Economia & Energia
Ano1-No3
Jun/Jul 1997

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Alquimia Econômica

Destaques do Setor Energético
Proposta para Kyoto
BEN 1997
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Edição Gráfica:
MAK
Editoração Eletrônic
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marcos@rio-point.com
Revisado:
Sunday, 13 December 1998

SETOR ENERGÉTICO

DESTAQUES EM 1996 E OPORTUNIDADES DE NEGÓCIOS

1. Oferta Interna de Energia
2. Setor Elétrico
3. Setor de Gás Natural
4. Setor de Petróleo
5.Setor de Carvão Mineral
6. Crescimento Econômico e Consumo de Energia
7. Investimentos no Setor de Energia
8. Principais Oportunidades de Negócios

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SETOR ENERGÉTICO

DESTAQUES EM 1996 E OPORTUNIDADES DE NEGÓCIOS

Produção: Ministério de Minas e Energia
Contactos: João Antônio Moreira Patusco
<patusco@mme.gov.br>

1. Oferta Interna de Energia

Aproximadamente 59% do total de 229 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (tep) de energia ofertada no País, em 1996, era limpa e renovável. Isto pode ser atribuído ao empenho brasileiro para o desenvolvimento da geração hidrelétrica desde 1950 e à expressiva participação da biomassa na matriz energética brasileira, nela incluída a utilização crescente dos produtos da cana-de-açúcar (bagaço e álcool combustível). De outro lado, a PETROBRÁS - Petróleo Brasileiro SA , desde o início da década de 80, vem obtendo sucesso na exploração e produção de óleo, garantindo o suprimento regular e confiável de derivados de petróleo e reduzindo significativamente a dependência externa destes energéticos, hoje em torno de 48%.

Atualmente, o Governo está estimulando o aumento da participação do gás natural no mercado energético e promovendo o maior aproveitamento de fontes não convencionais e/ou descentralizadas de energia (solar, eólica, resíduos florestais e agrícolas, óleos vegetais, pequenos potenciais hidráulicos), essas últimas voltadas, principalmente, ao atendimento de comunidades isoladas e desassistidas e ao desenvolvimento do meio rural. Os programas de incentivo à elevação dos níveis de eficiência energética do País, compreendendo a produção e o uso eficiente da energia e a cogeração de energia elétrica e energia térmica, estão sendo, também, fortemente estimulados pelo Governo e deverão influenciar a matriz energética nacional no médio e longo prazos.

O Brasil está caminhando firmemente na reformulação do setor energético, abrindo oportunidades para a participação do setor privado nos investimentos necessários e na responsabilidade pela garantia do suprimento nacional. Nessa fase de transição e a despeito da elevada taxa de crescimento da demanda por energia, o País ainda não enfrentou limitações no abastecimento energético ou na deterioração dos serviços nesta área.

2. Setor Elétrico

A partir dos anos 50, os estados brasileiros passaram a criar suas próprias empresas de eletricidade. Elas foram substituindo progressivamente as empresas estrangeiras existentes à época. Essa política foi posteriormente seguida pelo Governo Federal e consolidou-se com a criação da ELETROBRÁS, em 1963. Desde então, a capacidade instalada cresceu vertiginosamente atingindo da ordem de 57 GW, em DEZ/1996, excluídos os autoprodutores, com cerca de 3,5 GW. A atual geração pública é dividida entre empresas federais (44%), estaduais e municipais (25%), Itaipu (28% - incluindo a parte Paraguaia que responde por 13%) e privadas (3%). A hidreletricidade representa 93% da oferta total.

A geração interna pública de 274 TWh, em 1996, acrescida de 37 TWh - parte paraguaia de Itaipu -, permitiu atender a uma demanda total de 261 TWh (4,6% superior à de 1995), com as seguintes participações no mercado de distribuição: concessionárias estatais - 85% e privadas - 15%, incluindo-se nesse último a LIGHT, a ESCELSA e a CERJ, recentemente privatizadas.

A transmissão da energia gerada nas usinas ao mercado consumidor é feita, basicamente, através de dois sistemas interligados. Um integrando as regiões Norte e Nordeste, com linhas de até 500 kV, ligando a UHE Tucurui às usinas do Rio São Francisco, e outro que integra as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste, com linhas de 345/440/500 até 750 kV, além de elos em corrente contínua em 600 kV.

Em termos de atendimento, a maioria dos municípios brasileiros possui hoje serviço regular e confiável de eletricidade. Entretanto, a despeito de mais de 90% do total de domicílios já estarem eletrificados, parte do extenso território brasileiro ainda não é coberto pela malha de transmissão. A Região Norte apresenta os maiores problemas de abastecimento de eletricidade do País, onde localidades ainda são atendidas por sistemas isolados de geração térmica a óleo diesel pouco eficientes. Isto abre um amplo mercado para investidores privados interessados no segmento de geração de pequeno e médio portes, especialmente para projetos que utilizem fontes descentralizadas de energia (por exemplo: fotovoltáica, eólica, biomassa e pequenos aproveitamentos hidráulicos).

Nessa direção, a Constituição Federal foi alterada, a partir de 1995, eliminando restrições para investidores privados estrangeiros aportarem capital no setor energético. As Leis 8987 e 9074/95 (novas Leis de Concessões), introduziram profundas e importantes alterações, em especial quanto a licitação dos novos empreendimentos de geração; a criação da figura do Produtor Independente de Energia; ao livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e a liberdade para os grandes consumidores escolherem seus supridores de energia. O Decreto 1717 estabeleceu as condições e possibilitou a prorrogação e reagrupamento das concessões de serviços públicos e a aprovação dos Planos de Conclusão das obras paralisadas. O Decreto 2003, publicado em 1996, regulamentou as condições para a atuação dos produtores independentes e dos autoprodutores.

Novas regulamentações aconteceram durante o ano de 1996, com destaque para a instituição da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, através da Lei 9427. Esse novo órgão regulador do setor, com autonomia e flexibilidade administrativa, sucederá o DNAEE, com a missão de propiciar estabilidade da transição e segurança aos investidores e consumidores. Assim, outros ajustes ainda acontecerão no panorama institucional, simultaneamente com a sua desestatização.

Neste cenário, visando ao aprimoramento do processo de transformação por que passa o setor elétrico, o Ministério de Minas e Energia, através da sua Secretaria de Energia, e com recursos do banco Mundial-BIRD, empreende projeto de restruturação da indústria de energia elétrica, cuja consolidação se dará junto com o avanço do programa de privatização dos ativos federais, com a privatização dos ativos estaduais e com o estabelecimento de novos agentes que desempenharão funções integrativas e regulatórias no novo setor de energia elétrica.

3. Setor de Gás Natural

O Governo vem adotando uma política bastante agressiva para o gás natural. Neste sentido, o País já conta com 11 empresas distribuidoras estaduais de gás natural, incluindo a Rio-Gás, empresa subsidiária da CEG/RJ, criada em 1996, para atuar em áreas não atendidas pela CEG. Alguns estados já estão regulamentando os novos preceitos constitucionais para o setor de gás canalizado, a partir das modificações na Constituição Federal em 1995, que abriu o setor à iniciativa privada.

Em continuidade às ações para ampliar a participação do gás natural na matriz energética brasileira, vários eventos ocorreram em 1996, com destaque para: foi iniciada a efetiva implantação do gasoduto Bolívia-Brasil; foram assinados contratos de compra e venda do gás boliviano com companhias estaduais distribuidoras de gás; foi firmado acordo entre a ELETROBRÁS, ELETRONORTE e PETROBRÁS estabelecendo as bases para a utilização do gás natural na geração de energia elétrica na Amazônia Legal (projeto Urucu); foi celebrado contrato no estado do Ceará para fornecimento de gás por 20 anos ao Complexo Siderúrgico do Pacém; foi assinado protocolo de intenções com o Governo do estado do Rio Grande do Norte para suprimento de gás ao Pólo Gás-Sal, de Macau; deu-se prosseguimento aos estudos de viabilidade para importação de gás natural da Argentina através da Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), tendo em vista atender complementarmente os mercados das regiões Sul e Sudeste brasileiras; foi concluído o gasoduto ligando o Rio de Janeiro a Belo Horizonte; continuaram os estudos para consolidação de gasodutos da Região Nordeste, ligando Salvador-BA ao Rio Grande do Norte, devendo prosseguir até Fortaleza-CE.

Em 1996, as reservas explotáveis provadas de gás natural atingiram 158 bilhões de metros cúbicos (m3), equivalentes a 17 anos da produção média do ano, a qual foi de 25,2 milhões de m3 por dia (13,5% superior à de 1995).

4. Setor de Petróleo

A partir de 1979, o País adotou um plano energético bastante pragmático, voltada para a redução do peso da importação de petróleo na balança comercial. As principais características do plano foram: i) aumento da produção nacional de petróleo; ii) substituição parcial da gasolina pelo álcool; iii) substituição do óleo por eletricidade, carvão e biomassa e, iv) conservação de energia. Estas medidas, aliadas ao sucesso da PETROBRÁS nas prospecções em águas profundas da plataforma marítima, contribuíram para reduzir a dependência externa de óleo de 85% (1979) para 43% em 1985. Em 1986, com a volta dos preços do petróleo aos níveis de 1978, os energéticos alternativos nacionais perderam competitividade, revertendo a curva de redução da dependência externa de óleo, que chegou a 48%, em 1996.

O Setor Petróleo no Brasil, por força da Emenda Constitucional nº 9 de 09/11/1995, integra-se numa nova realidade institucional e regulatória, na qual empresas constituídas sob as leis brasileiras poderão competir em todos os segmentos dessa importante atividade. Esta nova situação proporcionará significativas oportunidades de progresso para a PETROBRÁS (ampliação de novos negócios e maior autonomia empresarial), bem como para parceiros e outros investidores.

A capacidade da PETROBRÁS para explorar com sucesso as oportunidades futuras de negócios decorre de um conjunto de competências adquiridas ao longo de sua existência. Dentre elas, destaca-se a alta capacitação de seus técnicos e trabalhadores, o domínio da tecnologia de ponta em exploração e produção de petróleo em águas profundas e a operação de um parque de refino e uma infra-estrutura de transporte a custos comparáveis aos dos mais eficientes refinadores internacionais.

O governo atual não pretende privatizar a PETROBRÁS, mas qualquer empresa nacional ou estrangeira está apta a associar-se a ela em igualdade de condições. Alternativamente, poderá, também, pleitear concessão para quaisquer atividades nas áreas de petróleo e gás natural, competindo com os demais interessados na atividade.

Dentre os dispositivos da Emenda Constitucional nº 9 consta a criação da Agência Nacional do Petróleo, órgão regulador do setor, permitindo, assim, que a PETROBRÁS desenvolva, exclusivamente, atividades empresariais.

Em 1996, foram descobertos 6 novos campos de petróleo em terra e 13 no mar, que deverão totalizar um volume recuperável estimado de cerca de 1,95 bilhão de barris de óleo equivalente, um dos melhores resultados exploratórios da PETROBRÁS. Dentre as descobertas em bacias terrestres, as de São Mateus e de Rio Copacá, na Bacia do Solimões, abriram novas perspectivas exploratórias para esta bacia. Já dentre os campos marítimos, destaca-se o de Roncador, perfurado na Bacia de Campos, em lâmina d’água de 1.853 metros, cujas avaliações preliminares comprovaram a existência de 1,4 bilhão de barris de petróleo de alta qualidade.

Em 31/12/96, as reservas totais de petróleo do Brasil atingiram 14,1 bilhões de barris de óleo equivalente (soma das reservas de óleo, condensado e gás natural), representando um aumento de 28% em relação às de 31/12/95. Deste total, 11,6 bilhões de barris correspondem a óleo e condensado. De acordo com o Código de Reservas da PETROBRÁS, as reservas explotáveis provadas de óleo e condensado atingiram 4,9 bilhões de barris.

A produção nacional de óleo (incluído o de xisto) e líquidos de gás natural(LGN) atingiu a média de 809 mil barris por dia (bpd), superior em 13,1% à produção média de 1995. Da produção total, 74% foram obtidos no mar, provenientes de 78 plataformas de produção fixas e 15 flutuantes. O recorde nacional foi estabelecido em 13/11/96, com 909.549 bpd.

O dispêndio líquido com importação e exportação de petróleo e derivados atingiu US$ 6.1 bilhões em 1996, correspondentes a um volume líquido importado de 47,3 milhões de m3 (815 mil bpd), dos quais 28,7 milhões de m3 de petróleo bruto. A dinamização do comércio regional, tendo em vista seus benefícios, influenciou a importação de petróleo bruto da Argentina (139 mil bpd), com crescimento de 32% em relação a 1995. Da Venezuela foram importados 75 mil bpd, com expansão de 6%.

A demanda interna de derivados de petróleo, em 1996, atingiu a média de 90,2 milhões de m3 (1.554 mil bpd), 6,5% superior à de 1995. Em setembro de 1996, registrou-se o recorde de carga média diária de 1.448 mil barris nas refinarias da PETROBRÁS.

Ao final de 1996, a malha de dutos da PETROBRÁS em operação era de 11.112 km, sendo 6.848 km de oleodutos e polidutos e 4.264 km de gasodutos. Desse total, 1.606 km foram incorporados em 1996 (poliduto Paraná-Santa Catarina-263 km; poliduto Madre de Deus-Jequié-Itabuna-388 km e poliduto São Paulo-Brasília-955 km). Quanto à capacidade de armazenamento, esta alcançou 9.098 mil m3, distribuída por todo o País, sendo 5.416 mil para derivados de petróleo e álcool e 3.683 mil para petróleo bruto.

5.Setor de Carvão Mineral

A indústria de carvão mineral no País começou ha cerca de 140 anos e não acompanhou o ritmo de expansão da economia, principalmente porque os carvões brasileiros têm baixo poder calorífico, muita cinza e alto teor de enxofre, o que exige processos de beneficiamento que oneram seus custos e os tornam pouco competitivos vis-à-vis outros energéticos. Estas limitações podem perder importância na medida da existência e desenvolvimento de novas tecnologias, mais apropriadas à sua queima direta, dispensando as etapas de beneficiamento, que foram utilizadas no passado quando a geração térmica estava associada à produção de carvão metalúrgico.

Até 1975, o carvão mineral não passou de 3,2% de participação na matriz energética nacional, tendo como principal destino o uso na siderurgia (cerca de 80% do total). A partir de 1975, o seu uso na indústria passou a ser crescente em função das vantagens comparativas com os preços do óleo combustível e em função dos subsídios ao seu transporte, diminuindo a partir de 1986, quando da baixa dos preços do petróleo.

Atualmente, a participação do carvão mineral na matriz energética do País é de 5,3%, dos quais, 1,0% de carvão nacional e 4,3% de carvão metalúrgico e coque importados. Da produção nacional de pouco mais de 5 milhões de toneladas anuais, 60% são consumidas em termelétricas e 40% na indústria.

Em 1996, com uma capacidade instalada de geração elétrica (pública) a carvão mineral de 1.056 MW, foram gerados 4.054 GWh e consumidas 3.507 mil toneladas de carvão. No planejamento indicativo do setor elétrico, a atual capacidade instalada de usinas térmicas a carvão mineral deverá ser acrescida de 1.400 MW (4 usinas de 350), até o ano 2005. As usinas de Jorge Lacerda IV-SC, Jacui-RS e Candiota III-RS estarão utilizando tecnologia de queima convencional e, uma quarta usina, utilizará, preferencialmente, nova tecnologia.

O futuro da termeletricidade a carvão mineral, no Brasil, deverá ganhar novo impulso com a privatização do Setor Elétrico e ampliação do espaço de geração térmica, mas sua competitividade estará intimamente ligada ao emprego das novas tecnologias de queima limpa com carvão "run of mine" junto às jazidas. Apesar da comprovação da viabilidade de várias dessas tecnologias, inclusive na queima de carvões de qualidade inferior, nenhuma delas foi ainda aplicada aos carvões de que o Brasil dispõe. Neste sentido, o Ministério de Minas e Energia está formulando, com cooperação do Departamento de Energia dos Estados Unidos-DOE, uma política que permita corrigir as imperfeições de mercado observadas na área de carvão mineral e oferecer aos investidores privados novas opções de geração térmica, em bases competitivas com os custos marginais de longo prazo da geração elétrica.

6. Crescimento Econômico e Consumo de Energia

No período de 1970 a 1980, o Produto Interno Bruto-PIB brasileiro cresceu a uma taxa média de 8,7% ao ano (a.a.), com o consumo de energia crescendo, também, a taxas anuais expressivas, a eletricidade a 12,4% a.a. e os derivados de petróleo a 8,3% a.a. Os fatores determinantes para esse resultado foram: as dimensões continentais do País, a predominância de transporte rodoviário e, ainda, o desenvolvimento da indústria de base e da infra-estrutura para o atendimento às necessidades não atendidas de muitas regiões do País. Apesar dos elevados índices de consumo de eletricidade e de derivados de petróleo, a Oferta Interna de Energia-OIE cresceu 6,5% a.a. - elasticidade de 0,75 em relação ao PIB - em conseqüência, principalmente, do pouco crescimento da biomassa (0,4% a.a.), constantemente substituída por derivados de petróleo (GLP e óleo combustível).

A partir de 1980, sob o peso do ambiente recessivo da economia do País, estas taxas declinaram e variaram consideravelmente. No período 1980 a 1992, a economia do País cresceu a uma taxa média de apenas 1,3% a.a., com taxas variando entre -4,3% em 1981 e 7,8% em 1985. As taxas de crescimento do consumo de energia também diminuíram, mas não na mesma proporção que as do PIB. A OIE cresceu 2,8% a.a., com elasticidade de 2,1 em relação ao PIB. O consumo de eletricidade cresceu 5,4% a.a., devido, principalmente, à expansão da indústria eletrointensiva (alumínio, ferro gusa, etc.). Já o consumo de derivados de petróleo, por força de políticas de substituição, cresceu apenas 0,9% a.a. e o consumo de biomassa 1,1% a.a., esta última superior à verificada no período 70/80, principalmente, por conta do programa do álcool.

Nos últimos anos, com a estabilização da economia, sob o atual Governo, estabeleceu-se um novo ciclo de desenvolvimento que tem elevado as taxas de expansão da economia e do consumo de energia. No período de 1992 a 1996 o PIB cresceu 4,2% a.a. e a OIE cresceu 4,3% a.a.. No mesmo período, os derivados de petróleo apresentaram taxa média de crescimento de 4,9%, a eletricidade de 4,6% e a biomassa de 1,4%, correspondendo, respectivamente, a elasticidades de 1,16 - 1,1 e 0,3 em relação ao PIB.

7. Investimentos no Setor de Energia

A necessidade de investimentos no setor de energia até o ano 2000 deverá ser da ordem de US$ 12 bilhões por ano, dos quais US$ 6,5 bilhões destinados ao setor elétrico, US$ 4,5 bilhões ao setor petróleo e US$ 1,0 bilhão para transporte e distribuição de gás. O governo brasileiro estima que parcela significativa desses investimentos seja aportada por capital privado, em função da abertura do mercado promovida pela nova legislação e do estabelecimento de marcos regulatórios claros e duradouros.

Os empreendimentos de geração de energia elétrica, atualmente em desenvolvimento, cuja conclusão totalizará um acréscimo de geração ao sistema de 10.118 MW, com investimentos de US$ 8.8 bilhões, têm 58,0% desse total aportado por capital privado. O programa de expansão até o ano 2000 envolverá cerca de 75 licitações de concessões para novos empreendimentos de geração (~29 GW), com investimentos associados da ordem de US$ 26 bilhões, os quais na sua quase totalidade deverão ser de origem privada.

8. Principais Oportunidades de Negócios

As principais oportunidades de negócios do Setor Elétrico brasileiro estarão ligadas sobretudo à oferta de novos empreendimentos de geração para exploração pela iniciativa privada, à construção de sistemas de transmissão e à privatização de ativos de sistemas de distribuição e de geração. No primeiro caso foram publicados, em 1996, editais de licitação para concessão de 4 novas usinas hidrelétricas e 1 de compra de energia a ser produzida por Produtor Independente de Energia-PIE térmico, totalizando cerca de 1500 MW e US$ 1.3 bilhão de investimentos. Em 1997 deverão ser disponibilizados outros 15 editais para empreendimentos hidrelétricos (3000 MW e US$ 3.5 bilhões) e 9 editais para aquisição de energia elétrica produzida por PIE (3050 MW e US$ 2.2 bilhões).

A expansão de sistemas de transmissão terá, em 1997/98, definições importantes quanto à condução da interligação do sistema Norte/Nordeste com o Sul/Sudeste/ Centro-Oeste (~1000 km de linha em 500 kV; ~US$ 0.7 bilhão), o que agregará ao sistema elétrico brasileiro, em função da diversidade hidrológica das regiões, a capacidade de atender a um crescimento de carga de mais de 700 MW. Além disso, novas linhas serão incorporadas aos sistemas regionais, para atendimento ao crescimento do mercado. Acresce-se a esse contingente os projetos de integração continental e com o Mercosul, através das interligações Brasil/Uruguai (300 MW), Brasil/Argentina (1000 MW), Brasil/Venezuela (200 MW).

Os projetos definidos para suprimento elétrico à Amazônia Legal envolverão a implantação de gasodutos, liquefação do gás natural e seu transporte em barcaças, geração térmica e linhas de transmissão. Para o gasoduto Urucu-Coari, de 270 km, são previstos investimentos de US$ 230 milhões.

Com relação ao Programa de Desestatização do Setor Elétrico, prosseguem os trabalhos junto aos governos estaduais para privatização de outras concessionárias, tais como: a COELBA, da Bahia; a CEEE, do Rio Grande do Sul; a CESP, a ELETROPAULO e a CPFL, de São Paulo; a CEMAT, do Mato Grosso; a ENERSUL, do Mato Grosso do Sul; a CERON, de Rondônia; a CELG, de Goiás; a COSERN, do Rio Grande do Norte; etc., com uma expectativa de que , em futuro próximo, 70% do mercado brasileiro de energia elétrica esteja atendido por concessionárias privadas. No âmbito do MME e BNDES estão em contratação os estudos com vistas à transferência dos controles acionários das subsidiárias da ELETROBRÁS (ELETROSUL, FURNAS, CHESF E ELETRONORTE), já encaminhados os estudos para os sistemas isolados de Manaus e Boa Vista.

Outros processos de privatização, realizados ou ainda em curso, envolvem o leilão de venda da Nacional Energética (UHE Serra da Mesa), a cisão da UHE Cachoeira Dourada (CELG) e a venda parcial de ações da CEMIG (33%).

No Setor de Petróleo, incluída a produção e transporte de gás natural, a nova regulamentação abre amplo campo para investimentos privados, associados ou não com a PETROBRÁS.

Na distribuição de Gás Natural, os estados oferecem oportunidades de associação com suas empresas, tendo os Estados do Rio de Janeiro e São Paulo anunciado a privatização de suas empresas de gás, a CEG e Rio-Gás/RJ e COMGÁS/SP.

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Proposta para Kyoto
BEN 1997
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