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ENERGIA&PETRÓLEO 1 SETEMBRO 2006

ENERGIA&PETRÓLEO CADERNOS FGV PROJETOS | ANO 1 | Nº 1 | SETEMBRO 2006

ENTREVISTA

José Sérgio GabrielliPresidente da Petrobras

ARTIGOS E COMENTÁRIOS

• Dependência e diversificaçãono fornecimento de gás natural

• Novo marco regulatório para a indústriado gás natural: será necessáriaaprovação de nova legislação?

• Custo de capital para expansãoda oferta de energia elétrica

• Os royalties e os municípios daBacia de Campos

• A conta do Biodiesel

• A demanda de energia em 2015


Publicação periódica do Núcleo de Energia e Petróleo da FGV Projetos.Os artigos são de responsabilidade dos autores e não refletem, necessariamente,a opinião da FGV.

FGV ProjetosDiretor Executivo: Cesar Cunha CamposDiretor Técnico: Ricardo SimonsenDiretor de Controle: Antônio Carlos Aidar

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Instituição de caráter técnico-científico, educativo e filantrópico,criada em 20 de dezembro de 1944 como pessoa jurídica de direitoprivado, tem por finalidade atuar no âmbito das Ciências Sociais,particularmente Economia e Administração, bem como contribuirpara a proteção ambiental e o desenvolvimento sustentável.

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Primeiro Presidente Fundador: Luiz Simões Lopes

Presidente: Carlos Ivan Simonsen Leal

Vice-Presidentes: Francisco Oswaldo Neves Dornelles, Marcos Cintra Cavalcantede Albuquerque e Sérgio Franklin Quintella

Conselho Diretor:

Presidente: Carlos Ivan Simonsen Leal

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Suplentes: Alfredo Américo de Souza Rangel, Antônio Monteiro de Castro Filho,Cristiano Buarque Franco Neto, Eduardo Baptista Vianna, Félix Debulhões, JacobPalis Júnior, José Ermírio de Moraes Neto, José Júnior de Almeida Senna eNestor Jost

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Presidente: Carlos Alberto Lenez César Protásio

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Suplentes: Alzira Alves de Abreu, Gilberto Duarte Prado, João Pedro GouveiaVieira Filho (Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A), Luiz Roberto Nascimento Silva,Marcelo José Basílio de Souza Marinho (Brascan Brasil Ltda.), Ney Coe de Oliveira,Nilson Teixeira (Banco de Investimento Credit Suisse S.A), Patrick de LarragoitiLucas (Sul América Companhia Nacional de Seguros), Paulo Mário Freire (UniversalComércio e Empreendimentos Ltda.), Pedro Henrique Mariane Bittencourt (BancoBBM S.A), Rui Barreto (Café Solúvel Brasília S.A), Titto Botelho Martins (KMMineração e Metalurgia S.A)

Conselho Consultivo: Cesar Cunha Campos, Daniel Dantas, Eliezer Baptista,Estado de Minas Gerais, Fernando Perrone, Geraldo José Carbone, Luiz Fernandoda Silva Pinto e Roberto Gusmão.

ENERGIA&PETRÓLEO

EDITORIAL ........................................ 4

ENTREVISTA ...................................... 5


ARTIGOS E COMENTÁRIOS ............... 6

Dependência e diversificação nofornecimento de gás natural

Novo marco regulatório para a indústriado gás natural: será necessária aprovaçãode nova legislação?

Custo de capital para expansãoda oferta de energia elétrica

Os royalties e os municípiosda Bacia de Campos

A conta do Biodiesel

A demanda de energia em 2015

DESTAQUE REGULATÓRIO .............. 24

CONJUNTURAS E PROJEÇÕES ........... 25


A energia é um setor estratégicopara a economia brasileira.Referência de ensino no País e no

exterior, a Fundação Getulio Vargastrabalha, há mais de 60 anos, com a missãode contribuir para o desenvolvimentonacional e, assim, não poderia passar aolargo dessa significativa discussão.

Os programas de graduação, mestrado,doutorado e trabalhos de consultoriatransformaram a FGV em um centro deexcelência acadêmica, através da intensaprodução intelectual. Estamos, agora,destinando parte de nossos esforços paraessa área que trata de problemas queafetam, não somente ao Brasil, mas a todaa comunidade internacional.

Muitos de nossos professores e consultoresestão em busca de soluções que viabilizem,de forma segura e concreta, a exploraçãointeligente de nossos recursos naturais eenergéticos. Só assim poderemospromover o crescimento econômiconacional. Em 1997, o setor de petróleo egás era responsável por 2,7% do PIBbrasileiro. Hoje, já responde por 9,1%. Acrise de energia que ocorreu em 2001 nosalertou para a importância doplanejamento e de constantes debatessobre o tema. Em 2006, a Petrobrasanunciou a tão aguardada auto-suficiênciae, com a atual abertura do setor de

petróleo, 54 novas empresas entraram nomercado e passaram a gerar maisoportunidades de trabalho.

Nossa área de consultoria, a FGV Projetos,é a responsável por mais esta publicaçãoque traz estampada a credibilidade destainstituição, berço de presidentes deempresas, ministros de estado, diretores eautoridades governamentais. A revistatrará entrevistas, com importantesdirigentes do setor público e privado,relacionadas à energia e petróleo.Questões ligadas à regulação, legislação,fornecimento, extração, produção,consumo, projeções e alternativas deenergia serão pauta de estudos e análisesde renomados professores e consultores,que contribuirão com sua vasta capacidadetécnico-científica para essa discussão.

É importante ressaltar que o maiorcompromisso desta publicação é comtodas as atividades da FGV e com aindependência e a pluralidade de pontosde vista.

Esperamos que a publicação Energia &Petróleo possa ser uma significativacontribuição da FGV Projetos para esta casae para o setor no Brasil.

Fundação Getulio Vargas:excelência, credibilidade e inovação

EDITORIAL

Sergio Franklin QuintellaVice-Presidente da Fundação Getulio Vargas

Muitos de nossosprofessores e consultoresestão em busca desoluções que viabilizem,de forma segura econcreta, a exploraçãointeligente de nossosrecursos naturais eenergéticos.

De particular relevância para o Rio deJaneiro, o setor petrolífero designa maisde 20% do PIB estadual – via royalties eparticipações especiais – e representaráenorme mudança na estrutura econômicado estado. De fato, com a central de refinoe petroquímica que está prevista paraItaboraí / São Gonçalo, o Estado do Rionecessitará de engenheiros, economistas,administradores de empresas, advogadose operários especializados para as unidadesde segunda e terceira geração que ali serãoinstaladas. A FGV está preparada paraapoiar, através das suas unidades deensino, pesquisa e consultoria, este novoPólo Petroquímico.

Sergio F. QuintellaVice-Presidente

Fundação Getulio Vargas


A Petrobras, que completará 53 anosde atividades no próximo mês deoutubro, é hoje uma referência

mundial em termos de prospecção em águasprofundas e apresenta um dos melhoresdesempenhos do setor. Com receita líquidade R$ 136, 6 bilhões, lucro líquido de quaseR$ 24 bilhões (balanço de 2005) e plano deinvestimentos superior a US$ 87 bilhões paraos próximos cinco anos, a Petrobras é umadas maiores empresas da América Latina e umadas mais rentáveis e responsáveis do mundo.

Consciente de que um bom produto final éfruto do trabalho de gente competente, felize satisfeita, a Petrobras realiza varias açõescom objetivo de fazer a sua parte na forma-ção de uma sociedade mais justa e comdireitos que, mais do que assegurados pelaLei, possam definitivamente ser vividos naprática. Por conta dos projetos bem sucedidosna área de responsabilidade social e ambien-tal, a empresa foi escolhida pela ONU paraestruturar e desenvolver um projeto piloto doprograma Líderes Globalmente Responsáveis,que deve formar, em 10 anos, um milhão deprofissionais que considerem as questões socio-ambientais como parte dos seus negócios. À frente de todo esse capital humano,tecnologia de ponta e cifras impres-sionantes, está um baiano de 55 anos,simpático e modesto. José Sérgio Gabrielliainda faz questão de ressaltar atransitoriedade de sua condição. “Estoupresidente da Petrobras, pois sou professor”,ressalta. Economista formado pelaUniversidade Federal da Bahia, onde fezmestrado, e doutor em economia pelaBoston University, Gabrielli ocupa o cargodesde julho de 2005, depois de pouco maisde dois anos como diretor financeiro. Desdeentão, tem trabalhado obstinadamente paraconsolidar esta posição de liderança e

construir as bases para um processo decrescimento sustentado para os próximosdez anos. Pois foi este executivo, dono de uma agendade muitos compromissos, que recebeu aequipe da FGV Projetos, para uma entrevistaexclusiva, nos novos e modernos escritóriosda empresa em São Paulo, na sexta-feira,dia 21 de julho, mesmo dia em queapresentou o Plano de Negócios 2007 –2011 da Petrobras, para empresários nasede da FIESP. No encontro, foi possívelcomprovar o domínio que Gabrielli temsobre os assuntos técnicos, a lucidez parainterpretar o cenário conjuntural e suaspossíveis evoluções, a visão clara econsistente para interagir com o futuro quejá parte à porta.

FGV Projetos: A Petrobras tem definida emsua Missão a determinação pela interna-cionalização. O que o senhor pode falar aeste respeito?

José Sérgio Gabrielli: A Petrobras viveuvárias etapas neste processo de interna-cionalização, começando com aquela em quetinha como objetivo assegurar fontes desuprimento de petróleo. Nesta primeira fase,a ênfase estava em investir na produção dederivados de petróleo para o mercadobrasileiro, época em que a empresa podia servista como uma grande importadora e comcapacidade limitada de refino.

A segunda fase foi caracterizada pelaexpansão internacional, pela necessidade dediversificação, não só na busca de fontes,mas também como produção e, especial-mente, como “procurement” para a comprade materiais.

Na seqüência, a Petrobras iniciou a etapa emque acelerou sua capacitação paraprospecção em águas profundas e para refinode óleo pesado. Além disso, foram feitosinvestimentos domésticos em pesquisa eprodução, até porque havia umadesvinculação entre o óleo produzido e aestrutura de refino que era disponível.

Na quarta fase, houve uma aceleração doprocesso de conversão de refinarias ecomeçou a se verificar uma equivalênciada produção e do consumo, o que

apontava para a iminência da auto-suficiência. Neste período, foi comprada aPerez Companc, empresa argent inaintegrada de energia.

Atualmente, vivemos a quinta etapa em queo foco é garantir a continuidade docrescimento e a expansão da produção, compresença forte e crescente em diversasregiões do mundo. Nossos objetivos para2015 prevêem que devemos estarproduzindo 4,6 milhões de barris/dia(contra os atuais 2,4 milhões de barris/dia),o que equivale à produção atual da Exxon,ou à metade do que produz a Rússia ou aArábia Saudita.


ENTREVISTA

“Atualmente, o foco é garantir a continuidade docrescimento e a expansão da produção, compresença forte e crescente em diversas regiões domundo.”

WALDOMIRO CARVAS JUNIOR


FGV Projetos: Em que regiões do mundo aPetrobras está hoje e com que tipo deatuação?

José Sérgio Gabrielli: Nós estamospresentes em várias e importantes áreas domundo, seja prospectando, seja produzindoou distribuindo. Definimos três áreas comofoco de nossa atuação internacional: aAmérica do Sul, onde pretendemos reforçarcada vez mais nossa posição de liderança nasáreas de gás e energia e na de combustíveis(que não está ainda tão integrada).

Outra área em que estamos presentes é ooeste da África, seja por questões desemelhança geológica, seja por vínculosestabelecidos há vários anos. Nesta região,vimos fazendo prospecção em águasprofundas na Nigéria (sobretudo), em Angolae mais recentemente na Guiné Equatorial,sozinhos ou com sócios.

Ainda na África, vimos trabalhando no leste,mais especificamente na Tanzânia e emMoçambique, para a exploração e produçãode gás, talvez GNL, pelas quantidades quepoderão permitir exportação. Este trabalhotem acontecido em parceria com Chevron,com Galp, com Total, para citar alguns nomes.

No Líbia e na Turquia (Mar Negro) estamosfazendo investimentos reduzidos em pros-pecção em área de elevado risco exploratório.

E também vimos atuando consistentementenos Estados Unidos, em exploração na regiãodo Golfo do México e em produção dederivados com a compra de 50% de umarefinaria no estado do Texas, que irá produzirderivados de petróleo, tendo como matéria-prima óleo brasileiro (marlim).

FGV Projetos: Como o senhor define aposição brasileira em termos de tecnologiafrente a outros países?

José Sérgio Gabrielli: Podemos afirmar queestamos, em muitos casos, atuando nafronteira tecnológica. Um bom exemplo é anossa operação no Golfo do México, em quepossuímos 253 pontos exploratórios emáguas ultra-profundas, sozinhos ou emparceria com BHP, Shell e BP, com o que háde mais moderno e inovador. Nesta mesmaregião, vimos conduzindo busca de petróleoem águas rasas com prospecção profunda.

Enfrentamos, também, alguns novos desafiosno sul do Golfo do México, onde, estamosexplorando abaixo de níveis jamais atingidos,também com equipamentos de vanguardatecnológica, que permitem inclusive odesacoplamento plataforma/broca, especial-mente útil naquela região tão sujeita afuracões.

FGV Projetos: Com todas estas frentes,pode-se garantir que a atual produçãobrasileira seja sustentável?

José Sérgio Gabrielli: Seguramente, sim.Nossas projeções até 2011 contemplam umaexpansão do PIB mundial da ordem de 4,2%aa e de crescimento da economia brasileirade 4% aa. Neste mesmo período, a evoluçãodo mercado brasileiro de combustíveis deveráser da ordem de 3,1% aa, enquanto nossaprodução deve atingir os 7,8% aa. Portanto,não há qualquer risco à sustentabilidade denossa oferta de derivados de petróleo.

E para garantir esta minha posição, bastaolhar os indicadores reserva / produção. Hoje,se não aumentarmos um único barril depetróleo, nossas reservas nos garantem 19anos de produção aos níveis atuais. Em 2015,com as informações disponíveis hoje, esteindicador aponta para 15 anos, o que éextremamente alto em termos do setor.

FGV Projetos: Qual a validade estratégicado gasoduto na América Latina, da Venezuelaaté o extremo sul?

José Sérgio Gabrielli: Antes de responder,é válido falar um pouco sobre os gasodutosexistentes na Europa. Os grandes produtoresde gás estão localizados na Sibéria, no norteda África, no Oriente Médio e no AtlânticoNorte; para interligar estas áreas aosprincipais pólos consumidores existemmilhares de quilômetros de gasodutos,interligando a Noruega à França, o Egito àEspanha, a Sibéria à Alemanha, entre outros,alguns com mais de 6 mil km de extensão,seja por terra ou mar. A lógica destasoperações é unir grandes regiões produtorasaos principais mercados.

Esta mesma lógica é válida para a AméricaLatina, uma vez que seus mercados aindaencontram-se desintegrados. Os grandesconsumidores de gás nesta região são o Chile,

a Argentina e o Brasil; do lado da oferta, osdestaques ficam com Bolívia, Peru, Venezuela,Argentina (em queda) e Brasil (em ascenção).Assim, em termos estratégicos, faz todosentido unir produtores e consumidoresatravés de um gasoduto, mas esta não é umaempreitada de curto prazo.

Trata-se de obra gigantesca, com inúmerasvariáveis a serem analisadas, desde o traçadoaté a política de preços, passando pelagarantia da oferta e pelos financiamentosnecessários. Temos hoje mais de 100 pessoasenvolvidas nesta fase de análise.

FGV Projetos: Dada a atual volatilidade nospreços do barri l de petróleo, como éconduzida a política de preços decombustíveis no Brasil?

José Sérgio Gabrielli: É importante destacarque não há uma fórmula única para fixaçãode preços. Há vários pontos de referência queprecisam ser adequadamente consideradose analisados para que se possa definir umposicionamento consistente de preços.

Por exemplo, vivemos atualmente ummomento em que os preços do barril depetróleo estão em níveis elevados econvivendo com muita volatilidade (por contada instabilidade no Oriente Médio) e comtaxas de juros baixas.

Entre os outros componentes que interferemna definição de preços, há o crescimento doscombustíveis renováveis, a questão que amaior parte da produção exportada está acargo de estados em áreas instáveis, asantigas sete irmãs apresentam já há algunsanos mais vendas que produção, os paísesmembros da OPEP não têm estímulo paraacelerar sua produção e o estrangulamentodo refino de óleo pesado, o que deveaumentar a margem para quem consegueprocessá-lo.

Além disso, o Brasil tem algumascaracterísticas únicas por ter sua produçãoautomobilística hoje praticamente “flex fuel”,por ter um longo histórico com o álcoolcombustível e por apresentar elevadopercentual de adulteração. Tudo impacta nadefinição dos preços e tem nos permitidomantê-los relativamente estáveis, apesar davolatilidade internacional.


Dependência e diversificaçãono fornecimento de gás natural

GÁS NATURAL

Otávio MielnikDoutor em Economia da Energia, Institut d’Economie et de Politique de l’Energie,Université de Grenoble, e consultor da FGV Projetos

A segurança no aprovisionamento deenergia é estratégica para aestabilidade econômica e o

desenvolvimento. Evoluindo dos estadosnacionais à globalização, superando oconflito e valorizando a cooperação, agarantia do suprimento de energia tem sidoobtida com a promoção de benefícioscomuns ao conjunto dos participantes.

A evolução tecnológica recente vempermitindo superar barreiras locais e ampliaras fronteiras dos mercados energéticos. Nocaso do gás natural, esta evolução temenfrentado a rigidez das conexões porgasoduto, que limitam o acesso dosconsumidores a uma única área de produção.A introdução de cadeias de gás naturalliquefeito (GNL) altera substancialmente essasituação, introduzindo a concorrência globalentre produtores e permitindo o acesso dosconsumidores a melhores condições de ofertado produto.

O uso do gás natural tem se expandido egradualmente substituído outros energéticosna geração térmica de energia elétrica, na

razão de uma querela secular que opõe os doispaíses, desde que a Bolivia perdeu o acessoao mar na Guerra do Pacífico, em 1880.Abalada por sucessivas crises políticas desdea deposição de Gonzalo Sanchez de Lozada,em outubro de 2003, a Bolivia sofreu umadrástica redução nos investimentos neces-sários ao desenvolvimento de suas reservas degás natural.

indústria, nas residências e no setorcomercial, principalmente nos EstadosUnidos, na Europa e no Japão. As reservasde gás natural encontram-se, muitas vezes,distantes dos principais centros de consumo,fazendo com que o transporte se torne oelemento decisivo para a viabilizaçãoeconômica, política e ambiental do fluxo degás natural.

Na América do Sul, a Argentina é o maiormercado de gás natural, utilizado em 55%do consumo de energia do país. Com reservassubstanciais, a Argentina utiliza 38% do gásconsumido na região e fornece a totalidadedo produto consumido no Chile. As maioresreservas da região encontram-se na Vene-zuela, com 4.2 trilhões de metros cúbicos(m³) de reservas provadas (61% do total).

A Bolivia tem um mercado relativamentemodesto, mas dispõe de reservas e umalocalização geográfica privilegiadas em relaçãoaos principais mercados da região. Comgasodutos ligando suas áreas de produção degás natural à Argentina e ao Brasil, a Bolivianão tem conexão com o mercado do Chile em

De fato, os riscos associados à produção de gásnatural aumentaram consideravelmente com aaprovação da nova Lei de Hidrocarbonetos, emmarço de 2005, e a eleição presidencial de EvoMorales, em novembro do mesmo ano, conso-lidando o aumento de 18% para 50% dos im-postos devidos pelos produtores de gás naturalao governo. Mais tarde, em maio de 2006, coma estatização da indústria do gás natural do país,o total dos impostos devidos ao governo passoua 82% sobre a receita das empresas. Ao mesmotempo, a conexão da produção boliviana como mercado chileno – de grande interesse paraos dois países – foi neutralizada pelo discursoda frente populista liderada por Evo Morales,que ganhou as eleições defendendo a esta-tização contra o fantasma do inimigo externo.


1 Quando estiver concluído, o Gasoduto TSB terá 614 km, conectando Uruguaiana a Porto Alegre. Por enquanto, tem apenas 25 km construídos em cada extremidade. Nafronteira com a Argentina, o TSB se conecta ao TGM (Transportadora Gas del Mercosur).

2 Desenvolvidos por Andy Flower, James Jensen, entre outros.

O consumo de gás natural no Chilecorresponde a 29% da energia consumida nopaís, utilizado especialmente para a geraçãoelétrica. Tendo a Argentina como único forne-cedor, o Chile foi atingido pela redução naprodução de gás natural argentino em 2003-2004. Resultado do congelamento nas tarifasde gás natural imposto pelo governoargentino entre Janeiro de 2002 e Maio de2004, a crise de abastecimento evidenciou adependência e vulnerabilidade do Chile emrelação à Argentina. A superação dasdiferenças com a Bolivia seria a melhor opçãopara que o Chile garantisse o seuabastecimento em gás natural e melhorassea sua posição de negociação com aArgentina.

O mercado do gás natural no Brasil está emexpansão, tendo crescido 22% ao ano entre2000 e 2004. Nesse período, o consumopassou de 4% para 10% do consumo total

provêm da Bolivia (92%) e da Argentina (8%).O gás natural da Bolivia é fornecido aosestados de Mato Grosso do Sul, São Paulo,Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.No caso do estado de São Paulo, parte dogás natural provém da Bolivia (70%) e parteda produção local (30%). As importações daArgentina destinam-se apenas à UsinaTermelétrica de Uruguaiana (600 MW), noRio Grande do Sul, no início do GasodutoTSB (Transportadora SulBrasileira), próximoà fronteira com a Argentina1.

Uma nova área de produção foi descobertana Bacia de Santos (Campo de Mexilhão), em2003, com reservas estimadas em 419 bilhõesde m³. Essa descoberta, a 150 km do maiorcentro de consumo de gás natural do país,em uma área servida pelo gás boliviano,agregou 43% às reservas provadas do país eestabeleceu novas bases para a negociaçãocom a Bolivia. De fato, o Campo de Mexilhão

dispõe de uma renda de posição em relaçãoao gás importado da Bolivia, injetado emgasoduto a uma distância de 2.400 km daregião metropolitana de São Paulo.

A recente estatização da produção de gásnatural na Bolivia e a mudança nas condiçõesde negociação dos preços do gás exportadoestão redefinindo a política de abastecimentode gás natural do Brasil. A posição dogoverno Evo Morales visa ampliar as receitasda Bolivia com a venda de gás natural e

consolidar seu poder político. No entanto,sua principal consequência está em eviden-ciar as proporções da dependência domercado brasileiro em relação a um únicofornecedor de gás natural. Além disso,demonstra a necessidade de diversificar oacesso a outras fontes de fornecimento, emproporções que consolidem a segurança deaprovisionamento.

Da dependência àDa dependência àDa dependência àDa dependência àDa dependência àdiversificaçãodiversificaçãodiversificaçãodiversificaçãodiversificação

Tratando da segurança no aprovisionamentoenergético, uma discutível relação vem sendoapresentada entre auto-suficiência eautonomia na gestão do sistema energético.De fato, quando o crescimento da produçãolocal de energia atinge um volume quepermite satisfazer a demanda, considera-se

que existe auto-suficiência. No entanto, omesmo pode ocorrer quando a aplicação demedidas de conservação energética resultaem uma redução do consumo, ou aindaquando o consumo de energia cresce a taxasinferiores ao crescimento da produção. Onível de auto-suficiência é, portanto, relativoa um determinado momento na relaçãoprodução-consumo de energia, determinadopor condições macro-econômicas, tecno-lógicas, políticas e sociais, sujeito à instabi-lidade decorrente de variações nessa relação.

de energia no país. Estima-se que consumode gás natural atinja 110 milhões de m³/diaem 2015. A produção bruta local de 47,4milhões de m³/dia está localizada, em suamaior parte, na região Sudeste, principalmentena Bacia de Campos (42% da produção totaldo país em 2005). Na região Nordeste estãolocalizadas outras áreas produtoras de gásnatural (ver Tabela 1).

A oferta de gás natural é 50% local e 50%importada (ver Tabela 2). As importações


A globalização e a liberalização dos sistemasenergéticos nos principais mercados ampliouas possibilidades de sua gestão para além dasfronteiras nacionais. Isso implica em riscos,maiores ou menores, em função da distânciaentre as áreas de produção e os centros deconsumo, do regime político do país oupaíses pelos quais transita o energético, davida útil das instalações de transporte, entreoutros. Do mesmo modo, na produção localde energia também há riscos, com reduzidaprobabilidade mas grande impacto, daocorrência de acidentes que interrompamo funcionamento de plataformas deprodução de gás natural, podendo afetar oabastecimento para o conjunto dos

consumidores de determinada área duranteum período de tempo. Desse modo, a auto-suficiência não preserva um país do riscode ruptura em seu aprovisionamentoenergético, com inevitáveis consequênciaseconômicas e sociais.

No caso da autonomia na gestãoenergética de um país, trata-se de ampliara segurança, diversificando as fontes deabastecimento. De fato, o problema nãoestá na dependência de gás naturalimportado, mas no volume que se importade cada empresa ou país produtor. Avulnerabilidade não está na dependênciado gás natural da Bolivia, mas no fato derepresentar 92% do volume importado efornecer 50% da oferta total de gás naturalno Brasil. A diversificação das fontes deaprovisionamento passa pela implantaçãode cadeias de gás natural l iquefeito,permitindo a importação de volumesmenores provenientes de diferentes paísese viabilizando, desse modo, uma reduçãosubstancial do risco de desabastecimento.

A demanda de gás natural na área servidapelo Gasoduto Bolivia-Brasil cresceu 33% aoano entre 2000 e 2005. A renegociaçãoestabelecida pelo governo da Bolivia, emmaio de 2006, dos contratos, impostos e

preços do gás natural, praticados pelasempresas produtoras, deve afetar ascondições econômicas da oferta do produtona área servida pelo gasoduto. Esse fatoevidencia a vulnerabilidade resultante dadependência de uma única fonte para aimportação do gás natural.

Um gasoduto transnacional tende aconsolidar a interdependência entre áreasde produção, situadas em um país, e centrosde consumo, local izados em outro.Produtores se preocupam com odesenvolvimento do mercado consumidorpor ampliar a receita que recebem com avenda do gás natural. Consumidores

preferem que seja preservada a receitarecebida pelos produtores porque issomantém a estabi l idade econômica epolítica necessária à continuidade doscontratos de importação do gás natural.Embora a racionalidade econômica devaprevalecer, um elevado grau dedependência do mercado consumidor(50% do mercado de gás natural do Brasil)em relação à área de produção (Bolivia)melhora, consideravelmente, o poder debarganha do produtor.

Como a viabilidade do transporte de gás porgasoduto necessita contratos de longo prazo,envolvendo grandes volumes, em quanti-

envolvidos, essa rigidez pode se tornar,também, responsável pela ampliação dadependência crescente do mercado em relaçãoa essa fonte de abastecimento em gás natural.Como isso atende aos interesses do produtore do transportador, os riscos da dependênciasó se tornam evidentes em situações críticas.

O projeto do Gasoducto del Sur – propostoem janeiro de 2006 – com extensão previstade 9.283 km, teria um tronco principal de6.600 km entre Puerto Ordaz (Venezuela) eBuenos Aires, e forneceria 150 milhões de m³/dia de gás natural da Venezuela para Brasil,Argentina e Uruguai. Este projeto é umexcelente exemplo para demonstrar a rigidezde grandes volumes e a consequentedependência do mercado consumidorpromovidos por um gasoduto de grandecapacidade.

Para além das intenções políticas de ampliara influência do presidente da Venezuela,Hugo Chávez, sobre os países do Cone Sul,o Gasoducto del Sur teria por efeito reduziras opções de acesso do Brasil ao mercadointernacional de gás natural. Para viabilizaros investimentos necessários à construçãodo gasoduto, grandes volumes teriam de serobjeto de contratos de longo prazo,fechando o acesso de parcela substancialdo mercado brasileiro a outras áreas deprodução de gás natural.

Os planos divulgados pelos governos dospaíses envolvidos no projeto indicam queo Brasil consumiria 90 milhões de m³/dia,a Argentina 50 milhões de m³/dia e oUruguai 10 milhões de m³/dia. Como aprevisão de demanda de gás natural no

A vulnerabilidade não está na dependência do gásnatural da Bolivia, mas no fato de representar 92%do volume importado e fornecer 50% da ofertatotal de gás natural no Brasil.

Um gasoduto transnacional tende a consolidar ainterdependência entre áreas de produção,situadas em um país, e centros de consumo,localizados em outro.

dades crescentes, há uma rigidez que acabase impondo e que beneficia, de um lado, oprodutor – que mantém, desse modo, adependência crescente do consumidor emrelação ao seu produto – e, de outro lado, oproprietário do gasoduto – que garante aocupação da instalação e a viabilização de seuinvestimento. Dependendo dos volumes

Brasil, em 2015, situa-se em 110 milhõesde m³/dia, a obrigação pelo mercadobrasileiro de consumir um volume de 90milhões de m³/dia implicaria em reduzir aprodução local – que se espera ampliadaem 15 milhões de m³/dia pela produçãodo Campo de Mexilhões — e deslocar aimportação da Bolivia.


A introdução do gás venezuelano tambémseria complexa na Argentina, pois até 2015espera-se que o descongelamento das tarifasviabil ize novos invest imentos para odesenvolvimento de campos de gás naturalnas bacias de Neuquén e Austral. Noentanto, esses investimentos ficariamcomprometidos caso o mercado argentinotivesse que absorver os volumes adicionaisprevistos pelo Gasoducto del Sur. Mesmoque fosse deslocada para o Chile, essa novacapacidade de produção da Argentinaenfrentaria a concorrência de terminais deregaseificação e novas áreas de produçãode gás natural a serem exploradas no Chile.

Uma cadeia de GNLtem custo elevado, masa distância ao mercadonão é tão crucialquanto para a entregado gás natural porgasoduto. Os custos detransporte porgasoduto sãoaltamente sensíveis àescala e à distância aomercado.

3 desenvolvidos por Andy Flower, James Jensen, entre outros.

Desse modo, o interesse pelo gás naturalda Venezuela deveria orientar-se à comprade gás natural liquefeito, em volumes quenão excedam um patamar de segurança,negociados a preços e condiçõescompetitivos em relação a outras fontes deaprovisionamento.

A renegociação dos contratos com asempresas de produção de gás natural daBol iv ia provocou o cancelamento daexpansão de capacidade do gasodutoBolivia-Brasil. Havia intenção, embora adecisão final não tivesse sido tomada, deaumentar as importações em mais 36milhões de m³/dia, o que teria ampliadoainda mais a dependência do mercadobrasi le iro em relação ao gás naturalboliviano. Diante da rigidez imposta pelotransporte de grandes volumes de gásnatural por gasoduto, a melhor opção estána diversificação das importações e noestabelecimento de condições para otransporte do gás natural em pequenosvolumes com a implantação de terminaisde regasificação do gás natural liquefeito.

Ampliando o acessoAmpliando o acessoAmpliando o acessoAmpliando o acessoAmpliando o acessodo mercado ado mercado ado mercado ado mercado ado mercado a

outras fontes deoutras fontes deoutras fontes deoutras fontes deoutras fontes deabastecimentoabastecimentoabastecimentoabastecimentoabastecimento

A implantação de terminais de regaseificaçãona costa do Brasil pode viabilizar a adoçãode um modelo de diversificação das fontesde importação do gás natural, em condiçõesde segurança e flexibilidade, negociandovolumes menores que aqueles transacionadosem contratos de longo prazo por gasodutoe provenientes de diferentes mercados eempresas produtoras.

O Chile está adotando a implantação determinais de regaseificação depois de tersido submetido, em 2004 e 2005, a umaredução no fornecimento de gás naturalda Argentina, único exportador do gásnatural consumido no país. Procurandoreduzir a dependência do Chile em relação

ao gás natural argentino e melhorar suaposição para a negociação de preços econdições, um terminal de regaseificaçãoserá construído em Quintero (a 150 km deSantiago). O investimento estimado é deUS$ 400 milhões (incluindo instalaçõesportuár ias, a regasei f icadora e oarmazenamento) com capacidade de 15milhões de m³/dia. O terminal deverá estarconcluído em 2009 e sua demanda será,inicialmente, de 5 milhões de m³/dia.

Próximo do Chile, o Peru está implantandouma unidade de l iquefação paracomercializar o gás natural de Camisea(459 tr i lhões de m³ de reservas) . Omercado da Costa Oeste dos EstadosUnidos e o Mexico são os potenciaisclientes do GNL peruano, mas a distânciaentre Lima e a região Norte do Chilepoderia torná-la um consumidor adicional,caso haja implantação de unidaderegaseificadora na região.

A Petrobras está considerando aimplantação de terminais de regaseificaçãoe estocagem de gás natural. Um terminalserá construído no estado do Rio deJaneiro, com capacidade entre 12 e 14milhões de m³/dia, podendo estarconcluído até 2008. Um segundo terminalde regaseificação será construído no Ceará,com capacidade de 6 milhões de m³/dia.O invest imento est imado para cadaterminal é de US$300 milhões.

Outros terminais de regaseificação poderãoser construídos ao longo da costa do Brasil,introduzindo novas fontes deabastecimento em gás natural que searticulem à expansão gradual das redes detransporte e distribuição pelo país. Issopermitirá uma redução na dependência defornecendores de gás natural e umamelhoria na posição de negociação depreços e condições junto aos produtores.No plano internacional, a entrada previstade novas unidades de l iquefação emconstrução em diversas áreas produtorasde gás natural deve exercer pressão para aredução dos preços e promover melhorescondições de acesso dos consumidores anovas áreas de produção.

Além disso, diversos estudos3 têmdemonstrado que o limite de viabilidadeeconômica para o transporte de gásnatural por gasoduto terrestre é de 3.800km. A partir dessa distância, salvo emcondições físicas e climáticas adversas,torna-se mais econômico que o transporteseja feito por uma cadeia de gás naturalliquefeito (GNL), incluindo os custos del iquefação, de transporte por naviometaneiro e o investimento em terminaisde regaseificação. Uma cadeia de GNL temcusto elevado, mas a distância ao mercadonão é tão crucial quanto para a entregado gás natural por gasoduto. Os custos detransporte por gasoduto são altamentesensíveis à escala e à distância ao mercado.


DDDDDuas são as causas que provocaram orecente desenvolvimento da indústriado gás natural no Brasil.

A primeira, de caráter estratégico,relacionada à necessidade de diversificaçãoda matriz energética brasileira. Não pode opaís depender unicamente da geraçãohidráulica e do petróleo para atender à suanecessidade de energia. Outras fontesalternativas devem ser estimuladas paracomplementar o suprimento energéticoexigido para o desenvolvimento do país.

A segunda, relacionada com a necessidadede preservação do meio ambiente.Especialmente na indústria e no consumoautomotivo, a utilização do gás natural seapresenta como alternativa que ofereceenormes vantagens comparativas em relaçãoao carvão, óleos combustíveis e à gasolina.

Não se pode mais tratar o gás natural comouma alternativa possível apenas para ofuturo. A utilização do gás natural é umarealidade no país e responde atualmente pormais de 10% da matriz energética no Brasil.

Grandes investimentos foram feitos peloEstado, especialmente pela Petrobrás e pelosetor privado nas áreas de exploração,produção, transporte e distribuição doproduto. Nos últimos anos verificou-seacentuada expansão dos serviços de

Novo marco regulatório para a indústriado gás natural: será necessária aprovaçãode nova legislação?

distribuição do gás natural a cargo deempresas estaduais de distribuição, compredomínio de capital privado, e daadaptação das plantas industriais parautilização do gás natural. E há inúmerosprojetos em andamento para a expansão dosetor. Apenas a Petrobras pretende investir,no período de 2006 a 2010, US$ 16 bilhõesna cadeia do gás natural.

Nos últimos meses grande discussão estásendo provocada no Brasil poracontecimentos na Bolívia. O Presidente Evo

Morales, em atitude unilateral, expropriou osbens das empresas que exploravam o gásnatural em solo boliviano, nelas incluída aPetrobrás, e ameaça promover uma alteraçãonos valores da comercialização do produto.O desenvolvimento da industria do gásnatural observado em nosso país acimamencionado deu-se, em grande parte, devidoao incremento do consumo decorrente daimplantação do gasoduto Bolívia Brasil. Umasuspensão ou redução abrupta na oferta do

gás natural vindo da Bolívia poderá causarconsideráveis prejuízos ao setor industrialbrasileiro Por outro lado deve ser mencionadoque investimentos continuam a ser feito naexploração de outras reservas de gás que semostrem comercialmente viáveis. Enormeexpectativa foi provocada pela recentedescoberta de reservas consideráveis doproduto na bacia de Santos.

O Brasil encontra-se desta forma face a umanecessidade imperiosa: promover rápidodesenvolvimento das novas fontes deprodução de gás natural, especialmenteatravés da exploração de novos poços eexpansão da rede de distr ibuição doproduto. Não pode ficar na perigosa einstável dependência do abastecimentodecorrente de poços bolivianos, especial-mente diante dos sinais recentes dados pelasautoridades do país vizinho.

Para um desenvolvimento seguro esustentável da indústria do gás natural énecessário que sejam fixadas regras queestabeleçam um marco regulatório dosetor. Devem ser fixadas condições está-veis e claras a respeito do desenvolvimentodo setor e critérios objetivos de remu-neração dos investimentos a serem feitos.

GÁS NATURAL

Eugênio MontoroDoutor em Ciências Jurídicas e Sociais pela PUC-SP, professor da FGV-EAESP e consultor da FGV Projetos

A utilização do gás natural é uma realidade no paíse responde atualmente por mais de 10% (dez porcento) da matriz energética no Brasil.

Para um desenvolvimento seguro e sustentável daindústria do gás natural é necessário que sejamfixadas regras que estabeleçam um marcoregulatório do setor.

11ENERGIA&PETRÓLEO 11 SETEMBRO 2006


Coloca-se desta maneira uma questãoextremamente importante que está sendodiscutida este ano no Congresso Nacional.Será que existe em nosso país um marcoregulatório suficientemente claro e estávelque garanta os investimentos que sefazem necessários?

Em meados do ano passado foi apresentadopelo Senador Rodolfo Tourinho um Projeto deLei estabelecendo regras próprias para aexploração, produção, transporte, arma-

zenagem e comercialização do produto.Segundo seu autor o projeto reflete asconclusões de estudos e propostas apre-sentadas pelos diversos agentes do setor.

Neste ano, Projeto de Lei com idênticopropósito foi apresentado na Câmara dosDeputados pelo deputado Luciano Zica.

Em março foi encaminhado à Câmara dosDeputados projeto semelhante de autoriado Poder Executivo, que foi apensado aodo deputado Luciano Zica e está tendo,com este, tramitação conjunta.

O projeto do Senador Tourinho já foiapreciado e aprovado pela Comissão deConstituição e Justiça do Senado Federal,estando para ser apreciado pela Comissãode Assuntos Econômicos. Deverá, emseguida, ser apreciado pela Comissão deInfra-estrutura e seguirá para a votaçãoem P lenár io . Segundo a opin ião demuitos, apesar das dificuldades que sepodem prever para a t ramitação deprojetos de lei no Congresso Nacional nosegundo semestre deste ano, tendo emvista a realização de eleições gerais emoutubro, o Senado deverá concluir aapreciação do projeto antes das eleições.Em seguida o projeto deverá seguir paraapreciação da Câmara.

O projeto do Deputado Luciano Zica,apensado ao projeto do Executivo, emtramitação na Câmara, encontra-se em

fase de audiências públicas, que deverãoocorrer nos próximos meses. Deverá, emseguida, passar pe la aná l i se dasComissões e seguir para apreciação peloPlenário. Poucos esperam que o projetose ja aprec iado a inda nesta sessãolegislativa.

Recentemente , mani fes tações daPresidência da Petrobras indicavam aexistência de uma terceira proposta.Segundo esta, seria suficiente manter a

legislação já existente e aprovada quandoda promulgação da Lei Geral do Petróleo,em 1997, que apresenta, segundo alguns,a necessária flexibilidade para asseguraro desenvolvimento do setor.

Desta forma, são três as alternativas queatua lmente se apresentam para adeterminação de um marco regulatóriopara a indúst r ia do gás natura l : aaprovação do pro je to do Senador

Tourinho, ou a aprovação do projeto dodeputado Luc iano Z ica e do PoderExecutivo ou a não aprovação de lei nova,permanecendo os critérios estabelecidospela Lei Geral do Petróleo.

Quais as diferenças básicas entre os doisprojetos que estão sendo apreciados ?

Algumas diferenças podem ser apontadas:

1. o projeto do Senador Tourinho prevêa redução de autorizações precáriaspara os serviços a serem prestadospelos agentes do setor, aumentando

as exigências para a celebração decontratos de concessão maisdeta lhados e es táve i s , a seremce lebrados após proced imentoslicitatórios. O projeto do Executivomantém a possibi l idade de seremconcedidas autor izações pe loMin is tér io de Minas e Energ ia ,consideradas mais apropriadas emcertas s i tuações , a c r i té r io dasautoridades governamentais.

2. o projeto do Senador Tourinho prevêmaior atuação das agênc iasregu ladoras , incumbidas deacompanhar a execução dos contratosde concessão. O projeto do Executivoreforça a competência do Ministériode Minas e Energ ia e reduz aautonomia e poderes das agênciasreguladoras.

3. o projeto do Senador Tourinho reduzo direito de exclusividade de acessoassegurado aos invest idores nosgasodutos de t ransporte do gásnatural, enquanto que o projeto doExecutivo assegura maiores vantagenspara os construtores dos gasodutos.

Será que existe em nosso país um marco regulatóriosuficientemente claro e estável que garanta osinvestimentos que se fazem necessários?

O projeto do Executivo mantém a possibilidade deserem concedidas autorizações pelo Ministério deMinas e Energia, consideradas mais apropriadas emcertas situações, a critério das autoridadesgovernamentais.

É importante indicar ainda a posiçãooficialmente tomada pelo Fórum dosSecretários de Energia dos Estados queaprova e apóia o projeto apresentado peloSenador Tourinho. Idêntica manifestaçãode apoio foi aprovada pela ABEGAS.

Estas são as alternativas que se apresentamatualmente e que foram objeto de discussãoem Seminário sobre o Marco Regulatório daIndústria do Gás Natural promovido emmaio passado pela Fundação Getul ioVargas, em São Paulo. Aguarda-se agora adecisão do Congresso Nacional.


O estabelecimento de um novo modeloinstitucional para o setor de energiaelétrica no Brasil, a partir de 2003,

foi justificado pelo governo federal pelanecessidade de planejar a expansão da ofertade energia elétrica por meio da viabilizaçãoda implantação de novos projetos degeração, sem perder de vista o princípio damodicidade tarifária.

Vale mencionar que o ambiente no setorde energia nessa época era de total descon-tentamento da maioria dos agentes:geradores, distribuidores, consumidores ecomercializadores. Alterações nas regrasvigentes eram necessárias até mesmo pararemediar a situação de desequilíbrioeconômico-financeiro dos agentes degeração e distribuição, causada principal-mente pelo racionamento de 2001.

Além do desequilíbrio econômicofinanceiro e o conjuntural excesso de ofertade energia no mercado, era consenso entreos agentes e o governo federal que nãoexistiam condições para viabilizar a expansãoda geração de energia elétrica em volumescompatíveis com a expectativa de cresci-mento do país. Na verdade, a situação erade total paralisação das decisões deinvestimento, o que gerava sérias preocu-pações com relação à segurança do supri-mento de energia a médio e longo prazos.

O desafio existente era compatibilizar ajusta remuneração para o investidor (públicoou privado), viabilizando assim a expansãoda geração sem perder de vista o princípioda modicidade tarifária. Deve-se ressaltar quea necessidade de atrair investimentos priva-

Custo de capital para expansãoda oferta de energia elétrica

dos é um aspecto básico para expansão daoferta de energia elétrica, desde o esgota-mento da capacidade de investimento doEstado brasileiro e a crise financeira geral dosetor de energia elétrica, evidenciada em1993, que culminou com o aporte signifi-cativo de recursos do Tesouro Nacional (cercade US$ 28 bilhões) e a grande dificuldade deauto-financiamento do setor, a partir derecursos próprios ou de terceiros.

Sabe-se que, a partir de 1995, oprocesso de privatização e um modeloinstitucional baseado na competição, tantono segmento de geração quanto no decomercial ização, conseguiram atrairinvestimentos privados e levaram a umaexpansão na capacidade de geração, noperíodo 1995-2000, superior em 161%aquela ocorrida no período 1990-1994.Mesmo essa significativa expansão não foisuficiente para evitar o racionamento deenergia em 2001, devido ao longo períodoanterior de limitados investimentos

A descontinuidade da implantação doprocesso de privatização resultou em umaestrutura de capital híbrida (público-privada)para o setor, em especial no segmento degeração, pois cerca de 80% da geração de

energia continuam ainda sob o controleestatal (estadual ou federal).

Ao considerarmos o resultado do leilãode energia nova, mecanismo introduzido pelonovo modelo institucional implantado em2003, para viabilizar a expansão dacapacidade de geração, notamos claramentealgumas das conseqüências dessa estruturahíbrida de capital.

O leilão realizado em 16 de dezembrode 2005 pode ser visto como um marcofundamental na implementação do novomodelo. Foi a primeira oportunidade deavaliar se as novas regras propostas teriama capacidade de atrair investidores privadose aumentar a oferta de energia, em níveiscompatíveis com o crescimento esperado doPIB e mantendo-se o princípio demodicidade tarifária.

Neste leilão foram contratados 1.525MW médios de energia nova, o que seria umaquantidade suficiente para o atendimento dademanda em um cenário de crescimentomoderado (cenário de referência do OperadorNacional do Sistema - ONS).

Com relação ao aspecto da modicidadetarifária e a forma pela qual essa deveria ser

ENERGIA ELÉTRICA

Goret P. PauloMestre em Economia pela EPGE/FGV e consultora da FGV Projetos

A necessidade de atrair investimentos privados éum aspecto básico para expansão da oferta deenergia elétrica, desde o esgotamento da capacidadede investimento do Estado brasileiro e a crisefinanceira geral do setor de energia elétrica

Fernando CamachoMestre em Economia pela EPGE/FGV e Mestre em Finanças pelo IMPA



O desafio de compatibilizar a atração deinvestimentos privados com o aspecto da modicidadetarifária todavia permanece.

alcançada, ou seja, a imposição de um preçomáximo de R$ 116/MWh para a energiagerada pelos novos empreendimentoshídricos, vale mencionar o surgimento dealgumas distorções como conseqüênciadireta desse limite.

A modesta participação de investidoresprivados foi uma das mais importantes eevidentes conseqüências da imposição de umpreço teto, que não refletiu as característicasde custos de cada projeto, em especial o custode capital próprio, ou seja, a remuneraçãomínima esperada pelo investidor privado.

Essa evidência é corroborada peladesistência dos grandes grupos empresariaisprivados que atuam no setor de energiaelétrica (como é o caso da Energias do Brasile CPFL Energia) em participar da construçãode novos projetos de geração hídrica.

Uma outra conseqüência desse tetobaixo foi o fato de que algumas empresasprivadas detentoras de concessões degeração já outorgadas, porém com cons-trução ainda não iniciada, não participaramdo leilão ofertando sua energia.

Além disso, três projetos, totalizando279 MW médios, isto é, cerca de 59% daoferta total dos sete novos projetos hídricosarrematados no leilão, foram adquiridos porempresas públicas federais, cuja maior TIRreal do acionista é equivalente a 11,80% (verTabela 1).

Para elaboração dessas estimativas decusto de capital próprio real foram adotadasas seguintes premissas:

- Início Operacional: de acordo com o editaldo leilão divulgado pela Aneel;

- Perdas de transmissão: 3,0%

- Custos Operacionais (O&M): R$ 7,0/MW

- Custos de transmissão: de R$1,0390/kw/mês a R$3,1750/kw/mês, dependendo dalocalização de cada empreendimentohidrelétrico;

- Royalties (UBP): R$ 0,5/MW/h.

Por sua vez, as premissas financeirasutilizadas se basearam nas condições definanciamento divulgadas pelo BNDES parao primeiro leilão de energia nova:

- Funding: 30% capital próprio e 70%dívida;

- Financiamento BNDES: 80% TJLP + 3,5%a.a e 20% IPCA + 10,0% a.a

- Carência: 6 meses após entrada emoperação;

- Amortização: 14 anos;

- Juros 100% capitalizados na construção;

EnergiaAcionista Projeto Assegurada Tarifa Capital Custo de Capital

(MW médios) (R$/MWh) Próprio Real

Alusa São José 30 115,8 Privado 14,64%

Alusa Foz do Rio Claro 41 108,2 Privado 13,06%

Orteng Retiro Baixo 39 114,9 Privado 13,60%

Baguari* Baguari 80 115,1 Misto 16,93%

Furnas Simplício 191 115,4 Estatal Federal 9,95%

Furnas Paulistas 49 114,4 Estatal Federal 11,80%

Eletrosul Passo São João 39 112,6 Estatal Federal 10,45%

retorno privado e federal. Ressalta-se aindaque a maior TIR obtida nesse leilão, de16,93%, refere-se ao projeto Baguari,arrematado em conjunto por Cemig,Furnas e Neoenergia. Nesse caso,ev idencia-se também uma grandediferença no perfil das estatais estaduais efederais, sendo que, aparentemente,apenas as últimas aceitaram taxas deremuneração inferiores a 12,70%.

Tabela 1

* Cemig, Furnas e Neoenergia. Elaboração: Núcleo de Energia & Petróleo da FGV Projetos

- Depreciação acelerada;

- Capex: de acordo com o edital do leilãodivulgado pela Aneel, excluindo o custodo capital durante a construção.

- Para os três projetos arrematados peloGrupo Eletrobrás, não foi considerado ofinanciamento do BNDES, uma vez que,por lei, essas empresas não podem obterfinanciamento dessa instituição.

Sendo assim, conclui-se que o baixoretorno aceito pelas estatais federais queparticiparam do leilão foi a principal razãopara que grande parte dos empreendimentosde geração leiloados fossem arrematados.

Adicionalmente, verifica-se a existênciade uma enorme diferença entre as taxas de

Um fator de grande preocupação queemerge dessa situação é que não existecapital estatal suficiente para garantir aexpansão da geração em n íve i scompatíveis com o crescimento esperadodo PIB. O desafio de compatibilizar aatração de investimentos privados com oaspecto da modicidade tarifária todaviapermanece.

Em geral, a diminuição de tributos eencargos sobre o setor, e especificamente, oestabelecimento de preços-teto adequadospor projeto para os leilões de energiapoderiam significar um importante passopara resolução deste desafio. Para tanto,torna-se fundamental a estimativa do realcusto de capital para o segmento de geraçãode energia elétrica no Brasil.


É impossível deixar de constatar queo aumento na arrecadação departicipações governamentais vem

sendo o grande propulsor das trans-formações nos municípios da Bacia deCampos. A relação dessa arrecadação comvariáveis-chaves, como o preço e a produçãode petróleo e gás, alíquotas de royalties dospoços, regras de repasse e transferênciasgovernamentais, é fundamental não somentepara entender o fenômeno ocorrido nosúltimos anos, mas sobretudo paracompreender os possíveis cenários futuros eaprimorar o planejamento orçamentário eestratégico desses municípios.

Dentre as participações governamentais,que correspondem a compensaçõesfinanceiras ligadas a atividades petrolíferasem áreas terrestres ou marítimas e quebeneficiam diretamente os municípios,destacam-se os royalties e a ParticipaçãoEspecial. Os primeiros são uma compensaçãofinanceira devida ao Estado pelas empresasque exploram e produzem petróleo e gásnatural. Já a Participação Especial constituiuma compensação financeira extraordináriadevida pelos concessionários de exploraçãoe produção de petróleo ou gás natural emcasos de grande volume de produção ou degrande rentabilidade.

Os municípios de forma geral tambémrecebem royalties através de um mecanismoindireto de repasse. No caso dos municípiosfluminenses, existe uma cota referente atransferências estaduais de parcela dosroyalties arrecadados pelo governo do Rio e

Os royalties e os municípiosda Bacia de Campos

EXTRAÇÃO E PRODUÇÃO

Fernando CamachoMestre em Economia pela EPGE/FGV e Mestre em Finanças pelo IMPA

uma cota referente ao repasse dos royaltiesdo Fundo Especial, que é administrado peloMinistério da Fazenda e rateado entre osEstados e municípios.

A relevância dos 13 municípios queconstituem a Bacia de Campos (Armaçãode Búzios; Arraial do Cabo; Cabo Frio;Campos dos Goytacazes; Carapebus;Casimiro de Abreu; Conceição de Macabu;Macaé; Quissamã; Rio das Ostras; SãoFrancisco do Itabapoana; São João da Barrae São Pedro da Aldeia) está refletida naarrecadação direta de royalties em 2005de R$ 1,02 bilhão, aproximadamentemetade da arrecadação direta de royaltiesde todos os municípios do país. Em relaçãoao ano de 2001, a arrecadação de 2005apresentou um crescimento de 171%,enquanto a inf lação acumulada noper íodo, medida pelo IPCA, fo i deaproximadamente 50%.

A importância dos municípios da Baciade Campos na arrecadação de ParticipaçãoEspecial é ainda mais notável. No ano de2005, foram creditados, nas contas dosmunicípios, aproximadamente R$ 670milhões, que correspondem a cerca de 97%do total de Participação Especial arrecadadopelos municípios brasileiros. Esse valorrepresenta um crescimento de quase 300%em relação ao montante de ParticipaçãoEspecial de, aproximadamente, R$ 170milhões em 2001.

Ao contrário de outros municípiosfluminenses, a arrecadação indireta de

royalties é relativamente pouco significativapara os municípios da Bacia de Campos. Aarrecadação desses municípios via trans-ferências estaduais e do Fundo Especial foide apenas R$ 23 milhões em 2005. Valeressaltar que, mesmo nesse item, ocrescimento da arrecadação frente a 2001 foiacelerado. A arrecadação indireta de royaltiescresceu mais de 250% em razão, tanto doaumento de arrecadação estadual, quanto doaumento do índice de participação dosmunicípios (IPM) do grupo de municípios daBacia de Campos, (de 9,612% em 2001 para12,067% em 2005).

O ponto-chave é que nos últimos quatroanos a arrecadação oriunda de royalties eParticipação Especial na Bacia de Campossaltou de cerca de R$ 550 milhões para maisde R$ 1,7 bilhão. Os municípios que maisarrecadaram foram Campos dos Goytacazes,Macaé e Rio das Ostras. Esses três municípiossomados respondem por três quartos daarrecadação de royalties e ParticipaçãoEspecial da Bacia de Campos. Em termos percapita, no entanto, merecem destaque osmunicípios de Rio das Ostras e Quissamã. Aarrecadação média per capita desses doismunicípios saltou de cerca de R$ 2 mil em2001 para mais de R$ 6 mil em 2005. Omunicípio de Campos, campeão dearrecadação de royalties e ParticipaçãoEspecial, é apenas o oitavo município emtermos de arrecadação per capita.

A última informação sobre receitacorrente total disponibilizada pelo TesouroNacional é de 2004. Apesar das limitações,


vale comparar a arrecadação referente àsParticipações Governamentais da indústriapetrolífera de 2005 frente ao último dadode receita corrente disponível para se ter adimensão da dependência crescente dopetróleo na Bacia de Campos. Desconsi-derando-se o município de Campos dosGoytacazes, que não possui informações dereceita corrente disponível na base doTesouro, estima-se que a arrecadação deroyalties e Participações Especiais nosmunicípios da Bacia de Campos, que já erasignificativa em 2001, representando cercade 40% das receitas correntes, tenhaultrapassado 55% das receitas correntesem 2005.

O cálculo dos royalties de determinadobloco depende diretamente da alíquotaaplicada, que varia entre 5% e 10%,

dependendo do risco geológico e das expecta-tivas de produção. Além da alíquota, outrasvariáveis básicas exercem influência nomontante de royalties gerados, como aprodução mensal de petróleo e gás naturalde cada campo, seus respectivos preços e ataxa média mensal de câmbio.

De modo que o aumento dos royaltiesdos municípios da Bacia de Campos nosúltimos anos pode ser explicado em grandeparte pelos gráficos, que indicam que aprodução de petróleo no Rio passou de 359milhões de barris, em 2000, para 502milhões, em 2005, um crescimento de 40%ao longo dos últimos cinco anos. O volumede gás natural produzido no mesmo Estadopassou de 6 bilhões de m3 em 2000, paraalcançar, em 2005, a marca de 8 bilhões dem3, registrando um aumento de 39%.

A mesma tendência pode ser verificadacom relação aos preços de referência depetróleo e gás natural. Os gráficos indicamque o preço de petróleo nacional no Riopassou de R$ 38/b em 2000, para R$87,4/bem 2004, um incremento de cerca de 130%.Já o preço de referência de gás naturalnacional no Rio passou de R$147,2/mil m³,em 2000, para R$ 314,4/mil m³, em 2004,crescendo 113% em quatro anos.

Outra variável de extrema importânciapara o cálculo de royalties é a taxa mensalde câmbio (R$/US$). Apesar da volatilidadeno período, o câmbio médio anual passoude R$ 1,83 em 2000 para R$ 2,43 em 2005,resultando em uma variação de 33%.

Mais importante do que constatar aevolução histórica das variáveis citadas e asua influência na arrecadação dos royaltiesdos municípios, é a previsão de tais variáveise a construção de modelos que estimemcorretamente a arrecadação futura dasParticipações Governamentais da indústria dopetróleo e gás natural.

Portanto é fundamental que os muni-cípios da Bacia de Campos possuam modelosde previsão de arrecadação de ParticipaçõesGovernamentais referentes à indústria depetróleo e gás natural, com destaque paraos royalties e Participações Especiais. Comesse instrumental, os municípios poderãoplanejar estrategicamente os investimentosfuturos, maximizar o desenvolvimentoeconômico e social e, conseqüentemente,preparar a região para a era pós-petróleo.

Produção e Preço

Câmbio

ENERGIA&PETRÓLEO 17 SETEMBRO 2006ENERGIA&PETRÓLEO

A produção e o uso do biodiesel têmsido incentivados em vários países domundo, entre eles o Brasil, em razão

de seus benefícios. No entanto, o seu usoimplica custos adicionais. Neste artigo,pretendemos apresentar as estimativas dosseus custos de utilização em substituição aodiesel oriundo de petróleo.

Quimicamente, o biodiesel é um éster deácidos graxos, produzido a partir da reaçãoentre uma fonte de ácidos graxos (nor-malmente um óleo ou gordura, de origemvegetal ou animal) e um álcool (como ometanol e o etanol), na presença decatalisadores, que resulta no éster e noglicerol (glicerina). O processo de produçãoé simples, mas a obtenção de um rendimentoelevado na conversão e um produto dentrodas especificações requeridas por motoresmodernos não são triviais.

Por ser produzido a partir de fontesrenovavéis, o biodiesel não está sujeito aoesgotamento, como os combustíveis fósseis.Além disso, apresenta um balanço favorávelna emissão de dióxido de carbono (CO2) emrelação ao diesel convencional e emite menospoluentes. Essas vantagens, adicionada àgeração de empregos no campo para aprodução das oleaginosas, redespertaram ointeresse pelo biodiesel.

A possibilidade de seu uso é conhecidadesde o início do século 20, e Rudolph Diesel,inventor do motor que leva seu nome, já acontemplava. No entanto, a abundância depetróleo a baixo custo o relegou a segundoplano. O interesse pelo biodiesel ressurgiu naesteira das crises do petróleo nos anos 1970.

Com a elevação de preços dos combustíveisfósseis, a busca de alternativas ganhouímpeto em vários países. No Brasil, houve oprojeto Oveg, de produção de combustíveisa partir de óleos vegetais. Apesar dosresultados tecnicamente satisfatórios, foiabandonado pelos custos. Outros países, quetambém se envolveram na busca dealternativas renováveis para substituir odiesel, levaram as pesquisas adiante.

A EuropaA EuropaA EuropaA EuropaA EuropaO uso do biodiesel na Europa se iniciou

na Áustria e na França, no começo da décadade 1980. Alguns anos depois, outros paísesse dedicariam ao tema, como a Alemanha ea Itália. As matérias-primas adotadas foramprincipalmente a colza e o girassol, comálcool metílico (metanol). Entre os fatores quecontribuíram para o desenvolvimento do bio-diesel no continente estão a agricultura, asquestões ambientais e a busca de segurançado abastecimento no longo prazo.

Os subsídios pagos aos produtoresagrícolas geravam excedentes possíveis deserem utilizados. Um acordo posterior daUnião Européia com os Estados Unidosdestinou parte do excedente da produçãosubsidiada para usos não-alimentícios, entreos quais o uso como biodiesel. Apreocupação com o ambiente incentivou abusca de alternativas menos poluentes; coma posterior adesão ao Protocolo de Kyoto, ospaíses assumiram metas de redução de

emissões, e o uso de combustíveis alterna-tivos contribui para tal. A dependência depetróleo importado de outras regiões geroua preocupação com a busca de alternativaspara o longo prazo, incentivando a diversi-ficação de fontes.

Não houve um caminho único para aintrodução do biodiesel. A França e a Itáliaoptaram pela mistura do biodiesel com odiesel fóssil, enquanto na Alemanha e naÁustria prevaleceu o uso puro, com a vendado produto em bombas específicas nospostos de abastecimento. Na Áustria, o iníciode seu uso se deu em máquinas agrícolas.

Comum em todos estes países, foi o usovoluntário por parte dos consumidores (usuá-rios finais ou distribuidoras de combustíveis),sem nenhuma obrigação de compra. Houvea participação da indústria automotiva nodesenvolvimento das normas e testes ecertificação de veículos¹.

Para viabilizar o uso do biodiesel, maiscaro do que o diesel fóssil que substituia,foram adotadas medidas de renúncia fiscal.A tributação incidente sobre combustíveis,dentre os quais o óleo diesel, é elevada nospaíses europeus. A desoneração do biodieseldesses tributos permitiu que chegasse aosconsumidores a preços competitivos². O riscode mercado (isto é, as oscilações de preçodos óleos vegetais e do petróleo) cabia aosprodutores de biodiesel.

A conta do BiodieselMaurício l. Martínez,Mestre em Energia e consultor da FGV Projetos

José Bento Amaral Jr.,Professor da FGV-EAESP e consultor da FGV Projetos

ALTERNATIVA

1 É comum na Europa o uso do diesel em veículos leves,como automóveis, cujosmotores de alta rotação são mais sensíveis aoscombustíveis do que aqueles deveículos pesados.

2 Na França, havia quotas de volumes de biodieselisentos de impostos.


3 A renúncia fiscal deve ser acomodada dentro dos orçamentos dos países, especialmente daqueles que pertencem àZona do Euro, com tetos explícitos de déficits nas contas dos governos.

Em 2003, a União Européia adotou aDiretiva 30/2003, para a promoção do usode biocombustíveis nos transportes, emsubstituição ao diesel e à gasolina. Essanorma, aprovada após anos de discussãoe em consoância com diretrizes anterioresde po l í t i ca energét ica e ambienta l ,introduziu metas de subst i tuição decombustível fóssil. A partir de 2005, 2%do consumo de combustíveis automotivosdeveriam ser de origem renovável, compatamares crescentes, até atingir 5,75%em 2010. Cabe a cada país desenvolversuas próprias políticas para atingir asmetas, podendo optar por qualquerbiocombustível: etanol, biodiesel, biogás,ETBE ou qualquer outro que venha a serdesenvolvido.

O sobrecusto causado pelo uso dosbiocombustíveis é coberto pela renúnciafiscal³ ou eventualmente pela disposição doconsumidor em pagar mais por umcombustível renovável.

Nos EUAO desenvolvimento do biodiesel nos

Estados Unidos se deu em um ritmo maislento do que na Europa. Embora pesquisadoe desenvolvido em laboratórios e univer-sidades, a sua adoção enfrentou dificuldadesem razão do seu preço. Com uma políticatributária de menor taxação sobre os com-bustíveis, a isenção ao biodiesel não erasuficiente para viabilizar o seu consumo. Umdos nichos que o biodiesel ocupou foi nos

programas de uso de combustíveis alterna-tivos nas frotas governamentais.

A pressão de produtores agrícolas, nota-damente plantadores de soja, contribuiu paraa adoção de medidas para viabilizar seu uso.O caminho adotado foi a concessão de subsí-dios diretos aos produtores e/ou consumi-dores do produto, concedidos pelo governofederal e pelos estados que resolveram apoiaro programa.

No BrasilNo BrasilNo BrasilNo BrasilNo BrasilNa década de 1990, ressurgiu o interesse

sobre o biodiesel em universidades e empre-sas, o que resultou em uma rede organizadapelo Ministério de Ciência e Tecnologia paraintercâmbio de experiências e linhas depesquisa. Entre os motivos apresentados emdefesa do biodiesel estavam a redução deimportações de diesel, o aproveitamento dopotencial agrícola brasileiro e a geração deempregos. A redescoberta do tema resultouem diversos projetos de lei para a sua adoçãocomo combustível e, no governo federal, oMinistério de Minas e Energia passou a terum papel de maior relevância. Por fim, a Lei11.097, de 2005, dispôs sobre a introduçãodo biodiesel no Brasil, com a mistura com-pulsória de 2% no diesel a partir de 2008 ede 5% em 2013.

No entanto, a diferença de preçoexistente entre o diesel e o biodiesel não justi-ficava a adoção voluntária da alternativarenovável, ainda que beneficiada pela não-incidência da CIDE. Com isso, surgiu apreocupação do governo de que não haveriadisponibilidade do produto para atender àdemanda compulsória a partir de 2008.

Para incentivar a sua produção e o nas-cimento da indústria, o Conselho Nacionalde Política Energética (CNPE) optou pelaadoção antecipada, com a introdução deleilões de compra do produto e a a renúnciafiscal do PIS/Cofins para os produtores queobtivessem o "selo combustível social", queexige, como contrapartida, a aquisição departe de sua matéria-prima da agriculturafamiliar. Os leilões contemplaram a obrigaçãode aquisição do produto ofertado pelasrefinarias com participação superior a 1% nomercado brasileiro. Foram realizados quatroleilões, entre novembro de 2005 e julho de2006, totalizando 840 mil m³.

Um dos argumentos mais utilizados em defesa do biodiesel é a sua capacidadede geração de empregos no campo. Poucas atividades absorvem tanta mão-de-obra, especialmente de baixa qualificação, em relação ao investimento necessárioquanto a agricultura. Todavia, se essa absorção de mão-de-obra resulta de umsobrepreço pago pelos consumidores, os benefícios devem ser confrontadoscom os seus custos.

Seria a produção de biodiesel capaz de gerar renda suficiente para os pequenosagricultores?

Para responder a essa questão, fizemos uma estimativa simplificada. Assumimosque toda a produção de biodiesel será feita a partir da cultura com maioruso de mão-de-obra, no caso a mamona. Supomos que não haverá adoção doplantio extensivo ou mecanização da colheita - hipóteses que reconhecemoscomo pouco prováveis.

Para a produção de 840 mil m3 de óleo, há a necessidade de 1,6 milhão detoneladas da oleaginosa, considerando rendimento de 45% de óleo.

Cada família cultivaria 10 hectares, com uma produtividade de 1,5 t/ha.Dessa forma, cada uma delas obteria uma renda líquida mensal de R$ 241,00,descontados os custos de produção (foram adotados os custos estimados pelaEmbrapa como referência). Dessa maneira, seriam 109 mil famílias ocupadascom o plantio de mamona.

Considerando o sobrepreço do consumidor de US$ 264 milhões, pela diferençados valores pagos pelo biodiesel e o preço do diesel, o custo para a sociedadeseria de US$ 2,4 mil/ano por família ocupada.

Nesse caso, em vez de adicionar 2% de biodiesel ao diesel, sairia mais baratointroduzir uma taxa de 1% no diesel e pagar US$ 1,2 mil para essas famíliasproduzirem outra coisa.

Geração de emprego sustentável?


Cada leilão previa um período específico deentrega, entre os anos de 2006 e 2007. Apartir de 2008, caberá às distribuidoras decombustíveis adquirir, diretamente dosprodutores, os montantes necessários.

Os leilões despertaram interesse dosprodutores, que ofertaram quantidadesuficiente do combustível, utilizando demamona, palma, entre outros insumos. Emrazão da disputa observada nos leilões e as

manifestações de interesse, o preço médiocaiu de R$ 1.904,84 por m³ (incluído PIS/Cofins, quando devido) no primeiro leilãopara R$ 1.746,66 no último (Ver Tabela 1).

Essa queda, no entanto, ainda éinsuficiente para aproximar o seu preço dopreço do óleo diesel, cujo preço médio deimportação em 2006 (de janeiro a maio) foide US$ 446 por m³ (R$ 971 por m³, aocâmbio médio do período).

Custo para a sociedadePara estimar, de forma simplificada, o

montante do sobrecusto imposto à sociedadepela adoção antecipada do biodiesel,assumimos algumas premissas: (a) um custode US$50 por m³ entre frete e internação dodiesel; (b) câmbio médio de US$ 2,20(mantendo-se no patamar recente) e (c)manutenção do preço médio do dieselimportado. Neste caso, há uma diferença deUS$ 315 por m³, que, multiplicado pelo

volume adquirido nos leilões, resulta em umtotal de US$ 264 milhões.

Essa diferença será arcada pelos consu-midores, se houver o repasse para os preços,ou pelos acionistas das refinarias (Petrobrase Refap, uma sociedade da Petrobras com aRepsol), se as empresas absorverem este custoadicional. Em qualquer um dos casos, há umatransferência de renda para os produtores debiodiesel e uma perda para a sociedade, queestá gastando mais para adquirir um produtocom a mesma finalidade.

A questão se os benefícios gerados pelaintrodução do biodiesel compensam oscustos vai além do escopo deste trabalho.Poderiam ser elencados como benefícios ageração de empregos, o desenvolvimento detecnologia, o aumento de alternativas de su-primento energético, a redução da emissãode gases causadores do efeito estufa, entreoutros. Não se pode, contudo, ignorar que háum custo e que alguém está arcando com ele.

O biodiesel será competitivo com relação aodiesel convencional no futuro próximo? Asvariáveis cruciais dessa indagação são ocomportamento do preço do petróleo e dosóleos vegetais (principal matéria-prima parao biodiesel).

Historicamente, o petróleo tem sido comer-cializado a um preço inferior ao dos óleosvegetais, com exceção de breves períodos.As recentes altas no preço do petróleo, quefizeram com que atingisse as maiorescotações nominais já registradas, mostram arepetição desse episódio.

No gráfico, há a evolução dos preços mensaisdo óleo de soja (exportado pelo Brasil, FOBRio Grande) e do óleo diesel (importado peloBrasil, preços FOB) desde outubro de 2000.No início, o diesel estava em um patamarsuperior, mas caiu até o começo de 2002,quando passou a subir de forma consistente.O óleo de soja, por sua vez, registrou umperíodo de alta praticamente ininterrupta até2004, quando cedeu e retornou ao patamarde US$ 400 por m³. No final de 2005, o preçodo diesel superou o do óleo de soja de formaexpressiva (mais de 20% de diferença), paraem seguida estreitar a diferença.

Mantidos esses patamares, o biodieselpoderia ser competitivo, pois o seu principal

insumo é o óleo vegetal. Estima-se que aaquisição de matéria-prima responda por 80%do seu custo; o restante se refere aos outrosgastos, como o álcool utilizado no processo,operação e manutenção da unidade industrial eamortização do investimento. Como parte dareceita do produtor de biodiesel é obtida com avenda da glicerina, um subproduto do processo,há uma certa equivalência entre o preço damatéria-prima e do produto final.

No entanto há uma diferença expressiva entre opreço do biodiesel arrematado nos leilões e oóleo de soja. Essa discrepância permitevislumbrar alguns cenários para o futuro. Comoa partir de 2008 as distribuidoras comprarão obiodiesel diretamente dos produtores, é lícitoadmitir que buscarão as alternativas de menorcusto. Assim, a convergência do preço dobiodiesel para o preço do óleo de soja é esperada.Nesse contexto, é provável a ampliação daprodução do biodiesel a partir do óleo de soja,por ser a oleaginosa mais abundante e compreço inferior ao de alter-nativas como mamona,girassol e algodão. Isso seria o resultado do usode oleaginosas de culturas extensivas (como aprópria soja) ou um salto na produtividadeagrícola das demais culturas, com a transferênciado excedente do produtor (agrícola e/ou debiodiesel) para o consumidor. Nesse cenário, o

biodiesel é uma alternativa viável e que nãoimpõe um custo adicional aos consumidores.

Há, porém, a possibilidade de redução dopreço do petróleo e, consequentemente, dodiesel. A Petrobras adotou, no seu recém-divulgado Plano de Negócios 2007-2011, umcenário de queda do preço de petróleo, como seu retorno ao patamar de US$ 40 porbarril. Nesse caso, voltaria a existir umadiferença entre o preço do diesel e dobiodiesel (mantido o patamar atual do preçodo óleo de soja) a ser arcada pela sociedade.

Cenário

Óleo de soja: preço médio de exportação FOB RioGrande, fonte: USDA, Safra & MercadosDiesel:preço médio de importação FOB Brasil; fonte: ANP,MDIC

Preço do diesel x óleo de soja(US$/m³)


Especular sobre a evolução da demandapor energia é uma tarefa particu-larmente importante neste momento

em que se observa o encarecimento desseinsumo no Brasil e no mundo. Com umatrajetória de preços declinante nos anos 1980e 1990, o preço do petróleo elevou-se maisde 260% de 1999 para cá, atingindo quaseUS$ 35 por barril na média dos principaisprodutores mundiais. A energia elétricabarata, que foi um dos fundamentos dacompetitividade externa brasileira por anos,já não existe mais. A tarifa média dosconsumidores industriais vem se elevando deforma expressiva nos últimos anos, tendoatingido um patamar próximo a US$ 60 por

MW/h em 2005. Esse patamar foi superadoapenas no período entre 1994 e 1998,quando as taxas de câmbio prevalecentesestavam excessivamente valorizadas. Osaumentos de preço da energia elétrica,conjugados à recente valorização do realfrente ao dólar, têm tornado as exportaçõesdos bens industriais intensivos em energiacada vez menos atraentes e, por conseguinte,também o investimento nesses setores.

Este artigo traz algumas projeções doconsumo brasileiro e mundial de energia paraos próximos 10 anos (2006-2015), que estãodiretamente associadas ao crescimentodessas economias. As estimativas de evolução

da demanda permitem mensurar qual deveser o aumento da oferta mundial de energiapara que não haja escassez e subseqüenteelevação dos preços nos próximos anos.Permitem também traçar as metas de geraçãode energia que devem ser perseguidas paramanter ou ampliar o grau de suficiência daprodução brasileira.

Crescimento econômico

As projeções de crescimento econômicopara os períodos 2006-2015 foram realizadaspara uma amostra de 106 países, utilizandoas variáveis produto interno bruto (ajustadoà paridade do poder de compra), estoque decapital (em US$ constantes de 2000) e força

A demanda de energia em 2015Fernando Garcia,Doutor em Economia pela USP, professor da FGV e consultor da FGV Projetos

Rogério César de Souza,Doutor em Economia pela FGV-EAESP, professor da FGV e consultor da FGV Projetos

CONSUMO

Fonte: Balanço Energético Nacional 2005.

Gráfico 1. Preço médio do petróleo, US$ por barril

Fonte: XXX. Média dos seguintes preços: Saudi Arabian, Light-34°API; Iranian, Light-34° API; Libyan, Es Sider-37° API; Nigerian, BonnyLight-37° API; Indonesian, Minas-34° API; Venezuelan, Tia JuanaLight; Mexico, Maya-22° API; United Kingdom, Brent Blend-38° API.

Gráfico 2. Tarifa média de energia elétrica,consumidores industriais, US$ por MWh


de trabalho de cada um dos países. Os dadoshistóricos foram obtidos do Penn WorldTables 6.1, atualizados com informações doWorld Development Indicators 2005, doBanco Mundial.

O método de projeção, que está baseadona decomposição das taxas de crescimentoeconômico dos países, parte da trajetóriaesperada de acumulação de capital, dadinâmica demográfica e da evolução daprodutividade em cada país para projetar aevolução futura do PIB. A acumulação decapital depende da formação de poupançadoméstica e dos fluxos internacionais decapital. A variável demográfica depende datrajetória histórica de crescimentopopulacional, a qual teve por conseqüênciaso envelhecimento da população e a reduçãodas taxas de expansão da força de trabalho.A evolução da produtividade considera osefeitos do progresso técnico, do aumento deescala de produção e da evolução daeficiência técnica das economias. São todasprojeções baseadas em modelos estatísticosque consideram as trajetórias por mais de 50anos de cada uma dessas variáveis.

A Tabela 1 apresenta as estimativas decrescimento econômico da união Européia,dos países do Nafta, da América Central eCaribe, da América do Sul, da Ásia e Oceania,da África e do Oriente Médio, bem como asde alguns países selecionados e docrescimento econômico ponderado das 106economias, as quais foram designadas comoMundo. São apresentados dois cenários: oprimeiro, chamado de básico, baseia-se napremissa de que não deve haver novosaumentos reais do preço da energia nocontexto mundial; o segundo, mais otimista,parte da idéia de que haverá uma reversãoda tendência de encarecimento da energia,o que permitirá redução de custos e,portanto, o aumento da produtividade emtodos países.

Observa-se que no cenário básico,durante o primeiro período (2005-2010), aprojeção de crescimento econômico mundialé de 2,97% ao ano. Estima-se que os paísesdo Oriente Médio apresentarão uma taxa decrescimento econômico de 3,88% ao ano –a maior para o período, seguido pelas taxasmédias ponderadas de crescimento dospaíses que compõem o Nafta (3,33% a.a.), aÁsia e Oceania (3,35% a.a.), a América do

Sul (3,08% a.a.), a América Central e Caribe(3,12% a.a.), a África (2,41% a.a.) e a uniãoEuropéia (2,19% a.a.). Ainda nesse primeiroperíodo, destacam-se as taxas de crescimentoda Coréia (4,24% a.a.) e da China (5,15%a.a.). Nas Américas, estima-se que Brasil eEstados Unidos crescerão 3,26% e 3,36% aoano, respectivamente. Na América Latina, opaís com melhor desempenho esperado é oChile, cujo crescimento projetado é de 4,05%ao ano para o período 2005-2010.

são inferiores às observadas no passado. NaAmérica Latina, a exceção é o Chile, cujocrescimento médio anual deve ficar 0,16ponto percentual abaixo do verificado noqüinqüênio anterior.

Para o período 2010-2015, a taxa decrescimento mundial eleva-se ligeiramentepara 3,01% ao ano no cenário básico, umcrescimento acumulado de aproximada-mente 16% no período. A Coréia ainda é o

Nota-se que o crescimento econômicomundial projetado no cenário básico para operíodo 2005-2010 é ligeiramente superiorao observado entre 2000 e 2005 para agrande maioria dos países que compõem aamostra. Duas importantes exceções são aChina e a Coréia do Sul, cujas taxas médiasde crescimento econômico entre 2005 e 2010

país que apresenta maior taxa de crescimentoanual, de 4,20%. E o Chile é um dos paíseslatino-americanos com melhor desempenho,com taxa média de crescimento anual de3,95%. Estima-se que o Brasil crescerá auma taxa de 3,21% ao ano e, portanto,acumulará um crescimento de 17,5% noperíodo 2010-2015.

Tabela 1 - Taxas médias anuais de crescimento econômico,2000-2015

Fonte: FGV Projetos. Nota: As taxas de crescimento medem a evolução do PIB em US$constantes ajustados à paridade do poder de compra da moeda.

Cenário básico Cenário otimista

Regiões/Países 2000-2005 2005-2010 2010-2015 2005-2010 2010-2015

União Européia 2,12% 2,19% 2,28% 3,25% 3,49%

Grã-Bretanha 2,14% 2,21% 2,28% 3,32% 3,55%

França 2,17% 2,28% 2,39% 3,39% 3,66%

Alemanha 1,84% 1,89% 1,94% 3,01% 3,21%

NAFTA 3,26% 3,33% 3,41% 4,71% 5,03%

EUA 3,29% 3,36% 3,45% 4,77% 5,09%

América Central e Caribe 3,08% 3,12% 3,16% 3,96% 4,19%

América do Sul 2,97% 3,08% 3,09% 4,20% 4,48%

Mercosul 2,94% 3,09% 3,08% 4,23% 4,53%

Brasil 3,12% 3,26% 3,21% 4,44% 4,73%

Chile 4,21% 4,05% 3,95% 5,16% 5,27%

Ásia e Oceania 3,48% 3,35% 3,26% 4,50% 4,73%

Japão 2,40% 2,47% 2,55% 3,73% 3,99%

China 6,76% 5,15% 4,04% 5,83% 5,69%

Coréia 4,32% 4,24% 4,20% 5,52% 5,72%

Austrália 2,99% 3,05% 3,13% 4,13% 4,38%

África 2,38% 2,41% 2,45% 3,43% 3,66%

Oriente Médio 3,80% 3,88% 3,98% 4,98% 5,30%

Mundo 2,94% 2,97% 3,01% 4,16% 4,45%


No cenário otimista, em razão da maiordisponibilidade e do menor preço da energia,as economias encontram um ambiente maisfavorável ao crescimento. A economia mun-dial cresce à taxa de 4,16% ao ano, entre2005 e 2010, e de 4,45% ao ano nos anosseguintes. Note-se que todos países apresen-tam desempenho melhor no cenário otimista.Em termos relativos, os países mais benefi-ciados pela potencial redução do preço daenergia são as economias mais desenvolvidas,

crescimento norte-americanas também sãosuperiores que aqueles previstos para a taxamédia mundial de crescimento econômico.

Crescimento do consumo.Crescimento do consumo.Crescimento do consumo.Crescimento do consumo.Crescimento do consumo.

A Tabela 2 mostra as projeções do consumode energia dos mesmos 106 países nosperíodos 2005-2010 e 2010-2015,associadas a cada um dos dois cenários decrescimento econômico, assim como o

Tabela 2 - Taxas médias anuais de crescimento doconsumo de energia, 2000-2015

Fonte: FGV Projetos. Nota: Taxas de crescimento do consumo de energia em Terajaules.

Cenário básico Cenário otimista

Regiões/Países 2000-2005 2005-2010 2010-2015 2005-2010 2010-2015

União Européia 2,78% 2,92% 3,06% 3,63% 3,87%

Grã-Bretanha 2,75% 2,88% 3,02% 3,62% 3,86%

França 2,77% 2,93% 3,09% 3,67% 3,94%

Alemanha 2,55% 2,67% 2,80% 3,42% 3,64%

NAFTA 3,49% 3,62% 3,76% 4,53% 4,83%

EUA 3,51% 3,65% 3,80% 4,58% 4,89%

América Central e Caribe 3,46% 3,56% 3,66% 4,13% 4,35%

América do Sul 3,27% 3,43% 3,53% 4,15% 4,42%

Mercosul 3,29% 3,47% 3,55% 4,23% 4,51%

Brasil 3,40% 3,58% 3,63% 4,36% 4,64%

Chile 4,12% 4,10% 4,13% 4,84% 5,00%

Ásia e Oceania 4,45% 4,13% 3,92% 4,82% 4,97%

Japão 2,92% 3,06% 3,20% 3,89% 4,15%

China 5,82% 4,83% 4,19% 5,29% 5,28%

Coréia 4,20% 4,23% 4,29% 5,08% 5,30%

Austrália 3,31% 3,44% 3,58% 4,16% 4,41%

África 2,74% 2,85% 2,96% 3,52% 3,76%

Oriente Médio 3,61% 3,73% 3,86% 4,47% 4,74%

Mundo 3,67% 3,65% 3,66% 4,41% 4,65%

que empregam energia de forma maisintensiva que os países em desenvolvimento.Os países da união Européia e o Japãoapresentam, no cenário otimista, taxas decrescimento 50% superiores às do cenáriobásico. Os efeitos sobre as taxas de

1 Para vários, países os dados de 2004 e 2005 são projetados.

intensidade de uso de capital e trabalhoprovenientes da mesma base de informações,empregada para projetar o crescimentoeconômico mundial.

As projeções do cenário básico indicamque o consumo mundial de energia deverácrescer a uma taxa média de 3,65% ao ano.Isso significa que, ao final de 2015, aeconomia mundial, em razão do crescimentoesperado no cenário, consumirá 43,2% amais de energia do que consumia em 2005,uma demanda que por si só impõe grandesdesafios à expansão da oferta mundial.

Note-se que a grande demanda deenergia para os próximos dez anos virá dospaíses da Ásia e Oceania, do Oriente Médioe dos países do Nafta. Países como Coréia,China, Chile e Estados Unidos consumirãoenergia elétrica a taxas anuais significativaspara fazer frente ao crescimento econômicoprevisto de suas economias.

O Brasil continuará sendo um grandeconsumidor de energia, com projeções decrescimento de 3,6% ao ano no período 2005-2015. Note-se que essas projeções revertem asituação de baixo crescimento do consumo deenergia observada nos anos anteriores. Em2005, o consumo total de energia foi 18,2%superior ao observado em 2000, o queimplicou uma taxa média de crescimento anualde 3,4% ao ano, inferior à média mundial. Semdúvida, esse desempenho foi fortementeinfluenciado pelo racionamento de energiaelétrica em 2001 e 2002 e os conseqüentesajustes dos hábitos de consumo observadosdesde então. O consumo brasileiro de energiaelétrica cresceu apenas 1,37% ao ano entre2000 e 2005.

No cenário otimista, o crescimento dademanda por energia é ainda maior. As taxasmédias mundiais de crescimento do consumode energia atingem 4,41% ao ano e 4,65%ao ano para os períodos 2005-2010 e 2010-2015, respectivamente.

Nesse cenário de expansão acelerada daoferta de energia, com redução do preço,países como a China conseguirão manter oritmo acentuado de crescimento econômicoe do consumo observados nos últimos anos.O Brasil também seria beneficiado com esse ce-nário: seu crescimento do consumo de energiaé de 4,5% ao ano no período 2005-2015.

desempenho observado1 no período 2000-2005. Para a realização de tais projeções,foram utilizados dados de consumo deenergia oriundos do World DevelopmentIndicators 2005, do Banco Mundial, einformações do crescimento econômico e da


Os desafios para os setores de produçãode energia dos países são grandes. Como foidito, o consumo mundial de energia devecrescer entre 3,65% ao ano e 4,53% ao anonos próximos dez anos, a depender dascondições de oferta. No Brasil, essecrescimento da demanda deve se situar entre3,61% ao ano e 4,50% ao ano, no cenáriobásico e no otimista, respectivamente.

Para o País, esses desafios sãoparticularmente importantes no que dizrespeito ao crescimento econômico e àcompetitividade externa. Entre 1970 e 2004,

o crescimento do consumo de energia, de3,36% ao ano, foi superado pelo crescimentoda oferta interna, de 3,47% ao ano. Essedesempenho reduziu a dependênciaenergética do país, ao mesmo tempo em quegerou a energia necessária para odesenvolvimento industrial e a urbanização.Agora, para sustentar um crescimento

Crescimento mundial do consumo de energia, % ao ano, 2005-2015

Brasil terá que ampliar sua oferta de energia numritmo ainda maior, por aqui visto somente nosanos 1970.

econômico de 3,2% ao ano, o País terá queenfrentar a tarefa de expandir sua oferta deenergia a um ritmo mais acelerado do quefez nos últimos 35 anos. E, para sustentar ocrescimento econômico desejado, de 4,6%ao ano, o Brasil terá que ampliar sua ofertade energia num ritmo ainda maior, por aquivisto somente nos anos 1970.


DESTAQUES REGULATÓRIOS

ENERGIA&PETRÓLEO 24 AGOSTO 2006

Programas deEficiência Energética

As empresas de distribuição deenergia elétrica devem investiranualmente em programas deeficiência energética, aprovadospela autoridade reguladora, umapercentagem da receita opera-cional líquida. Esta percentagemfoi reduzida, pela Lei 9991/00,para 0,25% da receita, o quedeveria ser aplicado a partir desteano de 2006. Entretanto, Projetode Lei em discussão na Câmara dosDeputados prevê que talpercentual continue a ser fixadoem 0,5% da receita operacionallíquida, até o ano de 2010. O pro-jeto já foi aprovado pela Comissãode Constituição e Justiça e de Cida-dania da Câmara dos Deputados.

A Resolução Normativa 25, de28/03/06, da ANEEL, alterou nor-mas do Manual para Elaboraçãode Projetos de Eficiência Ener-gética, que devem ser observadaspara que sejam encaminhadospara exame e aprovação daagência reguladora.

Leilões de energia nova e de linhas de transmissãoEstão sendo estabelecidas pela agência reguladora, através de diversas normasespecíficas, as condições para participação de empresas em dois leilões marcadospara o segundo semestre deste ano: o de novas linhas de transmissão e o decompra de energia elétrica, proveniente de novos empreendimentos de geração,a chamada energia nova. Tratam da matéria os Editais 01/2006 (para linhas detransmissão) e 02/2006 (para compra de energia nova) e Adendos e ComunicadosRelevantes emitidos pela ANEEL. Tais leilões estão previstos no novo modelo dosetor elétrico, objeto de revisão, e visam garantir o suprimento da demanda deenergia e sua adequada transmissão aos diversos mercados consumidores.

Revisão TarifáriaEstão sendo realizadas audiências públicas e estabelecidos critérios e normastécnicas para a realização das revisões tarifárias das empresas de distribuição etambém de transmissão de energia elétrica.

Os processos de revisão tarifária, previstos na legislação do setor, visamestabelecer mecanismos para a incorporação nas tarifas de ganhos de eficiênciaempresarial e corrigir eventuais repercussões financeiras que possam afetar ovalor das tarifas, durante o prazo de duração das concessões.

Tais processos de revisão, no caso das distribuidoras, se fará já pela segundavez. Diversas normas técnicas compõem o marco legal a ser observado pelasempresas neste processo de revisão tarifária, que se realiza periodicamente edifere do reajuste anual das tarifas. Tratam da matéria, entre outros documentosregulatórios, as Resoluções 65/2006, 67/2006, 68/2006 e sete anexos, bemcomo as Resoluções 030/2003, 007/2004 e 122/2005.


E sta seção apresenta as principais séries estatísticas de geração e consumo de energia elétrica, bem

como as de produção e consumo de petróleo e seus derivados e do álcool. Muito mais do que

fornecer um espaço de fácil consulta para o acompanhamento da evolução anual do setor brasileiro de energia e petróleo,

trata-se aqui de expor as estimativas de projeções de energia elétrica para as diferentes classes de consumo e a demanda futura de

petróleo e de alguns de seus derivados e do álcool até o ano de 2008. Tais estimativas, realizadas pelo corpo técnico do Núcleo de

Energia e Petróleo da FGV Projetos, foram geradas por meio de modelos econométricos estruturados e serão freqüentemente

atualizadas. O objetivo das projeções é fornecer aos leitores dos Cadernos FGV Projetos – Energia & Petróleo, um referencial das

tendências de demanda do mercado energético brasileiro.

A FGV Projetos e a Fundação Getulio Vargas, bem como seu corpo técnico, não se responsabilizam pelo uso ou tratamento que sevenha a fazer em contratos, sejam privados ou públicos, ou em qualquer outra forma legal de acordo, das estimativas aqui expostasde projeções de consumo de energia elétrica, de petróleo e álcool.

CONJUNTURA E PROJEÇÕES

ENERGIA&PETRÓLEO 27 SETEMBRO 2006www.fgv.br

nergia petrÓleo · marcelo josé basílio de souza marinho (brascan brasil ltda.), ney coe de...

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