e que,para os próximos três anos, esse risco é maior parao Nordeste que para o subsistema Sudeste-Cen-tro-Oeste.

Tudo indica que a situação de abastecimento deeletricidade no Nordeste permanecerá mais críticaque no restante do País. O crescimento da deman-da por eletricidade na região tem-se mostrado mui-to superior à média nacional, e a região Nordestetem poucas perspectivas de aumentar a geraçãoprópria. A capacidade de geração regional não temacompanhado a evolução da demanda, levando osubsistema Nordeste a depender cronicamente de

transferências dos demais subsistemas. No futuroimediato, é possível que a geração local se dinami-ze, com o repotenciamento de unidades hidrelétri-cas já existentes e a já mencionada contratação deusinas de emergência. No entanto, os elementoscolhidos para esta análise indicam que a expansãode longo prazo da geração no Nordeste enfrentadifíceis limitações na disponibilidade de recursosnaturais adequados.

NOTAS

1 A POF não traz informação sobre a posse de chuveiros elétricos.

2 No período 1997-2000 o índice de preços ao consumidor(INPC) teve aumento acumulado de 21,5%, enquanto queas tarifas da Coelba tiveram reajuste acumulado de 33,9%.(ANEEL, 2000, e cálculos próprios).

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SIMÃO, Edna. Usinas emergenciais terão R$ 4 bilhões. GazetaMercantil. p. A-6, 11, 12, 13 jan. 2002.

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WORLD BANK. World development report. Washington, DC:BIRD, 1994.

* André Garcez Ghirardi é professor adjunto da Faculdadede Ciências Econômicas e coordenador do Núcleo deEstudos sobre Regulação da UFBA. [email protected]


Oferta de energia elétrica no Nordeste:perspectivas de expansão

José Carlos de Miranda Farias*Jorge Lamartine Pelinca**

ResumoAborda-se o tema da ótica da nova modelagem para a ex-

pansão do sistema eletroenergético brasileiro. Partindo-se dasituação atual do sistema brasileiro, predominantemente hidre-létrico, propicia-se uma visão da matriz de fontes de geraçãoda energia elétrica nacional e suas tendências, destacando aregião Nordeste. Mostram-se como se processará o desenvolvi-mento do parque gerador, como são considerados os projetosdas usinas hidrelétricas, aprovados pela Agência Nacional deEnergia Elétrica (ANEEL), o processo licitatório para usinas depotência superior a 60 MW e a possibilidade das novas usinasvirem a ser construídas por qualquer Agente de Geração, titularde concessão ou autorização outorgada pelo Poder Conceden-te, caso da CHESF. São ainda discutidos: a penetração, no mer-cado, das usinas termelétricas, que, diferentemente dos projetoshidrelétricos, não requerem um processo de licitação, bastando-lhes a autorização da ANEEL; os principais investimentos previs-tos para a região, abordando-se a expansão do sistema detransmissão necessário para adequar a rede básica do Nordesteaos novos fluxos de energia entre as fontes produtoras e os prin-cipais centros consumidores; e os processos de licitação datransmissão, em conformidade com a reestruturação do setorelétrico brasileiro, e a possibilidade de a obra ser executada eoperada por qualquer Agente de Transmissão. Finalmente, sãoindicadas as tendências da expansão da transmissão.

Palavras-chave: fontes de energia, oferta de energia, gera-ção, PCHs, meio ambiente.

AbstractThe theme here is the vision of the new modeling for the ex-

pansion of the Brazilian electroenergy system. Starting from thepresent situation of the Brazilian system, that is predominantly hy-droelectric, one can have a vision of the matrix of sources of gen-eration of national electric power and its tendencies, pointing theNortheast region out. One will be able to see how the developmentof the generating park will be, how the projects for power plants areconsidered, how they are approved by Agência Nacional deEnergia Elétrica (ANEEL) (Electric Power National Agency), thebidding process for power plants that have potency higher than 60MW and the possibility of new power plants that can be built by anyGeneration Agent, that has the concession or authorization givenby the Granting Power, in this case CHESF. Still for discussion are:the penetration in the market of electric power plants that, differ-ently than hydroelectric projects, do not require a bidding process,being ANEEL’s authorization enough; the main investments thatare foreseen for the region, and the expansion of the transmissionsystem that is necessary for the adaptation of hte basic net exist-ing in the Northeast to the new flows of energy between the pro-ducing sources and the main consuming centers; and thetransmission bidding processes, in accordance with the restructur-ing of the Brazilian electric sector, and the possibility of carrying outthe work and having it operated by any Transmission Agent. Fi-nally, the transmission expansion trends are indicated.

Keywords: energy sources, energy supply, generation, smallhydro, environment.

Amatriz energética do Brasil, em termos deconsumo final, segundo dados de 1999, é for-

mada com 40% de eletricidade; 35% de petróleo;16% de biomassa; 2 % de gás natural, e 7% de ou-tros combustíveis. Como 90% da eletricidade éproduzida em usinas hidrelétricas, tem-se, portan-to, uma matriz em que predominam fontes renová-veis de energia.

Quanto à participação da eletricidade na matriz,ressalta-se que sua elasticidade, no período 1970

a 1999, foi de 1,73, enquanto que a elasticidadeenergética global foi de apenas 1,03, no mesmoperíodo, evidenciando a sua grande penetração namatriz energética brasileira.

Esse avanço da eletricidade pode ser explicado:! pelo programa de governo de substituição dos

combustíveis fósseis, implementado após a pri-meira crise do petróleo, do qual o País era ex-tremamente dependente;

! pelo programa de universalização ao acesso da


energia elétrica para toda a população, a qual jáconta com atendimento em 94% das residênci-as (5 milhões de residências não possuem ele-tricidade); para superar esse déficit estão sendopriorizadas as ações do programa “Luz no Cam-po”, que conta com significativos recursos paralevar energia às residências que ainda não dis-põem de eletricidade, tendo sido estabelecidastarifas especiais para consumidores de baixoconsumo, e para a importação de painéis sola-res visando o fornecimento de energia a comu-nidades isoladas, nas quais o custo de atendi-mento por rede convencional se mostre maiselevado.A participação das fontes primárias na produção

de energia elétrica no Brasil é bastante diferentedaquela dos países desenvolvidos e da médiamundial. Observa-se a predominância da fonte hi-drelétrica no Brasil (91%), enquanto na Alemanha,por exemplo, 65% da energia é produzida a partirde combustíveis fósseis e há grande participaçãoda fonte nuclear (conforme dados da Agência Inter-nacional de Energia). Essa é a diferença atual. Narealidade, o Brasil encontra-se no estágio em quese situavam os países da Europa e os EstadosUnidos da América entre as décadas de 40 e 50, osquais têm hoje praticamente todo o seu potencialhidrelétrico desenvolvido. Essa diferença é umavantagem, visto que o consumo de energia do Bra-sil tem origem em fontes renováveis (52%, se so-madas hidreletricidade e biomassa), contandoainda o País com imensos recursos naturais parasustentar o seu crescimento.

O Brasil tem, portanto, grandes potencialidadesde crescimento econômico e social, e vem bus-cando novos rumos para promover o seu desenvol-vimento. A utilização dos seus recursos naturaispara geração de energia é um dos pilares paraisso. Para um melhor entendimento de como sedará a evolução do sistema eletroenergético é ne-cessário conhecer o modelo recém-adotado peloPaís no final da última década, o qual se encontraainda em fase de implantação.

Com o intuito de amenizar ou resolver a fortecrise em que o País ingressou após a segunda cri-se do petróleo, o governo brasileiro buscou, atra-vés dos setores produtivos, principalmente do setorelétrico, instrumentalizar a política econômica.

Um rigoroso controle tarifário, o abandono daremuneração garantida mínima e a ida das estataisdo setor elétrico, já endividadas, ao mercado inter-nacional para compra de equipamentos das obrasfuturas, viabilizando empréstimos para outros seto-res do governo, levou tais empresas a aumentaremainda mais o seu alto índice de endividamento. Oproblema setorial veio a se agravar com a inadim-plência entre as empresas do setor, ou seja, com ocaos em que se mergulhou em decorrência de um“calote” quase generalizado no final da década de80 e início dos anos 90. Esta inadimplência levou ase paralisar a construção de quase duas dezenasde usinas hidrelétricas.

Com base em um conjunto de dispositivos le-gais, ficaram definidos, entre os anos de 1993 e1995, o acerto de contas entre as empresas do se-tor, as regras para formação de consórcios e licita-ções de bens e serviços públicos.

A Lei No 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, dis-pôs sobre o regime de concessão e permissão daprestação de serviços públicos, estabelecendo queo poder concedente delegaria, mediante licitação,a prestação de tais serviços, definindo as regras econdições para tal. Por sua vez, a Lei No 9.074, de7 de julho de 1995, outorgou e prorrogou conces-sões existentes de serviços públicos e criou a figu-ra do Produtor Independente de Energia. Nostermos dessa lei, a geração, transmissão, distribui-ção e comercialização de energia elétrica foramtratadas como atividades distintas, abrindo o cami-nho para a desverticalização das empresas.

Esse conjunto de peças legais preparou o cami-nho para a grande reestruturação do setor elétricobrasileiro, conduzida pelo Ministério de Minas eEnergia. O governo decidiu então elaborar o proje-to de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro(Projeto RE-SEB), tendo contratado, por meio de li-citação internacional, com recursos do Banco Mun-dial, a consultora inglesa Coopers & Librand, con-sorciada com as brasileiras Ulhoa Canto, Engevix eMain Engenharia.

O documento preparado pelo governo, que ser-viu de base para a elaboração das propostas dosconcorrentes, pressupunha a cobertura dos se-guintes objetivos para a reestruturação:! assegurar a expansão da hidreletricidade e da

oferta de energia;


! estimular o investimento;! reduzir riscos para os investidores, garantindo a

modicidade das tarifas;! maximizar a competição;! garantir o livre acesso dos agentes ao sistema

existente;! estruturar um órgão regulador forte e indepen-

dente;! redefinir as funções da ELETROBRÁS;! garantir a operação ótima do sistema;! incentivar a eficiência com garantia da qualida-

de do fornecimento e sua adequação às neces-sidades do mercado.Permitir ao governo concentrar-se nas funções

políticas de regulamentação e fiscalização do se-tor e propiciar a transferência da responsabilidadeda operação e dos investimentos para o setor pri-vado foram os objetivos principais da reestrutura-ção proposta.

A elaboração do trabalho, que daria novo forma-to ao modelo do setor elétrico, iniciou-se, como nãopoderia deixar de ser, por um diagnóstico do mode-lo da época. Inúmeros técnicos de alto nível do se-tor foram convidados pelo MME a participar doprojeto, analisando e adequando o modelo às pe-culiaridades do sistema brasileiro, bem como es-clarecendo os consultores sobre esse sistema, cujaprincipal característica é a predominância hidrelé-trica com reservatórios de regularização plurianual.

Logo foi identificada a necessidade de um órgãoregulador e fiscalizador para dar força e credibilida-de ao novo modelo. Para isso, por meio da Lei No9.427, de 26 de dezembro de 1996, foi instituída aAgência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL),autarquia sob regime especial, vinculada ao Minis-tério de Minas e Energia. Note-se que essearcabouço legal, necessário ao estabelecimento domodelo que estava sendo projetado, foi sendoconstruído paralelamente ao processo de privatiza-ção, já desencadeado pelo Governo Federal.

Competição onde possível, regulação onde ne-cessário, foi a linha mestra adotada para a reestru-turação do setor. Assim, a desverticalização dasempresas, a transmissão e distribuição como mo-nopólios naturais e a competição na geração e nacomercialização foram definidas como as principaiscaracterísticas do novo modelo. A institucionaliza-ção desse modelo foi estabelecida pela Lei 9.648/

98, que autorizou a desverticalização das empre-sas federais, separou o acesso e o uso dos siste-mas de transmissão e distribuição das atividadesde compra e venda de energia, caracterizou os ge-radores como produtores independentes de ener-gia, estabeleceu os contratos iniciais e instituiu oMercado Atacadista de Energia (MAE) e o Opera-dor Nacional do Sistema (ONS).

O estabelecimento, funcionamento e operacio-nalização do MAE foram consolidados por um con-trato multilateral, denominado Acordo de Mercado,subscrito pelos geradores, comercializadores. Esseacordo proporciona a existência de um ambiente emque se processam as compras e vendas de energia,mediante contratos bilaterais, e, ainda, as transa-ções de curto prazo. A governância desse merca-do, inicialmente concebido para ser auto-reguladopelos agentes, foi reformulada para ser reguladopelo governo.

Por sua vez, o ONS foi criado como uma associ-ação civil de direito privado, com o objetivo de pro-mover a otimização dos recursos eletroenergéticosdo sistema interligado e, através da sua operação,garantir o livre acesso à transmissão e contribuirpara que a expansão do sistema se faça pelo me-nor custo.

É com essa nova configuração institucional, ain-da em implantação e sujeita, no curto prazo, a alte-rações impostas por regras ainda não concluídas,que se dará o desenvolvimento eletroenergéticobrasileiro e, consequentemente, o do Nordeste.

PERSPECTIVAS DE EVOLUÇÃO DO MERCADO

A demanda por energia varia em função dascondições socioeconômicas e culturais de uma so-ciedade, bem como das condições advindas da na-tureza. Logo, as mudanças no comportamento doconsumo de energia elétrica estão atreladas aosfatores determinantes de seu desempenho, ouseja, às transformações do setor produtivo, aosganhos de eficiência energética, à mudança de há-bitos, aos ganhos de renda, à evolução das tarifase à própria estruturação da oferta, entre outros.

A divisão geográfica do sistema elétrico do Norte/Nordeste difere da divisão geopolítica. Para efeitosdo sistema elétrico, o Estado do Maranhão é consi-derado Região Norte e não Nordeste, sendo assim


oito os estados no Nordeste geoelétrico, o que re-presenta 14,3% da área geográfica do Brasil. A po-pulação dessa área é de 41.202.000 habitantes, oque corresponde a 25,2% da população brasileira.

A capacidade instalada de geração no Nordestegeoelétrico era de 10.704 MW, em dezembro de2001, o que representava 16% do total da capaci-dade instalada do País. O consumo de energia elé-trica nesta região representou 16 % do total daenergia nacional consumida no ano 2000.

A evolução do consumo deenergia elétrica, no Nordeste, re-gistrou crescimento médio de5,8% ao ano no período de 1995 a2000, para o que contribuíram so-bretudo o desempenho das clas-ses comercial e residencial, queatingiram incrementos de 8,9% e7,0%, respectivamente.

A classe residencial, que em 1994 representavacerca de 24,0 % do consumo total da área, atingiuo patamar de 28,0 % em 2000. Da mesma formacomportou-se a classe comercial, que passou de12,0% para 15,0% ao longo desse período. Os de-sempenhos dessas classes decorreram, em grandeescala, do advento do Plano Real, instituído em1994, e que permitiu uma mudança de patamar deconsumo de energia nas residências, aumentando oseu consumo médio, com a incorporação de novoseletrodomésticos, além de novas unidades consumi-doras. O crescimento na classe comercial foi prove-niente da expansão do comércio, principalmentecom a instalação de modernos centros de compras.

A classe industrial, ao contrário das já cita-das, apresentou uma perda de participação, pas-sando de 46,0 %, em 1994, para 40,0 % em 2000,apesar do crescimento médio de 4,0 % ao ano noperíodo 1995/2000. Alguns fatores para isso po-dem ser citados: mudanças tecnológicas advindasda necessidade de maior eficiência do parque pro-dutivo e ausência de novos empreendimentos demaior intensidade elétrica.

Esse aumento da demanda, embora previsto noplanejamento do setor elétrico, associado ao atra-so do início das obras de expansão da geração etransmissão, à não-execução de novas obras degeração, ao retardo na implantação do novo mode-lo e, principalmente, à ocorrência de uma hidrolo-

gia desfavorável — provocou o desequilíbrio entreoferta e demanda, culminando com o racionamentode energia enfrentada em 2001. Durante a crise,foram tomadas algumas medidas de contingencia-mento do consumo de energia, quando instituíram-se metas variadas de redução para os diversossetores da sociedade. Nesse período, o Nordesteapresentou um decréscimo nas suas vendas decerca de 7,0 %, sendo que a maior redução foi aapresentada pelas indústrias eletrointensivas, com

cerca de 11,0%.A partir do quadro de contin-

genciamento foram delineadostrês cenários econômicos, comrebatimento no consumo de ener-gia elétrica, para o período 2002/2003. Ressalte-se que foram con-sideradas taxas de redução do

consumo de energia, oriundas de medidasestruturadoras adotadas pela sociedade, como asubstituição de equipamentos e a racionalizaçãono uso de eletricidade, que permanecerão aindapor algum tempo após o fim do racionamento.

A hipótese para o primeiro cenário era a de umaprofundamento da crise econômica prolongando-se até 2002, com reflexos em 2003, e de um racio-namento de energia elétrica estendendo-se até2003, com metas menores de março a dezembrode 2003.

No segundo cenário, previa-se que a economiaseria paulatinamente restabelecida ao longo de2002, ainda que com algumas restrições de cresci-mento ao longo do próximo qüinqüênio. Nesse ce-nário, o racionamento de energia estende-se atédezembro de 2002, com diminuição das metas deredução de consumo a partir do mês de março.

No terceiro e último cenário, a previsão era deque a crise ficaria restrita a 2001, o racionamentoacabaria em fevereiro de 2002, o que de fato ocor-reu, que os fundamentos econômicos voltariam aser positivos durante 2002 e que assim continuari-am ao longo do qüinqüênio.

No cenário considerado mais provável, estima-se que a crise econômica fica restrita a 2001 e queos anos de 2002 e 2003 caracterizar-se-ão por umcontexto internacional de moderado crescimentoeconômico. Favorecido por essa situação internaci-onal, deve avançar o processo de estabilização da

O aumento da demandaprovocou o desequilíbrioentre oferta e demanda,

culminando com oracionamento de energia

enfrentada em 2001


economia brasileira, com melhoras nas contas ex-ternas já em 2002.

Esse quadro é favorecido também pelo ciclohidrológico nos principais rios do País, que desde oinício do ano 2002 recuperou as reservas das hi-drelétricas, em um nível que garante o atendimentoem 2002.

Considerando-se a reanimação da economiabrasileira, com o aumento de renda da população,em 2002 tenderia a ocorrer um aumento moderadodo consumo de energia elétrica no País, o qual se-ria reforçado pelo movimento inercial da demandaresidencial. Entretanto, as lições e avanços da raci-onalização do consumo da energia elétrica, deixa-dos pela recente experiência, devem neutralizarparte desse movimento, levando o consumo deenergia a patamares ligeiramente acima daqueleregistrado no ano de 2000.

Após a crise de oferta de energia elétrica de2001, alguns aspectos estão sendo cristalizados eprenunciam uma nova ordem em relação ao usodesse energético. Um deles será conseqüência dopossível aumento das tarifas em função da eleva-ção do custo marginal da expansão da oferta, ba-seada em termelétrica a gás natural; outro, seria oaumento das tarifas, principalmente nos setores in-dustrial e comercial, com o objetivo de reduzir ossubsídios cruzados; e, finalmente, o aumento dacogeração e autoprodução, em especial pelas in-dústrias eletrointensivas, com o objetivo de torna-rem-se mais independentes no acesso a uminsumo de grande importância no seu processoprodutivo.

PERSPECTIVAS DE ATENDIMENTO AOMERCADO

O planejamento do setor elétrico

O Comitê Coordenador do Planejamento da Ex-pansão (CCPE) é o órgão responsável pelo plane-jamento da expansão do sistema elétrico, criadopela portaria MME nº 150, de 10 de maio de 1999,com estrutura, organização e forma de funciona-mento aprovados pela Portaria MME nº 485, de 16de dezembro de 1999.

O ambiente concorrencial introduzido no setorcriou novos paradigmas para a atividade de plane-

jamento e repercutiu nos estudos de previsão demercado. Informações antes compartilhadas semrestrições entre os agentes, com todos os partici-pantes do processo de planejamento do setor, pas-saram a ter conotações estratégicas. Foramalteradas também as premissas e os principais ob-jetivos do planejamento de expansão, agora de na-tureza indicativa para a geração. O planejamentoda transmissão foi impactado da mesma forma, vis-to que o estabelecimento de um sistema de trans-porte de energia com o propósito de facilitar aconcorrência entre os agentes de mercado passoua ser um condicionante para a redução dos preços.

Tendo em conta essas mudanças, os objetivosprincipais dos trabalhos a serem executados peloCCPE passaram a ser:! orientar ações do governo para assegurar o for-

necimento de energia nos níveis de qualidade equantidade demandados pela sociedade, emconsonância com a política energética nacional,emanada do Conselho Nacional de PolíticaEnergética (CNPE);

! oferecer aos agentes do mercado um quadro dereferência para seus planos de investimento; e

! estabelecer a expansão mais adequada da redeelétrica de transmissão, de acordo com as ne-cessidades operacionais do sistema.Nesse novo ambiente institucional, o planeja-

mento deverá ser conduzido como uma função dogoverno, exercida pela Secretaria de Energia doMinistério de Minas e Energia (SEM/MME), concili-ando os interesses dos agentes investidores e dasociedade. No Comitê, a representação dos agen-tes e entidades do setor deverá ser garantida pelacomposição da estrutura do CCPE, mediante aparticipação de entidades de classe e de processode consultas públicas na avaliação e aprovaçãodos principais produtos, refletindo um processo de-cisório participativo e aberto.

No sentido de atender aos requisitos acimamencionados e na qualidade de Agente Planejadordo Sistema Elétrico Brasileiro, o CCPE deverá, en-tre outras atribuições:! elaborar, de forma integrada, o planejamento de

longo prazo do setor elétrico;! elaborar e manter atualizados os Planos Indica-

tivos de Expansão da Geração e o ProgramaDeterminativo de Transmissão;


! estruturar e manter atualizado o Sistema de Infor-mações Técnicas do planejamento da expansãodo setor de energia elétrica, disponibilizando-opara os agentes que atuam no setor e para a soci-edade em geral;

! estimar os investimentos de capital para a expan-são da oferta e da transmissão de energia elétri-ca, subsidiando as ações de governo na buscade adequação ou viabilização das mesmas;

! acompanhar pró-ativamente as condições deatendimento ao mercado de energia elétrica,sugerindo ações para manter esse atendimentoem níveis de qualidade preestabelecidos;

! propor à ANEEL os critérios, normas, procedi-mentos e referências de qualidade para o de-sempenho do sistema elétrico na realização daatividade de planejamento; e

! examinar e emitir parecer sobre assuntos técni-cos e estratégicos que lhe forem encaminhadospelo Conselho Nacional de Política energética(CNPE) ou pelo Ministério de Minas e Energia.

O parque gerador e sua evolução

O parque de geração do sistema elétrico brasilei-ro é, como já dito, predominantemente hidráulico. Aparte restante é composta pela produção de fontestérmicas destinadas ao atendimento dos SistemasIsolados e à complementação no atendimento domercado do Sistema Interligado nos períodoshidrologicamente desfavoráveis ou para atendimen-to localizado, quando ocorrem restrições de trans-missão, bem como na cogeração. Também hápequenas unidades geradoras de fontes de energiaalternativa renováveis, como eólica e biomassa.

Com a disponibilização e incentivo ao uso degás natural, inclusive para a cogeração, espera-seuma maior participação das termelétricas no aten-dimento às necessidades de energia elétrica.

O fato de o sistema elétrico brasileiro dispor deuma majoritária geração hidráulica, com reservató-rios de regularização pertencentes a diferentes em-presas, resulta na necessidade de ações integra-das, visando à otimização eletroenergética dosistema, ao aumento da eficiência e à obtenção decusto mínimo no fornecimento da energia elétrica.

Essas características conferem um papel rele-vante à coordenação do planejamento da expansão

e da operação do Sistema Interligado Nacional.Esse fato independe da organização institucional edos agentes que atuam nesses sistemas, pois de-corre das características físicas do sistema elétricobrasileiro, que são diferentes daquelas existentes namaioria dos outros países.

A Tabela 1 apresenta a evolução da capacidadeinstalada do parque de geração Brasileiro no perío-do 1970 – 2000, identificando valores totais emGW, e incrementos médios anuais em GW e em %.

Capacidade instalada atual

O Sistema Interligado possui uma capacidadeinstalada de 65899 MW (Dez/2000), e está dividi-do, em face da distribuição geográfica dos grandescentros de carga, em quatro sistemas elétricos:Sistema Sudeste/Centro Oeste, Sistema Sul, Sis-tema Nordeste e Sistema Norte.

O Sistema Nordeste tem uma capacidade insta-lada de 10704 MW, sendo 10269 MW em usinashidrelétricas e 435 MW em usinas termelétricas.

A capacidade atual de transferência da interliga-ção entre os Sistemas Norte e Nordeste é da or-dem de 900 MW médios na direção Nordeste e 850MW médios na direção Norte. Essa interligaçãotambém permite um intercâmbio de energia comcaracterística sazonal com fluxos na direção Nor-deste no primeiro semestre do ano, aproveitando-se os excedentes de água da UHE Tucuruí, asquais permitem geração elevada na Região Norte.No segundo semestre, quando as vazões do To-cantins se reduzem e o reservatório da UHETucuruí apresenta deplecionamento acentuado, aRegião Nordeste, em contrapartida, envia energiapara o Norte, invertendo-se então o fluxo entre asregiões, principalmente quando ocorrem boas va-zões no Rio São Francisco.

As Tabelas 2 e 3, apresentam os conjuntos deusinas hidrelétricas e termelétricas em operação,

edadicapaCadoãçulovE-lisarB-1alebaTadalatsnI

0791 0891 0991 )*( 0002 )*(

)WG(latoT 4,01 7,03 0,94 7,76

)WG(launAoidéMotnemercnI – 0,2 8,1 9,1

)%(launAoidéMotnemercnI – 4,11 8,4 3,3

.upiatIEHUadadalatsniedadicapacad%05adíulcnI)*(0102-1002odagilretnIametsiSodoãçareGedlaneceDonalP-EPCC:etnoF


com capacidade instalada superior a 10 MW, no sis-tema de geração do Nordeste em dezembro/2000.

Os novos projetos hidrelétricos

As diretrizes gerais de planejamento para o pe-ríodo 2002/2010 indicam forte participação da inici-ativa privada, aproveitando-se o potencial hidrelé-trico disponível no País, concomitantemente com aconstrução de novas usinas térmicas, que deverãose apoiar fundamentalmente no aproveitamento dogás natural e do carvão mineral.

No planejamento 2002-2010 estão previstaspara a região Nordeste as seguintes Usinas Hidre-létricas de médio porte (Tabela 4).

Deve-se destacar ainda que a expansão hidre-létrica prevista para a região Norte, com a constru-ção da segunda casa de força da hidrelétrica deTucuruí, no rio Tocantins, e da hidrelétrica de BeloMonte, no rio Xingú, com 11.181 MW, complemen-tarão o atendimento ao crescimento do mercado daregião Nordeste no horizonte 2010.

Destaque-se que o potencial hidrelétrico ainda adesenvolver no País é de aproximadamente200.000 MW, encontrando-se principalmente nasregiões Norte e Centro-Oeste; desses, 40.000 MWestão na região de transição amazônica, nas baci-as dos rios Tocantins, Araguaia e Xingu, cujo de-senvolvimento pode ser feito com baixo impactoambiental. A proximidade relativa desses potenci-ais do Nordeste indica a possibilidade de transfe-rência de parte dessa energia para consumo naregião, também no horizonte pós-2010.

Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)

O Programa Nacional de Pequenas CentraisElétricas (PNCE) é uma ação liderada e operacio-nalizada pela ELETROBRÁS, visando incentivar efacilitar a construção de PCHs em todo o territórionacional. Nesse Programa, destacam-se as PCHsque representam uma importante alternativa deprodução de energia renovável de uso localizado,promovendo a ampliação da oferta de energia elé-trica em áreas isoladas e em pequenos centrosagrícolas e industriais.

A legislação atual sobre concessões, permis-sões e autorizações de serviços públicos criou faci-lidades para a implantação de centrais hidrelétricasde até 30 MW.

Na Região Nordeste foram inventariadas as ba-cias dos rios Poti (PI), Ipojuca (PE), Utinga (BA),

etsedroNodoãçareGedametsiS-2alebaToãçarepOmesacirtélerdiHsanisU-orielisarB

adalatsnIedadicapaCmoc0002/21/13meWM01aroirepuS

anisU aserpmE oiR FU aicnêtoP)WM(

selaSoinôlopA)ótoxoM(

FSEHC oãSocsicnarF

AB/LA 0,004

açnarepsEaoB FSEHC abíanraP AM/IP 0,522

linuF FSEHC satnoC AB 0,03

agaznoGziuL)acirapatI(

FSEHC oãSocsicnarF

AB/EP 0,005.1

IosnofAoluaP FSEHC oãSocsicnarF

AB 0,081

IIosnofAoluaP FSEHC oãSocsicnarF

AB 0,544

IIIosnofAoluaP FSEHC oãSocsicnarF

AB 0,008

VIosnofAoluaP FSEHC oãSocsicnarF

AB 0,064.2

ardeP FSEHC satnoC AB 0,02

ohnidarboS FSEHC oãSocsicnarF

AB 0,050.1

ógniX FSEHC oãSocsicnarF

ES/LA 0,000.3

FSEHC:etnoF

etsedroNodoãçareGedametsiS-3alebaTmesacirtélemreTsanisU-orielisarB

edadicapaCmoc0002/21/13meoãçarepOWM01aroirepuSadalatsnI

anisU aserpmE levítsubmoC FU aicnêtoP)WM(

iraçamaC FSEHC oelÓ/levítsubmoCleseiDoelÓ

AB 092

FSEHC:etnoF

etsedroNodoãçareGedametsiS-4alebaTodoírePoarapsatsiverPsEHU-orielisarB

0102-2002anisU )WM(aicnêtoP lacoL adoicínI

oãçarepO

ibepatIEHU 00,054 AB 3002/naJ

socaSEHU 00,09 AB 7002/veF

olavaCodardePEHU 00,071 AB 7002/iaM

IsotaGEHU 00,33 AB 9002/zeD

0102-1002odagilretnIametsiSodoãçareGedlaneceDonalP-EPCC:etnoF


Buranhém (BA), Jucuruçu do Norte (BA), Jucuruçudo Sul (BA), Itanhém (BA), Peruípe (BA), Itaguari(BA), Carinhanha (BA/MG), Ondas (BA), Rio de Ja-neiro (BA), Branco (BA), do Ouro (BA) e Preto (BA).O inventário foi apresentado para aprovação e en-contra-se em fase de análise na ANEEL. AELETROBRÁS está realizando, em parceria com aCHESF, os projetos básicos preliminares de cincoaproveitamentos: Cachoeira da Lixa, no rioJucuruçu do Sul; Posses, no rio Carinhanha;Tamanduá, no rio de Ondas; Cachoeira do Itaguari,no rio Itaguari e Primavera no rio Ipojuca.

Recentemente, foram introduzidas modifica-ções na legislação sobre PCHs, destacando-se osseguintes aperfeiçoamentos:! os empreendimento de potência igual ou inferior

a 1 MW são dispensados de concessão, per-missão, ou autorização;

! os empreendimentos ficam isentos de pagamen-to da taxa de utilização de recursos hídricos (6%sobre o valor da energia elétrica produzida);

! é possível a formação de consórcio para explo-ração de novos aproveitamentos;

! as PCHs que entrarem em operação até o anode 2003 ficarão totalmente isentas do pagamen-to pelo uso de redes de transmissão e distribui-ção. As demais terão um desconto mínimo de50% desses custos.Vários empreendimentos no Nordeste estão

com pedido de financiamento apresentado àELETROBRÁS no âmbito do PNCE, conformemostra a Tabela 5.

Outros empreendimentos constituem o potenci-al de PCHs a curto prazo e têm previsão de entradaem operação até o ano 2004, podendo servisualizados na Tabela 6, a seguir.

Após 2004, são ainda esperadas as implanta-ções dos empreendimentos listados na Tabela 7.

Usinas térmicas

As dificuldades inerentes aos períodos de tran-sição, indefinições e atrasos na elaboração dasregras do mercado, a falta de investimento porparte do governo e uma resposta dos investidoresprivados abaixo da esperada, associadas a umperíodo de baixa hidraulicidade, levaram o gover-no a decretar um severo racionamento de eletrici-dade em 2001.

Antevendo a crítica situação que se afigurava, oGoverno Federal elaborou o Programa Prioritáriode Termeletricidade (PPT). De acordo com esse

sonitsedroNsotnemidneerpmE-5alebaTotibmÂonotnemaicnaniFedoãçaticiloSmoc

ECNPodanisU arbO odatsE )WM(aicnêtoP

onrefnIodarieohcaC oãçaticapaceR AB 2

nalporgAadnezaF avoN AB 2

arieohcaCadnezaF avoN AB 56,3

sabirauGadnezaF avoN AB 52,1

ariebúacaMadnezaF avoN AB 59,01

mibohnI avoN AB 52,61

ednarGadacnaP oãçaticapaceR AB 58,2

soidémeR oãçaticapaceR AB 67,0

aizuLatS avoN AB 68,51

aboiruciLoinotnAotS oãçazilativeR AB 7,2


meutitsnoCeuqsotnemidneerpmE-6alebaTozarPotruCasHCPedlaicnetoPo

anisU oiR odatsE oipícinuM aicnêtoP)WM(

adacnaPednarG

arieohcaCednarG

AB árebutI 58,2

úiubanaB úiubanaB EC úiubanaB 07,8

sórO ebiraugaJ EC sórO 09,8


meutitsnoCeuqsotnemidneerpmE-7alebaTozarPoidéMasHCPedlaicnetoPo

anisU oiR odatsE )WM(aicnêtoP

axiLadarieohcaC luSoduçurucuJ AB 81,5

iraugatIodarieohcaC iraugatI AB 22,8

avarbanaC iraugatI AB 58,6

abuPmipaC ahnahniraC AB 10,01

aravipaC ahnahniraC AB 54,5

açnarepsEadrolF sadnOed AB 37,3

ahniugraL ahnahniraC AB 47,01

sardeP sadnOed AB 34,5

sessoP ahnahniraC AB 50,61

aralCatnaS luSoduçurucuJ AB 04,6

ednarGoitíS saemêFsaD AB 00,52

áudnamaT sadnOed AB 14,8

arevamirP acujopI EP 82,4



programa, as seguintes Usinas Termelétricas esta-vam previstas para a Região Nordeste no período2001-2003.

Durante o racionamento, foi criada a Compa-nhia Brasileira de Comercialização de EnergiaEmergencial (CBEE), a qual licitou a contrataçãode cerca de 1000 MW de novas termelétricas a se-rem instaladas no Nordeste nesse mesmo período.A grande incerteza associada à expansão termelé-trica na região Nordeste diz respeito às reservas degás natural e à necessidade de importação dessecombustível, quer seja na forma de gás naturalliqüefeito, quer através de gasoduto vindo do Su-deste, transferindo gás do Cone Sul, principalmen-te o boliviano.

AS NOVAS FONTES DE ENERGIA —BIOMASSA, EÓLICA, SOLAR E COGERAÇÃO

Biomassa

O Nordeste possui extensas áreas que não sãopropícias à agricultura, mas que o são para produ-ção de biomassa florestal, conforme diversos levan-tamentos já realizados. Vários projetos, em âmbitomundial, têm sido desenvolvidos de forma a utilizarbiomassa para a geração de energia elétrica.

O Projeto mais importante nessa área, denomi-nado Brasilian Wood Big-GT Demonstration Project(WBP)/Sistema Integrado de Gaseificação de Ma-deira para Geração de Eletricidade (SIGAME), foiiniciado em meados do ano de 1991 e tem por ob-jetivo confirmar a viabilidade técnica e comercial daprodução de eletricidade a partir da biomassa, atra-vés de tecnologia Biomass Integrated Gasification/Gas Turbine (BIG/GT), no qual a biomassa (madei-

ra, resíduo agrícola, etc.)passa por uma etapa degaseificação para, em se-guida, utilizando o gás ob-tido em um sistema deciclo combinado, gerarenergia elétrica.

A implementação des-se projeto se dará no mu-nicípio de Mucuri, Sul doEstado da Bahia, com po-tência instalada prevista

de 32 MW e investimentos da ordem de US$ 106milhões. Conta com o apoio financeiro das NaçõesUnidas através do Global Environment Facility(GEF), orçado em US$ 35 milhões; da União Euro-péia, ora em negociação, de US$ 3,5 milhões; comum empréstimo do Banco Mundial (US$ 42 mi-lhões) e, ainda, com o aporte de capital próprio daELETROBRÁS e CHESF (US$ 25,5 milhões). É,no momento, o maior projeto de demonstração emandamento no mundo, nesta área.

Socialmente, a forma proposta para a geraçãode energia, contribui com a criação de novos em-pregos, principalmente de caráter rural. Ambiental-mente, a disseminação dessa tecnologia, ao utilizarum recurso energético renovável, cujo balanço decarbono é nulo, contribui para diminuir o agrava-mento do efeito estufa.

O projeto encontra-se agora na fase de implan-tação e comissionamento, que deverá ter prosse-guimento até o primeiro trimestre do ano de 2003.A operação em regime de demonstração se darános anos de 2003 a 2006 e prevê-se que sua ope-ração comercial terá início a partir do ano de 2006.

Como subproduto desse projeto tem-se a gaseifi-cação do bagaço de cana, o que propiciaria um au-mento substancial no potencial de geração deenergia elétrica das usinas de açúcar e álcool e dasdestilarias existentes no país e na região Nordeste.

Energia eólica

O País apresenta condições extremamente fa-voráveis ao desenvolvimento de fazendas eólicas,com ventos constantes de até 10 m/s e índices decalmaria entre 0 e 25% (um dos menores do mun-do), destacando-se a região Nordeste, principal-

sETU-orielisarBetsedroNodoãçareGedametsiS-8alebaT3002-1002odoírePoarapsatsiverP

anisU aicnêtoP)WM(

lacoL aserpmE adoicínIoãçarepO

NG-)IesaF(IAIHABOMRET 00,461 AB SARBORTELE/VEBBA 1002/tuO

NG-)IIesaF(IAIHABOMRET 00,62 AB AIHABOMREHT 2002/luJ

iraçamaC 00,032 AB SARBORTELE 2002/ogA

ignoB 00,051 EP SARBORTELE 2002/zeD

)NG(SAOGALAOMRET 00,021 LA SARBORTEP/SAGLA/LAEC 2002/zeD

NG-)IIIesaF(IAIHABOMRET 00,072 AB SARBORTEP/VEBBA 3002/tuO

OCUBMANREPOMRET 00,005 EP ANAINARAUG 3002/zeD

NGUÇAOMRET 00,043 NR ANAINARAUG 3002/ZED



mente os litorais do Ceará e Rio Grande do Norte.Estima-se que o potencial do Nordeste seja superi-or a 10.000 MW. A complementaridade entre os re-gimes eólico e hidrológico constitui-se em umavantagem sistêmica a ser explorada.

As características favoráveis na região têm mo-tivado o aparecimento de um número crescente dedesenvolvedores em busca de parcerias para parti-cipação em concorrências abertas por concessio-nárias de distribuição e para desenvolver projetoscomo Produtores Independentes de Energia.

Entre os diversos projetos em curso, destacam-se o de duas fazendas eólicas no Ceará, cada umacom capacidade instalada de 30 MW, e o de umaoutra fazenda, com capacidade de 10 MW, no Es-tado do Piauí. A Tabela 9, a seguir, apresenta a si-tuação dos Projetos Eólicos no Nordeste Brasileiro.

Atualmente, os custos de implantação de siste-mas eólicos situam-se na faixa de US$900/kW aUS$1200/kW.

Energia solar

Sem dúvida, o Nordeste tem na energia solaruma fonte de grande potencial de geração de ener-gia, estimada em 40 mil MW, devido aos níveis ele-vados de insolação que deverá se concretizar àmedida que os seus custos se tornem competitivos.No momento, diversas aplicações têm sido realiza-das na região.

Para os sistemas solares fotovoltaicos, têm sidoobservados, ao longo dos anos, diversas açõesvoltadas para a pré-eletrificação rural e eletrifica-

ção de comunidades isoladas mais distantes. Osprimeiros sistemas foram instalados em programasde cunho social, com doações internacionais.

O relativo sucesso na aplicação desses siste-mas levou à construção de um programa mais am-plo, ainda que eminentemente social, denominadoPrograma de Desenvolvimento Energético de Esta-dos e Municípios (PRODEEM), cujo objetivo é co-brir parte do passivo social para com o homem docampo e as populações isoladas do País, que nãotêm acesso à eletricidade, pela distância que seencontram das redes elétricas. O PRODEEM contacom recursos da União, a fundo perdido, a seremaplicados em sistemas para eletrificação de instala-ções de uso comunitário (escolas, postos de saúde,centros comunitários, igrejas, postos telefônicos,bombeamento de água, etc.).

No âmbito do PRODEEM já foram construídos,em suas quatro fases, cerca de 2.500 sistemas debombeamento de água, com 1,3 MW de pico, insta-lados em painéis; 379 sistemas de iluminação pú-blica, com 7,5 kW instalados, e 3000 sistemas degeração de eletricidade com 1,7 MW de pico insta-lados em painéis.

A Tabela 10, a seguir, apresenta a evolução donúmero de comunidades, da população atendida edos recursos aplicados desde a sua implantação.

Além do PRODEEM, outras iniciativas têm sidoconduzidas no âmbito das concessionárias, secre-tarias estaduais e universidades.

Destacam-se ainda projetos de geração helio-térmica, com o objetivo do domínio científico e tec-nológico do assunto, visando estabelecer, noBrasil, uma base tecnológica a partir da qual as

socilóEsotejorP-9alebaTotnemidneerpmE FU opiT WK sutatS aserpmE

epirucuMedotroP EC ocilóE 002.1 oãçarepO -/ECLEOCFSEHC

ahniarP EC ocilóE 000.01 oãçarepO NEBBOW

abíaT EC ocilóE 000.5 oãçarepO NEBBOW

úrucaraP EC ocilóE 000.03 oãsiverP1002

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aracaocireJ EC ocilóE 000.001 odutsE ECLEOC

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abïanraP IP ocilóE 000.01 odutsE ASIPEC

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oremúNodoãçulovE-MEEDORP-01alebaTeadidnetAoãçalupoP,sedadinumoCed

sosruceRonA sedadinumoC oãçalupoP sosruceR

)seõhlim$R(

5991 9 000.3 2,2

6991 611 000.43 3,4

7991 002 00.96 4,4

8991 006.1 000.003 2,8

9991 000.2 000.004 02

0002 050.3 000.094 03

1002 000.4 000.008 97



concessionárias de energia elétrica brasileiras po-derão desenvolver opções de produção de energiacom sistemas de concentração solar.

As principais aplicações nesse campo são oaquecimento de água a baixa temperatura para finsresidenciais, comerciais e industriais, incluindo hos-pitais e clínicas, hotéis, escolas, lavanderias, vestiá-rios, refeitórios industriais, entre outros, secagem deprodutos agropecuários como grãos, frutas, etc., erefrigeração, que consiste em utilizar uma máquinatérmica para produzir frio a partir da energia solar.

Cogeração

Cogeração é a geração simultânea de energiatérmica, mecânica ou elétrica, a partir de um mes-mo combustível (gás natural, resíduos de madeira,bagaço de cana etc). A forma mais utilizada decogeração é a produção de energia mecânica(para acionamento de geradores elétricos, com-pressores, bombas, moendas etc) e energia térmi-ca (vapor, água fria etc.).

Do ponto de vista energético, a atratividade dacogeração reside nas altas eficiências globais deconversão, da ordem de 75% a 90%, muito superi-ores, portanto, ao que é verificado quando da gera-ção exclusiva e em sistemas independentes decalor e energia elétrica, o que, conseqüentemente,proporciona ganhos de eficiência econômica nosaspectos ambientais, representando uma melhoralocação de recursos energéticos.

A atividade de cogeração está alinhada com osobjetivos nacionais de redução de custos e combateaos desperdícios; elevação dos níveis de competitivi-dade da indústria brasileira; estímulo à participaçãode um número crescente de novos empreendedorese investidores e incentivo à geração de maiores opor-tunidades de negócios e de empregos.

Existe um expressivo potencial de produção deenergia elétrica por processos de cogeração, emespecial nas regiões mais industrializadas, no setorsucroalcooleiro, nos centros comerciais, hospitais,aeroportos, shopping-centers e outros.

A tabela a seguir apresenta o potencial decogeração por setor produtivo passível de ser de-senvolvido até 2003, tanto no âmbito de autoprodu-ção como no de exportação à rede, através deProdução Independente de Energia - PIE.

SETOR SUCROALCOOLEIRO

Para o setor sucroalcooleiro, em particular, acogeração apresenta vantagens significativas,dada a possibilidade de venda de excedentes deeletricidade gerados pelos subprodutos do proces-so de fabricação de açúcar e álcool, como o baga-ço de cana. A venda de eletricidade excedente tema vantagem de permitir a diversificação do setor ede colaborar, por meio da receita extra, para suaestabilidade econômica.

A potência do setor sucroalcooleiro atualmenteinstalada no País está em torno de 1.000 MW, con-centrada no Estado de São Paulo, que detém umuniverso de 140 usinas.

Levando em conta estudos preliminares doCentro Nacional de Referência em Biomassa(CENBIO), é possível indicar que o setor sucroalco-oleiro tem possibilidades de disponibilizar cerca de423MW para a rede, como energia elétrica exce-dente. A Tabela 12, a seguir, mostra as atuais pos-sibilidades da região, para gerar energia elétricaexcedente a partir do bagaço de cana.

Os custos associados de instalação variam deR$ 400/kW a R$ 2.000/kW, de forma a realizar opotencial técnico máximo estimado em 4.000 MW.Tais investimentos tornariam o setor não apenas

me)WM(oãçaregoCedlaicnetoP-11alebaT3002étA-lairtsudnirotesodoãçnuf

roteS oãçudorpotuA EIP laicnetoPocincéT

looclÁeracúçA 571.1 52 020.4

esoluleCelepaP 981.1 0 047.1

onifeR 824 558.3 382.4

ocimíuQ 141.1 44 185.1

ocigrúrediS 596 0 578

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9991/lirba-EPCC-lisarBonoãçaregoCedlaicnetoPodavitamitsEoirótaleR:etnoF

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OIBNEC:etnoF


auto-suficiente em energia elétrica, mas seriam ca-pazes de dotá-lo de excedentes significativos, quepoderiam ser absorvidos pelas concessionárias eempresas comercializadoras do Setor Elétrico.

SETOR DE SERVIÇOS

O setor de serviços é constituído por shopping-centers, hotéis, hospitais, supermercados e edifíci-os comerciais, que operam na faixa de potênciaentre 1 e 10 MW. No setor de shopping-centers es-tima-se que a potência atualmente instalada noPaís seja em torno de 250 MW, projetando-se umpotencial de cerca de 1.400 MW nos próximos cin-co anos, em todo o território nacional.

Basicamente, a cogeração nesse setor visa àgeração de energia elétrica simultânea à produçãode vapor, para uso direto ou para a obtenção deágua gelada e refrigeração. Nesse caso, a formamais indicada é a que emprega turbinas ou moto-res que utilizam gás natural como combustível.

OUTROS SETORES

No setor de Siderurgia, a tendência já constata-da de investir na produção de energia para consu-mo próprio, deverá permitir a auto-suficiência devárias plantas de produção do setor. Já no Refino,o apoio da PETROBRAS vem sendo maciço, inclu-sive na instalação de usinas térmicas em diversospólos petroquímicos.

A TRANSMISSÃO DE ENERGIA NO ATUALAMBIENTE INSTITUCIONAL DO SETORELÉTRICO

Com a Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, surgiu atransmissão como atividade setorial independente,juntamente com o conceito de Rede Básica dosSistemas Interligados, separada da rede de âmbitopróprio do concessionário de distribuição e daquelade interesse exclusivo da cada central de geração.

As instalações de transmissão que se destinamà formação da Rede Básica dos Sistemas ElétricosInterligados passaram a ser objeto de concessãomediante licitação. As de âmbito próprio do conces-sionário de distribuição e as de interesse restrito decentrais de geração passaram a ser consideradas

integrantes das respectivas concessões, permis-sões ou autorizações.

Nessa nova configuração, a transmissão devegarantir o acesso a todos os agentes que atuam nomercado de eletricidade, funcionando como elemen-to neutro, não interferindo na competição instaladanas pontas do sistema entre os geradores, comerci-alizadores e consumidores de energia elétrica.

O modelo de transmissão brasileiro ficou carac-terizado pela múltipla propriedade dos ativos e pelacoordenação centralizada da operação do sistema.Isso significa que as empresas de transmissão de-têm a propriedade dos ativos da rede e sãoresponsabilizadas pela disponibilidade de suas ins-talações, mas ficam obrigadas a seguir a progra-mação operacional do Operador Nacional doSistema Elétrico. Elas são remuneradas com basena disponibilidade dos seus ativos, sendo penaliza-das caso não consigam alcançar os padrões ope-racionais estabelecidos em contratos.

As instalações integrantes da Rede Básica foramdefinidas, mediante a Resolução ANEEL n.º 245, de31 de julho de 1998, como as linhas e instalações detransmissão em tensões de 230 kV ou superiores.

Ainda com relação à regulamentação do usodas instalações de transmissão, a ANEEL, pelaResolução de n.º 248, de 7 de agosto de 1998,estabeleceu que o acesso às instalações de trans-missão da Rede Básica deveria ser viabilizado me-diante a assinatura do Contrato de Uso do Sistemade Transmissão (CUST), celebrado entre ONS, re-presentando as concessionárias de transmissão eo usuário das instalações.

A Resolução ANEEL n.º 248 estabeleceu tam-bém que para se conectar às instalações de trans-missão os interessados deveriam celebrar osContratos de Conexão (CCT) com os concessioná-rios detentores dessas instalações, estabelecendoos termos e condições para a conexão à Rede Bá-sica por meio de instalações de conexão.

A expansão da Rede Básica é definida peloCCPE, agente que desenvolve os estudos de pla-nejamento para a definição das ampliações do sis-tema de transmissão responsável pela elaboraçãodo Programa Determinativo de Expansão da Trans-missão (PDET), com um horizonte de cinco anos,que relaciona o elenco de obras necessárias naRede Básica para serem outorgadas pela ANEEL


mediante leilões ou autorizações, caso se caracte-rize a sua necessidade mais imediata.

É declarada vencedora de um leilão a empresaque oferecer o menor valor de tarifa de transmis-são, isto é, aquela que aceitar a menor receita anu-al pela disponibilização do empreendimento detransmissão.

Na região Nordeste, a linha de transmissão de-nominada Interligação Sudeste-Nordeste, com ori-gem no Estado de Goiás e atravessando todo oEstado da Bahia até próximo aSalvador, foi a primeira concessãode transmissão privada definidanessa nova modalidade, o queocorreu em agosto de 2000.

O suprimento ao Sistema Inter-ligado da Região Nordeste é efetu-ado a partir do complexo geradorda CHESF, cujas principais usinasestão localizadas no Rio São Fran-cisco. Dessas usinas se originam troncos de 230 kVe 500 kV, para suprimento das principais capitais ecidades da região Nordeste, bem como o eixo de in-terligação com a Região Norte.

Os reforços do sistema de transmissão da Re-gião Nordeste, no horizonte 2001/2010, compreen-dem a expansão do tronco de 500 kV, estandoplanejados, nesse nível de tensão, um total de2.500 km de linhas, o que representa um incremen-to de 58% na extensão de linhas em 500kV. Já nonível de 230 kV é prevista a construção de cerca de2.100 km de linhas, o que representa um cresci-mento da ordem de 16%. Dentre as linhas progra-madas destacam-se os reforços da interligaçãoNorte - Nordeste, entre Presidente Dutra, no Mara-nhão, Teresina, no Piauí, e a Linha Serra da Mesa,em Goiás, e Governador Mangabeira, na Bahia.

OS IMPACTOS SOBRE O MEIO AMBIENTE

Ao longo da última década, o Brasil evoluiu bas-tante quanto aos aspectos ligados à preservaçãodo meio ambiente. Não só se verifica uma consci-entização política e empresarial, como faz-se sentiruma significativa mudança comportamental porparte da população.

Sob a influência dessa conscientização a legis-lação ambiental brasileira evoluiu a ponto de ser

considerada uma das mais avançadas do mundo e,dessa forma, as empresas do setor elétrico, impeli-das pela evolução e vulto de que a matéria se re-vestiu, bem como objetivando o cumprimento dalegislação vigente, foram estimuladas a desenvol-ver ações específicas para trato do assunto.

Os empreendimentos de geração e transmissãode energia elétrica ocasionam modificações ambi-entais ao meio físico, biótico, socioeconômico ecultural das localidades onde são implantados. Es-

sas modificações dão-se nas fa-ses de construção e operação dosreservatórios, termelétricas, li-nhas de transmissão e subesta-ções e estão relacionadas àsações impactantes em que seconstituem a supressão da vege-tação, as inundações de áreas, osreassentamentos das popula-ções, as instalações de canteiro

de obras e as estradas de acesso, entre outros.A construção, instalação, ampliação e funciona-

mento das instalações de geração e transmissãode energia dependem de um licenciamento prévio.O licenciamento ambiental é previsto na Lei nº6.938/81, que estabelece as diretrizes da PolíticaNacional de Meio Ambiente, bem como os procedi-mentos do licenciamento. Já a Resolução Conse-lho Nacional do Meio Ambiente - CONAMA nº 237/97, define critérios e competências para o licencia-mento ambiental.

O processo de licenciamento de uma instalaçãopassa por várias fases junto aos órgãos competen-tes, de âmbito estadual ou federal, a depender daabrangência da obra. No caso dos empreendimen-tos com impactos de abrangência estadual, o licen-ciamento é de competência do órgão estadual demeio ambiente; para aqueles de abrangência fede-ral, o órgão licenciador é o Instituto Brasileiro doMeio Ambiente e dos Recursos Naturais Renova-dos (IBAMA).

A primeira licença a ser obtida é a Licença Pré-via (LP), que somente é dada após a análise, peloórgão responsável, do Estudo de Impacto Ambien-tal e do Relatório de Impacto do Meio Ambiente(EIA/RIMA). Após a obtenção da LP, a empresaresponsável pelo empreendimento deverá buscar aLicença de Instalação (LI), que lhe será concedida

Os empreendimentos degeração e transmissão de

energia elétrica ocasionammodificações ambientais

ao meio físico, biótico,socioeconômico e culturaldas localidades onde são

implantados


depois da análise de outros documentos, tais comoprojeto técnico, programas ambientais e plano demonitoramento. Por último, para a operação da ins-talação, faz-se necessário a obtenção da Licençade Operação (LO).

Nessa direção, o licenciamento ambiental é uminstrumento de planejamento. Tem como objetivosa preservação, a melhoria e a recuperação da qua-lidade ambiental.

As principais fases de impacto no processo deimplantação e operação de empreendimentos degeração ou transmissão de energia, são:! fase de implantação: retirada de cobertura ve-

getal; instalação de canteiros de obras; explora-ção de jazidas minerais; inundações de áreaagricultáveis; sítios históricos e arqueológicos;reassentamentos de populações; escavações,abertura de estradas de acesso; lançamento decabos; eventual poluição decorrente de uso deprodutos químicos, entre outros;

! fase de operação: efeitos da operação dos re-servatórios, através da regularização das va-zões defluentes; deplecionamento, que afastaas populações das margens do lago; perda devolume útil, que prejudica a operação das usi-nas hidrelétricas. Em relação às usinas termelé-tricas, os impactos estão relacionados àemissão de efluentes líquidos, resíduos sólidos,poluição atmosférica e ruídos. Com relação aosistema de transmissão, ressaltam-se os im-pactos das ações decorrentes da sua manuten-ção e do efeito da energias circulando noscabos condutores.O monitoramento e o controle dos impactos am-

bientais são de responsabilidade da empresa pro-prietária da instalação. A mitigação e compensaçãodas modificações introduzidas no meio ambientecom a alteração dos fatores ambientais dos meiosfísico, biótico e antrópico das áreas afetadas sãoobrigações assumidas quando da obtenção ou re-novação das licenças de operação, para a qual asempresas têm, por força de lei, de reservar, no mí-nimo, 0,5% (meio por cento) dos custos totais pre-vistos para a implantação do empreendimento.

Dentre as medidas compensatórias impostaspelos órgãos ambientais às empresas de geraçãoe transmissão de energia, destacam-se:! programas de recuperação de áreas degradadas;

! monitoramento de qualidade da água;! monitoramento da fauna aquática e da pesca

em reservatórios;! replantio seletivo em faixas de servidão;! controle de processos erosivos;! gerenciamento de riscos.

Outras ações são exercidas pelas empresas jun-to às comunidades atingidas, como, por exemplo:! programas de comunicação social;! educação ambiental e sanitária;! cursos de higiene e beneficiamento do pescado;! tombamento e gestão de sítios históricos.

O USO EFICIENTE DA ENERGIA ELÉTRICA

Dois grandes instrumentos, de âmbito nacional,ocupam-se da eficiência no setor energético: o pró-prio contrato de concessão firmado pelas concessio-nárias de serviço público e a ANEEL e o ProgramaNacional de Conservação de Energia Elétrica(PROCEL).

O primeiro estabelece obrigações e encargosjunto ao poder concedente, pelos quais essas em-presas se obrigam a aplicar anualmente o montan-te de, no mínimo, 0,5% de sua receita operacionallíquida, em projetos que tenham a finalidade decombater o desperdício de energia elétrica.

Para o atendimento dessa exigência contratual,as concessionárias apresentam à ANEEL, em datadefinida também contratualmente, um conjunto deações que compõem seu Programa Anual de Com-bate ao Desperdício de Energia Elétrica, contendometas físicas e financeiras de acordo com as dire-trizes estabelecidas para sua elaboração. Tais dire-trizes estão definidas na Lei 9.991, de 24 de julhode 2000, e em resoluções específicas sobre otema, emitidas pela ANEEL.

O PROCEL, por sua vez, tem por objetivo pro-mover a racionalização da produção e do consumode energia elétrica, reduzindo os desperdícios, oscustos e os investimentos setoriais e, assim, con-correndo para a melhoria da qualidade dos servi-ços. Os recursos financeiros do PROCEL sãooriundos da Reserva Geral de Reversão (RGR),fundo federal constituído com recursos das con-cessionárias, proporcionais aos investimentos decada uma. Observe-se que o PROCEL utiliza aindarecursos de entidades internacionais.


Combater o desperdício significa melhorar amaneira de utilizar a energia, sem abrir mão doconforto e das vantagens que ela proporciona. Sig-nifica diminuir o consumo, reduzindo os custos,sem perda da eficiência e da qualidade dos servi-ços. O combate ao desperdício pode ser considera-do como uma fonte virtual de energia elétrica, vistoque a energia economizada em determinado usopoderá ser utilizada por outro consumidor. O concei-to de combate ao desperdício está intimamente liga-do à idéia de conservação.

Dentre os projetos desenvolvi-dos com essa intenção encontra-se o Programa Comercial doPROCEL em parceria com associ-ações de classe (hotéis, shoppingcenters, supermercados, bancose grandes prédios de escritórios)e associações comerciais estadu-ais que dão suporte na definiçãodos segmentos prioritários do setor e na divulgaçãodos resultados obtidos.

Os projetos de melhoria de eficiência energéticadiretamente realizados pelo programa e o desen-volvimento de um sistema de informações que per-mite divulgar as experiências bem- sucedidastransformam um número limitado de empresas co-merciais em modelos nos seus segmentos, visandopossibilitar a sua implementação em outros estabe-lecimentos.

Outros programas de porte são os de melhoriada eficiência de iluminação pública e em prédiospúblicos de várias cidades. No Nordeste, diversascidades estão engajadas no projeto de melhoria dailuminação pública desde 1998, totalizando maisde 250.000 pontos de iluminação.

Dois outros pontos referentes ao PROCEL tam-bém merecem ser destacados:! “Prêmio Nacional de Conservação e Uso Racio-

nal de Energia”, concedido pelo Ministério de Mi-nas e Energia, com base em diretrizes doGoverno Federal e instituído por decreto presi-dencial em dezembro de 1993, como reconheci-mento pelo empenho e resultados obtidos pelosdiversos agentes que atuam no combate ao des-perdício de energia;

! “Selo PROCEL de Economia de Energia”, ins-trumento promocional do PROCEL, concedido

anualmente, desde 1993, aos equipamentoselétricos que apresentam os melhores índicesde eficiência energética dentro das suas cate-gorias, tendo a finalidade de estimular a fabrica-ção nacional de produtos eletroeletrônicos maiseficientes no item economia de energia e de ori-entar o consumidor, no ato da compra, de formaque ele seja capaz de identificar e, assim, ad-quirir equipamentos com as características aci-ma indicadas.

CONCLUSÃO

Esse quadro de alternativaspara a expansão e o atendimentodas necessidades de consumo deenergia elétrica no Nordeste geraimportantes desafios tanto paraos governos quanto para as uni-versidades e empresas, ressal-

tando-se como principais:! o desenvolvimento, com sustentabilidade, con-

seqüente da estabilidade econômica e do redi-recionamento dos investimentos do Estado;

! o desenvolvimento das fontes renováveis com-petitivas;

! o estabelecimento de políticas setoriais bem-definidas;

! a preparação de recursos humanos e o desen-volvimento de tecnologias em sintonia com osrecursos naturais do País e com suas deman-das sociais;

! o desenvolvimento de empreendimentos cujaacessibilidade e aceitabilidade garantam retornoaos acionistas das empresas com os menoresriscos.É importante destacar, para o bom entendimen-

to desses desafios, os conceitos de acessibilidadee aceitabilidade para empreendimentos energéti-cos, tais quais definidos pela Comissão Mundial deEnergia, conforme publicado no documento Energyfor Tomorow’s World – Acting Now, WEC Statement2000”:! acessibilidade é ter custos baixos e preços com-

petitivos, considerando os custos de toda a ca-deia de produção, de forma a dar sustentaçãoeconômico- financeira às empresas, para quemantenham e desenvolvam seus serviços de

O combate ao desperdíciopode ser considerado

como uma fonte virtual deenergia elétrica, visto quea energia economizada emdeterminado uso poderá

ser utilizada por outroconsumidor


energia; e! aceitabilidade no sentido de que a energia deva

ser produzida e usada de uma maneira tal queproteja e preserve o meio ambiente local e glo-bal, agora e no futuro.Em síntese, a estruturação da matriz energéti-

ca futura, fortemente ancorada em fontes renová-veis, é o desafio maior para os novos rumos dodesenvolvimento energético sustentável não sódo Nordeste e do Brasil, mas de todos os paísesdo mundo.

* José Carlos de Miranda Farias é Engenheiro eletricistapela UFPE, pós-graduado pela UFRJ e superintendente de

Planejamento da Expansão da CHESF.

** Jorge Lamartine Pelinca é Engenheiro eletricista pelaUPE, pós-graduado pela EFEI – MG e assessor da Superin-

tendência de Planejamento da Expansão da CHESF.


O futuro da Bacia do Recôncavo, a maisantiga província petrolífera brasileira

Paulo Sérgio Rocha*Antonio Oswaldo de A. B. de Souza**

Roberto J. Batista Câmara***

ResumoA regulação da Indústria do Petróleo no Brasil, estabelecida

pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), influencia diretamentena atuação de todos os integrantes dessa indústria – do Estadoregulador à população consumidora passando pelas empresasconcessionárias e prestadoras de serviço. A manutenção em ope-ração dos chamados campos maduros de petróleo, caso típicodas jazidas de óleo da Bacia do Recôncavo Baiano, interessa,assim, a todos estes agentes pela capacidade destes campos degerar riquezas e emprego para a sociedade em geral. A aberturada indústria de petróleo a novos agentes, após 46 anos de mono-pólio da PETROBRAS, e a criação da ANP marcaram uma novafase desta indústria no Brasil. Sua principal característica tem sidoa entrada de novos agentes no segmento upstream. Ações impor-tantes vêm sendo desenvolvidas para garantir a inserção da em-presa nacional de bens e serviços nesse novo ciclo de expansão.Por outro lado, a PETROBRAS, obrigada a se adaptar a um mer-cado crescentemente competitivo, devolveu à ANP pequenoscampos com produção em declínio e sem escala para o porte daempresa, o que tem criado oportunidades para a entrada de no-vas empresas no Setor. Não existe uma regulamentação queatenda às questões específicas relacionadas a esses camposcom baixo volume de produção, o que é de fato necessário, assimcomo é preciso uma infra-estrutura científica e tecnológica quetraga soluções para o problema dos campos maduros. Este artigoparticulariza o problema para a Bacia do Recôncavo mostrandoum pouco de sua história e suas perspectivas futuras.

Palavras-chave: campos maduros, petróleo, origem do petró-leo, regulação, gás carbônico

AbstractRegulation of the Petroleum Industry in Brazil, established by

the Agência Nacional de Petróleo (ANP) Petroleum NationalAgency, directly influences the action of all agents in this industry,including the regulatory State agencies, the consumers, and theutility companies and energy service companies. Due to the po-tential for generating wealth and employment, all agents are in-terested in keeping in operation the so called mature petroleumfields, which make up most of the oil reserves of the BahianRecôncavo Basin. The exposure of the Brazilian oil industry tocompetition, after 46 years of monopoly by PETROBRAS andthe creation of ANP are symbols of a new age for this industry inBrazil. Its main feature is the entrance of new agents in the up-stream segment. Important actions have been developed in or-der to ensure the insertion of doemstic producers of goods andservices in this new expansion cycle. On the other hand,PETROBRAS, forced to adapt to an increasingly competitivemarket, turned over to ANP several small fields with decliningproduction and with no scale or size of interest to the company,thereby creating opportunities for the entrance of new companiesin the sector. There is no regulation regarding the specific issuesrelated to these fields with low production volume. Such regula-tion is really necessary, as well as a technological and scientificinfrastructure able to bring solutions the problems related to ma-ture oil fields. This article points out the main problems facing theoil industry in the Recôncavo Basin, showing a bit of its historyand its future perspectives.

Keywords: mature fields, petroleum, petroleum origin, regula-tion, carbon dioxide.

Opetróleo, na sua forma de óleo ou gás natu-ral, responde pela maior parte da energia

consumida no mundo civilizado. É conhecido desdetempos imemoriais, mas cresceu em importância àpartir da invenção dos motores de combustão inter-na, movidos a óleo diesel e gasolina, no final do sé-culo XIX, e da descoberta de grandes jazidas noinício do século passado, em Spindletop, no Texas.

A procura por petróleo tem levado a explora-ção, cada vez mais, até fronteiras de difícil acessocomo, por exemplo, ao mar em lâminas de águaultraprofundas e a ambientes inóspitos, como ocontinente Antártico. Este esforço tem resultadoem aumento nas reservas, insuficientes porémpara compensar o aumento no consumo. Destaforma, todos os cenários, a longo prazo, são de


aumento nos preços do óleo e do gás natural.Dados do Departamento de Energia dos Esta-

dos Unidos, apresentados na Tabela 1, abaixo(Report DOE/EIA – 0484, 2000), mostram o au-mento esperado no consumo e evidenciam a im-portância do petróleo na matriz energética mundial.

Como resultado do aumento da participação namatriz energética mundial, o óleo e o gás já desco-bertos se valorizarão. Nota-se que na maioria dosreservatórios em produção já foram implementa-dos métodos para aumentar essa produção e recu-perar mais petróleo do que suas energias naturaispermitiriam. Tais métodos, basicamente injeção deágua ou gás natural, são conhecidos como recupe-ração secundária, têm tecnologias dominadas e delargo uso. No entanto só conseguem recuperaruma fração do total existente nas jazidas, elevandoa recuperação média de 15 %, obtida pela própriaenergia do reservatório, para até 45 %. O restantedo óleo ficará preso nas jazidas, a menos que se-jam empregados métodos especiais de recupera-ção. É fácil vislumbrar que, no quadro mundialatual, os métodos especiais de recuperação (EOR)tenderão a ter cada vez maior importância. A apli-cação adequada de um desses métodos permiteque se recupere, em média, de 5 a 10 % a mais doóleo original que existia na jazida na época de suadescoberta. Como o óleo está na jazida, trata-se deum óleo conhecido. Não existe o risco exploratórioque encarece o petróleo mas são exigidas a aplica-ção de tecnologias avançadas e produtos e instala-ções dispendiosas, o que freqüentemente inibe aaplicação destas tecnologias.

Portanto, para que seja entendida a importânciada revitalização dos campos petrolíferos baianos,serão aqui admitidos alguns conceitos e premissas

básicas (hipotéticos ou não) que terão como objeti-vo facilitar o entendimento da questão em pauta etornar viável a mensuração dos valores do óleopassível de ser economicamente recuperado emcampos maduros.

ORIGEM DO PETRÓLEO

O problema da origem do petróleo é objeto deceleumas há muitos anos, daí surgindo várias teori-as explicativas. Essas teorias podem ser classifica-das em inorgânicas e orgânicas. As inorgânicas,comentadas a seguir, são as que atribuem ao petró-leo uma origem sem a intervenção de organismosvivos de qualquer espécie. Dentre os vários cientis-tas que as advogaram citam-se: Virlet, Brunet,Levorsen, Boutigny, Berthelot, Byasson, Kudriavtsev,Slenzak, Chekalyuk, Mendeleiev e Porfir’ev.

Resumo das teorias inorgânicas maisimportantes

Virlet observou que muitas fontes termais pro-duzem hidrocarbonetos em quantidades significati-vas. Por isso, concluiu que o petróleo devia estarassociado ao vulcanismo. Brunet endossou a opi-nião de Virlet observando: “fontes de petróleo e be-tume se encontram, quase sempre, próximas devulcões de lama, fontes ardentes e depósitos vulcâ-nicos”. Os vulcões de lama mais importantes encon-tram-se em Baku, na Rússia. Eles são produzidospor exsudações de gás que escapam de acumula-ções petrolíferas através de falhas ou fraturas, tra-zendo lama, areia, fragmentos de rocha e,ocasionalmente, petróleo líquido.

Boutigny propôs a origem cósmica do petróleo,tese que encontra suporte na presença de hidro-carbonetos em alguns meteoritos e na atmosferade alguns planetas como Júpiter, Saturno, Urano eNetuno. Segundo essa concepção, já haveria petró-leo desde os primórdios da existência da Terra.Como teriam sido preservados esses hidrocarbone-tos e como a migração para sedimentos mais recen-tes teria ocorrido não são explicados por esta teoria.

Outra possibilidade, advogada por Berthelot,para a origem inorgânica do petróleo, seria a daformação de hidrocarbonetos pela reação da águae do gás carbônico com álcalis ou metais alcalinos.

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Byasson também demonstrou a possibilidadede produção de hidrocarbonetos por processos pu-ramente inorgânicos ou seja pela reação da águasobre carvão e ferro em brasa, obtendo um óleosemelhante ao petróleo bruto. Os alemães produzi-ram, durante a Segunda Guerra, quantidades signi-ficativas de gasolina por meio desta reação.

O químico russo D. I. Mendeleiev, a quem sedeve o sistema periódico dos elementos e a desco-berta de alguns minerais, postulou a origeminorgânica do petróleo com base em experiênciasde laboratório. Para ele, carbonetos metálicos exis-tentes na natureza, ao reagirem com a água, sobalta pressão e temperatura (vapor de água), dariamorigem aos hidrocarbonetos. Entretanto, para seobter alguns compostos de hidrocarboneto poresse meio seriam necessárias temperaturas eleva-díssimas, não-disponíveis a não ser a grandes pro-fundidades. E mais, como visualizar um mecanismopermeável para a migração do petróleo assim for-mado até a crosta?

Porfir’ev ponderou que um simples cálculo dopotencial de hidrocarbonetos mostra que a matériaorgânica é insuficiente para suprir volumes neces-sários à constituição de um campo gigante, comonos casos de Ghawar, na Arábia Saudita, com 66bilhões de barris e dos arenitos asfálticos deAtabasca, no Canadá, com 750 bilhões de barrisde betume. Esse autor cita também a ocorrência docampo de Fergana, na Rússia, com 220 bilhões debarris. Segundo ele, só a geração inorgânica seriacapaz de suprir tais volumes.

Teoria orgânica moderna

A teoria orgânica atribui a organismos vivos umpapel fundamental na geração do petróleo. Esta te-oria é a mais aceita atualmente por geólogos egeoquímicos que, entretanto, não descartam aexistência de hidrocarbonetos formados inorgani-camente na terra e no espaço exterior.

As bases da teoria orgânica foram fortalecidaspor estudos geoquímicos e paleontológicos quepermitiram verificar a associação do petróleo comrochas sedimentares depositadas em antigos ma-res e lagos. Além disso, corroboram também a teo-ria orgânica:! a existência de certos compostos revelados gra-

ças à presença de substâncias opticamente ati-vas (relacionadas com o colesterol, formam-seà custa de substâncias orgânicas). Essas subs-tâncias fazem girar o plano da luz polarizada e éindicativo da presença de matéria assimétrica,característica da matéria sintetizada bioquimi-camente;

! os isoprenóides, esteranos, terpanos e porfiri-nas presentes no petróleo (as porfirinas sãocompostos orgânicos nitrogenados que fazemparte da hemoglobina e da clorofila);

! as cinzas do petróleo serem muito semelhantesàs cinzas das algas marinhas, possuindo umapercentagem relativamente elevada de níquel;

! a razão isotópica C12/C13 ser mais próxima daencontrada na matéria orgânica viva que na at-mosfera ou nos carbonatos. Isso porque os pro-cessos bioquímicos, em particular a fotossínte-se, enriquecem os produtos metabólicos finaisem C12 em relação à matéria prima original;

! a sintetização, atualmente, de hidrocarbonetosem laboratório a partir de rochas ricas em maté-ria orgânica.Tudo isso não deixa dúvida quanto à origem or-

gânica de pelo menos a maior parte do petróleoexistente nos reservatórios produtores.

A BACIA DO RECÔNCAVO (FIGUEIREDO, 1985)

O Brasil possui um grande número de baciassedimentares, distribuídas tanto na área continentalcomo na marítima. Na parte terrestre, destacam-seas bacias paleozóicas (Amazonas, Parnaíba e Para-ná), ao passo que, na margem continental, estãopresentes inúmeras bacias de menor porte, direta-mente ligadas à evolução do Oceano Atlântico. Es-sas bacias ocupam uma área aproximada de4.400.000 km2, dos quais 800.000 km2, até a cotabatimétrica de -200 metros, estão submersas noOceano Atlântico.

A localização e a evolução das bacias marítimasbrasileiras, distribuídas desde a costa do Rio Gran-de do Sul (Bacia de Pelotas), ao sul, até a costa doAmapá (Bacia de Cassiporé), ao norte, estão, domesmo modo, que suas similares da costa oeste daÁfrica, ligadas ao — e controladas pelo — processode separação dos continentes da África e da Améri-ca do Sul. Todas as feições geológicas dessas baci-


as, tanto das de grande como das de pequeno por-te, resultaram de importantes eventos no decorrerdo processo de fraturamento continental.

Os continentes, integrantes de placas litosféri-cas móveis, algumas vezes colidem entre si en-quanto migram, formando outros gigantescos con-tinentes. Em um ou dois períodos muito especiaisno decorrer do tempo geológico, todos os continen-tes se agregaram em um único megacontinentechamado Pangea, ocupando cerca de 40% da su-perfície do globo. O restante era constituído por umúnico oceano denominado Panthalassa. Isso acon-teceu durante o período geológico dito Permiano, hácerca de 280 milhões de anos, quando a América doSul foi unida à África (supercontinente Gonduana).

A formação do megacontinente Pangea e a con-seqüente aglomeração de todos os continentes emum só lado do globo, além de pouco comum, eraum arranjo bastante instável. Por isso, o fratura-mento do supercontinente começou já no períodoNeotriássico-Eojurássico, há cerca de 210 milhõesde anos, separando as atuais Américas do Norte edo Sul (e outros continentes também). A Américado Sul e a África possuem uma história muito maislonga de união como parte do supercontinenteGonduana, portanto, ainda permaneciam juntas.

Há, aproximadamente, setenta milhões de anosapós a separação das Américas do Sul e do Norte,teve início a fragmentação do continente Gonduana ea conseqüente separação entre a América do Sul e aÁfrica. Esta separação ocorreu em diversos estágios.

No fim do período Jurássico e no início doNeocomiano, há cerca de 140 milhões de anos, oatual continente sul-americano começou a girar nosentido horário na área sul-brasileira, onde lavasbasálticas atingiram a superfície através de fratu-ras profundas, cobrindo tanto a bacia paleozóicado Paraná como a futura margem continental, comderrames de basalto que totalizam mais de 1.000metros de espessura. Nesse período, a rotação di-ferencial entre a América do Sul e a África fez comque fraturas tensionais (fase rift) se propagassemalém das áreas de atividade vulcânica, se esten-dendo para as bacias pouco subsidentes, criadasno estágio pré-rift.

Ao norte da bacia de Campos, a separação sedeu ao longo de um sistema de fraturas essencial-mente norte-sul, que definiu a margem continental

desde a bacia do Espírito Santo até Salvador e pro-pagou-se para o norte, por mais de 500 quilôme-tros para dentro do continente sul-americano,dando origem às bacias do Recôncavo e Tucano.

No período Aptiano, há cerca de 130 milhões deanos, após a fase rift, estabeleceu-se entre a Améri-ca do Sul e a África uma bacia de subsidência rápi-da, mas uniforme, onde se depositaram sedimentosclásticos lacustres e espessa seqüência de evapori-tos marinhos. A água salgada proveio da baciaeuxínica, quase fechada, existente entre a Argenti-na e a África do Sul, resultante da implantação doOceano Atlântico, em condições fortemente restri-tas. Durante esse período, a maior parte da mar-gem equatorial foi, todavia, caracterizada por umambiente tectono-sedimentar diferente. O desloca-mento divergente entre a América do Sul e a África,nessas áreas, criou grabens estreitos, nos quaisespessas seqüências flúvio-deltaicas se acumula-ram rapidamente. Essas, por sua vez, foram cober-tas, no período Eoalbiano, por uma camada desedimentos marinhos, quando a conexão entre oAtlântico Norte e Sul foi finalmente estabelecida.

No período Neojurássico, depositaram-se ro-chas tipicamente continentais (red-beds), como re-sultado da coalescência da sedimentação flúvio-lacustre e de leques aluviais (formações Aliança eSergi). No Eocretácio, depositaram-se novos sedi-mentos flúvio-lacustres (formações Água Grande emembro Tauá da formação Candeias). Sobre estepacote sedimentar, implantou-se o rift-valley, com aformação de lagos relativamente profundos, de-senvolvendo-se uma sedimentação muito hetero-gênea. Desse modo, fanglomerados subaquososda borda leste (formação Salvador) depositaram-se, concomitantemente, com os sedimentos maisfinos da formação Morro do Barro, os lequesturbidíticos do membro Gomo e os fluxo-turbiditosdo membro Maracangalha. Outros depósitos gros-seiros ressedimentados (membro Pitanga) estãoimersos nos folhelhos da formação Candeias. Nogrupo Ilhas, predominam sedimentos de águasmais rasas, indicando que o lago estava pratica-mente assoreado nessa época, com a deposiçãode sedimentos flúvio-deltaicos e de leques suba-quosos rasos das formações Marfim e Pojuca.

A colmatação total da Bacia do RecôncavoBaiano ocorreu com a deposição da Formação São


Sebastião, a qual é constituída por sedimentosflúvio-aluviais. Sobre estes, discordantemente, ocor-rem leques aluviais da formação Marizal, síncronosda sedimentação salífera das demais bacias costei-ras do leste brasileiro. Com a deposição desta últimaformação, a Bacia do Recôncavo Baiano caracteri-zou-se como um aulacógeno ou rift abortado.

A Bacia do Recôncavo Baiano, onde foi desco-berto petróleo pela primeira vez no Brasil, é a maisprolífera dentre todas as bacias brasileiras, consi-derando-se sua área (11.000 km2) e o volume deóleo encontrado até o momento. Nela foram gera-dos mais de 1.000 milhões de m3 de óleo, dos quaisespera-se recuperar mais de 250 milhões de m3

com os atuais métodos de recuperação. Mais de230 milhões de m3 de óleo equivalente foram pro-duzidos nos últimos 60 anos nos seus 80 camposde óleo e gás.

O campo de Água Grande, descoberto em1951, é o maior da Bacia do Recôncavo Baiano.Está localizado ao longo da falha de Mata-Catu(transcorrência) e é um excelente exemplo de jazi-da estrutural. A produção do campo provém dosarenitos neojurássicos flúvio-aluviais da formaçãoSergi e do membro Água Grande, estruturados porfalhamentos de grande rejeito. Nesse campo, as-sim como nos demais da bacia, o óleo, tipicamentecontinental, é altamente parafínico. Outros exem-plos de campos importantes controlados estrutural-mente são os de Dom João e Buracica.

O fato de o óleo gerado dos folhelhos lacustres eeuxínicos da formação Candeias (membro Gomo)estar acumulado em reservatórios sobre e sotopos-tos sugere migração à longa distância, através dosdutos originados pela grande quantidade defalhamentos na bacia. Desse modo, a multiplicidadede zonas produtoras empilhadas verticalmente é co-mum na Bacia do Recôncavo. O campo de Araçás,descoberto em 1965, é um exemplo desse tipo deacumulação múltipla. Nesse campo, a produção deóleo provém da formação Sergi, do arenito ÁguaGrande e de mais dez diferentes reservatórios dasformações Marfim e Pojuca, estruturados em feiçãodômica, falhada.

A Bacia do Recôncavo Baiano está em avançadoestágio exploratório, sendo considerada madura,com prospectos do tipo estruturais praticamente es-gotados. No entanto, nos últimos anos, com a utiliza-

ção de avançada tecnologia, foi possível definir im-portantes prospectos estratigráficos em partes maisprofundas da bacia, onde a atividade exploratóriaainda era relativamente pequena, o que resultou nadescoberta de diversas acumulações.

Hoje, após 60 anos de produção, a Bacia doRecôncavo produz 50.000 bbl/dia, cerca de um ter-ço de seu pico histórico no início dos anos 70’s.Ainda assim, a bacia tem a pujança suficiente paraser um dos principais negócios e empregador doestado da Bahia.

IMPORTÂNCIA DOS CAMPOS MADUROSPARA O ESTADO DA BAHIA

De uma forma geral, pode-se considerar quetodos os campos de petróleo da Bacia do Recôn-cavo são maduros. Isso, no entanto, não diminuisua importância para a economia do Estado.Como ilustração, apresenta-se, a seguir, uma ava-liação econômica da atividade de lavra de óleonesta bacia.

A Bacia do Recôncavo produz hoje cerca de50.000 bbl/dia. Nos últimos dez anos, a produçãotem declinado a uma taxa relativamente baixa, de3,5 % ao ano. Essa taxa é o resultado de um intensoe bem-sucedido programa de otimização dos proje-tos de recuperação secundária dos seus campos.Por outro lado, as reversas provadas, publicadaspela ANP, somam 33 milhões de m3 ou 208 milhõesde bbl. Aparentemente, esses números apresentamalguma inconsistência, já que, mantendo-se o atualdeclínio, essas reservas seriam produzidas nos pró-ximos 15 anos, o que, seguramente, não é verdade.A explicação, no entanto, está na implementação derecompletações, restaurações, estimulação de po-ços, projetos de recuperação secundária (injeção deágua e gás), projetos de adensamento de malha,projetos que incluem novos métodos especiais derecuperação, novos métodos de avaliação de reser-vas, tudo isso já incluído no comportamento de pro-dução passado. Nada garante que oportunidadessimilares serão encontradas no futuro. Essa situa-ção está bem ilustrada na Figura 1, na próxima pá-gina, que mostra o histórico de produção de 1991 a2001, a curva de declínio ajustada, a extrapolaçãoda curva de declínio para os próximos 40 anos euma previsão de produção em que a reserva prova-


da é produzida em 40 anos. Neste último caso, odeclínio é de cerca de 8,5 % ao ano.

A avaliação econômica que se segue foi basea-da em uma série de premissas descritas na Tabe-la 2. Destaca-se que a produção de gás natural,associada à produção de óleo, não foi consideradana análise econômica e que não se considerou a im-plementação de novos projetos de explotação. Poroutro lado, admitiram-se dois cenários independen-tes: um para o preço de venda do óleo — 20,00,25,00 e 30,00 US$/bbl — e outro para os custos deprodução — 7,00, 10,00 e 13,00 US$/bbl. Esses va-lores podem ser considerados como adequados aosníveis de informação hoje disponíveis.

Dependendo do cenário que prevalecer, a ativi-dade de lavra dos campos maduros da Bacia doRecôncavo pode proporcionar, nos próximos 40anos, a valores corrigidos à taxa de 13 % ao ano,um Valor Presente Líqüido (VPL) entre 300 e 1.200milhões de dólares ou um faturamento bruto entre700 e 3.000 milhões de dólares (Figura 2).

Os valores de VPL mostrados na Figura 2 sãodecorrentes de um faturamento bruto, atualizado,próximo de 2,5 bilhões de dólares no caso mais oti-mista (Figura 3) ou 6,3 bilhões de faturamento não-corrigido. As Figuras 3 e 4 mostram os custosoperacionais e as participações governamentais daatividade. Observe-se que os custos operacionais

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são da ordem de grandeza do lucro e que o estadoda Bahia, em todos os níveis, recebe participaçõessignificativas na forma de royalties e impostos.

O FUTURO DA BACIA DO RECÔNCAVO

Após cerca de 60 anos de produção comercial dehidrocarbonetos, as jazidas de óleo da Bacia do Re-côncavo, uma das mais prolíferas do mundo e prin-cipal produtora da estado da Bahia, encontram-seem avançado estágio de explotação. O volume deóleo descoberto estado alcança 1,08 bilhão de m3.Desse total, já foram produzidos 212 milhões, o quecorresponde a uma fração recuperada de 19,6 %.Outros 33 milhões de m3 de óleo permanecem nasjazidas na forma de reservas explotáveis provadas.Estima-se, ainda, um potencial de incorporação dereservas de até 25 milhões de m3, provenientes daimplementação de novos projetos ou das revisõesdos existentes. Dessa forma, o estado da Bahia de-verá recuperar um pouco mais de 270 milhões de m3

(25 %) do óleo descoberto.O envelhecimento da Bacia do Recôncavo

Baiano tem imposto custos crescentes de produ-ção à E&P-Ba, devido principalmente aos seguin-tes fatores:! baixo índice exploratório. Não existe incorpora-

ção expressiva de reservas de óleo desde adescoberta dos campos da borda nordeste dabacia há cerca de 20 anos atrás;

! produção de óleo monotonicamente decrescen-te, com a conseqüente baixa produtividade dospoços produtores; e,

! produção crescente de fluidos usados para re-cuperação secundária – água e gás.Gerentes e técnicos das operadoras destes

campos vêm desenvolvendo esforços no sentidode reverter a decrescente importância econômicada bacia. Esses esforços se concentram em, pelomenos, quatro grandes áreas:! direcionamento do esforço de prospecção para

as bacias submersas do litoral baiano;! agressividade na comercialização de gás natu-

ral, na tentativa de aumentar significativamentesua participação na matriz energética do Estadoda Bahia;

! revisão dos atuais esquemas de recuperaçãosecundária implementados.As duas primeiras alternativas são funções de

fatores que fogem ao controle dos técnicos, já quedependem de variáveis que vão desde mercado enível de atividade econômica do país até “sorte” naatividade exploratória. Por outro lado, o último gru-po, que envolve medidas sob o controle dos técni-cos, não é capazes de, por si só, reverter o atualquadro, embora tenham conseguido manter as ta-xas de declínio em valores próximos aos 3,5 %/ano. Desta forma, se for desconsiderada a hipóte-se de novas descobertas, o óleo deve continuar adiminuir sua importância no perfil de produção daunidade e, ao final da vida produtiva das jazidas,cerca de 800 milhões de m3 permanecerão nos re-servatórios, já que não poderão ser economica-mente produzidos nos atuais níveis de tecnologia.

Existe, no entanto, um quarto grupo que tem opotencial de revitalizar a produção e as reservas doestado da Bahia. Trata-se do emprego de métodosespeciais de recuperação e, em particular, do usode solventes (métodos miscíveis) e polímeros. Es-tudos preliminares demonstram que cerca de 60 %do óleo descoberto na Bacia do Recôncavo Baianotem potencial para emprego dessas técnicas de re-cuperação.

O emprego de polímeros não será comentadoneste trabalho.

A injeção de CO2 em sua forma miscível, a des-peito de apresentar uma eficiência de deslocamen-to de 100 %, recupera, tipicamente, entre 5% e20 % do óleo original in-place, devido à presençade macro e micro heterogeneidades da rocha re-servatório, À presença de forças viscosas (forma-


ção de fingers) e gravitacionais (segregação entreos fluidos deslocante e deslocado), e à dificuldadena obtenção de bons perfis de injetividade. Dequalquer forma, acredita-se que esses métodos te-nham o potencial de incorporar entre 18 e 53 mi-lhões de m3 às reservas da bacia. Observa-se queo limite superior do potencial é 180 % maior que asreservas provadas explotáveis e na ordem de gran-deza do potencial de recuperação de óleo do esta-do da Bahia.

Diversos estudos têm sido publicados, mostran-do valores de consumo e incorporação de reservaspela utilização de gás carbônico na produção deóleo. Entre esses estudos, destaca-se o trabalho deAnada et al (1982), preparado para o Departamentode Energia Americano (DOE), que apontam um con-sumo, para reservatórios semelhantes aos baianos,de 2,58 ton por m3 adicional de óleo, e incorporaçãode reservas de 16,2 % do óleo remanescente na ja-zida quando da aplicação do método especial de re-cuperação. O Quadro 1 mostra os potenciais deprodução e incorporação de reservas e as necessi-dades de CO2 para um horizonte de 20 anos.

Por outro lado, desde o começo da era industrialos combustíveis fósseis têm sido usados como a prin-cipal fonte mundial de energia e, nas últimas déca-das, seu consumo tem aumentado rapidamente. Emdecorrência, os níveis de gás carbônico na atmosferatambém têm aumentado. A concentração de CO2 naatmosfera, que, no início do século XIX, era 280 ppm,encontra-se hoje no patamar de 360 ppm.

Embora gases como metano, N2O e freon tam-bém sejam responsáveis pelo aquecimento global,o dióxido de carbono é responsável por, pelo me-nos, 50 % do efeito observado. Na medida em queas concentrações desses gases aumentam na at-

mosfera, a temperatura média da Terra cresce pro-porcionalmente. Entre 1880 e 1980, a temperaturado planeta subiu em 0,5ºC. Estudos do InterGovenmental Panel on Climate Change (IPCC)mostram que se a emissão desses gases não forcontrolada a temperatura da Terra subirá 3,5ºC nospróximos cem anos. Essa elevação de temperaturaprovocará uma subida do nível do mar de 65 cm.Pior que a subida do nível do mar são os efeitos damudança do clima sobre os seres humanos.

Durante o encontro das Nações Unidas levadoa termo no Rio de Janeiro, em junho de 1992, ficouestabelecido que as nações industrializadas deve-riam controlar as emissões de gás carbônico, demodo que em 2000 os níveis fossem os mesmosde 1990. Trabalhos de pesquisa para reduzir asemissões de CO2 estão em andamento na maioriados países industrializados, destacando-se o Ja-pão, Canadá e EUA. As principais linhas de pesqui-sa procuram encontrar utilização comercial para asexpressivas quantidades de CO2 separadas dosgases de queima. Uma das poucas indústrias ca-pazes de consumir esses volumes é a petrolífera,na qual a aplicação de CO2 miscível para recupera-ção de óleo é uma tecnologia promissora.

Trabalhos recentemente publicados (ver porexemplo Iijima, 1998; Tontiwachwuthikul, 1997),mostram ser possível separar, secar, comprimir etransportar gás carbônico separado de gases dequeima em níveis de preços variando entreUS$ 10,00 e US$ 20,00 por tonelada. Consideran-do um consumo médio de 2,58 ton de CO2 por m3

de óleo adicional (Anada, 1982), esses níveis depreço do CO2 criam um imenso potencial para ométodo na explotação de petróleo.

MÉTODOS MISCÍVEIS DE RECUPERAÇÃO

Dois fluidos são miscíveis quando formam umaúnica fase ao serem misturados em qualquer pro-porção. Gasolina e querosene são exemplos clás-sicos. Desde que a mistura desses fluidos resultaem apenas uma fase, não existe tensão interfacialentre eles. A ausência de tensão interfacial, nocaso particular de recuperação de óleo, elimina asaturação residual de óleo, proporcionando umaeficiência de deslocamento de 100 % nas porçõesdo reservatório contatado pelo fluido deslocante.

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A maneira mais simples e direta de obter-semiscibilidade consiste na injeção de um solventecompletamente solúvel no óleo em todas as pro-porções. Esses solventes são chamados de“miscíveis ao primeiro contato” e são, via de regra,mais caros. Uma segunda classe, normalmentebem mais barata, é conhecida como “miscíveis pormúltiplos contatos”. Por sua vez, este grupo é sub-dividido, de acordo com o processo para a obten-ção de miscibilidade, em “miscíveis por condensa-ção” e “miscíveis por vaporização”.

Em um processo miscível por condensação, oshidrocarbonetos de peso intermediário que com-põem o fluido injetado como solvente condensam-se e misturam-se ao óleo do reservatório para criaruma zona de mistura. Esse processo domina afrente de deslocamento miscível, formando umzona de transição entre o óleo do reservatório e ofluido deslocante.

No caso de um processo miscível por vaporiza-ção, as frações intermediárias do óleo do reserva-tório vaporizam-se no solvente injetado, criandouma zona de mistura. Nesse tipo de processo, amiscibilidade pode ser obtida com gás natural, ga-ses de combustão, CO2 ou nitrogênio, desde que apressão do reservatório esteja acima da pressãomínima de miscibilidade.

Deslocamentos miscíveis são normalmenteconduzidos injetando-se um volume limitado desolvente (banco) e deslocando-o com fluidos maisbaratos, que podem ou não ser miscíveis com estesolvente. Observa-se, no entanto, que o desloca-mento imiscível do solvente cria saturação residualdeste solvente no reservatório, o que pode provo-car um impacto econômico importante em projetosde campo.

Projetos de deslocamentos miscíveis são nor-malmente caros e nos atuais níveis de preço de óleodevem ter suas economicidades cuidadosamenteestudadas. Existem, no entanto, centenas de proje-tos de sucesso técnico e econômico operando nomundo, particularmente nos EUA e Canadá.

A revista Oil and Gas Journal apresenta,bienalmente, um levantamento das atividades demétodos especiais no mundo. Esse relatório consti-tui-se na mais completa fonte para análise de ten-dências de aplicação de métodos especiais naliteratura. Observa-se, por exemplo, que a impor-

tância dos métodos miscíveis nesse perfil pode sermedida pelos seguintes fatores:! a produção de óleo por injeção de gases tem

crescido significativamente nos EUA sendohoje responsável por pouco mais de 300.000bbl/dia, dos quais o CO2 miscível participa commais de 58%;

! número de projetos de CO2 nos EUA tem cresci-do de forma consistente. Nota-se que, dos 13novos projetos de métodos especiais de recu-peração que deverão ser implementados nosEUA nos próximos anos, 12 são de injeçãomiscível de CO2 e um é de injeção miscível dehidrocarbonetos;

! a quase totalidade dos projetos de métodosmiscíveis de recuperação em operação ou jáencerrados é reportada como sucesso técnico eeconômico;

! a aplicação de métodos miscíveis como a de to-dos os métodos especiais de recuperação – tér-micos, químicos e gasosos – tem sua aplicabili-dade limitada por: profundidade, temperatura,permeabilidade, espessura e homogeneidadedos reservatórios, composição do óleo e custosde aquisição e injeção dos insumos. Dióxido decarbono tem sido usado para recuperar óleo emmuitas situações:- em arenitos, calcáreos e dolomitos;- em reservatórios com profundidades de até

10.800 ft;- em formações com permeabilidades de me-

nos de 2 md;- em reservatórios com temperaturas de até

248F;- em formações com espessuras variando de 8

a 600 ft e com consideráveis variações em ho-mogeneidade;

- em óleos com densidades variando entre 16 a45 ºAPI;

- em projetos imiscíveis de deslocamento;- em óleo com viscosidades variando entre 0,3

e 188 cp;- em reservatórios com saturações de óleo en-

tre 28 e 64 %;- em reservatórios com espaçamento de até 51

acres por poço; e,- quando a mistura injetada contém até 29 % de

H2S.


Os principais mecanismos associados à recupe-ração de óleo pela injeção de CO2 são:! redução da viscosidade entre dez a cem vezes,

enquanto que a água sofre pequeno aumentopromovendo uma melhor razão de mobilidadese melhorando as eficiências de varrido;

! solubilização de até 1.075 scf de CO2 por barrilde óleo, aumentando o volume em até 40% adepender da composição e das condições dosreservatórios;

! redução da densidade do óleo, diminuindo osefeitos gravitacionais quando da injeção de gáscarbônico;

! vaporização de componentes intermediários doóleo, o que promove a formação de um bancomiscível com o óleo da jazida;

! redução da tensão interfacial CO2-óleo. ComCO2 em estados gasosos e a altas pressões, amiscibilidade com o óleo pode ser obtida;

! redução da tensão interfacial entre a água e oóleo presentes nas jazidas, permitindo um des-locamento mais efetivo;

! melhoria das permeabilidades dos reservatóri-os; e,

! promoção de empuxo por gás quando, próximoaos poços produtores, em níveis relativamentemais baixos de pressão, o CO2 perde solubilidade.

FONTES DE GÁS CARBÔNICO

Não existem campos de gás carbônico no Brasil.Assim, as fontes de CO2 para recuperação especialde petróleo na Bacia do Recôncavo devem vir desub-produtos industriais gasosos. As maiores emis-sões de CO2 são provenientes de combustão de com-bustíveis líquidos e gasosas onde o gás carbônicoestá presente com cerca de 8 % em volume.

Existe cerca de 30 processos disponíveis para aremoção de gases ácidos de correntes gasosas ecada processo utiliza diferentes solventes com de-terminadas vantagens. Tais processos podem serclassificados em dois principais grupos:! solventes químicos — baseiam-se em absorção

química dos gases ácidos; e,! solventes físicos — baseiam-se em absorção fí-

sica dos gases ácidos.A escolha do solvente correto é importante na

medida em que as quantidades e vazões de circu-

lação deste solvente determinam as dimensõesdos equipamentos requeridos e, por sua vez, oscustos de investimentos e operações dos projetos.

A maior influência na economicidade de projetosde recuperação de gás carbônico é a pressão parci-al do CO2 na corrente de gás. Se a pressão parcial ébaixa, então os solventes físicos não são adequa-dos, porque os custos de compressão para absor-ção física são altos. Ao contrário, se a pressãoparcial do CO2 é alta, os solventes físicos são nor-malmente usados. As principais correntes contendogás carbônico — gases de queima, por exemplo —têm pressão parcial do CO2 na faixa de 1,3 a 4,3 psi,que é claramente adequada para os solventes quí-micos. Em particular, aminas e carbonato de potás-sio (K2CO3) normalmente são as melhores escolhas.

Resumidamente, os processos envolvem ab-sorção química em torres onde as correntes desolvente (aminas ou soluções de carbonato de po-tássio aquecidas) e dos gases estão em contraflu-xo. A regeneração das aminas e da solução decarbonato de potássio é feita, respectivamente, poraquecimento e redução de pressão sem aqueci-mento adicional. É intuitivo que os grandes custosdos processos estão associados à movimentaçãode grandes massas de gases e à incorporação dequantidades expressivas de energia ao sistema.

As principais linhas de pesquisas sobre separa-ção de CO2 de correntes gasosas concentram-senas aminas e focam os seguintes pontos:! redução da energia de regeneração do solvente;! redução da energia para compressão das cor-

rentes gasosas;! uso de equipamentos compactos;! redução da perda de solvente;! minimização dos efeitos de impurezas; e,! otimização dos sistemas de vapor e energia

com as plantas responsáveis pela emissão dacorrente gasosa.

REGULAÇÃO ESPECÍFICA PARA CAMPOSMADUROS

A experiência internacional aponta para a ne-cessidade de tratamento diferenciado das ativida-des de explotação em campos de pequenaprodução, marginalmente econômicos, ou naque-les que já alcançaram estágio avançado de explo-


tação. De modo a nivelar o tratamento dado aoscampos de petróleo brasileiros (que se encontramnestas classificações) com o tratamento dado emoutros países, necessário se faz, inicialmente,conceituar o que é um campo maduro, campo pe-queno e campo marginal, hoje em dia simplesmen-te abrigados sob a denominação genérica decampos maduros. Também conceituar-se-á o que éum produtor independente e como incentivar o em-presariado nacional, de modo a tornar atrativa asaplicações de capital nesses ativos.

É fundamental, pois, que se criem critérios paradefinir campos maduros, pequenos e marginais,fase inicial de um estudo de estabelecimento de in-centivos diversos para empresas que venham aatuar na operação desses campos. O objetivo mai-or é propiciar a entrada de novos agentes econômi-cos que, usufruindo desses incentivos, venham aaplicar recursos financeiros no setor.

Não existe uma definição clara na bibliografianacional e internacional sobre o que é campo ma-duro. Uma das possibilidades, por exemplo, é con-siderar como tal aquele campo que se encontra emestágio avançado de explotação, onde mais de75% ou 85% das suas reservas originais já tenhamsido explotadas. Ou, ainda, campos que apresen-tem potencial para incorporação de reservas a par-tir da utilização de métodos especiais de recupera-ção: térmicos, gasosos, químicos etc. Para campospequenos tem-se que estabelecer critérios econô-micos de caracterização. Quanto a campos margi-nais, também não existe consenso na definição,mas, pelo pesquisado na indústria, entende-secomo sendo aqueles que apresentam baixa produ-tividade ou custos operacionais elevados, indepen-dentemente de serem maduros ou não, e cuja pro-dução é considerada marginal para as grandescompanhias que atuam no mercado. Só conse-guem economicidade sob algumas condições: como aporte de incentivos diversos; com severas redu-ções de custos; com a aplicação de tecnologiasavançadas ou, ainda, com uma combinação deduas ou mais dessas medidas.

Cenário nos Estados Unidos

Nos primórdios, a produção de petróleo nosEUA era regulada pelo governo. Durante anos

(exceto entre 1944-48, período que compreende oúltimo ano da Segunda Grande Guerra e os trêsprimeiros após seu fim), a capacidade de produçãoexcedeu a demanda. Para evitar desperdício e pro-dução predatória, bem como para manter aequidade entre produtores, não se permitia que ospoços produzissem além de certa capacidade. Asleis tentavam evitar que um produtor prejudicasseo outro, desde quando o petróleo (que está abaixodo solo superficial) pode migrar para uma área quenão corresponde à área possuída em superfíciepelo proprietário. Nos EUA, hoje em dia, não exis-tem mais restrições à produção. Existem sim, vári-as áreas de preservação ambiental onde não épermitida a perfuração, como na costa leste e nosparques nacionais.

As companhias pequenas (independents) sãocerca de 8.000 e operam poços de baixa produção,definidos como aqueles com vazão de óleo menorque 15 bbl/dia e vazão de gás menor que 3.150 m3/dia. Participam do mercado norte-americano comcerca de 65% da produção de gás natural e 40% dade óleo. Para atingir esses números, contam comdiversos incentivos: créditos pela utilização de téc-nicas avançadas de recuperação (EOR); créditospara recolocar em produção poços temporaria oupermanentemente abandonados; opção para capi-talizar bônus de aquisição de leases como adianta-mento de royalties; diferimento de aluguel de áreaspara fins de dedução posterior do imposto a pagar;dedução do imposto a pagar e disponibilização decrédito com prazos dilatados e juros subsidiados.

Cenário no Brasil

No Brasil, a indústria do petróleo é relativamen-te nova (cerca de 60 anos). A maior companhia dosetor, a PETROBRAS, que deteve o monopólio pormais de 40 anos, sempre conviveu com controle depreços e contingenciamento orçamentário por par-te do governo.

Naturalmente, as instalações dos campos combaixa produtividade ou pequeno volume de produ-ção ou, ainda, com decréscimo de produção nasáreas onde hoje a PETROBRAS já se desfez oupretende se desfazer de campos, necessitam deinvestimentos para seu rejuvenescimento. Isso serefere a toda a infra-estrutura de produção (incluin-


do poços) e transporte, e a instalações de produ-ção velhas, que podem estar comprometidas ecom passivo ambiental de difícil avaliação. Adicio-nalmente, a manutenção ou incremento no nível deprodução depende da aplicação de tecnologiasavançadas de recuperação de petróleo, cujas pes-quisas hoje, no Brasil, estão concentradas naPETROBRAS.

Outro aspecto a considerar diz respeito ao com-partilhamento de infra-estrutura (armazenagem,transporte, energia elétrica, etc.) por diversos cam-pos produtores, que hoje caracteriza as áreas pro-dutoras que concentram esses campos, fruto deuma operação integrada e monopolista daPETROBRAS.

A abertura da indústria brasileira do petróleo anovos agentes, após 46 anos de monopólio daPETROBRAS e a criação da Agência Nacional dePetróleo (ANP), para que exerça as atribuições depoder concedente e agência reguladora, marcaramuma nova fase da indústria petrolífera no Brasil. Asua principal característica tem sido a entrada denovos agentes no segmento upstream. Algumasações importantes vêm sendo desenvolvidas pelaANP, Ministério das Minas e Energia (MME) e peloInstituto Brasileiro do Petróleo (IBP), no sentido degarantir a inserção da empresa nacional de bens eserviços nesse novo ciclo de expansão. Por outrolado, a PETROBRAS, que vem sendo obrigada acompetir num mercado crescentemente competitivo,devolveu à ANP pequenos campos com volumes deprodução em declínio e sem escala para o porte daempresa. Essa decisão foi consolidada no seu pla-nejamento estratégico, finalizado em 1999, com aopção por concentrar suas atividades de upstreamno Brasil, nos campos de maior produtividade, o queteve como efeito a transferência (operação e venda)de alguns dos campos maduros e marginais paraoutras empresas ou, mesmo, a realização de novasdevoluções à agência reguladora. Esse cenário temsuscitado controvérsias em relação a esses campospor parte de empresas nacionais, governos estadu-ais e municipais afetados pelas medidas adotadaspela PETROBRAS e ANP (queda e em alguns ca-sos até paralisação da produção, abandono de po-ços, etc.) e demais entidades (ONIP, IBP,universidades, etc.). Vale ressaltar que a mesma leique instituiu a ANP estabeleceu, no seu Capítulo I,

os “Princípios e Objetivos da Política Energética Na-cional”, definindo, entre seus objetivos: “preservar ointeresse nacional, promover o desenvolvimento,ampliar o mercado de trabalho e valorizar os recur-sos energéticos nacionais”. A ANP, em fase de es-truturação, tem-se concentrado nos aspectos maisurgentes e de grande alcance (licitações de blocos,regras para o mercado de gás natural, etc.). Apenasagora começa a discutir as questões relacionadasàs atividades de menor escala, tais como as regrasestabelecidas até então e se as mesmas são sufici-entes para tratar de uma questão tão sensível, dospontos de vista tecnológico e econômico, como ados campos maduros. Não existe uma regulamenta-ção que atenda às questões específicas relaciona-das a esses campos.

IMPACTOS PREVISTOS COM OREJUVENESCIMENTO DA BACIA DORECÔNCAVO

A revitalização de campos maduros, particular-mente aqueles da Bacia do Recôncavo, é uma ta-refa que envolve não só as concessionárias dosetor petrolífero mas também os governos federal,estaduais e municipais, as agencias reguladorasfederais e estaduais, as universidades, os institutosde pesquisa as associações empresariais e com-panhia de serviços. O rejuvenescimento da Baciado Recôncavo apoiada em projetos otimização dosprojetos de recuperação de petróleo existentes ena implementação de projetos de polímeros e co2causará impactos, significativos, nas áreas científi-ca, tecnológica, econômica, social e ambiental. Po-demos citar:! a aproximação dos principais agentes brasilei-

ros de pesquisa da indústria do petróleo;! apoio à atividade regulatória por parte das Uni-

versidades. De imediato, existe a necessidadede se definir e caracterizar campos maduros,campos pequenos e campos marginais, bemcomo definir o que seja um produtor indepen-dente. Essas definições, a partir de critériosbem estabelecidos, facilitarão e fundamentarãoa atividade regulatória;

! busca de incentivos para a produção de petró-leo desses campos, guardadas as condiçõesbrasileiras;


! viabilização de projetos de implementação detecnologias de recuperação avançada de petró-leo nos campos maduros;

! disponibilidade de tecnologia de ponta na áreade obtenção de CO2 de gases de queima;

! incentivos para a implantação de indústrias defabricação de biopolímeros a serem utilizadosem recuperação avançada de petróleo em cam-pos maduros;

! possibilidade de acesso de pequenas empresasa tecnologias de ponta através das Universida-des e IBP;

! valorização de pequenos campos, campos ma-duros e campos marginais, através de uma re-gulação específica para esses ativos;

! entrada de novas empresas no mercado de pe-tróleo, como conseqüência da disponibilidaderegional de tecnologia de ponta. Com isso, ha-verá uma maior geração de empregos e umarevitalização da economia;

! aumento da produção de óleo e de gás nas regi-ões possuidoras de campos maduros no Brasil, oque repercutirá na economia local pelo aumentodos recolhimentos governamentais e pela distri-buição de lucros aos proprietários de terra;

! geração de empregos em função da entrada denovas empresas no mercado de exploração eprodução de petróleo;

! revitalização da economia (comércio e serviços)de localidades vizinhas a campos maduros de pe-tróleo; aumento da população de profissionais depetróleo e da demanda por produtos e serviços;

! aumento da receita de impostos pelos governosestaduais e das cidades próximas a camposmaduros, pequenos ou marginais, permitindomaior investimentos nas áreas de saúde, edu-cação e saneamento básico, entre outras;

! fixação do CO2 em reservatórios de petróleo,pelo aproveitamento de gases de queima dasindústrias em projetos de recuperação avança-da de petróleo, implicando a redução das emis-sões de CO2 para a atmosfera; e

! aperfeiçoamentos regulatórios sobre o abando-no de poços, proporcionando menores impactosambientais e possibilitando a retomada das ati-vidades caso seja identificada novas oportuni-dades tecnológicas.

NOTAS

1 Entende-se por “óleo equivalente” o líquido mais o gás produzi-dos, referenciados à mesma base econômica, a do líquido.


ANADA et al. Feasibility and Economics of By-Products CO2Supply for Enhanced Oil Recovery”, Final Report, TrabalhoExecutado para o Departamento de Energia dos EUA, con-trato nº DE-AT21-78MC08333, Morgantown West Virginia,EUA, jan. 1982.

FIGUEIREDO, A.M.F. Avaliação de formações no Brasil. Geolo-gia das bacias brasileiras. – In: CONFERÊNCIA DE AVALIA-ÇÃO DE FORMAÇÕES NO BRASIL, 1985. AnaisSociedade Comercial Brasileira de Pesquisas do Subsolopelo Método “Schlumberger”.

IIJIMA, M. A Feasible New Flue Gás CO2 Recovery Technologyfor Anhanced Oil Recovery. In: SPE/DOE Improved Oil Re-covery Symposium, 1998, Tulsa, Oklahoma, USA.Disponível em: http://www.spe.org Acesso em: 20 abr. 1999.

TONTIWACHWUTHIKUL, P.; CHAKMA A. R & D on High Effi-cience CO2 Separation Processes for Enhanced Oil Recov-ery at University of Regina, The Journal of CanadianPetroleum Technology, v. 36, n. 2, fev. 1997.

* Paulo Sérgio de Mello Vieira Rocha é Dr. PetroleumEngineer —The University of Texas.

** Antonio Oswaldo de A. B. de Souza é MSc. PetroleumEngineer — Stanford University.

*** Roberto J. Batista Câmara é Mestrando em Regulaçãoda Indústria de Energia – Universidade Salvador –

UNIFACS.


Novos campos de petróleoe de gás na Bahia

Luiz Fernando Mueller Koser*

ResumoO gás natural tem se mostrado uma opção energética ambi-

entalmente correta, com possibilidades de aplicação dentro efora do ambiente urbano. Novas reservas de gás têm sido des-cobertas e a Bahia já possui local de destaque no mercado brasi-leiro, com a sua distribuidora, a Bahiagás, ocupando o segundolugar no ranking nacional no que se refere a volume do produtocomercializado. As diversas utilizações do gás natural nos seg-mentos industrial, residencial, comercial e automotivo vêm sen-do amplamente divulgadas e a perspectiva é de crescimentopara o setor. O destaque é a co-geração, um processo queotimiza o uso do gás, reduzindo custos.

Palavras-Chave: gás natural, gasoduto virtual, gás automotivo.

AbstractNatural gas appears as an energy option that has relatively

low environmental impact, and may find suitable markets both in-side and outside the urban environment. New gas reserves havebeen discovered, placing Bahia in a favorable position within theBrazilian market. The state distribution company, Bahiagás, issecond in the national rank by volume of gas sales. The severaluses of natural gas in the industrial, residential, commercial andautomotive sectors have been largely advertised, and the pros-pect for the sector is defintely one of growth. The highlight is onco-generation, a process that improves the use of the gas, andreduces costs.

Autilização do gás natural vem-se apresentan-do como um tema de relevante discussão, di-

ante da intenção de introduzi-lo como combustívelambientalmente correto e de aplicá-lo próximo aoambiente urbano, ou nesse próprio ambiente, e dasua crescente participação na matriz energéticado País.

A quantidade de gás natural de que dispomos éum dos questionamentos mais freqüentes nos mei-os empresariais, pois, quem dele dispõe, já colheos benefícios que proporciona e quer que essacondição se estenda por mais tempo. Outros, já secandidataram e aguardam a oportunidade deutilizá-lo.

OCORRÊNCIA DE GÁS NATURAL

As reservas locais de gás natural ou as disponí-veis à distância, passíveis de serem transportadas,assumem importância capital já que permitem pla-

nificar seu emprego com visão de quantidade e dotempo de utilização.

No Estado da Bahia, estas reservas estão loca-lizadas:! em terra (on-shore) — no Recôncavo, área situ-

ada próxima de Salvador, medindo 100 km nadireção Norte-Sul e 30 km no sentido Leste-Oeste. Nessa área, foram perfurados cerca de5.000 poços, dos quais 1.600 são atualmenteprodutores de óleo e gás natural ou somentedeste último. Essas reservas estão reunidasnuma mesma bacia sedimentar, produtora depetróleo, com predominância de configuraçõesgeológicas dotadas de propriedades específi-cas, armazenadoras de óleo e de gás natural,do tipo estrutural. Não são reservatórios contí-nuos e contíguos. Os reservatórios apresentam-se distribuídos, numa direção preferencialnordeste, numa profundidade que varia de 300a 4.000 m.

Keywords: natural gas, virtual pipeline, automotive gas.


! no mar (off-shore) — estruturas geológicas pró-ximas da linha de costa estão em trabalho deprospecção, divididas em blocos de exploração,algumas com indícios de presença de hidrocar-bonetos. As estruturas guardam semelhançaslitológicas com os reservatórios em produção noRecôncavo, com descoberta de óleo e gás natu-ral no passado, no Bloco BCAM-2, e com des-coberta recente de gás natural de grandeacumulação no Bloco BCAM-40.As mais recentes descobertas, aliadas às possi-

bilidades de encontrar novas jazidas portadoras dehidrocarbonetos, tanto em terra como no mar, mo-dificam a idéia de que os recursos naturais locaisestariam esgotados e de que o gás natural teria deser fornecido ao Estado por fontes externas ouoriundas de outros países.

RESERVAS DE GÁS NATURAL

Segundo a apresentação no Portal da AgênciaNacional do Petróleo (ANP), as reservas de hidro-carbonetos estão classificadas em Reservas Totaise Reservas Provadas.

As reservas totais compreendem todo o volumede hidrocarbonetos encontrado nos reservatóriosdo subsolo, mediante o conhecimento e o controledas informações obtidas de poços perfurados e daaplicação de métodos de avaliação mundialmentereconhecidos e utilizados.

As reservas provadas compreendem todos oshidrocarbonetos contidos nos reservatórios natu-rais do subsolo que se encontrem em produção ouque estejam contidos nesses reservatórios, cujaexistência foi comprovada por testes de formação,quando da perfuração dos poços. Também podemagrupar reservatórios avaliados por correlação deperfis iguais ou melhores do que os outros interva-los testados do mesmo poço. Além disso, é consi-derada a existência de projetos-piloto testados comsucesso, de projetos implantados ou com razoávelcerteza de serem implantados, acompanhados deinformações sobre as condições econômicas vi-gentes, um histórico de preços e custos associa-dos, obrigações do Contrato de Concessão e asregulamentações brasileiras quanto à tributação,segurança e preservação do meio ambiente.

A ANP tem publicado em seu Portal, no seg-

mento de Dados e Estatística, referido a dezembrode 2000, os seguintes valores para a Bahia:

reservas totais:- terra (on-shore) 30,947 bilhões de m3

- mar (off-shore) 9,129 bilhões de m3

reservas provadas:- terra (on-shore) 20,786 bilhões de m3

- mar (off-shore) 4,126 bilhões de m3

Não foram publicados ainda os valores relativosàs descobertas de 2001, que deverão ser apresen-tadas após fevereiro de 2002. Porém, por seremrelevantes nas considerações sobre as disponibili-dades futuras de gás natural, incluímos algumasestimativas, com base no que já foi noticiado.

OFERTAS DE GÁS NATURAL

As ofertas de gás natural decorrentes das re-servas podem assumir valores distintos de acor-do com a demanda do mercado, com o local e ovolume requeridos. Para entender o potencialdas ofertas, é preciso conhecer alguma coisa so-bre a produção de gás local e do que tem sidorecebido de outras fontes de produção. Na Figu-ra 2, próxima página, estão indicadas as produ-ções de gás associado e não-associado àprodução de óleo, e os valores da produção total,esta última realizada em dez anos.

Um registro importante deve ser feito aqui comrelação às curvas de produção de gás associado e


não-associado. Elas se cruzam em 1997, indicandoque, operacionalmente, o sistema de atendimentoà oferta vem ganhando mais flexibilidade com opassar dos anos, pois o gás associado necessaria-mente é vinculado com a produção de óleo, nãosendo essa condição imposta ao gás não-associa-do, que pode ter sua produção programada deacordo com a demanda do mercado. Fica claro queao gás não-associado está dada a condição decomplementaridade, muito interessante quando ademanda não é contínua, podendo esta variar en-tre limites amplos.

No caso da Bahia, a oferta de gás natural temsido limitada superiormente por contrato, podendovariar para menos contratualmente até 80% do vo-lume contratado, o que representa um volume de0,70 milhões de metros cúbicos por dia de possíveloscilação, plenamente absorvível pela redução daprodução de gás natural não-associado.

O gás natural produzido no Estado tem sidocomplementado pelo gás natural transferido deSergipe para a Bahia, área do Recôncavo. Os volu-mes transferidos estão limitados à capacidade dogasoduto que se inicia em Atalaia (Aracaju) e seestende até Santiago (Catu), de 1,0 milhão demetros cúbicos por dia.

A Figura 3 indica a participação do gás naturaltransferido no período de 1991 a 2000.

Como oferta de gás natural na Bahia, no períodode 1991 a 2000, fica a informação de um volume re-ferencial de 5,0 milhões de metros cúbicos por diaem 1991, com variações de oferta em alguns anos,

mas com tendência a um crescimento contínuo deaté 6,3 milhões de metros cúbicos por dia em 2000.

DEMANDA DE GÁS NATURAL

A demanda de gás natural na Bahia, área doRecôncavo, no período de 1991 a 2000 está deta-lhada na Figura 4.

Na comparação dos valores contidos nas Figu-ras 4 e 5 percebe-se que a oferta de gás natural seajustou à demanda formada pelas necessidadespróprias da Petrobrás em sua Unidade de NegóciosBahia, no fornecimento à Fabrica de FertilizantesNitrogenados (FAFEN), no abastecimento às indús-trias atendidas pela própria Petrobrás até 1994, e navenda do gás natural à BAHIAGÁS a partir de 1995.


A Figura 6 demonstra como a oferta de gás na-tural foi empregada no atendimento de uma parce-la da demanda, representada pela venda de gásnatural.

Completando as informações sobre o períodode 1991 a 2000, a Figura 7 apresenta valores quepermitem a comparação entre a oferta e a deman-da de gás natural na Bahia, área do Recôncavo.

PROJEÇÕES DE DEMANDA PARA O GÁSNATURAL NA BAHIA

A demanda de gás natural deve ser analisadanos seus diversos aspectos, desde a simples ma-nutenção dos atuais consumidores, passando pelaagregação de novos consumidores, pelas necessi-dades do supridor com relação ao seu processo de

produção, pelo suprimento de gás natural a outrasunidades do próprio supridor e, finalmente, naquiloque se refere às térmicas do Plano Prioritário deTermelétricas do Governo, na Bahia.

A Figura 7 apresentada a seguir indica os volu-mes estimados pela Bahiagás, compondo o perfilde demanda dos consumidores que serão por elaatendidos nos próximos dez anos.

A Figura 8, informa o que poderia ser a deman-da própria do supridor Petrobrás, para o mesmoperíodo de dez anos.

Finalmente, na Figura 9, na página seguinte, ademanda total de gás natural da Bahia, área doRecôncavo, estimada pela Bahiagás.


OFERTA DE GÁS NATURAL PARA ATENDER AESSA DEMANDA

Os volumes de gás natural necessários paraatender à demanda projetada constituem-se nomaior desafio do momento. As reservas provadasde gás natural, informadas pela ANP, com alcancede dez. 2000, no volume de 24,91 bilhões demetros cúbicos, não são suficientes.

As reservas totais de gás natural acrescentam15,16 bilhões aos 24,91 bilhões de metros cúbicosdas reservas provadas já mencionadas, que, seconvertidas em reservas provadas, poderiam sersuficientes para o atendimento da demanda esti-mada em 41,06 bilhões de metros cúbicos, para osdez próximos anos, conforme indicado abaixo,quando a cada ano acrescenta-se a reserva a serconsumida, atingindo-se o volume de 45,065 bi-lhões de metros cúbicos.

COMENTÁRIOS SOBRE A OFERTA FUTURADE GÁS NATURAL

As reservas de gás natural encontradas nas ja-zidas da Bacia do Recôncavo ainda podem ser am-pliadas e contribuir com volumes significativos degás natural, principalmente aquelas que ainda nãoforam submetidas a um regime de produção contí-nuo e que foram avaliadas através de testes de ca-pacidade de seus poços de pouca duração.

Por razões econômicas, algumas até forammarginalizadas em virtude dos altos investimentosrequeridos, relacionados a baixas produções; ou-tras, por estarem afastadas dos centros de consu-mo sem condições de transporte e, outras ainda,por não haver necessidade de maior produção degás, com o mercado sendo atendido por fontesmais próximas e de melhor desempenho.

Esse cenário pertence ao passado, uma vezque, atualmente, existe mercado com demanda re-primida e há necessidade de supri-lo, condição su-ficiente para que sejam tomadas outras atitudesrelativas à necessidade de produzir gás natural.Esse, como commodity, nunca esteve tão favorávelpara justificar investimentos, principalmente paracampos produtores próximos do mercado, como éo caso da área do Recôncavo.

Descobertas de gás natural na área marítima,no baixo sul e extremo sul da Bahia, não foram rea-lizadas por não haver um mercado identificado e deexpressão atrativa. Tal situação começa a ser mo-dificada com a formação de um demanda futura,com base na atividade industrial, na de geração deenergia, complementada pelo uso do gás naturalcomo combustível automotivo. Essas áreas foramtrabalhadas já há algum tempo e ganham impor-tância à medida que o mercado é identificado, prin-cipalmente na exploração da celulose, na indústriado papel e na atividade moveleira. Entre essasdescobertas destacam-se os campos de Cumuru-xatiba e Camamu, com potenciais individuais deprodução da ordem de 0,7 milhão de metros cúbi-cos dia.

Recentemente foi anunciada uma nova desco-berta em Camamu, reveladora de uma acumula-ção de gás não-associado de grande significado,em águas rasas, não muito distantes do Recônca-vo, capaz de complementar, inicialmente, e de


suprir, posteriormente, a demanda das indústrias,das térmicas e dos consumos comercial, residen-cial e automotivo da Região Metropolitana de Sal-vador, antes limitadas em 6,0 milhões de metroscúbicos por dia.

Outras descobertas ainda acontecerão ao longoda costa, em lâminas de água mais profundas, nãotão afastadas da linha de praia, em razão dos blo-cos licitados pela ANP, com possibilidades de tor-narem-se produtores de gás natural, o que, para osmais otimistas, é uma questão detempo e de investimentos.

SISTEMAS DE TRANSPORTEPARA O GÁS NATURAL

O sistema de gasodutos detransferência de gás natural entrecampos produtores do Recôncavoforma uma malha que convergesobre as Unidades de Processamento de Gás Na-tural localizadas em Santiago (Catu) e emCandeias, área norte do Centro Industrial de Aratu.Tais unidades especificam o gás natural para omercado, ao tempo que removem as frações maispesadas contidas no gás natural produzido, dandoorigem ao gás conhecido como de cozinha (GLP) egasolina natural.

Nessas unidades de processamento do gásnatural originam-se os gasodutos de transporte,que se constituem pontos de transferência dacustódia do gás natural, entre o supridor e a con-cessionária estadual de distribuição de gás, co-nhecidos por city-gates. Nas extremidades dessesgasodutos de transporte localizam-se os outros city-gates.

O atual sistema de gasodutos de transporte dogás natural no Recôncavo, une as UPGNs aos de-mais city-gates localizados nas extremidades dosgasodutos de transporte. Esse sistema, projetadopara atender com segurança, continuidade e confi-abilidade o Pólo Petroquímico e Centro Industrialde Aratu, em 3,5 milhões de metros cúbicos dia,tem resistido às solicitações de transporte de 5,5milhões de metros cúbicos dia.

Ocorre também, a aproximação e chegada emSantiago (Catu) do gasoduto que transfere gás na-tural de Atalaia (Aracaju), como contribuição de 1,0

milhão de metros cúbicos dia para a demanda degás natural do Recôncavo.

A política tarifária para o gás natural apresentauma série de peculiaridades no que concerne aoseu histórico de evolução. Definir o preço do gásnatural vem sendo uma tarefa que exige a análisede uma gama de variáveis que impactam os pre-ços de GN nas diversas concessionárias, em pro-porções variadas, a partir da realidade de cadasubsistema.

A Portaria Interministerial Nº 3,de 17 de fevereiro de 2000, foi aprimeira a separar o preço máxi-mo nos pontos de entrega emduas parcelas, uma referente àremuneração do produto (commo-dity) e outra associada à remune-ração dos serviços de transportede GN. Foi estabelecido o preçoreferencial do GN na entrada do

gasoduto de transporte e definiu-se sua atualiza-ção trimestral, a partir do valor inicial (R$110,80/milm3). As tarifas de transporte de referência depen-deriam dos pontos de recepção e entrega de GN,regulamentados pela Agência Nacional do Petróleo(ANP). De abril a junho de 2000, essa tarifa foi úni-ca para todo o País e igual a R$ 19,40/mil m3. Umpaís com dimensões continentais, com um sistemade transporte de GN tão heterogêneo não poderiater uma tarifa independente de suas peculiaridadesregionais e/ou estaduais. Buscava-se uma políticatarifária condizente com a realidade de cada Esta-do — uma metodologia consistente.

Com a Portaria Nº 108, de 28 de junho de 2000,foi definida uma parcela para o transporte estadualcompondo o preço máximo do GN de produção na-cional para vendas à vista às empresas concessio-nárias de Gás Canalizado, criando-se um novomodelo de distribuição. O modelo consistia em umgasoduto fictício único (do Ceará ao Rio de Janeiro).O preço pago pelas concessionárias era definidopela relação volume versus distância (da fonte aoponto de consumo). Essa distância seria introduzidana tarifa de forma progressiva. A tarifa de transporteseria 70% nacional e 30% estadual, ou seja, 70% datarifa média nacional e 30% dos custos proporcio-nais a distância, sendo essa relação modificadapara 60% e 40%, 50% e 50% e, assim, continua-

Foi anunciada uma novadescoberta em Camamu,

reveladora de umaacumulação de gás não-

associado de grandesignificado, em águas

rasas, não muito distantesdo Recôncavo


mente, até que no futuro tivéssemos uma tarifa100% estadual. A relação volume (capacidade)versus distância deu origem ao momento de capaci-dade de transporte, dado pelo somatório dos produ-tos da capacidade contratada pela distância entre ospontos de recepção e entrega a ser percorrida pelogás contratado. Vale ressaltar que essa metodologianão se aplicava ao gás natural importado, que teriauma política tarifária bem definida.

As tarifas de transporte de referência considera-vam o volume a ser transportado à pressão de1,033 kgf/cm2, temperatura de 20 ºC, e ao Gás Na-tural o Poder Calorífico Superior de 9.400 kcal/m3.

A metodologia de cálculo das tarifas de trans-porte de referência apresentou particularidadesque deram margem a questionamentos diversos.Os investimentos realizados no sistema de distri-buição estão diretamente relacionados ao diâmetrodos dutos. No dimensionamento de um gasoduto, odiâmetro do mesmo é extremamente sensível à va-riação de pressão na linha (existem diversas equa-ções para o cálculo do diâmetro do gasoduto,válidas para a faixa de pressão específica). Dessemodo, gasodutos que operam a 70 bar (Ex:Guamaré – RN / Cabo – PE) e outros que operam a28 bar não devem ser comparados.

A classificação de um gasoduto como gasodutode transferência entre as unidades da Petrobrás oucomo gasoduto de transporte para disponibilizá-loao mercado demanda uma criteriosa avaliação. In-cluir no sistema um gasoduto de transferência comose fosse um gasoduto de transporte (quando o pro-pósito real é transferência) modifica a tarifa de GN,já que a relação volume versus distância (pondera-da pelo volume) está intimamente ligada ao rótulo“transporte”. A não-observância da heterogeneidadedo sistema, em face de tantas peculiaridades, fezcom que tivéssemos uma metodologia questionávele uma tarifa inconsistente.

A Portaria nº 101, de 26 de junho de 2001, alte-rou as tarifas de transporte, introduzindo uma“nova” metodologia, considerando 40% dos custosproporcionais a distância, com a parte da tarifa re-lativa ao transporte atualizada no dia 1º de julho decada ano, pela variação do IGPM. Essa portariaabrangia todos os gasodutos, quer fossem detransporte ou de transferência. A nova regulamen-tação incluiu na tabela a tarifa de R$ 12,11/mil m3

para Alagoas, o que gerou insatisfação, visto tratar-se de um Estado produtor de GN, mas o distribuicomo gás de boca de poço, sem a devidaespecificação. Durante o período de vigência daportaria nº 108, o Estado de Alagoas estava isentoda parcela da tarifa referente à remuneração dosserviços de transporte de GN. A nova metodologialevou a tantos questionamentos que surgiu a Porta-ria nº 130, de 29 de agosto de 2001, suspendendoos efeitos da Portaria nº 101 e estabelecendo: “du-rante este período de suspensão, aplicar-se-ão asregras contidas na Portaria ANP nº 108, de 28 dejunho de 2000”.

“De volta ao passado”, percebe-se a dificuldadeque existe para fazer valer uma regulamentaçãoque equacione todas as variáveis relevantes men-cionadas anteriormente (pressões diferenciadas,depreciação dos gasodutos, propósito transporteversus transferência etc).

Parece clara a necessidade da criação de sub-sistemas pontuais para a definição de uma tarifalógica e consistente, que demonstre com clarezaas duas parcelas do preço máximo nos pontos deentrega (commodity + transporte). Cada Estadopossui uma realidade diferente. O gasoduto “fictí-cio” virtual precisa ser melhor modelado para que ametodologia de cálculo da tarifa de transporte deGN reflita as diversas peculiaridades de cada sub-sistema de distribuição de Gás Natural.

Gasoduto virtual

O mercado de gás natural não se estabelece ini-cialmente consumindo volumes significativos e,como tal, evolui ao longo do tempo, tornando difíciljustificar os investimentos destinados à implanta-ção dos gasodutos troncos e dos ramais de distri-buição para um sistema definitivo, sem ancorar talproposta em consumidores de expressão de uso.

Uma maneira de atender, inicialmente, a consu-midores menores, mas importantes na formaçãodo mercado, situados próximo de instalações jáconsolidadas, é lançar mão de um gasoduto virtual.Isso não é mais do que transportar gás naturalcomprimido em transporte rodoviário, em cilindrosapropriados, entre um ponto de suprimento e umoutro, de consumo. Inicialmente incipiente, oGasoduto Virtual ganha expressão quando da acei-


tação por parte dos consumidores devidos aos atri-butos do próprio gás natural, bem como da oportu-nidade de tê-lo antecipadamente.

O gás natural em alta pressão (200 bar) é co-nhecido como gás natural automotivo (GNV), porser essa a melhor condição de transporte e utiliza-ção individual como combustível alternativo à gaso-lina ou ao álcool, sendo armazenado em cilindrosde pequeno volume geométrico. Mas pode ser apli-cado para outros propósitos, em baixa pressão,desde que seu transporte se faça em alta pressão,por motivos econômicos, e com a necessária redu-ção do volume exigida como gabarito máximo paraos veículos rodoviários.

O gasoduto Virtual é uma alternativa para osusuários de gás natural que se localizam em locaisonde não existem redes de gasodutos. Trata-se deum sistema modular de compressão, transporte edescompressão de gás natural, que abastece co-munidades, indústrias e postos automotivos.

O transporte rodoviário de Gás Natural Compri-mido (GNC) apresenta-se como uma interessantealternativa também para empresas que atuam emmercados sazonais e, principalmente, para aquelasque permanecem por pequenos períodos em umadeterminada região (ex: secagem de grãos naagroindústria e usinas de asfalto). Porém existem di-ferenças entre os sistemas convencionais (as carre-tas-feixe existentes na Bahia) e o Gasoduto Virtual.

Os sistemas convencionais de transporte deGNC mostram-se pouco econômicos devido àsubutilização do ativo imobilizado. A mesma carre-ta transporta pequenas e grandes quantidades dogás, segundo a necessidade do cliente, mudando-se somente a quantidade de “cilindros” preenchi-dos com o gás. É importante salientar que todos os“cilindros” são transportados, independentementedo volume de gás.

No gasoduto virtual, a carreta também é preen-chida de acordo com as necessidades do cliente,porém os módulos são acoplados de acordo com ovolume desejado, não se subutilizando os demaismódulos, que podem ser usados, ao mesmo tem-po, no atendimento a outro cliente. Em suma, siste-mas versáteis são apoiados em compartimentosmodulares de compressão de gás natural, esta-ções de regulagem de pressão e no sistema detransporte propriamente dito: a carreta.

A modularidade do sistema é definida a partir deestudos que consideram a relação peso / volume.Esse processo torna o gasoduto virtual uma alter-nativa independente com relação ao manuseio dosmódulos, otimizando o transporte do gás naturalcomprimido. O sistema funciona através de com-pressores conectados a uma central de carga(gasoduto ou estação de gás natural comprimido),onde são carregados os módulos de armazena-mento de GNC. Cada um desses módulos tem ca-pacidade para transportar 1.500 m³, com pressãode até 250 bar. Já carregados, os módulos são co-locados nas carretas e transportados até o cliente.

Havendo a necessidade de pressões de opera-ção mais altas, a depender das especificidades docliente a ser atendido, os módulos são conectadosa sistemas de transferência de gás tipo booster —um pequeno compressor. Se a aplicação requerpressões relativamente baixas, os módulos sãoacoplados a estações de regulagem de pressão. Omecanismo é versátil também quanto à automa-ção. Existem sistemas que gerenciam um “rotea-dor” alimentado via modem. Esse roteador élocalizado em cada cliente e na central de carga.

Um ponto importante a ser salientado é a viabili-dade econômica do gasoduto virtual. Cada projetodemanda um dimensionamento específico, cuja fi-nalidade é estabelecer a quantidade de módulosnecessária para o abastecimento da empresa, pos-to automotivo ou comunidade. Esse estudo consis-te em análises probabilísticas de variáveis comoconsumo, distância entre o local de abastecimento eentrega, tempo de viagem, tipo de rota, condiçõesclimáticas, além de análises de viabilidade econômi-ca em função da condição ótima encontrada.

É importante garantir a diluição dos custos detransporte para garantir a economicidade dessetipo de fornecimento de gás natural. Por esse moti-vo, é considerado o atendimento a mais de um cli-ente, de mais de um segmento de mercado, e sãorealizados estudos para a identificação dos perfisde consumo e aspectos logísticos.

Observando a posição das concessionárias dedistribuição de gás natural canalizado, o gasodutovirtual é um elemento de abertura de mercado,uma vez que proporciona a antecipação de recei-tas através do atendimento a futuros clientes du-rante um curto espaço de tempo. Outro aspecto


relevante é a possibilidade de a distribuição localter a oportunidade de comprovar, na prática, o perfildo consumo de cada segmento ou cliente, o quepermite que os gasodutos sejam instalados consi-derando esses consumos observados.

Ainda como vantagem, há a possibilidade deoferecer, num curto espaço de tempo, um energéti-co reconhecido pela sua qualidade e modernidadea outros municípios que se encontram dentro daárea de concessão daquela concessionária.

Modelos de implantação

1 - A concessionária firma contra-tos com os clientes, investe nosistema e opera o gasodutovirtual.

2 - A concessionária contrata oserviço de carrier do operador do gasoduto Vir-tual — contratação da compressão e do trans-porte — para entrega do gás natural aosclientes por ela contratados.

3 - O operador firma contrato com a concessionáriae com os clientes e responsabiliza-se pela com-pressão, transporte e comercialização do GNC.Deve ser verificada, entretanto, a legalidadedesse modelo à luz do que reza o Contrato deConcessão firmado entre os estados e as con-cessionárias de distribuição de gás natural ca-nalizado.Em quaisquer dos modelos acima, o operador

do sistema busca diminuir os riscos do empreendi-mento através do estabelecimento de uma relaçãocontratual com a concessionária de gás, de modoque a infra-estrutura de gasodutos não seja implan-tada antes da efetiva comercialização de determi-nado volume de gás. Tal cuidado deve ser tomadopara que esse volume comercializado remunere osinvestimentos realizados pela concessionária ou,em sendo antecipado o fornecimento por intermé-dio de gasodutos, que o contrato contemple o pa-gamento de multa rescisória ou o atendimento anovos mercados.

APLICAÇÕES PARA O GÁS NATURAL

O gás natural é hoje, e será nas próximas déca-das, uma das mais importantes fontes de energia.

Isso é possível devido ao seu teor energético epela existência de extensas reservas, que continu-am a ser descobertas ano após ano. Tais reservassão responsáveis pela disponibilidade desse pro-duto — fonte de energia constante e de baixo cus-to. Neste contexto, é importante salientar que oBrasil e diversos outros países passam por umagrave crise de energia elétrica.

O fim do monopólio estatal na geração de ele-tricidade amplia as oportunidades brasileiras na

área de geração/conservação deenergia, permitindo a implanta-ção de sistemas de co-geração.A co-geração é o processo noqual se faz, simultânea e seqüen-cialmente, a geração de energiaelétrica e térmica a partir de umafonte de combustível (derivados

de petróleo como o gás natural, o carvão ou a bio-massa).

Esse sistema se mostra uma excelente alterna-tiva para suprir a escassez de energia. O ganho deeficiência obtido produz uma energia elétrica confi-ável, com baixo custo — fatores muito importantespara usuários que necessitam de abastecimentocontínuo e ininterrupto, como hospitais, hotéis,shopping centers, grandes empreendimentos oumesmo muitas indústrias.

O MERCADO DESCOBRE A CO-GERAÇÃO

Em países desenvolvidos, a co-geração vemsendo empregada em diversos segmentos, taiscomo indústrias, hotéis, hospitais e shoppingcenters, com o apelo, inicialmente, de economia deenergia e, posteriormente, de geração descentrali-zada de baixo custo, pois evita a construção degrandes linhas de transmissão. Outra vantagem re-levante é a confiabilidade do fornecimento, conside-rando-se a crescente escassez de energia elétrica.

Por ser um combustível com combustão limpa,as centrais de co-geração a gás natural são ambi-entalmente limpas. No Brasil, embora ainda sejapequeno o número de instalações em operação,esse sistema vem aumentando a cada dia, já con-tando com uma linha de financiamento oferecidapelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econô-mico e Social (BNDES) para sua ampliação.

A co-geração é o processono qual se faz, simultânea

e seqüencialmente, ageração de energia elétricae térmica a partir de uma

fonte de combustível


Como ocorre a co-geração?

No esquema habitual de co-geração, é utilizadauma turbina a gás ou um motor alternativo, tambéma gás, para mover um alternador que gera a ener-gia elétrica que será utilizada no próprio local deprodução. É importante salientar que o excedenteda produção pode ser transferido para outras re-des. Esse processo oferece ainda uma maior con-fiabilidade na disponibilidade de energia elétrica,pois permite a ligação em paralelo com a rede daconcessionária. A energia térmica produzida pormeio desse processo proporciona uma significativaredução de custos, já que o calor recuperado dosgases de escape produz vapor, ar quente e refrige-ração usados nos processos industriais.

A refrigeração, quando utilizada a energia térmi-ca do processo, é obtida através de unidades deabsorção, equipamentos de baixíssima manuten-ção em comparação com as unidades convencio-nais de compressão.

Os sistemas de co-geração podem ser classifica-dos conforme o tipo de máquina utilizada para a gera-ção de energia elétrica e a disposição das mesmas.Comercialmente existem os seguintes tipos:

- co-geração com motor alternativo a gás;- co-geração com turbina a gás;- co-geração com turbinas a vapor.

Sistemas de co-geração

Os sistemas de co-geração são basicamenteclassificados em dois grandes grupos, em funçãoda seqüência de utilização da energia, podendo serde topping cyrcle e bottoming cycle.

Nos sistemas topping cyrcle, o energético —

gás natural, por exemplo — é usado inicialmentena produção de energia elétrica ou mecânica, emturbinas ou motores a gás, e o calor rejeitado érecuperado para o sistema térmico. Nos siste-mas de bottoming cycle, o energético produz va-por, que é utilizado para produção de energiamecânica e/ou elétrica, em turbinas a vapor, sen-do depois repassado ao processo.

Sistemas de co-geração com turbinas a vapor eturbinas a gás associam a produção de energia elé-trica em dois ciclos, primeiramente em turbinas oumotores a gás e depois em turbinas a vapor. O vaporgerado nas caldeiras de recuperação é parcialmenteutilizado em turbinas a vapor, com extração de vaporde baixa pressão para o processo (Figura 12). Es-ses sistemas são particularmente interessantes noscasos em que o vapor é intermitente, sendo o mes-mo empregado na geração de mais energia em situ-ações de baixa utilização de vapor no processo.

Nos sistemas de ciclo combinado, em que éproduzida exclusivamente energia elétrica (Figura13), todo o vapor produzido por recuperação é em-pregado na turbina a vapor. Esses sistemas nãosão considerados como sistemas de co-geração,sendo classificados como sistemas de geração deenergia elétrica em ciclo combinado.

A escolha de uma das soluções acima citadas éfeita de acordo com o perfil das necessidades elé-tricas e térmicas de cada aplicação. Os sistemastopping cyrcle são de emprego mais amplo e maisdifundidos, podendo empregar turbinas ou motoresa gás ou a diesel. Em um ciclo desse tipo, o calordos gases de descarga de uma turbina pode serempregado:

a) para geração de vapor, normalmente empressões até 40 bar, com amplo uso para instala-

Fonte: Bahiagás

Figura 11

Fonte: Bahiagás

Figura 12


ções industriais e comerciais;b) para geração de água quente, sendo muito

utilizado para aquecimento distrital;c) para uso direto em processos industriais

como secagem, fornos etc.d) Para uso em sistemas de refrigeração por

absorção (empregando vapor).Uma das características mais interessantes em

um ciclo com turbinas a gás ou motores a gás é apossibilidade de uma nova queima de gás após adescarga da mesma — queima suplementar (Figu-ras 11 e 12).

Nas turbinas, a vazão de ar circulada é cerca detrês ou quatro vezes maior que a necessária para acombustão estequiométrica, o que resulta em um altoteor de oxigênio livre (O2) na descarga — aproxima-damente 15%. Isso permite que seja feita a instalaçãode queimadores na descarga da turbina, propiciandoa elevação da temperatura dos gases. Essa caracte-rística torna-se interessante sempre que as necessi-dades térmicas ultrapassam a quantidade de calordisponível nos gases de descarga da turbina.

Aplicações da co-geração

O campo de aplicação dos sistemas de co-gera-ção é bastante vasto, tanto no setor industrialquanto no terciário. Os usuários com maior poten-cial de aplicação e rentabilidade são aqueles queoperam seus sistemas em regime de 24 horas,com elevado consumo de eletricidade e calor.

Na área industrial são possíveis, por exemplo,os seguintes usos:

a) geração de vapor de baixa, média e alta pressão;b) calor direto da turbina para alimentação de

fornos;

c) secagem de grãos e de produtos;d) aquecimento de óleos e fluidos industriais.

No setor terciário a co-geração pode ser aplica-da em hotéis, hospitais, centros de processamentode dados, shopping centers, edifícios comerciaisetc. Nesses casos, o calor de descarga pode serempregado para a geração de vapor e/ou águaquente para aquecimento (ambiental ou de águapredial), para cozinhas etc.

Para o condicionamento de ar, empregando-seunidades de absorção a base de água, brometo delítio, os compressores de refrigeração podem sersubstituídos com grande redução de utilização dogás natural, além da economia de energia.

Uma das aplicações interessantes é a utilizaçãodo vapor para geração de frio a baixa temperatura(até -60ºC), com o emprego de unidades de absor-ção de projeto especial, usando-se amônia e água.

CONSIDERAÇÕES ECONÔMICAS

A não ser por razões estratégicas como, porexemplo, em locais onde o suprimento de energiaelétrica não é confiável, a opção pela co-geração,via de regra, é determinada por condicionantes es-tritamente econômicas, pois a co-geração deve seradotada quando evidencia reduções substanciaisnos custos de energia. Nesta análise econômica,os seguintes pontos, entre outros, devem ser con-siderados:

a) preço da eletricidade – correntes e futuros;b) preço do calor;c) preço e disponibilidade do combustível;d) custos de implantação, operação e manutenção;e) incentivos fiscais;f)nível esperado de retorno financeiro.Um aspecto importante a ser considerado no cál-

culo do custo da energia elétrica é o impacto da im-portação ou exportação para a rede local depequenas quantidades de energia. É necessário con-siderar, também, os custos de energia em back uppara absorver as paradas das instalações onde nãohá capacidade de reserva instalada. Não é impossí-vel que, com a ameaça de perda de receita, a con-cessionária reduza os seus preços, diminuindo asvantagens do empreendimento. Mesmo nesses ca-sos, pode-se entender que a utilização da co-geração

Fonte: Bahiagás

Figura 13


como alternativa foi válida por ter sido atingido o obje-tivo maior, que é a redução dos custos com energia.

GÁS AUTOMOTIVO

O segmento de mais evidente expansão no mo-mento é o do gás automotivo, devido aos resulta-dos oferecidos aos exploradores do transportealternativo ou aos que são permissionários detransporte de passageiros, usuários de veículosque trafegam mais de 100 km diários. O consumode gás natural fornecido para esse propósito teve,na Bahia, um incremento superior a 100% no anopassado e, se houvesse uma oferta no meio urba-no de Salvador, esse volume teria sido bem maior.

Para melhor informar sobre essa oferta de gásnatural às Bandeiras que prestam serviços nospostos, e como isso acontece, apresentam-se aseguir os esquemas que indicam os participantesdo processo, desde a Companhia Distribuidora doGás Natural até o usuário final.

* Luiz Fernando Mueller Koser é diretor-presidente daCompanhia de Gás da Bahia – Bahiagás. Este artigo foi

realizado com base nas pesquisas dos colaboradores daBahiagás: Yone Lopes, assistente comercial; Teylo

Vasconcelos, engenheiro de atendimento; Érica Villalba,assessora comercial.

A previsão de gás natural para esse segmento éatingir, nos próximos dois anos, o fornecimento de 250mil metros cúbicos dia e, daí por diante, manter umcrescimento da oferta de cerca de 5% ao ano, atravésdo atendimento de pelo menos 45 postos de serviço.

Para se ter uma idéia do quanto a conversãodos veículos para gás natural é interessante, verifi-que a tabela acima, com dados comparativos entreo uso do gás natural e o dos demais combustíveisalternativos, por marca e modelo do veículo.

NOTAS

1 ANP. Disponível em: www.anp.gov.br.

aid/mk001arrocrepeuqolucíevmuaraplarutanságeanilosagedomusnoC-1alebaTolucíeV anilosaG larutaNsáG aid/orcuL 1aimonocE

ona2aimonocE

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ralupoP 0,01 05,61 0,31 35,5 79,01 02,949.3 04,898.7

ibmoK 5,7 99,12 0,01 02,7 97,41 04,423.5 08,846.01

02C/0001F 5,5 99,92 0,7 82,01 17,91 06,590.7 02,191.41

01-SregnaR

6V

0,6 94,72 0,8 00,9 94,81 04,656.6 08,213.31

artceVanatnaS

0,8 26,02 0,01 02,7 24,31 02,138.4 04,266.9

C6edlevómotuA 0,5 00,33 0,6 99,11 00,12 00,065.7 00,021.51

.1002,4.n,1.v,ocubmanreP,LISARBSÁGOBOLG:etnoF


Figura 14

Fonte: Bahiagás

Figura 15

Fonte: Bahiagás

Figura 16

Fonte: Bahiagás

Figura 17

Fonte: Bahiagás


Perspectivas para a universalização daeletrificação no Estado da Bahia

James Silva Santos Correia, Osvaldo Soliano Pereira*Eduardo J.F. Barreto, Tereza Mousinho**

Patrick F. Fontoura***

ResumoExistem cerca de 600.000 domicílios no Estado da Bahia

que não dispõem de energia elétrica, ficando à margem dos be-nefícios sociais e econômicos que da mesma advêm. Essemercado, historicamente caracterizado pela grande dispersãoe baixo consumo, não tem sido priorizado pelas concessionári-as. Os investimentos em eletrificação rural são geralmenteoriundos de programas governamentais que buscam desen-volver as áreas mais remotas. Nesse cenário e por razões deordem tecnológica, econômica, cultural e legal, as fontes re-nováveis têm tido um papel marginal nos poucos programasde eletrificação rural implantados ou em desenvolvimento noBrasil. Neste artigo, discute-se a importância do arcabouço re-gulatório do setor elétrico brasileiro para a universalização daeletrificação rural, com a inevitável vinculação ao uso das ener-gias renováveis, analisando-se o caso do Estado da Bahia.Destacam-se aqui as mudanças institucionais em curso, sobre-tudo as relativas às obrigações da concessionária: metas deatendimento, qualidade do fornecimento, uso de tecnologiasadequadas, modelos de gestão compatíveis com o fornecimen-to de energia elétrica através do uso de fontes de energiarenovável não-convencional (solar, eólica da biomassa ePCHs), não-exclusividade de atendimento na área de conces-são, novas possibilidades de utilização de recursos setoriais,CCC, RGR Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) eMecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL).

Palavras-Chave: eletrificação rural, energias renováveis, regu-lação, energia solar.

AbstractThere are approximately 600,000 households in the State of

Bahia with no electric power, therefore being apart of the socialand economic benefits that stem from electricity. These house-holds are found mainly in rural areas, that are historically charac-terized by great dispersion and low consumption. Therefore theyare rather unattractive to the power utility. Investments in ruralelectrification are generally the result of governmental programsaimed at the development of remote areas. In this context, anddue to technological, economic, cultural and legal reasons, re-newable sources have had a marginal role in the few rural electri-fication programs that have been implemented, or are presentlybeing developed in Brazil. In this paper, we discuss the impor-tance of the regulatory structure of the Brazilian electric sector forthe universalization of rural electrification, with the inevitable linkto the use of renewable energies, centering attention on the Stateof Bahia is analyzed. The ongoing institutional changes arepointed out, especially the ones related to the obligations of theutilities company: goals contractually established, quality of elec-tricity supply, use of adequate technologies, management mod-els that are compatible with the supply of electric power bymeans of non-conventional renewable energy sources (solar,wind power of biomass and PCHs), non-exclusivity of seeing toclients in the concession area, new possibilities of using sectorresources, CCC, RGR, the Energy Development Account (EDA)and the Clean Development Mechanism (CDM).

Keywords: rural electrification, renewable energies, regulation,solar energy.

ELETRIFICAÇÃO RURAL NA BAHIA:ONTEM E HOJE

AEletrobrás, com base em dados do PNAD, es-tima em cerca de 28% o índice de eletrificação

rural do Estado da Bahia. Após a implantação doPrograma Luz no Campo esse percentual deverápassar para 34%. Deve-se observar que após ter-se atingido os objetivos desse Programa restarão

ainda cerca de 495 mil domicílios rurais sem eletrifi-cação, o que corresponderia a 41% do total do Es-tado, equivalendo a cerca de 2,5 milhões depessoas sem acesso à luz elétrica.

Historicamente, a energização das áreas ruraisdo Estado vem sendo realizada por programas go-vernamentais. E não poderia ser de outra forma,uma vez que as grandes dimensões do Estado, adispersão e o pequeno tamanho das cargas exis-


tentes nas áreas remotas e a extrema pobreza queatinge a grande maioria das populações que vivemna zona rural são fatores desestimulantes para quea universalização dos serviços de energia elétricaseja feita apenas por iniciativa da concessionária.A própria configuração do sistema elétrico do Es-tado, baseado quase que exclusivamente em redede distribuição alimentada por energia hidráulica,e sua lógica de expansão também contribuempara dificultar o processo de universalização doatendimento.

A esses fatores deve ser atribuído o lento ritmode eletrificação rural no Estado, como pode ser ob-servado pelos dados da Tabela 1: a COELBA ener-gizou, em 23 anos, de 1977 a 2000, pouco mais de70 mil consumidores rurais. É importante ressaltarque esses números compreendem tão- somente osconsumidores rurais, classificados como tais pelaconcessionária, não contemplando o mercado resi-dencial situado na área rural.

A redução do número de consumidores ruraisem 1998 e 1999 se deve a uma reclassificação, re-alizada pela COELBA, que a partir de então só con-sidera consumidor rural aquele que possui umaatividade produtiva. Ou seja, consumidores situa-dos em pequenas vilas ou comunidades são classifi-cados como consumidores residenciais; entretanto,para efeito do Programa Luz no Campo tais ligaçõessão entendidas e registradas como rurais.

A Tabela 2 relaciona os programas de eletrifica-ção rural realizados no Estado da Bahia entre 1973e 1998, começando pelo da Companhia Baiana deEletrificação Rural (COBER), empresa subsidiáriada COELBA, já extinta, que foi criada como instru-mento do Governo do Estado para promover a ele-trificação rural no Estado e atuar como elementoestimulador do aumento da produção e da produti-vidade agrícola. O último programa identificadonessa Tabela, datado de 1998, refere-se a um con-vênio da COELBA com o Governo do Estado daBahia para a realização de um programa de obrasde eletrificação rural, destinado ao atendimento de28.700 unidades consumidoras, entre minifúndiosprodutivos e domicílios situados em pequenas lo-calidades do interior do Estado. Entretanto, o pro-grama de maior valor foi o Interluz, abrangendo 36mil consumidores rurais, entre minifúndios, irriga-ção e outras obras de distribuição.

Os programas de eletrificação rural, hoje, dife-renciam-se pela magnitude dos seus objetivos epelo uso de novas tecnologias de geração, sobre-tudo aquelas denominadas geração distribuída, ba-seadas em fontes renováveis de energia. Nesse

serodimusnoCedotnemicserC-1alebaTaihaBansiaruR

onA edaditnauQ edaxaTotnemicserC

7791 260.2 –

8791 786.2 %13,03

9791 475.3 %10,33

0891 914.4 %46,32

1891 894.5 %24,42

2891 464.7 %67,53

3891 671.01 %33,63

4891 904.21 %49,12

5891 235.61 %32,33

6891 342.72 %97,46

7891 655.43 %48,62

8891 330.83 %60,01

9891 666.04 %29,6

0991 652.74 %12,61

1991 666.35 %65,31

2991 521.06 %40,21

3991 186.46 %85,7

4991 802.96 %00,7

5991 928.37 %86,6

6991 284.87 %03,6

7991 158.97 %47,1

8991 264.67 %42,4-

9991 249.86 %38,9-

0002 136.07 %54,2

oidémotnemicserC %86,71ableoC:etnoF

onlaruRoãçacifirtelEedsamargorP-2alebaTaihaBadodatsE

amargorP onA rolaV 1 )$SU( 2 )$R( 3

)$MD(WFK 39/9891 005.91 – –

)$SU(zulretnI 19/9891 248.911 248.911 112.653

)$SU(INORP/DRIB 69/1991 626.02 626.02 260.05

)$rC(reboC 77/3791 410.591 – 342.59

otnematnessaeR)$zC(acirapatI 78/6891 701.19 001.1 499.22

)$SU(PPAP/RAC 49/3991 000.21 000.21 –

laruRoãçacifirtelE)$R(8991 8991 008.94 430.25 893.16

)0001x(amargorpodlanigiroadeomanrolaV1)0001x(ralódmerolaV2

)0001x(0002edlaermerolaV3


cenário, sobressaem o programa Luz no Campo,que objetiva eletrificar um milhão de consumidoresrurais em todo o Brasil até 2003, o Programa deDesenvolvimento Energético de Estados e Municí-pios (PRODEEM), criado em 1994 pelo GovernoFederal, com o objetivo de levar energia de fontesrenováveis para equipamentos comunitários em lo-calidades distantes da rede, e o Programa PRO-DUZIR da Companhia de Ação e DesenvolvimentoRegional (CAR), eminentemente estadual, que uti-liza recursos do Banco Mundial. Este último já apli-cou pouco mais de US$ 20 milhões em eletrificaçãono Estado, entre 1995 e 2001, sendo que cerca de37% desse valor foi direcionado para a eletrificaçãorural com sistema solar fotovoltaico.

Além dos programas já descritos, há outros,como o do CIRED, iniciativa da Fondation Energiespour le Monde, que teve como parceiros aCOELBA e o Centre International de Recherchesur l’Environnement et le Développement (CIRED)e se constituiu como projeto- piloto de eletrificaçãorural por sistemas fotovoltaicos em pequena escala(24 residências). Ou como o Programa USDOE,também um piloto de pequena escala, que implan-tou 190 sistemas fotovoltaicos em cerca de 23 lo-calidades, sendo a maior parte para iluminaçãointerna de domicílio, além de sistemas para ilumi-nação pública, escolas, irrigação, eletrificação decercas e sistemas demonstrativos (localizados nasEscolas de Agronomia de Cruz das Almas eJuazeiro). Os equipamentos foram doados peloDepartamento de Energia dos Estados Unidos econtou com o apoio técnico do CEPEL/ELETROBRÁS e Companhia de Engenharia Rural(CERB). No caso da Associação dos PequenosAgricultores do Município de Valente (APAEB),tem-se uma iniciativa bem-sucedida de uma associ-ação de produtores rurais que começou vendendoequipamentos fotovoltaicos para seus associadospara eletrificação de cercas e acabou também poratender às necessidades de iluminação residencialdos moradores da zona rural (WINROCK INTERNA-TIONAL/ UNIFACS/USAID, 2000).

Outros programas de menor alcance, utilizandoesses sistemas, foram implementados e estão tam-bém relacionados na Tabela 3. Entretanto, mesmoconsiderando o uso crescente de fontes renováveisnão-convencionais nesses programas, estas têm

tido um papel marginal no cômputo geral da eletrifi-cação rural do Estado e do País, seja por razões deordem tecnológica, econômica, cultural e legal (au-sência de regulamentação). As Tabelas 3 e 4 rela-cionam os programas de eletrificação rural e outrasiniciativas com sistemas fotovoltaicos implementa-dos na Bahia e os números a eles associados.

Apesar da pouca significância dos números, aBahia é provavelmente o Estado do Nordeste commaior número de sistemas instalados, 11.427, cor-respondendo a aproximadamente 700 kWp, exce-tuados os valores correspondentes à venda diretaao consumidor rural de equipamentos fotovoltaicospor empresas de revenda. O Estado de Pernambu-co registrava, até setembro de 1998, apenas 1.000sistemas fotovoltaicos, totalizando 110 kWp(SALVIANO, 2001). Entretanto, vale ressaltar que

aerÁansodatnemelpmIsamargorP-3alebaT*raloSaigrenEed

samargorP siacolsetnegAsodivlovne

sametsiSsodalatsni 1

MEEDORP /BRECABLEOC/ARFNIES 614

RIZUDORP RAC 203.01oãçarepoocedamargorP

DERIC/LEPEC/ABLEOC ABLEOC 43

oãçarepoocedamargorPEODSU/LEPEC/ABLEOC ABLEOC 091

rotudorpoaotnemaicnaniFovitatorotidércroplarur BEAPA 724

odonrevoG(sortuO)acimânidoileH,odatsE ABLEOC 85

sotnemapiuqeedadneVoiráusuoaaterid 2

saserpmEsarodazilaicremoc **

A2002,ABLEOC/SCAFINU:etnoF.0002étaiavóseuq,BEAPAadodadotecxe,1002étasodazilibatnocserolaV1

.odamitseresedlicífidrolaV2

mesadalatsnIsaicnêtoP-4alebaTadacedsocitégrenEeotnemaebmoB

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amargorP

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sametsis

aicnêtoPpWk

MEEDORP 331 79,16 382 54,24 614

RIZUDORP – – 203.01 01,515 203.01

DERIC – – 43 07,1 43

EODSU 51 42,9 571 57,8 091

BEAPA – – 724 00,52 724

sortuO 85 32,13 – – 85

latoT – 44,201 – 00,395 724.11

a2002,ABLEOC/SCAFINU:etnoF


apesar não existirem dados consolidados sobre oestado destes sistemas, estima-se, com base eminformações reveladas por pesquisas amostrais,que a maior parte dos sistemas fotovoltaicos insta-lados no Estado não estão funcionando. Sabe-setambém que esta falta de sustentabilidade está re-lacionada a problemas de gestão dos sistemas.

A figura seguinte mostra que o volume de siste-mas instalados foi crescente até o ano de 1998,caindo rapidamente a partir de então. Esse decrés-cimo pode ser atribuído, em grande parte, ao insu-cesso de alguns programas que sofreram desconti-nuidade, seja por desinteresse das instituiçõespromotoras, seja por terem esbarrado em proble-mas relacionados à gestão dos sistemas pós-insta-lação. Por isso, alguns programas, em especial oPRODEEM, estão revendo a concepção da gestãodo atendimento ao consumidor pobre da zona ru-ral, quando em uso essa tecnologia. Hoje, apesardas perspectivas, não existe volume significativode instalações em curso no Estado.

O Programa Luz no Campo foi lançado na Bahiaem janeiro de 2000, com término previsto para ju-lho de 2003, abrangendo 397 municípios do Esta-do. A população a ser beneficiada é de 580.000pessoas, correspondendo a cerca de 116.000 do-micílios. Do montante de R$ 235.000.000,000, origi-nalmente contratados para a Bahia, apenas 18milhões de reais serão para atendimento de popula-ções bastante remotas, fazendo uso de sistemas so-

lares fotovoltaicos e beneficiando cerca de 9 mil con-sumidores rurais, ou seja, apenas 7,5% do total dosbeneficiados serão atendidos com essa tecnologia.Quando o atendimento for realizado desta forma,25% do investimento deverá ser feito pelo governoestadual, conforme apresentado na Tabela 5.

Entretanto, apesar de cerca de 80% das metasdesse programa já terem sido alcançadas na Bahiacom a expansão da rede convencional de energia,a parte que cabe aos sistemas fotovoltaicos aindanão saiu do papel (UNIFACS/COELBA, 2002b).

O INTERESSE DAS CONCESSIONÁRIASNA IMPLEMENTAÇÃO DE SISTEMASFOTOVOLTAICOS

As concessionárias de distribuição de energiaelétrica, ao longo de sua história, têm priorizado oatendimento a clientes potenciais mediante a expan-são dos circuitos de distribuição segundo a lógica dosetor. Essa prática materializa-se no atendimentoprioritário aos clientes potenciais localizados ao lon-go de circuitos elétricos já existentes, que não de-mandam investimentos significativos para suainterligação e, além disso, apresentam uma rentabi-lidade que, em geral, não exige participação finan-ceira por parte desses clientes. Por conseguinte,aqueles que estão localizados em áreas remotas,muito afastadas do sistema elétrico em expansão,que demandam investimentos expressivos emtransmissão e distribuição e que, ainda, apresentamuma baixa carga, não são atendidos. Por essa razãoé que o atendimento a essas áreas sempre contacom a participação financeira dos governos, estadu-al e/ou federal, e financiamento de instituições es-trangeiras — BID, BIRD, KFW, etc.

Essa cultura dificulta à concessionária experi-mentar tecnologias de geração distribuída na zonarural, e é por isso que, na Bahia, os 9.000 sistemasfotovoltaicos previstos no Programa Luz no Campo

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ainda não foram implementados. A questão é queexistem dúvidas sobre como gerir milhares de siste-mas descentralizados, pois esse não é propriamen-te o seu negócio. É importante ressaltar que ogerenciamento pela concessionária de unidadesdescentralizadas de geração de energia elétricafotovoltaica implica que esta assuma a inteira res-ponsabilidade da instalação, manutenção e gestãode cada unidade e, inclusive, dos cuidados relativos àqualidade do serviço prestado, de acordo com o art.6o da Lei 8.987, de 1995, e do art. 6o, inciso X, da Lei8.078, de 1990 (Código de defesa do consumidor).

Entretanto, essa disposição começa a mudar noâmbito das empresas de distribuição, mesmo quelentamente, por força da propensão do órgão regu-lador a efetivar a universalização, tanto porque a leie o disposto nos contratos de concessão assim opermite, como porque, ao que tudo indica, essaação está em consonância com as diretrizes da polí-tica, tanto no plano do Executivo como no do Legis-lativo. Não é por outro motivo que a concessionáriade distribuição da Bahia realiza um levantamentogeorreferenciado na sua área de concessão, parasaber exatamente em que ponto (distância darede) está cada domicílio que ainda não dispõe deenergia elétrica. As informações obtidas com esselevantamento certamente servirão como guia paradecidir-se sobre qual a melhor tecnologia, e qual oseu custo, para atender tal ou qual localidade. Damesma forma pode ser encarada a recente decisãodessa concessionária de distribuição de comandardiretamente a instalação e gestão dos 9.000 siste-mas fotovoltaicos do Programa Luz no Campo. Ade-mais, a COELBA tem um projeto de P&D com a Uni-versidade Salvador (UNIFACS) cujo objetivo éjustamente definir uma metodologia para imple-mentar a universalização dos serviços de energiaelétrica no Estado.

O ARCABOUÇO REGULATÓRIO E OSCONDICIONANTES PARA A UNIVERSALIZAÇÃO

A Lei No 8.987, de 1995, sobre Concessões ePermissões de Serviços Públicos, enquadra a con-cessão nos termos do art. 175 da Constituição1, eestabelece que a concessão deve ser exercida porempresa que demonstre capacidade, por sua contae risco, para realizar as obras de expansão do sis-

tema elétrico. Além disso, determina que a únicacontraprestação pelo serviço a ser paga pelo con-sumidor é a tarifa, baseada no serviço pelo preço,conforme descrito no item I do art. 14 da Lei 9.427de dezembro de 1996. Cai por terra, portanto, aparticipação financeira do consumidor. Essa lei ad-mite a participação financeira do consumidor comoparticipação no capital da concessionária, tendoem vista a execução de obras de interesse mútuo.

Com relação aos contratos de concessão, ape-sar de não constarem cláusulas específicas relati-vas à universalização do atendimento, algumasdelas indicam que o atendimento deve abrangertodo o mercado da área de concessão: as conces-sionárias devem dar atendimento abrangente aomercado, sem exclusão das populações de baixarenda e das áreas de baixa densidade populacio-nal, inclusive no caso das rurais, atendidas as nor-mas do Poder Concedente e da ANEEL2. Existeainda uma cláusula específica sobre eletrificaçãorural, pela qual as concessionárias são obrigadas aparticipar de programas de eletrificação rural, e aimplementá-los, oriundos de políticas públicas fe-derais ou estaduais3.

Atualmente, o arcabouço regulatório associadoà universalização dos serviços de energia elétrica,mais precisamente a minuta de resolução sobre auniversalização4 e o Substitutivo ao Projeto de Lei2.905/00, se encontra ainda em fase de tramitação,respectivamente na ANEEL e no Congresso Nacio-nal. Vale mencionar que a Câmara de Gestão daCrise definiu 33 medidas prioritárias de reestrutura-ção do setor, sendo 9 de implantação imediata, queinclui a universalização do atendimento de energiaelétrica à população rural.

Uma vez votado e regulamentado os dispositi-vos legais e regulatórios acima mencionados, serácriada uma série de novos subsídios, que, certa-mente, promoverá mudanças importantes no modocomo atualmente é realizado o planejamento daexpansão do sistema para o atendimento de novascargas, especialmente na zona rural. Serão condi-cionantes importantes para a implementação dauniversalização os seguintes fatores (UNIFACS/COELBA, 2001):1 - estabelecimento das metas de universalização

e definição espacial e temporal das mesmas.Para tanto, deverão ser identificados, previa-


mente, os domicílios não-atendidos, densidadedessas cargas e a distância dessas em relaçãoao ponto de interligação com o sistema elétricoda concessionária;

2 - definição das obras consideradas de interessemútuo, visto que, de acordo com a minuta de re-solução da ANEEL sobre a universalização, a an-tecipação de uma dada meta pode ser conside-rada como uma obra de interesse mútuo. Se umaobra está prevista no plano de metas da conces-sionária para ser executada num determinadoprazo, a solicitação de antecipação da obra peloconsumidor ou pelo agente público que o repre-senta significa a disposição do solicitante a ofe-recer algo em troca da antecipação. Nessas con-dições, será possível à concessionária, atravésde uma negociação, solicitar a participação fi-nanceira do consumidor nos investimentos, demodo a garantir o seu atendimento antes do pra-zo previsto no plano de metas;

3 - definição das formas e prazos de ressarcimentoda contribuição antecipada do consumidor ouagente público que o representa para a realiza-ção das obras necessárias. Quanto aos prazos,espera-se que essa devolução seja realizadaconforme previsto no plano de metas. Quanto àforma do ressarcimento, essa deverá obedeceràs mesmas condições estabelecidas para o pa-gamento que foi antecipado pelo consumidor;

4 - estabelecimento de critérios de priorização dosinvestimentos que serão realizados ao longo dotempo (plano de metas), considerando, simulta-neamente, custos de atendimento e compro-misso social da empresa;

5 - definição das tecnologias adequadas e que re-presentem a solução de custo mínimo paraatendimento a novas cargas, conforme estabe-lecidas no plano de metas, considerando a nor-ma em vigor, sobretudo fundamentadas naspossibilidades de flexibilização da utilização detecnologias alternativas nas resoluções sobre ouso da Conta de Consumo de Combustíveis(CCC)5 e dos Valores Normativos (VN)6;

6 - definição das formas de gestão e índices dequalidade do fornecimento que serão adotadospara o atendimento quando este for realizadopor meio de fontes de energia renovável não-convencional. Esse é um ponto muito importan-

te porque a experiência tem mostrado que, namaioria dos casos de sistemas fotovoltaicos,por exemplo, apesar de a qualidade da energiaelétrica fornecida ser boa, de serem atendidosos requisitos em termos da carga instalada e deser grande a facilidade de instalação, tais siste-mas requerem um tipo de assistência técnicacujo agente responsável deve possuir capacita-ção específica, ainda que simples, e estar locali-zado próximo dos sistemas instalados;

7 - definição das áreas que a concessionária nãotem interesse em atender, considerando que talconcessionária realizará os estudos necessári-os para avaliar, preliminarmente, a relação cus-to/benefício da eletrificação dessas áreas acurto, médio e longo prazos. Haverá sempre apossibilidade de que determinadas áreas nãosejam de interesse da concessionária que, nes-te caso, comunicará à ANEEL a sua decisão denão atendê-las, abrindo espaço para que tal(is)área (s) a(s) seja(m) licitada(s) e novos agentesentrem no mercado;

8 - compatibilização das metas de universalizaçãocom as metas do Programa Luz no Campo,para permitir uma melhor eficiência alocativados recursos postos à disposição da concessio-nária pelo setor elétrico. Caberia analisar a pos-sibilidade de uma reformulação das metasestabelecidas para o Luz no Campo, em facedas novas obrigações que a concessionária iráassumir a partir da incorporação dos conteúdosdo Substitutivo ao Projeto de Lei N. 2.905/00 eda minuta de resolução sobre a universalizaçãoe o arcabouço regulatório;

9 - adequação das metodologias de projeção domercado próprio das concessionárias de modoa contemplar tanto a universalização do atendi-mento quanto o atendimento com fontes deenergia renovável não-convencional de um per-centual do crescimento estimado do mercadoda concessionária (previsto no Substitutivo aoProjeto de Lei N. 2.905/00).

OS RECURSOS SETORIAIS PARA FONTESRENOVÁVEIS

Votado pelo Congresso Nacional o Substitutivoao projeto de lei 2.905/00 e regulamentada pela


ANEEL a universalização, as concessionárias de-verão ficar atentas aos recursos setoriais que se-rão disponibilizados para efetuar a eletrificação emáreas remotas, usando tecnologias de geraçãorenovável descentralizada.

A criação da Conta de Desenvolvimento Ener-gético (CDE) é uma das medidas mais importantesdo Substitutivo7, que deverá desempenhar impor-tante papel na universalização e na otimização dosistema interligado. Essa Conta objetiva, além dodesenvolvimento energético dos Estados, aumen-tar a competitividade da energia produzida a partirde fontes renováveis, gás natural e carvão mineralnacional. Seu uso obedecerá às necessidades depagamento da diferença entre o custo de geraçãodas diversas fontes acima relacionadas e o valornormativo de referência, desde que obedeça a al-gumas regras8.

Os recursos do CDE serão provenientes dospagamentos anuais do uso do bem público, dasmultas aplicadas pela ANEEL a concessionários,permissionários e autorizados, e das quotas anuaispagas por todos os agentes que comercializamenergia com o consumidor final9. Desses recursos,os primeiros serão destinados à universalização,segundo diretrizes estabelecidas pela ANEEL.Essa Conta terá duração de 20 anos, será regula-mentada pelo poder executivo e movimentada pelaELETROBRAS.

O Substitutivo se aproveita de recursos já vigen-tes, como o Reserva Global de Reversão (RGR) eo Custo de Consumo de Combustíveis (CCC) elhes dá novos destinos. O art. 2o do Substitutivo es-pecifica na sua alínea “a” que recursos do RGR se-rão destinados, através de financiamento, paraprojetos de investimento em expansão dos servi-ços de energia elétrica, especialmente em áreasurbanas e rurais de baixa renda, e para projetos decombate ao desperdício de energia elétrica. Essesrecursos também poderão beneficiar projetos degeração de energia alternativa10.

Os recursos do RGR poderão ser contratadosdiretamente por Estados, Municípios, concessioná-rios, permissionários e Cooperativas de Eletrifica-ção Rural11. As condições de financiamento paraprojetos que utilizam esses recursos e que se desti-nam à universalização dos serviços de energia elé-trica nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste,

segundo critérios da ANEEL, não deverão ultrapas-sar aquelas consideradas na alínea “c” do art. 159da Constituição Federal, conforme o inciso IV daLei 9.427, de 1996.

Segundo o Substitutivo, a quota anual da RGRserá postergada para ser extinta em 2007. AANEEL deverá realizar uma revisão tarifária pararepassar para os consumidores a extinção desseencargo.

Com relação à CCC, fica assegurada a sua ma-nutenção pelo prazo de 20 anos, a partir da publi-cação da Lei, caso esse Substitutivo seja aprovadopelo Congresso Nacional. A CCC, subsídio cruza-do para manter sistemas isolados, também seriautilizada para aproveitamento de energias renová-veis (PCHs, solar, eólica, biomassa), carvão mine-ral nacional e gás natural, visando à geração deenergia elétrica, que venha a substituir a termelétri-ca que utilize derivado de petróleo ou que venha aatender ao incremento do mercado.

Entretanto, merecem a atenção das concessio-nárias duas resoluções já existentes que regula-mentam o uso da CCC e dos Valores Normativos,cujos repasses previstos viabilizam de imediato e/ou reduzem os custos com tecnologias associadasàs fontes renováveis não- convencionais.

Além desses recursos setoriais, as concessio-nárias de distribuição também devem estar atentaspara aqueles recursos advindos do Protocolo deQuioto, que, através do Mecanismo de Desenvolvi-mento Limpo (MDL), procuram compatibilizar asnecessidades de desenvolvimento dos países emdesenvolvimento com as necessidades de reduçãoda emissão de gases de efeito estufa, seja median-te melhoria na eficiência dos sistemas energéticos,seja por meio da introdução de tecnologias de ge-ração de energia limpa e renovável.

CONSIDERAÇÕES SOBRE O MERCADO DEENERGIAS RENOVÁVEIS NA UNIVERSALIZAÇÃO

Estima-se que cerca de 100 mil domicílios ruraisna Bahia12, 20% dos 495 mil domicílios rurais quenão serão atendidos pelo Programa Luz no Cam-po, serão atendidos com energia solar fotovoltaicaquando da universalização dos serviços de ener-gia. Se forem considerados os mesmos custos,cerca de R$ 2.000,00 por domicílio atendido com


solar fotovoltaica, do Programa Luz no Campo, ovalor despendido para atender à população queainda não terá energia de rede será de 200 milhõesde reais.

Esses recursos, a serem aportados pelas con-cessionárias, não serão recuperados com os pa-gamentos mensais dos beneficiários, pois, consi-derando o valor do investimento, as despesas demanutenção e operação e a taxa interna de retornoda concessionária, tais despesas não seriam sus-tentáveis por aqueles.

Dessa forma, a universalização dos serviços deenergia elétrica, como objetivo estratégico do go-verno e sem afetar o equilíbrio econômico-financei-ro dos contratos de concessão, só é possível seseus custos forem distribuídos pelo conjunto dosconsumidores de energia do País ou se compro-missos forem estabelecidos com recursos dos Te-souros Nacional e estaduais. Ou seja, semsubsídios cruzados não existem condições de seimplementar projeto de tal envergadura.

Deve-se ainda considerar a qualidade dos servi-ços da energia fotovoltaica para os residentes nazona rural. Essa é uma questão crucial, pois, mes-mo considerando a confiabilidade do equipamento,cujos índices de falhas são muito melhores do queaqueles apresentados pela rede elétrica para de-terminadas áreas da zona rural (WINROCK/UNIFACS/USAID, 2000), a gestão desses sistemasé justamente o seu ponto mais fraco. Se o sistemaé mal gerido pode deixar de funcionar rapidamente,deixando o beneficiário nas mesmas condições deantes da universalização.

Por outro lado, o custo para gerir esses siste-mas pode ser insuportável para a concessionária,caso esta opte pela gestão direta. Se o custo deuma má gestão for repassado para a tarifa, a con-cessionária pode perder mercado numa situaçãode competição em que todos os consumidores pas-sem a ser livres. A hipótese mais plausível é des-centralizar a gestão, porém mantendo-a sob suacoordenação, mesmo porque quem deve respon-der diretamente perante o poder concedente é aconcessionária.

Essa complexa equação tem que ser montadade tal forma que a universalização ocorra ao menorcusto. Isso é importante não só para a competitivi-dade da concessionária, como também para aque-

les que, em última instância, vão pagar a conta:consumidores e/ou contribuintes.

Para uma comparação entre os custos da uni-versalização através do sistema convencional deeletrificação e os da geração distribuída, mostra-se, a seguir, uma tabela com dados estratificadosdo Programa Luz no Campo/Bahia, realizados e jáorçados (BARRETO, E. et al., 2001):

Como mostra a tabela, localidades remotas,com baixa densidade populacional, com baixa car-ga e com distâncias da rede acima de 5 km, podemser atendidas com sistemas solares fotovoltaicos,que, como foi apresentado acima, têm um custopróximo de R$ 2000 por sistema de 50 Wp, aten-dendo a uma carga de três lâmpadas fluorescente,um TV preto e branco e um rádio por período detrês a quatro horas. É importante comentar que obenefício obtido pelo beneficiário da rede é bemmaior que o daquele atendido por sistemas fotovol-taicos; portanto, a rigor, se o custo da eletrificaçãoconvencional for apenas pouco maior que o custodo sistema fotovoltaico, é mais lógico optar pela pri-meira. Entretanto, os valores apresentados na ta-bela acima são ainda pouco precisos, pois se podeobservar que existe um grande intervalo na classede distância em relação ao custo por cliente.


Existem cerca de 600 mil domicílios rurais noEstado da Bahia que não dispõem de energia elé-trica. Considerando-se o que se planeja executarnos próximos dois anos no Estado, restarão aindacerca de 500 mil domicílios rurais sem eletrificação.As estimativas são de que, na Bahia, 2,5 milhõesde pessoas vivem sem acesso à “luz elétrica”, maisde um século depois da indústria de energia elétri-

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ABLEOC:etnoF


ca ter iniciado suas atividades no Brasil. Trata-sedo Estado que concentra o maior número de “sem-luz”, num País onde cerca de 2,5 milhões de pesso-as vivem às margens dos benefícios econômicos esociais disponibilizados a partir da energia elétrica.

A ausência de políticas públicas e, ainda, as bar-reiras econômicas e tecnológicas historicamente in-terpostas pelas concessionárias de energia elétricalevam a essa situação. Mas esse cenário começa aser alterado pelas iniciativas em curso da ANEEL edo Congresso Nacional, endossadas recentementepelo Governo Federal, a partir da CGE.

Superadas as dificuldades político-econômicasda eletrificação rural, o desafio agora colocado,caso esse cenário se confirme, é o de UNIVERSA-LISAR, ao mais BAIXO CUSTO POSSÍVEL, o su-primento de energia elétrica.

Pelas características de dispersão e pelo baixonível de consumo dos domicílios a serem atendidosfica evidenciado que uma parcela dos domicíliosdeverá ser atendida por sistemas descentraliza-dos, sendo a energia solar fotovoltaica a que seapresenta como melhor alternativa. Entretanto, ainexistência de uma cultura estabelecida na con-cessionária e na ANEEL sobre aplicação e gestãodessa tecnologia ainda dificulta a sua utilização.

A UNIFACS tenta contribuir para que sejam ul-trapassados esses obstáculos, buscando estabe-lecer uma estreita interação com os diversosintervenientes: a ANEEL, a quem cabe regula-mentar a universalização e os procedimentos so-bre o uso de sistemas solar fotovoltaicos; aconcessionária, que terá a obrigação de energizaros domicílios e dominar as tecnologias; o Gover-no, que, neste momento inicial, ainda financia asinstalações; os agentes de mercado, no sentidode entender a necessidade de garantir a qualida-de dos equipamentos e sistemas de forma a nãoestigmatizar a tecnologia, e as ONGs, que bus-cam utilizar e/ou difundir o uso de tecnologias deenergias renováveis.

As perspectivas para a utilização de energiasrenováveis, em particular de sistemas solaresfotovoltaicos, no Estado da Bahia, são extrema-mente promissoras. A Bahia concentra o maiormercado brasileiro para essa tecnologia e já dispõede grupos de pesquisa consolidados para dar su-porte ao desenvolvimento de programas.

Por fim, uma ação do Governo do Estado nosentido de incrementar as pesquisas correlatas eatrair fornecedores e fabricantes de sistemas deenergia renovável muito contribuirá para consolidara posição de vanguarda da Bahia na aplicaçãodessas tecnologias, criando, assim, as condiçõespara tirar da escuridão todos os baianos.

NOTAS

1 Art.1o da Lei 8.987

2 ANEEL, conferir contrato de concessão nº 26/2000.

3 ANEEL, conferir contrato de concessão nº 26/2000.

4 ANEEL, Audiência Pública no 0006/2000. Minuta de Resolu-ção sobre a Universalização dos serviços de energia elétrica

5 Subsídio cruzado setorial, originalmente utilizado para viabi-lizar o uso de combustíveis fósseis nos sistemas elétricosisolados e, posteriormente, ampliado para utilização de fon-tes renováveis com a mesma finalidade.

6 Valores normativos são preços-referência, determinadospelo governo, com base no custo da tecnologia empregadapara gerar energia, e que servem para limitar o repasse paraas tarifas de fornecimento da compra dessa energia por par-te das concessionárias de distribuição.

7 Art. 7o do Substitutivo 2.905/00

8 Conferir incisos I a V do art. 7o do Substitutivo.

9 Parágrafo 1o do art. 7o do Substitutivo.

10 Art. 2o do Substitutivo, alíneas a, c e d.

11 O Substitutivo adiciona permissionárias e Cooperativas deEletrificação Rural no inciso III do art. 13 da Lei 9.427.

12 Essa estimativa não está apoiada em informações documen-tadas, trata-se de especulações realizadas por técnicos dosetor. A COELBA está fazendo um levantamento georreferen-ciado de todos os domicílios na Bahia, cujos resultados permi-tirão informações com um alto nível de precisão.


BARRETO, E.; ALMEIDA FILHO, A.; HENRIQUES FILHO, L.;VALENTE, R. Universalização dos serviços de energia elétri-ca e mitigação da pobreza no Brasil. UNIFACS, 2001. (Textode circulação interna).

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UNIVERSIDADE DE SALVADOR. COMPANHIA DE ELETRICI-DADE DO ESTADO DA BAHIA. Energia solar fotovoltaica naBahia: histórico e diagnóstico dos programas implementa-dos. Relatório técnico elaborado pela UNIFACS no âmbitoda pesquisa Desenvolvimento de Metodologia para Defini-


* James Silva Santos Correia e Osvaldo Soliano Pereirasão Professores Doutores do Departamento de Engenharia

da UNIFACS/Mestrado em Regulação da Indústria deEnergia.

** Eduardo J.F.Barreto e Tereza Mousinho são Economis-tas e Mestrandos em Regulação da Indústria de Energia da

UNIFACS – Bolsistas ELETROBRAS

*** Patrick F. Fontoura é Engenheiro eletricista e Mestrandoem Regulação da Indústria de Energia da UNIFACS –

Bolsista ELETROBRAS

ção de um Programa de Eletrificação Rural para a Universa-lização do Atendimento. Salvador, jan. 2002a.

_____. Situação atual da eletrificação rural na Bahia. Relatóriotécnico elaborado pela UNIFACS no âmbito da pesquisa De-senvolvimento de Metodologia para Definição de um Progra-ma de Eletrificação Rural para a Universalização doAtendimento. Salvador, jan. 2002b.

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O perfil do consumo de energia elétricado Setor Terciário, na Bahia, no período

1990-2000Fernando Barreto Nunes Filho*

ResumoHistoricamente, o setor terciário vem ampliando sua partici-

pação na economia baiana, o que se deve sobretudo a algunsfatores, tais que o aumento na massa salarial, decorrente daredução no imposto inflacionário durante os Planos Cruzado(1986), Verão (1989) e Real (1994), que impactou as atividadesde comércio; a exploração da vocação turística do Estado, pro-movendo as atividades de alojamento e alimentação; a amplia-ção e modernização dos serviços de comunicação. Neste tra-balho, analisa-se o perfil do consumo de energia elétrica dosetor terciário, na Bahia, no período 1990-2000, associando ocomportamento deste consumo às transformações nas ativida-des de comércio e serviços. Esse consumo está fortemente re-lacionado com o nível de investimentos públicos e privados,sendo seu comportamento também influenciado pela políticamacroeconômica do governo federal e pelo crescimento vege-tativo da população. São aqui relacionados os 20 maiores mu-nicípios consumidores e comparados com a Região Metropoli-tana de Salvador, que concentra cerca de 60 % do total. Emcontrapartida, verifica-se que cresce o consumo de energia nasregiões de Porto Seguro, no eixo Itabuna–Ilhéus e em Barrei-ras, observando-se ainda que a formação de novos centrosconsumidores não foi uniforme. O nordeste, que engloba cercade 58 municípios, participa com apenas 3% da demanda co-mercial de energia elétrica.

Palavras-chave: consumo de energia, setor terciário, PIB

AbstractThe tertiary sector has been historically increasing its partici-

pation in the Bahian economy. This is due to factors such as theincrease in the wage mass, in response to the reduction in the rateof inflation motivaded by macroeconomic stabilization plans suchas Cruzado (1986), Verão (1989) and Real (1994). These hadconsiderable influence on the commercial sector, the exploitationof the tourist vocation of the State, promoting the lodging and foodactivities, and on the modernization of the communication ser-vices. This article contains ans analysis of the patterns of electricityuse in the tertiary sector power consumption profile in Bahia duringthe period 1980-2000, associating the behavior of power con-sumption to the transformations in the trade and service activities.Consumption appears to be strongly related to the level of privateand public investments. Its behavior is also influenced by the mac-roeconomic policies of the Federal Government and the growth ofthe population. The 20 municipalities with highest electricity con-sumption are analyzed and compared to the Metropolitan Regionof Salvador, that concentrates approximately 60% of total con-sumption. On the other hand, it can be verified that power con-sumption is growing in the regions of Porto Seguro, in theItabuna-Ilhéus region, and in Barreiras. It is further observed thatthe formation of new consuming centers was not uniform. TheNortheast, that comprises approximately 58 municipalities, has aparticipation of only 3% of the electric power commercial demand.

O papel a ser desempenhado pelo setorterciário no desenvolvimento econômico

vem suscitando controvérsias teóricas, principalmen-te após um movimento contínuo de expansão, sus-tentado pelo deslocamento de capitais para a “mo-dernização” dos serviços.

No que se refere à economia baiana, esse se-tor ampliou sua participação, avançando de38,5%, em 1980, para 48,5% em 2000. Tal de-

sempenho foi influenciado pelo impacto que al-guns períodos de estabilidade econômica produzi-ram sobre as atividades do comércio varejista,tendo também contribuído para esse resultado osinvestimentos em infra-estrutura em espaços deexploração turística e a modernização dos servi-ços de comunicação.

Neste trabalho, pretende-se analisar o perfil doconsumo de energia elétrica do setor terciário, na

Keywords: power consumption, tertiary sector, GDP


Bahia, no período 1990-2000, associando seu com-portamento às transformações ocorridas nas ativi-dades de comércio e serviços. A hipótese centralque será aqui verificada é se a lógica de concentra-ção econômica e espacial que caracteriza a econo-mia baiana está reproduzida no consumo de ener-gia elétrica do setor terciário. No período citado,observaram-se a consolidação dos shoppings euma concentração do comércio varejista em gran-des unidades; essa tendência foi também observa-da nos serviços de saúde e educação e, ainda, nasentidades financeiras.

Este artigo foi estruturado em três partes: inicial-mente, de forma resumida, aborda-se o desempe-nho do setor em estudo; em seguida, descreve-seo perfil do seu consumo de energia elétrica, corre-lacionando-se esse consumo aos impactos dastransformações recentes pelas quais vem passan-do o setor terciário. Na terceira parte, é analisada adistribuição espacial do consumo terciário de ener-gia no Estado da Bahia, nas suas 32 regiões geo-gráficas, comparando-se os dados da Região Me-tropolitana de Salvador, que concentra cerca de 60% do total, com os das demais regiões.

A IMPORTÂNCIA DO SETOR TERCIÁRIO

A evolução da importância relativa do setor ter-ciário foi registrada por Mazza e Gois (2000,p.185), Loiola (1997, p.25) e Gottschall (1997,p.28). Segundo esses autores, o ponto de desta-que desse desempenho seria a criação de novospostos de trabalho no setor de serviços, enquantoo setor industrial apresentaria uma tendência cres-cente de automação.

A partir da década de 1970 e até meados de1990, segundo Petitinga (1999, p. 80), dois fatoresexplicariam o aumento da participação do terciáriono PIB baiano: a ampliação da oferta de serviços,cada vez mais especializados, e alterações nospreços relativos, provocadas pela abertura econô-mica nos anos 1990.

Nos anos 1980, a participação do setor terciáriofoi alavancada pelo comércio, que contribuía comquase 10% do PIB estadual. No período seguinte,a atividade comercial, em termos globais, recebeuos impactos diretos da política macroeconômica doGoverno Federal. Nos primeiros anos, sob os efei-

tos do Plano Collor, o comércio apresentou taxasnegativas de crescimento; a partir de 1994, com ofim do imposto inflacionário, o setor usufruiu deuma demanda adicional, originária dos segmentosde menor renda. Em 1996/97, apenas parte dessademanda permaneceu no mercado.

Contudo, no período 1998-2000, a desvaloriza-ção cambial e, posteriormente, a política de jurosadotada dificultaram o acesso do consumidor aocrédito direto. Em 2000, apesar do desaquecimen-to da economia, houve um pequeno crescimento.Na Figura 1, a seguir, ilustra-se a evolução da parti-cipação do setor terciário, que passa de 39 %, em1975, a 51,5% em 1990. Esse patamar reduziu-separa 48,5 % em 2000.

Dessa forma, observa-se o crescimento da par-ticipação do setor terciário, no qual destacaram-seas unidades com múltiplas funções — shoppings esupermercados — que concentraram varejo e ser-viços num único local. No final do período, unida-des de médio porte foram sendo construídas nosbairros e nas maiores cidades do interior do Esta-do. Como parte desse movimento, os serviços mo-dernizaram sua apresentação, introduzindo umapreocupação estética que, anteriormente, era vistaapenas nas chamadas boutiques.

No ramo de supermercados, a quebra do mono-pólio do Paes Mendonça e a entrada dos gruposPão de Açúcar, Bom Preço e Macro resultaram naparticipação do capital internacional no mercado devarejo baiano e contribuíram para o reforço da ten-dência à concentração das vendas em grandesunidades. Na Tabela 1, a seguir, apresenta-se a


estrutura do PIB do setor terciário, com as respecti-vas participações das principais atividades.

Entre as atividades que apresentaram altas ta-xas de crescimento está a de Comunicações, cujasempresas têm sido incentivadas pela concorrência evêm buscando novas tecnologias administrativas eoperacionais. Quanto ao serviço de Transportes,cujo desempenho está associado ao Polo Petroquí-mico, na primeira metade dos anos 1990 foi atingidopela redução no fluxo de investimentos ali ocorrida,somente recuperando-se no final da década. Na Ta-bela 2, a seguir, estão listadas as taxas de cresci-mento das principais atividades que compõem o PIBterciário. Outro destaque é o segmento Alimentação

e Alojamento, o qual está associado aos investimen-tos realizados no na infra-estrutura da faixa litorâneado Estado, de origem pública e privada, que contri-buíram para uma ampliação do turismo interno/ex-terno, repercutindo nas atividades a ele associadas.

O CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA NOSETOR TERCIÁRIO

Uma análise do perfil do consumo de energiaelétrica no setor terciário, na Bahia, no período1990-2000, conforme descrito no item anterior,envolve o exame das diferentes fases da políticamacroeconômica conduzida pelo Governo Fede-ral, que tiveram desdobramentos sobre esseconsumo.

No início desse período, o impacto recessivo doPlano Collor e de seus ajustes atingiu praticamentetodas as atividades comerciais. Em seguida, ao im-plantar-se o Plano Real, alternaram-se políticas deexpansão e de restrição ao crédito para o consumoe as taxas de juros foram utilizadas para impedir asaída de doláres. No final dos anos 90, o setor ter-ciário foi alcançado pelo choque da desvalorizaçãocambial.

Durante a expansão produzida pelo Plano Real,os shoppings e as grandes unidades de supermer-cados consolidaram suas participações no comér-cio varejista. Essa tendência à concentração emgrandes unidades foi observada também nas lojasde varejo e de serviços. As antigas padarias trans-formaram-se em delicatessens e os postos de ga-solina incorporaram lojas de conveniência, configu-rando-se um movimento de mudança no design dosetor terciário. No cerne desse movimento, a com-petição entre as empresas produtoras de bens deconsumo, principalmente de bebidas e alimentos,resultou na instalação de freezers próprios, em re-gime de comodato, em bares, restaurantes, super-mercados, escolas, etc.

Por outro lado, a modernização e a informatiza-ção das unidades maiores provocaram uma trans-formação no aspecto físico de grande parte das lo-jas. Essa mudança visual vem-se disseminando,capilarmente, para as pequenas lojas de bairro.Também nos serviços de saúde e educação verifi-cou-se a tendência à concentração em grandesunidades.

oiráicreTBIPodaruturtsE-1alebaT0002-5791aihaB

sedadivitA 5791 0891 5891 0991 5991 0002

oicrémoC 7,8 18,9 3,9 5,11 23,01 45,8

eotnemajolAoãçatnemilA

4,1 90,2 42,2 64,2 37,2 97,1

setropsnarT 89,2 85,2 14,2 43,2 38,1 96,1

seõçacinumoC 55,0 36,0 8,0 11,1 80,2 66,3

oriecnaniF 65,5 6,5 7,6 0,01 79,4 20,5

edleugulAsievómi

57,5 9,6 23,6 56,6 56,9 24,01

oãçartsinimdAacilbúp

37,8 99,6 34,8 25,21 40,41 46,11

sortuOsoçivres

83,5 78,3 8,2 69,4 36,5 18,5

LATOT 50,93 74,83 00,93 45,15 52,15 75,84

IES:etnoF

edsaxaT,oiráicreTroteS-2alebaT0002-0891aihaB,oidéMotnemicserC

sedadivitA)%(oidéMotnemicserC

09-08 59-09 0002-59

oicrémoC 51,3 95,1 72,1

/otnemajolAoãçatnemilA

87,4 49,4 43,4

etropsnarT 62,5 40,1 88,6

seõçacinumoC 25,51 28,01 96,31

seõçiutitsnIsariecnaniF

40,3 23,1 60,3

/edúaSoãçacude

87,1 33,1 43,1

soçivreSserailixuA

47,4 70,6 36,0-

oãçartsinimdAacilbúP

89,4 33,1 21,1

sortuO 24,5 33,1 31,1

IES:etnoF


Contudo, não somente a política macroeconô-mica e o nível de investimentos influenciam o con-sumo de energia elétrica do setor terciário. O cres-cimento vegetativo da população e a expansão damalha urbana estimulam o surgimento de peque-nas unidades comerciais. Considerando-se o efeitodos fatores citados, o consumo de energia elétricano setor terciário apresentou-se não-decrescenteao longo do período analisado, sendo que, inicial-mente, registram-se menores taxas de crescimen-to, variando entre 6% e 4 % ao ano.

A partir de 1992, com a consolidação dos shop-pings e a implantação de unidades de maior porte,juntamente com os efeitos do Plano Real, o consumode energia elétrica apresentou taxas de crescimentoanuais superiores a 7%, atingindo níveis acima de10% em 1995, 1998 e 2000. Esse comportamentopode ser visualizado na Figura 2.

A seguir, analisa-se o comportamento das princi-pais atividades que compõem o consumo do setorterciário. Neste estudo, adotamos a mesma metodo-logia de apuração do PIB, quanto ao tratamento daadministração pública como parte do setor terciário.Contudo, destacamos que as empresas concessio-nárias de eletricidade acompanham o desempenhodessa atividade, separadamente, na classe PoderPúblico.

No período analisado, os maiores destaques fo-ram os shoppings, os serviços de alojamento, osserviços de saúde e o comércio varejista. Os shop-pings com uma taxa de crescimento médio anualde 18,3%, ampliaram sua participação de 1,1%, em

1990, para 4,1%, em 2000. Essa taxa de cresci-mento foi similar à dos serviços de saúde, cuja par-ticipação relativa passou de 1,2% para 4,7%.

O comércio varejista, cuja contribuição, em1990, era de 18,5%, crescendo a uma taxa médiade 9,2% ao ano, alavancado pelo setor de super-mercados, aumentou sua participação para 21,5%.As entidades financeiras, ao contrário, envolvidasnum processo de internacionalização, fusões, fe-chamento de agências, automação e mudança nossistemas de atendimento aos clientes, reduziramsua participação: de 8,8%, em 1990, caíram para5,2%. A distribuição do consumo pelas principaisatividades está apresentada na Tabela 3, a seguir:

Com o objetivo de avaliar o impacto dosurgimento de unidades de maior porte sobre oconsumo de energia no setor terciário, foi efetua-da a distribuição desse consumo em unidades dealta e baixa tensão. As primeiras, atendidas atra-vés de circuitos de alta tensão — 13,8 kV — exi-gem uma maior quantidade de energia elétricapara o seu funcionamento As demais, em termos

rop,oiráicreTroteSodomusnoC-3alebaT0002-0991,edadivitA

0991:001esaB

sedadivitAoãçulovE oãçapicitraP

00025991 0002

atsijeraV 941 142 5,12

atsidacatA 831 022 3,2

gnippohS 503 735 1,4

/otnemajolAoãçatnemilA

551 032 4,51

etropsnarT 291 032 6,2

seõçacinumoC 311 702 1,5

,VT,oidáRseõsreviD

001 581 1,2


511 221 2,5

edsoçivreSoãçnetunam

341 881 0,2

edúaS 773 945 7,4

onisnE 303 646 1,2

soçivreSserailixua

602 113 3,8


451 722 5,71

)1aton(sortuO

oãçarobale;safiraTesarpmoC,odacreMedotnematrapeD/ABLEOC:etnoF.airpórp

.adagergasedamrofedsievínopsidoãtseoãn0991edsodadso:1atoN


elétricos, de baixa tensão, são atendidas no mes-mo nível de tensão elétrica das residências, isto é,220 ou 127 Volts. Assim, procuramos associar oporte das unidades ao nível de tensão de atendi-mento. Neste estudo, incluímos no grupo de baixatensão um grupo intermediário, atendido em altatensão. mas com sua medição para faturamentoem baixa tensão; neste grupo estão incluídos res-taurantes, hotéis, escolas, hospitais, etc., emquantidade significativa.

No que se refere à participação, o consumo deenergia elétrica das unidades de baixa tensão, que,em 1995, equivaleu ao daquelas de alta tensão, em2000 ultrapassou-o, em virtude das demandas daAdministração Pública e da atividade de Alojamen-to/Alimentação.

Quanto às unidades de alta tensão, o destaquedo setor de ensino foi visível em Salvador e nosmaiores municípios. Esse desempenho foi impulsi-onado pelo surgimento de novas faculdades e pelaampliação das instalações das escolas de 2o grau.Com isso, o número de unidades escolares ligadoem alta tensão cresceu 67% no período 1995/2000.Também os shoppings, o comércio atacadista e ossetores de comunicações aumentaram o seu con-sumo de energia. Destaque-se que, nesse período,muitas empresas adotaram medidas para tornarmais eficientes as suas instalações.

As instituições financeiras, em termos globais,em decorrência do efeito dos fatores anteriormentecitados, mantiveram o mesmo consumo de 1995. Adistribuição do consumo pelas principais atividadesé apresentada na Tabela 4, ao lado.

Nesta análise do perfil do setor terciário, sãoapresentadas algumas informações acerca do seucomportamento durante o racionamento. Na elabo-ração da Tabela 5, ao invés de considerar-se a“meta” determinada pela Câmara de Gestão, prefe-riu-se comparar o consumo do 2o semestre de2001 com o período equivalente do ano anterior,devido à sazonalidade própria desse consumo.

Como um todo, o setor reduziu seu consumoem 30,6%, sendo que, em algumas atividades, oesforço foi maior. Esse nível de redução, alcançadocom a resposta à aplicação de medidas administra-tivas, com a substituição de equipamentos e o sa-crifício no conforto oferecido ao cliente, ampliou oconhecimento do setor acerca da utilização de

oiráicreTomusnoCodoãçiubirtsiD-4alebaT0002-5991,oãsneTedlevíNrop

5991:001esaB

sedadivitAomusnoC oãçapicitraP sedadinUºN

TA TB TA TB TA TB

laicrémoCatsijeraV

361 161 8,04 2,95 831 311

laicrémoCatsidacatA

391 041 9,34 1,65 331 311

sgnippohS 081 351 2,78 8,21 341 431

eotnemajolAoãçatnemilA

531 751 4,63 6,36 351 811

setropsnarT 911 521 8,38 2,61 221 301

seõçacinumoC 951 452 9,56 1,43 941 651

,VT,oidáRseõsreviD

332 441 9,75 1,24 171 221


301 611 6,76 4,23 001 79

edsoçivreSoãçnetunam

07 641 1,01 9,98 201 701

edúaS 741 241 2,76 8,23 941 901

onisnE 762 371 8,35 2,64 761 131

soçivreSserailixua

901 791 4,73 6,26 221 411


76 361 8,84 2,15 221 411

sortuO 601 621 3,83 7,16 911 411


energia elétrica. Levando-se em conta esse fato,considera-se que o retorno ao nível anterior de

onroteSodotnematropmoC-5alebaTotnemanoicaR

sedadivitA )%(oãçairaV

atsijeraVlaicrémoC 5,33

atsidacatAlaicrémoC 3,23

sgnippohS 2,13

oãçatnemilAeotnemajolA 8,03

setropsnarT 6,61

seõçacinumoC 7,8

seõsreviD,VT,oidáR 2,63

sariecnaniFseõçiutitsnI 8,34

oãçnetunamedsoçivreS 3,02

edúaS 0,23

onisnE 6,92

serailixuasoçivreS 8,83

acilbúPoãçartsinimdA 5,03

sortuO 3,93

latoT 6,03



consumo somente se daria pelas ampliações nasunidades atuais existentes ou pela incorporação denovas. Ou seja, uma parcela significativa do que foiracionado representou uma racionalização no usodesse insumo.

DISTRIBUIÇÃO ESPACIAL DO CONSUMOTERCIÁRIO

Neste item, é analisada a distribuição espacial doconsumo de energia elétrica, no setor terciário, noEstado da Bahia, em sete mesorregiões, e em trintae duas regiões geográficas (IBGE); também foramrelacionados os dez maiores municípios consumido-res. Em cada região e mesorregião foram analisa-das a evolução do consumo com base no ano 1990,a participação de cada região no total do Estado e avariação no número de unidades consumidoras.

No período 1990-2000, o incremento desseconsumo no setor terciário, no Estado da Bahia, foide 103%, com uma taxa de crescimento anual de7,33%. Como pode ser visualizado na Tabela 6,esse consumo está fortemente concentrado namesorregião Metropolitana, apesar de esta ter re-duzido a sua participação de 67,5%, em 1990, para62,1% em 2000. A região Sul, conduzida por PortoSeguro, ampliou sua participação, enquanto a Nor-deste, além da baixa participação no consumo,apresentou uma taxa de crescimento inferior à deoutras regiões mais dinâmicas. A mesorregiãoOeste, que detém uma participação de apenas2,1%, apresentou uma taxa de crescimento médioanual de 12,6%.

Quanto às regiões, em Salvador ocorre mais dametade do consumo do setor, apesar de ter-se re-

roteSonomusnoCodoãçiubirtsiD-6alebaT0002-0991,oãigerroseMrop,oiráicreT

0991:001esaBseõigeR 5991 0002 0002traP

anatiloporteM 531 091 1,26

luS 941 232 7,21

etroNortneC 041 432 8,8

luSortneC 041 142 1,7

ocsicnarF.S 841 072 7,3

etsedroN 741 822 5,3

etseOomertxE 371 923 1,2

.airpórpoãçarobale;safiraTesarpmoC,odacreMedotnematrapeD/ABLEOC:etnoF

duzido a sua participação de 64,3%, em 1990, para58,8% em 2000. As quatro maiores regiões consu-midoras — Salvador, Itabuna-Ilhéus, Porto Seguro,Feira de Santana — concentram cerca de 76,4%do consumo total, enquanto as quatro menores —Jeremoabo, Cotegipe, Livramento e Boquira —consomem apenas 0,8%.

No período estudado, a região liderada por Por-to Seguro, com um crescimento médio anual de13%, ampliou sua participação de 3,4%, em 1990,para 5,6%, em 2000, devido aos investimentos naCosta do Descobrimento e na Costa das Baleias;observe-se que esse consumo equivale ao da re-gião de Feira de Santana, tradicional centro comer-cial do Estado.

Além dessas, as regiões de Bom Jesus da Lapa,Barreiras, Paulo Afonso e Valença apresentaram al-tos crescimentos, com índices anuais médios de13,76%, 13,38%, 13,24% e 10,64%, respectiva-mente. Na Tabela 7, são apresentados os dadosrelativos à distribuição do consumo comercial dosetor terciário, por região:

Dentre os maiores municípios destacam-se Sal-vador, Feira de Santana, Ilhéus, Porto Seguro eItabuna, sendo que, juntos, os listados na Tabela 8consomem cerca de 70% da energia total do Esta-do. Apenas em Salvador está concentrada cercade metade do consumo de energia no setor terciá-rio. Observe-se ainda que os municípios de PortoSeguro, Lauro de Freitas e Barreiras apresentaramtaxas médias de crescimento anual de 18%, 17% e13%, respectivamente. A Tabela 8, a seguir, mostrao consumo de energia dos dez municípios quemais utilizam esse serviço, para os anos de 1995 e2000, o que permite avaliar-se o crescimento noperíodo.

O número de unidades do setor terciário, no pe-ríodo estudado, cresceu 42,46%, a uma taxa anualmédia de 3,6%, acompanhando a característica deconcentração na região de Salvador, a qual am-pliou sua participação de 26,9%, em 1990, para30,2% em 2000. Essa concentração está clara-mente definida quando verificamos que nas quatromaiores regiões — Salvador, Itabuna – Ilhéus, Fei-ra de Santana e Porto Seguro — estão 51,6% dasunidades. Na região de Barreiras, apesar de locali-zar-se apenas 1,7% do total das unidades, o núme-ro de consumidores vem crescendo a uma taxa


roteSonomusnoCodoãçiubirtsiD-7alebaT0002-0991,oãigeRrop,oiráicreT

0991:001esaBseõigeR 5991 0002 0002traProdavlaS 531 981 8,85

suéhlI/anubatI 521 871 3,6anatnaS.F 831 142 7,5

orugeSotroP 302 933 6,5atsiuqnoC 041 222 2,2

suseJed.A.S 931 732 0,2éiuqeJ 731 632 8,1

oriezauJ 811 712 7,1sarierraB 971 153 6,1

utaC 421 191 3,1osnofAoluaP 212 743 0,1

sahniogalA 531 302 0,1êcerI 351 832 0,1

ibmanauG 341 762 0,1ahnirreS 751 412 9,0anibocaJ 051 012 8,0

açnelaV 621 572 8,0mifnoBod.S 231 812 7,0

labmoPod.R 941 252 6,0arbaeS 251 613 6,0

agnitepatI 921 791 6,0abarebatI 341 422 6,0

ahnuCad.E 651 672 5,0odamurB 051 772 5,0

apaLadsuseJ.B 691 363 5,0arraB 131 692 5,0

airótiVadªM.S 951 372 4,0soiRertnE 441 932 3,0

ariuqoB 061 723 3,0epigetoC 361 803 2,0

otnemarviL 331 822 2,0obaomereJ 641 162 1,0


anual de 6,63%. Na Tabela 9, a seguir, são apre-sentados os dados da evolução do número de uni-dades no setor terciário, por região.

Em resumo, o setor terciário, ampliou sua partici-pação na economia baiana, dentro da lógica de con-centração econômica e espacial que caracterizou aúltima década. Por outro lado, a análise do perfil doconsumo de energia elétrica desse setor indicou quea concentração se reproduziu na distribuição desseconsumo, tanto relativamente às unidades de maiorporte quanto no que diz respeito às regiões.

Considerando-se os limites para a análise aquirealizada, alguns pontos não foram aprofundados eoutros nem sequer citados. Dentre esses, destaca-ríamos a desagregação do consumo na região Me-

roteSonomusnoCodoãçiubirtsiD-8alebaT0002-0991oipícinuMrop,oiráicreT

0991:001esaB

soipícinuMomusnoC

5991 0002

rodavlaS 231 281anatnaSedarieF 731 732

orugeSotroP 392 325anubatI 611 551

suéhlI 851 342atsiuqnoC.V 431 202

satierFedoruaL 891 284iraçamaC 611 302

saiednaC 541 351sarierraB 181 743


-adinUededaditnauQadoãçulovE-9alebaT0002-0991,oãigeRrop,oiráicreTroteSonsed

0991:001esaB

seõigeRomusnoC )%(traP

00025991 0002rodavlaS 601 061 2,03

suéhlI/anubatI 201 111 6,8anatnaS.F 121 351 2,7

orugeSotroP 621 641 6,5atsiuqnoC 411 331 8,3

suseJed.A.S 311 721 5,3éiuqeJ 211 411 1,3

êcerI 611 341 1,3ahnirreS 911 641 8,2

ibmanauG 131 451 5,2anibocaJ 621 641 5,2

oriezauJ 911 741 4,2mifnoBod.S 911 231 8,1ahnuCad.E 511 131 8,1

arbaeS 121 841 7,1abarebatI 811 141 7,1sarierraB 141 091 7,1

sahniogalA 221 731 6,1açnelaV 111 921 5,1

labmoPod.R 901 421 5,1odamurB 721 241 5,1

utaC 911 831 3,1agnitepatI 701 701 3,1

osnofAoluaP 121 441 2,1ariuqoB 931 471 0,1

airótiVadªM.S 021 841 0,1apaLadsuseJ.B 121 041 9,0

arraB 431 451 9,0otnemarviL 521 841 7,0soiRertnE 131 851 7,0

epigetoC 921 751 6,0obaomereJ 901 711 4,0



tropolitana de Salvador, em termos das cidadesque a compõem, ou no interior do tecido urbano dacapital. Outro aspecto que se poderia mencionar, éo do efeito que a implantação de grandes unidadescomerciais, nas maiores cidades, produz sobre ocomércio varejista dos municípios localizados nassuas respectivas áreas de influência.


CRUZ, Rossini Cerqueira. A inserção de Feira de Santana (Ba)nos processos de integração produtiva e desconcentraçãoeconômica nacional. 1999. Tese (Doutorado em Economia) -UNICAMP - IE, Campinas.

GOTTSCHALL, Carlota. Os caminhos do comércio em Salvador.Bahia Análise e Dados — Serviços. Salvador: CEI, v. 6,mar.1997.

LOIOLA, Elizabete. Entre o barroco das igrejas e o pós-modernodos serviços: a questão do desenvolvimento da Cidade daBahia. Bahia Análise e Dados — Serviços. Salvador: CEI,v.6, mar.1997.

MAZZA, Barrige Zacharias; GÓIS, Zélia Maria de C. Abreu. Co-mércio na Bahia: conjuntura atual e perspectivas. In: Supe-rintendência de Estudos Econômicos e Sociais da Bahia.Bahia 2000, Salvador: SEI, 1999. p. 185-200.

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*Fernando Barreto Nunes Filho é Engenheiro eletricista(COELBA), mestre em Economia (UFBA) e doutorando em

Planejamento Territorial e Desenvolvimento Regional(Universidade de Barcelona).

[email protected]


Demanda de energia elétricano setor industrial da Bahia

Carla Janira Souza do Nascimento*

ResumoO principal objetivo desse artigo é analisar a demanda do

consumo de energia elétrica na Bahia, no período entre 1980 e2001, associando-o às transformações nas atividades industri-ais. O PIB do setor industrial tem ampliado sua participação noPIB da economia baiana, passando de 21,6 %, em 1980, para25,9 % em 2000. Esse crescimento foi influenciado principal-mente pelos seguintes fatores: a) reestruturação do parque in-dustrial; e b) investimentos em setores dinâmicos. O mesmo nãoocorre com a demanda por energia elétrica da classe industrial,que vem apresentando queda na participação relativa no perío-do em análise, principalmente, devido à demanda por outras fon-tes energéticas; a autocogeração, e a modernização e uso maiseficiente da energia.

Palavras-Chave: consumo de energia, economia baiana, indús-tria de transformação, fontes energéticas, co-geração.

AbstractThe main purpose of this paper is to analyze the demand

for electric power in the industrial sector in Bahia between 1980and 2001, relating electricity use to the transformations in theindustrial activities. The industrial sector has increased itsshare in the Bahian GDP, from 21.6% in 1980 to 25.9% in theyear 2000. This growth was mainly influenced by the followingfactors: a) restructuring of the industrial complex; and b) invest-ments in dynamic sectors. The same growth pattern is not ob-served in industrial demand for electric power, which hasexperience a decline in its relative participation in the same pe-riod, especially due to the use of other energy sources:autocogeneration and the modernization and more efficient useof power.

Keywords: power consumption, bahian economy, manufactur-ing, energy sources, co-generation.

Desde a instalação da Refinaria Landulfo Alves(RLAM), ainda nos anos 50, passando pela

implantação do Centro Industrial Aratu (CIA) na dé-cada seguinte, até a chegada do Pólo Petroquími-co e da indústria sidero-metalúrgica a partir dasegunda metade dos anos 70, houve um processode reconfiguração do perfil quantitativo e qualitativoda matriz energética estadual.

Nos anos 1980 e 1990, ocorreu um redireciona-mento da demanda energética estadual, o que aconcentrou em determinados setores, particular-mente nas indústrias metalúrgica, química e de pa-pel e celulose. Com isso o setor energético daBahia apresenta atualmente um alto grau de con-sumo de energia elétrica, concentrado em um re-duzido número de indústrias, o que configura comobastante elevada a intensidade energética do par-que industrial baiano.

A industrialização do Estado alavancou a produ-ção de energéticos de uso tipicamente industrial,como eletricidade e gás natural, assim como au-mentou a dependência externa por petróleo bruto.Atualmente, os grandes empreendimentos industri-ais tendem a autoproduzir energia (elétrica, gásnatural, etc.) para suprir suas necessidades emmomentos de crise energética, com geração empequenas centrais hidrelétricas, cogeração e ga-seificação, cujo excedente é, às vezes, comerci-alizado com a empresa concessionária de distribui-ção, servindo para aumentar a oferta de energia noEstado.

Entre as fontes de energia existentes tem-se: a)derivados de petróleo – gás natural, óleo combustí-vel, óleo diesel, gasolina, álcool e querosene; b)eletricidade; c) biomassa – lenha, carvão vegetal,produtos da cana, álcool etílico; d) outros – carvão


a vapor, coque e resíduos agrícolas e industriais(lixívia).

Na década de 1980 verificou-se um decréscimona produção estadual de petróleo, decorrente daexaustão natural dos campos da bacia do Recôn-cavo, da escassez de recursos financeiros daPetrobrás para novos investimentos em prospec-ção e, principalmente, da crescente importância daexploração das reservas de petróleo das bacias deCampos (Rio de Janeiro) e do Rio Grande do Norte(BAHIA, 1995).

É também em meados da década de 1980 quecomeçaram a ser percebidas, na Bahia, as grandesvantagens do uso mais intensivo do gás naturalcomo combustível industrial, na termogeração elé-trica, na geração de vapor, no aquecimento e/ouresfriamento de ambientes comerciais/residenciais, ecomo combustível automotivo. O aumento na pro-dução de gás natural que então se verificou, decor-reu não só das melhorias no seu processo produti-vo (redução sensível da quantidade de energianão-aproveitada), mas principalmente da consoli-dação do Pólo Petroquímico de Camaçari, onde ogás é consumido como matéria-prima e/ou com-bustível. Do total do consumo em 1994, foram des-tinados 65,5% para fins energéticos (combustível)e 34,5% para uso não-energético (matéria-primapara indústria de fertilizantes e petroquímica e re-dutor siderúrgico). Dentre os principais consumido-res do Estado, destacam-se: FAFEN (41,3%),RLAM (19,6%), USIBA (13,2%), METANOR (8,6%),COPENE (7,0%) e CIQUINE (4,7%) (BAHIA, 1995).

A Bahiagás, distribuidora de gás natural canali-zado, está consolidada no segmento industrial,atendendo às áreas do Pólo Petroquímico de Ca-maçari e Centro Industrial Aratu, Distrito Industrialde Alagoinhas, Arembepe, Catu e Candeias.

Ademais, a expansão da produção de energiahidráulica ainda na década de 1980 deveu-se basi-camente à entrada em operação da usina deItaparica em 1988; à recuperação dos níveis deprodução de Paulo Afonso e Sobradinho a partir de1990; e à expansão do mercado consumidor nor-destino (BAHIA, 1995).

Cabe salientar que a demanda de energia variaamplamente de acordo com a região, os níveis so-cioeconômicos e as atividades desenvolvidas.Logo, a demanda de energia é uma variável reflexa,

resultante da interação entre os vários elementos dasocioeconomia. Tais elementos constituem-se emfatores macroestruturais, que condicionam um de-terminado padrão de demanda (por exemplo, omodelo de desenvolvimento adotado e o papel doEstado), e em fatores internos: o conjunto de servi-ços energéticos solicitados pela socioeconomia, ascaracterísticas dos consumidores, as condições daoferta de energia elétrica, o uso e posse dos diver-sos equipamentos e aparelhos.

Este artigo é apresentado em quatro seções.Inicialmente, faz-se um breve comentário sobre operfil de consumo de energia elétrica na Bahia.Esta análise cobre o período de 1980-2001 e ba-seia-se nos dados dos Boletins Mensais de Merca-do, publicados pela COELBA. Na segunda seçãodar-se-á especial destaque ao setor industrial,exclusive as estatísticas de autoprodutores, queobtiveram ganho de outra dimensão no período deracionamento, enfrentado pela economia brasileirano ano de 2001. A terceira seção compreende umaanálise do comportamento da demanda de energiadiante do desempenho do setor industrial do Esta-do. As considerações finais são apresentadas naquarta seção.

PERFIL DO CONSUMO DE ENERGIA ELÉTRICA

A energia elétrica distribuída na Bahia é predo-minantemente de origem hidráulica, oriunda doSistema Interligado CHESF, que, exceto pelo Mara-nhão, cobre oito dos nove estados da região Nor-deste. Assim, a CHESF é o sistema dominante nageração de energia elétrica para a Bahia (que com-pra 34,8% da energia vendida por esse sistema),suprindo a Coelba e a Copene, além de fornecerenergia diretamente aos maiores consumidores in-dustriais deste Estado. As empresas industriaisque compõem o mercado da CHESF recebem aenergia elétrica em tensão de 230 kV e, são, emsua maioria, eletrointensivas.

A Coelba, embora detivesse 99,99% dos consu-midores em 2001, foi responsável por apenas 59,6%do total do consumo. Por outro lado, a CHESF, comapenas dez consumidores, realizou o fornecimentoa 31,5% do mercado. As indústrias consumidorasda energia elétrica gerada pela CHESF na Bahiasão: Sibra, Gerdau-Usiba, Dow Química, CQR,


Ferbasa, Alcan, Copene, Mineração Caraíba,Caraíba Metais e Primo Schincariol. A COPENE,atendeu a 27 consumidores na área do Pólo Petro-químico de Camaçari, o que corresponde a 8,9%do consumo total.

O consumo de energia elétrica na Bahia cres-ceu com rapidez nas últimas duas décadas, comodemonstram os dados da Tabela 1, na qual sepode ver que o consumo aumentou em todas asclasses significativamente entre 1980 e 2001.Nesse período, o consumo total de energia elétricana Bahia passou de 6.988.660 mwh, em 1980, para14.917.139 mwh em 2001. Isso configurou um in-cremento total de 113,4%, resultante de uma taxamédia geométrica anual de 3,7%.

Tratando-se de um período de 21 anos, é natu-ral que o crescimento não se dê a uma taxa unifor-me ao longo de todo esse tempo. Contudo,considerando-se as variações sobre cada valor doconsumo é possível constatar que os incrementosdo consumo total na década de 1980 (taxa médiageométrica de 5,8%) foram maiores que na décadade 1990 (taxa média de 3,2%).

A Tabela 2 demonstra com clareza a diferençado ritmo de crescimento das duas décadas, poden-do-se observar que o incremento do consumo totalno período 1980/90 foi maior que no período 1991/00. As razões desse decréscimo na última décadasão diversas, contando-se entre as principais, o re-cuo nas taxas de crescimento econômico e decrescimento populacional e a queda do ritmo de ur-banização.

Durante o período 1980/1991, a população daBahia cresceu à taxa média geométrica anual de2,1%, enquanto a população urbana do Estado ob-teve a taxa correspondente de 3,8% ao ano. Para a

sessalCropedadicirtelEedomusnoC-1alebaT1002/0891,aihaB

/sessalConA

0891 5891 0991 5991 0002 1002

hwM % hwM % hwM % hwM % hwM % hwM %

laicnediseR 658.097 3,11 343.762.1 9,11 663.288.1 4,51 910.173.2 1,71 964.933.3 1,91 635.518.2 9,81

laicremoC 922.584 9,6 075.857 1,7 570.479 0,8 321.923.1 6,9 645.579.1 3,11 724.237.1 6,11

lairtsudnI 827.211.5 2,37 592.145.7 7,07 149.940.8 7,56 209.493.8 4,06 063.719.9 8,65 955.313.8 7,55

)*(sortuO 748.995 6,8 174.790.1 3,01 342.443.1 0,11 761.997.1 9,21 888.312.2 7,21 517.550.2 8,31

latoT 066.889.6 0,001 976.466.01 0,001 526.052.21 0,001 112.498.31 0,001 362.644.71 0,001 732.719.41 0,001

ENEPOC,FSEHC,ABLEOC:etnoF.airánoissecnoceocilbúprotes,acilbúpedadilitu,oãçagirri,laruredadicirteleedsomusnoC:sortuO)*(

acirtélEaigrenEedomusnoC-2alebaTotnemicserCedsaidéMsaxaT

0002/0891,aihaBsodoíreP laicnediseR lairtsudnI laicremoC latoT

58/0891 9,9 1,8 3,9 8,8

09/5891 2,8 3,1 1,5 8,2

09/0891 1,9 6,4 2,7 8,5

59/0991 7,4 8,0 4,6 5,2

00/5991 1,7 0,2 2,8 9,3

00/0991 9,5 4,1 3,7 2,3

10/0891 2,6 3,2 2,6 7,3

ABLEOC:etnoFCAEG/IES:oãçarobalE

década de 1990, as taxas respectivas foram de1,1% e 2,5%. O PIB do Estado cresceu 2,4% aoano, em média, durante o período 1980/90, e 2,3%de 1990/00 (crescimento geométrico). O incremen-to do consumo de energia em ritmo bem superiorao crescimento da população evidencia uma eleva-ção do consumo per capita. O consumo por habi-tante passou de 0,74 mwh/hab/ano, em 1980, para1,29 mwh/hab/ano em 2000, no consumo total, ouseja, que houve um incremento acumulado de cer-ca de 74,0% durante o período.

O crescimento do consumo total não resulta detaxas de crescimento iguais entre as diversas clas-ses. As diferentes taxas de crescimento das diver-sas classes fazem com que se alterem asrespectivas participações no consumo total. O perfilpor classes de consumo de energia elétrica naBahia, em 2001, mostra uma presença dominantedo consumo industrial (55,7%), seguido pelo resi-dencial (18,9%), outros (13,8%) e comercial(11,6%) (Figura 1 na próxima página).

Cabe salientar que a expansão das classes deconsumo de energia vem se caracterizando, nos


últimos 21 anos, pelo expressivo aumento das clas-ses residencial e comercial, que apresentaram ta-xas de crescimento superiores à verificada noconsumo total de energia elétrica da Bahia. Assim,enquanto as classes comercial e residencial regis-traram taxa média de crescimento de 6,2% e 6,2%respectivamente, o consumo total de energia elétri-ca, na Bahia, teve incremento de apenas 3,7%. Aclasse industrial apresentou a menor variação en-tre as classes: 2,3%.

Pode-se observar que o setor de serviços foi oque mais cresceu na economia baiana nas últimasduas décadas, com 3,6% de taxa geométrica médiaanual, no período 1980/1990, e 2,5% no período1990/2000. O consumo comercial de energia elétri-ca (que envolve atividades similares às agregadasno setor de serviços) respondeu a esse crescimentode forma ampliada: 6,2% entre 1980-2000.

Isso é explicado pelo fato de que, enquanto oconsumo de eletricidade das indústrias acumulou,nos últimos 21 anos, um crescimento de 62,6%, a

evolução do crescimento acumulado das demaisclasses foi nitidamente superior, com destaquepara o consumo das famílias — crescimento acu-mulado de 256,0%. Ao mesmo tempo, as classescomercial e outros cresceram 257,0% e 242,7%,respectivamente. Vale registrar que o consumo to-tal de energia elétrica aumentou 113,4% no perío-do considerado (Tabela 3).

PERFIL DO CONSUMO DE ENERGIAINDUSTRIAL

O consumo industrial evoluiu de 5.112.728 mwh,em 1980, para 8.313.559 mwh em 2001. Isso resul-tou num incremento total de 62,6% no período, oque corresponde a uma taxa média geométricaanual de 2,3%. Apesar da implantação de novosprojetos industriais, a exemplo do pólo de celuloseno extremo sul do Estado, a participação relativado setor no consumo total de energia, no período1980/2001, decresceu de 73,2%, em 1980, para63,8%, em 1990, e 55,7% em 2001 (Tabela 1). Narealidade, o consumo industrial apresentou a maisreduzida taxa de crescimento entre todos os com-ponentes, necessariamente menor, também, que ataxa de crescimento do consumo total.

Conforme se pode ver na Tabela 2, ocorreuuma redução na taxa de crescimento do consumoindustrial dos anos de 1980 para a década de1990. Com efeito, enquanto a referida taxa foi de4,6% entre 1980 e 1990, de 1990 até 2000 ela sesituou em 1,4%, ou seja, reduziu-se em 3,2 pontospercentuais.

Analisando-se a composição do consumo deenergia industrial, observa-se que, dos oito setoresmais significativos que o compõem, o destaque ficapor conta do setor químico (44,4% do total do con-sumo de 2001), seguido pelo setor metalúrgico(33,5%) (Tabela 4).

As indústrias química e de metalurgia respon-dem por mais de 70% do consumo do setor. Entre-tanto, o consumo de energia elétrica do setorquímico apresentou queda na participação entre1990 e 2001 (48,7% em 1990, e 44,4% em 2001)— o que pode ser explicado, de certa forma, pelaintrodução de plantas com maior eficiência energé-tica e pela substituição de energia elétrica por ou-tros energéticos (como por exemplo, o gás natural)

acirtélEaigrenEedomusnoC-3alebaTotnemicserCedsadalumucAsaxaT

0002/0891,aihaBsodoíreP laicnediseR lairtsudnI laicremoC latoT

58/0891 2,06 5,74 3,65 6,25

09/5891 5,84 7,6 4,82 9,41

09/0891 0,831 4,75 7,001 3,57

59/0991 0,62 3,4 4,63 4,31

00/5991 8,04 4,01 6,84 9,02

00/0991 4,77 1,51 8,201 1,73

10/0891 0,652 6,26 0,752 4,311

.CAEG/IES:oãçarobalE.ABLEOC:etnoF


— ainda que tenha obtido crescimento de 7,1% navariação entre o ano de 1990 e de 2000.

Embora tenha ocorrido uma queda da participa-ção no total de energia consumida pela indústriaentre os anos de 1990 e 1995, o setor industrialmetalúrgico teve aumento na mesma em 2000, re-gistrando crescimento de 24,5% entre os anos de1990 e 2000, variação superior ao crescimento doconsumo total industrial de energia elétrica que foide 15,1%.

Por outro lado, a participação do setor extrativo-mineral decresceu de 7,9% para 6,7%, enquanto ado ramo produtos alimentares aumentava de 2,9%para 4,0%, e a do segmento de produtos de matéri-as plásticas registrava um incremento de 0,6%para 1,4%.

Analisando-se o ano de 2001, período em queocorreu o racionamento de energia, observa-seque o setor metalúrgico registrou queda no con-sumo de energia (-13,8% entre 2000 e 2001).Considerando o mesmo período de análise,pode-se verificar que diversos setores apresen-taram decréscimos significativos. Tais são os ca-sos dos segmentos de material elétrico, eletrôni-co e de comunicações (-22,6%), do setor químico(-11,9%), dos produtos de minerais não-metáli-cos (-12,1%) e da extração de minerais não-me-tálicos (-8,2%). Destacam-se entre os segmentosque apresentaram crescimento o de produtos dematérias plásticas (6,1%) e de papel, papelão ecelulose (1,7%).

ECONOMIA BAIANA E DEMANDA DE ENERGIAINDUSTRIAL

O PIB estadual cresceu a uma taxa média de2,4% a.a. entre 1980 e 2000. Esse desempenhopode ser associado ao aumento da participação re-lativa do setor de serviços no PIB, que passou de38,4%, em 1980, para 45,1% em 2000. Esse au-mento, no caso da indústria de transformação, foimenos significativo (de 21,6%, em 1980, para 25,9%em 2001), embora tenham sido feitos importantesinvestimentos nos setores metalúrgico (CaraíbaMetais) e petroquímico (ampliação da COPENE eoutras indústrias do Pólo Petroquímico de Camaça-ri) e na implantação de indústria de papel e celulo-se no sul do Estado.

Na década de 1980, por ser produtora de bensintermediários, a indústria baiana passou a apre-sentar uma forte correlação com a nacional. Nesseperíodo, com a recessão da economia brasileira,verifica-se uma penetração dos petroquímicos ba-ianos no mercado internacional, motivada não ape-nas pelos subsídios e incentivos concedidos, mastambém pelo sucesso dos programas de rompi-mento de gargalos na capacidade produtiva dasplantas e de otimização energética, que possibilita-ram às empresas reduções de custos e incremen-tos de competitividade (Teixeira e Guerra, 2000).

Efetivamente, o consumo de eletricidade industri-al cresceu 4,6% ao ano no período entre 1980 e1990, o que se deveu principalmente à expansão da

siairtsudnIsotnemgeSropedadicirtelEedomusnoC-4alebaT1002/0991,aihaB

onA/sotnemgeS0991 5991 0002 1002

hwM % hwM % hwM % hwM %

acimíuQ 737.129.3 7,84 173.270.4 5,84 040.591.4 9,44 656.396.3 4,44

aigrulateM 839.495.2 2,23 319.806.2 1,13 992.132.3 6,43 087.587.2 5,33

siarenimedoãçartxE 382.736 9,7 943.946 7,7 437.806 5,6 206.855 7,6

seratnemilasotudorP 903.432 9,2 467.492 5,3 457.163 9,3 095.533 0,4

siarenimsotudorPsocilátemoãn

457.441 8,1 634.961 0,2 266.181 9,1 306.951 9,1

sacitsálpsairétamedsotudorP 426.05 6,0 561.18 0,1 618.211 2,1 547.911 4,1

ocinôrtele,ocirtélelairetaM edeseõçacinumoc

219.141 8,1 735.441 7,1 324.841 6,1 439.411 4,1

esoluleceoãlepap,lepaP 900.67 9,0 218.68 0,1 315.401 1,1 782.601 3,1

sotnemgessortuO 573.842 1,3 555.782 4,3 582.793 3,4 263.934 3,5

latoT 149.940.8 0,001 209.493.8 0,001 625.143.9 0,001 955.313.8 0,001

ENEPOC,FSEHC,ABLEOC:etnoF


indústria eletrointensiva, mas verificou-se um recuona taxa desse crescimento entre os períodos de1980/90 e 1990/00. Esse recuo pode ser explicadopelo processo de consolidação de investimentos noEstado, como, por exemplo, a duplicação do pólopetroquímico e as mudanças estruturais no cresci-mento da indústria baiana, derivadas de sua moder-nização e do uso mais eficiente de energia elétrica, ea menor expansão na indústria de eletrointensivos.Outro aspecto a considerar-se é que as indústriaseletrointensivas tinham grande potencial de produzirenergia para consumo próprio.

Quanto à indústria metalúrgica, altamente in-tensiva em energia e segundo setor mais impor-tante da indústria de transformação baiana, osdados também evidenciam crescimento nos anos1980, inicialmente determinado pela entrada emoperação da Caraíba Metais e, já na segunda me-tade da década, pelos efeitos positivos da altera-ção da estrutura da planta dessa empresa, que setornou responsável por 96% da produção nacionalde cobre.

Entre 1990/1995 a indústria de transformaçãocresceu 1,3% a.a., impulsionada pela duplicação dacentral de matérias-primas do Pólo Petroquímico epela entrada em operação da indústria de papel ecelulose, a Bahia Sul Celulose, em 1992. Ademais, aindústria petroquímica passou por profundas mu-danças no início dos anos 1990, induzidas pelaabertura econômica, pela recessão no mercado in-terno e pela superoferta de petroquímicos no merca-do internacional. Passou-se então por um períodode relativa estagnação, ainda que tenham sido reali-

zados alguns investimentos para ampliar a capaci-dade produtiva.

Com a reestruturação das indústrias químicae de metalurgia, ocorrem casos de ganho de efi-ciência graças tanto ao progressivo emprego detecnologias poupadoras de energia quanto àsmudanças na estrutura da matriz energética, pro-venientes do deslocamento do uso da eletricida-de, em favor de outros energéticos de maiorrendimento, como os derivados de petróleo, o ál-cool e o gás natural.

A Bahia Sul Celulose não impactou positivamen-te a demanda por energia, pois considera-se o fatode tratar-se de uma indústria quase totalmente auto-suficiente no tocante ao uso da energia como maté-ria-prima, uma vez que utiliza a lixívia — resíduooriundo do processo de fabricação da celulose — ea lenha como fontes de geração de eletricidade.

A partir de 1995, a indústria baiana teve seu de-sempenho afetado pelos efeitos da reestruturaçãocompetitiva vivida pelo setor industrial brasileiro eda política econômica restritiva, a que se somaramuma especificidade local, ou seja, a repercussãoda crise da lavoura cacaueira sobre a indústria deprocessamento de cacau e, consequentemente, deprodutos alimentícios.

No final da década de 1990, foi introduzido oBahiaplast, programa de concessão de incentivosfiscais e financeiros às indústrias de transformaçãode plástico, que tinha como objetivo fomentar a ins-talação, expansão e modernização de empreendi-mentos industriais nos segmentos de transforma-ção petroquímica e plástica na Bahia, o que levou a

rolaVeoturBonretnIotudorP-5alebaTadeoirádnuceSroteSodoturBodagergA

oãçamrofsnarTedairtsúdnIotnemicserCedsaidéMsaxaT

0002-0891-aihaB

sodoíreP BIP roteSoirádnuceS

edairtsúdnIoãçamrofsnarT

58/0891 1,3 2,2 7,4

09/5891 7,1 0,1 6,1

09/0891 4,2 6,1 1,3

59/0991 6,1 8,0 3,1

00/5991 1,3 8,2 5,2

00/0991 3,2 8,1 9,1

00/0891 4,2 7,1 5,2

IES:etnoFCAEG/IES:oãçarobalE

rolaVeoturBonretnIotudorP-6alebaTadeoirádnuceSroteSodoturBodagergA

oãçamrofsnarTedairtsúdnIotnemicserCedsadalumucAsaxaT

0002-0891-aihaB

sodoíreP BIP roteSoirádnuceS

edairtsúdnIoãçamrofsnarT

58/0891 5,61 6,11 6,52

09/5891 7,8 0,5 3,8

09/0891 6,62 2,71 1,63

59/0991 2,8 3,4 5,6

00/5991 5,61 9,41 0,31

00/0991 0,62 8,91 3,02

00/0891 6,95 4,04 7,36

IES:etnoFCAEG/IES:oãçarobalE


um incremento da demanda por energia, tal como aduplicação da Refinaria Landulfo Alves. Essa em-presa, em 1998, elevou a capacidade de refino de22.350 m³/dia para 46.650m³/dia, reduzindo as ne-cessidades baianas de importação de nafta.

Apesar da queda na participação relativa noconsumo total, a perspectiva é de aumento no con-sumo de energia industrial para os próximos anos,com a ampliação da matriz industrial baiana, pauta-da na implementação do pólo automobilístico e detodas as indústrias que se originam e/ou tomam fô-lego a partir desse novo pólo (indústrias de borra-cha, de matérias plásticas, etc.). Ademais, novasindústrias, ainda que não-intensivas em energia,estão surgindo, como as indústrias de calçados, deinformática e de móveis.

Considerações finais

O comportamento da demanda de energia elé-trica do setor industrial ao longo das duas últimasdécadas apresentou-se com tendência declinantediante do processo de crescimento industrial ob-servado no Estado. O setor industrial baiano con-solidou-se como o principal e mais dinâmico setorde atividade. Assim, a economia agroexportadoradependente, atrasada e estagnada evoluiu parauma indústria pautada na produção de bens inter-mediários e, mais recentemente, de bens finais.

Quanto ao setor energético, como não poderia dei-xar de ser, acompanhou esse processo evoluindotambém, embora os especialistas afirmem ser ne-cessário um grande volume de investimentos paradinamizá-lo como seria desejável.


BAHIA. Secretaria de Energia, Transportes e Comunicações.Coordenação de Energia. Balanço Energético - 1995. Salva-dor, 1995. 81 p. (Série 1980-1994).

COELBA. Boletim Mensal de Mercado. Salvador: Coelba, dez.1990.

_____. Boletim Mensal de Mercado. Salvador: Coelba, dez.1995.



TEIXEIRA, F.; GUERRA, O. 50 anos da industrialização baiana:do enigma a uma dinâmica exógena e espasmódica. BahiaAnálise e Dados, Salvador: Superintendência de EstudosEconômicos e Sociais - SEI, v. 10, n. 1, p. 87-98, jul. 2000.

*Carla Janira Souza do Nascimento é economistae pesquisadora na [email protected]


Autonomia e independência dasagências de regulação do setor elétrico:

ANEEL e agências estaduaisDaniella Azeredo Bahiense*

ResumoEste trabalho é uma contribuição para o debate acerca da re-

forma institucional do setor elétrico brasileiro e visa discutir os efei-tos dessas mudanças no que diz respeito ao processo dedescentralização das atividades de regulação/fiscalização. Maisespecificamente, busca-se analisar questões relativas à indepen-dência, autonomia e área de competência tanto da Agência Naci-onal de Energia Elétrica (ANEEL), como da agência estadual —Agência de Regulação de Serviços Públicos de Energia, Trans-portes e Comunicação da Bahia (AGERBA). A partir desse pontosão mostrados os possíveis conflitos que podem surgir entre aagência nacional, a agência estadual, e as esferas de governonacional e estadual, à luz da Teoria Agente-Principal. Para refe-rendar tais questões levou-se em conta a experiência de outrosestados da Federação que já têm suas agências estaduais aptasa exercer suas atividades de fiscalização de acordo com os critéri-os estabelecidos pela ANEEL. Inicialmente, é contextualizado ocenário político-econômico que propiciou o aparecimento dasAgências de Regulação, descrevendo-se a seguir a forma de ins-titucionalização e reconfiguração organizacional e o papel dessasagências. Por fim, discutem-se as possibilidades e implicaçõesrelacionadas à autonomia e legitimidade do modelo criado.

Palavras-chave: agência de regulação, agências estaduais,descentralização, regulação, fiscalização.

AbstractThis paper contains a contribution to the debate regarding

the institutional reform of the Brazilian electric power industry.The purpose of the text is to discuss the effects of the reofrm inwhat regards the decentralization of regulatory activities. Spe-cifically, the analysis addresses issues related to indepen-dence, autonomy and competence of the Agência Nacional deEnergia Elétrica (ANEEL), (Electric Power National RegulatoryAgency), as well as of the state agency — Agência deRegulação de Serviços Públicos de Energia, Transportes eComunicação da Bahia (AGERBA). Attention is centered onthe possible conflicts that might arise among national and stateagencies. Consideration of these issues was made taking intoaccount the experience of other Brazilian states where the localregulatory agencies have already taken up monitoring activitiesin accordance with the criteria established by ANEEL.. The textbegins by addressing the political and economic conditions thatled to the creation of the Regulation Agencies, describing theinstitutional arrangement implemented. Following that is a dis-cussion of the possibilities and implications related to the au-tonomy and legitimacy of the institutional model presently inplace.

Keywords: regulatory agency, state agencies, decentraliza-tion, regulation, monitoring.

As modificações institucionais ocorridas no se-tor energético brasileiro, a partir da promulga-

ção da Lei n° 8.631 em 1993, submeteram a indús-tria de energia elétrica a um novo ambiente regulató-rio e gerencial. Os avanços na consolidação dessequadro estabeleceram novas normas de funciona-mento do sistema, sua estrutura operacional e asbases de uma nova política tarifária. O modelo im-plementado enfatiza aspectos relacionados ao livremercado e ao papel regulador do Estado. Segundo

ele, o aparato estatal assumiria os papéis de agenteregulador, formulador de políticas e fiscalizador, ce-dendo espaço ao capital privado na composição dosinvestimentos demandados pelo setor.

Um elemento essencial nesse processo foi a cri-ação de uma inovação institucional para a atuaçãodo Estado — agências reguladoras independentescom autonomia operacional e financeira. Essas ca-racterísticas são necessárias para a flexibilidade eagilidade da missão regulatória, permitindo a imple-


mentação de políticas através de resoluções, por-tarias e atos administrativos.

Dentro desse contexto, este artigo analisa osprincipais aspectos da reforma institucional do se-tor elétrico brasileiro O objetivo do artigo é, portan-to, contribuir para a reflexão sobre os desafios donovo modelo no que diz respeito à reforma instituci-onal, destacando o processo de descentralização ea criação das agências estaduais. Mais especifica-mente, busca-se discutir os instrumentos regulató-rios empregados na reforma dosetor elétrico brasileiro, analisan-do-se os principais desafios quevisem melhorar seu desempenho.

Este artigo está organizado emtrês seções, além desta introdu-ção: a seção 2 analisa os antece-dentes da reforma institucionalbem como a constituição dasagências de regulação e seu papelno novo modelo; a seção 3 discuteo processo de descentralizaçãodas atividades de regulação/fiscali-zação, destacando-se a criação das agências esta-duais, em particular a Agência de Regulação deServiços Públicos de Energia, transportes e Comu-nicação do Estado da Bahia (AGERBA); e, por fim,a seção 4 apresenta as considerações finais.

VISÃO GERAL DA EXPERIÊNCIAREGULATÓRIA BRASILEIRA

Antes da privatização

A regulação das empresas do setor de energiaelétrica era, tradicionalmente, exercida pelo Depar-tamento Nacional de Águas e Energia e EnergiaElétrica (DNAEE), órgão subordinado ao Ministériodas Minas e Energia. Nessa configuração, as políti-cas setoriais estavam diretamente subordinadas aopoder executivo, o que implicava uma relação turvaentre o regulador e o regulado, uma vez que permi-tia um alto grau de arbítrio no exercício do poder demonopólio por parte das empresas estatais.

A prática de requisitar funcionários das empresasreguladas estatais também contribuiu paradesestimular o desenvolvimento de capacidades in-dependentes e autônomas dentro do órgão de regu-

lamentação. As decisões regulatórias, com freqüên-cia, eram subordinadas a objetivos políticos macroe-conômicos ou sociais, como, por exemplo, controleda inflação e universalização dos serviços. Essesobjetivos não só não foram atingidos como acarreta-ram um conjunto de ineficiências de longo prazo.

Deve-se acrescentar que, durante esse perío-do, não foi exercida qualquer forma efetiva de regu-lação social sobre as empresas. Isso se deve aonatural desinteresse do Estado em se autofiscali-

zar, tendo em vista que as empre-sas estavam sobre seu controleacionário e que não havia meca-nismos de controle social sobreessas empresas. Como exemplo,podem ser citados os graves pro-blemas ambientais surgidos aolongo das obras nos anos 1980 e,também, a falta de mecanismospelos quais os consumidores pu-dessem reclamar seus direitos,considerando, inclusive, que oCódigo de Defesa do Consumidor

somente foi promulgado em 1990 (PIRES, 1999b).

A criação da Agência Nacional de EnergiaElétrica - ANEEL

A mudança do papel do Estado, deixando deser executor para se tornar regulador e fiscalizador,tornou imperativa a criação do órgão regulador, su-ficientemente aparelhado e capacitado para nor-matizar e fiscalizar os serviços de energia elétrica,compatibilizando interesses dos diversos agentes edos usuários em novo ambiente institucional. A leiNº 9.247 criou a Agência Nacional de Energia Elé-trica (ANEEL) e qualificou sua natureza jurídica deautarquia sob regime especial, o que permite ao ór-gão usufruir de relativa independência, já que é dis-pensado de subordinação hierárquica direta,embora vinculado {o órgão é vinculado, masculino}ao ministério setorial no cumprimento do contratode gestão.

Dentre as principais funções da ANEEL, pode-mos destacar as seguintes (www.aneel.gov.br):! promover licitações para contratar concessioná-

rias de serviço público de produção, transmis-são e distribuição de energia elétrica;

A mudança do papel doEstado, deixando de serexecutor para se tornarregulador e fiscalizador,

tornou imperativa acriação do órgão

regulador, suficientementeaparelhado e capacitado

para normatizar e fiscalizaros serviços de energia

elétrica


! celebrar e gerir os contratos de concessões oude permissão de serviços públicos de energiaelétrica;

! fiscalizar as concessões para a prestação deserviço público de energia elétrica;

! fiscalizar, diretamente ou mediante convênios1

com órgãos estaduais, as concessões e a pres-tação de serviço de energia elétrica;

! zelar pelo equilíbrio econômico financeiro dasconcessionárias e pela qualidade dos serviçosprestados;

! definir a estrutura tarifária e autorizar os níveispropostos pelas empresas;

! assegurar a estabilidade da função regulatória;e

! solucionar, no âmbito administrativo, as diver-gências entre concessionárias, permissionári-as, autorizadas, produtores independentes eautoprodutores, bem como entre esses agen-tes e seus consumidores.A transparência da gestão da agência é impor-

tante para afastar o risco de captura e dar legitimi-dade social às suas iniciativas. A agência temalguns mecanismos comuns para garantir essequesito, a saber: não-coincidência de mandatos deseus diretores e previsão, no regimento interno, deestabelecimento de canais de comunicação com asociedade. A não- coincidência de mandatos é de-sejável para evitar vícios administrativos e estimu-lar a renovação administrativa dos órgãos. Oscanais de comunicação com a sociedade, por suavez, são previstos no regimento interno, em especi-al: consultas públicas em audiências prévias às to-madas de decisão; divulgação por meio de internete publicação de versões preliminares de regula-mentações para apreciação dos interessados (PI-RES, 2000).

Quanto aos diretores da agência, torna-se im-prescindível que a estabilidade seja garantida pelomandato fixo e por critérios rígidos de exoneração.Os diretores são indicados pelo presidente da Re-pública e submetidos à aprovação do senado, e sóperdem o mandato em caso de renúncia, de conde-nação judicial transitada em julgado, de processoadministrativo disciplinar ou, ainda, pelo descum-primento imotivado do contrato de gestão.

A criação da ANEEL objetivou preencher a carên-cia de um órgão setorial com autonomia para a exe-

cução do processo regulatório e para a arbitragemdos conflitos dele decorrentes, fruto dos interessesdistintos entre poder concedente (governo), empre-sas (prestadoras de serviços) e consumidores.

É fundamental, portanto, que a ANEEL goze dealto grau de credibilidade ou, em outras palavras,que seja vista como autoridade reguladora imparci-al e independente, capaz de lidar eficazmente comas novas questões decorrentes da participação pri-vada e da introdução de pressões competitivas noSetor Elétrico Brasileiro. É também importante queela se concentre nos seus papéis de regulamenta-ção e fiscalização das atividades setoriais e quedelegue as responsabilidades operacionais a ou-tros órgãos.

A independência é necessária para que a agên-cia não se deixe influenciar pelos grupos de pres-são, para que ela se atenha às especificidadessetoriais e para que se mantenha afastada das im-plicações macroeconômicas de suas decisões.

A independência da agência possibilita, assim,que se atinjam dois objetivos importantes (PIRES,1999b): a) reduzir a incerteza dos investidores emnegociar com o poder concedente, devido às dúvi-das em relação aos interesses do Estado, realçandoa importância de marcos regulatórios estáveis, comregras e atribuições bem definidas; e b) formular ospressupostos básicos para o efetivo cumprimentoda missão regulatória na promoção da eficiênciaeconômica e do bem-estar social. Tais pressupostospodem ser resumidos da seguinte forma:! pressuposto da autonomia decisória: refere-se

ao critério da escolha de seus gestores, quedevem ter elevada capacidade e especializa-ção técnica, reduzindo assim a assimetria deinformações pró-produtores e os riscos de cap-tura sempre presentes na atividade regulatória,trazendo, concomitantemente, maior legitimi-dade social à ação regulatória;

! pressuposto da garantia de estabilidade duranteo mandato de seus gestores: os gestores sópodem ser afastados nos casos previstos emLei, sendo que a destituição dos dirigentes daagência deve estar sempre relacionada com odescumprimento de sua função, apurável medi-ante procedimento de caráter objetivo. O objeti-vo desse pressuposto é evitar o risco dedemissões por pressões dos eventuais gover-


nos sobre a forma de condução de políticas vol-tadas para a implementação das diretrizes ge-rais da missão regulatória. O cumprimento detal pressuposto também garante o isolamentoda direção da agência de interferências indese-jáveis tanto por parte do governo quanto da in-dústria regulada;

! pressuposto da independência financeira egerencial da agência: as receitas das agênciasdeverão ser compostas por recursos orçamen-tários próprios para que possam assim disporde pessoal capacitado e material adequadopara o exercício da tarefa regulatória;

! pressuposto da autoridade das decisões: aagência deverá dispor de efetivo poder de deci-são para mediar e arbitrar os conflitos entre con-sumidores, empresas e governos, fazendoparte do ordenamento jurídico instituído, sem,portanto, correr risco de questionamentos deoutras instâncias de poder, a não ser por evi-dente ilegalidade;

! pressuposto do cumprimento de metas regulató-rias: devem ser estabelecidos objetivos clarospara a missão regulatória, havendo um contratode gestão que estipula metas regulatórias quedevem ser perseguidas pelos conselheiros;

! pressuposto da transparência: a transparênciaé essencial para garantir à sociedade a atuaçãoindependente da agência. Para tanto, a agênciadeve estabelecer com os consumidores/clientesa maior quantidade possível de canais de comu-nicação e, entre outras coisas, recorrer à práticade elaboração de consultas públicas e criar umsistema de ouvidoria.Entretanto, apesar de os recursos orçamentári-

os da agência serem provenientes, em geral, daoutorga de concessões e de taxas cobradas pelafiscalização das atividades das firmas reguladas, oque lhe garante autonomia decisória e gerencial,não foram criados conselhos consultivos com re-presentantes dos diversos grupos de interesseenvolvidos nas decisões regulatórias, o que con-tribui para a redução da transparência e da eficá-cia da atividade da agência. Do mesmo modo, alegislação que criou a agência possibilita arecondução ao cargo de diretor, o que torna a di-retoria da agência mais vulnerável aos riscos decaptura devido à repetição das negociações e ar-

bitragem com as partes envolvidas na atividaderegulatória (PIRES, 1999).

Com base nessas observações e no exame daforma de organização e de controle da ANEEL, iden-tificam-se cinco implicações de particular relevância:! de acordo com a Lei de criação da ANEEL, veri-

fica-se que a agência tem a seu cargo duas fun-ções aparentemente conflitantes: a função deagente do Estado, responsável pela celebraçãoe fiscalização dos contratos de concessões, ouseja, é ela própria uma extensão do poderconcedente, e a de órgão arbitral, responsávelpor dirimir divergências entre os agentes domercado elétrico e entre estes e o Estado (opoder concedente). Tal situação cria riscos re-gulatórios adicionais para os investidores priva-dos, já que a ANEEL terá que dirimir questõesinclusive relativas à fixação de tarifas, nas quaiso governo tem óbvio interesse;

! a autonomia da agência torna-se duvidosa, namedida em que, sendo autarquia, encontra-se,conseqüentemente, submetida ao poder de tu-tela do Estado, por intermédio dos órgãos deadministração direta a que esteja vinculada.Como exemplo, pode-se ressaltar o esvazia-mento de poder da ANEEL quando o governodecidiu criar, em 2001, um quase ministério, aCâmara de Gestão da Crise de Energia, paragerir todos os problemas decorrentes da neces-sidade de racionamento de energia elétrica porconta de uma escassez que o próprio governoconhecia há algum tempo;

! o art. 3º, inciso V, da Lei 9.427/96, registra que,dentre as competências atribuídas à ANEEL,está a de “dirimir, no âmbito administrativo, asdivergências entre concessionárias, permissio-nárias, autorizadas, bem como entre estesagentes e seus consumidores” (Brasil, 1996).Entretanto, as partes podem passar os conflitosdiretamente ao poder judiciário, valendo-se daregra constitucional que preserva a supremaciado judiciário para dirimir todos os conflitos queimpliquem lesão de direito. Em razão da inerentemorosidade dos procedimentos judiciais, essapossibilidade faz com que, na prática, muitasdas decisões da agência não produzam os efei-tos imediatos esperados;

! nas fases iniciais da reforma do setor elétrico,


verifica-se uma relação imprecisa entre especi-alização de dirigentes e captura. Mesmo que aespecialização traga respaldo para a credibili-dade do regulador e contribua para diminuir aassimetria de informações, num contexto de re-forma do setor, a maior parte dos quadros depessoal se localiza nas empresas ou em órgãossetoriais, como o DNAEE, o que pode contribuirpara a captura;

! em 10 de janeiro de 2002, o governo divulgou aextinção do Mercado Atacadistade Energia (MAE), que deveriadeterminar os preços de ener-gia a partir de compra e venda,como ocorre com ações na bol-sa de valores. O sistema, naverdade, nunca funcionou devi-do a desentendimentos entre asdistribuidoras e geradoras, e fi-cou paralisado sob a interven-ção titubeante da AgênciaNacional de Energia Elétrica.Em seu lugar surge o MercadoBrasileiro de Energia (MBE) regulamentadopela ANEEL. Dessa forma, passa a ser maisuma atribuição da agência o que foi idealizadocomo uma bolsa livre de comercialização deenergia entre empresas privadas de geração econsumidores.Além disso, houve um descompasso entre a im-

plantação das reformas do setor elétrico e a cria-ção da agência. A agência deveria ter sidoconstituída antes que começassem as reformas nosetor e não após o início das privatizações. Tal fatocontribuiu para o enfraquecimento, mesmo quetemporário, de sua legitimidade na condução daatividade regulatória, o que trouxe uma série de im-plicações para o novo modelo.

Diante dessas constatações, pode-se afirmarque os resultados da interação entre a ANEEL,agentes regulados, sociedade e Governo sãoimprevisíveis e irão depender do amadurecimentodas relações existentes entre os atores envolvidos.De acordo com a literatura especializada, obser-vam-se situações de captura do regulador, tantopor parte da firma regulada como por interesses dogoverno, perda de credibilidade perante os usuári-os do serviço e, conseqüentemente, incapacidade

de se formar uma cultura regulatória que atendaaos interesses gerais da sociedade.

Em que pesem esses problemas, podem-sedestacar quatro razões principais que explicam asdificuldade que a ANEEL vem enfrentando (PIRESe GOLDESTEIN, 2001):! como a ANEEL foi estabelecida quando o pro-

cesso de reestruturação já havia começado, sualegitimidade no acerto e arbitragem de controvér-sias vem sendo contestada. A capacidade de

exercer controle sobre o setor pri-vado era fraca desde o início, jáque os dois primeiros contratoscom distribuidores privados foramassinados pelo DNAEE;! como o processo de privatiza-ção ainda está longe de ser con-cluído e algumas empresasestatais têm um forte poder demercado na geração e transmis-são, o duplo papel do governo,como investidor (em geração etransmissão) e como regulador,

dá origem a um conflito de interesses. Furnas,por exemplo, foi multada pela ANEEL em se-tembro de 2000 por não pagar sua dívida com oMAE, mas até o momento ainda não cumpriuessa decisão;

! como a maior parte dos executivos da ANEEL éformada por antigas autoridades do DNAEE, osinal dado aos investidores privados é que oponto crucial do processo regulatório ainda estárelacionado a questões técnicas, legais e opera-cionais e não à criação dos incentivos econômi-cos necessários para formar um mercadoverdadeiramente competitivo;

! inconsistência de regras contratuais importantes,tais como aspectos referentes às cláusulas decontratos de concessão e contratos iniciais entregeradoras e distribuidoras, gerando potencialconflito de interesses entre os agentes setoriais edificultando a atuação da agência reguladora.Todos esses fatores levam a ANEEL a não dis-

por de condições suficientes para definir, com aagilidade necessária, normas importantes que esti-mulem a entrada de novos agentes, que tragamnovos investimentos para a ampliação da oferta deenergia elétrica, bem como lhe traz dificuldades

A ANEEL não dispõe decondições suficientes para

definir, com a agilidadenecessária, normas

importantes queestimulem a entrada de

novos agentes, quetragam novos

investimentos para aampliação da oferta de

energia elétrica


para estabelecer regras, restrições e controle dequalidade dos serviços prestados, sobretudo aoconsumidor cativo.

A criação das agências estaduais de regulação –o caso da Agência de Regulação de ServiçosPúblicos de Energia, Transportes e Comunicaçõesda Bahia (AGERBA)

Outro aspecto importante na legislação de cria-ção da ANEEL é a previsão do estabelecimento deconvênios com agências estaduais, refletindo o ca-ráter descentralizado do setor elétrico brasileiropara o controle e fiscalização dos serviços de ener-gia elétrica. Alguns estados de posição política eeconômica de relevo, como São Paulo e Rio Gran-de do Sul, já vinham reformulando seus setoreselétricos, reservando, inclusive, um papel de desta-que para as agências reguladoras estaduais.

As questões ligadas à distribuição de energiaao mercado cativo e à sua comercialização devemser delegadas às comissões e/ou órgãos regula-dores estaduais, depois de privatizadas as con-cessionárias estaduais, com o objetivo deaproximar a ação reguladora dos agentes, consu-midores e demais envolvidos no setor de energiaelétrica, tornando-a mais ágil e presente, bemcomo adaptada às circunstâncias locais. Essesreguladores estaduais2 deverão ater-se à fiscali-zação, ao estabelecimento dos padrões técnicosnecessários, ao atendimento ao cliente e às recla-mações de consumidores, devendo impor com ri-gor o cumprimento das cláusulas de qualidadeque resguardam o interesse do consumidor: confi-abilidade, continuidade e segurança do serviço,além de presteza e cortesia no atendimento. Noque se refere à proteção ao consumidor, recomen-da-se que a ANEEL trace um quadro claro em quese definam os papéis da concessionária, doProcon estadual, do órgão regulador estadual eos seus próprios papeis, de modo que as reclama-ções possam ser tratadas seqüencialmente poresses órgãos. Assim, à ANEEL ficariam reserva-das as atribuições de lidar com os casos mais gra-ves e de monitorar o processo.

A descentralização de atividades da ANEEL,preconizada na Lei de criação da agência, tem osseguintes objetivos:

! aproximar as ações de regulação, fiscalização emediação dos consumidores e agentes setoriais;

! agilizar os processos de regulação, fiscaliza-ção, mediação e outorgas;

! adaptar as ações de regulação, fiscalização emediação às circunstâncias locais;

! trazer a solução do problema para o local desua origem.Observe-se ainda que a descentralização per-

mite que as ações da ANEEL sejam adaptadas àscircunstâncias locais, sendo suas principais ativida-des delegadas aquelas relacionadas à fiscalizaçãoe à ouvidoria. As agências estaduais são criadaspor leis e recebem delegação da ANEEL por meioda celebração de Convênios de Cooperação.

Para suportar financeiramente a execução dasatividades descentralizadas, a ANEEL repassa re-cursos financeiros provenientes da taxa de fiscali-zação recolhida pelos agentes setoriais à ANEEL.As Agências conveniadas também auxiliam nosprocessos de regulação e outorga, de competên-cia exclusiva da Agência nacional. A ANEEL temse colocado à disposição dos Estados no sentidode apoiá-los na criação de suas Agências de re-gulação, de forma a ampliar sua ação descentra-lizada.

Em resumo, a descentralização é adotada pelaANEEL com o intuito de melhor atender o interessepúblico relacionado à prestação do serviço deenergia elétrica, em benefício dos consumidores.

Logo abaixo tem-se o mapa da atuação descen-tralizada da ANEEL no País.

Considerando que o processo de descentraliza-ção é relativamente novo para os estados, é neces-sário estabelecer condições para garantir oaperfeiçoamento do novo modelo regulador. A cria-ção das agências estaduais é pautada nas diretri-zes da política de descentralização estabelecidapela ANEEL, que exigem (Projeto DE-SEB, 1998):! comprovação da capacidade de atender aos

princípios estabelecidos;! comprovação de estrutura organizacional e ad-

ministrativa adequada;! comprovação da capacidade dos dirigentes;! comprovação da capacitação técnica do corpo

de profissionais para o tipo de regulação preten-dida pelos estados;

! elaboração e aprovação do Plano de Atividades


e Metas, que orientará o trabalho a ser feito pordelegação da ANEEL;

! avaliação periódica das novas agências, feitaspela ANEEL, relativamente a seu desempenhoregulador, assim como ao cumprimento dos prin-cípios e das cláusulas do acordo de descentrali-zação;

! previsão de reversibilidade da delegação da re-gulação dos convênios de descentralização.Com base nas condições ressaltadas na seção

anterior, verifica-se que as agências estaduais en-contrarão alguns percalços para exercer suas ati-vidades de modo eficaz, ainda que tenham aincumbência delegada de cumprir, no Estado, astarefas complementares de fiscalização. Relacio-nadas a essas dificuldades, identificam-se três as-pectos de particular relevância. O primeiro dizrespeito à autonomia das agências estaduais, queocorrerá gradualmente, pois num primeiro momentoestarão subordinadas ao monitoramento da ANEEL.

Segundo, mesmo que prevista a delegação porconvênio de poderes regulatórios para as agênciasestaduais, através da descentralização das atribui-ções da ANEEL, a velocidade da implantação dosconvênios entre a agência nacional e as agências

estaduais tem ocorrido3, na maior parte dos esta-dos, num ritmo muito mais lento do que o processode privatizações/concessões das distribuidoras es-taduais, ainda que a agência já tenha sido criada.No caso da Bahia, por exemplo, a privatização daCompanhia de Eletricidade do Estado da Bahia(COELBA) ocorreu em 8 de agosto de 1997, e oconvênio entre a ANEEL e a AGERBA só foi firma-do quase três anos depois, em 2 de junho de 2000.Além de ser uma conseqüência do descompassoentre o processo de reforma estrutural do setor e acriação efetiva da agência e da falta de tradiçãoregulatória que, em última instância, dificultam acapacitação técnica, essa circunstância faz comque se reflita sobre o andamento do cumprimentodas etapas estabelecidas pela ANEEL para que asagências estaduais estejam aptas a exercer as ati-vidades previstas. Essa morosidade traz prejuízospara os pequenos consumidores (cativos)4, que,por serem menos informados e não terem poder debarganha, dependem em muito de uma regulaçãoágil e eficaz.

Não se quer com isso sugerir que as etapas es-tabelecidas pela ANEEL sejam desnecessárias, aocontrário, a idéia é que a agência nacional, além de

Fonte: website ANEEL, 2002. www.aneel.gov.br


determinar esses requisitos, ofereça meios, atra-vés de convênios de cooperação, por exemplo,para que as agências estaduais possam cumpri-loso mais rapidamente possível, uma vez que essalentidão na outorga de poderes de regulação deixa opequeno consumidor mais vulnerável, seja pela faltade informação sobre seus direitos e obrigações con-tratuais seja pela dificuldade de acesso à instânciaregulatória diante da existência de divergências coma empresa concessionária quanto ao cumprimentodos quesitos de qualidade dos serviços.

Um terceiro e último aspecto diz respeito à in-dependência da agência. Os órgãos estaduais re-guladores devem fazer parte do ordenamentojurídico do Estado com autonomia para cumprirseu papel. Cabe a esses manter eqüidistância emrelação ao governo, aos concessionários e aosusuários, não se envolvendo nos eventuais confli-tos de interesses entre as partes e sim dirimindo-os em favor da sociedade. Os órgãos reguladoresnão devem, portanto, ser confundidos com um po-der paralelo ao Governo do Estado, nem como re-presentante da ação ou política de governo.Exemplo de que isso vem ocorrendo, é a Ação deInconstitucionalidade (ADIn 1949-0) proposta pelogoverno do Rio Grande do Sul quanto ao dispositi-vo da Lei Estadual de Criação da Agência de Re-gulação de Serviços Públicos Concedidos do RioGrande do Sul (AGERGS), pela qual os atos deinvestidura e exoneração dos conselheiros deveri-am ser submetidos à apreciação do Legislativo. Oprincipal argumento do governo (GHIRARDI et al.2001), constante na ADIn 1949-0, é considerar aAgência um órgão de Planejamento e, portanto,uma autarquia do Poder Executivo, não podendocomo tal ter autonomia em relação ao governa-dor. Dessa forma, no entendimento do governa-dor do Rio Grande do Sul, os Conselheiros daAGERGS exercem somente cargos de confiançae podem ser demitidos ou substituídos ad nutum.O STF entendeu que a demissão poderá se darpor ato do chefe do Executivo, desde que motiva-da e após processo administrativo ou judicial, noqual estejam garantidos o contraditório e a ampladefesa (PIRES, 2000).

Esse episódio mostra que a aceitação dessanova forma de atuação do Estado será progressivae dependerá, fundamentalmente, da eficácia da

atuação das atuais agências. Tal possibilidade, noentanto, está diretamente relacionada à existênciados pressupostos discutidos na seção anterior.

No caso específico da Bahia, o Governo deu iní-cio ao processo de reforma do Estado, em 1997,consubstanciado na venda dos ativos da COELBA.Em 19 de maio do ano seguinte, com a Lei n°7.314, é criada a AGERBA, com base em um mo-delo autárquico, com a competência de exercer asatividades regulatórias, uma vez que se constituicomo pessoa jurídica de direito público, conforme oart. 1º do Decreto-Lei nº 7.426/98.

Analisando-se a Lei n° 7.314/98, criadora daAgência, e o Plano de Atividades e Metas, podem-se destacar os seguintes pontos significativos:! há uma maior abrangência e incremento, de

caráter obrigatório, nas atividades de ouvidoriapública, sendo proposta a realização de audi-ências públicas para a exposição de assuntosde interesse da sociedade;

! não se atribuem à AGERBA tarefas típicas depoder concedente, no caso de energia elétrica,como ocorre no órgão regulador federal, evitan-do-se, assim, um duplo papel para a agência;

! há eqüidistância do órgão regulador em relaçãoaos pólos de interesse de regulação; poderconcedente (governo), concessionárias e con-sumidores, em que a Agência, no centro, tem opapel de equilibrar e mediar os interesses;

! contribui para a formulação das políticas do se-tor energético;

! há a obrigatoriedade de monitorar, construir índi-ces de qualidade e elaborar e divulgar pesquisas

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)AB(ABREGA 0002/60/20 7991/80/80

)PS(EPSC 8991/40/51 7991/11/50

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de opinião pública sobre a qualidade e a satisfa-ção em relação aos serviços.No que diz respeito à questão regulatória, a

AGERBA já é criada com um grande risco. Confor-me o Art 4o Parágrafos 2o e 3o, os membros doConselho Consultivo e seus suplentes são nomea-dos pelo Governador do Estado, ou seja, podemser demitidos ad nutum (com exceção do presiden-te que será eleito pelos demais conselheiros, porum mandato de quatro anos sem direito arecondução).

É interessante ressaltar que,dentre as agências estaduais jáconveniadas com a ANEEL, aAGERBA é a única que apresentatal subordinação do conselho aoGoverno do Estado. Essa circuns-tância nos reporta à questão, jádiscutida anteriormente, da necessária indepen-dência do órgão regulador estadual, que deve atu-ar sempre com desprendimento das atividadespolíticas. Se o conselho consultivo da agênciapode ser substituído de acordo unicamente com avontade do governo, ele pode passar a ser um ins-trumento de atos e decisões políticas, principal-mente por ser a atividade regulatória uma novarealidade para o ordenamento jurídico do País. Issopode ser comprovado observando-se o caso daAGERGS, citado anteriormente, que, mesmo tendoseu conselho consultivo com mandato determinadoe com exoneração submetida à apreciação do Le-gislativo, sofreu, por parte do governo, uma Ação Di-reta de Inconstitucionalidade.

Quanto à qualidade dos serviços prestados, deacordo com os resultados de Pesquisa realizadapela FCE/UFBa-CNPq (GHIRARDI et al. 2001), odesempenho da COELBA teria tido uma queda dequalidade sob o novo regime de concessão. Se-gundo a ANEEL, desde 1996 houve sucessivas pi-oras nos indicadores de freqüência e duração dasinterrupções da concessionária. Entre 1996 e 1998o DEC (duração equivalente) teria passado de28,92 para 32,55, enquanto que o FEC (freqüênciaequivalente) teria passado de 13,42 para 18,04.Entretanto, como a privatização ocorreu em mea-dos de 1997, não há muitas evidências quanto aoseu desempenho, não sendo possível associar osindicadores de qualidade ao novo regime regulató-

rio. Pode-se, ainda assim, afirmar que, pelo menosnos primeiros anos de operação, o novo regimenão resultou em melhoria.

Ainda de acordo com Ghirardi (2001) é interes-sante também notar que apesar de 69% dos con-sumidores residenciais de energia elétrica teremconsciência da privatização da COELBA, 64% dosusuários entrevistados desconhecem a institui-ção fiscalizadora dos serviços prestados pelaconcessionária. Apenas 7% dos entrevistados

responderam que a AGERBA éo órgão competente para fiscali-zar os serviços prestados pelaCOELBA, e somente 4% dos en-trevistados responderam queprocurariam a agência regulado-ra estadual para o ressarcimentodos prejuízos causados pela má

prestação do serviço.Uma outra pesquisa realizada e divulgada re-

centemente pela ANEEL (www.aneel.gov.br março2002), mostra que o serviço prestado pelas distri-buidoras de energia elétrica que atuam no Paísprecisa melhorar. Nessa pesquisa, 19,2 mil consu-midores residenciais avaliaram os serviços dasconcessionárias do mercado brasileiro.

De maneira geral, o resultado de 2001 foi prati-camente o mesmo que o verificado em 2000, anoem que a pesquisa foi realizada pela primeira vez.Numa escala de zero a cem, o Índice ANEEL deSatisfação do Consumidor 2001 (IASC), que medeo grau de satisfação dos consumidores residenci-ais com o serviço das concessionárias, ficou em63,22 no ano passado. Em 2000, o Índice ficou em62,81.5

O Nordeste ficou abaixo da média nacional,com 60,30, apresentando o segundo pior índice doPaís. Dentre as 11 distribuidoras que atendem aessa região, a COELBA foi a única que apresentouqueda em seu desempenho, tendo seu índice caí-do de 60,80, em 2000, para 57,38 em 2001. Alémdisso, a concessionária registrou o terceiro pior de-sempenho da região em 2001, ficando atrás so-mente da companhia Energética do Maranhão(Cemar) com 53,31, e da Cepisa, com 56,43.

Esses dados mostram a necessidade de forta-lecimento de uma cultura de regulação no Paísdiante dos consumidores, sobretudo entre os re-

Os órgãos estaduaisreguladores devem fazer

parte do ordenamentojurídico do Estado comautonomia para cumprir

seu papel


sidenciais. É importante que os órgãos de regula-ção (nacional e local) esclareçam à população, deforma ampla, seus objetivos e funções, deixandoclaro que nesse novo modelo a defesa e a preser-vação dos direitos dos consumidores é uma desuas principais tarefas.

Perspectivas para a regulação estadual

Resumidamente, podem-se ressaltar alguns ris-cos a partir do exercício da atividade de regulaçãodescentralizadamente:! embora as agências estaduais tenham sido cria-

das como autarquia, sob regime especial, há vin-culação com o poder executivo e estão tambémsubordinadas ao monitoramento da ANEEL.Esse fato pode distorcer a real função do órgãoregulador, tornando-o um mero cumpridor devontades de planos dos governos estadual e fe-deral, aumentando assim o risco de ser captu-rado por esses;

! a dificuldade de capacitação técnica e adminis-trativa das agências reguladoras traz dois proble-mas: a) aumenta a assimetria de informaçõespró-produtores, o que implica maior risco de cap-tura da agência pela concessionária; b) a cele-bração dos convênios entre a ANEEL e agênciasestaduais, em sua maioria, não ocorre na mes-ma velocidade que as privatizações das con-cessionárias estaduais, deixando o pequenoconsumidor vulnerável em relação aos efeitosdo poder de monopólio dessas empresas.Com o objetivo de limitar esses riscos e de as-

segurar a adequação do serviço de energia elétri-ca e a harmonia entre os interesses envolvidos,podem-se destacar alguns pontos importantesque devem nortear as leis de criação das agênci-as estaduais:! a autonomia e a independência do órgão regu-

lador devem ser perseguidam, como meios deevitar a captura tanto por parte do governocomo por parte das empresas concessionárias;

a capacitação técnica deve ser priorizada;! os conselhos consultivos devem ter mandatos

pré-estabelecidos, ocorrendo a exoneração sópor justa causa;

! deve haver forte inserção da opinião pública –incrementada com atividades como ouvidoria,

facilitando a realização de audiências públicas epesquisas obrigatórias de opinião;

! deve ser obrigatório o trabalho com indicadoresde qualidade.Dessa forma, cabe ao órgão regulador estadual

formular, com base em pesquisas de opinião públi-ca, um padrão de qualidade do serviço prestado, esubmetê-lo à apreciação dos usuários, da conces-sionária estadual e, sobretudo, da ANEEL.

A agência estadual deve também evitar o riscode captura6. Esse risco se torna mais alto quando oórgão regulador dispõe de quadros técnicos cujasqualificação e remuneração são inferiores às dostécnicos da empresa regulada. Tal fato gera ouuma dependência do órgão regulador à empresaregulada ou uma impossibilidade prática dos técni-cos do órgão regulador contestarem consistente-mente as argumentações da empresa regulada.

Outro risco é o da aceitação da assimetria de in-formações em um nível acima do razoável. Grossomodo, seria aceitar como verdadeiras todas ou qua-se todas as afirmativas ou informações dos agentesregulados, sem que se disponha de ferramentas su-ficientes para auditar e reduzir as assimetrias quepossam existir ou virem a ser criadas. A falta de in-formações suficientes e de procedimentos transpa-rentes certamente fará com que a sociedade nãocontemple com seriedade os processos de tomadade decisões.

A preocupação em sistematizar audiências pú-blicas e audiências de conciliação envolvendo usu-ários, prestadores de serviço e governo, além deconferir transparência a todas as decisões do ór-gão regulador e de permitir a divulgação perma-nente dos direitos dos consumidores, são bonsantídotos contra a captura.

Embora as agências multissetoriais sejam teori-camente mais difíceis de sofrer captura, não deve-mos menosprezar a existência prática de setorescom tradição negativa, no Brasil, em termos decaptura dos órgãos públicos correspondentes, quepoderiam, em tese, transferir tais práticas para aagência.


Em linhas gerais, a política regulatória imple-mentada no Brasil para o setor de energia elétrica


utiliza, em essência, os mesmos instrumentos re-gulatórios que vêm sendo usados na experiênciainternacional, com destaque para um pré-requisitobásico para o sucesso dessas medidas, tal como aconstituição de agência com autonomia para oexercício da missão regulatória, promovendo umconjunto de políticas que envolvem tanto a prote-ção dos interesses do consumidor cativo em regi-me de monopólio quanto a adoção complementarde instrumentos regulatórios que enfatizem a regu-lação da concorrência e a coaçãode condutas anticompetitivas.

Dessa forma, a estruturaçãode um ente regulador deve garan-tir a eqüidistância em relação aosatores sociais envolvidos e devedificultar a sua captura por qual-quer área de interesse. O modeloque se propõe, coloca a agênciareguladora no centro de um triângulo isósceles,tendo o Governo num dos vértices e os operados(empresas reguladas) e os usuários nos outrosdois vértices, tentando obter uma eqüidistância daagência em relação a esses agentes. Paralelamen-te, dando mais autonomia às agências regulado-ras, tenta-se criar um instrumento maistransparente de controle do que as antigas estrutu-ras burocráticas, permeáveis de práticas de rentseeking (PECI, 1999).

Entretanto, a lei que criou a ANEEL estipulou quea licitação das concessões deverá ser efetuada poressa agência, outorgando-lhe, assim, um duplo pa-pel: agente do Estado, responsável pela celebraçãodos contratos de concessões, e órgão arbitral, res-ponsável por dirimir divergências não somente entreos agentes do mercado elétrico como também entreestes e o Estado. Essa situação cria riscos regulató-rios adicionais para os investidores privados, já quea ANEEL terá que dirimir questões inclusive relati-vas à fixação de tarifas, nas quais o governo temóbvio interesse.

É essencial, para uma regulamentação bem-su-cedida, que os governos separem as atribuiçõesconflitantes do regulador em distintas agências.Esse seria um meio de evitar conflitos de interes-ses que geram a captura do regulador. É funda-mental ainda que o órgão regulador seja instituídocom base em regras claras e, sobretudo, que tenha

independência e autoridade suficientes para quehaja compatibilidade entre as políticas governa-mentais de curto e longo prazos e as estratégiasdas empresas reguladas.

A independência do regulador torna-se polêmica,quando se leva em conta o fato de as agências te-rem sido criadas pelos próprios governos. De fato,nenhuma agência reguladora pode ser totalmenteindependente. O objetivo é que tenham certa auto-nomia para exercer as atividade que lhes cabem,

com base em conhecimento técni-co. As ações e decisões das agên-cias reguladoras devem serrespaldadas por justificativas técni-cas e informadas aos governos.Pretende-se, com isso, eliminar aingerência política nos órgãos re-guladores fundamentados em inte-resses políticos de curto prazo.

Assim, são três as implicações dos fatos cons-tatados. A primeiro é que o sucesso das agênciasno ganho de autonomia e respeito do governo,das empresas reguladas e dos consumidores for-talece o ambiente regulatório. Em segundo lugar,tem-se que esse processo é demorado e que osefeitos de aprender com a prática são considerá-veis. A terceira é que a constituição de marcos re-gulatórios estáveis e previamente definidos éessencial para a viabilização de investimentos delongo prazo.

É possível ainda identificar dois problemas prin-cipais:! indefinição de suas respectivas competências;! falta de eficácia das decisões das agências.

Quando a análise concentra-se nas agênciasreguladoras estaduais, o problema torna-se maisdelicado. Nessa fase de ajuste e transição os pa-péis ainda não estão totalmente definidos, o quefaz com que se confundam as agências estaduaiscomo um poder paralelo ao Governo do Estado,questionando-se a autonomia da agência para to-mar decisões dentro de sua área de competência.

O desafio proposto às agências estaduais de re-gulação é grande. As pesquisas de expectativa dosusuários em relação à qualidade dos serviços sãoparte importante do processo de regulação pelaopinião pública. Através de consultas sistemáticas,pode-se avaliar a importância de determinados in-

A agência reguladora estáno centro de um triângulo

isósceles, tendo oGoverno num dos vérticese os operados (empresasreguladas) e os usuáriosnos outros dois vértices.


dicadores e estabelecer padrões de qualidade dosserviços adequados.

Cabe ainda esperar que seja compreendido ofato de as agências estaduais serem órgãos deEstado e não de Governo. Afinal, vale lembrar,por exemplo, que parcela não-desprezível dosproblemas do modelo anterior do setor elétricose deveu à captura das empresas estatais por in-teresses imediatistas. É fundamental, portanto, apreservação da autonomia dos órgãos estaduaisde regulação.

O fortalecimento de uma cultura de regulaçãono País depende de exemplos que reforcem a cre-dibilidade nas instituições públicas responsáveis,cujos desdobramentos serão mais facilmente ab-sorvidos pelos atores envolvidos e, provavelmente,resultarão em aprendizagens coletivas, ainda quebaseadas em conflitos e contradições inerentes àsredes, mas capazes de gerar maior experiência,mais segurança e práticas mais aperfeiçoadas. Odesenvolvimento de uma cultura de regulação éum meio para superar os problemas da ambigüida-de do conceito e dos sentidos inadequadamenteapropriados, inclusive pelos órgãos reguladores.

NOTAS

1 Conforme o Art. 20 da Lei de criação da ANEEL, as atividadepoderão ser descentralizadas mediante convênios de coo-peração, desde que o Estado interessado disponha de servi-ços técnico e administrativos competentes, devidamenteorganizados e aparelhados para o exercício de suas respec-tivas atividades. Os órgãos estaduais serão, ainda, avalia-dos e acompanhados pela agência nacional.

2 Até março de 2002, apenas sete agências estaduais tinhamconvênios firmados: AGERGS/RS, ARSEP/RN, CSPE/SP,AGER/MT, AGERBA/BA, ARCON/PA e ARCE/CE(www.aneel.gov.br).

3 Até março de 2002 apenas sete agências estaduais tinhamconvênios firmados: AGERGS/RS, ARSEP/RN, CSPE/SP,AGER/MT, AGERBA/BA, ARCON/PA e ARCE/CE(www.aneel.gov.br).

4 No mercado de eletricidade da Bahia, os clientes residenci-ais da COELBA representam 87% dos consumidores(GHIRARDI et al. 2001).

5 Comparando os dados obtidos com aqueles de referênciasinternacionais, a análise da pesquisa revela que o índice desatisfação em relação a essas empresas está abaixo do quepode ser considerado um bom desempenho. O AmericanConsumer Satisfaction Index (ACSI), por exemplo, indicadoradotado nos Estados Unidos, ficou em 69 no ano de 2001,

também numa escala de zero a cem. Já o EuropeanConsumer Satisfation Index, índice europeu, obteve nota 70no ano passado. A pesquisa mostra que, embora os consu-midores brasileiros considerem satisfatório o serviço presta-do pelas empresas, ele precisa melhorar (www.aneel.gov.br)

6 Em termos bem simplificados, sempre que a agência con-funde o interesse público com o interesse da indústria diz-seque ela foi capturada pela indústria.


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* Daniella Azeredo Bahiense é Pesquisadora da SEIe aluna do Mestrado em Regulação da Indústria

de Energia da [email protected]

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