Economia & Energia
Ano II - No 7
Mar/Abr/1998

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Eficiência  do Motor  de Combustão Interna
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Vendas e Frota de Veículos Otto no Brasil
Olla_de_oro5362.gif (580 bytes)Setor Energético Destaques em 1997
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Como Aumentar a Produtividade de Capital

Edição Gráfica:
MAK
Editoração Eletrônic
a
marcos@rio-point.com
Revisado:
Monday, 21 July 2003.

SETOR ENERGÉTICO

DESTAQUES EM 1997 E OPORTUNIDADES DE NEGÓCIOS

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

1. Oferta Interna de Energia

A Oferta Interna de Energia-OIE do país chegou a 240 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (tep) em 1997, com crescimento de 4,7% em relação a 1996. Desse montante, aproximadamente 58% (38% de hidroeletricidade e 20% de biomassa) de energia limpa e renovável. Com grande extensão territorial e com grande potencial hídrico e de biomassa, o País vem optando pelo desenvolvimento destas energias, sendo exemplos o desenvolvimento da hidroeletricidade a partir de 1950 e o programa do álcool na década de 70. Dos 42 % da OIE referentes à energia não renovável, 34% corresponderam ao petróleo e seus derivados e os 8% restantes ao gás natural, carvão mineral e urânio.

Quanto à oferta de petróleo, a PETROBRAS - 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, atualmente em torno de 46%.

Nos últimos anos, o Governo vem 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 País caminha 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 tem conseguido superar dificuldades localizadas e evitar limitações de suprimento e a deterioração dos serviços nesta área. Com a ação eficaz das novas Agências Reguladoras, prevê-se a continuidade de garantia do suprimento e o aumento da qualidade dos serviços de energia em todo o País.

Em 1997, pela Lei nº 9478, de 06/08, foi instituído o Conselho Nacional de Políticas Energéticas - CNPE, presidido pelo Ministro de Minas e Energia, com o objetivo de apreciar as proposições de políticas na área de suprimento e uso de energia, para encaminhamento e decisão superior do Presidente da República.

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 privadas existentes à época. Posteriormente, o Governo Federal criou a ELETROBRAS, em 1963. Desde então, a capacidade instalada de geração elétrica cresceu vertiginosamente atingindo da ordem de 60 GW, em dez/1997, excluídos os autoprodutores com cerca de 3,7 GW e os 6,3 GW da parte paraguaia de Itaipu, quase toda destinada ao mercado brasileiro.

Em 1997, foram acrescidos 1,8 GW à capacidade instalada de geração elétrica, sendo 1,6 GW para uso público e 0,2 GW de autoprodutores. Destaca-se a entrada em operação da 6ª unidade da hidroelétrica de XINGÓ - PE, com 500 MW; da hidroelétrica de CORUMBÁ 1 - GO, com 383 MW e da 1ª unidade da hidroelétrica de MIRANDA - MG, com 130 MW.

Em 31/12/97, a oferta pública de eletricidade se dividia entre empresas federais - 38%, estaduais e municipais - 33%, Itaipu - 26% (incluindo a parte Paraguaia, correspondente a 12%) e privadas - 3%. A hidreletricidade representou 95% da oferta em 1997.

A geração interna pública de 290 TWh, em 1997, acrescida de 40 TWh - parte paraguaia de Itaipu -, permitiu atender a uma demanda total de 277 TWh (6,5% superior à de 1996), com as seguintes participações no mercado de distribuição: concessionárias estatais - 69% e privadas - 31%, incluindo-se nesse último a COELBA, CEEE (parcial), CPFL, ENERSUL, CEMAT, ENERGIPE e COSERN, recentemente privatizadas. Em 1996, a participação privado foi de apenas 15%.

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: (i) à licitação dos novos empreendimentos de geração; (ii) à criação da figura do Produtor Independente de Energia; (iii) ao livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição; e (iv) à liberdade para os grandes consumidores escolherem seus supridores de energia. O Decreto 1717 estabeleceu as condições e possibilitou a prorrogação e o reagrupamento das concessões de serviços públicos e a aprovação dos Planos de Conclusão das obras paralisadas. O Decreto 2003, de 10/09/96, regulamentou as condições para a atuação dos produtores independentes e dos autoprodutores. Também, em 1996, foi instituída a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, através da Lei nº 9427, de 26 de dezembro.

Novas regulamentações aconteceram no exercício de 1997, com destaque para: (i) a Lei nº 9433, de 08 de janeiro, que instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos; (ii) o Decreto nº 2335, que constituiu a ANEEL e aprovou a sua Estrutura Regimental; e (iii) a Portaria DNAEE nº 167, de 12/11, que consolidou as Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica, harmonizadas com o Código de Defesa do Consumidor (Lei nº 8078, de 11/09/90).

A ANEEL, com sua Diretoria empossada ao final de 1997, inicia suas atividades dotada de todos os requisitos necessários de autonomia administrativa e financeira e apta para o pleno cumprimento de sua missão. Trata-se de uma conquista institucional importante e necessária para assegurar o desenvolvimento harmonioso do Setor Elétrico Brasileiro.

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, dá seguimento ao 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.

Concomitantemente, o Ministério contratou uma consultoria internacional que, em julho de 1997, apresentou suas propostas, elaboradas com o concurso de técnicos brasileiros, para a reorganização do mercado e do Setor Elétrico. Tal relatório, vem sendo adotado como referencial das mudanças, com alguns ajustes no processo de sua implantação.

3. Setor de Gás Natural

O Governo vem adotando uma política bastante agressiva para ampliar a participação do gás natural na matriz energética brasileira. Entre os principais eventos, em 1997, pode-se destacar: (i) a continuidade da implantação do gasoduto Bolívia-Brasil, tendo sido firmados contratos para as obras de instalação e de montagem do trecho troncal de Rio Grande (Bolívia) até Guararema (SP), prevendo-se a sua conclusão para o final de 1998 - o trecho até o Estado do Rio Grande do Sul deverá ser concluído um ano mais tarde; (ii) o acordo firmado entre a Companhia Estadual de Energia do Rio Grande do Sul, a Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF-AR), a Transportadora de Gás del Norte (AR), a Companhia de Gás do Rio Grande do Sul (Sulgas) e a AES Energy Ltda., dos Estados Unidos, para suprimento de 2,5 milhões de metros cúbicos de gás natural para a unidade termelétrica de 450 MW a ser construída em Uruguaiana (RS) e a construção de gasoduto de 440 km de extensão da Argentina para a fronteira brasileira; (iii) a constituição da companhia Mega SA, com a YPF e o Grupo DOW, para a construção de uma unidade de processamento de 36 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural na AR, objetivando a produção de 600 mil t/ano de GLP (gás de cozinha) e outros derivados de gás natural; e (iv) o acordo com a Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland (Ancap), do Uruguai, para exploração de gás natural e implantação de unidades de graxas e lubrificantes para comercialização no Mercosul..

Ainda, em 1997, teve seguimento a implantação do Projeto de Gás Natural de Urucu pela PETROBRAS, que disponibilizará cerca de 6 milhões de m3/dia de gás natural dos campos de Urucu e Juruá, na Bacia do Solimões. De Urucu, o gás será transportado para Porto Velho (RO), através de um gasoduto de aproximadamente 500 km de extensão, para suprimento de termelétricas. Outro gasoduto de 18 polegadas e com 280 km de extensão transportará gás de Urucu para Coari (AM), às margens do Rio Solimões, onde será construída uma Planta de Liquefação, que produzirá gás natural liquefeito (GNL) a uma temperatura de 162 graus Celcius negativos. Esse GNL será transportado por navios metaneiros para Manaus (AM), Macapá (AP) e uma localidade do Pará, à margem esquerda do Rio Amazonas, onde serão construídas Plantas de Revaporização, que converterão o GNL ao estado gasoso para utilização na geração de eletricidade e em outras atividades, ao longo de toda a malha fluvial da região.

Em 31/12/1997, as reservas totais de gás natural atingiram 435,5 bilhões de metros cúbicos (m3), enquanto as reservas explotáveis provadas atingiram 227,7 bilhões de m3, equivalentes a 23 anos da produção média do ano. A produção de gás natural atingiu 27 milhões de m3 por dia em 1997 (7,3% acima da de 1996).

4. Setor de Petróleo

A partir de 1979, o País adotou um plano energético bastante pragmático, voltado 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 combustível por eletricidade, carvão e biomassa e, (iv) conservação de energia. Estas medidas, aliadas ao sucesso da PETROBRAS 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 ligeiramente a curva de redução da dependência externa de óleo. Nos últimos anos, esta dependência tem se situado em torno de 46%.

Com a promulgação da Lei 9478, de 06/08/1997, todos os seguimentos do setor petróleo foram abertos à competição, e a PETROBRAS deixou de ser a única executora do monopólio da União. O Estado continua como acionista majoritário da Petrobras.

Em cumprimento ao disposto na lei anteriormente citada, a PETROBRAS encaminhou ao Ministério de Minas e Energia a relação de campos em efetiva produção sujeitos a ratificação (Art.32) e solicitou autorização para prosseguimento dos trabalhos exploratórios e de desenvolvimento nas áreas de seu interesse (Art.33), bem como a titularidade sobre o sistema dutoviário e de refinarias. As áreas de interesse cobrem cerca de 12% do total das bacias sedimentares.

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.

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

Em 1997, foram descobertos 12 novos campos de petróleo em terra e 3 no mar, além de 9 acumulações novas em campos já descobertos, que permitiram ampliar às reservas um volume recuperável estimado de mais 2,3 bilhões de barris de óleo equivalente, um dos melhores resultados exploratórios da PETROBRAS. 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 comprovaram a existência de 2,94 bilhão de barris de óleo equivalente de alta qualidade.

Em 31/12/97, as reservas totais de petróleo do Brasil atingiram 16,9 bilhões de barris de óleo equivalente (soma das reservas de óleo, condensado e gás natural), representando um aumento de 20% em relação às de 31/12/96. Deste total, 14,2 bilhões de barris correspondem a óleo e condensado. De acordo com os critérios da Society of Petroleum Engineers (SPE) e da World Petroleum Congress (WPC), as reservas explotáveis provadas de óleo e condensado atingem 7,1 bilhões de barris.

A produção nacional de óleo (incluído o de xisto) e líquidos de gás natural(LGN) atingiu a média de 869 mil barris por dia (bpd), superior em 7,4% à produção média de 1996. Da produção total, 76% foram obtidos no mar, provenientes de 75 plataformas de produção fixas e 18 flutuantes. O recorde nacional foi estabelecido em 17/12/97, com 1.008 mil bpd.

O dispêndio líquido com importação e exportação de petróleo e derivados atingiu US$ 6.1 bilhões em 1997 - semelhante ao de 1996 - correspondentes a um volume líquido importado de 47,9 milhões de m3 (824 mil bpd), dos quais 28,7 milhões de m3 de petróleo bruto. A dinamização do comércio regional, influenciou a importação de petróleo bruto da Argentina (127 mil bpd) e da Venezuela (94 mil bpd).

A demanda interna de derivados de petróleo, em 1997, atingiu a média de 97,4 milhões de m3 (1,68 milhões bpd), 7,8% superior à de 1996. Em dezembro de 1997, registrou-se o recorde de carga média diária de 1.622 mil barris nas refinarias da PETROBRAS. Com a entrada em operação da Unidade de Destilação Atmosférica e a Vácuo, na Refinaria Landulpho Alves (BA); da Unidade de Hidrotratamento de Correntes Instáveis, na Refinaria Presidente Bernardes (SP); e da Planta de produção de Metil Terciário Butil-Eter (MTBE), na Refinaria Presidente Vargas (PR), a PETROBRAS atingiu 1,8 milhões de barris/dia de capacidade instalada de refino.

Ao final de 1997, a malha de dutos da PETROBRAS, em operação, era de 11.719 km, sendo 7.475 km de oleodutos e polidutos e 4.244 km de gasodutos. Durante o ano, tiveram prosseguimento as implantações dos gasodutos de Pilar (AL) a Cabo (PE) e de Guamaré (RN) a Fortaleza-Pecém (CE), que deverão formar, com o gasoduto de Pilar (AL) a Madre de Deus, próximo a Salvador (BA), um sistema integrado de transporte de gás natural de 1.555 km de extensão, possibilitando atender aos principais mercados da Região Nordeste, a partir do final de 1998.

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 do desenvolvimento e introdução de novas tecnologias, mais apropriadas à queima direta, dispensando as etapas de beneficiamento, que foram utilizadas no passado quando o carvão utilizado na geração térmica era subsidiário da 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 6 milhões de toneladas em 1997, 70% foram consumidas em termelétricas e 30% na indústria.

Em 1997, com uma capacidade instalada de geração elétrica (pública) a carvão mineral de 1.421 MW, foram gerados 5.441 GWh (34% acima da geração de 1996) e consumidas 4.253 mil toneladas de carvão. No planejamento indicativo do setor elétrico, a atual capacidade instalada de usinas térmicas a carvão mineral deverá ser acrescida de 1.100 MW (duas usinas de 350 e duas de 200), até o ano 2005.

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 dependerá da adoção de 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 os rumos da área de carvão mineral, sugerindo aos investidores privados novas opções de geração térmica, em bases competitivas com os custos marginais de longo prazo da geração elétrica.

6. Energia para Comunidades Isoladas e para o Meio Rural

Com o Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios - PRODEEM, do MME, deu-se continuidade às ações que visam a apoiar o atendimento das demandas sociais básicas de comunidades carentes dispersas em localidades não atingíveis pelo sistema elétrico, e a promover a elevação da renda e a geração de empregos no meio rural, mediante a instalação de pequenos sistemas energéticos de produção e uso locais, utilizando as fontes renováveis e descentralizadas de energia, em especial a energia solar. Em parcerias com outras entidades, o Programa promove, também, o desenvolvimento dos serviços de educação, saúde, abastecimento de água e comunicações.

Os levantamentos realizados pelos estados e pelas concessionárias de energia elétrica sinalizam a existência de cerca de 100 mil comunidades desassistidas e mais de 3 milhões de propriedades rurais sem energia, em todo o País.

No período 96-97, foram concluídas instalações em 117 comunidades, contemplando 50.000 pessoas, com a iluminação de escolas e centros comunitários, bombeamento de água, produção de alimentos, informação, comunicação de emergência e outros benefícios coletivos. Foram, também, adquiridos os equipamentos destinados a 800 outras comunidades, em todo o País, para instalação em 1998.

Ainda, no âmbito do PRODEEM, merecem destaque as parcerias estabelecidas: (i) com o INCRA, visando a implantação de infra-estrutura energética em 413 assentamentos rurais; (ii) com a PETROBRAS, para atendimento às comunidades carentes localizadas em municípios atravessados pelo Gasoduto Bolívia-Brasil; (iii) com a Fundação Teotônio Vilela, para viabilizar a iluminação residencial nas comunidades atendidas pelo Programa e (iv) com a Fundação Banco do Brasil e PRONAF, para a implantação do Programa "O Homem do Campo" em municípios brasileiros, lançado pelo Governo Federal em novembro de 1997. Essas ações permitirão alavancar recursos e estender os benefícios a mais 3.000 comunidades desassistidas, a partir de 1998.

7. 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 1997 o PIB cresceu 4,1% a.a. e a OIE cresceu 4,3% a.a.. No mesmo período, os derivados de petróleo apresentaram taxa média de crescimento de 5,8%, a eletricidade de 5,0% e a biomassa de 0,6%, correspondendo, respectivamente, a elasticidades de 1,40- 1,21 e 0,14 em relação ao PIB. A eletricidade residencial e comercial, a gasolina automotiva e o querosene de aviação têm sido os grandes indutores das altas taxas de consumo de energia, por conta da melhor distribuição de renda, causada pelo Plano Real.

8. Investimentos no Setor de Energia

Em 1997, os investimentos na área de petróleo atingiram cerca de 2.9 bilhões de dólares, dos quais 1.6 em exploração e produção, 0.7 em refino e 0.6 em transporte e outras atividades. Na área de energia elétrica, os investimentos somaram cerca de 5.0 bilhões de dólares, sendo 2.5 na geração e outros 2.5 na transmissão, distribuição e outras atividades. Assim, o investimento total em energia no Brasil, se situou em torno de 8.0 bilhões de dólares, montante correspondente a cerca de 6% dos investimentos totais do País.

Nos últimos anos, com investimentos anuais variando de 2.5 a 3.0 bilhões de dólares, o Setor de Petróleo Brasileiro tem conseguido garantir o suprimento de derivados bem como tem ampliado significativamente as reservas de óleo e de gás natural. Também não se agravou a situação de dependência externa.

Já no Setor Elétrico, os investimentos realizados nos últimos anos, da ordem de 4.5 a 5.0 bilhões de dólares ao ano, dos quais cerca da metade na geração, não têm sido suficientes para garantir acréscimos anuais em torno de 3.000 MW à capacidade instalada de geração, potência necessária para atender ao crescimento verificado da demanda. Assim, os acréscimos médios de 1.080 MW ao ano, entre 1990 e 1994 e de 2.000 MW ao ano, verificado a partir de 1994, têm aumentado o risco de desabastecimento.

Para o futuro, algumas alterações devem ocorrer na estrutura dos investimentos em energia. Com a instalação de térmicas a gás natural, que exigem investimentos menores que as hidroelétricas, espera-se uma redução relativa nos investimentos em geração, com conseqüente aumento de investimentos em gasodutos. De outro lado, as interligações elétricas com a Argentina e do Sul com o Norte do Brasil deverão exigir maiores investimentos em transmissão.

Concluindo, o potencial de investimentos em suprimento de energia para os próximos anos, pode ser assim estimado, por área: 3.0 bilhões de dólares na área de petróleo, 1.0 em gasodutos, 2.5 a 3.5 em geração elétrica e 2.5 a 3.0 em transmissão e distribuição. Portanto, um montante total em torno de 10 bilhões de dólares ao ano.

9. Principais Oportunidades de Negócios

Os empreendimentos de expansão da geração de energia elétrica, assegurados em jan/98 (com plano de conclusão de obra aprovado, com concessão outorgada, com autorização, com contrato de suprimento de gás natural, com motorização aprovada, etc) devem acrescentar ao Sistema Elétrico brasileiro 23,7 GW, até o ano 2005 (16,7 hidro, 5,0 gás natural, 1,3 nuclear e 0,7 carvão mineral), com investimentos da ordem de US$ 13 bilhões, dos quais 75% aportados por capital privado.

Também estão assegurados quatro empreendimentos de interligações de Sistemas, que ao final de 1999 estarão agregando, à geração, energia equivalente a 2.270 MW. São eles: (i) Sistema Norte/Nordeste com o Sul/Sudeste/Centro-Oeste - 1.000 MW; (ii) Brasil com a Argentina - 1.000 MW, (iii). Brasil com a Venezuela - 200 MW; e (iv) Brasil com o Uruguai - 70 MW. Estima-se investimentos de US$ 1.3 bilhão nestes empreendimentos, dos quais 0.6 privados.

Outros 14,9 GW (US$ 15.6 bilhões), correspondentes a empreendimentos ainda não assegurados, constam do plano de expansão do Setor Elétrico, para entrada em operação nos anos de 2005 a 2007, principalmente.

Portanto, as principais oportunidades de negócios do Setor Elétrico Brasileiro estão ligadas, sobretudo, à oferta de novos empreendimentos de geração para exploração pela iniciativa privada e à construção de sistemas de transmissão, bem como, à privatização de ativos de sistemas de distribuição e de geração.

Neste caminho, em 1998, a ANEEL deverá disponibilizar 31 editais para empreendimentos hidrelétricos (3.300 MW e US$ 4.3 bilhões) e 9 editais para aquisição de energia elétrica produzida por PIE - Produtor Independente de Energia (3.050 MW e US$ 2.2 bilhões).

Cabe acrescentar as grandes oportunidades de negócios decorrentes da necessidade de atendimento às comunidades isoladas e ao meio rural, no âmbito do PRODEEM, representadas pela instalação de sistemas energéticos descentralizados, utilizando fontes de energia locais renováveis, em complementação à eletrificação rural convencional. Para o atendimento de todas as propriedades rurais que permanecem sem a energia necessária ao seu desenvolvimento produtivo, é estimado um investimento da ordem de US$ 20 bilhões.

Com relação ao Programa de Desestatização do Setor Elétrico, prosseguem os trabalhos junto aos governos estaduais para privatização de outras distribuidoras, tais como: a CELPA, do Pará; COELCE, do Ceará; a CEAL, de Alagoas; a CEPISA, do Piauí; a ELETROACRE, do Acre; a CEMAR, do Maranhão; a CESP e a ELETROPAULO, de São Paulo; a CERON, de Rondônia e a CELG, de Goiás; 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 ELETROBRAS (ELETROSUL, com 3.714 MW - , FURNAS, com 7.842 MW - CHESF, com 10.705 MW; e ELETRONORTE, com 5.703 MW ).

Um outro processo de privatização, ainda em curso, envolve o leilão de venda da Nacional Energética (UHE Serra da Mesa).

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. Neste particular, a PETROBRAS tem oferecido parcerias em vários projetos, abrangendo os segmentos de exploração e produção e de abastecimento (coque, estocagem subterrânea de GLP, geração termelétrica, fibras óticas, polidutos, parafinas, solventes, metanol, gás natural, etc). Os projetos em estudo têm atraído o interesse de várias empresas nacionais e internacionais, tendo a empresa, na área de energia elétrica, já concluído o processo de seleção de parceiros para conduzir e implantar as unidades de cogeração na Refinaria Landulpho Alves (BA), com o consórcio ABB Energy Ventures Inc.; na Refinaria Henrique Lages (SP), com o consórcio Marubeni Corporation e a Sithe Energies Inc.; e na Refinaria de Paulínia (SP), com a OPP Petroquímica, o Grupo Ultra e as Centrais Elétricas do Estado de São Paulo - CESP.

 

Também, na área de petroquímica, a PETROBRAS vem oferecendo parcerias, sendo de destacar: o contrato assinado com a OPP Petroquímica, visando a produção e comercialização de petroquímicos básicos, em Paulínia - SP, e a assinatura de protocolo para estudo de viabilidade de um sistema de produção de nafta petroquímica e de óleo combustível, para serem utilizados na central de matérias-primas da Companhia Petroquímica do Nordeste - COPENE, em Camaçari - BA.

 

Na área de exploração de petróleo, o País dispõe de uma área sedimentar estimada em cerca de 6,4 milhões de km2, com expressão no continente e no "off-shore", em grande extensão reclamando ainda investimentos em campanhas exploratórias de maior detalhe, apresentando um grande potencial a desenvolver no seu "up-stream".

 

A PETROBRAS, postula, nos termos da legislação, para atuação exclusiva, num primeiro momento, a concessão de 4,7% da referida área sedimentar e 6,9 % para o desenvolvimento de uma atuação conjunta com parceiros privados, o que representa, se integralmente aprovada, um comprometimento inferior a 12% da superfície total das bacias sedimentares brasileiras. Tal proposta se encontra em fase de análise técnica da Agência Nacional de Petróleo mas, de qualquer forma, 88% da área sedimentar referida, estará aberta para a participação de capital privado.

Mre98