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Economia & Energia
No 25 - Março - Abril 2000  ISSN 1518-2932

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SETOR ENERGÉTICO BRASILEIRO

DESTAQUES EM 2000 E OPORTUNIDADES DE NEGÓCIOS

1.  Considerações Gerais

A Oferta Interna de Energia-OIE do País atingiu cerca de 261 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (tep) em 2000, com crescimento de 3% em relação a 1999 (dados preliminares). Desse montante, aproximadamente 57% de energia limpa e renovável, sendo 39% de hidroeletricidade e 18% de biomassa. Com grande extensão territorial e com grande potencial energético, o País tem optado pelo estabelecimento de políticas próprias que favoreçam as energias renováveis, sendo exemplos o desenvolvimento da hidroeletricidade a partir de 1950 e o programa do álcool na década de 70. Dos 43 % da OIE referentes à energia não renovável, 34% corresponderam ao petróleo e seus derivados, 3,7% ao gás natural e o restante ao carvão mineral e urânio.

Apenas 18% da OIE corresponderam a importações, 3 pontos percentuais abaixo de 1999. Para esta performance vem contribuindo sobremaneira a área de petróleo, que 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 –  cerca de 30% em 2000 - resultado 5 pontos percentuais menor que o de 1999. No segundo choque de petróleo, em 1979,  esta dependência era de 85%.

Em 2000, teve continuidade o  programa do Governo para estimular o aumento da participação do gás natural no mercado energético, principalmente quanto à regulamentação do seu uso em termelétricas. As fontes não convencionais e/ou descentralizadas de energia (solar, eólica, resíduos florestais e agrícolas, óleos vegetais, pequenos potenciais hidráulicos) foram, também, incentivadas. Prosseguiram, ainda, em 2000,  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.

No processo de reestruturação do setor energético, foi instalado o Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, órgão de assessoramento ao Presidente da República, com o objetivo de formular políticas e diretrizes para promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do País, assegurar a universalização do consumo energético nacional e estimular o desenvolvimento de fontes alternativas renováveis de energia, de forma a obter-se, gradativamente, uma matriz energética que preserve o interesse nacional em  toda a sua plenitude. Ao longo do exercício foram iniciadas  as atividades de oito Comitês Técnicos (CT’s), vinculados ao CNPE, quais sejam: CT1 - Consumidor e Tarifas; CT2 - Planejamento do Suprimento de Energia Elétrica; CT3 - Matriz Energética; CT4 -  Eficiência Energética; CT5 - Fontes Renováveis Complementares; CT6 - Importação de Energéticos e Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis; CT7 - Meio Ambiente;  e CT8 - Atração de Investimentos e Marcos Legais. 

Ainda, na área institucional, o Ministério de Minas e Energia deu prosseguimento às ações voltadas para uma maior participação do setor privado nos investimentos necessários e na responsabilidade pela garantia do suprimento nacional de energia. A ação  das Agências Reguladoras – ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica e  ANP – Agência Nacional de Petróleo tem sido fundamental para a continuidade de garantia do suprimento e o aumento da qualidade dos serviços de energia em todo o País.

No ano de 2000, foram publicados e divulgados, pelo MME, o Balanço Energético Nacional – ano base 1999, contendo estatísticas de energia para o período 1984/1999, e o Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico 2000/2009, contendo os elementos indicativos da geração e transmissão para o período.

2.  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 da demanda 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.

De 1992 a 1997, com a estabilização da economia,  estabeleceu-se um novo ciclo de desenvolvimento que elevou as taxas de expansão da economia e do consumo de energia. Nesse período o PIB cresceu 4,1% a.a. e a OIE cresceu 4,3% a.a., com os derivados de petróleo apresentando 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 foram os grandes indutores das altas taxas de consumo de energia, por conta da melhor distribuição de renda, causada pelo Plano Real.

Em 1998, por força da crise nos países asiáticos, o Governo brasileiro foi obrigado a tomar medidas  que levaram a uma forte retração no crescimento econômico, tendo o PIB apresentado um crescimento de apenas 0,22%. Ocorre, entretanto, que os energéticos citados acima, associados ao bem estar da população, mantiveram altos níveis de consumo, acima de 5%, fato que levou a um crescimento da OIE bem acima do PIB.

Em 1999, com a desvalorização da moeda nacional, o processo de baixo desempenho da economia continuou (PIB de 0,79%) e, agora, afetando significativamente o consumo de energia associado ao uso particular. Apresentaram taxas negativas de consumo: o querosene de aviação  (- 6,4%), o álcool hidratado (- 8%) e a gasolina automotiva (- 1%). Já a energia elétrica residencial cresceu apenas 2,5%.

Segundo dados preliminares, em 2000, o PIB cresceu 4,2%, alavancado por grandes desempenhos dos setores de:  Comunicação (17%), Extrativa mineral (11%), e Indústria de Transformação (5,5%). Conforme já mencionado, a OIE deverá crescer cerca de 3% em 2000, resultado menor que o do PIB, devido principalmente à baixa performance do consumo  de energia associado ao uso particular, fato ocorrido, também, em 1999. 

3.  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 72,4 GW, em dez/2000, excluídos os 6,3 GW da parte paraguaia de Itaipu, quase toda destinada ao mercado brasileiro, e outras importações de energia.

Em 2000, foram acrescidos 4,2 GW à capacidade instalada de geração elétrica, sendo de destacar a entrada em operação da UTN Angra II - RJ, com 1.309 MW, da UHE Porto Primavera – SP, com 504 MW, da UHE Itá – RS/SC, com 1.160 MW, da UHE Manso – MT, com 53 MW e da UT Uruguaiana – RS, com 600 MW.

Em associação com o aumento da capacidade instalada, foram acrescidos ao Sistema Elétrico 2600 km de linhas de transmissão – LT em níveis superiores à 230 kV. Os grandes destaques foram a entrada em operação da LT Garabi-Itá, em corrente alternada de 500 kV, com extensão de 354 km e a LT Ivaiporã-Itaberá III, em 750 kV, com extensão de 265 km, possibilitando a importação de energia elétrica da Argentina, através da  Conversora de Garabi (Interligação Brasil/Argentina), com capacidade de 1050 MW.

 

Como conseqüência do aumento da capacidade de produção e do crescimento do mercado consumidor, a geração interna de eletricidade, para uso público, de 324 TWh (93 % de origem hidrelétrica), acrescida da parte importada do Paraguai e Argentina (42,4 TWh) e da energia gerada pelos autoprodutores (24,6 TWh), permitiu atender a um consumo total de 331 TWh, 5,2 % superior ao de 1999.

A ANEEL, com o acelerado crescimento do mercado nacional de energia elétrica vem atuando intensamente para ampliar a capacidade de geração de energia elétrica no País, pela condução dos processos de licitações de concessões, outorgas de concessões e autorizações de empreendimentos de geração de energia elétrica, bem como pela celebração de contratos de concessões.

Assim, entre 1999 e 2000, foram licitados 15 empreendimentos de geração hidrelétrica, totalizando 2.328 MW: UHE’s Itumirim, Candonga, Quebra Queixo, Barra Grande, Corumbá IV, 14 de Julho, Castro Alves, Monte Claro, Picada, Capim Branco I, Capim Branco II, Murta, Barra do Braúna, Itacoara e Espora. Os investimentos previstos são da ordem de R$ 5,7 bilhões. Esses empreendimentos beneficiarão o sistema interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste, particularmente os estados de Goiás, Minas Gerais, Rio de Janeiro, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Quando da entrada em operação comercial essas UHEs irão gerar recursos à União de aproximadamente R$ 20 milhões anuais, pelo pagamento do uso de bem público. Desses empreendimentos, 5 já foram outorgados: UHE’s Ourinhos, Itumirim, Candonga, Quebra Queixo e Corumbá IV, totalizando 436 MW.

Em 2000, foram também autorizadas 116 novas Termelétricas (9.685 MW), uma Central Eólica, (0,275 MW) e 50 Pequenas Centrais Hidrelétricas (576 MW), totalizando 167 empreendimentos, 10.262 MW de acréscimo de capacidade nos próximos anos e investimentos da ordem de R$ 10 bilhões.

Em termos globais, as licitações e autorizações efetuadas totalizam  12.590 MW de energia nova, em 182 empreendimentos, com investimentos da ordem de R$ 15,7 bilhões. Estes quantitativos atendem o planejamento indicativo setorial, o cumprimento das metas estabelecidas no Contrato de Gestão e possibilitam a entrada de novos agentes geradores, além de representar oportunidade de investimento do setor privado, deixando livres os recursos da União para atendimento às áreas sociais e de interesse estratégico do Governo Federal.

Em 2000, com relação ao Programa Prioritário de Termeletricidade, instituído pelo Decreto nº 3.371/2000,  (55 empreendimentos totalizando 22.756 MW), a ANEEL autorizou 16 empreendimentos correspondentes a 7.447 MW (aproximadamente 30%).

Associado aos empreendimentos de geração, em 2000, foram licitados 5.236 km para a Rede Básica, com destaque para a interligação Norte- Sul II, com 1.050 km e a interligação Norte-Nordeste, com 924 km, ambas em 500 kV. A esses empreendimentos, somam-se mais 696 km de linhas de transmissão autorizadas em todo o território nacional, que prescindem de licitação, por serem integrantes da área de concessão das distribuidoras.

A maioria dos municípios brasileiros possui serviço regular e confiável de eletricidade. Entretanto, a despeito de mais de 95% 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. Isso 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). Acrescente-se, também, que o gás natural de Urucu permitirá a expansão da oferta de eletricidade na Região Norte de forma mais econômica e competitiva, ampliando as possibilidades de participação do empresário privado.

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. Outras regulamentações ocorreram em 1997 e 1998, com destaque para: (i) a Lei nº 9433, que instituiu a Política Nacional de Recursos Hídricos e criou o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos; (ii) a Lei nº 9648, que criou o Mercado Atacadista de Energia - MAE e a figura do Operador Nacional do Sistema - ONS; (iii) o Decreto nº 2335, que constituiu a ANEEL e aprovou a sua Estrutura Regimental; (iv) a Portaria DNAEE nº 466, 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); (v) Resolução ANEEL nº 094, que define os limites de concentração para o setor elétrico, nas atividades de distribuição e geração. 

Em 1999, outras regulamentações foram editadas no sentido de aprimorar a estrutura legal do

setor elétrico, entre elas destacam-se: (i) a Resolução ANEEL nº 333, que definiu as condições gerais para implantação de instalações de energia elétrica de uso privativo e para atuação de permissionárias de serviço público de energia elétrica e fixou regras para a regularização de cooperativas de eletrificação rural; (ii) a Resolução ANEEL nº 233, que estabeleceu os Valores Normativos, trazendo as condições necessárias a distribuidores e geradores para a celebração desses contratos de longo prazo (PPA's), garantindo a expansão do parque gerador e também a modicidade das tarifas; (iii) as Resoluções ANEEL nºs 141, 142 e 143, concluindo todo o processo para a definição dos montantes de energia e demanda de potência e as respectivas tarifas, possibilitando que as empresas de geração e distribuição assinassem os contratos iniciais; (iv) a Resolução ANEEL nº 281 que introduziu a nova regulamentação do Livre Acesso aos sistemas de transmissão e distribuição para os agentes de geração e os consumidores livres.

Em 2000, destacam-se as seguintes normas: (i) a Lei nº  9991, que dispõe sobre investimentos em P&D e eficiência energética pelas empresas concessionárias; (ii) a Lei nº 9993, que altera o destino dos recursos da compensação financeira; (iii) o Decreto nº 3371, que institui o Programa Prioritário de Termoeletricidade; (iv) o Decreto 3739, que dispõe sobre o cálculo da tarifa atualizada de referência para compensação financeira pela utilização de recursos hídricos; (v) a Resolução ANEEL nº  024, que estabelece novos padrões de qualidade de serviços para as distribuidoras; (vi) a Resolução ANEEL nº 138, que dá nova regulamentação ao funcionamento dos conselhos de consumidores; (vii) a Resolução ANEEL nº 278, que estabelece limites à concentração econômica e incentiva a competição; (viii) a Resolução ANEEL nº  290, que homologou as regras de mercado do Mercado Atacadista de Energia; (ix) a Resolução ANEEL nº 433, que atualizou os critérios para a composição da Rede Básica; e (x) a Resolução ANEEL nº 456, que atualizou as condições gerais de fornecimento, até então disciplinadas pela Portaria DNAEE nº 466/97.

No ano 2000, em continuidade às ações de conservação e eficientização energética, quarenta e três concessionárias submeteram à ANEEL , por força dos contratos de concessão, projetos com investimentos da ordem de R$ 300 milhões, que irão proporcionar uma economia de energia de 1.020 GWh por ano. Com o   apoio técnico do Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL, a ANEEL analisou e aprovou os quarenta e três projetos, que estarão concluídos até junho de 2001.

Também em 2000, foram fiscalizadas todas as concessionárias de energia elétrica, distribuidoras, geradoras e transmissoras, sob os aspectos econômico-financeiros, qualidade de fornecimento, padrões técnicos de geração, cumprimento de procedimentos de redes e andamento de obras  de expansão  do sistema de transmissão. Para o desenvolvimento de algumas atividades, a ANEEL contou com o apoio de seis agências estaduais. Adicionalmente, objetivando fiscalizar o adequado funcionamento dos medidores de energia elétrica das concessionárias de distribuição do País, a ANEEL firmou convênio de cooperação técnica com o Instituto Nacional de Metrologia, Normatização e Qualidade Industrial – INMETRO, tendo-se executado trabalhos pilotos de inspeção em campo nas distribuidoras do Rio de Janeiro. Durante 2001 todas as concessionárias serão submetidas a essa fiscalização de medidores.

Durante todo o ano as ações voltadas para defesa do consumidor, fortalecimento dos conselhos dos consumidores, mediação de conflitos e audiências públicas tiveram importância estratégica, devido ao compromisso da Agência com a sociedade brasileira.

Em 2000, o perfil do mercado de energia brasileiro apresentava 65,23% de participação privada – englobando as que já eram privadas e as que foram privatizadas a partir de 1995, conforme gráfico a seguir.


No processo de privatização foram totalizados recursos da ordem de R$ 33 bilhões, incluída nesse montante uma transferência de dívidas em torno de R$ 6,6 bilhões.

  EMPRESAS

DATA

% Ações Ordinárias

Valor da venda em R$ milhões

ÁGIO

ENERGIA ELÉTRICA

 

 

 

 

1995

 

 

 

 

ESCELSA

11/07/95

97,27

357,92

11,8%

1996

 

 

 

 

LIGHT

21/05/96

50,44

2.697,94

0%

CERJ

20/11/96

70,27

605,33

30,3%

1997

 

 

 

 

COELBA

31/07/97

71,14

1.730,89

77,4%

CACHOEIRA DOURADA

05/09/97

94,18

779,76

43,5%

AES Sul

21/10/97

90,75

1.635,00

82,6%

RGE

21/10/97

90,91

1.510,00

93,6%

CPFL

05/11/97

57,60

3.014,91

70,1%

ENERSUL

19/11/97

84,21

625,56

83,8%

CEMAT

27/11/97

96,27

391,50

21,8%

ENERGIPE

03/12/97

91,80

577,10

96,1%

COSERN

12/12/97

80,20

676,40

73,6%

1998

 

 

 

 

COELCE

02/04/98

84,59

987,00

27,2%

ELETROPAULO Metropolitana

15/04/98

74,88

2.026,73

0%

CELPA

09/07/98

54,98

450,26

0%

ELEKTRO

16/07/98

90,00

1.479,00

98,9%

GERASUL

15/09/98

50,01

945,70

0%

EBE- Bandeirante

17/09/98

74,88

1.014,52

0%

1999

 

 

 

 

CESP - PARANAPANEMA

28/07/99

36,92

1.239,16

90,21%

CESP - TIETÊ

27/10/99

38,66

938,07

29,96%

CELB

30/11/99

86,51

87,39

0%

2000

 

 

 

 

CELPE

23/03/2000

88,47

1.780,98

0%

CEMAR

26/07/2000

86,25

522,79

0%

SAELPA

30/11/2000

90,00

362,98

0%

Subtotal – Energia Elétrica

 

 

26.436,89

 

4.  Setor de Petróleo

A indústria de petróleo e gás, após décadas de monopólio da União, exercido por intermédio da Petrobras, ingressou em uma nova etapa com a Emenda Constitucional n. 9 de 1995. Esta Emenda extinguiu a exclusividade na execução do monopólio nas atividades básicas da indústria, e a Lei nº 9478/97 disciplinou a abertura à participação direta do setor privado, em todos os elos da cadeia produtiva.

A consolidação do novo quadro institucional veio com a instalação, em 1998, da Agência Nacional do Petróleo - ANP, com amplas atribuições de regulação, contratação e fiscalização das atividades no setor de petróleo e gás natural.

A efetiva quebra do monopólio deu-se com a realização, pela ANP, em junho/99, da primeira rodada de licitação de blocos para a contratação das atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. Com a realização da segunda rodada em 2000, já foram outorgados ao setor privado 33 blocos, que, juntamente com os blocos sob concessão da Petrobras, totalizam  122 blocos exploratórios. Caso as empresas concedentes tenham sucesso nos levantamentos iniciais, passando aos períodos exploratórios subsequentes em todos os blocos, poderão ser perfurados 190 poços exploratórios, em um período de até nove anos.

A ANP tem atuado firmemente na regulação e fiscalização das atividades da indústria de petróleo e gás, destacando-se: (i) definição, no upstream, dos critérios para realização dos processos licitatórios, das regras para a exploração e produção, bem como a determinação de parâmetros para a aplicação das participações governamentais, (ii)  regulação, no downstream, das atividades de exportação, bem como as de construção, ampliação e operação de refinarias, (iii) aquisição de equipamentos científicos de última geração e estabelecimento de novos convênios com Universidades, visando o monitoramento da qualidade dos combustíveis, desde o refino até o posto revendedor, e (iv) realização de operações de fiscalização das atividades de distribuição e revenda, visando avaliar a segurança e o exame da documentação dos postos de revenda e bases de distribuição.

No segmento de Exploração e Produção houve  um avanço considerável devido ao novo ambiente da indústria petrolífera no Brasil. Com a abertura do mercado existem hoje, aproximadamente, 35 empresas atuando no segmento de exploração no Brasil, operando ou participando de consórcios em blocos exploratórios.

O Quadro 1, a seguir, apresenta um resumo dos resultados da primeira rodada de licitações.

Quadro 1. Dados Relativos à Primeira Rodada de Licitação de Blocos.

Bloco

Participação das Empresas
(%)

Bônus
(R$)

Bens e Serviços no Brasil
 (%)

Santos-2

Texaco* (100%)

28.263.463

50%

35%

Santos-3

Amerada* (45%), Kerr McGee (30%) e Petrobras (25%)

18.165.365

5%

20%

Santos-4

Agip* (100%)

134.162.101

25%

20%

Campos-3

Petrobras* (40%), Agip (40%) e YPF (20%)

6.121.123

25%

20%

Campos-4

Agip* (55%) e YPF (45%)

51.000.128

10%

20%

Campos-5

Texaco* (100%)

6.056.966

50%

35%

Campos-6

Petrobras* (100%)

5.032.437

50%

60%

Espírito Santo-1

Esso* (100%)

19.226.900

5%

15%

Espírito Santo-2

Unocal* (40,5%), Texaco (32%) e YPF (27,5%)

31.742.736

50%

35%

Camamu-Almada

Petrobras* (50%) e YPF (50%)

824.327

5%

20%

Potiguar-1

Agip* (100%)

8.000.601

10%

20%

Foz do Amazonas-1

BP* (30%), Esso (25%), Petrobras (20%), Shell (12,5%) e British Borneo (12,5%)

13.060.490

20%

20%

12 Blocos

11 Empresas

321.656.637

25

26

·          Empresa operadora.

O Quadro 2, na seqüência, resume os resultados da segunda rodada de licitações.

                            Quadro 2. Dados Relativos à Segunda Rodada de Licitação de Blocos.

 

Blocos

Participação das Empresas
(%)

Bônus

(R$)

Bens e Serviços no Brasil
 (%)

BM–S–10

Petrobras* (50%), Chevron (25%) e

British Gas (25%)

101.995.032

35

30

B M–CAL–4

Coastal* (100%)

2.214.556

50

50

    BT–REC–3

Rainier* (100%)

151.666

50

70

B  M–SEAL–5

Amerada Hess* (85%),Odebrecht (15%)

9.000.366

21

36

BM–C–7

PanCanadian* (100%)

4.693.577

35

35

BT–SEAL–2

Petrobras* (100%)

432.325

50

70

BM–S–8

Petrobras* (50%), Shell (40%), Petrogal (10%)

51.450.054

35

30

  BT–PR–4

Coastal* (100%)

4.680.001

50

50

    BT–POT–4

Petrobras* (100%)

658.789

50

70

   BM–C–10

Shell* (100%)

65.160.016

50

70

 BM–S–7

Chevron* (65%), Petrobras (35%)

67.635.032

35

35

B  T–SEAL–1

Union Pacific* (100%)

902.374

40

50

  BM–C–8

Santa Fé* (45%), SK (40%),

Odebrecht (15%)

12.025.000

35

40

    BT–REC–1

Queiroz Galvão* (60%),

Ipiranga (40%)

2.220.000

50

 

70

BM–S–9

Petrobras* (45%), British Gas (30%),

YPF (25%)

116.278.032

35

30

BT–POT–3

Rainier* (100%)

1.051.666

50

70

BM–SEAL–4

Petrobras* (60%), Amerada Hess (40%)

2.364.032

35

30

BM–PAMA–1

Coastal* (50%), PanCanadian (50%)

9.225.007

50

40

BT–SEAL–3

Rainier* (100%)

105.666

50

70

BM–S–11

Petrobras* (65%), British Gas (25%),

Petrogal (10%)

15.164.232

35

30

BT–REC–2

Rainier* (100%)

851.666

50

70

21 Blocos

16 Empresas

468.259.089

175.688.452

176.571.284

         

* Empresa operadora.

Em agosto de 1998, anteriormente a Primeira Rodada de Licitações de Blocos, a Petrobras obteve da ANP, de acordo com a Lei nº 9478/97, a concessão de 115 blocos para exploração que tinham prazo limite de três anos para serem declarados como comercialmente viáveis ou serem devolvidos para a ANP, expirando todos em agosto de 2001. Em maio de 1999, a Petrobras obteve da ANP a prorrogação por dois anos do prazo de concessão para 34 blocos e por seis anos para outros dois blocos, caso haja descoberta nesses blocos antes da data prevista para devolução. Na mesma ocasião, a Petrobras devolveu integralmente à ANP 26 blocos exploratórios e dois outros em parte. Dos 89 blocos que ficaram em seu poder em maio de 1999, a Petrobras já deixou de ser a operadora em 21.

Outro fato relevante foi a participação da Petrobras nas duas primeiras rodadas de licitação de concessão de blocos exploratórios, fazendo parte de consórcios de 13 blocos exploratórios, atuando como operador em 10 blocos. Atualmente, a Petrobras opera em 78 blocos exploratórios, 44  campos de desenvolvimento da produção e 239 campos já em produção.

 
A figura, a seguir, apresenta como os blocos em exploração desenvolvimento e os campos em produção estão distribuídos pelas bacias brasileiras.

Em 31/12/1999[1], as reservas provadas de petróleo (óleo e condensado) chegaram a 8,2 bilhões de barris, e as totais a 13,7 bilhões de barris, representando crescimento de 10,8% e decréscimo de 5,5%, respectivamente, em relação a 1998. Tanto as reservas provadas como as totais de petróleo estão concentradas na Bacia de Campos no Estado do Rio de Janeiro responsáveis por respectivamente 87,1% e 87,9% das reservas em 1999.

A produção doméstica de petróleo (incluindo o óleo de xisto) e de LGN atingiu a média diária de 1.270.941 barris, superior em 12,4% à obtida em 1999. Estes acréscimos devem-se ao crescimento da produção no campo de Marlim (128.000 barris/dia), no campo de Roncador (24.000 barris/dia), no campo de Voador (12.800 barris/dia) e no campo de Marlim Sul (9.200 barris/dia). Note-se que o crescimento da produção destes campos entre 1999 e 2000 foi maior que o crescimento da produção nacional total, uma vez que houve decréscimo de produção em diversos outros campos. Destaque-se que o poço produtor em Roncador detém o recorde mundial de profundidade, com 1.877 metros de lâmina d´água. A produção de óleo no mar correspondeu a 83% do total, proveniente de 74 plataformas de produção fixas e 23 flutuantes (com base em abril de 2000), sendo que 63% originou-se de sistemas de produção situados em lâmina d’água superior a 400 metros.  O recorde de produção diária foi de 1.531,4 mil barris ocorrido no dia 30/12/2000.

A Figura, abaixo,  apresenta a distribuição da produção de petróleo, no ano de 2000, entre terra e mar.

 

 

No segmento de comercialização, O Brasil importou 397 mil barris de petróleo (óleo e condensado) por dia, com o dispêndio de US$ 4.313 milhões FOB, e 230 mil barris por dia de derivados, com o dispêndio de US$ 3.096 milhões FOB. As exportações de petróleo e derivados foram de 86 mil barris por dia, gerando uma receita de U$$ 845 milhões FOB.

Em 2000, a média diária de matéria-prima processada nas refinarias do País foi de 1.580 mil barris, 2% superior à média de 1999. Nas refinarias particulares a média foi de 24 mil barris por dia. A participação do petróleo nacional na carga processada das refinarias atingiu 74%, quando em 1999 esta participação foi de 71%. Em junho de 2000, registrou-se o recorde de 1.664 mil barris por dia de carga média diária nas unidades de destilação das refinarias instaladas no País.

A Figura, a seguir,  apresenta a evolução da carga processada nas refinarias do País.

 

É importante destacar também que a produção total de derivados alcançou a média de 1.546 mil barris por dia, 2,1% superior à de 1999.

A capacidade nominal instalada das refinarias brasileiras, em 2000, chegou a 1.992 mil barris por dia, sendo 1.947 da Petrobras.

A rede de dutos foi expandida em 3.450 quilômetros, passando para 15.932 quilômetros, sendo 7.861 de oleodutos e polidutos, e 8.071 de gasodutos. A tancagem total dos terminais atingiu a capacidade de 67.373 mil barris, ao final de 2000.

Em 31/12/2000, a Transpetro operava, 126 navios-tanques representando uma capacidade total de transporte da ordem de 8,4 milhões de toneladas de porte bruto (tpb), sendo 62 navios próprios, com 3,7 milhões de tpb. O total de carga transportada alcançou 107,7 milhões de tpb, sendo 72,3 milhões na cabotagem e 35,4 milhões no longo curso.

5. Setor de Gás Natural

Nas últimas décadas do século XX, mudanças no cenário internacional fizeram com que o gás natural ganhasse uma participação crescente no atendimento das demandas energéticas, em função de especificidades deste energético, tais como: baixa emissão de compostos de enxofre e de carbono, queima mais completa e eficiência energética, que resulta em vantagens econômicas, ambientais e de processo sobre outros combustíveis, principalmente o óleo combustível e o carvão mineral. Neste contexto é que se insere a iniciativa do governo brasileiro, desde o início da década de 90, de estabelecer a meta de aumentar de 2,0% para 12% a participação do gás natural na matriz energética até 2010.

Em função das referidas características do gás natural como combustível; dos recentes avanços realizados na construção e operação de turbinas para geração termelétrica, e visando atender as necessidades de geração para a próxima década, o governo criou o Programa Prioritário Termelétrico - PPT, que demandará um volume considerável deste combustível no futuro próximo. Além disto, espera-se que o desenvolvimento da utilização deste combustível em outros setores econômicos, tais como os setores industrial, comercial, residencial e automotivo, tenha maior impulso, criando, também, oportunidades para a criação de novas tecnologias.

Em 1999, verificou-se que as reservas provadas de gás natural brasileiras estão em aproximadamente 231 bilhões de m³, tendo crescido 2,3 % em relação a 1998[2]. Estas reservas, apesar de estarem em sua maior parte na forma de gás associado, encontram-se pulverizadas por várias regiões do território brasileiro. De todo o gás natural descoberto no País, cerca de 37% estão em terra, no Amazonas e em outros campos produtores no estado da Bahia, enquanto que os 63% restantes estão localizados em mar, principalmente na Bacia de Campos, a qual detêm mais de 45% das reservas do País.

A produção média de gás natural no Brasil, no ano de 2000, foi de 36,4 milhões de m³/dia, volume este 12% maior do que aquele registrado para o ano de 1999. Desta produção, 7,4 milhões de m³/dia foram reinjetados, 4,8 milhões de m³/dia foram consumidos nas atividades da Petrobras e 6,5 milhões de m³/dia foram queimados, restando cerca de 17,7 milhões de m³/dia que foram disponibilizados para a comercialização.

A Figura, a seguir,  apresenta a distribuição da produção de gás natural em terra e mar.

 Fonte: ANP

No que se refere à importação de gás natural, esta atingiu em 31/12/2000, o volume de 8,2 milhões de m³/dia, sendo que cerca de 6,8 milhões de m³/dia foram provenientes da Bolívia e 1,4 milhão de m³/dia, da Argentina.

Alguns acontecimentos ocorridos em 2000 merecem destaque:

·        Em março de 2000, iniciou-se a operação do Trecho Sul do Gasoduto Bolívia – Brasil (GASBOL), possibilitando o escoamento de gás natural boliviano entre São Paulo e o Rio Grande do Sul. Ao longo do ano de 2000, este gasoduto movimentou, em média, 6,0 milhões de m³/dia, volume este 3 vezes maior do que o transportado no ano anterior. Vale destacar que, desde maio de 2000, as distribuidoras COMPAGÁS (Paraná), SCGÁS (Santa Catarina) e SULGÁS (Rio Grande do Sul) estão comercializando gás natural boliviano. O GASBOL prevê uma capacidade de transporte, em 2004, de 30 milhões de m³/dia.

 

·        Em junho de 2000, entrou em operação o trecho 1 do gasoduto da empresa Transportadora Sul Brasileira de Gás – TSB, entre a fronteira Argentina/Brasil e Uruguaiana. Este trecho foi responsável pelo escoamento médio de 0,5 milhão de m3/dia de gás natural, consumido pela Usina Termelétrica de Uruguaiana, chegando ao patamar de 1,4 milhão de m3/dia, em 31/12/2000. Já o trecho 3 (Canoas/REFAP – Triunfo/COPESUL) também iniciou operação em meados de 2000, possibilitando o escoamento médio de 0,7 milhão m3/dia de gás boliviano. Está previsto para 2002 a finalização da construção do trecho 2 do gasoduto, que ligará Uruguaiana à Porto Alegre, com a capacidade de 12 milhões de m³/dia, viabilizando a oferta de gás argentino ao sul do país.

·        Pela primeira vez no Brasil, pôde-se verificar a efetivação do princípio de livre acesso à gasoduto. O acesso ao Gasoduto Bolívia Brasil foi viabilizado a partir da atuação da ANP, através da resolução do conflito instaurado entre a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil - TBG e a ENERSIL (subsidiária da empresa ENRON). Esta resolução deverá contribuir para o alcance dos seguintes objetivos: proteção dos interesses do consumidor, promoção da livre concorrência, atração de novos investimentos, tratamento não discriminatório entre agentes e transparência, necessários para o desenvolvimento do mercado de gás natural no Brasil.

O aumento progressivo da participação do gás natural na matriz energética brasileira, de modo a atingir a meta de 12% em 2010, está vinculado aos eventos relacionados às áreas de exploração, produção e transporte, conforme a seguir mencionados:

·        Desenvolvimento das reservas descobertas de gás natural na Bacia de Campos, especificamente em blocos confrontantes com o estado do Espírito Santo;

·        Confirmação de indícios de gás natural na Bacia de Santos, especificamente em blocos confrontantes com o estado do Rio de Janeiro;

·        Desenvolvimento dos estudos geoquímicos e geofísicos na Bacia do Paraná;

·        Aplicação mais contundente do Plano de Queima Zero pela Petrobras, que tem a meta de diminuir gradativamente os níveis de gás natural queimados no País, principalmente na Bacia de Campos;

·        Continuidade do Projeto de Gás Natural de Urucu, envolvendo a construção dos gasodutos Coari – Manaus e Urucu – Porto Velho, com um investimento previsto de, aproximadamente, US$ 730 milhões. Vale destacar que há um projeto do governo do Amazonas de prover o transporte de gás, na sua forma comprimida, através de barcaças.

·        Continuidade do Projeto Cabiúnas com vistas ao melhor aproveitamento do gás natural associado ao óleo produzido na Bacia de Campos. O projeto consiste na construção de unidades de tratamento, compressão e liquefação do gás natural, em Cabiúnas (RJ), de uma Unidade de Fracionamento de Líquidos na Refinaria de Duque de Caxias (Reduc) e de diversos gasodutos, entre eles o que liga Cabiúnas à Vitória, no Espírito Santo (300 km) e Cabiúnas à Reduc (160 km). Os investimentos previstos para o projeto são da ordem de US$ 800 milhões;

·        Início da operação do gasoduto Pilar (Al) – Cabo (Pe), que só será possível após o início da operação da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) de Pilar.

·        Início da operação do gasoduto Lateral Cuiabá, operado pela Gasocidente (empresa do Grupo Enron), que terá a capacidade de escoamento de 2,5 milhões de m3/dia de gás boliviano para atendimento de usinas termelétricas em Cuiabá;

·         Desenvolvimento do projeto da Petrobras e da Shell, que tem como finalidade assegurar a oferta de gás natural para a Região Nordeste, através da empresa GNL do Nordeste Ltda. A Petrobras será responsável pela implantação e operação de um terminal de recebimento, estocagem e regaseificação de Gás Natural Liqüefeito (GNL) em Suape (PE), com capacidade de 4 milhões de m3/dia. Os investimentos estão estimados em US$ 200 milhões, e o início da operação está previsto para 2005.

Quanto à demanda de gás natural, cabe mencionar que, a curto prazo, o seu crescimento será baseado nas termelétricas incluídas no Programa Prioritário das Termelétricas. Das 49 unidades anunciadas pelo Governo Federal, em fevereiro de 2000, 10 já estão em construção e outras 16 já estão viabilizadas. Em construção estão: Termorio (RJ), Macaé Merchant (RJ), Termelétrica de Juiz de Fora (MG), Termelétrica de Araucária (PR), Fafen (BA), Termobahia (BA), Corumbá (MS), Piratininga (SP) Ibirité (MG) e Puerto Suarez (Bolívia), sendo, em sua grande maioria, com participação da Petrobras no projeto.

Já no médio e longo prazos, o setor de gás natural acredita no incremento do consumo em unidades industriai, bem como do desenvolvimento do uso nos setores comercial (para refrigeração /aquecimento), residencial (para cocção) e automotivo.

Destaca-se ainda que, no ano de 2000, o segmento automotivo foi o que apresentou maior crescimento, com a abertura de diversos postos de GNV- Gás Natural Veicular e com crescimento exponencial da conversão de veículos movidos à gás natural, principalmente táxis.

6. Setor de Carvão Mineral

A indústria de carvão mineral no País começou há cerca de 140 anos. As características dos carvões brasileiros, de baixo poder calorífico, muita cinza e alto teor de enxofre, exigem processos de beneficiamento que oneram seus custos e os tornam pouco competitivos vis-à-vis outros energéticos. Estas limitações perdem importância na medida em que são introduzidas 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 5,0%, dos quais, 0,8% de carvão nacional e 4,2% de carvão metalúrgico e coque importados. 

No  Programa Prioritário de Termelétricas, a atual capacidade instalada de geração térmica a carvão mineral, de 1.415 MW, deverá ser acrescida em 1.050 MW, até o ano de 2003. 

Para ampliar a atual capacidade de competição do setor carbonífero nacional, teve prosseguimento o esforço de capacitação e atualização da indústria, visando a implantação de novas tecnologias, como a queima limpa (clean coal technologies). Nesse sentido, continuam os acordos de cooperação entre o Ministério de Minas e Energia e o Departamento de Energia do Governo Americano para traçar um caminho para a nova etapa da indústria, através: (i) redução do custo de produção e beneficiamento do carvão pelo uso de moderna tecnologia, (ii) mitigação dos impactos ambientais provocados pela indústria, (iii) ampliação do rendimento na geração com a introdução de técnicas do ciclo combinado, (iv) desenvolvimento de estudos visando a utilização do processo GCC – gaseificação a ciclo combinado e, (v) desenvolvimento de programas específicos para facilitar parcerias entre empresas nacionais e estrangeiras.

7. Energia para Comunidades Isoladas e para o Meio Rural

Com o Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios – PRODEEM – deu-se continuidade às ações que visam apoiar o atendimento das demandas sociais básicas, de comunidades carentes, dispersas em localidades não servidas pelo sistema elétrico, e a promover a elevação da renda e geração de empregos no meio rural, mediante a instalação de pequenos sistemas energéticos de produção para usos locais, utilizando as fontes renováveis e descentralizadas de energia. Até o momento, tem-se dado prioridade 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, representando cerca de 20 milhões de pessoas impossibilitadas de participar dos processos de desenvolvimento social e de crescimento econômico do país. Assim, como resultados do Programa no período 1996-2000, foram atendidas mais de 3.050 comunidades, contemplando mais de 604.000 mil pessoas, com a energização de escolas, postos de saúde, centros comunitários, sistemas de bombeamento de água, e outros benefícios coletivos, de cunho predominantemente social.

Considerando apenas o ano de 2000, foram disponibilizados, para 22 estados, 873 sistemas energéticos e 180 sistemas de bombeamento d’água. Foram contemplados 681 escolas, 51 centros comunitários, 60 postos de saúde, 36 equipamentos para difusão tecnológica para escolas técnicas federais, 202 atendimentos para postos telefônicos, sedes de associações, postos de TV, postos fiscais etc.

Os benefícios contemplaram cerca de 104 mil pessoas, em 219 municípios. Ainda no período 1996/2000, o PRODEEM consolidou as parcerias com diversas instituições interessadas no Programa e realizou um grande esforço visando mostrar o extraordinário mercado potencial brasileiro para o desenvolvimento de energias renováveis, interessando o setor privado no Programa, com projetos produtivos integrados (residências e unidades rurais)  nas localidades isoladas e não atendidas pela rede elétrica convencional.

Como conseqüência das ações do PRODEEM, o BIRD propôs financiar  projeto de energização de residências rurais e o BID preparou, em conjunto com o MME, o Plano de Ação do PRODEEM. A partir desse Plano de Ação, o PRODEEM esta promovendo a implementação de sua evolução,  que visa incentivar  as comunidades e os agentes de mercado a desenvolverem projetos energéticos integrados a outros projetos econômico/produtivos, com o objetivo de alavancar o desenvolvimento de regiões isoladas e permitir a auto sustentabilidade desses projetos,  envolvendo o aporte de até US$ 9 milhões, a fundo perdido. Esse aporte de recursos tem os seguintes objetivos:

a)      elevar a capacidade de atendimento para a faixa de 10 a 15 mil comunidades por ano;

b)      promover o treinamento e a capacitação técnica, operacional e gerencial em todos os níveis de atividade e em todo o país;

c)      estimular a formação de um mercado de fornecimento de serviços  de energia para o meio rural, a partir de fontes renováveis descentralizadas;

d)      viabilizar a efetiva transferência de novas tecnologias, utilizando a escala do mercado brasileiro como vetor de sua aplicação competitiva no país;

e)      implantar um sistema de monitoramento e avaliação dos resultados (impactos sociais e econômicos do Programa) de divulgação de informações e de disseminação de soluções inovadoras e de sucesso.

Em face de sua abrangência nacional e de suas características estruturantes do desenvolvimento social e econômico local, o PRODEEM participou no Programa Brasil em Ação, e foi incluído  no Programa Avança Brasil, a partir do exercício de 2000.

No âmbito rural, o Programa Nacional de Eletrificação Rural “Luz no Campo”, instituído por Decreto Presidencial de 2 de dezembro de 1999, tem como principais objetivos incrementar a eletrificação rural e estimular a intensificação das atividades rurais, integrando programas e ações que visem ao desenvolvimento rural em suas respectivas áreas de atuação.

Até o ano de 2002, numa primeira etapa, com a coordenação do Ministério de Minas e Energia e gestão técnico-financeira da ELETROBRÁS, o Programa  levará energia elétrica a 1 milhão de propriedades e domicílios rurais, beneficiando 5 milhões de habitantes.

Dessa forma, demandará recursos da ordem de 2,7 bilhões de reais, sendo 1,8 bilhão de reais provenientes da ELETROBRÁS, por meio da Reserva Global de Reversão - RGR. Os 900 milhões de reais restantes serão aportados por governos estaduais, municipais, concessionárias, cooperativas  e futuros consumidores. 

Merece registro específico o fato de que foram firmados  contratos com mais de  40 concessionárias, em 1999 e 2000, abrangendo a quase totalidade das Unidades da Federação. Ressalta-se, ainda, que antes dessa etapa, a ELETROBRÁS executa a análise técnico-orçamentária dos programas propostos pelos agentes executores, adequando-os aos padrões físicos e financeiros requeridos em projetos de eletrificação rural.

Contabilizados todos os contratos de financiamento assinados e em fase de celebração, a ELETROBRÁS assumiu o compromisso de assegurar R$ 1,417 bilhão para a execução do “Luz no Campo”, tendo sido já liberados R$ 211 milhões.

A figura a seguir mostra os índices estimados de eletrificação rural, de cada Estado, antes e depois da implantação do Programa.

8. Investimentos no Setor de Energia

Nos últimos anos, com investimentos anuais variando entre 2,5 e 3,0 bilhões de dólares, o Setor de Petróleo Brasileiro tem conseguido garantir o suprimento de derivados e ampliado significativamente as reservas de óleo e de gás natural.

Já no Setor Elétrico, os investimentos realizados nos últimos anos, da ordem de 3 a 4 bilhões de dólares ao ano, dos quais cerca da metade na geração, não têm sido suficientes para garantir acréscimos anuais da ordem de 3,5 a 4,0 GW à capacidade instalada de geração, potência necessária para atender ao crescimento verificado da demanda.

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 passam a exigir maiores investimentos em transmissão.

Em resumo, o potencial de investimentos em suprimento de energia para os próximos anos, pode ser assim estimado, por área: 3,0 a 4,0 bilhões de dólares na área de petróleo, 1,0 em gasodutos, 2,5 a 3,0 em geração elétrica e 2,0 a 2,5 em transmissão e distribuição. Portanto, um montante total entre 8,5 e 10,5 bilhões de dólares ao ano.

9. Principais Oportunidades de Negócios

Segundo o atual Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico, a “carteira” de projetos prevista, poderá elevar a capacidade instalada de geração a 111 GW no ano 2009 (incluídos cerca de 4 GW de autoprodutores), representando um adicional de 39 GW em relação a 2000.

Ao final de 2000, os empreendimentos com concessão outorgada e os autorizados (em construção ou não) totalizavam acréscimo de 26 GW ao Sistema Elétrico. Assim, segundo o Plano Decenal, faltam ainda 13 GW de potência a serem colocados para o mercado, para atender às necessidades de energia elétrica até 2009.

Nessa direção, para o biênio 2001-2002 a ANEEL programa lançar editais de licitações de 27 empreendimentos de geração hidrelétrica (8.898 MW), que demandarão investimentos da ordem de R$ 21,7 bilhões. Esses empreendimentos, beneficiarão o sistema interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste e Norte, particularmente os estados de Pará, Maranhão, Tocantins, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás, Minas Gerais, Bahia, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul.

Em 2000, em conformidade com o atual modelo institucional do Setor Elétrico, que divide com investidores privados a responsabilidade pela execução dos estudos de  inventário, a ANEEL  aprovou 33 estudos de inventário, abrangendo praticamente todas as regiões do País, e disponibilizou 7.137 MW para futuros estudos de viabilidade e consecução de 11 usinas hidroelétricas e 161 pequenas centrais hidroelétricas.

Associado à expansão da capacidade de geração, cabe mencionar a necessidade de implementação dos empreendimentos de Linhas de Transmissão, área onde a ANEEL, também, se encarrega de promover as necessárias licitações.

Com relação ao Programa de Desestatização do Setor Elétrico, prosseguem os trabalhos junto aos governos estaduais e no governo federal para privatização de distribuidoras e geradoras.

Assim, 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.

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.

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 Petrobras. Neste  particular, inicialmente a Petrobras ofereceu ao mercado para parceria 32 concessões para a condução de projetos de exploração e desenvolvimento da produção (E&P), em 14 bacias brasileiras. Desses projetos, 7 foram asssinados em 1998 e 16 em 1999. Em 2000, em conjunto com um novo grupo de concessões, que foram ofertadas adicionalmente ao mercado pela Petrobras, foram assinados outros 18 projetos de parceria em E&P. Somam-se à esses, outros 10 projetos – 4 assinados em 1999 e 6 assinados em 2000 – ofertados em rodadas de licitações promovidas pelas Agênica Nacional de Petróleo e adquiridos pela Petrobras em parcerias com outras empresas. Dessa forma, projetos de 51 concessões já estão sendo conduzidos em parcerias entre a Petrobras e outras empresas, em 12 bacias brasileiras, contemplando investimentos da ordem de US$ 5,57 bilhões, em sua maior parte concentrados nos próximos 3 anos.

Na área de exploração, além de parcerias com a Petrobras, 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”.

[1] Os dados relativos ao ano de 2000 ainda não foram divulgados pela ANP. Estes valores estarão disponíveis na home-page da ANP a partir de abril de 2000.

[2] Vide nota 1