Economia & Energia
Ano IX -No 51:
Agosto-Setembro
2005 
ISSN 1518-2932

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e&e No 51

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Textos para Discussão:

O Gás Natural na Bolívia: Riscos e Oportunidades

Petróleo no Brasil  

Artigo:

Balanço de Carbono: A Contabilidade das Emissões nas Metodologias “Top-Down” Estendida (“Top-Bottom”) e “Bottom-Up”

 

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Texto para Discussão:

O Gás Natural na Bolívia: Riscos e Oportunidades

 

Carlos Feu Alvim feu@ecen.com

 e José Israel Vargas jivargas@abc.org.br

Introdução

A recente crise institucional da Bolívia que culminou com a renúncia do segundo presidente em dois anos, e gerou mudanças institucionais na área de petróleo e gás (que supostamente a originaram) reavivou os receios do Brasil quanto à confiabilidade do abastecimento de gás natural daquele país.

Eletricidade e gás natural (GN) guardam entre si algumas semelhanças: São difíceis de armazenar e necessitam de uma conexão estreita entre o produtor e o consumidor final. São, além disso, energéticos praticamente limpos, de uso cada vez mais adequado ao consumo urbano.

Contrariamente a estes insumos, todos os outros líquidos (como petróleo e derivados) ou sólidos (como carvão mineral) são passíveis de transporte armazenamento relativamente fáceis.[1]

Esta ligação umbilical entre produtor e consumidor cria inevitável dependência que pode provocar a superação de receios mútuos[2].

Tal comportamento tem sido confirmado pela experiência internacional. Exemplo notável desta “estabilidade” foi revelado pelo fornecimento de energia da Central de Cahora Bassa em Moçambique. Durante os anos em que existiram, neste país, um regime comunista e de predominância negra e, na África do Sul, o seu inimigo visceral capitalista, branco e racista o abastecimento elétrico não foi interrompido por razões políticas. Outros exemplos são as ligações de gás natural estabelecidas entre a antiga União Soviética e a Europa Ocidental a despeito da guerra fria e entre a Líbia de Kadafi e a Itália, participe da atual União Européia.

O próprio fornecimento de gás natural da Bolívia para a Argentina se deu sem maiores percalços durante duas décadas. Mesmo após haver a Argentina se tornado auto-suficiente em gás natural e seu contrato de importação ter sido encerrado em 1992, continuou havendo a compra do gás boliviano por este país até que o Brasil pudesse absorver o excedente. Esperava-se, inclusive, que a reversão de fluxo no gasoduto propiciasse ao Brasil a importação do gás argentino via Bolívia. Deve-se lembrar, no entanto, que havia interesse dos organismos financeiros internacionais para que fosse preservado o que se considerava constituir “a maior fonte de receita legal da Bolívia”. Ademais, o interesse dos EUA em que fosse assegurada à Bolívia receita do gás era uma garantia para a obtenção de financiamentos para o empreendimento.

O Gás Natural da Bolívia

A efetivação do Acordo que possibilitou à Petrobrás importar gás da Bolívia provocou, na ocasião, aceso debate na empresa. A oposição ao acordo era expressa através da AEPET (Associação de Engenheiros da Petrobrás) cujas principais alegações foram: a Bolívia não teria reservas de gás provadas; o Brasil teria muito gás a descobrir e, finalmente, a Bolívia não seria confiável. Um grupo técnico dentro da empresa[3], coordenado por José Fantine (na ocasião Superintendente de Planejamento) estudou todos os aspectos técnicos e estratégicos do assunto. Segundo este engenheiro, foi obtida a aprovação dos gerentes de primeira linha e da diretoria sem nenhuma pressão indevida. A oposição da AEPET apresentava ainda aspectos políticos e ideológicos relacionados com o eventual rompimento do monopólio interno de petróleo já que a futura companhia exploradora do gasoduto teria obrigatoriamente participação de sócios estrangeiros. A entrada da Petrobras na exploração (que levou a descobertas de grande vulto) e conseqüente produção na Bolívia foi uma ação posterior em função da privatização do setor ali ocorrida. Assim, passaram a existir dois negócios de vulto: a produção de gás (que agora sofre nova nacionalização e taxação) e a importação do gás.

Os acontecimentos recentes na Bolívia já tiveram reflexo na confiança em futuros projetos o que estaria motivando a Petrobrás a rever o projeto do gasoduto do nordeste (Gasene) bem como outros investimentos em termelétricas e em instalações industriais. A experiência histórica faz esperar, no entanto, que a médio e longo prazos as dificuldades geradas pela atual situação política boliviana sejam superadas. Por outro lado, a avaliação da Petrobrás parece ser de que a taxação boliviana não elimina a rentabilidade do empreendimento já realizado naquele país e o volume de gás já inventariado garantiria o abastecimento pelo tempo necessário para amortizar os investimentos já realizados.

 Pesaria na decisão do novo governo da Bolívia, a ser eleito ainda em 2005, o fato do gás natural ser (dados de 2004) responsável por 29% do valor das exportações da Bolívia. A elevação do preço corrente do petróleo e do gás natural no mercado internacional e o aumento na produção boliviana de gás devem elevar a importância relativa desta receita. A hipótese de um governo constituído na Bolívia interromper o abastecimento para o Brasil é, pois, considerada pouco provável. Por outro lado, um governo mais estável tenderá também a encontrar uma solução em que o preço acertado não desestimule a demanda e logo os investimentos futuros.

Vale lembrar que nas condições mais adversas existem riscos inerentes ao sistema de transporte usual (gasoduto), seja resultante de causas naturais e técnicas ou de atos de sabotagem. Com efeito, a defesa de uma instalação que se estende por milhares de quilômetros (557km na Bolívia) contra atos de guerra é virtualmente inviável.

Embora a hipótese pareça pouco provável nem tenha havido ameaça real ao abastecimento nos acontecimentos recentes[4], torna-se indispensável uma análise da vulnerabilidade do Brasil frente à redução ou à interrupção do abastecimento de gás boliviano, tanto para prevenir suas eventuais conseqüências como para orientar o próprio planejamento energético.

 

Gás Natural na América do Sul e Central e a Disponibilidade do Gás da Bolívia

Alguns elementos dessa análise impõem-se nesta abordagem inicial. Desde logo, devem-se considerar os dados referentes ao GN na América do Sul e Central[5] potencialmente interessantes para a análise do problema e que estão resumidos na Tabela 1.

 

Tabela 1: GN na América do Sul e Central em 2004  (bilhão de m3)                         

 

Reserva

Partici-
pação

Produção

Anual

Consumo

Anual

Produção -
Consumo

R/P

Unidade

109 m3

 

109 m3/
ano

109 m3/
ano

109 m3/
ano

anos

Argentina

605

8,5%

44,9

37,9

7,0

13,5

Bolívia

890

12,5%

8,5

1,4

7,1

104,7

Brasil

326

4,6%

11,1

18,9

-7,8

29,4

Chile

 

 

 

8,2

-8,2

 

Colômbia

110

1,5%

6,4

6,3

0,1

17,2

Equador

 

 

 

0,1

-0,1

 

Peru

246

3,5%

 

0,9

-0,9

 

Trinidad
Tobago

533

7,5%

27,7

11,3

16,4

19,2

Venezuela

4219

59,4%

28,1

28,1

0,0

150,1

Outros Am. do
Sul e Central

170

2,4%

2,5

4,9

-2,4

68,0

Total Am. do
Sul e Central

7099

100,0%

129,1

117,9

11,2

55,0

Fonte BP (http://www.bp.com)

O exame preliminar sobre a disponibilidade do GN da Bolívia deve-se levar em conta alguns pontos cruciais enumerados a seguir:

A capacidade de produção da Bolívia considerando suas reservas. Tomando-se uma razão reserva/produção prudente de 20 anos, chega-se a um potencial de produção nesse país de 44 bilhões de m3/ano baseado nas reservas conhecidas. Uma avaliação das reservas prováveis pode levar a valores superiores. Deste ponto de vista, existe uma oferta que viabiliza a importação de gás daquele país em horizonte de tempo adequado.

Os concorrentes do Brasil para o gás da Bolívia:

1.       Bolívia - Naturalmente, a própria Bolívia terá prioridade no uso de seu gás. Seu consumo de energia primária comercial em 2002 (dados IEA) era equivalente a 4,8 bilhões de m3/ano dos quais 27% verdadeiramente em GN. Supondo que a participação do GN na matriz boliviana atingisse 55% (caso atual da Argentina) ter-se-ia um consumo limite de 2,4 bilhões de m3. ou de 2,8 bilhões no ano de 2004 (admitindo-se um incremento de 8%). Se a atividade econômica dobrar em dez anos (crescimento de 7% ao ano do PIB) e a demanda energética acompanhar esse crescimento, o consumo boliviano será apenas de cerca de 5 bilhões de m3/ano, restando pois um potencial de exportação de cerca de 40 bilhões de m3/ano.

2.       Argentina - Nos anos noventa, como se viu anteriormente, a Argentina se considerava um exportador de gás natural para as décadas seguintes. Sua infra-estrutura foi, especialmente preparada para isso, estabelecendo-se ligações com o Chile e o Brasil. No entanto, a Argentina apresenta razão reserva/produção já próxima do limite mínimo estrategicamente aceitável de dez anos. Os planos de livre exportação da Argentina surgiram na expectativa – afinal não concretizada – de que a privatização ocorrida conduzisse a um rápido aumento das reservas. Sendo assim, o mais provável é que a Argentina se concentre nos próximos anos no atendimento de suas próprias necessidades e ao cumprimento (se possível) dos contratos de exportação já firmados. A inusitada participação do GN em sua matriz energética, leva a considerar que existe margem para alguma redução no ritmo crescimento da demanda de GN na Argentina verificado nos últimos anos. A Figura 1 resume a situação da Argentina. Pode-se observar que nos últimos 20 anos sua reserva não sofreu acréscimo significativo, ao passo que a produção e o consumo cresceram sistematicamente.

Figura 1: Reservas, produção, consumo e reserva/produção da Argentina

3.       Chile e outros países da América do Sul - Note-se, desde logo, que o Chile é inteiramente dependente do GN importado da Argentina. Além disso, apresenta uma participação importante do GN em sua matriz energética (29%). Tendo em vista a ausência de produção própria, seu consumo anual deve ser suprido por seus vizinhos a menos de venha a recorrer à importação do GN liquefeito (criogênico). Para o abastecimento no Continente as reservas do Peru são a opção mais evidente (afora a Bolívia). Esta circunstância o torna particularmente vulnerável às atuais pressões da Bolívia que usa o GN como instrumento da projetada reconquista de seu acesso ao mar. As necessidades anuais do Chile são atualmente de cerca de 8 bilhões de m3/ano. O terceiro país em demanda potencial na América do Sul é a Colômbia; atualmente, sua produção é suficiente apenas o atendimento de sua demanda interna.  Para o futuro, a Colômbia poderia dispor do GN dos vizinhos Peru e Venezuela havendo, para este último, a necessidade de superar os problemas políticos que hoje ocorrem entre os dois países.

4.       EUA e outros países desenvolvidos – A barreira da distância que limita o comércio de GN para países mais afastados será vencida na medida em que o preço do GN transportado na forma liquefeita em navios criogênicos tornar-se viável. A propósito, note-se que, a partir de 2003, o preço do GN importado pelo Japão (CIF) colocou-se abaixo do preço médio praticado nos EUA para gás encanado.[6] No caso da América do Norte, as reservas conhecidas de GN são similares às da América do Sul para uma demanda potencial pelo menos dez vezes maior. Os EUA já importam GN criogênico de Trinidad Tobago (13,1 bilhões de m3/ano em 2004)[7]. A possibilidade de exportar GN para os EUA está sendo considerada pela Bolívia, mas esbarra na dificuldade de não dispor de um porto. Aliás, um dos problemas que levou o Presidente Meza à renúncia foi a feroz oposição popular a um acordo da Bolívia com o Chile para exportar o GN utilizando um porto daquele país.[8] Deve ser notado, no entanto, que por mais que se reduza o custo da criogenia e do transporte, ele sempre será maior do que o correspondente ao transporte por um gasoduto para o Brasil ou Argentina. Assim a opção boliviana pela criogenia sempre vai perder para a opção Brasil, pois, a preços finais iguais, restará uma renda menor para a Bolívia. A outra opção existente para a exportação de gás para destinos distantes é sob a forma de combustíveis líquidos (gasolina, diesel, nafta e outros derivados) a partir do gás natural pelo processo GTL (Gas-to-Liquids)[9]. Este processo, no entanto, deverá ser adotado, em primeiro lugar, em países onde praticamente inexiste opção econômica para o uso do GN associado produzido.

Impacto da redução ou supressão da importação do gás boliviano pelo Brasil

No ano de 2004, a dependência do GN importado era de 37% em relação à oferta interna bruta[10]. A evolução da dependência é mostrada na Figura 2.

Figura 2: Dependência externa do GN importado relativa à oferta interna bruta.

(Dados do Balanço Energético Nacional do Ministério das Minas e Energia - BEN/MME 2005)

Na Tabela 1, foi mostrado que o Brasil detém, no momento, só 4,6% da reserva conhecida na América Latina. Poder contar com uma fonte externa de GN canalizado é, em princípio, uma vantagem comparativa frente a outros países que não deve ser negligenciada. Em face da distância entre a Venezuela e as regiões de maior consumo potencial no Brasil, a Bolívia, por suas reservas e localização, apresenta-se como a melhor opção. Recorda-se que o gás natural substitui, com menor impacto no meio ambiente, outras fontes de calor, sendo uma alternativa para várias aplicações do petróleo cuja participação na matriz energética mundial já parece estar em declínio. As reservas do Brasil, mostradas na Figura 3, não admitem grande expansão a médio prazo. Com efeito, embora a razão reserva/produção venha, há quase duas décadas, mantendo-se no nível de 30 anos, a razão reserva/consumo já era, em 2004, de 17 anos. Ou seja, para que haja uma expansão sustentada da participação do GN na matriz energética brasileira com base na produção exclusivamente nacional, seria necessário um incremento significativo nas reservas locais.

Figura 3: Evolução da Produção, Reserva, e Demanda de GN no Brasil.

Como a taxa de utilização deve crescer nos próximos anos, não contar com o gás natural da Bolívia não parece ser uma boa opção estratégica para o Brasil.

A produção, transformação e  utilização do Gás Natural em 2004 aparecem contabilizadas, na Tabela 2, conforme dados do BEN/MME 2005. De uma oferta total de cerca de 25 bilhões de m3, 8 bilhões foram importados. Após a reinjeção em poços de petróleo e subtraída a fração não aproveitada (queima nas plataformas de petróleo) a oferta interna bruta é um pouco inferior a 20 bilhões de m3/ano. Em números aproximados, deduzidos 1,5 bilhão para outras transformações (principalmente de compostos líquidos), sobram 18,5 bilhões para outros usos sendo que 4,5 bilhões são utilizados para a geração de eletricidade e 14 bilhões se destinam ao consumo final.

Tabela 2: Produção, Transformação e Uso do GN no Brasil em 2004

 

GÁS
 NATURAL

GÁS NAT
 ÙMIDO

GÁS NAT
SECO   

 

milh m3

milh m3

milh m3

    PRODUÇÃO

16971

16971

0

    IMPORTAÇÃO

8086

0

8086

  OFERTA TOTAL                  

25057

16971

8086

    EXPORTAÇÃO

0

0

0

    NÃO APROVEITADA

-1669

-1669

0

    REINJEÇÃO

-3616

-1300

-2316

  OFERTA INTERNA BRUTA         

19772

14002

5770

TOTAL TRANSFORMAÇÃO

-5708

-12376

6668

    REFINARIAS DE PETRÓLEO

0

0

0

    PLANTAS DE GÁS NATURAL

-935

-11700

10765

    CENTRAIS. ELET. SERV. PÚBLICO

-3438

0

-3438

    CENTRAIS ELET. AUTOPRODUTORAS

-1155

-496

-659

    OUTRAS TRANSFORMAÇÕES

-180

-180

0

    PERDAS DISTRIB. ARMAZENAGEM  

-352

-142

-210

CONSUMO FINAL                

13665

1416

12249

 CONSUMO FINAL NÃO ENERGÉTICO

838

0

838

 CONSUMO FINAL ENERGÉTICO

12827

1416

11411

  SETOR ENERGÉTICO

3168

1416

1752

  RESIDENCIAL                  

206

0

206

  COMERCIAL                    

245

0

245

  PÚBLICO

54

0

54

  AGROPECUÁRIO

2

0

2

  TRANSPORTES - TOTAL          

1580

0

1580

    RODOVIÁRIO

1580

0

1580

  INDUSTRIAL - TOTAL           

7572

0

7572

    CIMENTO                      

23

0

23

    FERRO GUSA E AÇO

1064

0

1064

    FERRO LIGAS

1

0

1

    MINERAÇÃO E PELOTIZAÇÃO

260

0

260

    NÃO FERROSOS E OUT. METALURG.

514

0

514

    QUÍMICA

2344

0

2344

    ALIMENTOS E BEBIDAS          

558

0

558

    TÊXTIL

339

0

339

    PAPEL E CELULOSE             

521

0

521

    CERÂMICA

872

0

872

    OUTRAS INDÚSTRIAS

1076

0

1076

Geração eletricidade (GWh)

19264

2291

16973

 Geração serviço público de eletricidade (GWh)

14681

0

14681

 Geração autoprodutores de.eletricidade (GWh)

4583

2291

2292

Fonte BEN/MME 2005

A importação de GN seco (8 bilhões de m3/ano) destina-se a este mercado cerca de 18,5 bilhões de m3 para consumo final e geração de eletricidade. Ou seja, na hipótese de corte de suprimento do gás boliviano, ter-se-ia que proceder à redução superior a 40% neste tipo de consumo. Para o futuro, parece importante o desenvolvimento de alternativas de gás não associado nacional ou de outras procedências (como o Peru e até criogênica) capazes de suprir – pelo menos parcialmente - eventuais faltas.

Uma questão importante – que transcende o objetivo deste trabalho – é o dimensionamento da demanda futura brasileira e a administração da exploração das reservas nacionais que leve em conta a disponibilidade das fontes externas. Na situação atual, em termos de energia primária, a participação do GN na matriz brasileira é de 9% da energia comercial (dados de 2004) enquanto que a média mundial é de 24 %. Ou seja, uma participação da mesma ordem no Brasil corresponderia a um consumo de aproximadamente 50 bilhões de m3/ano ou cerca de 140 milhões de m3/dia.  Recentemente a e&e (No. 49) projetou o crescimento energético para o período 2000-2035 no Brasil com metodologia baseada no conceito de energia equivalente para um cenário moderado de crescimento econômico. O crescimento do consumo energético seria  de 4,7% ao ano. Supondo o mesmo crescimento da demanda potencial de gás natural e que a participação na matriz atingisse a média mundial, a demanda brasileira seria de 65 bilhões de m3/ano em 2010 e poderia chegar a superar 140 bilhões em 2020. Se as reservas brasileiras estiverem no limite estimado de 1,5 trilhões de m3 (reservas descobertas e a descobrir) parece conveniente e prudente poder usar reservas externas dos vizinhos.

Alternativas de Contingenciamento do GN

Na hipótese de uma possível interrupção do GN boliviano, as medidas possíveis são basicamente as de aumentar a oferta ou restringir a demanda. Como a maioria do GN produzido no Brasil é de gás associado à produção de petróleo, a possibilidade de aumentar rapidamente a oferta interna é reduzida. Não existe também infra-estrutura adequada ao armazenamento de gás ou à importação do GN liquefeito. A margem de manobra para o aumento da oferta é limitada, mas certamente existe. Em uma aproximação grosseira não se deve esperar um acréscimo superior a 1 bilhão de m3/ano.

Análise preliminar indica que existe um grande potencial de substituição nas refinarias (consumo anual de 3 bilhões de m3). O setor transporte absorve cerca de 1,5 bilhão de m3, contudo a maioria da frota de veículos, poderia voltar a funcionar com o combustível tradicional. A geração de eletricidade corresponde a 4,5 bilhões de m3. Por um tempo limitado e em ocasiões de reservas adequadas de água, uma redução no volume da geração elétrica nas usinas de GN seria factível. No setor industrial (responsável por cerca de 7,5 bilhões de m3/ano) é certamente possível identificar oportunidades de substituição que minimizariam a restrição da oferta.[11]

Todas as substituições mencionadas, com poucas exceções, implicarão algum custo financeiro e/ou ambiental. No entanto, uma interrupção temporária no abastecimento de GN boliviano não causaria problemas incontornáveis. Por outro lado, é sempre bom contar com alternativas à importação já que isto também minimiza o risco de um eventual boicote por motivos políticos.

Na análise da e&e nº 49 sobre o Setor Elétrico, ficou claro o papel regulador das usinas térmicas no funcionamento do sistema de geração de eletricidade face às oscilações do regime de chuvas. Com a crescente participação do gás natural na geração de eletricidade (Figura 4), este tipo de regulação do sistema elétrico corre o risco de impactar negativamente o setor gás. Assim, já existe no sistema energético brasileiro clara necessidade de regulação do abastecimento de GN ainda não adequadamente equacionada. Como a oferta tende a ser rígida (gás associado + importação no processo “take or pay”) a regulação teria que ser feita na demanda. Isto pode ser realizado com a contratação de demanda do tipo interruptível. Seria, pois, muito interessante para o sistema energético contar com instalações capazes de operar com outros combustíveis.

Figura 4: Usos de GN na geração de energia elétrica no Brasil, não estando incluído na figura o GN reinjetado e não utilizado (Dados BEN/MME 2005).

Para o futuro, seria desejável uma regulação na oferta (GN nacional não associado e de outros países) para estabilizar o sistema.

Conclusão

Os exemplos históricos de outros países mostram que a relação de dependência mútua entre o país produtor e o consumidor tende a não afetar o comércio de energia, mesmo na hipótese de existência de conflito entre as partes (o que não é o caso de Brasil e Bolívia). A interrupção de abastecimento de GN configura assim uma possibilidade remota.

A análise preliminar aqui realizada parece indicar que existe margem – pelo menos por tempo limitado – para absorver uma interrupção de fornecimento de gás externo com prejuízos aceitáveis.

A importação de GN da Bolívia (a preços adequados) é a opção mais indicada no âmbito regional para complementar a produção brasileira, a vista das reservas nacionais até agora conhecidas.

Uma análise dos possíveis países concorrentes pelo GN boliviano indica que o Brasil desfruta de posição privilegiada tendo em vista o volume que é capaz de absorver e a disponibilidade de uma rede de gasodutos próprios.

A regulação do mercado de GN nacional – mesmo na ausência de cortes de fornecimento – deveria ser objeto de uma análise estratégica que tenha presente a possibilidade de variações significativas na demanda de GN para a geração de eletricidade em um sistema predominantemente hídrico, que já não dispõe de regulação plurianual anteriormente existente. É desejável montar para o GN (e também para a eletricidade) um sistema provido de capacidade para tolerar variações de oferta e demanda de maneira a atender as circunstâncias climáticas, energéticas e também políticas.

O Brasil foi, durante décadas, uma ilha energética em relação a seus vizinhos. A integração da América do Sul na área de energia vem progredindo lentamente e o gasoduto Bolívia/Brasil é um passo importante na boa direção. Essa integração pode trazer benefícios mútuos, mas vem, obrigatoriamente, acompanhada de complicações geopolíticas que são inerentes ao papel principal do Brasil no continente.

É bom lembrar que continua fazendo falta ao Brasil um planejamento energético de longo prazo que integre todas as fontes de energia. À medida que a integração continental for se aprofundando, tornar-se-á necessário incluir neste planejamento o intercâmbio energético com os vizinhos. Estudos para prevenir e enfrentar contingências devem então ser uma atividade contínua.

 

 


 

[1] Para o gás natural existe a possibilidade do transporte na forma líquida, em baixas temperaturas, usando navios criogênicos. O custo deste tipo de transporte tem dificultado seu uso que correspondia, em 2004, a 7% do consumo mundial e 26% da exportação mundial (http://www.bp.com). Sessenta por cento desse tipo de exportação é dirigida a países como Japão e Coréia para os quais não existe outra opção de abastecimento de gás.

[2] É inevitável que ainda que subsista alguma desconfiança quando a transação envolve países cujas instituições (ou situações sócio-políticas) são particularmente instáveis. Esta desconfiança - que existiria em qualquer contrato de suprimento de insumos estratégicos – é, no entanto, atenuada e não agravada pelo tipo de ligação existente .

[3] Denominado “Grupo 1”.

[4] Assinala José Fantine (atualmente Coordenador Executivo do Espaço de Centros de Excelência), que em nenhum momento da recente crise na Bolívia discutiu-se a interrupção do contrato de fornecimento do gás para o Brasil ou majoração do seu preço. Em discussão estava o encarecimento do gás ofertado internamente pelo aumento dos impostos. Mas esse aumento não tem como ser repassado para o importador (a Petrobras), pois o preço do gás é regulado por contrato. A ameaça de interrupção do fluxo do gasoduto ocorreu por bloqueio de estradas impedindo a saída de líquidos produzidos nas plantas de gás natural, o que acabaria por levar ao esgotamento dos espaços para armazená-los, obrigando a paralisação da produção de gás natural. Vitoriosa a elevação das taxas, diminui o lucro das operadoras locais, dentre elas a Petrobras, mas isso nada tem a ver com o fornecimento do gás para o gasoduto.

[5]  A inclusão da América Central, de pouca importância prática para o abastecimento do Brasil, se deve à agregação dos dados na fonte.

[6] Muito embora contratos de longo prazo influenciem os preços do GN importado pelo Japão, o fato configura a viabilidade prática deste tipo de importação com os preços atuais de petróleo.

[7] Os EUA já iniciaram uma corrida para construir terminais que poderiam atender a múltiplas importações.

[8] Na América Latina é a Venezuela (e não a Bolívia) o fornecedor óbvio de GN criogênico para os EUA já que dispõe das maiores reservas . Evidentemente as condições políticas atuais entre os governos Bush e Chaves não favorecem este entendimento.

[9] Embora a tecnologia GTL  não seja  “massificada” e dominada comercialmente,. é fato que se pode produzir diesel e outros derivados a um custo menor do que o do petróleo (menor do que 40 us$/barril já em derivado de primeiríssima qualidade a partir de um gás ao custo da produção na Bolívia). Assim, uma próxima rota para os donos de gás é se associar para produzir diesel, gasolina, ou querosene de jato ou petroquímicos. As primeiras plantas em escala comercial estão entrando em operação e várias empresas dominam inteiramente a tecnologia

[10] Em relação à oferta total (produção + importação) a dependência era de 30% já em relação ao gás natural para uso final e na geração de eletricidade a dependência era de 44%.

[11] Apenas para ilustrar uma hipótese de contingenciamento poder-se-ia pensar em 0,5 bilhão de incremento da produção, redução de 1,5 bilhão de uso veicular, 2 bilhões nas refinarias e 2,5 bilhões na produção de eletricidade e 1,5 bilhão de  na indústria (total de 8 bilhões de m3/ano)

 

Graphic Edition/Edição Gráfica:
MAK
Editoração Eletrônic
a

Revised/Revisado:
Tuesday, 15 May 2007
.

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