Matriz Energética Nacional 2030 - Ministério de Minas e Energia

Catalogação na Fonte Divisão de Gestão de Documentos e Informação Bibliográfica Brasil Ministério de Minas e Energia Matriz Energética Nacional 2030 Ministério de Minas Energia colaboração Empresa de Pesquisa Energética Brasília MME EPE 2007 p 254 il 1 Energia elétrica Brasil 2 Matriz energética I Empresa energética II Título CDU 6209181 SECRETARIA DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO SPE Ministro de Estado de Minas e Energia Silas Rondeau Cavalcante Silva Nelson Jose Hubner Moreira interino Edison Lobão Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Márcio Pereira Zimmermann Diretor do Departamento de Planejamento Energético Iran de Oliveira Pinto Diretora do Departamento de Desenvolvimento Energético Laura Cristina da Fonseca Porto Diretor do Departamento de Outorgas de Concessões Permissões e Autorizações Sidney do Lago Junior Ministério das Minas e Energia MME Esplanada dos Ministérios Bloco U 5º andar 70065900 Brasília DF Tel 55 61 3319 5299Fax 55 61 3319 5067 www mmegov br EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA EPE Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amílcar Guerreiro Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias Diretor de Estudos do Petróleo Gás e Biocombustíveis Gelson Baptista Serva interino Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel Empresa de Pesquisa Energética EPE Sede SAN Quadra 1 Bloco B 1º andar 70051903 Brasília DF Escritório Central Av Rio Branco 01 11º Andar20090003 Rio de Janeiro RJ Tel 55 21 3512 3100 Fax 55 21 3512 3199 www epegov br Empresa de Pesquisa Energética EPE Ministério das Minas e Energia MME Participantes do Ministério de Minas e Energia MME Impresso na Gráfica da Eletrobrás A energia que movimenta o Brasil A energia que movimenta o Brasil LOGOMARCA DA ELETROBRÁS ASSINATURA HORIZONTAL Cor Pantone 301 ASSINATURA VERTICAL Cor Pantone 301 A energia que movimenta o Brasil A energia que movimenta o Brasil ASSINATURA HORIZONTAL Cor Preta ASSINATURA VERTICAL Cor Preta OBS A logomarca também pode ser usada na cor BRANCA dependendo do fundo em que ela será aplicada Exemplos A energia que movimenta o Brasil A energia que movimenta o Brasil Coordenação Geral Márcio Pereira Zimermann Iran de Oliveira Pinto Coordenação Executiva Gilberto Hollauer João Antônio Moreira Patusco Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético SPE Equipe Técnica SPE Adriano Jeronimo da Silva Alexandre Ramos Peixoto Altino Ventura Filho Andrea Cristina Gomes Pereira Andrea Figueiredo Artur Costa Steiner Carlos Aparecido Gama Carolino Augusto Cepeda Celso Fioravante Ceres Zenaide Barbosa Cavalcanti Cristiany Salgado faria Demétrio Matos Tomázio Dirceu B de Souza Jr Eduardo de Freitas Madeira Franscisco Romário Wojcicki Gilberto Kwitko Ribeiro Gustavo Santos Masili Jarbas R de Aldano Matos José Antônio Sales de Melo João Luiz Tedeschi John Denys Cadman José Carlos Vilella José Luiz Scavassa Luiz Antonio Duarte Mauricio AbiChain de Oliveira Osmar Ferreira do Nascimento Paulo Altaur Pereira Costa Paulo Augusto Leonelli Paulo Érico Ramos de Oliveira Paulo Roberto Rabelo da Assunção Paulo de Tarso de Alexandria Cruz Renato Augusto Faria de Araújo Reinaldo da Cruz Garcia Samira Sana Fernandes de Souza Sandra Kise Uehara Sonha Maria Garcia Sophia Andonios Spyridakis Pereira Thiago Guilherme Ferreira Prado Willian R Muniz Equipe de Apoio Daniele de Oliveira Bandeira Djalma Donisete Vieira Gilda Maria Leite da Fonseca Giovana Rodrigues Segadilha Leonardo Rangel de Melo Filardi Maria Soares Correia Maurilio Amaro de Souza Filho Valdemir Seixas Lima Secretaria de Petróleo Gás Natural e Combustíveis Renováveis SPG Coordenação João José de Nora Souto Equipe Técnica SPG José Botelho Neto Clayton de Souza Pontes Cláudio Akio Ishihara Lauro Doniseti Bogniotti Luiz Carlos Lisboa Theodoro Manoel Rodrigues Parada Neto Marco Antônio Martins Almeida Georges Souto Rocha Symone Christine de Santana Araújo Ricardo de Gusmão Dornelles Marlon Arraes Jardim Leal Ricardo Borges Gomide Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CEPEL Albert Cordeiro Geber de Melo Carlos Henrique Medeiros de Sabóia Jorge Machado Damazio Luiz Guilherme Barbosa Marzano Maria Elvira Piñeiro Maceira Maria Luiza Viana Lisboa Equipe de Editoração Ana Kléa Sobreira de Moraes Carlos Eduardo Reis Gregório Gabriela Pires Gomes de Sousa Costa Apresentação O planejamento sobretudo em setores de infraestrutura é uma atividade essen cial em qualquer contexto econômico quer com maior ou menor intervenção estatal A matriz energética cujo responsável legal é o Ministério de Minas e Energia é de fato um instrumento privilegiado para se simular diferentes cenários de mercado e avaliar seus efeitos gargalos de infraestrutura vulnerabilidades sistêmicas riscos ambientais oportunidades de negócios impactos de políticas públicas etc Histórico A Lei 947897 em seus dispositivos sobre o Conselho Nacional de Política Energética CNPE estabelece como uma das atribuições do CNPE Art 2º Inciso III rever periodicamente a matriz energética nacional Essa atribuição visa tornar a periodicidade da revisão uma imposição legal no país visto que exceto no período 19761979 quando o Balanço Energético Nacional apresentava projeções da matriz para um horizonte de 10 anos a revisão da matriz energética nacional havia sido intermitente Já sob a égide da Lei 947897 o CNPE regulamentado pelo Decreto Nº 352000 e formalmente implementado em 30102000 instituiu em consonância com seu Regimento Interno e atribuições legais propor ao Presidente da República políticas nacionais e medidas específicas na área de energia oito Comitês Técnicos CTs com vigência de doze meses prorrogáveis a critério do plenário Os CTs tinham a atribui ção de desenvolver estudos e análises sobre matérias específicas da área energética os quais serviam como subsídios ao CNPE no exercício de suas atividades Entre os oito CTs criados pelo CNPE para o período 20002001 encontravase o Comitê Técnico da Matriz Energética CT3 20002001 cujos resultados foram divulgados ainda que com circulação restrita em CNPE 2002 Após o término do prazo de vigência dos CTs 20002001 os mesmos foram rees truturados para o exercício de 2002 definindo novos CTs com mandatos e temas de trabalho renovados Com a reestruturação a atribuição de empreender a revisão da matriz energética nacional foi designada ao denominado Comitê Técnico do Plane jamento do Suprimento de Energia CT2 20012002 no qual foi criado o Grupo de Trabalho da Matriz Energética GT1 O GT1CT2 20012002 sob a Coordenação de Estudos e Planejamento Energético do Ministério de Minas e Energia MME empre endeu então a revisão das projeções de matriz energética nacional em 2002 cujos resultados foram apresentados em MME 2003 Em 2004 com o intuito de amparar tecnicamente a missão do MME o governo sancionou a Lei 108472004 que estabeleceu a criação da Empresa de Pesquisa Energética EPE A EPE é vinculada ao Ministério das Minas e Energia e tem como objetivo a prestação de serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsi diar o planejamento do setor energético tais como energia elétrica petróleo e gás natural e seus derivados carvão mineral fontes energéticas renováveis e eficiência energética dentre outras Matriz Energética Brasileira 2030 Esta versão recente da matriz energética na cional no âmbito da Lei 947897 contou com a participação e consultoria técnica das equipes do Centro de Estudos e Pesquisas em Energia Elétrica CEPEL e da Empresa de Pesquisa Energética EPE e foi realizada atinente a um quadro maior qual seja a do Plano Nacional de Energia 2030 A Matriz Energética Brasileira 2030 compõe com o Plano Nacional de Energia 2030 PNE 2030 o par de relatórios principais que consolidam os estudos desenvol vidos sobre a expansão da oferta e da demanda de energia no Brasil nos próximos 25 anos Um relatório e outro se integram e se complementam Contudo é de todo o interesse que possuam certo grau de autosuficiência Isto significa que embora possuam diretivas distintas devem ser per se compreensíveis e por conseqüência alguma superposição na leitura dos documentos deve ser esperada ainda que sucinta e integrativa Além de apresentar a matriz energética para os anos de 2005 2010 2020 e 2030 este documento fornece ainda uma série de indicadores derivados dos resultados projetados os quais permitem por comparação intertemporal e entre países avaliar melhor a grandeza dos resultados para o Brasil Finalmente esta versão da Matriz Energética Brasileira 2030 apresenta um novo formato embora ainda não final mas mais alinhado com o que melhor se encontra no mundo Neste sentido voltase para a comodidade de leitura objetividade e análise tentando cumprir com os desígnios que a uma matriz convém Condicionantes do Trabalho Quanto ao caráter das projeções aqui exercitadas cabe ressaltar que estas não podem ser entendidas de modo acrítico não vinculando o futuro apenas balizandoo tendo em vista os condicionantes a época do estudo Assim tratamse aqui de trajetórias de futuros possíveis Fatores condicionantes e expectativas sobre o futuro assumem freqüentemente comportamentos instáveis ou mesmo incertos sofrendo alterações constantes Não é por outro motivo que a projeção de Matriz Energética nos países desenvolvidos constituise numa atividade regular dos órgãos de planejamento energético na qual se reavaliam periodicamente premissas e hipóteses adotadas inicialmente revisandoas quando necessário Em geral atualizamse as premissas e hipóteses que incidem sobre a conjuntura de curto prazo mais instáveis mas se mantém as de longo prazo cuja reavaliação só é motivada pela ocorrência de fatos eou a obtenção de informações que provoquem mudanças profundas nas expectativas de longo prazo sobre o futuro Ademais nos países desenvolvidos os modelos energéticos são utilizados também para simular os efeitos de eventuais políticas energéticas de outras políticas públicas e de eventos diversos sobre suas respectivas matrizes energéticas eventos estes que podem estar relacionados à mudanças nos preços relativos dos energéticos na trajetória da inovação tecnológica na estrutura econômica e no padrão de consumo dos indivíduos Em suma é preciso observar que as projeções da matriz energética nacional realizada são contingentes à corroboração das premissas básicas e hipóteses adicionais consideradas no trabalho e representam a melhor informação acerca do futuro disponível durante o estudo De qualquer forma a própria volubilidade dos fatores condicionantes e das expectativas sobre o futuro expressos nas premissas e hipóteses do estudo impõe ao Brasil a instituição de mecanismos de acompanhamento revisão e atualização regular das proje ções da Matriz Energética Nacional bem como sua utilização como instrumento de simulação de políticas públicas à semelhança do que ocorre nos países desenvolvidos 1 RECURSOS E RESERVAS ENERGÉTICAS 21 2 CENáRIOS 59 3 CENáRIOS DE PREçOS DIRETORES 82 4 DEMANDA PROJETADA DE ENERGIA FINAL 92 5 ExPANSãO DA OFERTA DE ENERGIA 107 6ANáLISE CONSOLIDADA ENERGIA ECONOMIA E MEIOAMBIENTE 165 7 ANáLISE SóCIOAMBIENTAL E INDICADORES DE ENERGIA SINOPSE 196 8 POLíTICAS PúBLICAS GOVERNAMENTAIS PARA O SETOR ENERGÉTICO E RECOMENDAçõES 207 9 ANExO A PRINCIPAIS RESULTADOS 233 10 ANExO B DEFINIçõES E CONCEITOS BáSICOS 243 11 ANExO C LISTA DE ABREVIATURAS UTILIzADAS 247 12 ANExO D MODELO DE ExPANSãO DE LONGO PRAzO 248 13 ANExO E ASPECTOS METODOLóGICOS 249 SUMáRIO GERAL Participantes da Empresa de Pesquisa Energética EPE Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim Amílcar Gonçalves Guerreiro Coordenação Executiva Renato Pinto de Queiroz Coordenação Técnica Ricardo Gorini de Oliveira Equipe Técnica Agenor Gomes Pinto Garcia Carla da Costa Lopes Achão Raymundo Moniz de Aragão Neto MATRIz ENERGÉTICA NACIONAL 2030 MEN 2030 1 Recursos e Reservas Energéticas 23 11 Potencial Hidrelétrico 23 111 Panorama Atual 23 12 Petróleo 28 121 Recursos e Reservas 29 122 Perspectivas no Médio Prazo 34 13 Gás Natural 37 131 Recursos e Reservas 37 132 Perspectivas no Médio Prazo 43 14 Carvão Mineral 44 141 Comparativo Internacional das Reservas de Carvão 44 142 Recursos e Reservas 47 15 Estrutura do Parque de Refino 49 151 Comparativo Internacional 51 152 Logística de transporte e distribuição de derivados petróleo 53 153 Estrutura do parque de Refino Nacional 58 2 Cenários 61 21 Cenários Mundiais 61 211 Metodologia e Cenários Considerados 62 22 Cenário Nacional 72 221 Estrutura setorial do PIB 73 23 Cenário Demográfico 82 3 Cenários de Preços Diretores 85 31 Perspectivas dos Preços do Petróleo 85 32 Perspectivas dos Preços do Gás Natural 88 33 Perspectivas dos Preços do GNL 90 34 Perspectivas dos Preços do Carvão 92 4 Demanda Projetada de Energia Final 95 41 Analise Global 95 42 Consumo Final Energético por Fontes 100 43 Consumo Final Energético por Setores 103 5 Expansão da Oferta de Energia 109 51 Analise Global 109 52 Expansão da Oferta de Petróleo 112 521 Cenário Internacional de Oferta de Petróleo 112 522 Cenário Nacional de Oferta de Petróleo 113 53 Expansão da Oferta de Gás Natural 116 531 Oferta Prospectiva de Gás Natural 116 532 Oferta Prospectiva de Gás Natural Liquefeito no Mercado Internacional 119 54 Expansão da Oferta de Carvão Mineral 122 55 Expansão da Oferta da Bioenergia 125 56 Expansão da Oferta de Refino 133 561 Perspectivas de Expansão da Oferta de Refino no Mundo 133 562 Expansão da Oferta Nacional de Refino 134 57 Expansão da Oferta de Energia Elétrica 140 571 Oferta Potencial no Longo Prazo 141 572 Cenário de Expansão da Oferta 158 573 Expansão das interligações 163 6 Análise Consolidada Energia Economia e MeioAmbiente 166 61 Cenário de Referência 166 611 Oferta Interna de Energia 166 612 Análise de Eficiência Global 170 613 Petróleo e Derivados 175 614 Gás Natural 177 615 Derivados da Cana 178 616 Energia Elétrica 179 617 Emissões de Gases de Efeito Estufa 182 618 Investimentos 185 62 Cenário Alternativo 193 7 Análise SócioAmbiental e Indicadores de Energia 197 71 Indicadores de Energia 197 711 Indicadores SócioAmbientais e de Usos da Energia 201 712 Segurança Energética 202 8 Políticas Públicas Governamentais para o Setor Energético e Recomendações 207 81 Oferta de Energia e Políticas Públicas 207 SUMáRIO Continuação MATRIz ENERGÉTICA NACIONAL 2030 MEN 2030 811 Energia Renovável 209 812 Energias Nãorenováveis 214 82 Consumo de Energia e Políticas Públicas 221 821 A Eficiência Energética 221 822 Programas de PD 223 823 Políticas de preços e questões sociais 225 83 Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico 226 84 Energia e Meio Ambiente 229 85 Integração das Políticas Energéticas 231 9 Anexo A Principais Resultados 232 91 Cenário Macroeconômico 232 92 Consumo Final de Energia 234 93 Oferta de Energia 240 10 Anexo B Definições e Conceitos Básicos 243 101 Descrição Geral da Estrutura da Matriz Energética Brasileira 243 102 Definições 244 103 Peculiaridades no Tratamento das Informações 245 1031 Operações Básicas na Matriz 246 11 Anexo C Lista de Abreviatuiras Utilizadas 247 12 Anexo D Modelo de Expansão de Longo Prazo 248 13 Anexo E Aspectos Metodológicos 249 131 Noções de Modelagem Energética 249 132 Projeção de Demanda 249 SUMáRIO Continuação MATRIz ENERGÉTICA NACIONAL 2030 MEN 2030 íNDICE DE FIGURAS Figura 11 Evolução Territorial do Aproveitamento do Potencial Hidrelétrico Brasileiro 23 Figura 12 Localização das Usinas Hidrelétricas Brasileiras 24 Figura 13 Aproveitamento do Potencial Hidrelétrico Brasileiro por Região 25 Figura 14 Potencial Hidrelétrico Teórico no Mundo Recurso Total 27 Figura 15 Potencial Hidrelétrico Tecnicamente Aproveitável no Mundo 28 Figura 16 Reservas Provadas de Petróleo 29 Figura 17 Evolução das Reservas Totais de Petróleo no Brasil 31 Figura 18 Áreas de Concessão da Petrobrás no Brasil 32 Figura 19 Produção Acumulada de Petróleo já Notificada à Anp e o Mix Petróleo Associado 34 Figura 110 Localização das áreas de Concessão na Oitava Rodada de Concessão da ANP 37 Figura 111 Evolução das Reservas Totais de Gás Natural40 Figura 112 Tipologia do Carvão Distribuição no Mundo e Principais Usos 45 Figura 113 Recursos e Reservas de Carvão Mineral no Brasil 49 Figura 114 Evolução da Capacidade de Refino no Mundo por Região em Milhares de Barris por dia 52 Figura 115 Logistica de Transporte de Petróleo e Derivados 54 Figura 116 Portos Existentes no Brasil 56 Figura 117 Infraestrutura de Dutos e Terminais Existentes no Brasil 57 Figura 118 Estrutura da Produção de Derivados do Refino Nacional 60 Figura 21 Cenários Nacionais 64 Figura 22 Cenários de Evolução da Estrutura Produtiva Nacional 66 Figura 23 Cenários Nacionais de Crescimento Setorial 66 Figura 24 Distribuição de Energia por Setores da Economia dos 11 Principais Países Associados à AIE 74 Figura 25 Evolução do PIB por Setor 76 Figura 26 Projeção de Posse de Equipamentos Eletroeletrônicos Cenário B1 78 Figura 27 Evolução Estilizada da Frota de Veículos por Tipo de Combustível até 2030 80 Figura 28 Crescimento Demográfico Brasileiro 83 Figura 31 Projeção dos Preços do Petróleo Bruto 86 Figura 32 Histórico dos Preços do Petróleo 87 Figura 33 Evolução dos Preços Internacionais do Petróleo 88 Figura 34 Projeções de Preços do Gás Natural nos EUA 89 Figura 35 Comparativo da Evolução dos Preços do Gás Natural 89 Figura 36 Preços Internacionais do Gás Natural 90 Figura 37 Evolução dos Preços do GNL Importado nos EUA 91 Figura 38 Projeção do Preço do GNL Comparado com o Preço do Gás Natural 91 Figura 39 Projeção dos Preços do Carvão 93 Figura 310 Cenário de Preços de Carvão Nacional e Comparações 94 Figura 41 Evolução da Estrutura do Consumo Final de Energia 96 Figura 42 Evolução do Indicador Consumo Final Energético por PIB 98 íNDICE DE FIGURAS Continuação Figura 43 Intensidade Energética 99 Figura 44 Evolução da Participação das Fontes no Consumo Final de Energia no Cenário B1 103 Figura 51 Evolução da Produção de Petróleo no Mundo no Horizonte de 2030 pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos no Caso de Referência 113 Figura 52 Produção Acumulada Prospectiva 115 Figura 53 Cenário para a Produção Doméstica de Gás Natural 118 Figura 54 Possibilidades de Suprimento de Gás Natural ao Brasil 122 Figura 55 Evolução das Reservas de Carvão Mineral Nacional 123 Figura 56 Cadeia da Bioenergia 126 Figura 57 Cadeia da Canadeaçucar 128 Figura 58 Projeção da Produção e do Consumo de Etanol 132 Figura 59 Expansão da Capacidade de Refino no Brasil 136 Figura 510 Evolução do Perfil de Produção de Derivados do Refino Nacional 137 Figura 511 Produção e Consumo de Óleo Diesel 138 Figura 512 Produção e Consumo de Gasolina 138 Figura 513 Produção e Consumo de GLP 139 Figura 514 Produção e consumo de óleo Combustível 139 Figura 515 Trajetória de Aproveitamento dos Recursos Hidrelétricos Nacionais 143 Figura 516 Preço Internacional do Concentrado de Urânio 144 Figura 517 Evolução das Reservas Brasileiras de Urânio 145 Figura 518 Cenário de Evolução da Estrutura do Processamento de Cana Segundo as Tecnologias de Geração de Eletricidade 156 Figura 519 Sistema Interligado Nacional Expansão das Interligações 164 Figura 61 Evolução da Estrutura da Oferta Interna de Energia 168 Figura 62 Fontes Renováveis na Matriz Energética Brasileira 169 Figura 63 Evolução da Estrutura da Oferta Interna de Energia no Mundo no Cenário de Referência do International Energy Outlook 2007 para Comparação 170 Figura 64 Evolução da Intensidade Energética 173 Figura 65 Decomposição da Oferta Interna de Energia 173 Figura 66 Evolução da Dependência Externa de Energia 175 Figura 67 Estrutura do Consumo de Derivados 177 Figura 68 Estrutura do Consumo de Gás Natural 178 Figura 69 Estrutura da Oferta de Eletricidade 181 Figura 610 Estrutura do Consumo de Eletricidade 181 Figura 611 Estrutura das Emissões de CO2 por Fonte 183 Figura 612 Estrutura das Emissões de CO2 por Setor 183 Figura 613 Evolução das Emissões Específicas de CO2 184 MATRIz ENERGÉTICA NACIONAL 2030 MEN 2030 íNDICE DE FIGURAS Continuação Figura 614 Repartição Setorial dos Investimentos no Setor Energético no período 20052030 192 Figura 71 Indicadores Selecionados e Evolução no Horizonte 20052030 201 Figura 72 Dependência Energética no Horizonte 20052030 206 Figura 91 Cenários Nacionais Taxa Média de Crescimento do PIB 233 Figura 92 Cenários Nacionais do Crescimento Setorial 234 Figura 101 Estrutura Geral da Matriz Energética 243 Figura 131 Metodologia de Previsão do Consumo Final de Energia 251 íNDICE DE TABELAS Tabela 11 Parque Gerador Hidrelétrico em Operação no Brasil 25 Tabela 12 Centrais Hidrelétricas em Operação no Brasil com Potência Superior a 1000 MW 26 Tabela 13 Grau API e Correntes de Petróleo Produzidas em 2005 33 Tabela 14 Reservas Provadas de Petróleo Segundo Regiões Geográficas Países e Blocos Econômicos 35 Tabela 15 Razão RP Estimada de Alguns Países e Regiões Segundo Critéiros da AIE 36 Tabela 16 Reservas Provadas de Gás Natual no Brasil e no Mundo 39 Tabela 17 Produção de Gás Natural no Brasil e no Mundo 40 Tabela 18 Gasodutos em operação no País 42 Tabela 19 Gasodutos em construção no País 42 Tabela 110 Gasodutos projetados no País 42 Tabela 111 Gasodutos em estudo no País 42 Tabela 112 Reservas Recuperáveis de Carvão 46 Tabela 113 Produção de Carvão para Países e Regiões Selecionadas 46 Tabela 114 Reservas de Carvão na Região Sul 47 Tabela 115 Jazidas do Rio Grande do Sul 48 Tabela 116 Jazidas de Santa Catarina 48 Tabela 117 Jazidas do Paraná 49 Tabela 118 Capacidade Instalada de Refino no Mundo 53 Tabela 119 Principais Projetos de Expansão Previstos pela Petrobrás até 2012 para as Refinarias Existentes 59 Tabela 21 Caracterização dos Cenários Mundiais 63 Tabela 22 Consistência Macroeconômica dos Cenários Nacionais 65 Tabela 23 Projeções Mundiais para Oferta e Demanda de Energia 71 Tabela 24 Fontes de Energia Primária Total no Cenário de Referência para o Mundo 72 Tabela 25 Geração de Eletricidade no Cenário de Referência para o Mundo 72 Tabela 26 Comparativos dos Cenários para o Mundo América Latina e Brasil 73 Tabela 27 Cenário Vislumbrado para o Agregado dos 15 Principais Paises da Comunidade Européia EU15 até 2030 75 Tabela 28 Produto Interno Bruto por Setor 75 Tabela 29 Estrutura do Produto Interno Bruto 76 Tabela 210 Domicílios Ligados à Rede Elétrica no Brasil Cenário B1 77 Tabela 211 PIB e de Vendas Domésticas de Veículos Crescimento médio 80 Tabela 212 Principais Indicadores para Comparação Internacional 81 Tabela 213 Estrutura Típica de Participação do Setor de Serviços 82 Tabela 214 Distribuição Regional da População Brasileira 83 Tabela 215 Brasil e Regiões Projeção do Número de Domicílios Permanentes Ocupados 84 íNDICE DE TABELAS Continuação MATRIz ENERGÉTICA NACIONAL 2030 MEN 2030 Tabela 216 Brasil e Regiões Projeção do Número de Domicílios Permanentes Ocupados mil Urbano 84 Tabela 31 Previsão dos Preços do Petróleo 87 Tabela 41 Produto Interno Bruto por Setor 95 Tabela 42 Estrutura Econômica do Produto Interno Bruto 96 Tabela 43 Consumo Final Energético por Setor 96 Tabela 44 Estrutura do Consumo final Energético por Setor 96 Tabela 45 Consumo Final Energético em relação ao PIB 97 Tabela 46 Quadro Comparativo do Consumo Energético e Previsões de Outros Países 97 Tabela 47 Projeção do Consumo Final de Energia no Brasil 98 Tabela 48 Estrutura do Consumo Energético Final por Fonte de Energia 100 Tabela 49 Estrutura do Consumo Energético Final por Fonte de Energia 101 Tabela 410 Projeções do Consumo Final de Energia 102 Tabela 411 Detalhamento do Consumo de Derivados de Petróleo no Cenário B1 103 Tabela 412 Consumo Energético Final por Fontes e Setores 104 Tabela 413 Participação das Fontes nos Consumos Energéticos Finais dos Setores 105 Tabela 414 Consumo Final Energético do Setor Residencial 106 Tabela 51 Evolução da Oferta Interna de Energia 109 Tabela 52 Evolução da Participação da Oferta Interna de Energia 109 Tabela 53 Histórico da Oferta Interna de Energia e Indicadores Selecionados 111 Tabela 54 Quadro Comparativo Internacional 112 Tabela 55 Produção Segundo o IEO 2006 para Cenários de Preço do Petróleo Alto Baixo e de Referencia 112 Tabela 56 Estimativa de Recursos Totais Nãodescobertos de Petróleo 114 Tabela 57 Disponibilidade de Oferta de Petróleo no Brasil 115 Tabela 58 Estimativa de Recursos Totais não Descobertos 116 Tabela 59 Projeção das Reservas e da Produção Nacionais de Gás Natural 118 Tabela 510 Movimentos de Comercio de Gás natural Liquefeito em 2005 121 Tabela 511 Ocupação dos Solos no Brasil 123 Tabela 512 Oferta de Biomassa no Brasil em 2005 126 Tabela 513 Expansão da Produção Brasileira de Cana e Derivados 127 Tabela 514 Oferta de Biomassa de Cana 129 Tabela 515 Desempenho de Veículos Leves 20301 131 Tabela 516 Evolução dos Fatores de Capacidade de Refino para Algumas Regiões 132 Tabela 517 Balanço dos Principais Produtos da Refinaria 133 Tabela 518 Potencial Hidrelétrico Brasileiro 137 Tabela 519 Potencial de Geração dos Recursos Hídricos 141 Tabela 520 Cenários de Disponibilidade do Urânio Nacional 142 íNDICE DE TABELAS Continuação Tabela 521 Potencial de Geração Nuclear 147 Tabela 522 Potencial de Geração de Eletricidade com o Carvão Nacional 149 Tabela 523 Potencial de Geração de Eletricidade com o Carvão Importado 150 Tabela 524 Geração Termelétrica a Gás Natural no SIN em 2010 152 Tabela 525 Necessidade de Geração Térmica Indicada no SIN em 2011 152 Tabela 526 Demanda de Gás Natural para Geração Termelétrica em 2011 153 Tabela 527 Potencial de Geração Térmica a Gás em 2030 154 Tabela 528 Geração Específica de Energia Elétrica a partir da Biomassa 155 Tabela 529 Potencial de Geração de Eletricidade Associado às Instalações de Processamento de CanadeAçúcar 156 Tabela 530 Potencial de Geração de Eletricidade com Resíduos Urbanos 157 Tabela 531 Evolução da Capacidade Instalada no Período 20052015 159 Tabela 532 Alternativas para a Expansão da Oferta de Energia Elétrica no Período 20152030 161 Tabela 533 Expansão da Oferta de Energia Elétrica no Período 20152030 por Região Geográfica 162 Tabela 534 Expansão da Oferta de Energia Elétrica no Período 20152030 por Região Geográfica 163 Tabela 535 Expansão das Interligações 164 Tabela 61 Projeção da Oferta Interna de Energia 167 Tabela 62 Taxas de Crescimento dos Energéticos nos Períodos 167 Tabela 63 Projeção da Oferta Interna de Energia 168 Tabela 64 Evolução de Indicadores Selecionados para o Cenário de Referência 171 Tabela 65 Indicadores Selecionados para Comparação Internacional 172 Tabela 66 Petróleo e Derivados Indicadores Selecionados 176 Tabela 67 Gás Natural Indicadores Selecionados 178 Tabela 68 Produtos da Canadeaçúcar Indicadores Selecionados 179 Tabela 69 Eletricidade Indicadores Selecionados 180 Tabela 610 Investimentos na Área de Petróleo de Derivados 186 Tabela 611 Características de Interligações de UPGNs em Operação 187 Tabela 612 Investimentos na Área de Gás Natural 188 Tabela 613 Investimentos na Cadeia de Produção do Etanol 190 Tabela 614 Custos de Investimento Referenciais na Geração de Energia Elétrica 190 Tabela 615 Investimentos no Setor Elétrico 191 Tabela 616 Investimentos no Setor Energético 192 Tabela 617 Evolução da Oferta Interna de Energia na Análise de Sensibilidade B11 194 Tabela 618 Evolução da Participação na Análise de Sensibilidade B11 194 Tabela 619 Evolução da Oferta Interna de Energia na Análise de Sensibilidade B12 195 Tabela 620 Evolução da Participação na Análise de Sensibilidade B12 195 Tabela 621 Quadro Comparativo Resumido para 2020 e 2030 196 Tabela71 Indicadores de Economia e Energia para o Cenário de Referência 199 Tabela 72 Evolução das Importações de Petróleo pelo Brasil por Região 205 Tabela 73 Evolução da Diversidade Energética no Horizonte 20052030 206 Tabela 91 Principais Indicadores Demográficos Economicos e Energéticos 232 Tabela 92 Projeções do Consumo Final de Energia 234 Tabela 93 Consumo Final Energético por Setores nos Diversos Cenários 236 Tabela 94 Consumo Final Energético por Setores e por Fonte no Cenário B1 237 Tabela 95 Estrutura de Consumo Final Energético por Fonte do Cenário B1 238 Tabela 96 Projeção do Consumo de Derivados de Petróleo 239 Tabela 97 Oferta Interna de Energia 240 Tabela 98 Estrutura da Oferta Interna de Energia 240 Tabela 99 Produção de Óleos Vegetais 241 Tabela 910 Produção de Óleos Vegetais 241 Tabela 911 Indicadores Sócio Ambientais e de Segurança Energética 241 íNDICE DE TABELAS Continuação MATRIz ENERGÉTICA NACIONAL 2030 MEN 2030 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 23 1 Recursos e Reservas Energéticas n 11 Potencial Hidrelétrico Segundo a edição 2007 do International Energy Outlook dos Estados Unidos a geração hidroelétrica e outras fontes renováveis crescerão cerca de 56 nos próximos 24 anos A geração Hidroelétrica atualmente é responsável por cerca 19 da oferta elétrica mundial sendo a oferta de outras energias renováveis ainda diminuta É claro portanto que a energia de origem hidroelétrica continuará a ser uma importante fonte renovável no futuro Atualmente a capacidade instalada é da ordem de 730 GW dependendo da fonte e do critério utilizado para aferição significando cerca de 2700 TWh Em termos mundiais a mesma fonte estima que 33 do potencial tecnicamente factível já foi explorado havendo enormes discrepâncias Enquanto a Europa e a América do Norte já desenvolveram quase todo o seu potencial cerca de 70 já desenvolvido restaria cerca de 70 a ser ainda explorada na América do Sul Além da América do Sul considerável potencial existe ainda na África e Ásia n 111 Panorama Atual A Figura 11 reproduzida do Atlas de Energia Elétrica do Brasil ANEEL 2002 corrobora a evolução histórica do aproveitamento do potencial hidrelétrico brasileiro Conforme ilustra a Figura as usinas se concentraram inicialmente na região Sudeste bem próximas aos grandes centros de consumo Figura 11 Evolução Territorial do Aproveitamento do Potencial Hidrelétrico Brasileiro Fonte Atlas de Energia Elétrica do Brasil ANEEL 2002 O desenvolvimento da transmissão possibilitou o aproveitamento de recursos mais distantes dos centros consumidores e ainda com a interligação o aproveitamento das diversidades hidrológicas existentes entre as bacias notadamente entre as do Sul e as do Sudeste Hoje as usinas estão distribuídas por quase todo o país Figura 12 à exceção da maior parte da região Norte e CentroOeste onde se concentra o potencial a desenvolver Nessas regiões apenas 9 e 31 do potencial respectivamente encontramse desenvolvidos Figura 13 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 24 Figura 12 Localização das Usinas Hidrelétricas Brasileiras Fonte ANEEL 2002 Computando as usinas em operação as usinas em construção e os aproveitamentos cuja concessão já foi outorgada podese considerar que cerca de 30 do potencial hidrelétrico brasileiro já está desen volvido A descrição desse potencial aproveitado é apresentada na Figura 13 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 25 Figura 13 Aproveitamento do Potencial Hidrelétrico Brasileiro por Região 9 65 53 53 31 44 29 36 35 23 47 6 11 12 46 0 20 40 60 80 100 Norte Nordeste Sudeste Sul COeste exclusive unidades de ponta OperaçãoConstruçãoConcessão Não aproveitado inventariado Não aproveitado estimado Fonte PDEE 200762015 MMEEPE 20067 SIPOT Eletrobrás 2005 Aproveitamentos De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica PDEE 20062015 a capacidade instalada em usinas hidrelétricas no Brasil em 31122005 excluindo a parcela paraguaia da Usina de Itaipu é de 70961 MW conforme discriminado na Tabela 11 sendo 2 localizadas nos sistemas isolados da região Norte e menos de 2 em pequenas centrais hidrelétricas Tabela 11 Parque Gerador Hidrelétrico em Operação no Brasil Porte das usinas Sistema Interligado Sistemas Isolados TOTAL Grandes hidrelétricas 68093 1538 69631 PCH 1330 1330 TOTAL 69423 1538 70961 Nota valores fiscalizados pela ANEEL considerando as potências a partir da operação comercial da primeira unidade geradora de cada usina Fonte Banco de Informações da ANEEL apud Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 20062015 Esse parque gerador compreende mais de 400 instalações porém grande parte da potência total está concentrada em poucas usinas apenas 24 hidrelétricas que têm cada uma mais de 1000 MW instalados somam mais de 52000 MW conforme indicado na Tabela 12 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 26 Tabela 12 Centrais Hidrelétricas em Operação no Brasil com Potência Superior a 1000 MW Usina Município UF Rio Potência MW 1 Itaipu1 Foz do Iguaçu PR Paraná 14000 2 Tucuruí2 Tucuruí PA Tocantins 7751 3 CHE Paulo Afonso3 Delmiro Gouveia AL São Francisco 4280 4 Ilha Solteira Ilha Solteira SP Paraná 3444 5 Xingó Canindé de S Francisco SE São Francisco 3162 6 Itumbiara Itumbiara GO Paranaíba 2124 7 Porto Primavera Anaurilândia MS Paraná 1980 8 São Simão Santa Vitória MG Paranaíba 1710 9 Foz do Areia Pinhão PR Iguaçu 1676 10 Jupiá Castilho SP Paraná 1551 11 Itaparica Glória BA São Francisco 1480 12 Itá Itá SC Uruguai 1450 13 Marimbondo Fronteira MG Grande 1440 14 Salto Santiago Saudade do Iguaçu PR Iguaçu 1420 15 Água Vermelha Indiaporã SP Grande 1396 16 Serra da Mesa Cavalcante GO Tocantins 1293 17 Furnas Alpinópolis MG Grande 1270 18 Segredo Mangueirinha PR Iguaçu 1260 19 Salto Caxias Cap Leon Marques PR Iguaçu 1240 20 Emborcação Cascalho Rico MG Paranaíba 1192 21 Machadinho Piratuba SC Pelotas 1140 22 Salto Osório Quedas do Iguaçu PR Iguaçu 1078 23 Sobradinho Juazeiro BA São Francisco 1050 24 Estreito Rifaina SP Grande 1050 TOTAL exclusive a parte paraguaia de Itaipu 52437 Notas 1 Usina binacional 50 da potência pertence ao Brasil e 50 ao Paraguai Em operação a partir de 2006 as duas últimas unidades geradoras de 700 MW cada 2 Consi dera a segunda casa de força em fase de motorização que abriga 10 unidades geradoras de 375 MW cada 3 Compreende as usinas de Paulo Afonso I a IV e Moxotó Fonte ANEEL 2006 Além das usinas em operação podese considerar como já aproveitado o potencial representado pelas usinas em construção e pelos aproveitamentos cuja concessão já foi outorgada Conforme o PDEE 20062015 há no Sistema Interligado Nacional SIN 40 usinas e aproveitamentos hidrelétricos nessas condições totalizando uma potência de 7756 MW Entre as Pequenas Centrais Hidroelétricas PCH há segundo a ANEEL 2006 257 aproveitamentos dos quais 39 estão em construção e 218 com a concessão outorgada totalizando a potência de 4034 MW Perspectivas e Comparativo Internacional Baseado em estudo do World Energy Council podese estimar que o potencial tecnicamente disponível para aproveitamento hidráulico no mundo dito recurso total e utilizando um fator de capacidade média de 40 corresponde a cerca de 15899 TWhano do valor teórico máximo de 40700 TWhano para o mundo Cerca de 65 desse recurso está concentrado em apenas 10 países todos com potencial igual ou superior a 1000 TWhano Nesse ranking o Brasil ocupa o terceiro posto superado apenas por China e pelos Estados Unidos ver Figura 14 Mesmo esse potencial ainda deve ser considerado um valor teórico De fato a quantidade de energia Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 27 hidráulica efetivamente disponível depende de outros fatores relevantes Entre esses fatores relacio namse a topografia o regime de chuvas a tecnologia e também o período de efetivo funcionamento da instalação quando integrada a um sistema elétrico Ao valor estimado considerando esses fatores convencionouse chamar de potencial tecnicamente aproveitável Figura 14 Potencial Hidrelétrico Teórico no Mundo Recurso Total em TWhano 5920 4485 3040 2800 2638 2147 1578 1397 1289 1000 65 Mundo 40704 TWh ano Países selecionados 26294 TWhano Demais países 14410 TWhano 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 China Estados Unidos Brasil Rússia Índia Indonésia Peru Congo Canadá Colômbia Fonte World Energy Council A relação entre o potencial tecnicamente aproveitável e o recurso total varia de região para região em razão das condições locais e do estágio de conhecimento nível dos estudos e das investigações Considerando esses aspectos o ranking dos países se altera um pouco O Brasil mantémse como detentor do terceiro maior potencial no mundo perdendo agora para a China e a Rússia ver Figura 15 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 28 Figura 15 Potencial Hidrelétrico Tecnicamente Aproveitável no Mundo em Twhano MATRIZ ENERGETICA Mundo 15000 TWhano 1920 1670 1488 951 774 660 529 402 260 200 59 Países selecionados 8854 TWhano Demais países 6146 TWhano 0 500 1000 1500 2000 2500 China Rússia Brasil Canadá Congo Índia Estados Unidos Indonésia Peru Colômbia Fonte World Energy Council 2004 O Brasil faz parte do grupo de países em que a produção de eletricidade é maciçamente proveniente de usinas hidrelétricas Essas usinas correspondem a 75 da potência instalada no país e geraram em 2005 93 da energia elétrica requerida no Sistema Interligado Nacional SIN Cumpre notar ainda que apenas cerca de 30 do potencial hidrelétrico nacional se encontra explo rado proporção bem menor do que a observada nos países industrializados Com respeito a avaliações nacionais do potencial hidroelétrico brasileiro a última e melhor estima tiva disponível do potencial hidrelétrico brasileiro é ainda a mesma que foi utilizada no Plano 2015 2614 GW Desse total 32 correspondem a um potencial pouco conhecido dito estimado e 43 estão localizados na região Norte Importa destacar que esse valor do potencial hidrelétrico brasileiro reflete as condições de avaliação técnica econômica e sócioambiental adotadas à época em que os estudos foram realizados Assim podese afirmar que o valor de 2614 GW constitui uma referência para os estudos de planejamento e não necessariamente o que se prevê realizar Além disso resulta imperioso que se intensifiquem os esforços para restabelecer os estudos desse potencial n 12 Petróleo Segundo a British Petroleum as reservas provadas que são aquelas de melhor estimativa possível com cerca de 90 de confiabilidade até 2005 eram de 12 trilhões de barris no mundo Nesta referência o Brasil detém cerca de 1 e a Venezuela detém 80 bilhões de barris perfazendo 7 do total ver Figura 16 Se a Venezuela obtiver a certificação da Faixa de Orinoco as reservas podem se acrescentar de cerca de 270 bilhões de barris que embora de um petróleo pesado tornariam a Venezuela talvez o maior produtor mun dial de petróleo do mundo superando a Arábia Saudita que atualmente detém 22 das reservas mundiais provadas Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 29 Figura 16 Reservas Provadas de Petróleo em bilhões de barris 0 100 200 300 400 500 600 700 800 29 16 13 2 11 1 5 1 0 79 1 140 742 114 40 USA Canadá México Argentina Brasil Colômbia Equador Peru Trinidad Tobago Venezuela Outros Cent América Total Europe Eurásia Total Oriente Médio Total África Total Ásia e Pacifico Fonte BP 2006 n 121 Recursos e Reservas Os dados estatísticos da ANP apresentam as reservas totais que consideram o somatório de re servas provadas prováveis e possíveis sinalizando o limite superior da disponibilidade de reservas de petróleo Segundo dados mais recentes da Agência Nacional do Petróleo ANP 2006 de um total aproximado de 16 bilhões de barris em 2005 916 das reservas totais nacionais de petróleo se localizam no mar campos off shore e o restante se localiza em campos terrestres Três estados respondem pela maior parcela de contribuição das reservas terrestres Rio Grande do Norte 242 Sergipe 263 e Bahia 313 Já as reservas brasileiras off shore situamse basi camente em estados da Região Sudeste Rio de Janeiro 874 e Espírito Santo 96 A participação dos demais Estados é marginal Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 30 Box Glossário Reservas Recursos descobertos de petróleo e gás natural comercialmente recuperáveis a partir de uma determinada data Reservas Desenvolvidas Reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadas através de poços existentes e quando todos os equipamentos necessá rios à produção já se encontram instalados Reservas Provadas Reservas de petróleo e gás natural que com base na análise de dados geológicos e de engenharia se estima recuperar comercialmente de reservatórios descobertos e avaliados com elevado grau de certeza e cuja estimativa considere as condições econômicas vigentes os métodos operacionais usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pelas legislações petrolífera e tributária brasileiras Reservas Prováveis Reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas provadas Reservas Possíveis Reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas prováveis Reservas Totais Soma das reservas provadas prováveis e possíveis Reservatório Configuração geológica dotada de propriedades específicas armazenadora de petróleo ou gás natural associados ou não Razão RP Razão entre reservas provadas e produção medida em anos Tra tase de um indicador que baliza os olhos mas é falaz O motivo é que a medida que o poço envelhece a retirada da produção não se mantém devido a problemas estruturais Densidade API Escala idealizada pelo American Petroleum Institute API juntamente com a National Bureau of Standards utilizada para medir a densidade relativa de líquidos A escala API varia inversamente com a densidade relativa isto é quanto maior a densidade relativa menor o grau API ºAPI 1415g 1315 onde g é a densidade relativa do petróleo a 15ºC Quanto maior o API mais leve e de melhor qualidade é o petróleo Gás Natural Associado Gás natural produzido de jazida onde ele é encontra do dissolvido no petróleo ou em contato com petróleo subjacente saturado de gás Naturalmente existem reservas de Gás Natural nãoassociadas a petróleo Fonte ANP wwwanpgovbrglossario Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 31 Um indicador relevante se refere à razão entre as reservas provadas e as reservas totais que se situou em torno de 073 em 2005 ou seja do volume total de reservas conhecidas no Brasil cerca de 73 são consideradas economicamente recuperáveis com as condições atuais de tecnologia e preço Conforme se observa na Figura 17 as reservas totais de petróleo vêm crescendo sistematicamente na última década graças às descobertas off shore As reservas em terra praticamente não se alteraram A Petrobrás tem hoje 374 concessões vide Figura 18 sendo 65 delas em parceria A área total líquida dos blocos exploratórios e de produção considerando o percentual de participação da Petrobrás é de 10829052 km² 26759130 acres Ao longo de 2004 foram descobertos pela Petrobrás cinco novos campos de petróleo em terra dois na Bacia Potiguar e três nas bacias do Recôncavo Baiano Sergipe Alagoas e Espírito Santo No mesmo período foram incorporados volumes substanciais de óleo às reservas dos campos de Roncador Marlim Leste Albacora Albacora Leste Espadarte Jubarte e Golfinho assim como à da área do Plano de Avalia ção do 1ESS121 no antigo bloco BC60 ao norte da Bacia de Campos PETROBRÁS 2006 Figura 17 Evolução das Reservas Totais de Petróleo no Brasil em bilhões de barris MATRIZ ENERGETICA Terra Mar Total 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 1995 2000 2005 Bilhões de barris Notas Reservas em 3112 dos anos de referência Inclui condensado Fonte ANP 2006 Boletins Anuais de Reservas ANPSDP conforme a Portaria ANP nº 900 a partir de 1999 PetrobrásSERPLAN para os anos anteriores Este grande sucesso em 2003 foi determinante para que os investimentos e demais esforços explora tórios fossem direcionados pela Petrobrás ao longo de 2004 predominantemente aos Planos de Avaliação das descobertas feitas otimizando os recursos financeiros da empresa Com isso houve aumento relativo no percentual de poços de extensão e pioneiros adjacentes em detrimento de pioneiros especialmente no mar Este portanto foi um ano importante para a comprovação e delimitação de volumes descobertos Não foi um ano de descobertas de impacto já que foram perfurados apenas cinco poços pioneiros no mar Ao final de 2004 durante a delimitação da área de Golfinho descoberta em 2003 na Bacia do Espírito Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 32 Santo foi perfurado um poço de extensão que constatou a existência de reservatórios arenosos saturados de óleo leve de excelente qualidade A importância desse poço deriva das grandes espessuras de reser vatório constatadas e da existência de petróleo leve de excelente qualidade fatores que podem resultar no aumento dos volumes recuperáveis da área O campo de Roncador localizado na área norte da Bacia de Campos foi descoberto em outubro de 1996 Devido à extensão de sua área e ao grande volume de hidrocarbonetos existente o desenvolvimento da produção de Roncador foi planejado para ocorrer em módulos num total de 4 O óleo de cada um desses módulos possui diferentes densidades1 distribuídas da seguinte forma 1 Módulo 1 28º a 31º API petróleo médio 2 Módulo 2 18º API petróleo extrapesado 3 Módulo 3 22º API petróleo pesado 4 Módulo 4 18º API petróleo extrapesado Figura 18 Áreas de Concessão da Petrobrás no Brasil Fonte PETROBRÁS 2006 1 Os petróleos seguem a seguinte classificação 15ºAPI19 extrapesado 19ºAPI27 pesado 27ºAPI33 médio Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 33 Os Módulos 3 e 4 de Roncador encontramse atualmente na fase de concepção de alternativas de seus sistemas de produção A Petrobrás estima que em 2015 Roncador atinja seu pico de produção de 473000 barrisdia A produção média de petróleo foi de 92248 barrisdia em 2005 PETROBRÁS 2006 Perfil de Produção Devido a esse volume de descobertas o perfil ou mix de produção de petróleo observa uma variabilidade considerável Na Tabela e Figura seguintes se exibe a informação prospectiva do regulador ANP cinco anos a frente de todos os empreendimentos comunicados com o devido perfil de petróleo leve e pesado em API igual a 25 o API 25 foi escolhido à guisa de simplificação Tabela 13 Grau API e Correntes de Petróleo Produzidas em 2005 Localização Densidade API Produçãom3 Urucu Amazonas 4850 2285586 Ceará Mar Ceará 2950 603555 Fazenda Belém 1270 94220 RGN Mistura Rio Grande do Norte 2950 3661672 Alagoano Alagoas 3740 438569 Sergipano Terra Sergipe 2480 1893304 Sergipano Mar Sergipe 4370 366853 Bahiano Mistura Bahia 3650 2550947 Fazenda São Estevão Bahia 3522 15700 Espírito Santo Espírito Santo 1750 1021964 Jubarte Rio de Janeiro 1680 930912 Albacora Rio de Janeiro 2830 6666426 Barracuda Rio de Janeiro 2500 7209328 Bijupirá Rio de Janeiro 2780 1038376 Cabiunas Mistura Rio de Janeiro 2550 14767917 Caratinga Rio de Janeiro 2240 4659936 Espadarte Rio de Janeiro 2700 1337796 Marlim Rio de Janeiro 1960 27052064 Marlim Sul P38 Rio de Janeiro 2310 11429809 Roncador Rio de Janeiro 2830 4818626 Salema Rio de Janeiro 3030 794883 Condensado de Merluza São Paulo 5880 81733 Coral Paraná 3850 416338 TOTAL 2463 94796734 Fonte ANP 2006 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 34 Figura 19 Produção Acumulada de Petróleo já Notificada à ANP e o Mix Petróleo Associado MATRIZ ENERGETICA Bpd 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Óleo Pesado Bpd Óleo Leve Bpd Produção Óleo Acumulada Bpd 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Nota O grau API 25 foi utilizado como limiar à guisa de simplificação Fonte ANP n 122 Perspectivas no Médio Prazo Quanto à longevidade das atuais reservas provadas de petróleo o principal indicador é a razão RP reservaprodução situado em torno de 19 anos em 2005 segundo a Agencia Nacional de Petróleo Este número indica que mantida a atual relação entre reservas provadas e o ritmo de produção atual as reservas atualmente disponíveis sustentam a produção atual de petróleo algo em torno de um período de 19 anos aproximadamente Ressaltese que a razão RP é dependente do ritmo de novas descobertas da evolução dos métodos de recuperação do reservatório da alteração dos preços da energia como também do ritmo da demanda por derivados de petróleo Este último depende essencialmente das condições de crescimento econô mico e do perfil deste crescimento isto é sob que tecnologias e padrões de consumo se sustenta este crescimento No que tange ao ritmo de descobertas desde 1980 as reservas provadas nacionais têm crescido a um ritmo de 92 ao ano Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 35 Tabela 14 Reservas Provadas de Petróleo Segundo Regiões Geográficas Países e Blocos Econômicos em bilhões de barris Regiões geográficas países e blocos econômicos Reservas provadas de petróleo 0504 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 TOTAL 10895 11146 11405 11729 11881 11941 12007 055 América do Norte 762 756 737 655 622 606 595 187 Américas Central e do Sul 978 979 989 1002 1002 1030 1035 049 Argentina 31 30 29 28 27 23 23 Brasil 82 85 85 98 106 112 118 470 Colômbia 23 20 18 16 15 15 15 165 Equador 44 46 46 51 51 51 51 Peru 09 09 10 10 09 11 11 Trinidad e Tobago 08 09 10 11 09 08 08 Venezuela 768 768 777 773 772 797 797 Outros 13 13 14 15 13 13 13 035 Europa e exUnião Soviética 1135 1141 1326 1359 1395 1387 1405 133 Oriente Médio 6748 6910 6953 7289 7339 7382 7427 061 TOTAL OPEP 8182 8405 8479 8817 8907 8974 9024 056 TOTAL nãoOPEP 2713 2741 2926 2912 2974 2967 2983 053 Fontes BP Amoco Statistical Review of World Energy 2006 exceto para o Brasil para o Brasil ANPSDP conforme a Portaria ANP nº 900 para os anos de 1999 a 2005e PetrobrásSERPLAN para os anos anteriores Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 36 Tabela 15 Razão RP Estimada de Alguns Países e Regiões Segundo Critéiros da AIE Regiões geográficas países e blocos econômicos Razão RP anos 0504 Reservas em 2005 bilhões barris 2002 2003 2004 2005 Média Total 44 45 39 38 221 11605 América do Norte Média 41 38 36 37 052 595 Canadá 17 15 15 15 125 165 Estados Unidos 11 11 11 12 583 293 México 13 12 11 10 606 137 Américas Central e do Sul Média 27 27 26 25 393 1035 Argentina 9 9 8 9 407 23 Brasil1 18 19 20 19 602 118 Colômbia 7 7 7 7 129 15 Equador 35 32 26 26 111 51 Peru 27 28 32 27 1532 11 Trinidad e Tobago 20 15 15 13 1111 08 Venezuela 73 81 73 73 116 797 Europa e exUnião Soviética Média 25 24 23 21 838 1405 Azerbaijão 62 61 61 42 2991 70 Cazaquistão 107 98 84 80 493 396 Dinamarca 9 10 9 9 047 13 Itália 19 20 20 17 1593 07 Noruega 9 8 8 9 758 97 Reino Unido 5 5 5 6 1215 40 Romênia 11 11 11 11 480 05 Rússia 24 23 21 21 008 744 Turcomenistão 8 7 8 8 039 05 Uzbequistão 10 10 11 13 2090 06 Outros 12 13 12 13 373 22 Oriente Médio Média 69 72 63 63 064 7427 Fonte AIE 2006 A Agência Nacional de Petróleo ANP vem realizando com sucesso leilões de concessão de blocos de exploração de petróleo e gás Até 2007 já foram realizadas oito rodadas de licitação pela ANP A Figura 110 ilustra a distribuição geográfica dos blocos concedidos na última rodada realizada em agosto de 2006 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 37 Figura 110 Localização das Áreas de Concessão na Oitava Rodada de Concessão da ANP GUIANA FRANCESA SURINAME GUIANA VENEZUELA COLOMBIA PERU BOLÍVIA ARGENTINA CHILE EQUADOR URUGUAI 01 02 03 04 05 06 07 08 BRASIL Fonte ANP 2006 O sucesso dos leilões entretanto não fornece estimativas de volumes de possíveis acumulações de hidrocarbonetos uma vez que a existência ou não de petróleo e gás natural nesta fase da cadeia de penderá do sucesso da fase de perfuração exploratória bem como de outras etapas seguintes envolvendo a perfuração e o desenvolvimento subseqüente do campo n 13 Gás Natural n 131 Recursos e Reservas Situação Atual e Comparações Internacionais Segundo dados da ANP 2006 cerca de 75 das reservas brasileiras de gás natural se localiza em campos off shore 25 em campos terrestres campos on shore Em termos de reservas de gás natural on shore destacamse as reservas localizadas em Urucu AM em uma região de difícil acesso no interior da floresta Amazônica Praticamente todo o gás natural produzido nos campos de Urucu é reinjetado nos poços de produção de petróleo dadas estas dificuldades Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 38 Basicamente projetase escoar esta produção através de dois gasodutos um ligando Urucu a Porto Velho RO e outro ligando Coari AM a Manaus AM para atender à demanda de energia na região Norte do país Em termos de estrutura de produção local de gás natural no Brasil prevalece a produção de gás natural associado ao petróleo Box Glossário Gás Natural ou Gás Todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça em estado gasoso ou dissolvido no óleo nas condições originais do reservatório e que se mantenha no estado gasoso nas condições atmosféricas normais É extraído diretamente de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos in cluindo gases úmidos secos residuais e gases raros gases nobres Ao processar o gás natural úmido nas UPGNs são obtidos os seguintes produtos i o gás seco também conhecido como gás residual e ii o líquido de gás natural LGN que contém propano C3 e butano C4 que formam o gás liquefeito de petróleo GLP e a gasolina natural C5 Gás Queimado Gás queimado no flare Gás Reinjetado Gás nãocomercializado que é retornado ao reservatório de origem com o objetivo de forçar a saída do petróleo da rochareservatório deslo candoo para um poço produtor Este método é conhecido como recuperação secun dária e é empregado quando a pressão do poço tornase insuficiente para expulsar naturalmente o petróleo e pode ser usado como método natural de estocagem Gás Residual ou Gás seco Produto do processamento do gás úmido o qual não contém líquidos comercialmente recuperáveis LGN Gás úmido Gás natural que entra nas UPGNs contendo hidrocarbonetos pesados e comercialmente recuperáveis sob a forma líquida LGN Gás Natural Seco Gás natural que se constitui essencialmente de metano sem quantidade apreciável de hidrocarbonetos pesados e comercialmente recupe ráveis sob a forma líquida LGN Gás Natural Associado Gás natural produzido de jazida onde ele é encontrado dissolvido no petróleo ou em contato com petróleo subjacente saturado de gás Gás Natural NãoAssociado Gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e condensado Campos onshore e offshore respectivamente campos de exploração situ ados em terra e no mar Unidade de Processamento de Gás Natural UPGN Instalação industrial que objetiva realizar a separação das frações pesadas propano e mais pesados existen tes no gás natural do metano e do etano gerando GLP e gasolina natural C5 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 39 Tabela 16 Reservas Provadas de Gás Natual no Brasil e no Mundo em trilhões de m3 Regiões geográficas países e blocos econômicos 0504 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Total Geral 14693 14838 15140 15162 16076 17439 17618 17921 17901 17983 046 América do Norte 841 829 719 727 749 763 732 732 747 746 011 Américas Central e do Sul 612 628 643 689 698 712 708 698 707 702 076 Argentina 064 068 069 073 078 076 066 061 055 050 885 Bolívia 011 012 015 052 068 078 081 078 076 074 225 Brasil 022 023 023 023 022 022 024 025 033 031 604 Colômbia 022 020 020 019 013 013 012 011 012 011 504 Peru 020 020 025 025 025 025 025 025 033 033 Trinidad e Tobago 046 052 056 061 056 058 059 059 053 055 225 Venezuela 405 412 415 415 415 418 418 422 429 432 065 Outros 022 022 022 022 022 023 022 017 017 017 118 Europa e exUnião Soviética 6252 6293 6246 6192 6174 6196 6295 6414 6373 6401 043 Oriente Médio 4931 4953 5317 5205 5981 7139 7176 7277 7209 7213 006 áfrica 1017 1062 1077 1143 1247 1324 1389 1394 1430 1439 057 ásiaPacífico 1040 1073 1139 1207 1228 1305 1318 1406 1435 1484 340 Total OPEP 6241 6327 6697 6650 7485 8682 8769 8872 8848 8858 011 Total nãoOPEP 8451 8511 8444 8513 8591 8758 8850 9049 9053 9125 080 Fonte ANP 2006 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 40 Tabela 17 Produção de Gás Natural no Brasil e no Mundo em bilhões m3 Regiões geográficas países e blocos econômicos 0504 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 TOTAL Geral 22362 22400 22911 23532 24334 24927 25334 26241 27051 27639 218 América do Norte 7333 7406 7548 7562 7696 7879 7674 7705 7604 7507 128 Américas Central e do Sul 819 831 890 913 989 1034 1052 1165 1307 1364 440 Argentina 289 274 296 346 374 371 361 410 449 456 156 Bolívia 32 27 28 23 32 47 49 64 85 104 2235 Brasil 60 65 69 80 82 84 100 109 119 122 297 Colômbia 47 59 63 52 59 61 62 61 64 68 625 Trinidad e Tobago 71 74 86 117 141 152 173 247 281 290 320 Venezuela 297 308 323 274 279 296 284 252 281 289 285 Outros 23 24 25 21 22 23 23 22 28 35 2500 Europa e exUnião Soviética 9454 8994 9155 9349 9596 9677 9894 10242 10561 10612 048 Oriente Médio 1580 1754 1841 1939 2068 2248 2447 2600 2806 2925 424 áfrica 888 994 1047 1168 1264 1268 1297 1397 1442 1630 1304 ásiaPacífico 2288 2421 2430 2601 2721 2821 2970 3132 3331 3601 811 TOTAL OPEP 3109 3362 3471 3669 3803 3892 4116 4327 4596 4825 498 TOTAL nãoOPEP 19253 19038 19440 19863 20531 21035 21218 21914 22455 22814 160 Fonte ANP 2006 Figura 111 Evolução das Reservas Totais de Gás Natural em bilhões de m³ MATRIZ ENERGETICA Bilhões de m³ 1995 2000 2005 0 100 200 300 400 500 600 Terra Mar Total Nota Reservas em 3112 dos anos de referência Fonte ANP 2006 Boletins Anuais de Reservas ANPSDP conforme a Portaria ANP nº 900 a partir de 1999 PetrobrásSERPLAN para os anos anteriores Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 41 As reservas brasileiras de gás natural são bastante modestas e cresceram significativamente entre 1995 e 1997 e a partir de 2002 Figura 111 Cerca de 80 das reservas totais de gás natural são asso ciadas a jazidas de petróleo o que mantém a sua produção subordinada às condições de extração desse produto Este fato foi um fator limitante da expansão da produção de gás natural no Brasil superado com o crescimento da produção de gás não associado Conforme se observa na Figura 111 houve cresci mento das reservas de gás natural off shore no Brasil e o decréscimo de reservas terrestres no período da última década InfraEstrutura de Transporte A caracterização da infraestrutura de disponibilização de gás natural no país implica em considerar os modais de transporte atualmente disponíveis envolvendo gasodutos de transporte a grandes distâncias linhas de distribuição de gás canalizado e unidades de processamento de gás natural A capacidade instalada total de unidades de processamento de gás natural UPGN no Brasil em 2004 correspondia a cerca de 46 milhões de m3dia Estas unidades englobam a seqüência de operações destinadas à remoção de impurezas contidas no gás natural vapor dágua e compostos de enxofre para melhoria das suas propriedades de transporte ao mercado consumidor e para proteção dos equipamentos bem como para separar as frações mais pesadas de maior valor econômico tais como gasolina e GLP Ori ginase além destes produtos o denominado gás seco composto principalmente por metano e etano e correspondendo ao gás natural comercializado Após o processamento nestas unidades o escoamento da produção ocorre mediante a utilização de modais de transporte Em termos de infraestrutura de transporte de gás natural merece destaque o trecho brasileiro do gasoduto BolíviaBrasil atualmente o maior projeto de importação de gás natural implantado no país ligando as reservas de Rio Grande Bolívia a Porto Alegre RS passando em cinco estados brasileiros Mato Grosso do Sul São Paulo Paraná e Santa Catarina e Rio Grande do Sul num total de 2593 km de extensão de tubos de transporte no território brasileiro TBG 2006 Com respeito aos projetos de importação também no Sul do país além do gasoduto de suprimento de gás natural à termelétrica na cidade de Uruguaiana RS devese destacar o projeto de extensão deste gasoduto até a cidade de PortoAlegre totalizando 615 km de extensão visando atender simultaneamen te a dois objetivos 1 fornecimento de insumo para geração de eletricidade no estado do Rio Grande do Sul que importa quantidade substancial deste energético 2 servir de elemento de interligação entre as bacias gasíferas da Argentina Brasil e Bolívia A seguir são apresentados parâmetros dos gasodutos em operação construção e projetados en globando a extensão e a capacidade de cada um destes gasodutos Todos estes projetos consideram o transporte de gás natural através de gasodutos e não explicitam projetos de GNL embora seja aventada a possibilidade de construção de unidades de regaseificação de GNL no país fato que ganha força na medida em que as fontes externas de suprimento de gás natural mostramse instáveis Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 42 Tabela 18 Gasodutos em operação no País Gasoduto Extenção km Capacidade milhões de m3dia GuamaréPecém GASFOR 383 080 GuamaréCabo Nordestão I 424 085 AlagoasPernambuco GASALP 204 200 AlagoasCatu GASEB 203 110 Gasoduto da Bahia 32 100 SantiagoCamaçari 32 180 CadeiasCamaçari 37 060 AratuCamaçari 20 070 Lagoa PardaVitória 100 100 UrucuCoari 280 400 CabiúnasREDUC 183 400 REDUCESVOL GASVOL 952 400 REDUREGAP GASBEL BH 357 200 ESVOLSão Paulo 3257 400 Fonte CTGÁS 2006 Tabela 19 Gasodutos em construção no País Gasoduto Extenção km Capacidade milhões de m3dia JuruáUrucu 150 nd UrucuPorto Velho 550 2030 CoariManaus 420 55 UruguaianaPorto Alegre 605 41 CampinasRio de Janeiro 448 86 Nordestão II 5543 nd Fonte CTGÁS 2006 Tabela 110 Gasodutos projetados no País Gasoduto Extenção km Capacidade milhões de m3dia SudoesteNordeste GASENE 1200 200 Fonte CTGÁS 2006 Tabela 111 Gasodutos em estudo no País Gasoduto Extenção km Capacidade milhões de m3dia São CarlosBelo Horizonte 550 75 Gasoduto da Unificação Nacional GASUN 5100 300 VenezuelaBrasil nd nd PeruBrasil nd nd Fonte CTGÁS 2006 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 43 n 132 Perspectivas no Médio Prazo As perspectivas de maior oferta futura de gás natural no Brasil localizamse no Espírito Santo Bacia de Campos e principalmente Bacia de Santos Embora os estudos ainda não estejam concluídos as condições de reservatório a profundidade dos poços e os desafios tecnológicos não permitem prever um cenário de baixos custos de desenvolvimento das reservas da Bacia de Santos Existe ainda o desenvolvi mento da produção de gás natural associado dos campos de Golfinho gás natural associado 27 milhões de m³dia e do Parque das Baleias gás natural associado 25 milhões de m³dia A Petrobrás e seus parceiros deverão investir cerca de US 18 bilhões nos próximos 10 anos em atividades de exploração e produção na Bacia de Santos O Plano Diretor da Petrobrás prevê um acréscimo de cerca de 12 milhões de m³dia no fornecimento de gás ao mercado do Sudeste já a partir do segundo semestre de 2008 Até o final de 2010 esse volume deverá elevarse para aproximadamente 30 milhões de m³dia contribuindo significativamente para reduzir a dependência nacional do gás importado A Bacia de Santos se estende pelo litoral sul do Estado do Rio de Janeiro passando por toda a costa de São Paulo e do Paraná e pela parte norte do litoral de Santa Catarina A Petrobrás e seus parceiros detêm 40663 km² de concessões exploratórias nessa bacia Cerca de 52 da área sob concessão localizamse no Estado de São Paulo O restante está situado nos estados do Rio de Janeiro 35 Santa Catarina 7 e Paraná 6 A produção da Bacia de Santos contribuirá para a consolidação do mercado brasileiro de gás natural e para a autosuficiência no abastecimento de petróleo do país O desenvolvimento da Bacia de Santos envolve cinco pólos de produção Merluza localizado no Estado de São Paulo a cerca de 200 km de Santos o pólo Merluza produz atualmente 12 milhão de m³dia de gás e 1600 barris por dia de condensado Esse pólo tem potencial para atingir uma produção de 9 a 10 milhões de m³dia de gás em 2010 Fonte Site da Petrobrás Mexilhão também localizado no Estado de São Paulo a cerca de 140 km do Terminal de São Sebas tião o pólo Mexilhão terá capacidade para produzir até 15 milhões de m³dia de gás e 20 mil barrisdia de óleo e condensado O principal projeto desse pólo que inclui o campo de Mexilhão e a área de Cedro produzirá de 8 a 9 milhões de m³dia de gás a partir do segundo semestre de 2008 A capacidade total desse pólo deverá ser atingida no início da próxima década com a entrada em produção de novas áreas localizadas no entorno e em horizontes mais profundos do campo de Mexilhão BS500 cujo desenvolvimento localizado no Estado do Rio de Janeiro a cerca de 160 km da capital prevê a instalação de sistemas de produção de gás e óleo Deverá produzir no futuro cerca de 20 milhões de m³dia de gás e de 150 a 200 mil barrisdia de óleo Sul pólo situado a cerca de 200 km da costa dos estados de São Paulo Paraná e Santa Catarina O Plano Diretor da Bacia de Santos prevê também a implantação de novos projetos para o pólo Sul esti mandose uma produção futura de cerca de 140 mil barrisdia de óleo e de 3 milhões de m³dia de gás Centro em fase de desenvolvimento exploratório situase a cerca de 250 km da costa dos estados de São Paulo e do Rio de Janeiro A Petrobrás aposta no grande potencial dessa área também denominada de cluster da Bacia de Santos Confirmadas as expectativas da área uma das possibilidades de aprovei tamento da produção local será o envio do gás para a plataforma de Mexilhão e sua transferência para tratamento na planta a ser construída no litoral paulista Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 44 n 14 Carvão Mineral n 141 Comparativo Internacional das Reservas de Carvão O carvão mineral é uma mistura de hidrocarbonetos que de acordo com o Atlas da Energia Elétrica do Brasil ANEEL 2005 é classificado de acordo com a sua qualidade em turfa de baixo conteúdo carbonífero que constitui um dos primeiros estágios do carvão com teor de carbono na ordem de 45 linhito que apresenta teor de carbono que varia de 60 a 75 carvão betuminoso hulha mais utili zado como combustível que contém entre 75 e 85 de carbono e antrácito o mais puro dos carvões que apresenta um conteúdo carbonífero superior a 90 Apesar de ser um combustível potencialmente poluente o carvão deve continuar desempenhando um importante papel como fonte de energia no cenário mundial devido à disponibilidade de enormes reservas que estão geograficamente espalhadas no mundo e ao desenvolvimento de tecnologias limpas de carvão clean coal technologies Tal característica livra o abastecimento energético das limitações geopolíticas ou de questões de segurança Além disso o carvão está disponível em uma grande variedade de formas e pode ser facilmente estocado nas proximidades dos centros consumidores Mais do que isso não depende de condições climáticas podendo ser utilizado como backup para geração eólica e hidrelétrica Ademais o investimento para a extração do carvão é cerca de 5 vezes inferior ao investimento necessário à extração do gás natural e cerca de 4 vezes inferior ao investimento para extração do petróleo sendo o transporte de carvão também vantajoso por não necessitar de dutos de alta pressão ou rotas dedicadas Reservas no Mundo Segundo o International Energy Outlook 2006 IEO 2006DOE o total de reser vas recuperáveis de carvão atualmente no mundo é de cerca de 1001 bilhões toneladas suficiente para aproximadamente 180 anos sob assunção do atual consumo Historicamente as estimativas perma necem aproximadamente estáveis apesar de um declínio de 1174 bilhões toneladas no começo de 1990 para 1083 bilhões tons em 2000 e 1001 bilhões toneladas in 2003 A estimativa mais recente inclui ajustamentos provenientes das reservas alemãs significando mais restrições no tocante à qualidade do carvão que revisão de quantitativos Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 45 Box Definições e Caracterizações Carvão mineral O carvão mineral é uma mistura de hidrocarbonetos formada pela decomposição de matéria orgânica durante milhões de anos sob determinadas condições de temperatura e pressão Turfa Hulha Linhito e Antracito De acordo com o Atlas da Energia Elétrica do Brasil ANEEL 2005 esse combustível fóssil é classificado de acordo a sua qualidade em turfa de baixo conteúdo carbonífero que constitui um dos primeiros estágios do carvão com teor de carbono na ordem de 45 Linhito que apresenta teor de carbono que varia de 60 a 75 carvão betuminoso Hulha mais utilizado como combustível que contém entre 75 e 85 de carbono e Antracito o mais puro dos carvões que apresenta um conteúdo carbonífero superior a 90 A Hulha é composta de carbono restos vegetais parcialmente conservados elementos voláteis detritos minerais e água É empregada tanto como combustível quanto como redutor de óxidos de ferro e graças a suas impurezas na síntese de milhares de substâncias de uso industrial O Lihito é empregado na siderurgia como redutor graças a sua capacidade de ceder oxigênio para a combustão como matériaprima na carboquímica O Antracito última variedade de carvão surgida no processo de encarboniza ção caracterizase pelo alto teor de carbono fixo baixo teor de compostos voláteis cor negra brilhante rigidez e dificuldade com que se queima dada sua pobreza de elementos inflamáveis É usado como redutor em metalurgia na fabricação de eletrodos e de grafita artificial Uma de suas principais vantagens consiste em proporcionar chama pura sem nenhuma fuligem Para combustão em caldeira é preferível o carvão com pequeno teor de cinza e quantidades moderadas de matéria volátil condições que proporcionam bom rendimento térmico Figura 112 Tipologia do Carvão Distribuição no Mundo e Principais Usos Carvão de baixa qualidade 47 Metalúrgico Coque Térmico Carvão Vapor Geração de energia Ind Cimenteira Uso Industrial Geração de energia Ind Cimenteira Uso Industrial Geração E E USOS das reservas mundiais DomésticoIndustrial combustão sem fumaça Fabricação de aço e ferro SubBetuminoso 30 Linhito 17 Antracito 30 Betuminoso 17 Carvão de alta qualidade 53 ALTO ALTO Conteúdo de umidade do carvão Conteúdo de carbonoenergia Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 46 As reservas mundiais são relativamente bem distribuída De fato 75 países possuem reservas expres sivas sendo que 67 das reservas de carvão situamse em quatro paises Estados Unidos 27 Rússia 17 China 13 e Índia 10 Em 2003 estes quatros paises perfizeram 63 de toda a produção mundial de carvão Com respeito a qualidade carvão antracito e betuminoso respondem por 53 de todo o carvão mundial em toneladas carvão subbetuminoso por 30 e linhito por 17 Tabela 112 Reservas Recuperáveis de Carvão em bilhões de ton RegiãoPaís Betuminoso e Antracito Subbetuminoso Linhito TOTAL TOTAL Mundo 5304 2970 1734 10009 Estados Unidos 1254 1093 360 2707 Rússia 541 1074 115 1731 China 686 371 205 1262 Índia 993 00 26 1019 Outros NãoOCDE 501 187 313 1001 Austrália e Nova Zelândia 426 27 419 872 África 553 02 555 Europa OCDE 195 50 188 433 Outros NãoOCDE Ásia 14 20 81 115 Brasil 00 111 00 111 Outros América Central e Sul 85 22 01 108 Canadá 38 10 25 73 Outros 18 04 01 23 Fonte IEO 2006 Tabela 113 Produção de Carvão para Países e Regiões Selecionadas em milhares de ton Região Países Selecionados Antracito Betuminoso Linhito Canadá 0 56726 11756 México 0 10581 0 Estados Unidos 1292 984094 86366 América do Norte 1292 1051401 98123 Argentina 0 57 0 Brasil 0 5121 0 Chile 0 487 0 Colombia 0 55147 0 Paraguai 0 0 0 Peru 17 0 0 Venezuela 0 7289 0 América do Sul e Central 17 68102 0 Europe 9765 262612 548441 Eurasia 28039 331346 111860 Oriente Médio 0 1327 0 África 1348 268408 0 Austrália 0 302975 74292 China 335314 1427726 74513 Índia 0 398106 30818 Ásia Oceania 357358 2293987 214914 Mundo 397821 4277184 973337 Fonte AIE 2003 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 47 Comércio Internacional Em comparação à produção mundial o comércio internacional de carvão é relativamente pequeno Cinco países exportadores dominam o mercado Austrália China Indonésia África do Sul e Colômbia Colômbia e Venezuela são importantes exportadores de carvão de baixo custo da América do Sul e de acordo com o EIADOE 2005 deverão aumentar a sua participação nas importações européias deslocando fornecedores dos EUA e da Polônia n 142 Recursos e Reservas A quantificação das reservas de carvão é baseada em critérios geológicos de mineração e econômi cos Entretanto a forma com que essas estimativas são feitas varia de país para país pois não há até o momento nenhuma padronização internacional No Brasil os critérios de quantificação das reservas minerais são definidos pelo Departamento Nacio nal de Produção Mineral DNPM Nos anuários estatísticos da DNPM são divulgados dados de reservas me didas indicadas e inferidas Esta classificação é feita de acordo com o grau de conhecimento da jazida Podem ser encontrados Linhito e carvão subbetuminoso em vários estados brasileiros como Minas Gerais São Paulo Bahia Pernambuco Piauí Maranhão Pará Amazonas e Acre As reservas aproveitáveis estão localizadas na região Sul nos estados do Rio Grande do Sul Santa Catarina e Paraná A Tabela 114 mostra os dados de reservas de carvão para a região Sul do Brasil Tabela 114 Reservas de Carvão na Região Sul em milhões de ton Unidade da Federação Quantidade Medida Indicada Inferida Paraná 46 Rio Grande do Sul 52808 101003 63171 Santa Catarina 14248 6015 2172 Fonte DNPM 2005 A principal jazida brasileira é Candiota Localizada no sul do estado do Rio Grande do Sul ela possui as maiores reservas e também as camadas de carvão de maior espessura com grande continuidade e pequena cobertura características que proporcionam uma lavra em larga escala O mineral entretanto não é de boa qualidade sendo seu uso feito na forma de runofmine ROM ou seja na forma bruta e na boca da mina já que não admite beneficiamento e custos de transporte No mesmo estado na parte central existem jazidas cujo carvão admite algum beneficiamento e transporte de curta distância Entretanto como estão localizadas em áreas de solo irregular seu apro veitamento em larga escala é dificultado São dez jazidas no total dentre elas destacamse Charqueadas Leão Iruí e Capané Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 48 Tabela 115 Jazidas do Rio Grande do Sul Jazida PC kcalkg Carbono Cinzas Enxofre Candiota 3200 233 525 16 STerezinha 3800 4300 280 300 410 495 05 19 Morungava Chico Lomã 3700 4500 275 305 400 490 06 20 Charqueadas 2950 243 540 13 Leão 2950 241 556 13 Irui 3200 231 520 25 Capané 3100 295 520 08 Fonte DNPM 2005 Continuando no Rio Grande do Sul entre a cidade de Porto Alegre e litoral encontramse as jazidas de MorungavaChico Lomã e Santa Terezinha com aproximadamente 16 das reservas medidas do país Tratase de um carvão energético de qualidade melhor de médio a rico Na jazida de Santa Terezinha o carvão é coqueificável e teoricamente permitiria a retirada por beneficiamento de produtos nobres admitindo transporte a médias e longas distâncias que pode abastecer a região sul do país Contudo tratamse de jazidas totalmente em subsolo e muito profundas em algumas partes até 800 m de pro fundidade Para o seu aproveitamento seriam necessários altos investimentos em novas minas pois atualmente não há nenhuma infraestrutura mineira na região A Tabela 115 apresenta algumas carac terísticas do carvão encontrado nas jazidas localizadas no Rio Grande do Sul No estado de Santa Catarina as minas de Barro Branco e Bonito estão localizadas na bacia sulcatari nense e representam cerca de 21 das reservas medidas oficiais brasileiras Tratase de um carvão pobre para a coqueificação e de poder energético que pode ser classificado como de pobre a médio admitindo algum beneficiamento e transporte a curta distância As partes a céu aberto e de subsolo rasas já foram quase todas mineradas de modo que há uma crescente dificuldade dessa jazida em manter um ritmo intenso de lavra com minas profundas e estruturalmente difíceis A Tabela 116 apresenta as caracterís ticas do carvão das referidas minas Tabela 116 Jazidas de Santa Catarina Jazida PC kcalkg Carbono Cinzas Enxofre Barro Branco 2700 214 621 43 Bonito 2800 265 583 47 Fonte DNPM 2005 Finalmente têmse na região central do Paraná as jazidas de Cambuí e Sapopema com um carvão energético médio representando menos de 1 das reservas medidas oficiais do país A Tabela 117 apre senta as características do carvão de tais jazidas Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 49 Tabela 117 Jazidas do Paraná Jazida PC kcalkg Carbono Cinzas Enxofre Cambuí 4850 30 45 6 Sapopema 4900 305 435 78 Fonte Carvalho 2005 Figura 113 Recursos e Reservas de Carvão Mineral no Brasil em bilhões de ton MATRIZ ENERGETICA Bilhões de t Turfa Metalúrgico Energético 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 35 30 25 20 15 10 5 0 Nota Inclui recursos e reservas medidas indicadas e inferidas Fonte BEN EPEMME 2006 A Figura 113 apresenta o quantitativo das reservas de carvão mineral do Brasil e evidencia os esfor ços exploratórios desde a décadas de 70 e 80 n 15 Estrutura do Parque de Refino O petróleo não é uma substância pura e sim uma complexa mistura de compostos orgânicos e inorgâ nicos em que predominam os hidrocarbonetos Ele por si tem pouquíssimas aplicações práticas servindo quase que tão somente como óleo combustível Sendo assim durante o refino o petróleo é submetido a uma série de processos definidos segundo o tipo de petróleo utilizado que geralmente é uma mistura de um ou mais tipos diferentes de petróleo e os derivados que se pretende produzir Em resumo os esquemas de refino tentam compatibilizar o perfil do mercado consumidor com o elenco de petróleos disponível para processamento Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 50 Box Refinarias O processo O refino de petróleo é basicamente um conjunto de processos físicos e químicos que objetivam a transformação dessa matériaprima em produtos derivados demandados pelo consumidor final A primeira fase é a destilação atmosféri ca realizada em colunas de fracionamento de dimensões variadas e os derivados desse fracionamento são principalmente os leves e médios como o gás de refinaria o GLP a nafta a gasolina o querosene o óleo diesel e o resíduo atmosférico A fração mais pesada o resíduo atmosférico obtida no fundo da torre de destilação atmosférica é submetida após novo aquecimento a um segundo fracionamento agora sob vácuo no qual são gerados cortes de gasóleos e um resíduo de vácuo As frações geradas na torre de destilação a vácuo são utilizadas como cargas de outros processos de refino que visam principalmente a obtenção de produtos de menor peso molecular e maior valor agregado Exemplos clássicos desses processos são o craqueamento catalítico fluido FCC de gasóleos de vácuo que apresenta como principais produtos o GLP e a gasolina e o coqueamento de resíduo de vácuo que gera GLP nafta e óleo diesel Existem restri ções quanto à produção dos derivados que se deseja Em função das características do petróleo processado e das restrições das instalações não é possível alcançar a perfeita conciliação entre os volumes ofertados e demandados de derivados As unidades de destilação primária são responsáveis pelo processo principal de separação sendo encontradas em todas as refinarias No entanto dificilmente são encontradas isoladamen te em virtude da quantidade limitada de derivados nobres produzidos por esse processo O desenvolvimento tecnológico da indústria do refino de petróleo através da intro dução de novos processos de conversão subseqüentes à destilação primária permitiu que a produção de derivados inicialmente em proporções fixas se adaptasse à necessi dade de processar diferentes tipos de petróleo e atender à demanda por derivados com características específicas de qualidade e quantidade O craqueamento catalítico tem sido por muitos anos a principal unidade de con versão da refinaria em função de melhorias contínuas em seu projeto mecânico assim como nos catalisadores empregados O coqueamento retardado é um processo que surgiu inicialmente para craquear resíduos com o intuito de produzir uma quantidade maior de gasóleo para craqueamento contribuindo para aumento da produção de óleo diesel Os processos de tratamento como o HDT ganharam importância principalmente na década de 80 com a intensificação das regulamentações ambientais em todo o mundo especialmente nos Estados Unidos Por meio do uso de hidrogênio são retirados contaminantes tais como enxofre e nitrogênio dos derivados que devem ser tratados para atender às legislações ambientais Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 51 n 151 Comparativo Internacional Constatase que a evolução da capacidade e da complexidade da atividade de refino está diretamente relacionada às mudanças ocorridas na demanda de derivados de petróleo O aumento dos investimentos em unidades de conversão resulta do crescimento da demanda por produtos mais leves gasolina e des tilados conforme a região Por outro lado investimentos em unidades de hidrotratamento decorrem de especificações mais severas para os combustíveis principalmente quanto ao teor de enxofre Dos 857 milhões de barrisdia de capacidade de refino existentes no mundo em 2005 a maior parte se concentrava na Europa e Eurásia aproximadamente 30 seguida pela ÁsiaPacífico aproximadamente 26 e pela América do Norte aproximadamente 24 Observase que a região onde ocorreu significativo aumento da capacidade instalada foi ÁsiaPacífico sua capacidade instalada cresceu de 21 para 26 da capacidade total entre 1994 e 2004 A capacidade instalada do Japão apesar de ainda ser a mais significativa da região vem decrescendo principalmente a partir de 1999 Por outro lado a capacidade de refino na China cresceu significativamente em torno de 63 no período assim como a capacidade de refino da Coréia do Sul e na Índia que cresceram 61 e 134 respectivamente BP 2006 Principais Condicionantes da Expansão É importante registrar que a capacidade instalada de refino e a demanda por derivados caminham juntas na maioria das regiões indicando que as refinarias localizamse usualmente nas proximidades dos centros de consumo de forma a suprir a demanda local Grandes mercados não devem incorrer em déficits elevados no balanço de derivados pois existe o risco de desabastecimento decorrente da incapacidade do mercado internacional em atender suas necessidades Nos mercados maduros os refinadores estão num estágio de consolidação das operações racionali zação e maximização da capacidade das plantas existentes Os investimentos realizados em refino estão focados nas especificações de produtos Na América do Norte observase que a demanda é superior à capacidade instalada de refino e que o processamento de petróleo está bem próximo da capacidade instalada Na Europa existe um excedente de capacidade produtiva e a demanda está equilibrada com o processamento efetivo de petróleo O excedente de capacidade se refere à capacidade de produção de gasolina que é exportada preponderantemente para os Estados Unidos Nas Américas do Sul e Central o processamento de petróleo está próximo da demanda por derivados e existe um pequeno excedente de capacidade instalada que pode ser usado para atendimento da própria demanda da região que tende a crescer ou para exportação de derivados Ver Figura 114 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 52 Figura 114 Evolução da Capacidade de Refino no Mundo por Região em Milhares de Barris por dia em milhares de barrisdia MATRIZ ENERGETICA 00 100000 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000 00 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 Europa e Eurásia Total África Total Argentina América do Sul e Central Outros Brasil América do Norte Total Oriente Médio Total Ásia e Pacífico Total Venezuela Antilhas e Aruba Nota Eixo Secundário é o Detalhamento da Produção Brasileira Também Contabilizada na Produção Total Fonte BP 2006 De maneira geral as refinarias têm acompanhado o aumento da demanda por derivados mais leves em decorrência de investimentos em unidades de conversão Constatase que a taxa de conversão nas refinarias vem aumentando em diferentes regiões do mundo Enquanto a quantidade de resíduos tende a aumentar em decorrência da tendência de processamento de crus cada vez mais pesados a demanda por produtos pesados tende a diminuir Assim tornase necessária a implantação de unidades de pro cessamento de fundo de barril que transformam produtos pesados em produtos mais leves e de maior valor agregado Da mesma forma as refinarias têm atendido às especificações mais rígidas para os derivados por meio de investimentos em unidades de tratamento o que conseqüentemente vem contribuindo para o aumento da complexidade das instalações Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 53 Tabela 118 Capacidade Instalada de Refino no Mundo em milhares de barrisdia Capacidade de Refino 2000 2001 2002 2003 2004 2005 América do Norte Total 199370 201830 201430 203160 205030 207250 Europa e Eurásia Total 246430 246220 249290 250550 250700 250300 Oriente Médio Total 63620 66620 68140 69440 71090 71790 África Total 30340 32170 32940 33130 33110 33110 Ásia e Pacifico Total 214350 216360 217570 215660 224030 226940 América Sul e Central Total 65440 64780 65670 66130 66270 67630 Brasil 18630 18230 18680 19400 19400 19400 Argentina 6260 6140 6110 6110 6110 6110 Venezuela 12800 12770 12770 12770 12770 13570 Outros América do Sul e Central 22300 22190 22660 22400 22540 22850 Antilhas e Aruba 5450 5450 5450 5450 5450 5700 Fonte BP 2006 n 152 Logística de transporte e distribuição de derivados petróleo Aspectos Gerais Oleodutos e gasodutos existentes no Brasil totalizam uma rede de 10 mil quilôme tros e juntamente com os 500 tanques de armazenamento de petróleo e derivados e 80 esferas onde é armazenado o gás liquefeito de petróleo GLP formam uma complexa estrutura de logística Dos campos de produção o petróleo é transportado por oleodutos eou navios para os terminais da Transpetro De lá segue por oleodutos até as refinarias Após o refino uma parcela dos derivados é novamente transportada pelos dutos até os terminais para em seguida ser entregue às companhias distribuidoras que vão abastecer o mercado Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 54 Box Quadro Resumo da Logística de Transporte Figura 115 Logistica de Transporte de Petróleo e Derivados Fonte SINDICOM 2006 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 55 Os derivados são comumente transportados pelos modais rodoviário ferroviário dutoviário e aquavi ário2 podendose fazer uso de uma combinação destes para alcançar o consumidor final do produto Ver Quadro Resumo Diversos fatores tais como os custos de oportunidade de estocagem e manuseio taxas seguros e deterioração dos produtos armazenados por um longo tempo influenciam o nível dos estoques determinando que este seja o menor possível Tais fatores aliados à infraestrutura necessária para a utilização de navios determinam as diferenças existentes nas escalas de transporte Para diversas regiões do Brasil o sistema portuário existente assim como a tancagem nos terminais aquaviários permitem apenas a atracação de navios com uma menor capacidade Constatase que dentre os setores de infraestrutura o setor de transportes em particular sofreu seguidos cortes nos recursos destinados a investimentos nos últimos anos o que resultou entre outras coisas na significativa deterioração da malha rodoviária federal Tal situação se reverteu em 2005 e a análise dos gastos da função transporte mostra que a grande maioria dos investimentos foi dirigida ao setor rodoviário De um total de R 2 bilhões pagos cerca de 86 foram gastos em projetos de adequação e restauração da malha viária ou seja em estradas de rodagem O restante dos pagamentos correspon deu a projetos em infraestrutura de transporte ferroviário 103 setor portuário 27 transporte hidroviário 06 e ações administrativas e de estudos e planejamento 04 A maior obra realizada em 2005 foi a recuperação da infraestrutura portuária do terminal salineiro de Areia Branca RN sendo este porto o maior destino de recursos 19 do total pago Em seguida vieram o porto de Santos com 161 dos pagamentos e os portos de Salvador e do Rio de Janeiro com respectivamente 155 e 152 Transporte marítimo A Fronape Frota Nacional de Petroleiros foi criada em 1949 e iniciou suas atividades em 1950 Com a criação da Petrobrás tornouse órgão operacional desta empresa e assim permaneceu até ser absorvida pela Transpetro em 1999 Maior armadora da América Latina a Transpetro conta com uma frota de 51 navios petroleiros e contribui de maneira fundamental para garantir o escoamento da crescente produção brasileira de petróleo Toda a frota da Transpetro é fretada à Petrobrás em contratos por tempo TCP3 A Fronape Inter national Company FIC é uma subsidiária da Transpetro que também atua no mercado de transporte marítimo Os navios são utilizados no transporte de petróleo e derivados do exterior para os terminais marítimos brasileiros e do Brasil para o exterior Efetuam também o transporte desses produtos ao longo da costa brasileira Em geral refinarias requerem instalações portuárias para receber petróleo e escoar derivados para outras regiões ou países e em locais com águas mais rasas existe a necessidade de construção de instalações afastadas da costa para receber navios de petróleo e derivados A Figura 116 apresenta os principais portos existentes no país 2 Pode ser dividido em marítimo de longo curso e cabotagem nos mares e oceanos e fluvial nos rios e demais hidrovias interiores 3 Atualmente são fretados navios em diversas modalidades Entre outras existem a modalidade TCP Time Charter Party em que o fretador coloca a embarcação armada e equipada para realizar viagens que forem indicadas pelo afretador e a modalidade VCP Voyage Charter Party em que o contrato de afretamento é realizado para uma determinada viagem Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 56 Figura 116 Portos Existentes no Brasil Fonte Ministério dos Transportes MT 2006 Vale ressaltar que no Brasil apenas em um trecho do rio Solimões entre os municípios de Coari e Manaus no Estado do Amazonas o transporte aquaviário de petróleo é realizado em hidrovias Nesse trecho devido às características da via fluvial utilizada o transporte é realizado em navios petroleiros similares aos utilizados na cabotagem no país O transporte fluvial é utilizado no Brasil principalmente para a distribuição dos derivados sobretudo na região Norte Um importante fator limitante é a própria via natural por onde o produto é transportado Terminais e transporte dutoviário Os terminais constituem um elo fundamental no segmento dowstream da cadeia do petróleo sendo compostos por um conjunto de instalações utilizadas para o recebimento armazenagem e expedição de produtos Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 57 Para viabilizar a movimentação de petróleo de seus derivados e de álcool etílico no território na cional o Brasil dispunha em 2006 de 75 terminais autorizados a funcionar compreendendo 9 centros coletores de álcool 44 terminais aqüaviários e 25 terminais terrestres Esses terminais possuem uma capacidade nominal de armazenamento de 95 milhões m3 A capacidade nominal de armazenamento subdividese em 53 milhões m3 destinados ao petróleo 48 milhões m3 para os derivados exceto GLP e o restante 03 milhão m3 reservado para o armazenamento exclusivo de GLP ANP 2006 Os terminais aqüaviários concentraram a maior parte da capacidade nominal de armazenamento na cional e o maior número de tanques autorizados 659 e 713 do total respectivamente Vale ressaltar que todas as refinarias também possuem parques de armazenamento tancagem4 de petróleo e de derivados e sua capacidade de armazenamento varia em função de sua capacidade de processamento Com relação ao transporte pelo modal dutoviário os principais dutos em extensão e movimentação de produtos interligam terminais localizados na costa brasileira às refinarias O Brasil conta com uma infraestrutura de refinarias e dutos concentrada basicamente na Região Sudeste e na parte litorânea Figura 117 Figura 117 Infraestrutura de Dutos e Terminais Existentes no Brasil Fonte ANP 2006 4 Existem diferentes tipos de tanques de armazenamento cilíndricos horizontais de superfície e enterrados cilíndricos verticais tetos fixos flutuantes cavernas cavadas em rochas vasos de pressão cilíndricos verticais e horizontais esferas Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 58 n 153 Estrutura do parque de Refino Nacional Nos últimos anos verificouse a ampliação da capacidade das unidades existentes nas refinarias brasileiras principalmente as de destilação atmosférica e de craqueamento catalítico fluido devido às folgas nos processos e a construção de novas unidades principalmente unidades de HDT e coqueamento retardado visando respectivamente à melhoria na qualidade dos derivados e ao aumento da produção de óleo diesel As ampliações previstas para as refinarias do sistema Petrobrás e apresentadas no Plano Decenal de Refino têm por objetivo o atendimento às necessidades de adaptação do refino para a próxima década Tais necessidades envolvem as seguintes restrições Necessidade de processamento do óleo pesado nacional Redução na demanda por derivados pesados óleo combustível Aumento na demanda por derivados médios e leves diesel e QAV gasolina Melhoria na qualidade dos produtos redução dos teores de enxofre por razões ambientais Redução dos custos operacionais do refino Redução da entrada de produtos importados no mercado brasileiro O Brasil possui hoje 13 refinarias em operação 11 pertencentes à Petrobrás 30 da propriedade da Refap são da Repsol e 70 são da Petrobrás e apenas duas delas privadas representando menos de 2 da capacidade nacional de refino Tomandose como referência a capacidade de destilação atmosfé rica a capacidade nominal instalada no país é de 1940 mil barris de petróleo por dia comparável à da França e do Reino Unido A expansão nos últimos dez anos foi relativamente pequena limitandose a ampliações nas plantas existentes Em 2005 a capacidade era de 1916 mil barris por dia BEN 2006 Nos últimos anos o fator de utilização relação entre o volume processado de óleo cru e a capacidade nominal instalada tem variado no entorno de 85 Os investimentos têm sido orientados para as peque nas expansões e para adaptação das instalações visando a maior produção de derivados leves e médios bem como adequação de qualidade A Figura 118 apresenta a estrutura atual da produção de derivados do parque de refino nacional Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 59 Tabela 119 Principais Projetos de Expansão Previstos pela Petrobrás até 2012 para as Refinarias Existentes Refinaria Unidade Capacidade m3dia Partida REDUC Revamp FCC 1200 2008 Coqueamento 5000 2007 HDT nafta 2000 2008 HDS gasolina 5000 2007 HDT instáveis 5000 2011 HCC 5000 2013 REGAP Revamp FCC 1000 2011 Coqueamento 3200 2012 HDT instáveis 1000 2011 Reforma Catalítica 1000 2011 HDS gasolina 4000 2008 REFAP HDS gasolina 4000 2009 HDT instáveis 6000 2010 RLAM Revamp destilação 2000 2012 HDS gasolina 16000 2009 Coqueamento 4000 2012 HDT nafta 2500 2012 HDT instáveis 8500 2010 HDT instáveis 7000 2015 Reforma catalítica 2000 2014 REPAR Destilação 5000 2008 HDT instáveis 6000 2009 Coqueamento 5000 2009 HDT nafta 3000 2009 HDS diesel 5000 2008 HDS gasolina 5000 2007 Reforma catalítica 1000 2009 REVAP Coqueamento 5000 2009 HDT instáveis 6000 2009 HDT instáveis 6000 2014 HDT nafta 3000 2009 HDS gasolina 7000 2009 Reforma Catalítica 1500 2009 REPLAN Destilação 5000 2008 Coqueamento 5000 2011 HDT instáveis 10000 2011 HDS gasolina 16000 2009 Reforma catalítica 2500 2009 RPBC HDS gasolina 5000 2008 Revamp Reforma Catalítica 550 2008 Coqueamento 2700 2009 HDT nafta 2200 2008 RECAP HDS gasolina 2000 2010 HDS diesel 4000 2010 LUBNOR Ampliação destilação 1000 2009 Fonte Petrobras 2006 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 60 Figura 118 Estrutura da Produção de Derivados do Refino Nacional Óleo combustível Diesel 36 Querosene 4 Gasolina 17 Nafta 7 GLP 6 Outros 14 Fonte ANP 2005 No curto prazo até 2010 as decisões sobre novos investimentos e os respectivos cronogramas de implantação estão direcionados principalmente para o aumento da qualidade dos produtos em atendi mento a restrições ambientais redução do teor de enxofre por exemplo bem como para a continuidade da adaptação do parque às necessidades determinadas pelo mercado na direção do aumento da oferta de derivados leves e médios visàvis ao crescimento do volume processado de petróleo mais pesado de origem nacional Não por acaso o Plano de Negócios da Petrobrás prevê que 41 dos investimentos na área de refino sejam destinados à melhoria da qualidade e 25 à adaptação das instalações existentes Estão definidas duas novas refinarias uma a ser instalada em 2011 em Pernambuco na região Nordeste com capacidade para 200 mil barris por dia e perfil para processar petróleo pesado e outra a ser instalada em 2012 no Rio de Janeiro região Sudeste com capacidade para 150 mil barris por dia e com perfil petroquímico Conforme os estudos do Plano Decenal de Energia 20072016 até 2015 a expansão do consumo de derivados justifica a instalação de mais uma nova refinaria com capacidade para processamento de 250 mil barris de petróleo por dia Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 61 2 Cenários n 21 Cenários Mundiais A técnica de cenários permite desde confecção de cenários mundiais até a de cenários particulares de oferta ou de tecnologias significando um exercício rico porém longo Nesta versão apenas um cenário macroeconômico foi evoluído para a Matriz Energética 2030 ainda que análises de sensibilidade tenham sido realizadas A saber o cenário B1 associado ao cenário mundial Arquipélago Box A Técnica de Cenários A Técnica de cenários O Método de Cenários é um método de planejamento estratégico que muitas organizações utilizam para realizar o seu planejamento de longoprazo Em muito tratase de uma adaptação do método de planejamento oriundo da inteligência militar O método básico delineiase pela geração de jogos de simulação para posterior tomada de decisão Tais jogos combinam fatos conhe cidos sobre o futuro tais como demografia geografia arranjos sóciopolíticos ana lise institucional recursos a disposição e infraestrutura com outras alternativas plausíveis as quais são consideradas as forças diretoras do cenário A consistência dos cenários é realizada posteriormente por meio de descrições e métodos variados O Planejamento por Cenários pode incluir elementos antecipatórios que são difíceis de precisar ou formalizar tais como elementos culturais interpretações subjetivas da realidade mudanças regulatórias revoluções etc A combinação de fatos com tais alternativas são chamados Cenários e desenham os caminhos possíveis de realidade e interessantes de se analisar prováveis ou não Neste aspecto reside a utilidade da técnica Ela compõe várias incertezas simultaneamente sendo muitas delas qualitativas Se o interesse é manipular poucas destas incertezas outra téc nica deve ser eleita Assim procedendo o analista pode compreender as fraquezas e pontos críticos da sua visão de futuro frente a ocorrência de uma situação de interesse Finalmente a técnica não é uma ferramenta de previsão Mais precisa mente os Cenários são escolhidos porque são interessantes não porque são os mais prováveis Assim nada impede que se estude um Cenário provável não significando que não se possam eleger cenários críticos para se avaliar a resposta a uma crise por exemplo ainda que improvável critica da Shell Em 1970 muitas companhias de energia foram surpreendi das pela formação da OPEP e pelo surgimento do movimento ecológico perdendo assim bilhões de dólares em receita Tal evento induziu a Shell a passar a utilizar a técnica de cenários Por outro lado observouse que apesar de extremamente bem elaborados a técnica não era considerada efetivamente para a tomada de decisão Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 62 da empresa Neste sentido havia um hiato entre a cenarização e os processos de tomada de decisão atinentes criando uma falsa sensação de conforto A solução prescrita passou a ser então o envolvimento das Gerências das empresas na con fecção e discussão dos Cenários Em algumas empresas os Cenários passaram a ser construídos a partir das percepções da média e alta Gerência sobre a realidade Nesta seção apresentamos todos os cenários mundiais considerados inicialmente e finalmente o cenário nacional associado analisado contextualizandoos n 211 Metodologia e Cenários Considerados O contexto internacional que se apresenta como condição de contorno para os estudos do Plano Nacional de Energia 2030 e da Matriz Energética Brasileira 2030 foi analisado segundo três elementos básicos de incerteza a saber Padrão de globalização que define o grau de conectividade entre as economias nacionais eou regionais mobilidade dos fatores de produção Estrutura do poder político e econômico que se relaciona com o grau de polaridade da governança mundial papel das instituições multilaterais em termos políticos e com a forma de ajustamento da economia norteamericana desequilíbrio fiscal e da balança comercial e das relações ChinaEstados Unidos no campo econômico Solução de conflitos pelo qual se avalia a forma como as divergências serão enfrentadas espe cialmente quanto aos conflitos étnicoreligiosos e à disputa por recursos naturais energéticos e água sobretudo Dadas essas condições de contorno os cenários foram quantificados e sintetizados na taxa de ex pansão da economia mundial Em termos médios ao longo do horizonte de estudo em nenhum cenário se admitiu a continuidade do crescimento vigoroso registrado nos últimos anos refletindo a redução progressiva das taxas de expansão das economias chinesa e indiana ao longo do período ainda que se mantenham elevadas No cenário mais favorável Mundo Uno padrões de globalização elevados e intensos fluxos de comércio e de capitais mundiais refletindo redução de barreiras protecionistas e maior influência do multilateralis mo praticado por instituições como a OMC Tais fatores que explicam uma taxa média de crescimento nos próximos 25 anos superior à média verificada nos últimos 30 anos entre 1971 e 2002 conforme dados da AIE a economia global cresceu ao ritmo de 33 ao ano e aumento dos preços dos energéticos Em oposição o cenário Ilha é marcado pelo não equacionamento do desequilíbrio macroeconômico norteamericano levando ao esgarçamento das relações de comércio sinoamericanas e afetando o modo como os déficits fiscal e comercial dos Estados Unidos têm sido financiados Essa situação admite uma ruptura na trajetória de crescimento da economia e do comércio mundial com elevação do custo do di Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 63 nheiro e limitação por certo período da oferta de capitais para as economias emergentes como resposta ao forte ajuste macroeconômico interno a que se obrigam os Estados Unidos No cenário intermediário Arquipélago o aumento das transações comerciais e financeiras entre as nações resta prejudicado pelo relativo enfraquecimento das regras e instituições necessárias para que os mercados internacionais funcionem com eficiência Em complemento apesar da forte presença política e econômica norteamericana o desequilíbrio macroeconômico de sua economia sugere o fortalecimento da zona do euro uma aproximação comercial deste bloco com as economias asiáticas notadamente Chi na e Índia e ainda estimula a formação de outros blocos econômicos A taxa média de crescimento da economia mundial entre 2005 e 2030 neste cenário reproduz em grande medida a evolução dos últimos 30 anos ainda que ligeiramente inferior Tabela 21 Caracterização dos Cenários Mundiais Incerteza Crítica Denominação dos Cenários Mundo Uno Arquipélago Ilha Padrão de globalização Conectividade máxima multilate ralismo Conectividade parcial blocos econômicos Conectividade interrompida protecionismo Estrutura de poder político e econômico Equilíbrio de forças e compartilha mento do poder político Hegemonia dos blocos liderados aos Estados Unidos e da União Européia Maior participação dos blocos dos países asiáticos Políticas macroeconômicas coor denadas Recuperação do equilíbrio macroeco nômico da economia americana por meio de ajuste interno Ruptura do equilíbrio pelo esgarça mento das relações comerciais sino americanas seguida de reequilíbrio econômico Solução de conflitos Soluções negociadas Conflitos localizados Divergências acentuadas Em nenhum dos cenários formulados a economia brasileira cresce abaixo da média mundial Entende se que os ajustes macroeconômicos empreendidos a partir da segunda metade dos anos 90 e consolida dos nos últimos quatro anos autorizam admitir uma reversão do quadro observado nos últimos 20 anos 19802000 quando o Brasil enfrentando forte desequilíbrio macroeconômico déficit fiscal déficit em contacorrente e elevada e crescente dívida líquida como proporção do PIB teve seu crescimento econômico limitado à taxa média anual de 21 ao ano inferior à média mundial no mesmo período A Figura 21 apresenta as taxas médias de crescimento da economia brasileira visualizadas em cada cenário ao longo do horizonte do estudo permitindo a comparação com o crescimento mundial que caracteriza a ambiência externa ao qual cada um está referenciado Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 64 Figura 21 Cenários Nacionais Taxas Médias de Crescimento do PIB no período 20052030 em ao ano MUNDO UNO ARQUIPÉLAGO Crescimento médio no período 19712002 ILHA Cenários mundiais Cenários nacionais 0 38 51 30 41 32 22 22 1 2 3 4 5 6 C NÁUFRAGO A NA CRISTA DA ONDA B1 SURFANDO A MAROLA B2 PEDALINHO Mundo 33 ao ano Brasil 41 ao ano MUNDO MUNDO MUNDO BRASIL BRASIL B1 BRASIL B2 BRASIL Conforme assinalado procedeuse à verificação da consistência macroeconômica dos cenários for mulados O cenário é considerado macroeconomicamente consistente com base na verificação de com patibilidade das principais variáveis com a caracterização qualitativa dos cenários Posteriormente os resultados foram cotejados com referências disponíveis e avaliados em discussão com especialistas A Tabela 22 apresenta as principais variáveis macroeconômicas quantificadas ao final desse processo de consistência Podese perceber que a evolução do quociente dívidaPIB e da taxa de investimento tem relação di reta com o crescimento econômico Por exemplo taxas de investimento menores refletem as dificuldades na gestão doméstica e conseqüentes restrições ao investimento público e ainda no Cenário C efeitos de perturbações no fluxo de capitais internacionais Em contraposição a situações macroeconômicas mais sólidas Cenário A e B1 correspondem saldos comerciais e em contacorrente mais robustos como reflexo de correntes de comércio e serviços mais intensas e mesmo maiores importações sem pressões sobre o balanço de pagamentos e com isso realimentando o processo de desenvolvimento econômico e tecnológico Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 65 Tabela 22 Consistência Macroeconômica dos Cenários Nacionais em do PIB 2005 2010 2020 2030 Cenário A Dívida líquida 516 397 246 225 Taxa de investimento 206 242 234 294 Saldo da balança comercial 56 37 19 03 Saldo em contacorrente 18 04 12 21 Cenário B1 Dívida líquida 516 411 339 339 Taxa de investimento 206 217 218 245 Saldo da balança comercial 56 40 14 05 Saldo em contacorrente 18 05 17 13 Cenário B2 Dívida líquida 516 436 458 551 Taxa de investimento 206 218 183 210 Saldo da balança comercial 56 40 33 18 Saldo em contacorrente 18 12 04 08 Cenário C Dívida líquida 516 459 549 574 Taxa de investimento 206 194 167 187 Saldo da balança comercial 56 47 39 22 Saldo em contacorrente 18 12 00 02 estrutura setorial do pIB Outro elemento importante no estudo prospectivo da demanda de ener gia é a evolução da estrutura setorial do PIB Isso tem repercussões inclusive no comportamento de indicadores normalmente usados para aferir a produtividade total da economia visàvis o consumo ener gético De fato entre os três setores em que se convenciona repartir a produção nacional a indústria apresentase tradicionalmente como o maior demandante de energia e mesmo sua composição afeta o tamanho do agregado A Figura 22 apresenta as hipóteses para a evolução da estrutura produtiva da economia nacional para cada um dos quatro cenários formulados ao longo do horizonte deste estudo Em todos eles a indústria perde participação para o setor serviços sendo essa perda maior nos cenários de maior crescimento Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 66 Figura 22 Cenários de Evolução da Estrutura Produtiva Nacional CENÁRIO A agricultura agricultura agricultura agricultura CENÁRIO B1 CENÁRIO B2 CENÁRIO C serviços indústria indústria indústria indústria 372 294 372 330 372 350 372 362 serviços serviços 2004 2030 2004 2030 2004 2030 2004 2030 serviços A composição dessas hipóteses para a evolução da estrutura produtiva em cada cenário com a expan são da economia como um todo permite estabelecer as taxas de crescimento do produto em cada setor conforme indicado na Figura 23 Figura 23 Cenários Nacionais de Crescimento Setorial Taxas médias de crescimento no período 20052030 em ao ano Agricultura Indústria Serviçcos 0 1 3 2 4 5 6 53 42 54 42 37 42 35 30 32 26 22 22 CENÁRIO A NA CRISTA DA ONDA BRASIL 51 CENÁRIO B1 SURFANDO A MAROLA BRASIL 41 CENÁRIO B2 PEDALINHO BRASIL 32 CENÁRIO C NÁUFRAGO BRASIL 22 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 67 Cenário Mundial Arquipélago e Outros Cenários Internacionais No decorrer do trabalho considerouse o Cenário Mundial dito Arquipélago e o Cenário Nacional B1 O Plano Nacional de Energia no entanto ainda que não tenha efetivado as Ofertas Internas de Energia correspondentes realizou o detalhamento da demanda de energia associado ao Cenário Alto Este detalhamento é apresentado nos anexos da Matriz Energética Nacional 2030 e alguns comentários serão realizados ao longo da exposição No que segue detalhamos o Cenário Arquipélago o qual baliza o Cenário Nacional Descrição No cenário mundial estilizado Arquipélago o mundo se agrupa em blocos caracte rizando uma redefinição de fronteiras A conectividade potencializada pelas novas tecnologias e infra estruturas de rede tornase realidade mas o acesso não é alcançado da mesma maneira por todos Os fluxos financeiros e comerciais se concentram entre algumas nações e intrablocos Este Cenário é o que mais se alinha com os cenários mundiais indicados pela Agencia Internacional de Energia e o Departamento de Energia dos Estados Unidos providenciando natural substantivação e permitindo o alinhamento referencial com outros organismos Uso dos Recursos Sucintamente no cenário mundial considerado a mobilidade dos fatores de produção e o aproveitamento das vantagens competitivas permanecem restritos aos blocos formados com a própria expansão da logística favorecendo a integração regional Os conflitos ocorrem de maneira localizada e a insegurança institucional e jurídica também se apresenta com gravidades diferenciadas Mercado e Regulação No caso do setor energético alguns oligopólios regionais formam alianças protegendo seu mercado e a expansão da infraestrutura e o acesso a reservas ocorre através de investi mentos conjuntos No tocante à Regulação visualizase que os órgãos reguladores dos blocos regionais se esforçam para enfrentar o poder de mercado das corporações sendo a regulação ambiental moderada a nível global e assumindo intensidades diferenciadas a nível regional Evolução da Matriz Energética A evolução das matrizes energéticas regionais sofre interferências distintas conforme a relação corporaçãoEstado em cada bloco sendo os recursos energéticos regionais mais aproveitados pelo protecionismo comercial e mantendose uma presença forte dos hidrocarbonetos na matriz energética mundial com crescente aproveitamento da energia nuclear Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 68 Box Cenários Shell Dois cenários foram elaborados pela Shell para 2050 Dynamics as Usual Neste cenário há busca por uma energia limpa e por um sistema sustentável A demanda por petróleo continua a crescer para os próximos 25 anos mesmo que de maneira desacelerada O uso do gás natural se expande rapidamente e após 2010 dois terços das plantas de carvão dos EUA com mais de 40 anos serão substituídas na maioria dos casos por plantas a gás The Spirit of the coming Age Mostra um mundo de busca por novas fontes de energias de inovações tecnológicas e de experimentação O crescimento do uso de células combustíveis como fonte de energia gera uma rápida expansão da demanda por hidrogênio carvão petróleo e gás O uso de fontes renováveis em larga escala de energia nuclear para a produção de hidrogênio através de eletrolise se torna atrativo a partir de 2030 Box Cenários WBCSD A World Business Council for Sustainable Development WBCSD baseada em como os sistemas sociais são capazes de responder ao desafio do desenvolvimento sustentável propôs três cenários para o horizonte de 2050 FRoG Os problemas sociais e ambientais são ignorados e priorizase o cres cimento econômico e as inovações tecnológicas as quais no longo prazo não re solvem os problemas ambientais O grande crescimento econômico e o aumento da população acarretam um aumento da emissão de gases de efeito estufa em 2050 Geopolity Quando os problemas atingem um ponto de crise recorrese a ineficientes instituições governamentais e gerenciais Devido à falta de coordena ção e credibilidade destas as pessoas procuram formar novas instituições capazes de prover medidas de proteção ao meio ambiente e à sociedade Neste cenário os governos preferem então trabalhar junto com os mercados e levar a economia a taxas de crescimento maiores do que as necessárias para um desenvolvimento sustentável Jazz Os diversos agentes atuam unidos de modo a resolver problemas sociais e ambientais da maneira mais pragmática possível É um mundo de inovações tecnológicas experimentação grande conectividade e mobilidade dos mercados globais Com alta competitividade e inserção de questões sociais e ambientais nos mecanismos de mercado Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 69 Box Cenários WETO European Commission No cenário de referência elaborado pela European Commission WETO o con sumo de energia e eletricidade per capita e as emissões de CO2 aumentam de forma acentuada os quais ocorrem a uma taxa maior nos países em desenvolvimento A relação energiaPIB diminui em todo o planeta devido a queda da participa ção de setores industriais energointensivos na economia global Os combustíveis fósseis continuam a ter grande importância na matriz energéti ca mundial ocorrendo inclusive um aumento da participação do carvão petróleo e gás natural na matriz energética sendo o maior aumento na oferta desta resultante da utilização do gás natural Apesar do surgimento de tecnologias voltadas para o carvão as emissões de CO2 continuam a aumentar Apesar de apresentarem aumen tos expressivos as fontes de energia renováveis perdem participação na matriz Quanto aos preços internacionais de energia o preço do petróleo atinge 29 barril e 35barril em 2020 e 2030 respectivamente o do gás natural continua a ser caracterizado por níveis de preços estruturalmente diferentes e o preço do carvão terá aumentos limitados devido a abundância desse recurso em muitas regiões Demanda e Preço do Petróleo Com relação aos preços de petróleo a tendência de queda no longo prazo em relação aos patamares atuais justificase pelo equacionamento dos fatores tanto conjunturais como estruturais Dentre os quais se destacam a situação extremamente conflituosa do Oriente Médio o crescimento acentuado da demanda mundial de derivados com ênfase em países como China e EUA e os sucessivos desastres climáticos que vêm abalando o mundo Ademais a baixa capacidade ociosa dos países produtores da OPEP o clima de apreensão generalizada com relação ao terrorismo internacional e não menos importante um ambiente altamente especulativo por parte dos investidores nas bolsas inter nacionais de petróleo fazem crer após tais equacionamentos no aplainamento da linha de preços Box Cenários DOEEUA A AEO 2006 DOE elaborou três projeções futuras para os preços mundiais do petróleo caso de referência As projeções mundiais para o consumo de petróleo em 2030 são de 118 milhões de barris por dia nos três casos No período de 20052030 a média anual de crescimento para intervalos de tempo de cinco anos dos preços do petróleo para a taxa de crescimento do PIB real é de 30 e de 27 o Índice de preços ao consumidor Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 70 preços altos quando comparado com o caso de referência o preço mundial do petróleo em 2030 é 68 maior Como resultado o consumo mundial de petróleo em 2030 é 13 menor do que no caso de referência As projeções mundiais para o consumo de petróleo em 2030 são de 102 milhões de barris por dia e a participação da Organization of the Petroleum Exporting Countries OPEC é de cerca de 31 No período de 20052030 a média anual de crescimento para intervalos de tempo de cinco anos dos preços do petróleo para a taxa de crescimento do PIB real é de 29 e de 27 o Índice de preços ao consumidor preços baixos quando comparado com o caso de referência o preço mundial do petróleo em 2030 é 41 menor Como resultado o consumo mundial de petróleo em 2030 é 8 maior do que no caso de referência As projeções mundiais para o consumo de petróleo em 2030 são de 128 milhões de barris por dia e a participação da Organization of the Petroleum Exporting Countries OPEC é de cerca de 40 No período de 20052030 a média anual de crescimento para intervalos de tempo de 5 anos dos preços do petróleo para a taxa de crescimento do PIB real é de 30 e de 37 o Índice de preços ao consumidor Sendo assim neste cenário estimase que o preço do petróleo após alcançar um pico de média em 2006 de cerca de US 67barril valores reais reduzse para valores abaixo de US 60 em 2010 e US 45 em 2015 estabilizandose em torno desse patamar nos anos seguintes até alcançar US 50barril A volatilidade de preço embora ainda elevada nos anos iniciais acompanha a dinâmica do patamar ao longo dos anos subseqüentes sendo o piso em torno de US 40 45 alcançado como referência de cus topreço para as reservas não convencionais Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 71 Tabela 23 Projeções Mundiais para Oferta e Demanda de Energia Indicadores globais 1990 2000 2010 2020 2030 População milhões 5248 6102 6855 7558 8164 PIB bilhões de 99 30793 41407 58350 79400 102788 PIB per capita milhares de 99 59 68 85 105 126 Consumo de energiaPIB tep1000 281 241 206 183 166 Consumo de energia per capita tep 17 16 18 19 21 de renováveis no consumo 13 13 11 9 8 Consumo de eletricidade per capita kWh 18 21 24 3 37 Emissões de CO2 per capita ton CO2 4 39 43 49 55 Consumo de combustíveis per capita tep 026 028 03 032 034 Produção primária Mtep 8530 9953 12110 14611 17213 Carvão linhito 1901 2389 2931 3723 4757 Petróleo 3258 3517 4250 5099 5878 Gás natural 1754 2129 2860 3693 4340 Nuclear 509 663 799 792 872 Hidro geotérmica 193 238 290 342 392 Madeira e resíduos 904 1002 949 908 900 Eólica solar e PCH 11 15 30 54 73 Consumo interno total Mtep 8668 9980 12043 14514 17065 Carvão lignito 2168 2371 2913 3704 4739 Petróleo 3104 3591 4250 5099 5878 Gás natural 1747 2127 2859 3689 4323 Eletricidade Primária 746 890 1072 1114 1225 Madeira e resíduos 904 1002 949 908 900 Geração de eletricidade TWh 11945 14865 19339 26122 34716 Térmica dos quais 7561 9299 12464 18382 25803 Carvão convencional lignita 4412 5516 5532 5154 4325 Tecnologia avançada de carvão 0 0 1582 5573 11331 Gás natural 1688 2418 4054 6209 8542 Biomassa 132 197 260 335 423 Nuclear 2013 2622 3161 3137 3498 Hidro geotérmica 2246 2771 3371 3971 4562 Solar 1 2 24 44 51 Eólica 4 23 117 342 544 PCH 120 149 203 245 258 Calor e energia combinados 519 586 1055 1510 1568 Consumo final de energia Mtep 6270 7124 8682 10425 12132 Carvão lignito 882 762 1100 1371 1626 Petróleo 2540 2998 3609 4339 5041 Gás natural 960 1102 1423 1704 1859 Calor 179 234 235 236 238 Eletricidade 832 1083 1442 1974 2621 Madeira e resíduos 865 945 872 800 748 Indústria 2411 2524 3190 3800 4289 Transportes 1459 1733 2056 2413 2796 Residencial serviços e agricultura 2437 2867 3437 4213 5047 Continua Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 72 Emissões de CO2 Mton dos quais 20843 23781 29376 36738 44498 Geração de eletricidade 6943 8261 9393 12191 15809 Indústria 4752 4390 5674 6665 7302 Transportes 4228 5125 6096 7163 8306 Residencial serviços e agricultura 3249 3748 5353 7110 8665 Nota Taxa de Crescimento Mundial da Demanda de Energia 18 aa Fonte WETO 2005 Tabela 24 Fontes de Energia Primária Total no Cenário de Referência para o Mundo em milhões de tep Energia primária Mtep 1971 2002 2010 2020 2030 1971 2002 2010 2020 2030 Carvão 1407 2389 2763 3193 3601 254 234 227 222 218 Petróleo 2413 3530 4308 5074 5766 436 346 353 352 350 Gás 892 2190 2703 3451 4130 161 215 222 240 251 Nuclear 29 692 778 776 764 05 68 64 54 46 Hidro 104 224 276 321 365 19 22 23 22 22 Biomassa 687 1119 1264 1428 1605 124 110 104 99 97 Renováveis 4 55 101 162 256 01 05 08 11 16 TOTAL 5536 10199 12193 14405 16487 1000 1000 1000 1000 1000 Nota Taxa de Crescimento da Demanda de Energia 16 aa Fonte AIE 2005 Tabela 25 Geração de Eletricidade no Cenário de Referência para o Mundo Geração TWh 1971 2002 2010 2020 2030 2050 1971 2002 2010 2020 2030 2050 Carvão 2095 6241 7692 9766 12091 21958 401 388 381 379 382 471 Petróleo 1096 1181 1187 1274 1182 1531 210 73 59 49 37 33 Gás 696 3070 4427 6827 9329 12881 133 191 219 265 295 276 Nuclear 111 2654 2985 2975 2929 3107 21 165 148 116 93 67 Hidro 1206 2610 3212 3738 4248 4420 231 162 159 145 134 95 Biomassa 9 207 326 438 627 933 02 13 16 17 20 20 Renováveis5 5 111 356 733 1250 1800 01 07 18 28 39 39 TOTAL 5218 16074 20185 25751 31656 46630 1000 1000 1000 1000 1000 1000 Fonte AIE 2005 Continuação Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 73 n 22 Cenário Nacional5 A formulação dos cenários nacionais levou em conta as forças vantagens competitivas e fraquezas obstáculos a superar que o país apresenta em face dos contextos mundiais descritos O Cenário B1 Surfando a onda está referenciado à visão global denominada Arquipélago Reflete o reconhecimento de que um cenário externo nãodesfavorável não é garantia para sustentar um crescimento doméstico No Cenário B1 o resultado da condução mais adequada das questões internas permite que o país cresça acima da média mundial embora a taxas módicas como decorrência da própria ambiência global à qual se referencia Tabela 26 Comparativos dos Cenários para o Mundo América Latina e Brasil Cenários Comparativos Taxas de Crescimento 20052030 aa Cenário Nacional B1 20052030 41 Cenário Mundial Arquipélago 20052030 30 Cenário de referência para o Mundo eIADoe International energy outlook 2006 20032030 38 Cenário de referência para América Latina eIADoe International energy outlook 2006 20032030 38 Cenário de referência para o Brasil eIADoe International energy outlook 2006 20032030 35 Cenário de referência para o Mundo da Agencia Internacional de energia World energy outlook 2006 20042030 34 Cenário de referência para América latina da Agencia Internacional de energia World energy outlook 2006 20042030 32 Cenário de referência para o Brasil da Agencia Internacional de energia World energy outlook 2006 20042030 30 n 221 Estrutura setorial do PIB Como já adiantado considerando o estágio atual de desenvolvimento do país admitiuse que o setor primário aumentará sua contribuição na formação do PIB no horizonte deste estudo Já o setor industrial mesmo expandindose a taxas expressivas tende a perder participação no PIB para o setor de serviços especialmente em cenários de maior crescimento econômico 5 Renováveis aqui referemse a Energia Eólica Energia Solar e Geotermia Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 74 Box Uso da Energia por Setores no Mundo A Figura abaixo mostra o consumo final de energia por setores para um grupo de 11 países associados à Agencia Internacional de Energia O setor de Transporte aparece destacado devido a sua importância para tais paises e o consumo na Agro pecuária não está contemplado sendo contudo residual Figura 24 Distribuição de Energia por Setores da Economia dos 11 Principais Países Associados à AIE Transporte Residencial Industrial Serviços 1973 38 36 29 22 13 28 22 12 1998 Fonte AIE o Setor Industrial O setor Industrial segue nos paises desenvolvidos como sendo o mais demandante de energia tendo uma trajetória declinante desde 1973 fruto da queda de participação na economia e do aumento da eficiência energética o crescimento do Setor de Serviços Por outro lado o setor de serviços com o aumento da renda per capita notoriamente aumenta em participação no PIB consu mindo mais energia eficientemente Este fenômeno tem ocorrido mais frequentemen te em paises desenvolvidos No Brasil discutese se isto está realmente em curso De todo o modo a intensidade energética global se beneficia deste fato Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 75 Tabela 27 Cenário Vislumbrado para o Agregado dos 15 Principais Paises da Comunidade Européia EU15 até 2030 9000 aa 0010 aa 1020 aa 2030 aa 0030 aa Participação em 2000 Participação em 2030 Valor Agregado 204 254 237 221 237 100 100 Industria 135 238 237 222 232 2011 1980 Intensivo em Energia 137 218 213 188 206 2931 2718 NãoIntensivo em Energia 134 246 247 235 242 7062 7281 Construção 025 183 195 175 184 522 447 Serviços 244 274 246 231 25 6883 7150 Agricultura 118 107 101 079 096 252 166 Setor Energético 221 133 166 151 15 331 255 Nota O Cenário Acena um Crescimento Agregado Médio do PIB de 205 Praticamente sem Aumento da População Observe que o Setor Industrial Diminui ainda mais a Parti cipação Fonte European Comission A composição dessas hipóteses para a evolução da estrutura produtiva em cada cenário com a expan são da economia como um todo permite estabelecer as taxas de crescimento do produto em cada setor Na estrutura aventada para a economia nacional no cenário B1 observase desconsiderandose a recente revisão de metodologia da contabilidade do PIB pelo IBGE uma redução de 372 2005 para 33 2030 da participação da indústria na economia aqui excluindose os serviços de utilidade pública e uma participação qualitativamente distinta dos outros setores A agropecuária aproveita vantagens comparativas mas mantém a sua participação setorial observandose uma leve intensificação do setor de serviços em parte por causa do aumento da renda per capita do cenário Contudo não há uma quebra estrutural abrupta na estrutura da economia Tabela 28 Produto Interno Bruto por Setor em US bilhões de 2005 2005 2010 2020 2030 Agricultura 6689 8486 12161 18727 Indústria 31852 38439 52978 78288 Serviços 41089 48659 72605 116313 TOTAL 79630 95584 137743 213328 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 76 Tabela 29 Estrutura do Produto Interno Bruto em do PIB 2005 2010 2020 2030 Agricultura 84 89 88 88 Indústria 400 402 385 367 Serviços 516 509 527 545 Nota Inclui serviços de utilidade pública Figura 25 Evolução do PIB por Setor em número índice 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 100 500 900 1300 Agricultura Indústria Serviços O Cenário demográfico foi também alinhado com as prospectivas realizadas Em principio o cenário demográfico deveria ser endógeno aos cenários econômicos Como tal refinamento é complexo o cenário demográfico foi tomado exógeno Principais Premissas Setoriais Setor agropecuário Admitese que o grau de mecanização da colheita da indústria sucroalcooleira localizada no CentroSul atinge um valor médio de 85 da lavoura no final do horizonte enquanto aquela situada no Nordeste em razão de dificuldades pontuais atinge cerca da metade do nível atual de mecanização da indústria paulista Como resultado o grau de mecanização da lavoura no país atinge cerca de 59 no fim de 2030 Quanto aos ganhos de produtividade presumese que a indústria sucroalcooleira do CentroSul manteria o crescimento médio da melhor taxa observada na região ou seja no estado do Paraná a partir de 1990 conforme dados apresentados em MAPA 2006 Já no Nordeste admitese que a produtividade evolui nos próximos 25 anos para o atual nível observado na região CentroSul resultando numa média combinada dos estados de São Paulo e Paraná Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 77 A cultura de soja brasileira mesmo mantendo o grau de mecanização da colheita e os ganhos de pro dutividade ao longo do horizonte consegue aproveitar parcialmente sua competitividade internacional por conta do acesso mais restrito aos mercados mundiais Considerase ainda um grau crescente de eletrificação das propriedades rurais em função da adoção de técnicas mais modernas de produção incluindo irrigação em propriedades familiares no país Setor industrial Admitese que uma penetração do gás natural como substituto de outras fontes energéticas óleo combustível GLP e lenha mais modesta em relação a cenários de crescimento mais alto Restrições de disponibilidade de gás natural levam a uma expansão da capacidade de autoprodução em ritmo menos acelerado Entre os grandes consumidores industriais de energia vale destacar as premissas relacionadas a dois segmentos no caso de alimentos e bebidas continuase o aproveitamento de biomassa adicional e a produção de etanol lignocelulósico mas as participações relativas de óleo combustível e lenha são redu zidas até um patamar residual ao final do horizonte Considerandose que a expansão da atividade sucro alcooleira é intensa a participação do bagaço cresce ligeiramente reproduzindo a tendência observada nos últimos dez anos Já no segmento de ferrogusa e aço admitiuse que a taxa de utilização de sucata ao final do horizonte deste estudo 2030 atinge a atual média mundial de 34 em consonância com a difusão tecnológica inerente a esta indústria e também ao sucesso parcial da presença de práticas de reciclagem e conservação de energia Setor residencial Em termos gerais a participação do gás natural para aquecimento de água e cocção substituindo os energéticos concorrentes se verifica em intensidade relativamente menor do que nos últimos anos Na área rural especificamente o GLP desloca grande parte da lenha para cocção notadamente entre os domicílios pertencentes às classes de mais baixa renda de pequenas localidades existentes no interior de municípios Com relação ao percentual de domicílios ligados à rede de energia elétrica admitiuse o sucesso parcial do Programa Luz para Todos com um atraso de dois anos em relação ao cronograma inicial de tal sorte que somente em 2010 todos os domicílios brasileiros irão dispor de energia elétrica conforme os dados da Tabela 210 Tabela 210 Domicílios Ligados à Rede Elétrica no Brasil Cenário B1 2005 2010 2020 2030 Domicílios com iluminação elétrica mil unidades 50036 57511 69746 81837 Taxa de atendimento 973 100 100 100 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 78 As projeções de posse dos principais equipamentos são apresentados na Figura seguinte com os seguintes adendos Geladeira admitiuse a evolução histórica verificada nas últimas edições da PNAD de modo que a posse média estimada para o ano de 2030 é de 111 equipamentosdomicílio Chuveiro elétrico a evolução da posse de chuveiros foi determinada abatendose a parcela de domicílios que possuirão aquecedor de água a gás ao longo do horizonte Para tanto considerouse o cenário de 85 até 2015 e crescimento a partir de 2016 na proporção do crescimento médio do número de domicílios para este período Cumpre notar que o incremento no número de domicílios ligados à rede de distribuição de gás ao longo do horizonte foi considerado nas projeções de posse de chuveiro elétrico supondose adicionalmente que 90 dos domicílios conectados irão adquirir aquecedores de água A Figura 26 apresenta graficamente a projeção para evolução da posse dos principais equipamentos Figura 26 Projeção de Posse de Equipamentos Eletroeletrônicos Cenário B1 0235 1113 0084 0964 0644 1352 0159 1025 0112 0835 0515 1170 0108 0945 0149 0733 0412 1013 0089 0907 0172 0700 0369 0942 Ar condicionado Geladeira Freezer Chuveiro elétrico Máquina de lavar roupas Televisão 2005 2010 2020 2030 0000 0400 0800 1200 1600 Equipamentosdomicílio O ganho de eficiência admitido neste cenário surge na medida em que os novos refrigeradores free zers e aparelhos de ar condicionado adquiridos ao longo do tempo correspondem para efeito de cálculo àqueles pertencentes à atual faixa B de eficiência estabelecida pelo INMETRO INMETRO 2006 Em relação à iluminação o ganho de eficiência obtido relacionase à parcela de lâmpadas incandescentes que serão substituídas por lâmpadas fluorescentes compactas Considerouse que a substituição se dará de modo que ao final do período 25 dos domicílios possuirão os modelos mais eficientes Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 79 Setor de transportes Por conta do nível de atividade em segmentos como a mineração e o setor agrícola supõese que a participação do transporte ferroviário apresente crescimento para 242 no total de carga transportada em 2030 contra cerca de 23 em 2001 comparativamente um valor ainda tímido em que pese as dimensões do país A guisa de exemplo a mesma participação alcança cerca de 50 nos EUA Canadá e Alemanha sendo cerca de 80 na Rússia Já para o transporte rodoviário considerase que ocorra maior penetração do gás natural em centros urbanos e regiões metropolitanas nas proximidades de grandes gasodutos maior utilização de transpor tes urbanos para deslocamentos curtos e em grandes regiões metropolitanas e pequena participação de veículos híbridos 10 do total de venda de veículos importados a gasolina Consideração sobre a Frota Admitiuse que a tecnologia flex fuel passa a ser preponderante no mercado interno brasileiro durante o horizonte de estudo sendo o abastecimento por álcool ou gasolina a variável de escolha do usuário do automóvel Neste caso a venda de carros exclusivamente a gaso lina se mantém mas com redução progressiva em relação à frota total6 No mesmo sentido a frota de veículos movida exclusivamente a álcool também se reduz como resultado do sucateamento progressivo das unidades existentes uma vez que se supõe não haver mais venda deste tipo de veículo no Brasil no horizonte de nosso estudo Em termos de frota também é relevante adicionar que a penetração de veículos elétricos ocorre em todos os cenários restrita a uma pequena fração da quantidade de veículos importados Em termos ge rais o comportamento da frota de veículos por tipo de combustível segue o comportamento observado na Figura abaixo 6 A perspectiva da tecnologia flex fuel é entretanto uma incerteza no horizonte de estudo uma vez dependerá de fato da estratégia futura da indústria automobilística mundial e a tendência da consolidação desta tecnologia pode ser eventualmente revertida em função destas estraté gias Todavia adotouse a consolidação desta tecnologia como premissa por conta dos seguintes fatores a posição destacada do país na área de biocombustíveis a flexibilidade de escolha proporcionada ao usuário final e a convergência de rendimento dos motores flex fuel com os motores baseados no consumo de gasolina C Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 80 Figura 27 Evolução Estilizada da Frota de Veículos por Tipo de Combustível até 2030 mil unidades 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 0 2004 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Gasolina Flex fuel Total GNV veículo elétrico Em termos de perfil de transporte de carga no país é assumido um ligeiro crescimento da participa ção do modal ferroviário e a perda de participação do modal rodoviário São também observado maiores ganhos de rendimento no consumo de combustível por veículos em quilometragem média por litro Quanto à penetração do gás natural veicular GNV este tende a se concentrar no transporte coletivo em frotas de ônibus urbanos em regiões metropolitanas de grandes cidades Em termos do mercado de venda de veículos no período compreendido entre 1970 a 2005 a elas ticidaderenda média da venda de veículos foi igual a 108 Observandose um período mais recente 20002005 este parâmetro situase em torno de 13 tendo sido este valor utilizado na projeção da frota em nossos cenários Tabela 211 PIB e de Vendas Domésticas de Veículos Crescimento médio aa Período 19701980 19801990 19902000 20002005 19702005 PIB 86 16 26 22 39 Vendas de Veículos 88 32 84 29 43 Elasticidaderenda 102 205 318 130 108 Tratase de uma hipótese conservadora quando adotada nos cenários de mais alto crescimento eco nômico posto que este parâmetro poderia ser um pouco mais elevado Adicionalmente admitiuse que esta elasticidade é a mesma para todos os tipos de veículo leve e constante ao longo de todo o período de estudo 20052030 Com isto o crescimento da frota total de veículos leves mostra uma taxa de crescimento médio de 34 até 57 aa dependendo do cenário A partir destes números é possível obter os indicadores taxa de motorização e habitantes por veículo Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 81 Por fim as projeções de habitante por veículo por cenários são comparadas com dados internacionais referentes ao ano de 2004 Tabela 212 Principais Indicadores para Comparação Internacional Indicadores Selecionados 2004 2030 Frota Total de Veículos Leves mil unidades Brasil 20000 70284 Taxa de motorização veículosmil habitantes Brasil 96 2946 HabitanteVeiculo Brasil 98 34 HabitanteVeiculo União Européia 25 213 14 HabitanteVeiculo Coréia do Sul 33 ND HabitanteVeiculo França 199 ND HabitanteVeiculo Itália 169 ND HabitanteVeiculo Portugal 252 ND HabitanteVeiculo Alemanha 179 ND HabitanteVeiculo EUA 13 09 HabitanteVeiculo China 40 133 Nota Dados internacionais referentes a 2004 e estimativas 2030 da OPEP Fonte ANFAVEA Finalmente no que tange à eficiência de veículos leves assumiuse como taxa de melhoria no con sumo específico de combustível em motores de combustão interna de 10 aa Setor de Serviços O setor serviços é bastante heterogêneo englobando atividades como comércio transportes neste estudo tratado à parte comunicações público e outros serviços Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 82 Tabela 213 Estrutura Típica de Participação do Setor de Serviços Brasil Serviços Total inclui Transporte e Armazenagem 515 Serviços exclui Transporte e Armazenagem 494 Comércio e Serviços de reparação 74 Alojamento e Alimentação 15 Comunicações 25 Intermediação Financeira 61 Atividades imobiliárias Alugueis e Serviços Prestados às famílias 122 Administração Pública Defesa e Seguridade Social 152 Saúde e Educação Mercantis 25 Outros Serviços Coletivos Sociais e Pessoais 15 Serviços Domésticos 05 Transporte e Armazenagem 21 Fonte IBGE 2003 A partir dos anos 80 o processo de terceirização de atividades correlatas e de suporte ao setor in dustrial conduziu a uma enorme dinamização do setor serviços inclusive com a aceleração do crescimento de atividades de pesquisa e serviços tecnológicos altamente especializados e complexos No cenário econômico atual a participação do setor serviços tornase cada vez mais significativa e a sua expansão vem sendo influenciada por fatores tais como a crescente urbanização a modernização da sociedade a informatização e o desenvolvimento tecnológico Ressaltese de qualquer forma a relevância do Setor Serviços para a economia brasileira em torno de 50 do respectivo PIB Principais Tendências Podese prever como trajetória para o Setor de Serviços duas forçasmotrizes principais 1 Aumento da participação do segmento grandes centros comerciais e 2 Investimentos consideráveis na expansão das redes de água e esgoto Logo a tendência é de aumento do consumo de eletricidade especialmente do setor comercial Destacase também a expansão do consumo de gás natural e a continuidade do aumento da intensidade elétrica do setor de serviços a partir da própria complexificação e do aumento do porte dos seus empreendimentos principais n 23 Cenário Demográfico Nesta seção são apresentadas as projeções da população total residente por situação para o período 20052030 em nível de Brasil e regiões geográficas A taxa de crescimento demográfico considerada neste estudo tem por referência as mais recentes projeções do IBGE Tais projeções indicam que a população brasileira em 2030 superaria 238 milhões de pessoas perfazendo uma taxa de crescimento médio de 11 ao ano desde 2000 Interessa observar que a trajetória desse ritmo de crescimento é continuadamente decrescente como corroboram os últimos censos demográficos Entre 2000 e 2010 estimase uma taxa de expansão populacional de cerca de 14 ao ano Essa taxa cai para 11 ao ano e 08 ao ano nos períodos 20102020 e 20202030 respecti vamente De qualquer modo o contingente populacional brasileiro ampliase entre 2005 e 2030 de mais Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 83 de 53 milhões de pessoas valor comparável à população atual da região Nordeste do país cerca de 51 milhões ou mesmo da Espanha cerca de 40 milhões e da França cerca de 61 milhões Figura 28 Crescimento Demográfi co Brasileiro 1950 Milhões de habitantes ao ano 250 taxa de crescimento população 30 35 25 20 15 10 05 00 200 150 100 50 0 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Fonte IBGE Tabela 214 Distribuição Regional da População Brasileira em milhões de habitantes 2005 2010 2020 2030 Brasil 1854 1981 2201 2385 Crescimento ao ano 13 11 08 Região Norte 149 164 192 215 Região Nordeste 513 542 592 634 Região Sudeste 790 843 936 1014 Região Sul 271 288 316 340 Região CentroOeste 131 144 165 182 Fonte IBGE Nas Tabelas seguintes são apresentados os resultados das projeções do número de domicílios perma nentes ocupados em nível de Brasil e regiões por situação para o horizonte 20052030 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 84 Tabela 215 Brasil e Regiões Projeção do Número de Domicílios Permanentes Ocupados milTotal Região 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Norte 33797 38957 44106 49215 54306 59291 Variação ao ano 288 251 222 199 177 Nordeste 127486 139735 151876 163854 175718 187284 Variação ao ano 185 168 153 141 128 Sudeste 232270 260046 288019 316024 344103 371821 Variação ao ano 228 206 187 172 156 Sul 82829 93079 103480 113948 124461 134847 Variação ao ano 236 214 195 178 162 CentroOeste 37683 43297 48896 54423 59872 65132 Variação ao ano 282 246 216 193 170 Brasil 514066 575114 636378 697464 758461 818374 Variação ao ano 227 205 185 169 153 Nota Referência 3112 Fonte IBGE Tabela 216 Brasil e Regiões Projeção do Número de Domicílios Permanentes Ocupados milUrbano Região 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Norte 25416 30100 34816 39512 44185 48749 Variação ao ano 344 295 256 226 199 Nordeste 95022 107515 119812 131807 143509 154755 Variação ao ano 250 219 193 172 152 Sudeste 214715 242226 269716 297017 324175 350799 Variação ao ano 244 217 195 177 159 Sul 69973 80007 89948 99727 109355 118713 Variação ao ano 272 237 209 186 166 CentroOeste 33686 39356 44940 50383 55687 60762 Variação ao ano 316 269 231 202 176 Brasil 438812 499204 559231 618446 676912 733777 Variação ao ano 261 230 203 182 163 Nota Referência 3112 Fonte IBGE A tendência decrescente da relação habitante por domicílios é determinada pela diferença entre as taxas de crescimento populacional e do número de domicílios Segundo IBGE 2002 sabese que a taxa de crescimento demográfico iniciou sua queda em meados dos anos 70 quando as taxas de natalidade mortalidade e fecundidade entraram em declínio Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 85 3 Cenários de Preços Diretores Metodologia e Princípios A Lei 947897 estabeleceu um novo arcabouço institucional e regulatório para a Indústria de OG Óleo e Gás no Brasil o qual flexibilizou o monopólio da União para fins de EP Exploração e Produção transporte refino e comércio exterior de petróleo derivados e gás natural e abriu o mercado de combustíveis do país à concorrência internacional Assim projeções de matriz energética devem assumir como premissa básica a convergência de preços internacionais e domésticos de petróleo e seus derivados bem como uma sinalização de preços para o gás natural Isso não significa todavia o alinhamento automático com tais previsões permitindose variações que o analista julgue pertinente em função da geopolítica local quando relevante ou um conjunto informacional distinto A projeção dos preços de combustíveis abrange a análise do comportamento de variáveis como cres cimento econômico reservas produção investimentos fatores políticos e estratégicos dentre outros Por este motivo freqüentemente mesmo modelos complexos de projeção ou simulação apresentam uma performance ruim O motivo é que a projeção dos preços dos energéticos é eivada de forte conteúdo geopolítico e portanto fato notório da literatura de previsão dificilmente métodos preditivos possuem boa performance No exterior a Agência Internacional de energia AIE e a Administração de Informações Energéticas dos Estados Unidos EIA Energy Information Administration são provavelmente as mais respeitadas instituições que lidam com Energia e carregam além disso a importante distinção de referiremse às maiores economias consumidoras de petróleo do planeta e mais influentes geopoliticamente De modo semelhante o posicionamento e predisposição da OPEP cartel dos paises produtores de petróleo que periodicamente divulga as faixas de preços para a oferta e produção de petróleo deve receber a devida consideração em qualquer análise prospectiva n 31 Perspectivas dos Preços do Petróleo Cenário Internacional Os preços do petróleo no relatório AEO 2006 Annual Energy Outlook 2006 foram reavaliados para cima em relação às previsões feitas no relatório anterior AEO 2005 No cenário de referência AEO 2006 projetase que os preços do petróleo expressos como a média do petróleo importado com baixo teor de enxofre entregue nas refinarias americanas crescerão de US 4049 por barril em 2004 para US 5408 por barril em 2025 cerca de 21 por barril mais alto que aquele projetado na AE0 2005 e 5697 US por barril em 2030 Já nos cenários de preços alto e baixo o preço do petróleo chega a 9571 e 3373 US por barril respectivamente em 2030 AEO 2006 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 86 Figura 31 Projeção dos Preços do Petróleo Bruto AEO 2005 referência AEO 2006 referência AEO 2006 preço alto AEO 2006 preço baixo 120 100 80 60 40 20 0 USbbl 2010 2015 2020 2025 2030 5697 9571 3373 Notas 1 US valorado a preço de 2004 2 preço médio ponderado na fronteira dos EUA de todo petróleo bruto importado com baixo teor de enxofre pago pelas refinarias americanas Fonte EIA e AEO No entanto a economia mundial tem demonstrado um crescimento acelerado mesmo com os altos preços do petróleo Em 2004 o PIB global registrou o maior crescimento em 25 anos Como resultado os países exporta dores de petróleo estão menos preocupados com a possibilidade dos preços do petróleo causar uma redução na sua demanda e conseqüentemente provocar uma depressão nos preços Sendo assim há poucos incentivos para tais paises aumentarem sua produção de forma agressiva no horizonte de projeção AEO 2006 De forma geral os preços do petróleo em um patamar mais elevado implicam um aumento da demanda por combustíveis não convencionais para o transporte como o biodiesel e o etanol e um estimulo ao CTL coal to liquid no cenário de referência Além disso em outros cenários alternativos com o preço ainda mais alto para o petróleo há o estimulo á produção de GTL gas to liquid ou seja a produção de combustíveis líquidos a partir do gás natural AEO 2006 No Brasil os preços do petróleo estão se alinhando com os preços internacionais e vêm seguindo a tendên cia de alta no mercado internacional A seguir podese observar a evolução histórica dos preços do petróleo bruto nacional Petrobrás entregue às refinarias comparado com a cotação USG 7e Brent Dated 8 7 Abreviação de mercado para United States Gulf mais propriamente conhecido como Golfo do México Platts 2006 httpwwwplatts comOilResourcesGlossariesdatedBrent 8 Brent é o petróleo bruto do Mar do Norte mais negociado e apresenta API de aproximadamente 375Platts 2006 httpwwwplattscomOil ResourcesGlossariesdatedBrent Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 87 Figura 32 Histórico dos Preços do Petróleo Brent Dated USG Petrobrás Brent Dated USBbl Cotação Internacional USG USbbl Cotação Petrobras USbbl 0 10 20 30 40 50 60 70 80 USbbl jan02 abr02 jul02 out02 jan03 abr03 jul03 out03 jan04 abr04 jul04 out04 jan05 abr05 jul05 out05 jan06 Fonte Petrobrás 2006 O declínio dos preços verificado entre meados de 2006 e 2014 reflete a entrada em operação de novos campos de petróleo neste período Posteriormente o preço volta a subir em virtude do aumento dos custos de desenvolvimento e produção de recursos localizados fora da OPEP Tabela 31 Previsão dos Preços do Petróleo em US barril 2010 2015 2020 2025 2030 Referência 2005 2718 2897 3088 3295 Referência 2006 4729 4779 507 5408 5697 Preço alto 2006 6265 763 8506 9027 9571 Preço baixo 2006 4029 3378 3399 3444 3373 Fonte AEO Cenário de Preços Nacional No âmbito do Plano Nacional de Energia 2030 e da Matriz Energética 2030 sugeriuse uma trajetória um pouco distinta das prospectivas internacionais mas essencialmente levando às mesmas faixas de valores de referência A expectativa é que os preços internacionais de pe tróleo caiam em relação aos preços atuais atingindo em 2030 um valor na faixa entre US 30 a US 53 por barril a preços constantes Após o pico atingido em 2006 de cerca de US 67 valores médios o preço do barril reduzse para cerca de US 60 em 2010 estabilizandose em torno de US 45 ao final do horizonte Tal evolução reflete os seguintes fatores Solução gradual da situação de conflito no Oriente Médio Crescimento mais moderado da demanda mundial de derivados principalmente redução do ritmo do crescimento da economia chinesa após 2015 Efeito moderado da restrição de capacidade de produção da OPEP sobre os preços Redução da volatilidade na formação dos preços no mercado futuro Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 88 Figura 33 Evolução dos Preços Internacionais do Petróleo tipo Brent em US 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 100 75 50 25 0 preços nominais US bbl preços constantes US 2005 Nota A alta nos preços ocorrida não está representada no gráfico em razão da discretização qüinqüenal adotada na escala temporal Fonte Petrobras e AEO n 32 Perspectivas dos Preços do Gás Natural Cenário Internacional De acordo com a AEO 2006 os preços do gás natural na boca do poço nos EUA apresentarão declínio em relação aos níveis atuais para uma média de 472 USMilhão Btu em 2016 depois aumentam para 608 USMilhão Btu em 2030 sem no entanto voltar ao patamar anterior O declínio em 2016 ocorre basicamente em virtude do surgimento de novos ofertantes no mercado e da redução do crescimento do consumo devido aos altos níveis de preços O aumento posterior referese a maior dificuldade de exploração das jazidas de gás remanescentes Os preços altos do gás natural devem acelerar o aumento da capacidade de novos terminais de GNL além de estimular a produção de gás natural não convencional Pelo lado da demanda os preços altos reduzem o crescimento do consumo de gás natural que mesmo assim será considerável Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 89 Figura 34 Projeções de Preços do Gás Natural nos EUA em US de 2004 por milhão de Btu cenário de referência 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 Gás natural importado por gasoduto a Gás natural na boca do poço b Gás natural entregue para produção de energia elétrica c 2004 US por Mi Btu 30 40 50 60 70 80 90 Notas 1 preço médio do gás natural importado por gasoduto nos EUA 2 preço médio na boca do poço wellhead do gás natural dos 48 poços de menor custo de produção nos EUA 3 inclui plantas cujo negócio principal é a venda de eletricidade ou eletricidade e calor ao consumidor final nos EUA Fonte EIA e AEO Figura 35 Comparativo da Evolução dos Preços do Gás Natural em US de 2006 por milhão de Btu 2003 2004 2005 2006 2007 2010 2015 2020 2025 2030 00 10 20 30 40 50 60 70 US por Mi Btu boliviano b EUA c nacional a Notas 1 preço do gás natural nacional commodity mais transporte livre de impostos 2 preço do gás natural boliviano commodity mais transporte livre de impostos 3 preço médio na boca do poço wellhead do gás natural dos 48 poços de menor custo de produção nos EUA Fonte a e b Petrobras c EIA e AEO Cenário Nacional No âmbito do Plano Nacional de Energia 2030 e Matriz Energética 2030 observou se que embora historicamente os preços do gás natural tenham guardado estreita relação com os preços do petróleo há perspectiva que este quadro se altere no futuro As indicações são de que o gás possa evoluir segundo uma trajetória própria refletindo as características de seu mercado particular A geopolítica do gás reproduz em grande parte a do petróleo Assim na cenarização dos preços do gás estão presentes basicamente os mesmos condicionantes do caso do petróleo Nessas condições foi considerada uma evolução conservadora e aderente às prospectivas internacionais bem como três cenários para evolução do preço deste energético no gráfico os valores do histórico referemse ao preço Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 90 HenryHub nos Estados Unidos tomado como referência do mercado do Atlântico A expectativa é que os preços internacionais do gás natural apresentem tendência de alta podendo situarse na faixa entre US 6 e US 9 por milhão de Btu ao final do horizonte Figura 36 Preços Internacionais do Gás Natural em US de 2006 por milhão de Btu 1990 2000 2010 2020 2030 00 25 50 75 100 USmi Btu Nota os valores do histórico referemse ao preço HenryHub nos Estados Unidos tomado como referência do mercado do Atlântico Fonte AEO n 33 Perspectivas dos Preços do GNL Cenário Internacional Como já comentado esperase que o alto preço do petróleo resulte num pro cesso de substituição por outros combustíveis em todos os setores do mercado internacional de energia Do mesmo modo o mesmo se passa com o preço do GNL Ademais os preços altos do petróleo também estimulam a produção de GTL9 que por sua vez gera mais pressão sobre o gás natural No cenário de preços altos para o petróleo propostos na AEO 2006 os resultados são maiores preços para o gás natural e GNL tanto nos EUA quanto internacionalmente estimulando um aumento da capa cidade nos terminais Os gráficos a seguir exibem a evolução dos preços de GNL importado dos EUA de acordo com a origem e a projeção dos preços do GNL comparados aos preços do gás natural nos EUAAEO 2006 9 Gas to liquids ou GTL é um processo de refino para a conversão de Gás Natural ou outros hidrocarbonetos em cadeias longas de hidrocarbonos Cadeias de Metano são convertidas em combustíveis líquidos via conversão direta ou síntese Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 91 Figura 37 Evolução dos Preços do GNL Importado nos EUA em US de 2006 por milhão de Btu USMi Btu 20 40 60 80 100 Algeria Nigeria Qatar Trinidad Oman 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Nota Preços do GNL importado nos EUA reportados como preços em terra recebidos em terminal depois de regaseificação Fonte EIAUS DOE Figura 38 Projeção do Preço do GNL Comparado com o Preço do Gás Natural em US de 2004 por milhão de Btu 2004 US por Mi Btu 30 40 50 60 70 80 90 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 GNL Gás natural na boca do poço Nota 1 O preço do gás natural é o preço médio na boca do poço wellhead do gás natural dos 48 poços de menor custo de produção nos EUA 2 O preço do GNL inclui custo de regaseificação Fonte EIA e AEO Nos EUA o GNL compete basicamente com o gás natural Já na Europa o preço do GNL compete com outros combustíveis como o óleo combustível de baixo teor de enxofre e mais recentemente vêm se relacionando com os preços do mercado spot e futuro de gás natural Na Ásia os preços do GNL estão relacionados com o preço do petróleo bruto importado e costumam a apresentar as maiores cotações mundiais No Brasil a recente crise do gás natural com a Bolívia sinalizando aumento do preço deste produto despertou um maior interesse pelo GNL Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 92 n 34 Perspectivas dos Preços do Carvão Cenário Internacional Ao contrário do que ocorre com o petróleo e com o gás natural as reservas do mineral se distribuem geograficamente de maneira muito mais eqüitativa Por um lado isso representa uma forte vantagem competitiva do carvão frente aos outros combustíveis fósseis em termos de mercados domésticos Por outro resulta em um fluxo internacional do produto relativamente pequeno Dessa maneira diferentemente do petróleo o comércio internacional é pouco expressivo tanto que o carvão mineral não tem nem mesmo preços internacionais cotados em bolsas de negociação de commodities Os contratos são normalmente negociados bilateralmente caracterizando um mercado pulverizado já que a produção é na maioria dos casos consumida localmente Nos últimos anos principalmente por causa de pressões ambientais o carvão como recurso ener gético tem perdido participação no setor energético principalmente para o gás natural Este fato é especialmente representativo nos países mais desenvolvidos Segundo a Agência Internacional de Energia AIE AIE 2005 nos anos 1970 a produção de carvão dos países da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico OCDE representava 50 do total mundial nos anos 1980 e 1990 esta participação caiu para 40 e em 2004 está em 31 Atualmente entretanto vários países têm voltado a atenção novamente para o carvão mineral especialmente por causa do aumento do preço do petróleo A opção novamente pelo carvão se deve em grande parte à estabilidade dos seus preços que aumenta a segurança no atendimento à demanda da população O preço do carvão não obstante refletir algum impacto das tendências do custo da energia influen ciadas pela flutuação nos preços internacionais apresenta um grau de volatilidade relativamente baixo Nos últimos 10 anos situouse em uma faixa de variação entre US 40 e US 60 por tonelada Conforme a nota técnica já referida EPE 2006a apesar desse comportamento recente dos preços do carvão a Energy Information Administration em sua publicação Annual Energy Outlook 2006 prevê pouca varia ção do preço do carvão no mercado interno norteamericano estimando em cerca de US 410 short ton US 452 por tonelada métrica seu preço no horizonte de 2030 Na projeção da Agência Internacional de Energia AIE 2005 é assumido que o preço de carvão na Europa North West Europe Market que chegou a US 61 por tonelada em 2005 segundo dados da British Petroleum BP 2006 irá reduzir aos poucos se estabilizar no patamar de US 40 por tonelada em 2010 retomando após esse ano uma trajetória levemente ascendente De 1990 a 1999 o preço na boca da mina do carvão apresentou declínio nos EUA em virtude dentre outros motivos do aumento da produtividade de extração No entanto o aumento do preço do gás natural e a necessidade de ampliação da capacidade de geração de energia elétrica resultaram na construção de novas plantas a carvão e em um aumento da demanda por este produto Sendo assim o aumento substancial de investimentos requeridos para acompanhar o crescimento da demanda combinado com o baixo crescimento da produtividade e do aumento da utilização da capacidade das minas levará a um aumento do preço do carvão na boca da mina de aproximadamente 8 ao longo do período analisado Ressaltase ainda que o significativo aumento da demanda de carvão para a produção de CTL coal to liquid no cenário de referencia contribuirá para o aumento dos preços AEO 2006 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 93 Figura 39 Projeção dos Preços do Carvão em US de 2004 por milhão de Btu MATRIZ ENERGETICA US Mi Btu 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 Preços de entrega energia elétrica Preço médio na boca da mina 07 09 11 13 15 17 Fonte EIA e AEO Ressaltase que de uma forma geral o mercado mundial de carvão vem apresentando um crescimento considerável nos últimos anos Este fato repercutiu nos preços do frete e nos preços de exportação de carvão que vêm apresentando uma tendência de aumento Grande parte destes aumentos podem ser atribuídos a limitada oferta para exportação de carvão e a limitada quantidade de navios para realizar o comércio mundial o crescimento das importações de minério de ferro pela China tem repercutido na utilização de navios disponíveis para o transporte de carvão pressionando os preços Cenário de Preços Nacional Uma boa referência de preço do carvão na hipótese de importação do mineral pelo Brasil é o carvão da África do Sul seja pela quantidade comercializada do carvão sulafricano no mercado internacional seja por sua qualidade e localização estratégica em relação ao Brasil Conforme os estudos o preço do frete marítimo estimado para a distância entre África do Sul e Rio de Janeiro com base no custo do frete entre África do Sul Europa ARA Amsterdam Rotterdam e Antuérpia situava se em US 18 por tonelada Podese compor uma referência para o preçoCIF de longo prazo do carvão importado no Brasil na faixa de US 60 por tonelada Dependendo da característica do carvão teor de cinzas teor de enxofre etc esse preço poderá atingir valores de US 70 por tonelada Por outro lado condições específicas de importação por exemplo combinação com a exportação de minério de ferro ou produtos siderúrgicos preços atrativos poderão ser obtidos para o frete internacional do carvão Assim considerase razoável trabalhar com preços CIF no intervalo de US 50 a US 70 por tonelada Utilizando modelos econométricos de produtividade é possível estimar o preço médio nacional da tonelada por volta de US 3000 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 94 Figura 310 Cenário de Preços de Carvão Nacional e Comparações 0 10 20 30 40 50 60 70 80 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2016 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2018 2014 2012 Preço do Carvão Linhito IEO2006 USton Preço Carvão IEO 2006 USton Preço Carvão SubBetuminoso IEO 2006 USton Petroleo Cru IEO 2006 USbarril Preço Médio do carvão Vapor Nacional USton Carvão Betuminoso IEO2006 USton Fonte IEO Notese que essas projeções tomaram por base um carvão médio nacional O carvão de Candiota pelas características da mineração tem um preço médio muito inferior sendo este o carvão de referência para a expansão da geração térmica no Brasil carvão nacional Em maio de 2006 o preço do carvão de Candiota era de R 38 por tonelada ou o equivalente a US 173 por tonelada Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 95 4 Demanda Projetada de Energia Final n 41 Analise Global Neste item analisamos a estrutura de consumo de energia apresentando essencialmente e de modo expedito os principais motivadores de sua evolução Box Definições Consumo Final NãoEnergético é a quantidade de energia contida em produ tos que são utilizados em diferentes setores para fins nãoenergéticos Consumo Final Energético agrega o consumo final dos setores energético residencial comercial público agropecuário transportes e industrial Consumo Final do Setor Energético é a energia consumida nos Centros de Transformação eou nos processos de extração e transporte interno de produtos energéticos na sua forma final Consumo Final dos setores Residencial Comercial Público são os consu mos totais verificados para uso final nos setores econômicos supracitados Consumo Final Agropecuário é a energia total consumida nas classes Agri cultura e Pecuária Consumo Final do Setor Transportes é a energia consumida nos segmentos ro doviário ferroviário aéreo e hidroviário para o transporte de pessoas e de cargas Consumo Final Industrial é a energia consumida na indústria englobando os segmentos cimento ferrogusa e aço ferroligas mineração e pelotização nãoferrosos e outros da metalurgia química alimentos e bebidas têxtil papel e celulose cerâmica e outros Prospectivas de Consumo O consumo final energético cresce 37 aa de 2005 até 2030 no cenário B1 No mesmo período o consumo final energético do setor industrial cresce 35 aa enquanto que o setor residencial 25 aa Tais montantes significam uma pequena redução da participação do consumo final de energia do setor industrial no consumo final total que em 2005 foi de 445 e em 2030 passa a 434 O setor de serviços sai de 372 de participação na estrutura de energia alcançando uma participação no PIB de 412 em 2030 Tabela 41 Produto Interno Bruto por Setor em US bilhões de 2005 2005 2010 2020 2030 Agricultura 6689 8486 12161 18727 Indústria 31852 38439 52978 78288 Serviços 41089 48659 72605 116313 TOTAL 79630 95584 137743 213328 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 96 Tabela 42 Estrutura Econômica do Produto Interno Bruto em 2005 2010 2020 2030 Agricultura 84 89 88 88 Indústria 400 402 385 367 Serviços 516 509 527 545 Tabela 43 Consumo Final Energético por Setor em milhares de tep exclusive setor energético 2005 2010 2020 2030 Residencial 21827 23839 29223 40461 Serviços 61363 77063 109085 166074 Transportes 52459 65898 92655 139119 ComercialPublico 8904 11165 16430 26955 Agropecuário 8358 10456 14997 21356 Industrial 73496 94791 135358 174930 TOTAL 165044 206149 288663 402821 Tabela 44 Estrutura do Consumo final Energético por Setor em exclusive setor energético 2005 2010 2020 2030 Residencial 13 12 10 10 Serviços 37 37 38 41 Transportes 85 86 85 84 ComercialPublico 15 14 15 16 Agropecuário 5 5 5 5 Industrial 45 46 47 43 TOTAL 100 100 100 100 Figura 41 Evolução da Estrutura do Consumo Final de Energia 2005 2030 Residencial Agropecuária Industrial Serviços 12 5 49 34 10 5 44 41 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 97 Análise Comparativa de Indicadores para o Cenário B1 A evolução do consumo final energético por PIB é de queda especialmente a partir de 2020 Este resultado por um lado aponta para um estágio econô mico mais racional no uso da energia tanto pela incorporação de programas autônomos de racionalização já em curso na sociedade como também pelos incentivos de políticas mais ativas de governo e por outro lado é reflexo da redução de participação dos segmentos energointensivos na economia brasileira Tabela 45 Consumo Final Energético em relação ao PIB em tepUS mil em 2005 2005 2010 2020 2030 Agricultura 0125 0123 0123 0114 Indústria 0286 0311 0328 0288 Serviços 0149 0158 0150 0143 TOTAL s residencial 0202 0216 0216 0203 TOTAL c residencial 0229 0242 0238 0223 Estados Unidos c residencial Agencia Interna cional de Energia 2006 015 014 011 009 Reino Unido cresidencial Agencia Internacio nal de Energia 2006 011 009 008 ND Espanha cresidencial Agencia Internacional de Energia 2006 015 015 ND ND Para o cenário B1 o consumo per capita ao final do período atinge cerca de 169 tephab que ainda é um valor revativamente baixo quando comparado com os valores registrados atualmente nos países desenvolvidos superiores a 3 tephab Tabela 46 Quadro Comparativo do Consumo Energético e Previsões de Outros Países PaísesAno Unidades 2005 2010 2020 2030 Consumo final de energia A 106 tep 1651 2061 2886 4028 Consumo final de eletricidade C TWh 3616 4691 6816 9922 População D 106 hab 184 198 220 239 Consumo Final por Habitante tephab 089 104 131 168 Consumo de Energia Elétrica por Habitante MWhhab 196 236 309 415 Intensidade Energética do Consumo Final tepUS 0229 0242 0238 0223 Consumo Final por Habitante AIE Unidades 2000 2010 2020 2030 Japão tephab 2771 2957 ND 3407 Portugal tephab 1978 2242 ND ND Espanha tephab 2212 2622 ND ND Reino Unido tephab 2734 2761 2903 ND Estados Unidos tephab 5545 5697 5812 5906 Intensidade Energética do Consumo Final AIE Unidades 2000 2010 2020 2030 Austrália tepUS 018 016 0142 0127 Japão tepUS 007 0068 0054 Portugal tepUS 019 0189 Espanha tepUS 015 0155 Reino Unido tepUS 011 0089 0076 Estados Unidos tepUS 016 0136 0112 0094 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 98 Figura 42 Evolução do Indicador Consumo Final Energético por PIB em tep por US MATRIZ ENERGETICA Agricultura Indústria Serviços 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 00 01 02 03 04 05 tepUS Outros Cenários de Expansão Concernente aos outros cenários associados no Cenário C visuali zase um acréscimo de 1443 milhões de tep entre 2005 e 2030 No Cenário B1 em que a dinâmica de crescimento é apenas um pouco maior que a do histórico dos últimos 35 anos o acréscimo no consumo final de energia desde 2005 é de 2394 milhões de tep ou o equivalente a 15 vezes o consumo atual do Brasil Finalmente no Cenário A há um acréscimo de consumo ao final do horizonte de significativos 72 milhões de tep em relação ao Cenário B1 Tabela 47 Projeção do Consumo Final de Energia no Brasil em milhões de tep 2010 2020 2030 ao ano 20002030 ao ano 20102030 Cenário A 2073 3093 4740 40 42 Cenário B1 2061 2887 4028 35 34 Cenário B2 2063 2679 3563 30 28 Cenário C 2000 2436 3093 26 22 Nota Consumo Final em 2005 16504 milhões de tep Essas projeções já admitem certo montante de eficiência energética considerado como se verá adiante como progresso autônomo Mesmo assim a magnitude do crescimento da demanda impõe que se envidem esforços adicionais para lograr resultados ainda maiores na área da eficiência energética Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 99 A intensidade energética relaciona diretamente o consumo de energia com o PIB É expressa em tep R ou tepUS e requer para que se estabeleçam comparações minimamente consistentes uma data à qual devem ser referenciados os valores do PIB Figura 43 Intensidade Energética em tep por milhares de US de 2005 0287 0203 0192 0197 0226 0204 0188 0172 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 0150 0175 0200 0225 0250 0275 0300 CENÁRIO A CENÁRIO B1 CENÁRIO B2 CENÁRIO C tepUS 1000 Conforme pode ser visto entre 1970 e 1980 houve uma queda expressiva na intensidade energética Esse comportamento encontra explicação na substituição da lenha por outros energéticos mais eficientes processo que praticamente está esgotado de modo que não se devem esperar reduções tão grandes no horizonte prospectivo ao menos em decorrência de substituição de energéticos no uso final Embora tenha continuado a substituição da lenha nos anos 80 a incorporação nesse período de grandes indús trias energointensivas como a do alumínio compensou em parte o movimento de modo que a queda da intensidade foi relativamente pequena Entre 1990 e 2000 houve ao contrário aumento na intensidade o que não permite de imediato concluir que a economia brasileira perdeu eficiência do ponto de vista ener gético O estágio de desenvolvimento do país e de sua indústria pode explicar esse comportamento No período 20002010 a influência de um período já realizado e das condicionantes de expansão do consumo de energia até 2010 já tomadas as decisões de expansão das plantas industriais em pro cesso relativamente autônomo dos cenários formulados explicam a tendência de alta da intensidade energética Esperase contudo que após 2010 se esteja livre da influência maior desses fatores e que prevaleçam a partir de então as características de cada cenário formulado A reversão da tendência de crescimento da intensidade energética ocorre assim em todos os cenários variando apenas o momento em que se observa tal reversão Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 100 Assim nos cenários de maior crescimento econômico é lícito esperar que essa tendência se reverta mais cedo Os resultados indicam que apenas no Cenário C que reproduz a dinâmica de baixo crescimento econômico dos últimos 20 anos a intensidade poderá atingir em 2030 um valor maior do que o registrado no ano 2000 Mesmo assim esse cenário contempla a estabilização do crescimento da intensidade a partir de 2020 n 42 Consumo Final Energético por Fontes Histórico e Principais Condicionantes A demanda total de energia primária no Brasil refletido na evolução da oferta interna de energia total de energia necessária para movimentar a economia registra forte crescimento ao longo da década de 70 com taxas de crescimento sofrendo desaceleração nos anos 80 e 90 O novo milênio iniciou com crise no fornecimento de energia elétrica entretanto nos últimos anos observase retomada de crescimento de demanda de energia Tabela 48 Estrutura do Consumo Energético Final por Fonte de Energia em milhões de tep Fontes 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 Gás natural 364 882 2233 3094 3930 7115 13410 Carvão mineral 125 512 1521 992 1273 2841 3519 Lenha 25839 21862 19922 15636 13045 13627 16119 Bagaço de cana 3720 6812 11725 11266 14345 13381 21147 Outras fontes prim Renováveis 269 738 1168 1494 2136 3000 4249 Gás de coqueria 376 668 1140 1229 1410 1247 1328 Coque de carvão mineral 1602 3197 4941 5132 6808 6506 6420 Eletricidade 6005 10548 14921 18711 22764 28509 32267 Carvão vegetal 3321 4272 6182 6137 4915 4814 6248 Álcool etílico 276 1673 4651 6346 7481 6457 7321 Outras secundárias alcatrão 87 178 272 225 253 219 197 Subtotal de derivados de petróleo 42107 53038 48406 57334 69338 84234 83683 Óleo diesel 10081 15701 17084 20944 25206 29505 32382 Óleo combustível 12689 16210 8820 9709 11129 9500 6574 Gasolina 11268 8860 6099 7485 11106 13319 13638 Gás liquefeito de petróleo 2016 3043 4105 5688 6484 7844 7121 Nafta 1023 1563 4019 4958 5973 8102 7277 Querosene 1766 2190 2133 2190 2524 3242 2602 Gás canalizado 173 227 291 280 119 85 0 Outras secundárias de petróleo 973 2062 2486 2848 3791 8186 9589 Produtos nãoenergDe petróleo 2119 3182 3370 3233 3007 4450 4500 TOTAL 84092 104382 117082 127596 147698 171949 195909 Fonte BEN MMEEPE 2006 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 101 Tabela 49 Estrutura do Consumo Energético Final por Fonte de Energia em Fontes 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 Gás natural 04 08 19 24 27 41 68 Carvão mineral 01 05 13 08 09 17 18 Lenha 307 209 170 123 88 79 82 Bagaço de cana 44 65 100 88 97 78 108 Outras fontes prim Renováveis 03 07 10 12 14 17 22 Gás de coqueria 04 06 10 10 10 07 07 Coque de carvão mineral 19 31 42 40 46 38 33 Eletricidade 71 101 127 147 154 166 165 Carvão vegetal 39 41 53 48 33 28 32 Álcool etílico 03 16 40 50 51 38 37 Outras secundárias alcatrão 01 02 02 02 02 01 01 Subtotal de derivados de petróleo 501 508 413 449 469 490 427 Óleo diesel 120 150 146 164 171 172 165 Óleo combustível 151 155 75 76 75 55 34 Gasolina 134 85 52 59 75 77 70 Gás liquefeito de petróleo 24 29 35 45 44 46 36 Nafta 12 15 34 39 40 47 37 Querosene 21 21 18 17 17 19 13 Gás canalizado 02 02 02 02 01 00 00 Outras secundárias de petróleo 12 20 21 22 26 48 49 Produtos nãoenergDe petróleo 25 30 29 25 20 26 23 TOTAL 100 100 100 100 100 100 100 Fonte BEN MMEEPE 2006 A estrutura de oferta de energia também se alterou radicalmente a partir de 1970 acompanhando a transformação da demanda e respondendo à busca de eficiência no oferecimento da energia e à existência desta De 1980 em diante até o ano 2000 a participação do petróleo e dos derivados se consolida na casa dos 40 50 a da hidroeletricidade na casa dos 16 a da lenha reduzse de 31 para 8 enquanto o gás natural o bagaço e o álcool ganham participação relativa Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 102 Perspectivas Futuras A diretriz básica intrinsecamente considerada na projeção do consumo final de energia foi priorizar o uso de energia renovável Assim poderá se perceber o crescimento do biodiesel e do etanol tomando lugar dos combustíveis líquidos derivados do petróleo especialmente os deriva dos médios diesel e leves gasolina Ainda no caso da produção do diesel os cenários contemplam a entrada de óleos vegetais como fonte primária de energia biodiesel e processo Hbio Na geração de eletricidade também crescem as participações de fontes primárias renováveis como eólica e biomassa e surge inclusive o aproveitamento de resíduos urbanos para geração As premissas gerais consideradas foram Aumento da eletrificação Continuidade da expansão do gás natural e em substituição ao óleo combustível principalmente na indústria Maior penetração dos combustíveis líquidos renováveis etanol e biodiesel em substituição a de rivados do petróleo usados principalmente nos setores agropecuário e de transportes Crescimento do uso do carvão mineral como reflexo principalmente da expansão do setor side rúrgico Crescimento residual da lenha e do carvão vegetal como evidência do virtual esgotamento do processo de substituição ocorrido no final do século passado e limitado aos usos cativos e controlados desses energéticos respectivamente Nessas condições em 2030 os derivados do petróleo devem permanecer na liderança da matriz do consumo final de energia ainda que sua participação caia para algo entre 34 e 36 dependendo do cenário lembrando que uma parcela do diesel será oriunda do processamento de óleos vegetais Hbio A eletricidade consolidase como segunda forma de energia mais utilizada com sua participação elevando se para a faixa de 22 a 24 Produtos da cana também ganham participação em razão do crescimento do etanol para 14 e o gás natural tende a responder por aproximadamente 8 do consumo final de energia O biodiesel dependendo do cenário surge com participação de 15 a 40 do total A Figura 411 apresenta a repartição do consumo final de energia por fonte para o Cenário B1 Tabela 410 Projeções do Consumo Final de Energia em milhares de tep 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 Cenário B1 165044 206149 288663 402821 36 Derivados do petróleo 66875 81784 107054 144913 31 Eletricidade 31103 40346 58618 85325 41 Produtos da cana 20046 25087 39240 60289 45 Gás natural 9411 13756 22259 32645 51 Carvão mineral 9938 14338 22850 26349 40 Lenha e carvão vegetal 22367 22792 22811 25174 05 Biodiesel1 2115 6558 15415 104 Outros 5304 5932 9274 12711 36 Notas 1 Não se Inclui o Consumo do Setor Energético nem o Consumo NãoEnergético Portanto a Comparação com as Tabelas Anteriores Não é Direta 2 Taxa de crescimento com base no período 20102030 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 103 Tabela 411 Detalhamento do Consumo de Derivados de Petróleo no Cenário B1 em mil m3 Derivado 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 Óleo diesel 40421 51243 69087 97876 36 Gasolina 17712 19580 26229 42190 35 GLP 11655 13866 19227 24888 31 Óleo combustível 7581 8079 8225 9112 07 Querosene 3165 3868 6227 9902 47 TOTAL 80534 96636 128995 183968 34 Figura 44 Evolução da Participação das Fontes no Consumo Final de Energia no Cenário B1 em MATRIZ ENERGETICA 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2005 2010 2020 2030 405 00 188 121 136 derivados petróleo lenha e cveg 389 18 196 122 111 eletricidade 351 42 203 136 79 gás natural outras 340 212 150 62 58 prod cana carvão min Hbio e biod n 43 Consumo Final Energético por Setores O consumo final energético total é fortemente baseado no setor Industrial e no de Transportes Con tudo as possibilidades de substituição são diferentes De modo geral em todos os setores a demanda de eletricidade é significativa Em setores como o comercial e público há penetração de gás no horizonte enquanto que no setor agropecuário há uma manutenção desta participação O setor Industrial é o que apresenta a maior diversidade de usos de energético Refletindo o ritmo de crescimento da atividade agropecuária no país em todos os cenários a expansão do consumo de energia nesse setor também é maior ou igual à média geral do país A despeito do uso mais eficiente de energia esse acelerado crescimento da demanda se justifica pela crescente mecanização da lavoura e maior disseminação da eletricidade para irrigação Destaquese também que o consumo do setor residencial apresenta taxas de crescimento inferiores à média nacional embora haja expansão da renda per capita Esse comportamento pode ser atribuído ao aumento da eficiência no uso da energia em especial à maior penetração de equipamentos elétricos e à Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 104 substituição de insumos menos eficientes como lenha no setor que compensam a ampliação do número de equipamentos consumidores nas residências Na Tabela abaixo é apresentado a dinâmica de Estrutura de Consumo Final Energético dos setores de 2005 até 2030 Tabela 412 Consumo Energético Final por Fontes e Setores em milhões de tep Cenário B1 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 TOTAL 165044 206149 288663 402821 36 Agropecuário 8358 10456 14997 21356 38 Diesel de petróleo 4734 5699 6315 6000 10 Hbiobiodiesel 0 833 3871 9000 126 Eletricidade 1349 1520 2083 3137 34 Lenha 2178 2250 2482 2893 11 Outros 96 154 246 326 50 Comercialpúblico 8904 11165 16430 26955 45 Eletricidade 7415 9228 13492 23010 46 Outros 1489 1937 2938 3945 40 Transportes 52459 65898 92655 139119 40 Diesel de petróleo 25804 30049 35317 47050 24 Hbiobiodiesel 0 2798 8128 13948 84 Álcool 6963 9616 16751 27555 57 Gasolina 13595 15012 20130 32452 35 Gás natural 1711 2843 4347 6202 53 Querosene aviação 2553 3058 4968 7983 47 Outros 1832 2522 3014 3929 31 Industrial 73496 94791 135358 174930 35 Derivados de petróleo 11577 13753 18719 24662 31 Gás natural 7224 10157 16668 24392 50 Carvão mineral e derivados 10992 15767 23442 28487 39 Biomassa 43704 55114 76529 97389 33 Residencial 21827 23839 29223 40461 25 Eletricidade 7155 9056 14296 24385 50 Lenha 8235 7393 4800 4890 21 Gás liquefeito de petróleo 5713 6776 9405 10277 24 Outros 725 614 722 909 09 Não energético 13222 17179 21206 29248 32 Gás natural 747 952 2717 3884 68 Nafta 7277 9422 9939 13040 24 Álcool 358 461 509 684 26 Derivados petróleo 4840 6343 8040 11640 36 Setor energético 17643 23114 43178 51290 44 Gás natural 3252 5692 10314 14552 62 Eletetricidade 1164 1514 2181 3363 43 Bagaço 8064 10630 23887 25307 47 Outros 5163 5279 6796 8068 18 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 105 Tabela 413 Participação das Fontes nos Consumos Energéticos Finais dos Setores em Cenário B1 2005 2010 2020 2030 Agropecuário 1000 1000 1000 1000 Diesel de petróleo 566 545 421 281 Hbiobiodiesel 00 80 258 421 Eletricidade 161 145 139 147 Lenha 261 215 165 135 Outros 12 15 16 15 ComercialPúblico 1000 1000 1000 1000 Eletricidade 833 827 821 854 Outros 167 173 179 146 Transportes 1000 1000 1000 1000 Diesel de petróleo 492 456 381 338 Hbiobiodiesel 00 42 88 100 Álcool 133 146 181 198 Gasolina 259 228 217 233 Gás natural 33 43 47 45 Querosene aviação 49 46 54 57 Outros 35 38 33 28 Industrial 1000 1000 1000 1000 Derivados de petróleo 158 145 138 141 Gás natural 98 107 123 139 Carvão mineral e derivados 150 166 173 163 Biomassa 595 581 565 557 Residencial 1000 1000 1000 1000 Eletricidade 328 380 489 603 Lenha 377 310 164 121 Gás liquefeito de petróleo 262 284 322 254 Outros 33 26 25 22 Não Energético Gás natural Nafta 1000 1000 1000 1000 Álcool 56 55 128 133 Derivados petróleo 550 548 469 446 Setor Energético 27 27 24 23 Gás natural 366 369 379 398 Eletetricidade 1000 1000 1000 1000 Bagaço 184 246 239 284 Outros 66 66 51 66 Setor Residencial Com relação ao uso residencial da energia é possível distinguir dois aspectos prin cipais a simplicidade de seus usos finais e a demanda específica que é requisitada por cada equipamento doméstico com sua determinada função o que acaba por formar consumos cativos de energia final Neste setor a energia é utilizada basicamente com as seguintes finalidades cocção de alimentos aquecimento de água iluminação condicionamento ambiental conservação de alimentos lazer e serviços gerais O GLP tem uma importância social muito grande Este energético é distribuído em todo o país e mais de 80 de seu consumo se verifica no setor residencial A substituição do GLP pelo gás natural é limitada às Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 106 áreas urbanas onde há infraestrutura de canalização de gás que são muito reduzidas em número Assim a demanda deverá seguir crescendo acompanhando o aumento demográfico e o número de domicílios Com respeito à Lenha observase que o percentual de domicílios com fogão a lenha e o consumo es pecífico de lenha por domicílio juntamente com uma estimativa para a evolução do número de habitantes por domicílio rural e para a evolução do número de domicílios localizados em áreas rurais por classes de renda para o horizonte de análise bem como a disponibilidade de GLP e Gás Natural são determinantes para conhecermos o agregado final Abaixo são exibidos os indicadores de energia do setor residencial Tabela 414 Consumo Final Energético do Setor Residencial Unid 2005 2010 2020 2030 Consumo final de energia A 103 tep 21827 23839 29223 40461 Consumo final para cocção1 B 103 tep 14672 14783 14927 16076 Consumo final de eletricidade C TWh 8327 1054 1664 2838 População D 106 hab 184 198 220 239 Indicadores de consumo per capita A D tephab 0118 0120 0132 0169 B D tephab 0079 0074 0067 0067 C D MWhhab 0452 0531 077 1193 Nota 1 Inclui GLP gás canalizado inclusive gás natural lenha e carvão vegetal Setor Agropecuário A participação estimada deste setor no PIB total alcança 88 de participação em 2030 a partir dos atuais 84 2005 A participação do setor agropecuário no consumo final total de energia inclusive setor energético e usos nãoenergéticos no país em 2030 é de cerca de 46 resultado das taxas de crescimento do setor agropecuário brasileiro no PIB bem como do cenário de modernização estimado para a atividade O setor agropecuário se mostra grande demandante de óleo diesel atrás apenas do setor de trans portes e a estimativa é de elevação desta participação como pode ser visto na Tabela 412 ademais se preconiza uma forte penetração de biodiesel neste setor Setor de Transportes O consumo energético do setor de transportes não apresenta quebra estrutural de tendência até 2030 elevando suavemente a participação no consumo final total de 268 em 2005 para 288 em 2030 No setor de transportes o crescimento da demanda se explica pela posse de veículos de passeio maior em cenários de maior crescimento econômico onde a renda per capita da população e o acesso ao crédito é mais facilitado Observese que não se considerou alteração estrutural relevante nos modais de transporte Políticas públicas no sentido de incentivar o transporte ferroviário ou aquaviário poderiam resultar em menor expansão relativa da demanda de energia no setor pela maior eficiência desses modais por toneladaquilômetro de carga transportada Consumo de Bioenergia e Derivados de Petróleo no Setor de Transportes O setor de transportes se constitui no principal demandante de óleo diesel no país tendo respondido em 2004 por mais de 77 da demanda total deste energético É importante frisar que estes números se referem à demanda por óleo diesel potencial e que a fração desta demanda atendida por óleo oriundo do refino de petróleo HBio e Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 107 biodiesel dependerá do cenário econômico considerado A tendência é de queda da participação do setor no consumo total de óleo diesel motivado pelo crescimento relativo do setor agropecuário bem como pela leve redução do modal rodoviário no transporte de cargas no país O consumo de etanol e gasolina para fins energéticos ocorre exclusivamente devido ao setor de transportes brasileiro tendo papel rele vante na demanda total deste setor De fato em 2005 o consumo de etanol e gasolina respondeu por 133 e 259 da demanda total de energia deste setor respectivamente Consumo de Gás Natural e Combustíveis Residuais no Setor de Transportes O consumo de gás natural no setor de transportes apresenta de maneira geral crescimento acima da taxa de crescimento do PIB No que tange ao consumo de combustíveis residuais no setor de transportes este inclui unicamente a demanda por óleo combustível cuja participação deste setor na demanda total se mostra declinante Setor Industrial Como já ressaltado esperase uma perda da participação relativa da indústria no PIB brasileiro em todos os cenários no horizonte estudados com conseqüente a redução da participação relativa do setor industrial no consumo total de energia por cenário Isto pode ser explicado dado o aumento da renda per capita da população e em função do aumento da produtividade industrial impli cando na alteração do perfil de consumo sendo este resultado independente da perda da participação dos grandes consumidores de energia no PIB industrial no horizonte de estudo Admitese uma penetração do gás natural como substituto de outras fontes energéticas óleo com bustível GLP e lenha Restrições de disponibilidade de gás natural levam a uma expansão da capacidade de autoprodução em ritmo menos acelerado Entre os grandes consumidores industriais de energia vale destacar as premissas relacionadas a dois segmentos no caso de alimentos e bebidas continuase o aproveitamento de biomassa adicional e a produção de etanol lignocelulósico mas as participações relativas de óleo combustível e lenha são reduzidas até um patamar residual ao final do horizonte Considerandose que a expansão da atividade sucroalcooleira é intensa a participação do bagaço cresce ligeiramente reproduzindo a tendência ob servada nos últimos dez anos Já no segmento de ferrogusa e aço admitiuse que a taxa de utilização de sucata ao final do horizonte deste estudo 2030 atinge até 2030 a atual média mundial de 34 em consonância com a difusão tecnológica inerente a esta indústria e também ao sucesso parcial da presença de práticas de reciclagem e conservação de energia Eletricidade no Setor Industrial A indústria brasileira respondeu por quase 50 do consumo total de eletricidade em 2004 Embora partindo desta significativa participação no consumo total de eletri cidade no país a já aludida redução da participação da indústria no PIB do país em cenários de maior crescimento econômico resulta em tendência de redução no horizonte de estudo Gás Natural no Setor Industrial Em termos de demanda de gás natural nãotermelétrico a estima tiva no longo prazo é a manutenção da importância do setor industrial na demanda deste energético Ainda o aumento do consumo de gás natural na indústria ocorre principalmente no segmento classificado como demais indústrias Especificamente no caso da indústria química podese apontar a penetração do gás natural para unida des de cogeração deslocando o uso térmico e portanto outros energéticos como o óleo combustível Derivados de Petróleo no Setor Industrial A demanda por derivados de petróleo no setor industrial tem participação bastante reduzida na demanda total de energia do país aumentando em relação ao ano Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 108 base A expansão deste consumo se deve a segmentos industriais tais como mineração e pelotização química e outras indústrias cuja expansão é capitaneada pela exportação de commodities expansão da demanda de bens intermediários na economia bem como a expansão de segmentos industriais que produzem itens de maior valor agregado respectivamente Outros Energéticos na Indústria No que tange ao consumo de carvão mineral e seus derivados devese destacar que o setor industrial é responsável por 100 da demanda total nãoenergética e fun damentalmente ocorre na indústria siderúrgica Assim esta demanda dependerá do desempenho desta indústria em cada cenário nacional Em relação ao consumo de lenha e carvão vegetal por sua vez em todos os cenários o crescimento se encontra abaixo daquele observada para o consumo de energia total Apesar disto a retração do consumo destes energéticos no setor residencial é mais intensa de modo que ao final o consumo total deste agrupamento devido ao setor industrial aumenta Finalmente o consumo de combustíveis residuais se concentra principalmente no setor industrial pela natureza da disponibilidade destes energéticos cuja oferta advém de processos industriais tais como a produção de celulose açúcar e álcool e processos químicos Também é na indústria que se concentra o consumo de óleo combustível contribuindo para este perfil de consumo de energia Setor Comercial e Público Na matriz de consumo de energia nos setores comercial e público a eletricidade respondeu por 833 em 2005 aumentando a participação no longo prazo Em cenários de maior crescimento econômico este ganho de participação seria menor devido ao maior crescimento relativo do gás natural que entra deslocando o óleo combustível e a lenha Lenha e Carvão Vegetal no Setor Comercial e Público O consumo de lenha e de carvão vegetal pelo Setor de Serviços no Brasil tem se reduzindo de forma notória ao longo das ultimas decadas Basicamente este processo é fruto de todo um processo de modernização vigente neste setor da economia nacional Tal processo se traduz principalmente pela substituição mais intensa de fontes de energia menos nobres no caso lenha e carvão vegetal por outras mais nobres sob o ponto de vista de rendimento energético e considerando questões ambientais ou seja levandose em conta as práticas vigentes no país de coleta não sustentável de lenha Nesse contexto o que se observa é que o gás natural e a eletricidade vêm deslocando o consumo de lenha e de carvão vegetal no Setor de Serviços do País Há de se considerar no entanto que sempre haverá um consumo marginal de lenha eou de carvão vegetal em determinados subsetores do Setor de Serviços Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 109 5 Expansão da Oferta de Energia n 51 Analise Global Entre 1970 e 1980 a demanda total de energia Oferta Interna de Energia aumenta 715 entre 1980 e 1990 237 entre 1990 e 2000 343 e entre 2000 e 2005 148 Esta demanda passou de 669 milhões de tep em 1970 até 2187 milhões de tep em 2005 tendo como destaque uma participação expressiva das fontes renováveis de energia que se mantém acima dos 40 ao longo do horizonte dos Estudos Tabela 51 Evolução da Oferta Interna de Energia em milhões de tep Identificação 1970 1980 1990 2000 2005 Energia não renovável 27858 62387 72298 112376 121350 Petróleo e derivados 25251 55393 57749 86743 84553 Gás natural 170 1092 4337 10256 20526 Carvão mineral e derivados 2437 5902 9615 13571 13721 Urânio U3O8 e derivados 0 0 598 1806 2549 Energia renovável 39088 52373 69702 78239 97314 Hidráulica e eletricidade 3420 11063 20051 29980 32379 Lenha e carvão vegetal 31852 31083 28537 23060 28468 Derivados da canadeaçúcar 3593 9217 18988 20761 30147 Outras renováveis 223 1010 2126 4439 6320 TOTAL 66945 114761 142000 190615 218663 Fonte BEN MMEEPE 2006 Tabela 52 Evolução da Participação da Oferta Interna de Energia em Identificação 1970 1980 1990 2000 2005 Energia não renovável 4161 5436 5091 5895 5549 Petróleo e derivados 3771 4826 4066 4550 3866 Gás natural 025 095 305 538 938 Carvão mineral e derivados 364 514 677 711 627 Urânio u3o8 e derivados 0 0 042 094 116 Energia renovável 5838 4563 4908 4104 4450 Hidráulica e eletricidade 510 964 1412 1572 1480 Lenha e carvão vegetal 4757 2708 2009 1209 1301 Derivados da canadeaçúcar 536 803 1337 1089 1378 Outras renováveis 033 088 149 232 289 TOTAL 100 100 100 100 100 Fonte BEN MMEEPE 2006 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 110 A partir de meados da primeira década deste novo milênio o crescimento da economia média ao ano de 41 previsto no cenário econômico B1 impulsiona o forte crescimento do consumo de energia Entre 2005 e 2030 a oferta interna de energia aumenta 154 a uma taxa média anual de 38 abaixo da taxa média do PIB o que é recomendável na medida em que significa uma expansão econômica racional com respeito ao uso dos recursos energéticos Box Definições Oferta Interna de Energia é a quantidade de energia que se coloca à disposição para ser transformada distribuída eou para consumo final Energia Primária Produtos energéticos providos pela natureza na sua forma di reta como petróleo gás natural carvão mineral vapor e metalúrgico urãnio U3O8 energia hidráulica lenha produtos da cana melaço caldo de cana bagaço e palha e outras fontes primárias resíduos vegetais e animais resíduos industriais resíduos urba nos energia solar eólica etc utilizados na geração de energia elétrica vapor e calor Energia Secundária Produtos energéticos resultantes dos diferentes centros de transformação que têm como destino os diversos setores de consumo e eventu almente outro centro de transformação São fontes de energia secundária o óleo diesel óleo combustível gasolina automotiva e de aviação GLP nafta querosene iluminante e de aviação gás de cidade e de coqueria coque de carvão mineral urânio contido no UO2 dos elementos combustíveis eletricidade carvão vegetal etanol e outras secundárias de petróleo gás de refinaria coque e outros produtos nãoenergéticos do petróleo derivados de petróleo que mesmo tendo significativo conteúdo energético são utilizados para outros fins graxas lubrificantes parafi nas asfaltos solventes e outros e alcatrão alcatrão obtido na transformação do carvão metalúrgico em coque Produção é a energia primária que se obtém de recursos minerais vegetais ani mais biogás hídricos reservatórios geotérmicos sol vento marés Importação exportação é a quantidade de energia primária e secundária que entra sai no do país e constitui parte da Oferta da Demanda no balanço energético Reinjeção é a quantidade de gás natural que é reinjetada nos poços de petróleo para melhor recuperação desse hidrocarboneto Centros de Transformação são as unidades ou instalações onde as energias primária e secundária são transformadas em outras formas de energia secundária São centros de transformação refinarias de petróleo plantas de gás natural usinas de ga seificação coquerias instalações do ciclo do combustível nuclear centrais elétricas carvoarias e destilarias Outras transformações incluem efluentes produtos energéti cos produzidos pela indústria química quando do processamento da nafta e de outros produtos nãoenergéticos de petróleo Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 111 Perdas na Distribuição e Armazenagem são as perdas de energia ocorridas durante as atividades de produção transporte distribuição e armazenamento de ener gia Como exemplos podem ser destacadas perdas em gasodutos oleodutos linhas de transmissão de eletricidade redes de distribuição elétrica Não se incluem nesta definição as perdas nos Centros de Transformação Intensidade Energética É a relação entre a energia oferta interna de energia consumo final e etc de um país o Produto Interno Bruto seja em moeda corrente seja em PPP sigla de Paridade de Poder de Compra Revela o uso economicamente eficiente se baixa da energia para a produção de uma unidade de PIB A Paridade de Poder de Compra Power Parity Purchase é uma equivalência de cesta de produtos É importante na medida em que muitos dos produtos que compõem a cesta de um con sumidor são em realidade nãotransacionáveis internacionalmente e portanto esta comparação pode ser mais correta Em 194050 para uma população de cerca de 41 milhões de habitantes dos quais 69 se concentra vam no meio rural a demanda total de energia primária era de apenas 24 milhões de tep Trinta anos depois em 1970 para uma população de mais de 93 milhões de habitantes a demanda já alcançava cerca de 70 milhões de tep 28 vezes mais Outros trinta anos transcorreram no ano 2000 a população quase dobrou alcançando a marca dos 171 milhões enquanto a demanda de energia se elevou a 200 milhões de tep ou seja um crescimento de cerca de 29 vezes Tabela 53 Histórico da Oferta Interna de Energia e Indicadores Selecionados Especificação Unidade 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 Oferta Int EnergiaOIE 106 tep 669 914 1148 1310 1420 1630 1906 2187 Prod Interno BrutoPIB 109 US 2056 3322 4706 5014 5502 6400 7146 7963 População ResidentePOP 106 hab 931 1073 1216 1342 1466 1589 1713 1842 OIEPIB tep10³US 0326 0275 0244 0261 0258 0255 0267 0275 OIEPOP tephab 0719 0852 0944 0976 0969 1026 1113 1187 Em relação a outros países o Brasil ainda demonstra por um lado a predominância de uma matriz ener gética limpa e por outro uma intensidade energética alta em relação aos paises desenvolvidos significan do um uso ineficiente da energia mesmo apresentando um baixo acesso à energia De fato a intensidade energética em 2004 em dolar dos países associados da Agencia Internacional de Energia AIE foi 39 inferior à do Brasil enquanto que a sua Oferta Interna de Energia per Capita desses países foi quase cinco vezes superior Sendo a Oferta Interna de Energia por PIB em PPP no entanto mais satisfatória Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 112 Tabela 54 Quadro Comparativo Internacional valores de 2004 Paises AIE Total Mundo América Latina China Brasil Indicadores socioeco nômicos OIEPopulação tepper capita 515 177 11 125 111 OIEPIB tepmil 2000 US 019 032 032 085 031 OIEPIB PPPtepmil 2000 US PPP 019 021 016 023 015 Consumo de Eletricidade População kWhper capita 9049 2516 1645 1607 1955 Indicadores Ambientais CO2OIE t CO2tep 233 237 187 293 158 CO2População t CO2per capita 1201 418 205 366 176 CO2PIB kg CO22000 US 045 076 059 25 049 CO2PIB PPPkg CO22000 US 044 051 029 066 023 Fonte AIE n 52 Expansão da Oferta de Petróleo n 521 Cenário Internacional de Oferta de Petróleo Segundo o International Energy Outlook 2006 no caso de referência a demanda por petróleo crescerá de 80 milhões de barris por dia em 2003 para 98 milhões em 2015 e 118 milhões barris de petróleo por dia Bpd em 2030 a despeito do preço do petróleo crescer no mesmo cenário e período cerca de 25 Muito deste consumo provirá dos países asiáticos fora da OCDE onde há um forte crescimento prognos ticado perfazendo cerca de 40 do consumo total Neste quadro a oferta deverá ser incrementada de 38 milhões Bpd no período Tais estimativas de acréscimo são baseadas nas reservas provadas e avaliações da USGS de cada país Tabela 55 Produção Segundo o IEO 2006 para Cenários de Preço do Petróleo Alto Baixo e de Referencia em milhões de barris por dia Milhões Bpd 2010 Baixo 2010 Alto 2010 Ref 2020 Baixo 2020 Alto 2020 Ref 2030 Baixo 2030 Alto 2030 Ref Total Golfo Pérsico 2830 2500 2830 3270 2270 3110 4060 2550 3680 Total Outros OPEP 1190 1060 1160 1380 1030 1280 1480 1120 1390 Total OPEP 4010 3560 3990 4650 3310 4390 5540 3670 5070 Total OCDE 2420 2410 2430 2630 2600 2550 2620 2680 2610 Brasil 300 300 270 410 390 390 500 400 450 Total NãoOPEP 3100 3010 3000 4120 3900 3820 5120 4420 4650 Total NãoOPEP 5520 5420 5440 6750 6500 6370 7740 7100 7260 Total Mundo 9530 8980 9430 11400 9800 10760 13280 10770 12330 Fonte IEO Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 113 Figura 51 Evolução da Produção de Petróleo no Mundo no Horizonte de 2030 pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos no Caso de Referência em milhões de barris por dia MATRIZ ENERGETICA 1990 2003 2010 2015 2020 2025 2030 Milhões de bpd Milhões de bpd Brasil Total Golfo Persico Total Outros OPEP Total OCDE Total NãoOCDE Brasil 00 200 400 600 800 1000 1200 1400 00 05 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Fonte IEO Não se espera que ocorram fortes investimentos na exploração dai o preço do petróleo manterse em níveis elevados contudo não se nota neste documento alguma restrição de produção física n 522 Cenário Nacional de Oferta de Petróleo A partir de estimativas de acompanhamento e do melhor conhecimento geofísico informado pelos players do mercado podese adicionar uma reserva especulativa de modo a consubstanciar uma oferta futura que reflita o fato do enorme potencial para pesquisa remanescente Com respeito às previsões de produção de petróleo e gás natural do Brasil no médio prazo estas são compostas de 3 parcelas 1 a proveniente de contratos de concessão na fase de produção ou seja dos campos de petróleo 2 das áreas com descobertas em avaliação 3 das áreas concedidas e ainda sem descobertas No primeiro caso a previsão de produção é a que tem maior peso e maior probabilidade de realização maior que 90 Ela é decorrente dos compromissos assumidos entre a ANP e o concessionário e de minuciosos projetos de produção e é a parcela mais representativa da previsão de produção No segundo e terceiro casos as previsões de produção são estimativas baseada no conhecimento geológico da área A previsão de produção proveniente das áreas em avaliação tem maior chance de ocorrer pois é decorrente de áreas mais conhecidas Reservas Especulativas Além do dito com respeito ao médio prazo em qualquer previsão de disponi bilidade futura de longo prazo há por certo um maior grau de incerteza mas ainda assim fazse mister incorporaremse reservas ditas especulativas sem o que o exercício de cenarização é incompleto As estimativas de reservas especulativas podem ser construídas a partir do US Geological Survey USGS 2006 o qual avalia o potencial de recursos petrolíferos e de gás natural ainda não descobertos no mundo Estas estimativas são segmentadas segundo um critério de probabilidade de que as reservas Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 114 restantes se encontrem dentro dos valores estimados pelo USGS Um problema suplementar e muito mais difícil é a determinação do mix de petróleo que se espera A definição de tal mix compromete parcialmente a expansão de refino ótima subseqüente No que segue assumimos que se dará a preponderância de petróleo pesado e leve na proporção de 80 para 20 res pectivamente hipótese simplificadora que deve ser sempre revista Esta assunção não é trivial dado que a dinâmica das descobertas é imprevisível e mais critica na me dida em que um perfil de refinaria não é muito flexível ao longo de seu tempo de existência Somese a isso o fato de que atualmente há um declínio dessa proporção em favor da produção de hidrocarbonetos leves Assim posto há a crença subjacente de que esta reversão é temporária A estimativa é apresentada na Tabela abaixo Tabela 56 Estimativa de Recursos Totais Nãodescobertos de Petróleo em milhões de barris Bacia Sedimentar F95 F50 F5 Campos 3441 14235 36478 Santos 4117 21963 46265 Pelotas 0 2421 6824 Foz do Amazonas 0 0 0 SergipeAlagoas 197 1271 3527 Espírito Santo 305 2338 7735 Total Terrestre 18 57 119 Total Marítimo 8042 42177 100728 TOTAL 8060 42234 100848 Ressaltese que os valores nessa Tabela referemse a recursos ainda não descobertos Se convertidos em reservas constituirão portanto volumes adicionais àqueles já conhecidos Assim admitindose a hipótese de que os recursos estimados com 95 de probabilidade de sucesso F95 convertamse todos em reservas e considerando que as reservas provadas brasileiras de petróleo estão avaliadas em 112 bilhões de barris 2004 podese estimar que as reservas nacionais possam crescer para 193 bilhões de barris Ainda conforme as perspectivas do USGS a estimativa de recursos brasileiros ainda não desco bertos de petróleo em termos de mediana F50 situase em torno de 422 bilhões de barris cerca de quatro vezes a reserva provada de 2004 Oferta de Petróleo A produção de petróleo atinge 296 milhões de barris por dia em 2030 como reflexo da política continuada de investimento em exploração e produção A produção de derivados de petróleo atinge 1465 milhões de tep ou o equivalente a 281 milhões de barris por dia em razão da expansão da capacidade de refino necessária para atender à demanda doméstica Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 115 Tabela 57 Disponibilidade de Oferta de Petróleo no Brasil em milhões de barris por dia 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Produção Mbarrisdia 1713 227 296 296 296 296 Exploração de Reservas provadasMbarrisdia 1713 226 26 177 083 022 Desenvolvimento recursos não descobertosMbarrisdia 001 036 045 025 008 Desenvolvimento recursos nãodescober tos F95Mbarrisdia 074 138 088 Nota Inclui apenas até a 7º rodada Figura 52 Produção Acumulada Prospectiva milhões de barris de petróleo por dia MATRIZ ENERGETICA 00 05 10 15 20 25 30 35 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Desenv recursos nãodescobertos 10 F50 Desenv recursos nãodescobertos F95 Desenv recursos nãodescobertos considerando blocos licitados até 7a rodada Exploração reservas provadas Produção Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 116 n 53 Expansão da Oferta de Gás Natural n 531 Oferta Prospectiva de Gás Natural Em 2005 a oferta interna total de gás natural no Brasil foi de 731 Mm3dia10 sendo 485 Mm3dia oriundos de produção nacional e 247 Mm3dia de importações da Bolívia e da Argentina ANP 2006 Cabe destacar que da produção doméstica uma parcela importante quase 22 Mm3dia tem destinação a usos como reinjeção em poços produtores de petróleo consumo próprio em instalações de produção eou queimaperdas deste gás natural Assim a disponibilidade de gás para o consumo final nesse ano foi de 514 Mm3dia 267 milhões dos quais correspondentes à parcela da produção doméstica entregue ao consumo final As perspectivas de maior oferta futura de gás natural no Brasil localizamse no Espírito Santo na Bacia de Campos e principalmente na Bacia de Santos Com relação às reservas da Bacia de Santos em especial embora os estudos ainda não estejam concluídos as condições de reservatório a profundidade dos poços e os desafios tecnológicos permitem prever um cenário de custos de desenvolvimento rela tivamente altos No que tange à disponibilidade futura de gás natural no Brasil uma referência é dada pela US Geological Survey USGS cujos dados embora pouco precisos serão utilizados na ausência de uma melhor estimativa Tabela 58 Estimativa de Recursos Totais não Descobertos em bilhões de m3 Foz do Amazonas 2160 7868 16446 8450 SergipeAlagoas 387 1983 5638 2360 Espírito Santo 1051 7753 25083 9709 Campos 1060 4673 13215 5576 Santos 4984 21072 46342 22808 Pelotas 00 5562 15799 6458 TOTAL 9642 48913 122523 55361 Ressaltese que os valores indicados nessa Tabela referemse a recursos ainda não descobertos Se convertidos em reservas constituirão portanto volumes adicionais àqueles já conhecidos Assim admi tindose a hipótese básica de que os recursos estimados com 95 de probabilidade F95 convertamse todos em reservas e considerando que as reservas brasileiras atuais de gás natural são de 326 bilhões de m3 ANP 2005 podese avaliar que as reservas nacionais possam crescer para 129 trilhões de m3 Para efeito da avaliação da expectativa de produção de gás natural no longo prazo até 2030 convém dividir o horizonte em três períodos Um primeiro até 2011 no qual estão presentes os condicionantes de curto prazo que limitam a capacidade de produção 10 Mm3 milhões de m3 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 117 Um segundo período entre 2012 e 2016 para o qual a referência básica são os estudos do Plano Decenal de Energia 20072016 Um terceiro após 2016 para o qual é admissível formular hipóteses mais livres para a evolução da produção Para o primeiro período a principal referência é o Plano de Negócios 20072011 recentemente divulgado pela Petrobrás que prevê a entrega de 71 milhões de m3dia até 2011 o que significa uma produção de cerca de 90 milhões de m3dia Na construção de um cenário plausível para o segundo período consideraramse como determinantes os resultados dos leilões de áreas de exploração e produção de petróleo e gás realizados pela ANP e especificamente as características geológicas das áreas arrematadas e o tempo requerido para que os campos associados entrem em fase de produção Nesse período embora a produção dos campos desco bertos até 2005 deva ainda responder pela maior parte da produção nacional a participação esperada de novas descobertas nos blocos licitados deve chegar aos 35 Para o terceiro período além dos campos descobertos até 2005 e daqueles previstos serem descober tos nos blocos exploratórios licitados até a sétima rodada considerouse a possibilidade de recursos não descobertos em áreas ainda não licitadas Nessas condições considerandose ainda as necessidades de reinjeção consumo próprio das instala ções de exploração e produção queima e perdas podese estimar a evolução da curva de produção con forme indicado na Figura 53 Observese que a hipótese é de quintuplicar a produção atual de gás 485 milhões de m3dia em 2005 até 2025 atingindose o valor de 2517 milhões de m3dia Considerandose uma razão reservaprodução de 18 anos11 temse que as projeções realizadas significam utilização das atuais reservas provadas das reservas com 95 de probabilidade F95 e de uma parcela das reservas com 50 de probabilidade F50 De fato de acordo com as hipóteses de cálculo admitidas a produção acumulada entre 2005 e 2030 é de 1430 bilhões de m3 Em adição o acréscimo nas reservas é de 1344 bilhões de m3 Somados esses valores montam a 2774 bilhões de m3 volume que corresponde às reservas provadas aos recursos ainda não descobertos com 95 de probabilidade e a menos de 40 dos recursos ainda não descobertos com 50 de probabilidade F50 11 Em 2005 a razão RP foi de 173 anos dada a produção de 485 milhões de m3dia e reservas provadas de 306 bilhões de m3 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 118 Figura 53 Cenário para a Produção Doméstica de Gás Natural em millhões de m3 por dia MATRIZ ENERGETICA Desenv recursos não descobertos 5 F50 Desenv recursos não descobertos F95 Desenv recursos não descobertos Plano Decenal Desenv reservas provadas Produção 0 50 100 150 200 250 300 2005 2010 2015 2020 2025 2030 reinjeção consumo próprio eou queimaperdas Tabela 59 Projeção das Reservas e da Produção Nacionais de Gás Natural Ano Produção1 milhões m3dia Reservas bilhões de m3 RP anos 2005 4852 306 173 2010 8963 631 193 2020 1690 1110 180 2030 2517 1650 180 Acumulado4 14300 Nota 1 inclui parcela para consumo próprio queima e reinjeção 2 valor verificado 3 estimado a partir da previsão de entrega de gás 71 milhões de m3dia do Plano de Negócios 20072011 da Petrobras 4 em bilhões de m3 no período 20052030 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 119 n 532 Oferta Prospectiva de Gás Natural Liquefeito no Mercado Internacional Box Gás Natural Liquefeito GNL Características do GNL O Gás Natural GNL consiste quase inteiramente de metano CH4 o hidrocarboneto mais simples Tipicamente GN é composto de 85 até 95 de metano e poucos per centos de etano e algum propano e butano e traços de nitrogênio A exata composição varia de acordo com a fonte Para a for mação do GNL o Gás Natural é resfriado 162 C o que reduz o volume em até 600 vezes Como resultado um navio de GNL provê em média cerca de 3 bilhões de pés cúbicos equivalente a 5 da demanda diária dos Estados Unidos ou 85 milhões de metros cúbicos ou cerca de 05 da produção nacional anual de gás natural de 2005 O GNL surgiu como uma solução para a monetização de reservas remotas de gás permitindo assim que mercados consumidores consumissem gás produzido a grandes distâncias através de seu transporte em navios metaneiros O GNL uma vez colocado em um terminal de regaseificação também pode ser movimentado em volumes menores via terrestre através de carretas criogênicas para locais não atendidos pela malha de gasodutos aumentando assim a sua utilização Regaiseficação Existem hoje no mercado dois tipos de regaseificação A regaseificação clássica onde os tanques criogênicos e os trocadores de calor da regaseificação são instalados em terra e a regaseificação offshore A escolha entre uma ou outra opção depende basicamente do prazo mínimo para o atendi mento do mercado e também da duração prevista para o terminal operar longo ou curto prazo Transporte O GNL é transportado por navios até os terminais de regaisefica ção existentes sendo então estocados ou enviados pelos dutos de distribuição Volume Em 2002 12 paises embarcaram 54 Tcf de gás natural em navios 113 milhões de toneladas de GNL para outros 12 paises importadores Dinâmica O crescimento deste mercado é função da demanda e declínio das reservas domésticas de gás natural hoje não há uma limitação até 2030 de oferta sendo a penas a infraestrutura o fator limitante Participação O GNL hoje responde por cerca de 6 do consumo mundial de gás e cerca de 30 do total de gás exportado em 2002 Embora haja contratos de curto prazo os contratos de longo prazo são a pratica mais habitual Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 120 Oferta Internacional de GNL Não há uma previsão confiável de oferta internacional de GNL em um horizonte tão longo que se possa balizarse até porque há a necessidade que se instale a infraestrutura apropriada Tudo o que é possível é compor um quadro de indícios Os volumes de comercialização do GNL estão previstos por consultorias aumentar cerca de 170 até 2020 significando uma enorme expansão deste mercado em um período relativamente pequeno de tempo O GNL está cada vez mais se transformando em uma commodity já podendo ser negociado no mercado spot Esta particularidade permite ao Brasil utilizar o GNL como um recurso suplementar para períodos de elevação temporária da demanda de gás natural ou ainda quando a infraestrutura de ga sodutos existente não permitir a movimentação entre áreas com disponibilidade excedente de oferta e áreas com demanda não atendida Esta situação poderá ocorrer quando for necessário que várias usinas termoelétricas despachem ao mesmo tempo por exemplo No horizonte de médio prazo a Petrobrás anunciou a instalação de dois terminais de regaseificação de GNL no país em Pecém no Estado do Ceará e na Baía de Guanabara no Estado do Rio de Janeiro Os mesmos estão inclusos como premissas no estudo referente à ampliação da infraestrutura Panorama Internacional Paises da Europa NãoOCDE Eurásia e Oriente Médio respondem por cerca de ¾ das reservas provadas de gás em 2006 mas em 2003 estas mesmas regiões respondiam por cerca de 40 da produção mundial A Rússia é hoje a maior produtora de gás do mundo como uma exportação liquida de 63 trilhões de pés cúbicos 02 trilhões de metros cúbicos toda esta exportação despachada por meio de gasodutos Do mesmo modo há planos de exportação a partir do oriente médio muito embora a produção seja utilizada prioritariamente para geração de energia elétrica Outros paises fora da OCDE são esperados aumentar a sua produção de gás natural Em particular a África permanece como um potencial a ser desenvolvido podendo aumentar a produção de Gás Natural em uma média de 49 ao ano até 2030 em média Uma quantidade apreciável desta produção que poderá ser exportada por meio de GNL a partir de paises como Argélia Nigéria Líbia e Egito A Ásia apesar de grande produtora também é forte demandante de gás sendo uma importadora líquida Na América do sul e Trinidad e Tobago continua a ofertar GNL havendo a possibilidade de que a Venezuela e Peru possam também a exportar GNL no futuro GNL é esperado tornarse uma importante fonte de oferta de energia no futuro Atualmente existem apenas doze paises exportadores de GNL no mundo mas esse número pode aumentar rapidamente com a entrada de novos players como a Rússia 2008 Noruega Guinébissau estão implantando os primeiros terminais de liquefação e o Peru o primeiro terminal de liquefação da América do Sul Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 121 Tabela 510 Movimentos de Comercio de Gás natural Liquefeito em 2005 em milhões de ton De Para USA Trinidad Tobago Oman Qatar UAE Argélia Egito Líbia Nigéria Austrália Brunei Indonésia Malásia Importação América do Norte Estados Unidos 1244 007 008 275 205 023 025 1787 Am Sul Central Rep Dominicana 025 025 Porto Rico 067 067 Europa Bélgica 008 290 298 França 008 750 105 420 1283 Grécia 046 046 Italia 250 250 Portugal 158 158 Espanha 050 165 456 031 519 353 087 500 008 016 2185 Turquia 385 103 488 Reino Unido 007 045 052 Asia India 008 580 016 604 Japão 184 125 835 675 008 1305 835 1900 1765 7632 Korea do Sul 593 831 008 030 116 080 751 636 3045 Taiwan 016 040 495 410 961 Exportação 184 1401 922 2710 714 2568 693 087 1204 1485 915 3146 2852 18881 Fonte BP 2006 O numero de paises que estão implantando a infraestrutura necessária para receber GNL também está au mentando China Canadá e México já possuem terminais de importação em construção enquanto a Alemanha Polônia Croácia Singapura e Chile são outros paises que consideram a construção de infraestrutura No âmbito regional a oferta incremental de gás natural no país poderia em tese ser suprida i Pela Venezuela país que detém as maiores reservas provadas desse energético na América do Sul e com o qual o governo brasileiro desenvolve estudos conjuntos para a construção de um gasoduto para interligar as reservas venezuelanas ao mercado brasileiro eou ii Pela ampliação do Gasbol Gasoduto BolíviaBrasil que hoje já opera com uma capacidade de 30 milhões de metros cúbicos diários Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 122 Assim na esfera sulamericana podese visualizar uma tendência de que a infraestrutura de oferta de gás para o Brasil a partir de países vizinhos ocorra majoritariamente através de gasodutos Entretanto isto não exclui a possibilidade de oferta de GNL a partir de países como Trinidad Tobago da própria Venezuela dependendo de avaliações específicas ou a partir da África especialmente a Nigéria No Brasil alguns gasodutos se encontram em construção como os de UrucuCoariManaus Campinas Rio de Janeiro SergipeAlagoas GASENE trecho MacaéVitóriaCacimbas ou em ampliação como o gasoduto RioBelo Horizonte O trecho Espírito SantoBahia ESBA do GASENE deverá ser iniciado em 2007 Na Figura 54 podemse visualizar as alternativas de suprimento de gás natural para o país Figura 54 Possibilidades de Suprimento de Gás Natural ao Brasil1 Notas 1 A representação da oferta GNL nessa figura é meramente indicativa e procura representar a possibilidade de importação em qualquer ponto do litoral brasileiro onde existirem condições de mercado e infraestrutura adequadas para tal BS Bacia de Santos BC Bacia de Campos GASENE Gasoduto SudesteNordeste GNL Gás Natural Liquefeito Fonte ANP n 54 Expansão da Oferta de Carvão Mineral De acordo dados do Balanço Energético Nacional as reservas atuais de Carvão são de aproximada mente 32 bilhões de toneladas desde 1985 tendo sido reavaliadas e recompiladas ao longo do período conforme Figura 55 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 123 Com relação ao carvão metalúrgico a produção nacional é pouco significativa e em 2003 quase a totalidade do seu consumo foi atendida a partir da importação oriunda primordialmente da Austrália 26 Estados Unidos 22 China 21 Canadá 9 e África do Sul 5 Essa importação deve continuar crescendo em razão da expansão da indústria metalúrgica no mundo e o forte crescimento econômico mundial A expectativa é de que esse quadro não se reverta no curto ou médio prazos o que significa que o País deverá gastar cada vez mais divisas para atender às suas necessidades de carvão coqueificável Figura 55 Evolução das Reservas de Carvão Mineral Nacional em bilhões de ton MATRIZ ENERGETICA Carvão vapor Carvão metalúrgico 35 30 25 20 15 10 5 0 1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 Fonte BEN MMEEPE 2005 Cenários de Oferta Possíveis É lícito supor que havendo aporte adequado de recursos financeiros o volume de reservas totais mas especialmente o de reservas medidas deva crescer no do horizonte de 20072030 Assim construíramse dois cenários que variam entre um mais conservador em que o potencial está limitado ao volume reconhecido como reserva medida até um mais otimista em que as reservas medi das crescem 40 no período Nessa hipótese as reservas medidas de carvão nacional de 67 bilhões de toneladas evoluiriam somente após 2015 para 92 bilhões de toneladas Em adição devido às carac terísticas do carvão nacional admitiuse que grande parte deste carvão seria destinada para a geração de energia elétrica Ademais considerouse que no horizonte pretendido não existem restrições relevantes quanto à disponibilidade de carvão sendo perfeitamente plausível admitir na formulação de alternativas para a expansão da oferta de energia elétrica a possibilidade de instalação de até 10000 MW em termelétricas a carvão nas regiões Nordeste e Sudeste Comercio Internacional O comércio internacional do carvão mineral é relativamente pequeno ape nas 16 da produção mundial é transacionada entre os países situação bem diferente do que acontece Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 124 com o petróleo para o qual o comércio internacional exportaçõesimportações corresponde a mais de 50 da produção Do volume de carvão mineral comercializado em 2004 755 milhões de toneladas 70 referiramse ao carvão vapor de uso principal na geração termelétrica Importa ressaltar que em 1995 essa proporção era de 40 Outro dado relevante é que mais de 90 da comercialização internacional do carvão se faz por via marítima A concentração de grandes exportadores e importadores na Ásia e na Oceania12 explica por que cerca de 60 desse volume navega pelo Pacífico De qualquer modo a quantidade comercializada pelo Atlântico segmento que eventualmente pode mais interessar ao Brasil na hipótese de importação de carvão é expressivo Aqui ainda que haja transações relevantes entre Austrália e Europa os atores principais são do lado exportador África do Sul e Colômbia e do lado importador Estados Unidos e Alemanha e Reino Unido A se considerar a alternativa de importação de carvão energético pelo Brasil surgem imediatamente como referência os carvões da Austrália da África do Sul e da Colômbia Em quaisquer dos casos tratase de carvões com poder calorífico entre 5000 e 7500 kcalkg bem mais alto que o dos carvões nacionais Isso significa que um parque termelétrico de 1000 MW com rendimento médio de 40 compatível com as tecnologias mais modernas comercialmente disponíveis operando com fator de capacidade médio de 60 demandaria em um ano algo como 19 milhões de toneladas Observese que em 2005 o Bra sil importou 137 milhões de toneladas de carvão metalúrgico Ou seja a instalação de 10000 MW em termelétricas a carvão importado significaria apenas pouco mais do que dobrar a importação atual de carvão Levandose em conta que se trata de um horizonte de 25 anos há que se convir que essa pro porção é perfeitamente admissível E por extensão podese considerar que a infraestrutura portuária teria condições de se adaptar a essa eventual solicitação adicional 12 Os maiores exportadores mundiais são Austrália e Indonésia respectivamente com 218 e 107 milhões de toneladas De outro lado os maiores importadores são Japão Coréia do Sul e Taiwan respectivamente com 183 79 e 60 milhões de toneladas dados de 2004 EIA 2005 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 125 n 55 Expansão da Oferta da Bioenergia Dentro de uma perspectiva de longo prazo a biomassa para fins energéticos em geral e como fonte para geração de energia elétrica em particular está entre as fontes renováveis com maiores possibilidades Box Biomassa Conceito O termo biomassa compreende a matéria vegetal gerada pela fo tossíntese e seus diversos produtos e subprodutos derivados tais como florestas culturas e resíduos agrícolas dejetos animais e matéria orgânica contida nos rejei tos industrial e urbano Essa matéria contém a energia química acumulada através da transformação energética da radiação solar e pode ser diretamente liberada por meio da combustão ou ser convertida através de diferentes processos em produtos energéticos de natureza distinta tais como carvão vegetal etanol gases combustí veis e de síntese óleos vegetais combustíveis e outros Rotas de Conversão A biomassa energética apresenta rotas significativa mente diversificadas com extensa variedade de fontes que vão desde os resíduos agrícolas industriais e urbanos até as culturas dedicadas Existe uma grande quan tidade de tecnologias para os processos de conversão que incluem desde a simples combustão para obtenção da energia térmica até processos físicoquímicos e bio químicos complexos para a obtenção de combustíveis líquidos e gasosos e outros produtos e que variam em escala desde a micro até a larga escala Vantagem Comparativa As condições naturais e geográficas favoráveis do Brasil justificam o entendimento de que o país reúne vantagens comparativas ex pressivas para assumir posição de destaque no plano mundial na produção e uso da biomassa como recurso energético Entre elas destacamse a grande quantidade de terra agricultável com características adequadas do solo e condições climáticas a perspectiva de incorporação de novas áreas onde os impactos ambientais estão cir cunscritos ao socialmente aceito além da possibilidade de múltiplos cultivos dentro do ano calendário Ademais o Brasil recebe intensa radiação solar ao longo de todo o ano a fonte de energia fundamental da produção de biomassa seja sua finalidade a produção agrícola e pecuária para alimentação humana ou a produção de culturas com fins agroindustriais Continua Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 126 Figura 56 Cadeia da Bioenergia MATRIZ ENERGETICA Esterilização Fermentação Hidrólise Sacarídeos Vegetais não lenhosos Vegetais lenhosos Resíduos Orgânicos Biofluídos Celulósicos Amiláceos Aquáticos Madeiras Agrícolas Urbanos Industriais Óleos Vegerais Processo de Conversão Fontes de Biomassa Energético Liquefação Comb direta Processo Mecânico Pirólise Gaseificação Biodigestão Craqueamento Etanol Comb Liquida Calor Lenha Síntese Carvão Metanol Gás Comb Biogás Biosisel Fonte Atlas de Energia Elétrica do Brasil ANEEL 2003 Embora conte com uma atividade agrícola bastante intensa o Brasil dispõe ainda de vasta extensão de terra agricultável disponível fronteira agrícola sem prejudicar áreas de florestas e de preservação ambiental como pode ser inferido das estatísticas de ocupação do solo apresentadas na Tabela 511 Esses dados a disponibilidade de terras adicionais para cultivo é da ordem de 90 milhões de hectares ou seja quase 11 da área total do território brasileiro Tabela 511 Ocupação dos Solos no Brasil Tipo de uso ou ocupação 106 ha Floresta Amazônica e áreas de proteção ambiental1 405 476 Áreas urbanas vias cursos dágua e outros 20 24 Área disponível para produção agropecuária 366 430 Pastagens 210 247 Culturas temporárias e permanentes 61 72 Florestas cultivadas 5 06 Fronteira agrícola 90 106 Outros Usos 60 71 TOTAL 851 1000 Nota 1 Inclui Mata Atlântica Pantanal MatogrossenseTerras Indígenas áreas de proteção formalmente constituídas e outras Fonte Ministério da Agricultura Pecuária e Abastecimento MAPA 2006 Continuação Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 127 Tomando por base apenas os principais produtos agrícolas que compreendem cerca de 90 da área plantada atual e 85 da produção física podese estimar que a produção e oferta de resíduos de biomassa como fonte de energia primária em 2005 foi de 558 milhões de toneladas em base seca Uma parte desse potencial já é hoje aproveitada especialmente o bagaço da cana e a lixívia para produção de energia elétrica em geral na forma de autoprodução Mais recentemente avanços tecnológicos aumentaram em muito a perspectiva de maior eficiência no uso do bagaço e o aproveitamento da palha na geração de eletricidade e mesmo o uso do bagaço para a produção de etanol celulósico Mas o aproveitamento mais intenso desse potencial requer naturalmente investimentos no desenvolvimento de rotas tecnoló gicas para sua recuperação e em equipamentos capazes de recuperar de forma adequada a biomassa que hoje é subutilizada ou abandonada no campo e de transportála até a unidade na qual será processada a transformação Tabela 512 Oferta de Biomassa no Brasil em 2005 106 tano 106 bepdia1 TOTAL 558 424 Resíduos Agrícolas 478 354 Soja 185 125 Milho 176 143 Arroz palha 57 042 Canadeaçúcar palha 60 044 Resíduos Agroindustriais 80 059 Canadeaçúcar bagaço 58 046 Arroz casca 2 002 Lixívia2 13 008 Madeira3 6 004 Florestas Energéticas 13 011 Madeira Excedente4 13 011 Notas 1 Considerouse na conversão 1 bep 595 GJ 2 Licor negro com concentração entre 75 e 80 de resíduos sólidos 3 Resíduos de madeira da indústria de celulose lenha cavaco e cascas de árvore 4 diferença entre a quantificação teórica da produção potencial nas áreas ocupadas pela silvicultura e o consumo de madeira em tora para uso industrial oriundo de florestas plantadas Merecem destaque os resíduos da cana uma vez que cerca de 50 dessa biomassa já se encontra disponível nas instalações industriais e em 2005 somaram 118 milhões de toneladas em base seca o equivalente a 900 mil barris equivalentes de petróleo por dia Seu uso como energético primário já é tradicional no setor sucroalcooleiro embora em bases de eficiência ainda não satisfatórias Apesar disso o setor sucroalcooleiro brasileiro talvez em razão da experiência exitosa do uso do etanol é de todos os setores agroindustriais o que tem apresentado maiores avanços em pesquisa e desenvolvimento com vistas à recuperação dos resíduos agrícolas particularmente em uma perspectiva de forte crescimento da demanda mundial por açúcar e etanol o que deverá elevar a produção mundial de açúcar dos atuais 1442 milhões de toneladas por ano para 1684 milhões de toneladas por ano em 2015 e a produção de etanol dos atuais 45 milhões de m³ para 115 milhões de m³ por ano em 2015 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 128 Box A Canadeaçúcar A Cadeia A cadeia produtiva da canadeaçúcar representada na Figura abaixo possui como principais produtos o etanol e o açúcar Durante o processo é gerado um subproduto o bagaço de cana que pode ser aproveitado em caldeiras para a geração de calor e eletricidade para o próprio processo além de excedentes de energia elétrica que podem ser comercializados Hidrólise Existem diversas tecnologias em desenvolvimento para melhorar o rendimento e a eficiência do processo Dentre elas destacamse a hidrólise da biomassa para a produção de etanol e a recuperação da palha deixada no campo O processo de hidrólise consiste no rompimento das ligações químicas existentes entre as unidades de glicose que constituem a celulose presente nos vegetais O desen volvimento de um processo de hidrólise economicamente viável da matériaprima celulósica pode resultar em um aumento significativo do rendimento do processo de produção de etanol além da possibilidade de produzir etanol a partir de qualquer matériaprima de origem vegetal Já para efetuar a recuperação da palha deixada no campo são necessárias apenas algumas adaptações ao processo de colheita da cana A disseminação dessa prática pode permitir um aumento na quantidade de biomassa disponível para a geração de calor e eletricidade direcionando o bagaço da cana que hoje é queimado nas caldeiras das usinas para a produção de etanol a partir do processo de hidrólise Figura 57 Cadeia da Canadeaçucar MATRIZ ENERGETICA Preparo Extração Calor Caldo Açúcar Hidrólise Melaço Eletricidade Palha Bagaço Caldeira Biomassa recuperada Etanol Processo Açúcar Fermentação e destilação Canade açúcar Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 129 Expansão da Canadeaçúcar Em 2005 o Brasil produziu 282 milhões de toneladas de açúcar das quais 178 milhões destinaramse à exportação e 160 milhões de m³ de etanol dos quais foram exportados 25 milhões O market share mundial do Brasil correspondeu a aproximadamente 50 da quantidade total de açúcar comercializada internacionalmente e 45 do volume de etanol transacionado no mercado mundial A evolução da produção de canadeaçúcar está relacionada com a expansão da área plantada e o aumento de produtividade da cultura A perspectiva é de nos próximos anos aumentar a produção e a produtividade de forma que o país deverá continuar ocupando importante posição nestes mercados De fato as entidades do setor e o Ministério da Agricultura Pecuária e Abastecimento sinalizam uma pro dução de 452 milhões de toneladas de açúcar e de 368 milhões de m3 de etanol em 2015 Uma projeção tendencial com base na evolução histórica aponta para 2030 produção de 78 milhões de toneladas de açúcar e 67 milhões de m3 de etanol Para alcançar esses níveis de produção tendo em conta a mesma evolução de produtividade agrícola e agroindustrial verificada nas últimas duas décadas e não considerando avanços tecnológicos que configurem quebra estrutural como a hidrólise de material celulósico a produção de canadeaçúcar deve alcançar respectivamente em 2010 2020 e 2030 518 849 e 1140 milhões de toneladas Esses patamares de produção resultam na produção dos quantitativos de resíduos agrícolas e agroindustriais do setor sucroalcooleiro apresentados na Tabela 514 Tabela 513 Expansão da Produção Brasileira de Cana e Derivados 2005 2010 2020 2030 Canadeaçúcar Produção 106 ton 431 518 849 1140 área ocupada 106 ha 56 67 106 139 Açúcar 106 ton Produção 282 320 520 780 Exportação 178 2123 2830 3137 Etanol 106 m3 Produção 160 240 480 666 Exportação 25 44 142 115 Biomassa 106 ton Bagaço 58 70 119 154 Palha 60 73 119 160 Essa produção nas condições descritas requer que a área ocupada pela produção de canadeaçúcar no Brasil passe dos atuais 56 milhões de hectares para aproximadamente 67 106 e 139 milhões de hectares respectivamente em 2010 2020 e 2030 Considerandose a área de produção agropecuária total disponível da ordem de 366 milhões de hectares a área ocupada em 2030 pela cultura da canadeaçúcar equivaleria a aproximadamente 38 desse valor Oferta de Biomassa para Fins Energéticos A oferta de biomassa do setor sucroalcooleiro está as sociada à evolução da capacidade de produção de canadeaçúcar que deverá ser expandida no horizonte de estudo Atualmente todo o bagaço produzido é utilizado na produção de energia elétrica e calor de Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 130 processo grande parte voltada para o atendimento das necessidades da própria usina de açúcar e álcool autoprodução porém em unidades térmicas de baixa eficiência Quanto à palha toda ela é deixada no solo funcionando como adubo orgânico para a cultura A potência instalada no Brasil para produção de eletricidade a partir da biomassa da cana é de 2822 MW em mais de 250 usinas representando aproximadamente 14 da capacidade termelétrica atual do país Basicamente a tecnologia de geração utilizada compreende ciclos de contrapressão com caldeiras de baixa pressão e baixa eficiência De fato nessas condições para uma safra de 400 milhões de tonelada de cana comparável com o volume da safra 20042005 estimase que a produção de energia elétrica possa chegar a 81 TWhano A palha representa aproximadamente um terço do conteúdo energético da canadeaçúcar A elevação dos preços dos energéticos em especial do petróleo e os avanços tecnológicos colocam seu aprovei tamento como recurso energético com uma perspectiva real Teoricamente a recuperação da palha permitiria dobrar a oferta de biomassa da cana para um dado volume de safra Porém uma parte desse material deverá seguir sendo deixado na lavoura devido ao seu importante papel na estrutura agronômi ca como a redução de custos de produção e de impactos ambientais Atualmente não há praticamente recuperação da palha no Brasil A tendência porém é que rapidamente se inicie esse processo Muitas unidades agroindustriais do setor sucroalcooleiro brasileiro já estão se preparando para isto Hipótese de Recuperação da Palha A Evolução da recuperação da palha considerada nos estudos considera que em 2030 confrontaríamos com um percentual de 20 da palha recuperada para compor a oferta de biomassa da cana para fins energéticos Com o aumento da produção de cana isso significaria nesse ano uma oferta adicional de 319 milhões de toneladas de biomassa em base seca Oferta Prospectiva de Biomassa do Setor Sucroalcooleiro Brasileiro Uma vez definido o cresci mento da produção de cana e a oferta de resíduos da biomassa formulouse um cenário para a recupe ração da palha no campo e para a destinação da biomassa para produção de etanol através da hidrólise A partir desses valores determinouse a oferta de biomassa do setor sucroalcooleiro para geração de energia elétrica Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 131 Tabela 514 Oferta de Biomassa de Cana em milhões de toneladas 2005 2010 2020 2030 Produção de cana 431 516 849 1140 Biomassa produzida 1178 1419 2335 3135 Bagaço 578 697 1146 1539 Palha 600 722 1189 1596 Biomassa ofertada 578 733 1323 1858 Uso do bagaço 100 100 100 100 Recuperação da palha 0 50 149 200 Destinação da biomassa Produção de etanol 00 03 177 187 Produção de eletricidade 578 730 1146 1671 Oferta Prospectiva de Etanol O etanol é um combustível líquido que se presta à substituição de derivados leves do petróleo seja pelo seu uso direto em motores à combustão motores E100 ou flex fuel seja por sua adição à gasolina em proporção que pode chegar a 25 em volume como no caso do Brasil O etanol pode ser produzido a partir de qualquer matériaprima biológica que contenha quanti dades apreciáveis de açúcares ou materiais que possam ser convertidos em açúcares como amidos ou celulose Por razões de custo geralmente é produzido a partir da fermentação de açúcares por enzimas produzidas por leveduras O etanol produzido a partir da canadeaçúcar é no entanto o que apresenta as melhores condições de viabilidade econômica Atualmente os mercados de álcool combustível tanto anidro quanto hidratado encontramse libe rados em todas as suas fases de produção distribuição e revenda sendo seus preços determinados pelas condições de oferta e procura Os ganhos de produtividade na área agrícola e industrial e mais recen temente a tecnologia dos motores flex fuel vieram dar novo fôlego para o mercado interno do etanol O carro que pode ser movido a gasolina álcool ou uma mistura dos dois combustíveis foi introduzido no país em março de 2003 e conquistou rapidamente o consumidor Hoje a opção já é oferecida para quase todos os modelos e representa em 2006 75 das vendas de veículos leves no país Estimase que em 2010 a frota de carros flex fuel possa representar entre 27 e 30 da frota nacional de veículos leves Somese a esse quadro o empenho mundial na direção de se encontrar uma solução que concilie o atendimento à crescente demanda energética com a preocupação de redução dos respectivos impactos ambientais notadamente as emissões de gases de efeito estufa Nesse aspecto o carro flex fuel surge competitivo tanto em termos de custo e consumo como em termos das emissões conforme evidenciado na Tabela 515 No caso do Brasil aliado ao baixo custo da produção do etanol a partir da cana isso conduz a um cenário em que se visualiza a expansão da produção e do consumo de etanol Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 132 Tabela 515 Desempenho de Veículos Leves 20301 Custo Consumo2 Emissões Co2 3 US mil kml gkm Gasolina 155 170 110 196 122 219 Flex fuel 155 171 125 222 112 200 Híbridos gasolina 162 196 120 257 94 199 Diesel 166 184 137 244 105 188 Híbridos diesel 174 204 154 322 80 168 Notas 1 Estimativas para veículos leves de tamanho médio 2 Consumo em kml de gasolina equivalente 3 Emissões tailpipe Fonte AIE Nessas condições e considerando a expansão da produção de cana anteriormente apresentada compõese um cenário para produção de etanol apresentado na Figura 58 Notese que até 2025 esse cenário contempla um excedente na produção que tendo em vista sua competitividade encontra colo cação no mercado internacional tão mais facilmente quanto menores forem as barreiras à entrada do produto brasileiro Podese dizer que no final do período o cenário mostrase relativamente conservador o consumo segue crescendo pelo efeito cumulativo da frota de veículos em atividade porém a produção reflete efeitos da concorrência que a prospecção tecnológica indica possível para o período como o carro híbrido ou mesmo o veículo elétrico Figura 58 Projeção da Produção e do Consumo de Etanol em bilhões de litros por ano MATRIZ ENERGETICA 1990 2000 2010 2020 2030 60 70 50 40 30 20 10 0 Produção Consumo Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 133 n 56 Expansão da Oferta de Refino n 561Perspectivas de Expansão da Oferta de Refino no Mundo Nos parques de refino mais complexos do mundo diante das incertezas associadas às margens de refino ao preço do petróleo e ao próprio mercado futuro de derivados existe uma relutância em expandir capacidade nominal de refino mas não de tratamento e conversão que estão associadas à crescente severidade de especificações de qualidade de combustíveis nestes mercados Ademais observase também a busca pela adequação da produção de derivados e a estrutura de con sumo do mercado significando não só investimentos em unidades de conversão e de tratamento como também a desativação de plantas menos complexas Com respeito aos fatores de utilização da capacidade de refino em que pese a redução das margens de lucro e o aumento da competitividade esperase que continuem a subir Com efeito em 1980 o fator de utilização da capacidade de refino médio dos EUA era cerca de 80 Presentemente se encontra no patamar de 90 A Tabela 516 apresenta os fatores de capacidade para algumas regiões Tabela 516 Evolução dos Fatores de Capacidade de Refino para Algumas Regiões em 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Mundo 84 84 82 84 86 86 União Européia 25 92 92 89 91 93 92 Total OCDE 91 91 89 9 91 91 Total Antiga União Soviética 56 59 62 64 66 7 Total América do Norte 91 91 90 92 92 89 Total América do Sul e Central 82 82 75 75 82 81 Total África 74 77 68 66 69 73 Total Europa Eurásia 79 79 78 8 82 83 Total Oriente Médio 85 85 84 84 81 83 Fonte BP Investimentos e Tendências Futuros investimentos em refinarias dos países em desenvolvimento deverão contemplar configurações mais avançadas de modo a atender à demanda mundial por produtos mais leves como gasolina e nafta e diminuir as quantidades disponíveis de óleo combustível Ademais haverá também a necessidade de se processar petróleos mais pesados e de menor qualidade no futuro com o esgotamento das reservas de petróleo leve Uma outra tendência observada é a busca por economias de escala Na Europa por exemplo além do processo de consolidação observase a tendência à formação de grandes centros de refino por meio da integração de diversas plantas geograficamente próximas possibilitando economias de escala sinergias operacionais e redução de custos logísticos Nesta busca pela economicidade a distancia entre a produção e o consumo desempenha também um papel importante O mercado asiático ora atendido pelos derivados do Oriente Médio poderá ser atendido pelos próprios refinadores asiáticos Para a China esperase a continuidade da racionalização das plantas de refino com baixa capacidade além de investimentos em novas plantas próximas aos Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 134 grandes centros consumidores Com a taxa de aumento da demanda por derivados situandose em 10 aa a opção estratégica do país para evitar a dependência de importações de derivados será investir em novas plantas Atualmente estão efetivamente em construção aproximadamente 476100 barrisdia de capacidade de destilação no mundo inteiro Deste total 50 correspondem a quatro novas refinarias sendo uma na Índia 180000 barrisdia uma na Nigéria 12000 barrisdia uma em Papua Nova Guiné 32500 bar risdia e uma na Ucrânia 16000 barrisdia A outra metade da capacidade em construção corresponde a ampliações de refinarias já existentes Ademais do total da capacidade planejada 80 destinamse aos mercados emergentes na Ásia Amé ricas do Sul e Central Oriente Médio e África sendo que 50 estão concentrados na Ásia o restante da capacidade planejada concentrase nos mercados maduros Estados Unidos e Europa incluindo a Europa Oriental o que conduz à conclusão de que investimentos em capacidade de destilação na região já estão em curso e não estão previstos no curtomédio prazos Com relação às capacidades de conversão e tratamento efetivamente sendo construídas a situação é a seguinte 40 da capacidade de conversão e 50 da capacidade de tratamento concentramse na América do Norte o restante da capacidade de conversão sendo construída está distribuída pelos mer cados emergentes América do Sul Europa Oriental e Oriente Médio n 562 Expansão da Oferta Nacional de Refino No longo prazo a estratégia de expansão do refino foi formulada dentro das seguintes diretrizes básicas A expansão quando necessária se faria em módulos caracterizados por uma capacidade nominal de processamento de 250 mil barris de petróleo por dia tamanho considerado adequado ao ritmo de crescimento da demanda por derivados e que apresenta uma escala economicamente justificável A expansão deverá atender ao objetivo estratégico de na medida do possível equilibrar a oferta e a demanda de cada um dos derivados priorizando aqueles em que esse balanço indica déficit ou seja necessidade de importação No balanço entre oferta e demanda de cada derivado serão levadas em conta as alternativas tecno lógicas e energéticas disponíveis quais sejam especialmente o etanol no caso da gasolina o biodiesel e o HBio no caso do diesel e os líquidos de gás natural no caso do GLP Na expansão petroquímica se dará prioridade ao uso do gás natural e ao petróleo em lugar da nafta reduzindo a demanda desse derivado Em havendo superávit da produção de petróleo em relação à demanda será priorizado o atendimento à demanda de produtos petroquímicos minimizando a demanda de gás natural e nafta na petroquímica e possibilitando em lugar de exportálo agregar maior valor à produção de óleo cru sempre que esta alternativa for economicamente viável Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 135 Box HBio e Biodiesel O biodiesel pode ser produzido a partir de diversas matériasprimas tais como óleos vegetais gorduras animais óleos e gorduras residuais por meio de diversos processos Pode também ser usado puro ou em mistura de diversas proporções com o diesel mineral De modo geral podese afirmar que o biodiesel é um produto comercial O custo não é competitivo com o diesel mineral mas há contínuo avanço das tecnologias para a produção Simplificando os processos para conversão de óleos vegetais em combustíveis podem usar transesterificação ou craqueamento A transesterificação por sua vez pode empregar catalisadores alcalinos ácidos ou enzimáticos e etanol ou metanol Com as tecnologias atuais podese concluir que a transesterificação alcalina é a rota mais interessante embora haja desenvolvimentos em processos térmicos A transesterificação etílica apesar de mais complexa que a rota metílica poderá atingir níveis equivalentes de qualidade A matériaprima é importante na decisão sobre o uso de catálise ácida ou básica O processo HBio foi desenvolvido para inserir o processamento de matériaprima renovável no esquema de refino de petróleo e permitir a utilização das instalações já exis tentes O óleo vegetal ou animal é misturado com frações de diesel de petróleo para ser hidroconvertido em Unidades de Hidrotratamento HDT que são empregadas nas refinarias principalmente para a redução do teor de enxofre e melhoria da qualidade do óleo diesel Para 2007 a Petrobrás considera a possibilidade de implantar a tecnologia HBio em três refinarias alcançando um consumo de óleo vegetal da ordem de 256000 m3ano Para 2008 está prevista a implantação do processo HBio em mais duas refinarias o que deverá elevar o processamento de óleo vegetal para cerca de 425000 m3ano O Centro de Pesquisas da Petrobrás realizou testes em planta piloto com até 30 de óleo vegetal na carga do HDT em mistura com frações de diesel tendo gerado um produto que tem as mesmas características do diesel de petróleo Porém o uso dessa alta proporção de óleo vegetal nas unidades industriais de HDT existentes encontra restrições operacionais devido ao maior consumo de hidrogênio e limita ções de alguns equipamentos que não foram dimensionados para tal no seu projeto original Diante disso a área de Refino da Petrobrás está realizando testes indus triais usando até 10 em volume de óleo de soja na carga do HDT que demonstram a adequação e a flexibilidade da tecnologia Nessas condições a expansão do refino após 2015 até 2030 comporta a instalação de três novas unidades sendo duas delas do tamanho modular típico admitido por hipótese portanto duas refinarias com capacidade para processar 250 mil barris de petróleo por dia cada uma e uma orientada para a produção de produtos petroquímicos com capacidade de 150 mil barris por dia Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 136 Assim a expansão da capacidade nominal do refino entre 2005 e 2030 sem considerar as pequenas ampliações que devem ocorrer nas plantas existentes monta a 125 milhões de barris por dia corres pondendo a aproximadamente 63 do parque atualmente instalado A Figura 59 apresenta a expansão do refino considerada no PNE 2030 e Matriz 2030 Figura 59 Expansão da Capacidade de Refino no Brasil em milhões de barris de petróleo por dia MATRIZ ENERGETICA 00 10 20 30 40 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 produção de petróleo capacidade de refino refinaria para produtos petroquímicos 150 150 250 250 200 250 refinaria de Itaboraí refinaria do Nordeste refinaria para produtos derivados do petróleo 10 bpd 6 Obs Os números no interior das indicações das novas refinarias correspondem à capacidade nonimal da instalação em milhares de barris por dia A demanda do diesel é determinante na seleção do perfil das refinarias consideradas entre 2015 e 2025 A primeira prevista para 2023 apresenta um perfil de refino que privilegia a produção de Diesel Refinaria Diesel A segunda prevista para o último qüinqüênio do horizonte tem um perfil diferen ciado e mais complexo na medida em que além do diesel priorizase a produção de derivados leves como a gasolina Evolução da Estrutura As novas refinarias propostas com perfis diferentes das do parque em ope ração assim como a continuidade dos programas da Petrobrás de modificações das refinarias existentes de modo a acompanhar o perfil do consumo de derivados no país estabelecem alterações na estrutura do refino acentuando a predominância dos derivados leves e médios que deverão ampliar a sua participação de 70 para 83 no perfil de produção conforme indicado na Figura 510 Sinopse e Principais Resultados A evolução do balanço de matériasprimas e os principais produtos das refinarias são apresentados na Tabela 517 No caso do GLP devese considerar que além da produção a partir de refinarias a oferta total contabiliza a produção a partir de plantas de processamento de gás natural Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 137 Figura 510 Evolução do Perfil de Produção de Derivados do Refino Nacional sobre dados em tep e incluindo Hbio 61 52 73 42 166 193 513 57 119 113 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2005 2030 176 366 30 39 diesel e Hbio outros GLP nafta gasolina querosene óleo combustível Tabela 517 Balanço dos Principais Produtos da Refinaria em bilhões de litros por ano 2005 2010 2020 2030 Matérias primas Petróleo LGN e óleo vegetal 1005 1072 1562 1833 Petróleo 988 1036 1468 1697 LGN 17 15 25 38 Óleo vegetal 21 69 98 Principais produtos Óleo Diesel1 384 446 809 1000 Óleo Combustível 162 145 86 93 Gasolina 204 229 338 413 Gás Liquefeito de Petróleo2 89 93 121 138 Nafta 87 87 87 87 Querosene 42 40 59 59 Nota 1 Inclui diesel produzido a partir de óleo vegetal processo HBio2 Não inclui a produção de GLP das UPGNs O balanço entre o consumo estimado e a produção dos principais derivados é apresentado nas Figu ras 511 a 514 Observese que por hipótese de trabalho procurouse equilibrar oferta e demanda de cada derivado Contudo em razão da discretização da expansão da oferta visàvis a dinâmica contínua da evolução da demanda podem eventualmente ocorrer excedentes em alguns casos que poderão ser exportados Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 138 Figura 511 Produção e Consumo de Óleo Diesel em bilhões de litros MATRIZ ENERGETICA 0 25 50 75 100 125 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Consumo Produção Produção com HBio e Biodiesel Figura 512 Produção e Consumo de Gasolina em bilhões de litros MATRIZ ENERGETICA 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 0 15 30 45 Produção Consumo transportes Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 139 Figura 513 Produção e Consumo de GLP em bilhões de litros MATRIZ ENERGETICA 0 10 20 30 40 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Consumo residencial Outros consumos Produção Nota Na produção está incluída a parcela de GLP das Unidades de Processamento de Gás Natural Figura 514 Produção e consumo de Óleo Combustível em bilhões de litros MATRIZ ENERGETICA 0 5 10 15 20 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Consumo industrial Outros consumos Produção Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 140 Vale ressaltar que à produção de GLP e gasolina das refinarias deve ser somada a produção destes produtos resultante do processamento de gás natural Admitiuse que o processo utilizado nas UPGNs seria sempre o mesmo voltado para a separação de GLP e C5 até o fim do período e que o índice de absorção e a participação de gás associado e gás não associado na produção total considerando recursos descobertos e não descobertos Box UPGNs O processamento de gás natural resulta na recuperação de hidrocarbonetos lí quidos e na produção de gás natural seco Em algumas unidades de processamento de gás natural UPGNs o processamento inclui a separação de LGN Líquido de Gás Natural em GLP e C5 As recuperações de líquidos que podem ser alcançadas dependem do tipo de processo utilizado e da riqueza do gás natural Em função do crescimento da produção de gás natural até 2030 haverá a ne cessidade de implantação de UPGNs para processamento deste energético e dispo nibilização do gás natural seco para o consumo final Sendo assim a produção total final de GLP contabilizou também a produção de UPGNs Observase o aumento da produção de GLP em função da expectativa de aumento da produção de gás natural no horizonte considerado e do aumento da expectativa de recuperação de GLP considerada n 57 Expansão da Oferta de Energia Elétrica Em 2030 o consumo de energia elétrica poderá se situar entre 950 e 1250 TWhano o que exigirá a instalação de uma potência hidrelétrica adicional expressiva Mesmo que se dê prioridade absoluta à expansão da oferta por meio de hidrelétricas ainda assim a instalação de 120 mil MW elevando para 80 o uso do potencial poderia não ser suficiente para atender à demanda por energia nesse horizonte Esse quadro sinaliza de certa forma uma perspectiva de esgotamento a longo prazo do potencial hidrelétrico nacional Acrescentese a tal quadro as questões de natureza socioambiental e a conclusão natural é que há de fato nas atuais condições tecnológicas e regulatórias que representam restrições objetivas para o desenvolvimento do potencial hidrelétrico brasileiro Dessa forma a par da prioridade que possa merecer a hidroeletricidade na expansão da oferta do sistema elétrico13 é lícito admitir que outras fontes deverão compor essa expansão 13 A prioridade da energia hidráulica na expansão é justificada no Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 20062015 a fonte hidrelétrica se constitui numa das maiores vantagens competitivas do país por se tratar de um recurso renovável e com possibilidade de ser implementado pelo parque industrial brasileiro com mais de 90 noventa por cento de bens e serviços nacionais p 74 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 141 n 571 Oferta Potencial no Longo Prazo Como já mencionado o Plano 2015 Eletrobrás 1992 estimou o potencial de geração hídrica no Brasil em 260000 MW14 Atualmente considerando o potencial cuja concessão já foi outorgada usinas em operação em construção e em processo de licenciamento pouco mais de 30 estão explorados15 O potencial a aproveitar é de cerca de 126000 MW excluído o potencial estimado dito remanescente não individualizado isto é avaliado a partir de cálculos teóricos sem a identificação mesmo que imprecisa do possível barramento Desse total mais de 70 estão nas bacias do Amazonas e do To cantinsAraguaia Os estudos realizados com base nos dados disponíveis permitiram compor o quadro geral do poten cial hidrelétrico brasileiro apresentado na Tabela 518 Esses números refletem a importância da qual se reveste o potencial da bacia do Amazonas a mais importante dentro de uma perspectiva de longo prazo De fato do potencial a aproveitar mais de 60 situamse nessa bacia mesmo que não se considere os recursos ditos estimados Tabela 518 Potencial Hidrelétrico Brasileiro em MW Bacia Aproveitado Inventário Estimado ToTaL Amazonas 835 77058 28256 106149 422 Paraná 41696 10742 5363 57801 230 TocantinsAraguaia 12198 11297 4540 28035 112 São Francisco 10290 5550 1917 17757 71 Atlântico Sudeste 4107 9501 1120 14728 59 Uruguai 5182 6482 1152 12816 51 Atlântico Sul 1637 1734 2066 5437 22 Atlântico Leste 1100 1950 1037 4087 16 Paraguai 499 846 1757 3102 12 Parnaíba 225 819 0 1044 04 Atlântico NE Oc 0 58 318 376 01 Atlântico NE Or 8 127 23 158 01 ToTaL 77777 309 126164 502 47549 189 251490 1000 1000 Notas 1 potencial aproveitado inclui usinas existentes em dezembro de 2005 e os aproveitamentos em construção ou com concessão outorgada 2 inventário nesta tabela indica o nível mínimo de estudo do qual foi objeto o potencial 3 valores consideram apenas 50 da potência de aproveitamentos binacionais 4 valores não incluem o potencial de pequenas centrais hidrelétricas 14 Devese considerar contudo que cerca de 10000 MW incluídos nesta avaliação do potencial hidrelétrico brasileiro correspondem a usinas de ponta isto é que não contribuem para o atendimento da demanda de energia oferecendo somente flexibilidade para o gerenciamento da oferta visando sua adequação à curva de carga do sistema 15 Nas condições especificadas o potencial explorado é de quase de 80000 MW dos quais cerca de 70000 MW correspondem a usinas já em operação em dezembro de 2005 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 142 Naturalmente se considerado que certas interferências são intransponíveis a possibilidade de apro veitamento desse potencial no horizonte do estudo se reduz muito Por exemplo o potencial a aproveitar de 126 mil MW encolhe para 116 mil MW se desconsiderados os aproveitamentos que apresentam interferência direta com parques e florestas nacionais ou então para 87 mil MW se desconsiderados aqueles que interferem diretamente com terras indígenas ou ainda para cerca de 77 mil MW se somadas as duas interferências Para a avaliação da expansãoexcluiuse do potencial de geração hidrelétrica os recursos ditos es timados que correspondem a quase 20 dos recursos totais E ainda arbitrouse um índice máximo de aproveitamento do potencial tomando como referência o indicador que já se observa hoje na bacia do rio Paraná 70 Em resumo as hipóteses adotadas para avaliação do aproveitamento do potencial hidrelétrico brasi leiro a longo prazo foram Potencial passível de ser aproveitado até 2015 indicações já consideradas no Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 20062015 Aproveitamento do potencial da bacia do Amazonas Até 2020 potencial para o qual se considera que não há restrições ambientais relevantes Após 2020 demais Aproveitamento do potencial das demais bacias após 2015 evolução do índice de aproveitamento calculado sobre o potencial total até 70 ao ritmo ditado pela competitividade e pela gradação das interferências ambientais Aproveitamento do potencial estimado remanescente não considerado no horizonte do estudo 2030 Em termos quantitativos essas hipóteses compreendem a possibilidade de se chegar a uma potência hidrelétrica de até 174 mil MW em 2030 conforme indicado na Tabela 519 e de uma evolução do índice de aproveitamento do potencial hidrelétrico conforme indicado na Figura 515 Tabela 519 Potencial de Geração dos Recursos Hídricos em GW Bacia Amazonas Tocantins Araguaia Demais TOTAL Potencial aproveitado 1 12 65 78 Expansão potencial até 2015 12 2 6 20 Expansão potencial após 2015 61 5 10 76 ToTaL 74 19 81 174 Notas 1 potencial aproveitado inclui usinas existentes em dezembro de 2005 e os aproveitamentos em construção ou com concessão outorgada 2 valores consideram apenas 50 da potência de aproveitamentos binacionais 3 valores não incluem o potencial de pequenas centrais hidrelétrica estimado em 17500 MW 4 do potencial da bacia do Amazonas cerca de 17000 MW não apresentam restrições ambientais significativas e poderiam ser explorados antes de 2020 5 A potência total indicada significa que 60 mil MW não seriam considerados no horizonte do PNE 2030 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 143 Figura 515 Trajetória de Aproveitamento dos Recursos Hidrelétricos Nacionais em Atual Bacia do Amazonas Demais bacias 80 60 40 20 0 2030 Bacia do Tocantins TOTAL Energia Nuclear As expectativas de expressivo aumento do consumo mundial de energia especial mente de energia elétrica as preocupações crescentes com a segurança energética e as pressões am bientais sobretudo com relação às emissões de gases de efeito estufa têm recolocado a opção nuclear na agenda dos fóruns mundiais de energia em geral e dos países desenvolvidos em particular Outra questão relevante quando se trata da energia nuclear a despeito dos avanços feitos na área é o trata mento e a disposição dos rejeitos Conforme dados da AIEA 2004 as reservas convencionais conhecidas de urânio no mundo totalizam 46 milhões de toneladas sendo 55 delas referidas a preços inferiores a US 40kgU e mais 22 entre esse valor e US 80kgU Considerando apenas as reservas de urânio de até US 80kg portanto 77 das reservas convencionais conhecidas a razão reservaconsumo RC é razoavelmente elevada superior a 50 anos Quanto aos preços apesar dos impactos que os preços do petróleo produzem podese dizer que o preço do quilo do concentrado de urânio U3O8 apresenta um grau de volatilidade relativamente baixo Nos últimos 20 anos situouse em valores correntes abaixo de US 20lb superando essa marca apenas em 2005 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 144 Figura 516 Preço Internacional do Concentrado de Urânio em US por libra 120 USlb U3O8 100 80 US 2005 US Corrente 60 40 20 0 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 Fonte Trade Tech No Brasil a primeira usina a entrar em operação Angra 116 de 657 MW foi um projeto contratado na forma turnkey à Westinghouse que apresentou durante um certo período performance operativa deficiente sendo objeto inclusive de demandas judiciais Hoje opera com um fator de disponibilidade superior a 80 A segunda usina Angra 2 com 1350 MW decorreu do Acordo BrasilAlemanha firmado em junho de 1975 Suas obras enfrentaram diversas paralisações mas desde 2000 a usina vem gerando para o sistema interligado nacional com fator de disponibilidade sempre superior a 6017 O Brasil detém uma das maiores reservas globais do mineral ainda que a prospecção esteja em fase incipiente Além disso domina todo o ciclo de fabricação do combustível nuclear ainda que algum in vestimento complementar seja demandado para iniciarse o enriquecimento no país sendo signatário de todos os acordos internacionais na área nuclear atestando o compromisso do país com o uso pacífico da energia nuclear e com a nãoproliferação de armas nucleares De acordo com a Indústria Nucleares do Brasil INB18 os estudos de prospecção e pesquisas geo lógicas objetivando o urânio foram realizados em apenas 25 do território nacional Ainda assim as reservas do mineral evoluíram 63 mil toneladas de U3O8 conhecidas em 1973 para a atual quantidade pouco mais de 309 mil toneladas Figura 517 ainda que nos últimos 20 anos a evolução tenha sido insignificante 16 A construção da usina iniciouse em 1972 A primeira reação em cadeia foi estabelecida em 1982 A entrada em operação comercial deuse em 1985 17 A primeira reação em cadeia foi estabelecida em 14 de julho de 2000 A trial operation fase de teste em que a usina opera continuamente a 100 de capacidade foi concluída em 21 de dezembro de 2000 Durante o período de comissionamento e de testes até 31 de dezembro de 2000 a usina produziu 2623 GWh 18 Disponível em httpwwwinbgovbrreservasbrasilasp Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 145 Vale observar ainda que 57 dessas reservas estão associadas a custos inferiores a US 80kgU mostrandose portanto competitivas segundo os padrões internacionais O fato de apenas 25 do território nacional terem sido objeto de prospecção de urânio e a expressiva elevação das reservas no final dos anos 70 decorrente dos investimentos em prospecção então realiza dos sugere que o tamanho das reservas brasileiras de urânio pode ser ampliado com novos trabalhos de prospecção e pesquisa mineral Há mesmo indicações de recursos adicionais que são estimados de 800 mil toneladas de U3O8 e que se confirmados quadruplicariam as reservas conhecidas Assim do ponto de vista das reservas do mineral não há restrições relevantes para a geração nuclear no país Figura 517 Evolução das Reservas Brasileiras de Urânio em toneladas de U3O8 1973 1978 1983 1988 1993 1998 2003 350000 300000 250000 200000 150000 100000 50000 0 Fonte BEN MMEEPE 2004 O combustível nuclear utilizado na maioria das centrais no mundo inclusive no Brasil demanda todo um ciclo de fabricação que compreende complexo processo industrial Assim não basta examinar a dis ponibilidade das reservas do minério É preciso também avaliar as condições de oferta do combustível Hoje o Brasil domina a tecnologia de todo o ciclo do combustível inclusive a principal fase o en riquecimento Essa fase é a principal tanto em termos econômicos visto que é a que demanda a maior parte dos investimentos do ciclo19 como em termos políticos e estratégicos pela sua potencial aplicação na produção de armas nucleares o que a faz objeto de controle e salvaguardas internacionais Contudo a expansão das linhas de enriquecimento em andamento terá a conclusão da primeira fase industrial ocorrendo somente em 2010 quando a capacidade instalada 114 mil Unidades de Trabalho de Separação UTS deverá suprir 60 do combustível consumido nas usinas de Angra 1 e 2 Até lá o governo promete investir R 250 milhões sendo R 224 milhões já em 2006 A entrada de Angra 3 pre vista no Plano Decenal de Energia Elétrica 20062015 aumentará a demanda em cerca de 130 mil UTS 19 Na cadeia de valor do ciclo do combustível nuclear as contribuições se distribuíam resumidamente da seguinte forma em preços no ano de 2003 Obtenção do urânio natural 22 Produção do hexafluoreto de urânio conversão 5 Enriquecimento 47 e Fabricação de combus tível 26 Entretanto prevêse que no futuro a etapa de enriquecimento do urânio deva aumentar a sua participação proporcional fonte III Conferência Nacional de Ciência Tecnologia e Inovação 3ª CNCTI Programas Mobilizadores Seminário Preparatório Centro de Gestão e Estu dos Estratégicos CGTEE Brasília 23032005 Disponível em httpwwwcgeeorgbr Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 146 A unidade de Resende tem uma expansão projetada para 203 mil UTS Compatibilizado o cronograma de expansão da unidade fabril com o de Angra 3 continuarão sendo atendidos somente 60 da demanda das três centrais nucleares tomadas em conjunto Na perspectiva do uso do urânio como fonte primária no horizonte até 2030 o potencial de geração de energia elétrica é dado naturalmente pela potência que poderia ser instalada a partir da disponibilidade do energético Para efeito de calculo serão consideradas apenas as reservas nacionais entendendose possível que partes do ciclo do combustível possam eventualmente ser executadas no exterior na me dida da insuficiência de capacidade instalada no país Com relação às reservas foram considerados três cenários associados à classificação das reservas nacionais segundo o custo estimado de exploração São eles Cenário 1 considera que os recursos para geração de energia elétrica estão limitados ao valor das reservas medidas e indicadas definidas hoje para um custo de exploração inferior a US 40kg U3O8 Cenário 2 considera que os recursos para geração de energia elétrica estão limitados ao valor das re servas medidas e indicadas definidas hoje para um custo de exploração entre US 40 e US 80kg U3O8 Cenário 3 considera que os recursos para geração de energia elétrica incluem todas as reservas medidas indicadas e inferidas definidas hoje para um custo de exploração inferior a US 80kg U3O8 A Tabela 520 apresenta o volume de minério U3O8 considerado em cada caso e sua proporção dos recursos totais isto é incluindo os recursos adicionais estimados20 hoje avaliados em 11 milhões de toneladas Tabela 520 Cenários de Disponibilidade do Urânio Nacional em milhões de ton Cenário Disponibilidade 103 ton Recursos Totais 1 6620 6 2 17750 161 3 30937 281 Com relação ao consumo de combustível adotouse como estimador do consumo de urânio na gera ção de energia nuclear o valor de 285 kg U3O8GWh adotado em estudo do Massachusetts Institute of Technology MIT 2003 Com relação ao fator de capacidade médio operativo tomouse como referência o valor de 85 Esse valor ou algo em torno de 90 é normalmente aceito como representativo Nessas condições calculouse o potencial de geração nuclear apresentado na Tabela 521 considerando ainda como vida útil operativa de uma usina o prazo de 40 anos 20 Segundo a classificação da International Atomic Energy Agency IAEA recursos adicionais estimados compreendem recursos em extensões de depósitos já explorados ou com continuidade geológica definida com grau de incerteza maior que os ditos recursos razoavelmente assegurados reservas e ainda recursos com evidências indiretas de existência ou esperados a partir de tendências geológicas Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 147 Tabela 521 Potencial de Geração Nuclear Cenário Volume de Reservas Potencial Total Potencial Novas Usinas Ton U3o8 MW MW Unidades 1 66200 7800 4500 4 2 177500 20800 17500 17 3 309370 36400 33000 33 Notas 1 Os valores do potencial estão arredondados 2 O potencial de novas usinas exclui a potência instalada em Angra 1 e 2 e na futura usina Angra 3 3 Para o cálculo do número de unidades considerouse a potência de referência de 1000 MW Oferta de Energia Elétrica a partir do Carvão Mineral O carvão é a mais abundante fonte de energia primária disponível no planeta Ainda que concentradas em três grandes regiões Ásia e Oceania 327 Eurásia 316 e América do Norte 280 as reservas de carvão somente as reservas provadas são abundantes o suficiente para suportar todo o consumo mundial por mais de 160 anos Mesmo as reservas nacionais podem ser consideradas relativamente expressivas em termos mundiais o Brasil detém a 10ª maior reserva do mundo 11 das reservas totais suficiente para atender a produção atual por mais de 500 anos No Brasil a participação do carvão sempre foi muito pequena tanto no total da oferta de energia primária quanto e especialmente na geração de energia elétrica De acordo com o Balanço Energético Nacional a participação do carvão mineral na oferta interna de energia situouse abaixo de 4 na dé cada de 70 Elevouse na década seguinte atingindo um máximo de 77 em 1985 refletindo políticas governamentais de incentivo ao uso do carvão nacional até como parte da estratégia de enfrentamento da crise energética deflagrada com os choques nos preços internacionais do petróleo em 1973 e 1979 Em razão das características do carvão nacional seu uso para a geração de energia elétrica tem sido limitado Com efeito grande parte do carvão consumido no país é do tipo metalúrgico basicamente importado e utilizado na indústria especialmente na siderurgia O carvão nacional do tipo carvão vapor é majoritariamente 85 destinado à produção de energia elétrica Em 2005 apenas 16 da oferta interna de energia elétrica foi proveniente da geração termelétrica a partir do carvão Logística No Brasil além da problemática ambiental as questões relevantes na discussão do poten cial da geração termelétrica a carvão estão muito relacionadas à disponibilidade do energético reservas e importação à infraestrutura especialmente de transporte aos aspectos de natureza tecnológica e econômica refletido no custo da geração e aos de natureza geopolítica e estratégica por exemplo dependência de importações Quanto à questão do transporte do carvão devese ter em conta que o modal mais indicado depende de vários fatores mas principalmente da distância a ser coberta No mundo o carvão é geralmente trans portado por esteiras ou caminhões para curtas distâncias Trens e barcaças ou mesmo pequenos navios são usados no caso de distâncias mais longas porém quase sempre restrito ao transporte doméstico Alternativamente o carvão pode ser misturado com água de modo a formar uma pasta permitindo o transporte por dutos Navios são comumente usados no transporte internacional em tamanhos nunca Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 148 inferiores a 40000 DWT Em todos os casos o carvão transportado tem um conteúdo energético que justifica tal transporte No caso de carvões de alto teor de cinzas e relativamente baixo teor de carbono dificilmente se justi fica o transporte a longas distâncias Esse é precisamente o caso do carvão brasileiro O carvão brasileiro proveniente das jazidas do Rio Grande do Sul tem teor de cinzas não inferior a 40 e teor de carbono não superior a 30 Essas condições tornam antieconômico seu transporte a longas distâncias Assim a uti lização do carvão nacional temse justificado apenas em usinas localizadas próximas às minas portanto na região Sul Usinas a carvão em outras regiões demandariam preferencialmente carvão importado As regiões brasileiras naturalmente candidatas a instalar termelétricas a carvão importado seriam o Nordeste e o Sudeste quer pelas dimensões do mercado de energia elétrica quer pela necessidade de alternativas de geração de porte aqui é preciso ter em conta as ocorrências conhecidas de carvão nacional de valor comercial competitivo estão concentradas na Região Sul Ambas as regiões possuem portos estrategicamente localizados com amplas condições de receber ou de se preparar para tal gran des volumes de carvão Alguns desses portos já funcionam como terminais de carvão para atendimento à indústria siderúrgica como Sepetiba no Rio de Janeiro e Vitória no Espírito Santo Pelo menos um porto no Nordeste Pecém no Ceará em breve estará atendendo à siderúrgica local Outros portos no Nordeste como Suape em Pernambuco e Itaqui no Maranhão também reúnem condições para receber esse tipo de carga ainda que investimentos adicionais possam ser necessários Nesses três casos um outro fator relevante é a possibilidade de integração com o modal ferroviário aumentando a flexibilidade para a localização de usinas termelétricas21 Avaliação do Potencial de Geração Para efeito de avaliação do potencial de geração de eletricidade a partir do carvão considerando o carvão importado podese concluir que no horizonte de estudo não existem restrições relevantes quanto à disponibilidade de carvão sendo perfeitamente plausível admitir na formulação de alternativas para a expansão da oferta de energia elétrica a possibilidade de instalação de 10000 MW em termelétricas a carvão nas regiões Nordeste e Sudeste Quanto ao consumo específico de carvão quantidade do mineral necessária para gerar 1 MWh temse que o valor observado na usinas em operação no Rio Grande do Sul não é hoje inferior a 1200 kgMWh enquanto que na usina de Jorge Lacerda não supera em média a 700 kgMWh Por outro lado todas as usinas em projeto estimam um consumo específico entre 1000 e 1100 kgMWh As diferenças se explicam pelo uso de carvão bruto ROM run of mine quando o consumo específico é mais elevado e de carvão beneficiado Para efeito de cálculo do potencial de geração consideraramse aqui as duas possibilidades Nesse último caso considerouse um fator de 50 de perda do volume bruto do mineral correspondente à experiência do beneficiamento realizado em Santa Catarina Quanto ao rendimento a experiência mundial revela uma performance média de 32 Na tecnologia convencional de combustão pulverizada os fabricantes asseguram rendimentos não inferiores a 35 podendo chegar a mais de 40 na hipótese de uso do ciclo supercrítico Além disso todas as quatro termelétricas nacionais em construção e em projeto deverão operar com rendimento mínimo de 35 21 A integração com o modal ferroviário é uma possibilidade real tendo em vista o projeto da Ferrovia Nova Transnordestina que prevê a construção de uma moderna ferrovia com 1800 km de extensão ligando Eliseu Martins no Piauí aos portos de Pecém e Suape No Maranhão o porto de Ita qui já servido pela Estrada de Ferro Carajás está na área da Ferrovia NorteSul em construção Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 149 Para efeito da quantificação do potencial de geração de energia elétrica com o carvão nacional para metrizouse o rendimento das futuras unidades entre 35 e 45 Complementarmente foram adotadas as seguintes hipóteses de cálculo Fator de capacidade médio operativo 60 Vida útil 175000 horas equivalente a um período de 25 anos com fator de capacidade de 80 ou de cerca de 35 anos com fator de capacidade de 60 Poder calorífico do carvão 2400 kcalkg quando utilizado o carvão ROM e 4500 kcalkg quando utilizado o carvão beneficiado referência carvão da Usina de Jorge Lacerda Equivalência energética adotada para a energia elétrica 860 kcalkWh Os resultados são apresentados na Tabela 522 Tabela 522 Potencial de Geração de Eletricidade com o Carvão Nacional em MW Reservas Carvão Rendimento 35 40 45 67 x 109 ton ROM 32000 36500 41000 Beneficiado 46000 52500 59000 Considerando a potência unitária de referência de 500 MW podese dizer que no estágio tecnológi co atual e considerando apenas as reservas ditas medidas há disponibilidade de carvão nacional para instalação de pelo menos 64 usinas que operariam com um fator de capacidade médio de 60 por cerca de 35 anos Já na discussão do potencial de geração de energia elétrica no Brasil a partir do carvão importado a questão de maior interesse que se coloca é a quantidade do mineral que seria demandada para suprir tal parque de usinas Para efeito desse cálculo foram usadas as mesmas hipóteses do caso do carvão nacional com exceção na turalmente do poder calorífico Para estimar esse parâmetro tomouse como referência os carvões da África do Sul Colômbia e Austrália cujos poderes caloríficos variam entre 5000 e 7500 kcalkg WCI 2005 O cálculo foi feito para as potências de 1000 5000 e 10000 MW A Tabela 523 resume os resultados obtidos Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 150 Tabela 523 Potencial de Geração de Eletricidade com o Carvão Importado Quantidade de carvão demandada em milhões de toneladas por ano Potência MW Poder calorífico kcalkg Rendimento 35 40 45 1000 5000 259 226 201 6000 215 186 168 7500 172 151 134 5000 5000 1292 1131 1005 6000 1077 942 838 7500 862 754 670 10000 5000 2585 2262 2001 6000 2154 1885 1676 7500 1723 1508 1340 Para se ter uma idéia da significância desses valores considere que para uma potência de 10000 MW o volume médio de importação demandado é comparável às importações atuais de carvão pelo país Além disso tomando como referência para o preço internacional do mineral o carvão da África do Sul e considerando um frete até o porto do Rio de Janeiro US 70t o valor das importações de carvão seria de no máximo US 18 bilhões por ano para a potência de 10000 MW isso corresponde a cerca de 15 das exportações brasileiras registradas em 2005 US 118 bilhões e a menos de 1 do fluxo de comércio exterior nesse mesmo ano US 1919 bilhões Oferta de Energia Elétrica a Partir do Gás Natural Quanto à perspectiva de maior oferta de gás na tural no longo prazo além do aumento da exploração e produção doméstica não se pode ignorar o grande volume comprovado das reservas existentes na América do Sul e a possibilidade de importação de GNL Nessas condições para efeito da estimativa de potencial de geração de energia elétrica a partir do gás natural convém considerar duas situações caracterizadas por horizontes de análise distintos i A primeira envolve as perspectivas de médio prazo utilizando essencialmente os resultados apresentados no Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 20062015 e o Plano de Negócios 2007 2011 da Petrobras reconhecendo a presença da estatal nesse mercado ii A segunda envolve projeções para o horizonte até 2030 cujas premissas utilizadas são explici tadas adiante Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 151 Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 20062015 o parque termelétrico a gás natural em operação no sistema interligado nacional SIN perfazia em 31 de dezembro de 2005 a potência de 7649 MW Ainda de acordo com o PDEE 20062015 a expansão do parque termelétrico a gás natural no SIN até 2011 será de 4484 MW Tratase da programação de instalação de 7 unidades quatro delas ampliação de usinas existentes perfazendo um total de 2034 de MW22 Além dessas usi nas há a indicação para o ano 2011 da necessidade de um montante adicional de geração termelétrica correspondente à instalação de 3500 MW dos quais o plano sugere que 2450 MW utilizem o gás natural como combustível Assim a previsão então é de que se atinja no SIN a potência instalada de cerca de 10040 MW em 2010 e de pelo menos 12490 MW em 2011 Por outro lado a Petrobras em seu Plano de Negócios 20072011 estima que a oferta de gás natural em 2011 possa chegar a 120 milhões de m3 por dia sendo 70 milhões referentes à produção nacional parcela entregue ao consumo final e 50 milhões provenientes de importações 30 milhões da Bolívia Gasbol e 20 milhões via GNL Ainda segundo o documento da Petrobras essa oferta atenderia a um mer cado distribuído entre indústrias 38 milhões de m3 por dia geração termelétrica 48 milhões e outros consumos 34 milhões para residências setor serviços e consumo próprio da Petrobras Considerando as térmicas supridas diretamente a partir da Bolívia e Argentina23 temse que a disponibilidade de gás para geração de energia elétrica em 2011 seria de 532 milhões de m3 por dia valor que será considerado para efeito do cálculo aqui desenvolvido A demanda de gás natural para a geração termelétrica depende do rendimento da conversão e do fator de capacidade de operação das usinas O rendimento é basicamente função do tipo de usina ciclo simples ou ciclo combinado As usinas de ciclo simples apresentam rendimento de até 35 As de ciclo combinado podem apresentar índices superiores a 45 O parque gerador termelétrico brasileiro é relati vamente novo e na maioria dos casos constituído por usinas em ciclo combinado24 Assim o valor de 45 é um bom estimador do rendimento do parque termelétrico a gás no horizonte em questão 2011 22 Esse total não inclui a usina Termonorte II em Rondônia por se tratar de usina existente que será integrada ao SIN a partir da efetivação da in terligação do sistema AcreRondônia ao subsistema SudesteCentroOeste De outro lado inclui as usinas de Camaçari na Bahia e de Santa Cruz no Rio de janeiro construídas como unidades bicombustível que operamrão com óleo diesel em face de restrições na oferta de gás 23 Aos valores indicados no Plano de Negócios da Petrobras devese acrescentar a importação de 52 milhões de m3 por dia feita diretamente pelos proprietários das usinas termelétricas de Cuiabá 480 MW e Uruguaiana 638 MW 24 Os levantamentos feitos indicam que 29 da potência instalada em térmicas a gás operam hoje em ciclo simples porém a expansão deve ser feita em ciclo combinado o que tende a reduzir esse percentual Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 152 Tabela 524 Geração Termelétrica a Gás Natural no SIN em 2010 Usina Sistema ou Subsistema Status Potência MW Início de operação Parque existente1 SIN O 76492 Termorio SECO A 123 Mar06 A 370 Ago06 Santa Cruz Nova3 SECO A 316 Fev07 Vale do Açu NE C 340 Mar07 Três Lagoas SECO A 110 Jan08 Canoas S A 90 Jan08 Cubatão SECO C 216 Jan08 Termonorte II4 SECO I 360 Jan08 Araucária S C 469 Dez08 TOTAL GERAL SIN 10043 TOTAL excl bicombustível SIN 9214 Notas 1 Usinas em operação em 31122005 2 Essa potência inclui 513 MW CamaçariNE 347 MW e Santa CruzSECO 166 MW em termelétricas bicombustível gás e diesel que operam hoje com óleo em razão de restrições na oferta de gás 3 Usina bicombustível gás e diesel operando com óleo enquanto perdurar restrição na oferta de gás 4 Usina existente operando com óleo diesel até a disponibilização do gás natural de Urucu que passaria a integrar o Sistema Interligado Nacional SIN com a interligação do sistema Acre Rondônia Subsistemas NE Nordeste SECO SudesteCentroOeste inclui AcreRondônia a partir de janeiro de 2008 S Sul Status O em operação A ampliação C em construção I interligação Fonte PDDE 20062015 Tabela 525 Necessidade de Geração Térmica Indicada no SIN em 2011 Subsistema Potência MW Combustível indicado Nordeste 2450 gás natural 250 biomassa SudesteCentroOeste 450 biomassa Sul 350 carvão TOTAL 3500 Fonte Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica EPE 2006 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 153 Embora o fator de capacidade seja tanto dependente da conjuntura hidrológica quanto da contrata ção a que se dispõe Em uma avaliação de longo prazo para efeito da avaliação da demanda de gás para a geração termelétrica o fator de capacidade foi parametrizado entre 40 e 90 Nessas condições e considerando a potência instalada em termelétricas a gás natural visualizada para 2011 de 12490 MW estimase que a demanda desse combustível para a geração termelétrica nesse ano possa atingir 586 milhões de m3 por dia como indicado na Tabela 526 Tabela 526 Demanda de Gás Natural para Geração Termelétrica em 2011 em milhões de m3 por dia Fator de Capacidade Demanda Mm3dia 40 260 50 325 60 391 70 456 80 521 90 586 Hipóteses de cálculo Potência instalada de 12490 MW e rendimento de 45 Confrontando esses resultados com a disponibilidade de gás natural informada no Plano de Negócios da Petrobrás acrescida da importação para as usinas de Cuiabá e Uruguaiana podese concluir que A oferta de gás para a geração termelétrica é suficiente para atender o despacho máximo de uma potência total de 11300 MW isto é suficiente para atender ao sistema existente e praticamente à quase toda da expansão prevista no PDEE 20062015 A potência total prevista inclusive a demanda das unidades bicombustível que hoje operam com gás e a demanda da térmica indicativa na região Nordeste operaria com fator de capacidade 82 Ressaltese que a operação do parque termelétrico a gás com 90 de fator de capacidade somente se dará em condições de severa adversidade hidrológica Em condições normais é de se esperar um fator de capacidade bem menor A oferta diária de 20 milhões de m3 de GNL permite atender a essa flexibilidade Notese que a diferença entre a demanda de gás das usinas operando com 90 e 70 de fator de capacida de de 13 milhões de m3 por dia é compatível com o dimensionamento dessas plantas de regaseificação de GNL Por outro lado a diferença entre a demanda máxima de gás e a oferta anunciada de cerca de 5 milhões de m3 por dia poderia ser atendida se fosse o caso com expansão da oferta de GNL Nessas condições para efeito da avaliação do potencial de geração de energia elétrica a partir do gás natural no horizonte de longo prazo após 2011 foram assumidas as seguintes hipóteses Não há restrições relevantes de infraestrutura de transporte e distribuição de gás natural vale dizer admitese que tal infraestrutura possa se expandir adequadamente nesse horizonte Toda a expansão termelétrica se fará em ciclo combinado de maior eficiência Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 154 O consumo de gás para uso nãotermelétrico exclusive o consumo final do setor energético evoluirá conforme a trajetória indicada no Capítulo 4 para o Cenário B1 atingindo em 2030 pouco mais de 100 milhões de m3 por dia A produção doméstica de gás seguirá a trajetória apresentada no Capítulo 5 limitandose a cerca de 250 milhões de m3 por dia a partir de 2025 o que significa um volume de entrega de 150 milhões de m3 por dia ao mercado consumidor Nessas condições mantido o volume de importação de gás natural previsto para 2011 de cerca de 50 milhões de m3 por dia a disponibilidade diária de gás para a geração de energia elétrica seria de 98 milhões de m3 em 2030 Aumentar esse volume de importações não é absolutamente incompatível com os cenários de crescimento macroeconômico nem significa necessariamente aumento da dependência externa Em 2011 o volume de importação previsto corresponde a cerca de 40 do consumo Manter essa mesma proporção de importação significa disponibilizar para a geração de energia elétrica até 148 milhões de m3 por dia em 2030 Esses volumes de gás natural permitem o despacho máximo 90 de fator de capacidade de uma potência termelétrica de 22300 ou 33700 MW conforme indicado na Tabela 527 Tabela 527 Potencial de Geração Térmica a Gás em 2030 Disponibilidade de gás para geração de eletricidade Potência instalável em MW ToTaL EnTrE 20112030 98 milhões m3dia 22300 9800 148 milhões m3dia 33700 21200 Nota Considerando atendido o despacho máximo das usinas fator de capacidade de 90 e rendimento de 48 na conversão Oferta de Energia Elétrica a Partir da Biomassa da canadeaçúcar A oferta de energia elétrica a partir da biomassa se dá por meio de diversas vias tecnológicas As principais tecnologias que consti tuem as inovações disponíveis para viabilizar a melhoria do aproveitamento dos recursos energéticos da biomassa na geração de energia elétrica pelo setor sucroalcooleiro são Ciclo a vapor com turbinas de contrapressão empregado de forma integrada a processos produtivos através da cogeração Ciclo a vapor com turbinas de condensação e extração que podem operar de forma integrada a processos produtivos através da cogeração ou isoladamente Ciclo combinado integrado à gaseificação da biomassa Na Tabela 528 são apresentados os parâmetros de referência de cada uma das tecnologias relevantes Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 155 Tabela 528 Geração Específica de Energia Elétrica a partir da Biomassa Excedente exportável para o sistema elétrico segundo o modo de operação Tecnologia Em cogeração kWhtonBiomassa¹ Em geração Pura kWhtonBiomassa¹ Ciclo a vapor de baixa eficiência sistemas atualmente utilizados 15 Ciclo a vapor com turbinas de contrapressão 215 Ciclo a vapor com turbinas de condensação e extração 340 530 Ciclo combinado integrado à gaseificação da biomassa 1050 1150 Nota 1 referenciado à biomassa em base seca Entre as possibilidades tecnológicas consideradas o ciclo de cogeração a vapor com turbinas de contrapressão é o que apresenta maiores perspectivas de aplicação na expansão setorial tendo em vista que os sistemas de atendimento energético em usinas sucroalcooleiras são necessariamente ciclos de cogeração topping a vapor devido à necessidade de atendimento às demandas energéticas do processo Os ciclos com turbinas de contrapressão privilegiam a eficiência energética pela elevação da eficiência geral da caldeira de geração de vapor dos níveis de pressão e de temperatura desse vapor que passa a patamares de 80 a 100 kgfcm² podendo atingir valores de até 150 a 180 kgfcm² a mais longo prazo na medida do desenvolvimento tecnológico nacional Além dos ganhos de eficiência do processo produtivo e da caldeira nesses ciclos as turbinas a vapor podem apresentar melhores especificações fluidomecânicas e termodinâmicas com maior número de estágios e melhores desempenhos A segunda tecnologia em termos de potencial de penetração é a que adiciona um condensador ao sistema descrito cuja função principal é permitir a expansão do vapor até pressões inferiores à atmos férica elevando o aproveitamento da energia nele contida No ciclo combinado integrado à gaseificação da biomassa a eficiência é muito elevada Por possuírem condensadores apresentam além disso basicamente as mesmas vantagens e desvantagens do ciclo a vapor de condensação e extração Essa tecnologia contudo ainda não está disponível comercialmente ao menos nas escalas consideradas adequadas para integração às unidades de processamento da cana Apesar disso e dos investimentos relativamente mais elevados que requer essa tecnologia não deve ser descartada dentro de uma perspectiva de longo prazo O cenário formulado para evolução das tecnologias de geração de energia elétrica no setor sucroal cooleiro considerou trajetórias diferenciadas para o parque existente que atende à demanda de proces samento atual 2005 e para a expansão desse parque novas instalações Até 2015 esse cenário toma por base os estudos de substituição e renovação da capacidade industrial do próprio setor A mais longo prazo admitese que a tendência de renovação se mantenha e considerase o uso da tecnologia de ciclo combinado a partir de 2020 A Figura 518 apresenta a evolução da estrutura do parque de processamento de cana segundo as tecnologias de geração de energia elétrica Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 156 Figura 518 Cenário de Evolução da Estrutura do Processamento de Cana Segundo as Tecnologias de Geração de Eletricidade Ciclos de baixa eficiência situação atual 2005 Instalações de processamento de cana existentes em 2005 Novas instalações de processamento de cana início de operação após 2005 Ciclos com turbinas de contrapressão Ciclo combinado integrado à gaseificadores Ciclos com condensação e extração 0 25 50 75 100 0 25 50 75 100 2010 2020 2030 2010 2020 2030 Nessas condições estimase que a capacidade potencial de geração de energia elétrica excedente isto é depois de atendidas as necessidades de consumo próprio das instalações do setor sucoalcooleiro possa atingir em 2030 6830 MW dos quais 2480 MW associado à capacidade de processamento existente em 2005 e 4350 MW à expansão dessa capacidade conforme indicado na Tabela 529 Tabela 529 Potencial de Geração de Eletricidade Associado às Instalações de Processamento de CanadeAçúcar em MW 2005 2010 2020 2030 Instalações existentes em 2005 Ciclos de baixa eficiência 250 140 90 30 Ciclos com turbinas de contrapressão 1380 1260 1400 Ciclos com condensação e extração 150 420 590 Ciclo combinado 170 460 SUBTOTAL 250 1670 1940 2480 Novas instalações Ciclos com turbinas de contrapressão 90 410 1560 2770 Ciclos com condensação e extração 10 90 560 1160 Ciclo combinado 50 420 SUBToTaL 100 500 2170 4350 ToTaL 350 2170 4110 6830 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 157 oferta de energia eólica O potencial eólico brasileiro tem despertado o interesse de vários fabrican tes e representantes dos principais países envolvidos com essa tecnologia Existem cerca de 5300 MW em projetos eólicos autorizados pela ANEEL sendo a grande questão o custo A despeito da queda do custo unitário de investimento em razão da evolução rápida na curva de aprendizagem o baixo fator de capacidade dessas centrais ainda faz com que o custo médio de geração se situe na faixa de 75 USMWh mesmo com o investimento por kW considerado a US 120025 Oferta de Energia Elétrica a partir de Resíduos Urbanos O aproveitamento dos resíduos sólidos urbanos lixo apresenta diversas vantagens sócioambientais e por isso há um grande interesse em viabilizar o seu aproveitamento energético A produção de energia elétrica a partir desses materiais já apresenta alternativas tecnológicas maduras A avaliação do potencial energético do lixo requer a cenarização de sua produção assim como de sua composição Hoje conforme a II Pesquisa Nacional de Saneamento Básico do IBGE 2000 e o Manual de Gerenciamento Integrado do Lixo do IPTSP 1998 estimase que a produção per capita de resíduos urbanos no Brasil seja da ordem de 054 kg por dia pouco mais de um terço da produção norteamericana sendo que 475 é material orgânico e 30 é material reciclável Nos Estados Unidos a proporção de recicláveis atinge 65 Como efeito do crescimento da renda e da melhoria em sua distribuição haveria tanto aumento na produção de resíduos como alteração em sua composição Considerouse que em 2030 poderseia atingir índices de produção e proporção de recicláveis correspondentes à metade da diferença atual entre os índices norteamericanos e brasileiros Nessas condições o potencial de produção de energia elétrica a partir dos resíduos urbanos segundo as opções tecnológicas disponíveis é o apresentado na Tabela 530 Tabela 530 Potencial de Geração de Eletricidade com Resíduos Urbanos 2020 2030 Características dos resíduos Volume milhões de toneladas por ano 627 922 de material orgânico 560 475 de material reciclável 390 475 Potencial de geração de eletricidade1 MW Biogás de aterros 1700 2600 Digestão anaeróbica 980 1230 Incineração 3740 5280 Ciclo combinado otimizado 5980 8440 Nota 1 Considerando fator de capacidade de 80 25 Cálculo considerando taxa de juros de 8 ao ano sem impostos e sem alavancagem financeira Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 158 oferta de energia Solar Na área da energia solar há os sistemas fotovoltaicos isolados ou integra dos à rede e os sistemas heliotérmicos Os sistemas fotovoltaicos isolados tiveram ampla penetração no Brasil através de vários programas totalizando em 2004 mais de 30 mil sistemas instalados26 O direcionamento para esses nichos de mercado comunidades e cargas isoladas deverá permanecer ao longo do horizonte do plano até porque a expansão em muitos casos depende ainda de incentivos o que poderá ser reduzido na medida do aumento de escala da geração fotovoltaica e conseqüente queda nos preços Já a energia solar fotovoltaica integrada à rede surge como uma grande promessa para a geração distribuída Questões técnicas para seu emprego parecem equacionadas Um dos aspectos importantes será normalizar questões essenciais da geração distribuída nos aspectos de qualidade segurança e proteção Mas a maior dificuldade ainda reside no custo das células Considerase que a geração tornase competitiva a partir de US 3000kW tomando como base de comparação a tarifa de fornecimento Nessa situação o custo do módulo seria de US 150 que a curva de aprendizagem sugere possível atingir nos Estados Unidos somente após 2020 Nessas condições considerouse que o aproveitamento da energia solar fotovoltaica integrada à rede seria marginal no horizonte de estudo A geração heliotérmica em bora haja estudos que apontem uma redução do custo de instalação de uma usina não se mostra ainda competitiva energia elétrica de outras fontes Outras fontes renováveis são os resíduos agrícolas e industriais que apresentam alguma viabilidade no longo prazo e a energia do mar principalmente derivada das correntes de maré e das ondas O aproveitamento dessas ainda está em fase incipiente tecnologicamente comparável à da geração eólica de 1015 anos atrás porém vem despertando interesse pelo pequeno impacto ambiental grande previsibilidade alta densidade energética e amplas perspectivas de evolução técnica Nesse caso o aproveitamento da energia cinética das marés é a tendência tecnológica que se consolida pela similaridade com a geração eólica n 572 Cenário de Expansão da Oferta Os estudos do plano decenal no ciclo de planejamento de 2006 que abrangem o período 20072016 foram desenvolvidos em paralelo aos estudos do PNE 2030 e da MEN 2030 Na Tabela 531 apresentase um resumo dos principais elementos da evolução da oferta de energia elétrica até 2015 tendo como base o plano decenal do ciclo passado 2005 e os estudos em curso do ciclo de 2006 26 Destacamse o projeto PRODUZIR para eletrificação de domicílios que instalou com recursos do Banco Mundial 11 mil sistemas de 50 W de po tência média e o Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios PRODEEM do MME agora incorporado ao Programa Luz para Todos com a instalação de quase 9 mil sistemas com potência média de 535 W em escolas postos de saúde igrejas centros comunitários bombe amento d água e etc Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 159 Tabela 531 Evolução da Capacidade Instalada no Período 20052015 em GW Fonte 2005 2015 Acréscimo no período médio anual Hidrelétricas 681 990 309 309 Grande porte1 681 990 309 309 Térmicas 142 218 76 076 Gás natural 87 130 43 043 Nuclear 20 33 13 013 Carvão 14 25 11 011 Outras 21 30 09 009 Alternativas 07 48 41 041 PCH 06 18 12 012 Centrais eólicas 2 14 14 014 Biomassa da cana 01 16 15 016 Resíduos urbanos 0 2 2 2 Importação 77 84 07 007 TOTAL 907 1340 433 433 Nota 1 exclui a parte paraguaia da Itaipu Binacional considerada na importação 2 valor inferior a 100 MW Com relação às fontes alternativas há aspectos específicos a considerar Do ponto de vista geográfico levouse em conta a distribuição do potencial de cada fonte conforme definido pelas condições naturais centrais eólicas e PCH ou pelas condições de produção e disponibilização do recurso energético bio massa da cana e resíduos urbanos Do ponto de vista regulatório considerouse o programa específico de incentivo o PROINFA cuja lei que o instituiu estabelece critérios gerais para a expansão Ainda que a segunda fase desse programa careça de regulamentação o custo médio de geração dessas fontes com exceção das centrais eólicas indica uma competitividade tal que independentemente da regulamenta ção podese esperar incremento importante na participação dessas alternativas É o caso em especial das centrais de cogeração a partir da biomassa da cana e das PCH No caso dos resíduos urbanos a necessidade de regulamentação de aspectos das atividades anteriores ao seu aproveitamento energético como por exemplo sistema de coleta e separação destinação do material coletado formação dos aterros etc sugere que a intensificação dessa alternativa cuja imple mentação já se inicia hoje ocorra ao final do horizonte de estudo No caso das centrais eólicas devese reconhecer que o esforço de redução do custo de investimento ainda não deverá conferir competitividade econômica a essa alternativa pelo que sua consideração significa a necessidade de manutenção de mecanismos de incentivo Diante do exposto considerouse o incremento das fontes alternativas na matriz elétrica brasileira a longo prazo ad hoc da análise energéticaeconômica convencional Com efeito a lógica que sustenta o Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 160 desenvolvimento dessas fontes é determinada por fatores externos ao setor elétrico Nessas condições os parâmetros considerados em cada caso para a expansão entre 2015 e 2030 foram PCH desenvolvimento de cerca de metade do potencial hoje conhecido o que significa acrescentar 6000 MW no período Centrais a biomassa aproveitamento do potencial indicado pelos estudos específicos sobre a cana deaçúcar significando acrescentar 4750 MW no período Resíduos urbanos aproveitamento energético de metade do volume de resíduo urbano produzido pelas 300 maiores cidades brasileiras cerca de 40 do volume nacional o que significa uma potência de 1300 MW Centrais eólicas instalação de uma capacidade instalada equivalente à toda a primeira fase do PROINFA o que significa acrescentar 3300 MW no período Com relação às fontes convencionais de produção de eletricidade a competição entre as hidrelétricas e termelétricas foi o problema apresentado à solução pelo modelo de cálculo utilizado considerando naturalmente a localização de cada fonte nos subsistemas interligados e o custo de expansão dessas interligações Tomando como referência o ritmo de expansão de cada uma dessas fontes nos próximos 10 anos horizonte do plano decenal e considerando um crescimento harmonioso27 desse ritmo para o fim do horizonte Este exercício definiu um total para a expansão da geração térmica entre 2015 e 2030 de 30000 MW Tabela 532 Geração a gás natural 15000 MW Geração nuclear 6000 MW Geração a carvão mineral 9000 MW dos quais 5000 MW com carvão nacional 27 Entendase por crescimento harmonioso um ritmo que se admita compatível com a evolução da capacitação industrial e do estágio de desenvolvi mento tecnológico bem assim com as restrições sócioambientais e as dificuldades de natureza regulatória Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 161 Tabela 532 Alternativas para a Expansão da Oferta de Energia Elétrica no Período 20152030 em MW Fonte Norte Nordeste Sudeste1 Sul Acréscimo máximo período por ano2 Hidrelétricas 44000 1100 10000 6200 61300 4090 Grande porte3 44000 1100 10000 6200 61300 4090 Térmicas 0 9000 15000 6000 30000 2000 Gás natural 0 4000 10000 1000 15000 1000 Nuclear 0 3000 3000 0 6000 400 Carvão 0 20004 20004 5000 9000 600 Outras 5 0 0 0 5 5 Alternativas 0 3950 8000 3400 15350 1025 PCH 0 500 4000 1500 6000 400 Centrais eólicas 0 2200 0 1100 3300 220 Biomassa da cana 0 950 3300 500 4750 320 Resíduos urbanos 0 300 700 300 1300 85 ToTaL 44000 14050 33000 15600 106650 7115 Notas 1inclui CentroOeste 2 valor médio 3 inclui hidrelétricas binacionais 4 carvão importado 5 valores numericamente pouco significativos correspondentes à expansão da carga do sistemas isolados remanescentes 02 do consumo nacional Expansão da oferta por fonte e por região A expansão que se apresenta corresponde aos resultados obtidos a partir do modelo de cálculo utilizado MELP Corresponde portanto à expansão que minimiza os custos de investimento e de operação do sistema observados os condicionantes considerados A expansão das fontes alternativas foi estabelecida ad hoc do modelo de cálculo Corresponde a am pliar a participação dessas fontes de 08 em 2005 para 51 e 91 em 2020 e 2030 respectivamente Do potencial hidrelétrico oferecido ao modelo de 61300 MW foram excluídos 4000 MW Não houve também indicação de expansão de geração a carvão importado isto é dessa geração no Sudeste ou no Nordeste Para a geração na base o carvão importado tem como concorrente direto nessas regiões além da importação da energia hidrelétrica de outras regiãoões a opção nuclear A menos de vantagens específicas que algum projeto possa oferecer por exemplo frete marítimo combinado com o frete de produtos mínerosiderúrgicos o carvão importado não se mostrou competitivo como já indicava o custo médio de geração dessa fonte na operação em regime de base Nessas condições e afora detalhamentos a expansão da oferta é a resumida na Tabela 533 discre tizada segundo períodos selecionados Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 162 Tabela 533 Expansão da Oferta de Energia Elétrica no Período 20152030 em MW Fonte Capacidade instala em Acréscimo 2020 2030 20052030 20152030 Hidrelétricas 116100 156300 88200 57300 Grande porte1 116100 156300 88200 57300 Térmicas 24372 37372 23145 15500 Gás natural 14035 21035 12300 8000 Nuclear 4347 7347 5345 4000 Carvão2 3015 6015 4600 3500 Outras3 2975 2975 900 Alternativas 8022 20122 19459 15350 PCH 2769 7769 7191 6000 Centrais eólicas 2282 4682 4653 3300 Biomassa da cana 2771 6371 6315 4750 Resíduos urbanos 200 1300 1300 1300 Importação 8400 8400 0 0 ToTaL 156894 222194 130804 88150 Notas 1 inclui usinas binacionais 2 referese somente ao carvão nacional não houve expansão com carvão importado 3 a expansão após 2015 é numericamente pouco signifi cativa por referirse aos sistemas isolados remanescentes 02 do consumo nacional Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 163 Em termos regionais a expansão da oferta de energia elétrica apresenta a composição resumida na Tabela 534 Tabela 534 Expansão da Oferta de Energia Elétrica no Período 20152030 por Região Geográfica em MW Fonte Norte Nordeste Sudeste1 Sul TOTAL Hidrelétricas 43720 580 8860 4140 57300 Grande porte2 43720 580 8860 4140 57300 Térmicas 0 5500 6000 4000 15500 Gás natural 0 3500 4000 500 8000 Nuclear 0 2000 2000 0 4000 Carvão 0 0 0 3500 3500 Outras 3 0 0 0 3 Alternativas 0 3950 8000 3400 15350 PCH 0 500 4000 1500 6000 Centrais eólicas 0 2200 0 1100 3300 Biomassa da cana 0 950 3300 500 4750 Resíduos urbanos 0 300 700 300 1300 ToTaL 43720 10030 22860 11540 88150 Notas 1inclui CentroOeste 2 inclui hidrelétricas binacionais 3 valores numericamente pouco significativos correspondentes à expansão da carga do sistemas isolados remanes cente 02 do consumo nacional n 573 Expansão das interligações A expansão das interligações foi determinada a partir do mesmo modelo de cálculo utilizado na expansão da geração isto é a minimização do valor presente do custo de expansão visvis as diversas opções concorrentes Tendo por referência as rotas alternativas de expansão das interligações estabelecidas como premissas e observados os demais condicionantes do estudo a simulação indicou os acréscimos sobre a configu ração 2015 configuração final apontada nos estudos do plano decenal de energia resumidos na Tabela 535 e indicados na Figura 519 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 164 Tabela 535 Expansão das Interligações Rota Extensão Cap MW Circuitos Expandidos Cap MW kM 2015 1500 MW 2250 MW 3000 MW 2030 SudesteCOeste Sul 852 3650 0 0 0 3650 Nordeste 1760 1000 0 0 0 1000 Imperatriz 1650 9000 0 0 0 9000 Madeira 1625 5600 0 0 0 5600 Tapajós 1800 0 0 0 5 15000 Nordeste Imperatriz 850 4850 0 1 0 7100 Norte Tucuruí Imperatriz 302 11500 1 0 1 16000 Altamira 220 1500 1 0 1 6000 Belo Monte 275 6000 0 4 0 15000 Belo Monte Altamira 55 0 0 1 0 2250 Madeira Manaus 913 0 0 0 0 0 Manaus Altamira 935 1500 0 0 0 1500 Tapajós Altamira 495 0 0 1 0 2250 Imperatriz 1265 0 0 0 0 0 Fonte EPE Figura 519 Sistema Interligado Nacional Expansão das Interligações 20152030 2250 MW 9000 MW 1000 MW 3650 MW 7000 MW 2250 MW 5600 MW 15000 MW 6300 MW Ivaiporã 7100 MW Altamira Imperatriz Nordeste Área 3 SE CO Área 1 Manaus Área 8 1500 MW TRANSMISSÃO Existente 2015 Alternativa 20162030 Expansão 20162020 Expansão 20212025 Expansão 20262030 6000 MW Tucuruí Área 4 16000 MW 15000 MW 3650 MW Sul Área 2 Itaipu Área 5 Madeira Área 7 Belo Monte Área 6 Tapajós Área 9 5630 MW Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 165 Notese que das rotas oferecidas ao modelo as que permitiriam a interligações ManausMadeira e TapajósImperatriz não foram utilizadas e que à exceção da integração do potencial do Tapajós a expansão das interligações não exigiu a abertura de novas rotas em relação às existentes ao final do horizonte do plano decenal O subsistema Manaus além da importante carga da capital do estado do Amazonas agrega também o potencial hidrelétrico da margem esquerda do rio Amazonas O subsistema Madeira além da carga do Acre Rio Branco e de Rondônia agrega o potencial do rio Madeira A não interligação entre os dois subsistemas indica que as sobras de geração em cada um estarão fluindo basicamente para o Sudeste Madeira e para o Nordeste Manaus No caso do Nordeste essa percepção é confirmada pelas expansões na rota AltamiraTucuruíImperatrizNordeste O pólo de geração do rio Tapajós tende a ficar orientado para o subsistema SudesteCentroOeste Essa solução para o atendimento desse subsistema permite que a geração de Belo Monte tenda a ser absorvida pelas cargas de Tucuruí e ainda do Nordeste Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 166 6Análise Consolidada Energia Economia e MeioAmbiente Esta seção apresenta de modo consolidado os resultados obtidos nas projeções da matriz energética brasileira para os anos 2005 2010 2015 e 2020 e 2030 para o cenário considerado n 61 Cenário de Referência n 611 Oferta Interna de Energia Principais Destaques Devido ao crescimento econômico previsto no Cenário B1 média anual de 41 e nos primeiros cinco anos do período 20052010 os condicionantes de curto prazo e o reflexo de decisões de investimento já tomadas a OIE atinge em 2030 o montante de 5571 milhões de tep tonelada equivalente de petróleo correspondente a uma taxa média de crescimento de 38 ao ano aa no período 2005 a 2030 e portanto levemente inferior ao crescimento médio do PIB Em razão de um maior crescimento de setores intensivos em energia nos primeiros anos da série temporal o cresci mento da OIE não é linear apresentando até 2010 uma taxa média de crescimento de 499 aa para um PIB de 36 aa e partir de 2010 até 2020 um crescimento da OIE de 36 aa reduzindo a taxa de crescimento para 34 aa na última década 2020 a 2030 também como decorrência das hipóteses de maior eficiência energética tanto do lado da demanda quanto do lado da oferta Em termos de participação das fontes de energia na OIE o agregado Outras Renováveis apresenta a maior taxa de crescimento no período 2005 a 2030 de 87 aa passando de 63 milhões tep em 2005 para 506 milhões tep em 2030 Perdem participação na OIE o Petróleo que passa de 387 em 2005 para 280 em 2030 25 aa de crescimento a Lenha que passa de 13 para 55 03 aa de crescimento e a Hidráulica que passa de 148 para 135 34 aa As demais fontes de energia aumentam a participação na OIE com destaque para o Gás Natural que passa de 94 para 155 59 aa e para o agregado Produtos da Cana que passa de 138 para 185 50 aa Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 167 Tabela 61 Projeção da Oferta Interna de Energia em milhares de tep 2005 2010 2020 2030 Energia não renovável 121349 159009 216007 297786 Petróleo e derivados 84553 97025 119136 155907 Gás natural 20526 37335 56693 86531 Carvão mineral e derivados 13721 20014 30202 38404 Urânio U3O8 e derivados 2549 4635 9976 16944 Energia renovável 97314 119999 182430 259347 Hidráulica e eletricidade 32379 37800 54551 75067 Lenha e carvão vegetal 28468 28151 28069 30693 Canadeaçúcar e derivados 30147 39330 69475 103026 Outras fontes primárias renováveis 6320 14718 30335 50561 TOTAL 218663 279008 398437 557133 Tabela 62 Taxas de Crescimento dos Energéticos nos Períodos 20052010 aa 20102020 aa 20202030 aa 20052030 aa Energia não renovável 56 31 33 365 Petróleo e derivados 28 21 27 247 Gás natural 127 43 43 592 Carvão mineral e derivados 78 42 24 420 Urânio U3O8 e derivados 127 80 54 787 Energia renovável 43 43 36 399 Hidráulica e eletricidade 31 37 32 342 Lenha e carvão vegetal 02 00 09 030 Canadeaçúcar e derivados 55 59 40 504 Outras fontes primárias renováveis 184 75 52 867 TOTAL 50 36 34 381 As fontes de energia Hidráulica Produtos da Cana e Outras Renováveis incorporam parcelas de ener gias alternativas que merecem ser destacadas A Hidráulica incorpora as Pequenas Centrais Hidrelétricas 30 MW os Produtos da Cana incorporam Bagaço adicional para geração de energia elétrica para distribuição pública e Outras Renováveis incorporam Biodiesel Biogás e energia Eólica Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 168 Tabela 63 Projeção da Oferta Interna de Energia participação em 20051 2010 2020 2030 Energia não renovável 555 570 542 534 Petróleo e derivados 387 348 299 280 Gás natural 94 134 142 155 Carvão mineral e derivados 63 72 76 69 Urânio U3O8 e derivados 12 17 25 30 Energia renovável 445 430 458 466 Hidráulica e eletricidade 148 135 137 135 Lenha e carvão vegetal 130 101 70 55 Canadeaçúcar e derivados 138 141 174 185 Outras fontes primárias renováveis 29 53 76 91 TOTAL 1000 1000 1000 1000 Figura 61 Evolução da Estrutura da Oferta Interna de Energia 100 80 60 40 20 0 1970 2005 2030 00 03 lenha e carvão vegetal 54 476 51 36 03 petróleo e derivados 377 138 29 130 hidráulica e eletricidade 148 63 94 387 12 30 185 91 280 155 gás natural carvão mineral 69 nuclear 135 55 da cana produtos outras renov Diversificação Vale assinalar ainda que os estudos apontam para uma maior diversificação da matriz energética brasileira De fato podese perceber uma tendência clara nessa direção em 1970 apenas dois energéticos petróleo e lenha respondiam por 78 do consumo de energia em 2005 eram quatro os energéticos que explicavam 803 do consumo além dos dois já citados mais a energia hidráulica e produtos da cana para 2030 projetase uma situação em que cinco energéticos serão necessários para explicar 846 do consumo entram em cena o gás natural e outras renováveis permanecem com Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 169 grande participação o petróleo a energia hidráulica e os produtos da cana havendo significativa perda de participação da lenha Participação de Renováveis Outro ponto que merece destaque é a manutenção do alto percentual de energia renovável que sempre caracterizou a matriz energética brasileira Cabe lembrar que em 1970 essa participação era superior a 58 em razão da predominância da lenha Com a introdução de ener géticos mais eficientes deslocando principalmente esse energético tal participação caiu para 445 no ano 2005 No horizonte de estudo 20052030 observase uma clara quebra de tendência na qual há um aumento da participação de energia renovável que alcança 465 em 2030 Muito desse movimento devese a introdução da biomassa do biodiesel e do processo Hbio no conjunto de opções para o de senvolvimento energético nacional os dois últimos a partir de 2010 Figura 62 Fontes Renováveis na Matriz Energética Brasileira 445 430 458 466 534 542 570 555 00 250 500 750 1000 2005 2010 2020 2030 Renovável Não renovável Com esta dinâmica de fontes alternativas a matriz energética brasileira continua em 2030 com forte presença de fontes renováveis de 466 percentual superior ao de 2005 de 445 Assim o Brasil continua em situação bem confortável em termos de emissões de partículas pela queima de combus tíveis quando comparado com a matriz energética dos países ricos com apenas 6 de participação de renováveis e com a matriz energética do mundo com 16 de participação de fontes renováveis Ver Figura 63 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 170 Figura 63 Evolução da Estrutura da Oferta Interna de Energia no Mundo no Cenário de Referência do International Energy Outlook 2007 para Comparação 0 20 40 60 80 100 1980 1990 2003 2010 2020 2030 Óleo Gás Natural Carvão Nuclear Renováveis Fonte IEO 2007 n 612 Análise de Eficiência Global O consumo per capita de energia brasileiro sempre se houve muito baixo ainda que se relevem efeitos do clima O crescimento da renda nacional e sua redistribuição deverão influir no sentido de que o con sumo por habitante aumente O cenário traçado para 2030 estima para uma população de mais de 238 milhões de habitantes uma oferta interna de energia de cerca de 560 milhões de tep A oferta interna de energia per capita tephabitantes evolui nessas condições de 119 2005 para 233 2030 como indicado na Tabela 64 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 171 Tabela 64 Evolução de Indicadores Selecionados para o Cenário de Referência B1 2005 2010 2020 2030 Oferta interna de energia OIE 103 tep 218663 279009 398437 557133 PIB 109 US 2005 7963 9558 13774 21332 Intensidade energética OIEPIB tep103 US 0275 0292 0289 0262 Oferta Interna de Energia per Capita tephab 119 141 181 233 Participação do Consumo Final Energético CFE na OIE 7550 7387 7243 7230 Participação do Consumo do Setor Energético CE na OIE 807 889 975 911 Participação do Consumo NãoEnergético na Oferta Interna de Energia 605 605 551 526 Participação das Perdas na Oferta Interna de Energia 1038 1120 1231 1333 CFEPIB tepmil 2005 US 021 022 021 019 Consumo Final do Setor AgropecuárioPIB tep103 US 012 012 012 011 Consumo Final do Setor IndustrialPIB do Setor tep103 US 023 025 026 022 Consumo Final Setor ServiçosPIB tep103 US 015 016 015 014 CFEhab tephab 090 104 131 169 Consumo de Eletricidade Total PopulaçãoMWhhab 197 237 310 415 Consumo Final Residencial de Eletricidade DomícilioMWhdomicílio 162 183 239 347 Consumo Final Residencial de Eletricidade PopulaçãoMWhhab 045 053 076 119 Consumo do Ciclo Otto por Habitante tephab 012 014 019 028 Consumo Per Capita A despeito desse crescimento devese reconhecer que o consumo per capita de energia brasileiro ainda se mostrará reduzido especialmente quando comparado a países desenvolvidos A título de comparação a OIE per capita em 2030 chega a 233 tephab valor ainda pouco representativo se comparado com o atual consumo dos EUA de 79 tephab ou do Japão de cerca de 4 tephab dando se o mesmo com o consumo de eletricidade per capita atualmente para o Brasil em torno de 1600 kWh per capita e apontando em 2030 cerca de 3470 kWh per capita Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 172 Tabela 65 Indicadores Selecionados para Comparação Internacional Estados Unidos 2004 Paises AIE Total 2004 Mundo 2004 América Latina 2004 União Européia 2004 ásia sChina 2004 China 2004 OIEPopulaçãotephab 791 515 177 11 382 063 125 OIEPIBtepmil 2000 US 022 019 032 032 02 071 085 OIEPIB PPPtepmil 2000 US PPP 022 019 021 016 016 019 023 Consumo Total de Eletricidade PopulaçãokWhhab 13338 9049 2516 1645 6474 617 1607 CO2OIEt CO2tep 249 233 237 187 221 194 293 CO2Populaçãot CO2hab 1973 1201 418 205 846 122 366 CO2PIBkg CO22000 US 054 045 076 059 044 137 25 CO2PIB PPPkg CO22000 US 054 044 051 029 035 037 066 Fonte AIE 2004 Intensidade Energética A evolução da intensidade energética traduz por um lado o melhor uso que se dá a energia e por outro lado efeitos por vezes complexos da estrutura produtiva e efeitos de escala Entre 1970 e 1980 houve uma redução drástica da intensidade energética indicando que o produto nacional aumentou com menor uso relativo de energia bem como efeitos de escala Nesse período o elemento chave dessa dinâmica foi a substituição de energéticos menos eficientes lenha por outros mais eficientes derivados do petróleo e eletricidade Nos períodos subseqüentes houve aumento da intensidade energética o que encontra respaldo no estágio de desenvolvimento econômico do país em especial de sua indústria bem como efeitos da forte recessão que nesta década registrouse e conse qüente perda de escala de produção Nos primeiros anos do horizonte de projeção componentes inerciais da oferta e da demanda de energia explicam porque esse indicador ainda cresce28 A tendência só é revertida ao longo do horizonte do estudo na medida em que ações de eficiência energética produzam resultados mais efetivos além de menor presença relativa de setores energointensivos na estrutura produtiva do país Conforme indicado na Tabela 64 e na Figura 64 a despeito do crescimento do PIB a intensidade energética tep103 US 2005 cai de 0275 em 2005 para 0262 ao final do período 28 Por exemplo decisões de investimentos em indústrias com perfil energointensivo e dinâmica de reposição tecnológica insuficiente para afetar significativamente a eficiência global no uso de energia Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 173 Figura 64 Evolução da Intensidade Energética n índice 1970100 tep103 US 2005 0 200 400 600 800 1000 1200 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 010 015 020 025 030 035 040 PIB Oferta interna de energia Intensidade energética Perdas Energéticas As maiores perdas ocorrem nos processos de geração térmica de energia elétrica e na transmissão e distribuição de eletricidade vindo em seguida as perdas nas carvoarias Em razão do aumento da geração térmica em relação à geração hidráulica e ingresso de outros centros de transformação as perdas totais aumentam em termos relativos Em 2030 as perdas totais passam a representar 1324 da OIE percentual superior ao de 2005 de 104 Figura 65 Decomposição da Oferta Interna de Energia 0 20 40 60 80 100 2005 2010 2020 2030 Participação do Consumo Final Energético CFE na OIE Participação do Consumo do Setor Energético CE na OIE Participação do Consumo NãoEnergético na Oferta Interna de Energia Participação das Perdas na Oferta Interna de Energia Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 174 Observase um aumento expressivo do setor energético no consumo que vai de 80 em 2005 alcan çando 911 em 2030 muito decorrente da entrada de centrais térmicas e novos centros de processa mento de petróleo O consumo nãoenergético mantém a sua participação na OIE ao longo do horizonte de estudo Vale comparar com indicadores internacionais para que se tenha alguma medida relativa As perdas energéticas totais em países desenvolvidos que muito geralmente são dependentes em petróleo são da ordem de 20 Indicadores de Acesso à Energia Finalmente há uma progressiva melhora com respeito a indica dores de acesso à energia o que pode ser depreendido de vários indicadores O consumo residencial de eletricidade por habitante que era de 045 MWhhab em 2005 alcança 119 MWhhab em 2030 ainda pouco se comparado com os países desenvolvidos ou com a média mundial Em 2004 segundo a AIE o mundo apresentava um consumo médio residencial de eletricidade da ordem de 25 MWhhab Pela mesma Agência os países membros da OCDE registravam no mesmo ano um consumo de 82 MWhhab Um indicador representativo é o consumo do ciclo Otto fundamentalmente veículos leves por habi tante que evolui a reboque do aumento do poder aquisitivo da população passando de 012 tephab em 2005 para 028 tephab em 2030 Dependência Externa A dependência externa definida como a relação entre o volume das importa ções líquidas diferença entre importações e exportações de energéticos e a oferta interna de energia mantém trajetória decrescente ao longo dos primeiros 15 anos do horizonte de projeção revertendo essa tendência ao final do período como resultado do crescimento da demanda associado à expansão da economia e das hipóteses sobre a evolução das reservas e produção de petróleo e gás natural A redução da dependência externa no final do período depende das hipóteses de crescimento da produção doméstica de petróleo e gás que conservadoramente foram mantidas constantes após atingir um valor máximo definido pelas reservas provadas atuais e das expectativas com relação aos campos licitados pela ANP Destaquese no período a redução da dependência de energia elétrica reflexo da menor participa ção relativa da parte paraguaia de Itaipu no fornecimento ao Brasil Destaquese ainda o aumento da dependência de carvão para atendimento à demanda industrial expansão do parque siderúrgico e a redução no final do horizonte das disponibilidades de etanol para exportação em função do crescimento do consumo doméstico O gás natural após atingir dependência de 40 em 2010 passa ao patamar de 30 em razão de forte expansão da produção A Figura 66 mostra a evolução da dependência externa de energia do Brasil Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 175 Figura 66 Evolução da Dependência Externa de Energia em 000 050 100 150 200 250 300 350 400 450 2005 2010 2020 2030 CFEhab tephab Consumo de Eletricidade Total PopulaçãoMWhcapita Consumo Final Residencial de Eletricidade DomícilioMWhcapita Consumo Final Residencial de Eletricidade PopulaçãoMWhcapita Consumo do Ciclo Otto por Habitante tephab n 613 Petróleo e Derivados Como reflexo da política continuada de investimento em exploração e produção estimase que a pro dução de petróleo atinja 296 milhões de barris por dia em 2020 e mantenhase nesse patamar até o fim do horizonte de estudo Prevêse que a produção de derivados de petróleo atinja 366 milhões de barris por dia em razão da expansão da capacidade de refino necessária para atender à demanda doméstica O consumo de petróleo segue trajetória de crescimento acompanhando as condicionantes do cenário macroeconômico Cenário B1 Ressaltase que ao longo do período poderá haver superávit no balanço produçãoconsumo de petróleo O balanço de produção e consumo de derivados de petróleo mostra alterações importantes em relação à situação atual No caso do óleo diesel a expansão do refino com perfis que privilegiam a produção de derivados leves e médios e a expansão da oferta biodiesel tornam o balanço superavitário ao longo do período de estudo Ainda no caso do diesel destaquese a produção a partir de óleos vegetais que contribui para a redução da demanda de óleo cru Em razão da presença do etanol e do aumento da frota de automóveis flexfuel a gasolina mantém o balanço superavitário que apresenta hoje embora o crescimento do consumo indique uma tendência de reversão desse quadro nos últimos anos do horizonte de análise No caso do GLP a expansão do refino modifica a situação atual o país é importador equilibrando o balanço produçãoconsumo com pequenos superávits A produção de GLP tende a pressionar menos a demanda de óleo cru com a utilização de líquidos de gás natural Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 176 Os principais derivados óleo diesel gasolina e GLP ganham participação na matriz de consumo de derivados em detrimento do óleo combustível e da nafta em decorrência principalmente da substitui ção destes por gás natural na indústria em geral óleo combustível e na química e petroquímica em particular nafta Embora mantenham posição de liderança entre as fontes em 2030 petróleo e seus derivados re presentarão cerca de 28 da Matriz Energética Brasileira perdendo perto de 10 pontos percentuais em relação à situação de hoje 2005 acentuando a tendência que se verifica nos últimos anos A Tabela 66 resume os principais indicadores relacionados à evolução da produção e consumo de petróleo e derivados A Figura 67 apresenta a estrutura do consumo de derivados em 2005 e no ano horizonte Tabela 66 Petróleo e Derivados Indicadores Selecionados em milhares de barris por dia 2005 2010 2020 2030 Produção de petróleo1 1632 2270 2960 2960 Produção de derivados2 1807 2053 3039 3869 Do qual Hbio e biodiesel 896 256 487 ImpExp líquida de petróleo 68 515 431 36 Importações líquidas de derivados 63 100 294 79 Consumo de derivados3 1777 2175 2821 3968 Consumo de óleo diesel4 662 907 1190 1686 Consumo de gasolina 305 337 452 728 Consumo de GLP 201 239 331 412 Reservas de petróleo5 11775 14910 19450 19450 Capacidade nominal de refino 1916 2127 2877 3377 Notas 1 Não inclui líquidos de gás natural 2 Inclui líquidos de gás natural Hbio e biodiesel 3 Corresponde ao consumo total de derivados inclusive outras secundárias de petróleo e produtos nãoenergéticos do petróleo 4 Inclui HBio e biodiesel 5 Considera RP 18 em bilhões de barris exportação líquida importação líquida Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 177 Figura 67 Estrutura do Consumo de Derivados em Hbio Biodiesel 123 GLP 113 Gasolina 172 Hbio Biodiesel 00 74 Diesel de petróleo 392 Outros 90 Querosene 31 Nafta 129 2005 Diesel de petróleo 302 Outros 101 Querosene 43 Nafta 104 2030 GLP 104 Gasolina 183 Óleo combustível Óleo combustível 40 n 614 Gás Natural A continuidade dos investimentos em exploração e produção permite elevar a produção além de 250 milhões de m3 por dia em 2030 o que significa uma expansão ao ritmo médio de 63 ao ano ao longo do horizonte 20052030 Ainda assim o crescimento da demanda no longo prazo visàvis essas perspectivas de produção nacional sinaliza a necessidade de complementação da oferta de gás natural no país através da importação de mais de 70 milhões de m3dia em 2030 Isso significa ampliar em 40 milhões de m3dia a capacidade de importação atual 30 milhões de m3dia no gasoduto BolíviaBrasil Considerada a importação planejada de GNL capacidade de regaseificação de 20 milhões de m3dia até 2009 a necessidade de importação adicional em 2030 seria de 20 milhões de m3dia O setor industrial permanecerá como principal consumidor do gás natural em processo continuado de substituição do óleo combustível Na geração de energia elétrica a demanda por gás de 76 milhões de m3dia poderá ser acrescida de 35 a 40 milhões de m3dia na hipótese de despacho continuado das ter melétricas em carga máxima Nessas condições o volume de importação acima indicado pode ser maior A estratégia poderia ser tratar a disponibilidade de GNL como um pulmão desse mercado eventuais excedentes poderiam ser exportados e em complemento equacionar uma importação adicional em relação a 2005 de pelo menos 50 milhões de m3dia por gasodutos Na Tabela 67 podese ver a evolução da estrutura do consumo de gás e são apresentados os princi pais indicadores do balanço do gás natural Como resultado o gás natural ganha de forma expressiva participação na Matriz Energética Brasileira passando de pouco mais de 9 em 2005 para mais de 15 em 2030 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 178 Figura 68 Estrutura do Consumo de Gás Natural sobre dados em tep 2005 2030 outros usos produção der petróleo setor energético geração elétrica transportes industrial 0 20 40 60 80 100 356 284 84 72 198 247 160 170 141 158 61 69 Tabela 67 Gás Natural Indicadores Selecionados em milhões de m3 por dia 2005 2010 2020 2030 Produção 55 90 169 252 Perdas e reinjeção 15 20 38 54 Importação 25 47 46 72 Disponibilidade interna total 64 116 177 269 Produção de derivados de petróleo 39 134 222 421 Geração de energia elétrica1 125 383 434 659 Consumo na indústria 225 316 518 759 Reservas2 306 631 1110 1654 Capacidade de processamento 47 64 104 154 Notas 1 considera despacho médio das usinas térmicas conforme estudos da expansão da oferta de eletricidade 2 considera RP 18 em bilhões m7 n 615 Derivados da Cana Em um cenário macroeconômico de aproveitamento das potencialidades nacionais em meio a um ambiente externo favorável Cenário B1 a competitividade da canadeaçúcar para fins energéticos é o principal elemento que justifica a expansão expressiva da produção de etanol inclusive com excedentes exportáveis Nesse contexto há um aumento da produção dos demais derivados da canadeaçúcar em especial da biomassa destinada à geração de energia elétrica Destaquese ainda que ao longo do hori zonte parte da biomassa produzida é destinada à produção do etanol pelo processo da hidrólise No final do horizonte há uma redução da disponibilidade de etanol para exportação em decorrência Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 179 do crescimento do consumo interno de energia no setor transportes em face principalmente do aumento da frota de veículos leves flex fuel Ainda contribui para essa redução eventuais limitações que possam surgir a uma maior expansão da área ocupada com a cultura da cana O uso mais intenso do etanol como combustível automotivo reduz a demanda de gasolina aliviando pressões sobre a demanda e o refino de petróleo Nessas condições em 2030 a cana e seus derivados passam a ser a segunda fonte de energia mais importante da Matriz Energética Brasileira com 185 de participação em 2005 138 inferior apenas à participação do petróleo e derivados A Tabela 68 resume os principais indicadores do balanço da cana para fins energéticos Tabela 68 Produtos da Canadeaçúcar Indicadores Selecionados 2005 2010 2020 2030 Etanol 106 m3 Produção 160 240 480 666 Exportação 25 43 142 115 Consumo em transportes 133 186 324 533 Energia primária 106 t Produção de caldo de cana1 979 1505 2915 3453 Produção de melaço1 125 192 389 531 Produção de biomassa2 1065 1363 2450 3674 Canadeaçúcar Produção 106 t 431 518 849 1140 Área plantada 106 ha 56 67 106 139 Produtividade tha 770 773 801 814 Notas 1 processado nas destilarias para produção de etanol 2 inclui bagaço e recuperação da palha biomassa em base úmida n 616 Energia Elétrica O consumo total de energia elétrica em 2030 é estimado em 10834 TWh o que significa uma expansão de 40 ao ano desde 2005 Notese que a estratégia para atendimento dessa demanda con templa iniciativas na área de eficiência energética adicionais a um progresso autônomo intrinsecamente considerado nas projeções que supririam uma parcela cerca de 5 dessa demanda Assim o requisito de produção seria de 10301 TWh A Tabela 69 resume os principais indicadores relativos ao balanço da eletricidade Do lado da oferta destacase a redução das perdas totais que se admite reduzidas em 2030 para 138 A energia hidráulica segue mantendo a liderança entre as fontes de produção porém sua participação cai da elevada proporção atual cerca de 85 em 2005 para pouco mais de 70 considerando que grande parte da importação é de origem hidráulica Itaipu e outras binacionais Em contrapartida a geração térmica convencional nuclear gás natural e carvão mineral expande sua participação de 7 para cerca Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 180 de 15 As fontes renováveis ou não convencionais nãohidráulicas biomassa da cana centrais eólicas e resíduos urbanos também experimentam crescimento expressivo passando a responder por mais de 4 da oferta interna de eletricidade Tabela 69 Eletricidade Indicadores Selecionados em TWh 2005 2010 2020 2030 Balanço geral Oferta interna 4419 5721 8266 11949 Produção 4029 5334 7825 11510 Importação líquida 390 387 439 439 Consumo total 3752 4862 7066 10301 Perdas 151 150 145 138 Produção1 Centrais de serviço público 3631 4960 7193 10558 Hidráulica 3341 3950 5857 8176 Nuclear 99 150 305 516 Carvão mineral 61 130 156 314 Gás natural 139 584 615 921 Biomassa da cana 0 11 146 335 Centrais eólicas 09 36 50 103 Resíduos urbanos 0 0 10 68 Outras fontes 72 99 54 125 Autoprodução1 308 374 632 952 Consumo2 Programa de conservação3 0 0 122 533 Setor energético 135 176 258 390 Residencial 832 1053 1691 2833 Industrial 1754 2370 3383 4555 Comercial e público 862 1073 1596 2673 Outros4 169 190 261 383 Notas 1 9 TWh da autoprodução de 2005 foram considerados em Centrais de Serviço Público em razão de que nas projeções a autoprodução transportada geração hidrelétrica despachada centralizadamente está incluída na produção destas centrais elétricas 2 a projeção do consumo inclui o progresso autônomo da conservação de energia elétrica 3 programa de conservação induzido 4 inclui transportes e agropecuária Do lado da demanda além das iniciativas de incremento da eficiência energética observase que o setor industrial segue sendo o principal segmento do consumo 42 em 2030 mas é digno de registro o crescimento do setor terciário quase 25 do consumo em 2030 e do setor residencial em torno de 26 refletindo as hipóteses de crescimento do nível de renda e da melhoria de sua distribuição não obstante os avanços que possam ser obtidos na área de eficiência energética Explica em parte esse comportamento o baixo nível de consumo per capita atual Na Figura 69 e Figura 610 podese observar a evolução da estrutura da oferta e do consumo de eletricidade entre 2005 e 2030 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 181 Figura 69 Estrutura da Oferta de Eletricidade em Importação 4 Eficiência energética 4 Importação 9 Autoprodução 9 Autoprodução 8 Hidráulicas Térmicas a gás natural Nucleares Térmicas a carvão Cogeração biomassa da cana Centrais eólicas Témicas resíduos urbanos Outras centrais térmicas 895 38 27 17 0 02 0 20 774 87 49 30 32 10 06 12 Centrais do serviço público 2005 2030 2005 2030 Centrais do serviço público 82 Centrais do serviço público 84 Figura 610 Estrutura do Consumo de Eletricidade em 2030 2005 37 Industrial 39 Industrial Residencial Residencial 23 19 Comercial e serviços 21 20 serviços Comercial e 3 energético Setor 3 energético Setor Perdas 13 Perdas 15 4 consumos Outros 3 consumos Outros A estratégia de atendimento à demanda contemplou a execução de um programa de ações e inicia tivas na área de eficiência energética tal que pudesse retirar do mercado algo como 53 TWh em 2030 Tratase de uma conservação adicional àquela intrinsecamente considerada nas projeções de demanda A hipótese de frustração dessa conservação adicional significa admitir por conseqüência uma expansão maior da oferta quantificada em 6400 MW Tendo em vista as limitações à expansão hidrelétrica dadas Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 182 pela classificação socioambiental considerada para o potencial hídrico essa oferta adicional seria basi camente constituída por termelétricas 94 ou 6000 MW n 617 Emissões de Gases de Efeito Estufa A emissão de gases de efeito estufa tornase a cada dia uma questão das mais relevantes diante da crescente preocupação mundial com as mudanças globais do clima especialmente o aquecimento do planeta Nesse aspecto o Brasil temse destacado por apresentar reduzidos índices de emissão compara tivamente ao resto do mundo Basicamente isto se deve ao elevado percentual de participação de fontes renováveis de energia na matriz energética brasileira29 que em 2005 foram responsáveis por 445 da oferta interna de energia no país No horizonte de longo prazo aspectos como o nível de crescimento da economia e a estrutura de expansão do consumo de energia exercem papel fundamental na evolução futura das emissões de CO2 Como destacado anteriormente prevêse forte crescimento na evolução do consumo total de energia primária no Brasil Nos primeiros anos este crescimento é capitaneado pelos condicionantes de curto prazo e pelo reflexo de decisões de investimento já tomadas Nas décadas seguintes são os condicionantes inerentes do cenário econômico que determinam a evolução da demanda de energia Não obstante essa forte expansão a taxa de crescimento da demanda de energia é progressivamente menor em relação à taxa do PIB Assim em razão do aumento da participação de fontes renováveis na matriz energética o nível de emissões de CO2 deverá se ampliar ao longo do horizonte do estudo mas com taxas médias de cresci mento abaixo das taxas da demanda interna de energia De fato projetamse emissões de pouco mais de 770 milhões de toneladas de CO2 em 2030 com taxa média anual de 35 sobre 2005 enquanto que a demanda de energia cresce a 38 aa A evolução do perfil de consumo de energia primária implica em distintos ritmos de crescimento das emissões totais de CO2 Com efeito às fontes renováveis de energia derivados de canadeaçúcar lenha reflorestada e carvão vegetal se associa contribuição líquida nula a essas emissões Assim como se pode observar na Figura 611 são os derivados de petróleo os maiores contribuintes para as emissões totais ao final do horizonte cerca de 58 do total A despeito de apresentar fatores de emissão menores do que os demais combustíveis fósseis o gás natural expande sua contribuição para aproximadamente 21 do total em 2030 resultado da maior penetração na indústria bem como para geração elétrica A expansão da atividade siderúrgica no país e de plantas termelétricas a carvão que levam a um aumento do consumo do carvão mineral e derivados fazem com que esse energético passe a responder por cerca de 18 das emissões totais de CO2 em 2030 29 Esta participação inclui a geração elétrica a partir da energia hidráulica do bagaço de canadeaçúcar e de centrais eólicas o uso do álcool auto motivo no setor de transportes e do carvão vegetal na siderurgia Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 183 Do lado produtivo o setor de transportes e a indústria são os maiores contribuintes para o crescimento das emissões no longo prazo 68 do total ver Figura 612 A geração elétrica apresenta a maior taxa de crescimento de emissões no período 25 anos cerca de 5 ao ano fazendo com que a participação desse segmento nas emissões aumente de 9 em 2005 para 138 em 2030 Figura 611 Estrutura das Emissões de CO2 por Fonte em 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2005 2010 2020 2030 24 144 123 709 29 162 174 636 36 180 195 590 38 179 208 575 Derivados de Petróleo Carvão Mineral Gás Natural Combustíveis Residuais Notas 1 Carvão mineral inclue gás de coqueria coque de carvão mineral e alcatrão 2 Derivados de petróleo e gás natural não incluem os usos não energéticos 3 Combustíveis residuais incluem recuperações de gases industriais Figura 612 Estrutura das Emissões de CO2 por Setor em milhões de t CO 2 323 415 562 771 100 80 60 40 20 0 2005 2010 2020 2030 284 130 68 428 90 125 65 295 388 126 129 73 321 362 115 106 70 304 382 138 Geração Elétrica Setor Energético Transportes Outros Setores Indústrial Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 184 As emissões específicas isto é por unidade de energia consumida crescem no início do período de estudo porém passado o efeito das condições iniciais e dos fatores inerciais que condicionam o com portamento da economia e da demanda de energia passam a apresentar uma tendência declinante como reflexo do aumento da participação de fontes renováveis ver Figura 613 Nesse panorama o índice de 148 t CO2tep calculado para 2005 diminui para 138 t CO2tep no final do horizonte passando por um valor máximo de 149 t CO2tep em 2010 Assim o Brasil segue com uma matriz energética ainda mais limpa que a atual e com índice de emissão de CO2 ainda bastante inferior à média mundial atual Figura 613 Evolução das Emissões Específicas de CO2 em ton CO2tep com base na Oferta Interna de Energia 100 110 120 130 140 150 160 2005 2010 2020 2030 Por fim cabe destacar que as estimativas de emissões aqui apresentadas consideram premissas quanto ao uso eficiente da energia progresso autônomo e a maior penetração de fontes renováveis de energia Essas premissas refletem em grande medida políticas já definidas pelo governo brasileiro e medidas complementares na mesma direção Entre políticas já definidas são evidências o PROINFA os programas de conservação PROCEL e CONPET o Programa Brasileiro de Etiquetagem a Lei de Eficiência Energética o Programa Nacional do Biodiesel o Programa do Álcool etc Entre medidas complementares alinhamse a ampliação dessas iniciativas assim como de linhas de financiamento algumas já existentes favoráveis a essas formas de energia incentivos à cogeração etc Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 185 n 618 Investimentos30 petróleo e derivados Os principais itens do investimento demandado pela expansão da oferta de petróleo e derivados referemse a duas grandes áreas de concentração de atividades e negócios quais sejam exploração e produção EP e refino Investimentos no abastecimento e na distribuição são por suposto relevantes porém são tipicamente dispersos e envolvem múltiplos agentes A estimativa do esforço de investimento associado à expansão da oferta foi restringida aqui apenas à EP e ao refino Com relação à EP tomouse como referência o índice calculado pela razão entre o CAPEX capital expenditure e a correspondente produção de óleo cru de diversas companhias petrolíferas tendo por base valores projetados para o período 2005200831 A média para 15 companhias é de 137 USbbl índice superior do que se infere do Plano de Negócios 20072011 que pode significar uma superestimativa prudente diante da incerteza preconizada Nessas condições considerando a projeção de evolução da produção de petróleo Cenário B1 estima se que ao longo do horizonte serão demandados investimentos de US 3325 bilhões Quanto às expectativas de investimentos no refino de petróleo levaramse em conta os investimen tos já programados para a ampliação e adaptação do parque existente e para a construção planejada da refinaria do Nordeste e da refinaria petroquímica do Rio de Janeiro A partir dessas referências dadas pelo Plano de Negócios 20072011 da Petrobrás foram estimados os investimentos na expansão do refino até 2030 Até 2011 a Petrobrás que controla 98 das instalações de refino do país estima a aplicação de US 104 bilhões US 21 bilhões por ano em média na ampliação e na adaptação desse parque em operação e adicionalmente admitiuse que entre 20102020 seria aplicado o mesmo montante na atualização do parque existente Assim com esse fim entre 2005 e 2030 considerouse investimentos de US 208 bilhões A refinaria do Nordeste conforme dados da Petrobrás irá demandar investimentos de US 45 bilhões No horizonte é prevista a instalação de três novas refinarias sendo que duas delas apresentam complexi dade similar a essa refinaria do Nordeste A terceira compreende unidades adicionais como a destilação a vácuo e de coqueamento entre outras indicando um investimento maior Nessas condições estimase que o investimento na expansão da capacidade de refino novas refinarias entre 2005 e 2030 envolverá recursos de US 205 bilhões A refinaria petroquímica do Rio de Janeiro envolve investimentos globais de US 95 bilhões Esse valor compreende além da refinaria em si a instalação de todo o pólo petroquímico inclusive as unidades de 2ª geração O investimento na refinaria tomado isoladamente monta a cerca de US 52 bilhões valor tomado como referência para a segunda refinaria petroquímica prevista Nessas condições o investimento total no refino é estimado em US 557 bilhões entre 2005 e 2030 30 As estimativas de investimento aqui apresentadas estão expressas em dólares americanos US Isso se deve ao fato de que uma parcela im portante dos investimentos é relativa a equipamentos ou serviços cujas referências são internacionais muitos desses equipamentos são mesmo importados Para os itens de custo em que a referência está em moeda nacional utilizouse a taxa de câmbio US 100 R 220 A base de preços adotada é o segundo semestre de 2006 31 Valores apresentados por Gabrielli de Azevedo J S Presidente da Petrobrás em apresentação feita na Rio Oil Gas 2006 no dia 14 de setem bro de 2006 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 186 Por fim com relação à demanda de investimentos para produção do biodiesel extrarefinaria nos volumes projetados aproximadamente 185 bilhões de litros em 2030 estimase um montante de re cursos próximo de US 4 bilhões compreendendo esse valor as aplicações na instalação das usinas de processamento dos óleos vegetais Agregandose os investimentos nessas atividades EP refino e produção de biodiesel chegase ao valor global de US 392 bilhões a serem aplicados no período conforme indicado na Tabela 610 Tabela 610 Investimentos na Área de Petróleo de Derivados em US bilhões 20052030 Média Anual Em do total Exploração e produção 3325 133 848 Refino 557 22 142 Outros 40 02 10 ToTaL 3922 157 100 Gás Natural Os investimentos na cadeia de oferta do gás natural aqui estimados contemplam basicamente a fase de exploração e produção EP e o posterior processamento e transporte em alta pressão Não foram estimados investimentos demandados para expansão da rede de distribuição Na etapa de EP assim como no caso do petróleo as estimativas de investimento embutem incertezas relacionadas aos riscos geológicos envolvidos na atividade e aos riscos da viabilidade comercial do poço que somente se conhece expost aos levantamentos sísmicos de dados e às perfurações exploratórias A principal referência disponível para esses investimentos no Brasil é o Plano de Negócios 20072011 da Petrobrás do qual se infere que até 2010 essa empresa investirá algo como US 17 bilhões com a produção aumentando de cerca de 40 milhões de m3dia e as reservas de 325 bilhões de m3 Esses aspectos sugerem que os investimentos em EP de gás natural aumentem no longo prazo mais que proporcionalmente em relação ao valor que se infere do Plano de Negócios da Petrobrás Estimamos levandose em conta o aumento das reservas em 1020 bilhões de m3 entre 2010 e 2030 investimentos totais para algo entre US 60 e US 70 bilhões no período 2010 até 2030 Assim considerando o exposto e os investimentos já programados até 2010 estimase os investi mentos em EP do gás natural em US 80 bilhões entre 2005 e 2030 O principal elemento constitutivo do investimento no processamento de gás natural é o custo de instalação das unidades As referências utilizadas para estimativa desse custo foram as unidades de Cacimbas da Petrobrás no Espírito Santo Nessa instalação os módulos têm capacidade unitária de pro cessamento de 35 milhões de m3dia de gás e investimento associado de cerca de US 180 milhões Por outro lado adotouse como que uma UPGN típica seria composta com módulos de capacidade de processamento de 5 milhões de m3dia de escala similar portanto a dos módulos de Cacimbas Com base na referência de custo adotada isso significa um custo de instalação de US 260 milhões por módulo Os estudos indicaram ainda que em relação à capacidade nominal instalada em 2005 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 187 haveria a necessidade de 20 novos módulos Nessas condições os investimentos na expansão da capa cidade de processamento do gás natural nos próximos 25 anos até 2030 foram estimados em torno de US 52 bilhões Ainda relacionado ao processamento a instalação de novas UPGNs requer investimentos nas interli gações entre essas unidades e a malha de gasodutos A estimativa de custo neste caso é bastante difi cultada pelos diversos condicionantes de cada projeto como a localização da UPGN distância da malha de gasodutos diâmetro da interligação condições de terreno etc A dispersão é muito grande como indicam as informações apresentadas na Tabela 611 referentes a instalações existentes Tabela 611 Características de Interligações de UPGNs em Operação Rota Diâmetro polegadas Extensão km Capacidade 106 m3dia Cacimbas Catu 26 980 20 Vitória Cacimbas 26 117 20 Cabiúnas Vitória 28 300 20 Cabiúnas Reduc 30 183 30 Gasbel ll 16 292 69 Japerí Reduc 28 40 5 15 Caraguatatuba Taubaté 26 102 15 Paulínea Jacutinga 14 80 5 Replan Japerí 28 448 86 Considerando as indicações deste estudo quanto ao volume de gás a ser transportado para as UPGN e o tamanho padrão adotado para os módulos definiuse para efeito de estimativa do custo de investimento das interligações das UPGNs os seguintes parâmetros básicos diâmetro 26 polegadas extensão 250 km capacidade 20 milhões de m3dia Vale mencionar que tais parâmetros de referencia são sombreados por uma variabilidade considerável quanto ao investimento correspondente Ainda assim considerando a expansão da capacidade de trans porte de 100 milhões de m3dia entre 2025 e 2030 estimouse investimentos de US 750 milhões no período para escoamento do gás processado nas UPGNs Com relação à expansão da malha básica de gasoduto do país os estudos do plano decenal de energia 20062015 sinalizam investimentos entre US 16 e US 20 bilhões até 2015 para a ampliação em relação a 2005 da capacidade de transporte em 30 a 35 milhões de m3dia O consumo de gás projetado para 2030 corresponde aproximadamente ao dobro do valor previsto para 2015 Nessas condições o Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 188 valor de US 4 bilhões seria uma estimativa conservadora dos investimentos na ampliação da rede de gasodutos entre 2005 e 2030 Com relação aos investimentos relacionados à importação de gás podese conceber duas situações que oferecem condições de contorno para efeito de estimativa de custo Ampliação da importação de países vizinhos por meio de gasodutos nesse caso além do Gasbol em operação com capacidade para 30 milhões de m3dia podese considerar conforme indicado neste trabalho importações de 50 milhões de m3dia até 2030 Ampliação das instalações de regaseificação de GNL nesse caso além das instalações previstas até 2009 com capacidade total de regaseificação de 20 milhões de m3dia podese considerar a instalação de plantas regaseificadoras com capacidade total entre 40 e 60 milhões de m3dia No primeiro caso a referência natural é o Gasbol que com extensão de cerca de 2200 km envolveu investimentos de US 2 bilhões Uma importação adicional envolveria ou a ampliação do Gasbol ou a importação da Venezuela país detentor de extensas reservas de gás e com o qual o Brasil negocia a im plantação de um gasoduto para o Nordeste No último caso as distâncias envolvidas são maiores cerca de 4000 km no Brasil e a rota do empreendimento envolve travessias difíceis pela região Amazônica No segundo caso as instalações que a Petrobrás programa para o Nordeste e o Rio de Janeiro envol vendo investimentos de US 13 bilhões constituem naturalmente importantes referências de custo que são corroboradas com dados internacionais do OilGás Journal e de recentes workshops internacionais significando que cada 10 milhões de m3dia de capacidade de regaseificação envolve em média inves timentos de US 600 milhões Em qualquer caso é ponto comum a instalação das já referidas plantas de regaseificação da Petrobrás até 2009 Assim estimase que o investimento na expansão da oferta de gás importado demandaria investimentos no período 2005 e 2030 entre US 43 e US 63 bilhões Nessas condições estimase que a expansão da oferta de gás natural no período 20052030 demande investimentos de US 90 bilhões exclusive as aplicações na distribuição conforme resumido na Tabela abaixo Tabela 612 Investimentos na Área de Gás Natural em US bilhões 20052030 Média Anual Em do total Exploração e produção 80 320 85 Processamento 6 024 6 Malha básica de gasodutos 4 016 4 Importação 5 020 5 ToTaL 95 38 100 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 189 Derivados da canadeAçucar Os investimentos no setor sucroalcooleiro podem ser divididos em dois conjuntos claramente dis tintos os relativos à fase agrícola e os vinculados à etapa industrial de produção de etanol os inves timentos na produção de eletricidade para a rede elétrica serão considerados no item que trata desse energético Na fase agrícola são requeridas inversões na implantação e formação do canavial o que ocorre em etapas ao longo de um período que se estende por três a cinco anos Conforme a prática normal do setor essas etapas dizem respeito à aquisição de terras à seleção e aquisição das mudas de variedades adequa das e aos tratos culturais Essa etapa compreende também investimentos em equipamentos agrícolas Esses investimentos são naturalmente sensíveis à região escolhida não apenas pelo custo da terra mas também pelas suas características climáticas que podem exigir mudas de canadeaçúcar de varie dades diferentes e demandar tratos culturais diversificados Na etapa industrial da produção de etanol os investimentos se referem às instalações comuns obras civis estação de recepção preparo e moagem da cana geração de vapor e de energia elétrica à destilaria de etanol propriamente dita e as instalações auxiliares O montante investido varia fundamentalmente em função da escala de produção tamanho das unidades e da tecnologia empregada As referências disponíveis para os investimentos na fase agrícola são a DATAGRO 2006 e um es tudo realizado pelo Núcleo Interdisciplinar de Planejamento Energético NIPE da UNICAMP de 2005 A primeira indica um índice que sintetiza o valor agregado do investimento entre R 5800 e R 6300 por tonelada de cana produzida anualmente O estudo da UNICAMP aponta um valor um pouco maior de R 7500 Com base nessas referências considerando a expansão da produção de cana cenarizada neste estudo e que 60 dessa produção se destina à produção de etanol32 o restante se destina à produção de açúcar estimase que os investimentos na fase agrícola envolvam entre 2005 e 2030 recursos de US 11 a US 14 bilhões A DATAGRO e o estudo da UNICAMP fornecem referências de custo também para a fase industrial da produção do etanol De acordo com a DATAGRO os investimentos iniciais requeridos na etapa industrial de produção de etanol são em função da quantidade de canadeaçúcar processada da ordem de R 9000 a R 10000 por tonelada O estudo da UNICAMP indica um valor da mesma ordem de grandeza porém um pouco maior de R 10250 por tonelada de cana processada para etanol Esse estudo porém apresenta um maior detalhamento que permite exprimir o investimento inicial em termos da quantidade anual de etanol produzido ou seja em termos da capacidade da unidade de processamento O valor do investimento nessas condições é de R 102500 por m³ Nessas condições considerando a expansão da produção de etanol cenarizada neste trabalho de 39 milhões de m3 entre 2005 e 2030 estimase que os investimentos na fase industrial envolvam no período recursos de US 18 bilhões Dessa forma os investimentos totais na cadeia de produção de etanol ao longo do horizonte são estimados entre US 29 e US 32 bilhões o que significa um índice de US 740 a US 820 por m3 Nessas condições a Tabela 613 resume os investimentos demandados na cadeia de produção do etanol no período 20052030 32 Hoje safra 20062007 a destinação da cana para a produção de etanol é menor correspondendo a cerca de 48 As projeções do próprio setor indicam que essa proporção deve se elevar e já para a safra 20122013 prevêse que 60 da produção de cana se destinem para produzir o etanol Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 190 Tabela 613 Investimentos na Cadeia de Produção do Etanol em US bilhões 20052030 Média Anual Em do total Etapa agrícola 12 048 40 Etapa industrial 18 072 60 ToTaL 30 120 100 energia elétrica O investimento na cadeia de produção da eletricidade abrange três segmentos principais geração transmissão e distribuição inclusive instalações gerais Na geração referese à implantação das novas usinas Na transmissão além das inversões na expansão e na construção de novas interligações entre os subsistemas incluemse também o reforço de toda a malha da rede básica em consonância com o aumento da carga e dos fluxos de energia A distribuição envolve a instalação de equipamentos e a ex pansão da rede de média e baixa tensão dependente da evolução do consumo final Os investimentos na geração variam com a fonte utilizada e portanto com a estratégia de expansão adotada Os custos de referência são resumidos na Tabela 614 Considerando a expansão do parque gerador indicada neste estudo estimase que os investimentos globais na geração de energia elétrica entre 2005 e 2030 possam atingir US 168 bilhões dos quais US 117 bilhões 70 em usinas hidre létricas de grande porte US 22 bilhões 13 em fontes de geração alternativa US 17 bilhões 10 em termelétricas convencionais e US 12 bilhões 7 em centrais nucleares Tabela 614 Custos de Investimento Referenciais na Geração de Energia Elétrica em USkW Fonte de Geração USkW Hidrelétrica1 1330 Potencial até 60900 MW2 1100 Potencial entre 60900 E 70900 MW 1450 Potencial entre 70900 E 80900 MW 1800 Potencial acima de 80900 MW 2500 PCH 1200 Cogeração a partir da biomassa da cana 900 Centrais eólicas 1200 Resíduos sólidos urbanos 1250 Centrais nucleares 2200 Térmicas a carvão mineral 1600 Térmicas a gás natural 750 Outras usinas3 500 Notas 1 valor médio considerando a instalação de 88200 MW conforme indicado nos estudos deste PNE 2 inclui a capacidade indicada nos estudos do plano decenal 3 instala ções nos sistemas isolados remanescentes predominantemente motores diesel Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 191 De acordo com o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 20062015 PDEE 20062015 o crescimento da carga do sistema interligado nacional no horizonte decenal 1866 TWh demandaria in vestimentos na rede de transmissão de US 179 bilhões sendo 68 em linhas de transmissão com tensão iguais ou superiores a 69 kV e 32 em subestação e transformação Considerada a mesma base de custos e tendo em vista que entre 2005 e 2030 a expansão da carga nesse sistema será de cerca de 700 TWh já admitida o progresso induzido da eficiência energética os investimentos totais na transmissão rede básica poderiam ser estimados em US 68 bilhões valor esse que inclui a expansão das interligações indicada neste projeção da Matriz Energética 2030 Historicamente os investimentos em distribuição e instalações gerais situaramse entre 15 e 20 das inversões totais no setor elétrico Entre 1970 e 1987 a média foi de 17733 Não há indicações de que esta proporção tenha se alterado ou que venha a se alterar substancialmente no futuro Estudo recente da consultoria Tendências34 tomando por base metodologias de estimação aceitas no mercado e considerando tanto as necessidades de financiamento para atender o aumento da carga quanto os investimentos requeridos para a reposição de equipamentos obsoletos ou que se aproximam do final de sua vida útil estima que as inversões na distribuição correspondam no período 20032012 a 171 dos investimentos totais no setor elétrico A partir dessas referências e considerando as hipóteses assumidas para os custos de geração e trans missão estimase que entre 2005 e 2030 sejam demandados investimentos na distribuição na faixa de US 48 a US 52 bilhões Nessas condições os investimentos requeridos para a expansão do setor elétrico são os resumidos abaixo Tabela 615 Investimentos no Setor Elétrico em US bilhões 20052030 Média Anual Em do total Geração 168 67 59 Transmissão 68 27 24 Distribuição 50 20 17 ToTaL 286 114 100 33 Conforme Fortunato LAM et alii Introdução ao Planejamento da Expansão e da Operação de Sistemas de Produção de Energia Elétrica Ed Universitária da UFF Niterói 1990 no período 197074 a proporção foi de 20 em 197579 157 em 198083 138 e no intervalo 198487 213 p 26 34 Camargo JM e Guedes F EM coordenadores Setor Elétrico Brasileiro Cenários de Crescimento e Requisitos para a Retomada dos Investi mentos Tendências Consultoria Integrada São Paulo novembro de 2003 p 135 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 192 Resumo Considerando os principais recursos energéticos que compõem a oferta interna de recursos e que responderão por mais de 90 de sua expansão no horizonte 20052030 estimase que o montante de investimentos necessário para a expansão do setor energético no período 20052030 possa ultrapassar US 800 bilhões concentrados mais de 80 nos setores de petróleo e energia elétrica como indica a Tabela 616 Em termos médios anuais o investimento no setor energético será de US 321 bilhões e representará algo como 22 do PIB A Figura 614 ilustra a repartição dos investimentos projetados no período pelos principais setores Tabela 616 Investimentos no Setor Energético em US bilhões 20052030 Média Anual Em do total Petróleo de derivados 392 157 488 Gás natural 95 38 118 Canadeaçúcar 30 12 37 Eletricidade 286 114 356 ToTaL 803 321 100 Figura 614 Repartição Setorial dos Investimentos no Setor Energético no período 20052030 em Canadeaçúcar 4 Petróleo e derivados 49 Eletricidade 35 Gás natural 12 É importante ressaltar que essas estimativas de investimentos apesar de incluírem custos de mitiga ção e compensação de impactos ambientais podem ser afetadas por restrições processuais no licencia mento de obras e empreendimentos que alarguem os cronogramas de desembolso ou signifiquem custos adicionais Da mesma forma outros elementos de risco podem afetálas como a evolução da regulação das atividades de produção e uso da energia a necessidade de adaptação de projetos a restrições físicas Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 193 ou ocorrências não esperados em sua execução condições de financiamento etc Por fim importa ob servar não estão considerados Custos financeiros ao longo da implantação dos projetos de investimento Inversões na distribuição de gás e de combustíveis líquidos e No incremento da eficiência energética n 62 Cenários Alternativos e Análise de Sensibilidade A construção de cenários alternativos e analises de sensibilidades servem ao propósito de inquirirse sobre a estabilidade dos cenários construídos ou estudaremse quebras estruturais Enquanto uma Analise de Sensibilidade se restringe a um número pequeno de parâmetros e visa estu dar pequenas alterações em torno do cenário de referência assumido mantendose no entanto alinhado com as premissas fundamentais do cenário a elaboração de cenários alternativos trata com um número maior de parâmetros modificando mesmo as grandes premissas Por outro lado a construção de cenários alternativos possibilita por comparação com o cenário de referência perceber as trajetórias as quais o planejador deve atentar e a partir destas consubstanciar sua visão estratégica Analise de Sensibilidade B11 Supõese aqui que haja uma evolução distinta da preconizada para Geração de Energia Elétrica Especificamente haja substituição de geração de térmica a gás natural por ingresso complementar de geração nuclear Neste caso se dando uma adição de 2 GW à capacidade ins talada nuclear em 2020 e mais 4 GW de capacidade instalada de energia nuclear em 2030 Esta trajetória pode advir se as condições de distribuição e oferta de gás natural se deteriorarem ou se considerarse a competitividade do Gás Natural e da Energia Nuclear para Geração de Energia Elétrica Analise de Sensibilidade B12 Uma segunda análise de sensibilidade possível se dá supondo a substituição parcial da geração a gás natural e à carvão ao longo do horizonte Neste caso há um ingres so de mais 2 GW de capacidade instalada de geração nuclear em 2020 em substituição à geração a gás natural e mais 4 GW em 2030 em substituição à geração por gás natural e por carvão mineral No Cenário B11 a participação da energia nuclear vai de 12 até 47 com leve abatimento nas emissões queda de 003 t CO2tep mas uma melhora substancial na dependência energética passando de 95 no cenário de referência para 85 no cenário B11 com redução de 6400 MW de capacidade instalada de geração a gás natural e acréscimo de 4000 MW de capacidade nuclear com distintos fatores de capacidade em 2030 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 194 Tabela 617 Evolução da Oferta Interna de Energia na Análise de Sensibilidade B11 em milhões de tep 2005¹ 2010 2020 2030 Energia não renovável 1213 1590 2187 3016 Petróleo 845 970 1191 1559 Gás natural 205 373 547 812 Carvão mineral e derivados 137 200 302 384 Urânio U3O8 e derivados 25 46 147 261 Energia renovável 973 1200 1824 2593 Hidraúlica e eletricidade 324 378 546 751 Lenha e carvão vegetal 285 282 281 307 Canadeacúçar e derivados 301 393 695 1030 Outras fontes primárias renováveis 63 147 303 506 TOTAL 2187 2790 4012 5609 Nota Acréscimo de 2 GW em 2020 e 4 GW em 2030 de Energia Nuclear Tabela 618 Evolução da Participação na Análise de Sensibilidade B11 em 2005¹ 2010 2020 2030 Energia não renovável 555 569 545 538 Petróleo 387 348 297 278 Gás natural 94 134 137 145 Carvão mineral e derivados 63 72 75 69 Urânio U3O8 e derivados 12 17 37 47 Energia renovável 445 430 454 462 Hidraúlica e eletricidade 149 135 136 134 Lenha e carvão vegetal 130 101 70 55 Canadeacúçar e derivados 138 141 173 184 Outras fontes primárias renováveis 29 53 76 90 TOTAL 100 100 100 100 Nota Acréscimo de 2 GW em 2020 e 4 GW em 2030 de Energia Nuclear No Cenário B12 a participação da energia nuclear vai aos mesmo 47 enquanto que a participa ção do carvão mineral e derivados em 2030 se reduz a 61 patamar abaixo dos 65 de 2005 Devido à substituição parcial da geração a carvão por nuclear embora não haja decréscimo substantivo com respeito a dependência externa de energia observase um leve ganho com respeito às emissões com um abatimento nas emissões de 004 t CO2tep da oferta interna de energia em relação ao cenário de referência ao final do horizonte No mesmo cenário há uma entrada ao final do horizonte dos mesmo Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 195 4000 MW em geração nuclear contra uma redução de capacidade instalada de geração a carvão de 3000 MW e redução de capacidade instalada de geração térmica a gás de 2650 MW Tabela 619 Evolução da Oferta Interna de Energia na Análise de Sensibilidade B12 em milhões de tep 2005¹ 2010 2020 2030 Energia não renovável 12135 15901 21874 30041 Petróleo 8455 9702 11914 15591 Gás natural 2053 3733 547 843 Carvão mineral e derivados 1372 2001 3020 341 Urânio U3O8 e derivados 255 463 147 261 Energia renovável 9731 12000 18243 25935 Hidraúlica e eletricidade 3238 378 5455 7507 Lenha e carvão vegetal 2847 2815 2807 3069 Canadeacúçar e derivados 3015 3933 6947 10303 Outras fontes primárias renováveis 632 1472 3033 5056 TOTAL 21866 27901 40117 55975 Nota Acréscimo de 2 GW em 2020 e 4 GW em 2030 de Energia Nuclear Tabela 620 Evolução da Participação na Análise de Sensibilidade B12 em 2005¹ 2010 2020 2030 Energia não renovável 555 570 545 537 Petróleo 387 348 297 278 Gás natural 94 134 137 151 Carvão mineral e derivados 63 71 75 61 Urânio U3O8 e derivados 12 17 37 47 Energia renovável 445 430 455 463 Hidraúlica e eletricidade 148 135 136 134 Lenha e carvão vegetal 130 101 70 55 Canadeacúçar e derivados 138 141 173 184 Outras fontes primárias renováveis 29 53 76 90 TOTAL 100 100 100 100 Nota Acréscimo de 2 GW em 2020 e 4 GW em 2030 de Energia Nuclear Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 196 Tabela 621 Quadro Comparativo Resumido para 2020 e 2030 Cenário de referência 2020 2030 Capacidade instalada nuclear MW 4300 7347 Capacidade instalada a gás natural MW 14000 21035 Capacidade instalada a carvão MW 3011 6015 Dependência externa de energia sobre OIE 13 95 Emissões em t CO2tep de OIE 141 138 Analise de Sensibilidade B11 Adicional capacidade instalada nuclear MW 2000 4000 Redução capacidade instalada a gás natural MW 3230 6400 Dependência externa de energia sobre OIE 07 85 Emissões em t CO2tep de OIE 139 135 Análise de Sensibilidade B12 Adicional capacidade instalada nuclear MW 2000 4000 Redução capacidade instalada a gás natural MW 3230 2650 Redução capacidade instalada a carvão mineral MW 0 3000 Dependência externa de energia sobre OIE 07 91 Emissões em t CO2tep de OIE 139 134 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 197 7 Análise SócioAmbiental e Indicadores de Energia Sinopse n 71 Indicadores de Energia Conforme sustentado pela Agencia Internacional de Energia Atômica IAEA 2005 os recursos ener géticos têm um impacto direto sobre a pobreza as oportunidades de emprego a educação a evolução demográfica o nível de poluição etc Portanto ao se abordar a utilização dos recursos energéticos devese também considerar questões como impacto ambiental acessibilidade aos recursos segurança energética dentre outros Neste sentido os indicadores permitem sintetizar informações sobre uma realidade complexa e variá vel constituindose em uma importante ferramenta As informações expressas na forma de indicadores e índices são números que procuram descrever um determinado ângulo da realidade ou a relação entre seus diversos aspectos Os indicadores de energia expostos foram escolhidos seguindose as melhores práticas e fontes inter nacionais reputáveis tendo como referência os relatórios Energy Indicators for Sustainable Develop ment Guidelines and Methodologies 2005 da Agência Internacional de Energia Atômica IAEA e New Zealand Energy Indicators 2006 do Ministério do Desenvolvimento Econômico da Nova Zelândia A construção de indicadores em determinado país é um processo de aprimoramento constante que está em consonância com o desenvolvimento e amadurecimento do planejamento energético de longo prazo Os indicadores aqui propostos devem ser vistos como pertencentes ao início de um processo de avaliação da MEN e da própria geração de seus cenários futuros Box Definições e Comentários sobre os Indicadores Intensidade Energética Os Indicadores de Intensidade Energética medem no mais alto nível o esforço de um país para se obter o desenvolvimento econômico a partir do insumo energético Sendo assim o comportamento ideal deste indicador seria um crescimento econômico contínuo com redução ou estabilização na deman daoferta de energia Veja que se obtém a sua redução pelo aumento da eficiência dos processos mas também pelo melhor uso econômico Acesso a Energia Os Indicadores de Acesso à Energia medem o nível do uso de energia numa base per capita e refletem os padrões do uso de energia da socie dade Sua importância está relacionada ao fato do uso limitado do acesso à energia ser um sério constrangimento enfrentado pelos países em desenvolvimento Sendo assim um comportamento desejado para este indicador seria uma trajetória de crescimento que refletisse um maior acesso das populações mais carentes à energia e aos serviços a ela relacionados Indicadores de MeioAmbiente Os Indicadores de Energia relaciona dos à dimensão ambiental são bastante vastos e referemse à água solo e ar Neste trabalho limitase a desenvolver o tema emissões mais especificamente Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 198 aquelas relativas aos poluentes gasosos e deixa para futuros aprimoramentos as demais áreas Um dos grandes desafios atuais da sociedade é atender sua crescente demanda por energia sem colocar em risco a sustentabilidade ambiental signifi cando um controle mais estrito das emissões A estimação do nível de emissões adicionais necessárias para que o país possa atender sua demanda futura de energia é uma importante informação que serve para balizar tanto o planejamento do desen volvimento como para sustentar os pleitos referentes às necessidades de emissão dos países de industrialização recente Emissões de GEE Este Indicador mensura o total de emissões de GEE Gases de Efeito Estufa relacionadas à Oferta de Energia per capita e por unidade do PIB Além de ser um Indicador estratégico é utilizado internacionalmente e portanto facilmente comparável Indicadores de Segurança Energética Os Indicadores de segurança energé tica retratam de uma forma geral à disponibilidade física da oferta para satisfazer uma determinada demanda a um preço dado de forma a manter a sustentabilidade econômica e ambiental A manutenção de uma oferta estável de energia é um dos principais objetivos a serem alcançados pelo desenvolvimento sustentável Inter rupções na oferta de energia constituem um tipo de risco sistemático que precisa ser detectado para que se possam implementar as medidas cabíveis Dependência Externa de Energia A Dependência Externa de Energia referese em que extensão um país depende de importações para atender seus requerimentos de energia Disponibilidade de Recursos Os Indicadores de disponibilidade de recursos referemse à relação das reservas de energia no final de determinado ano para pro dução de energia O objetivo destes indicadores é mensurar a disponibilidade das reservas nacionais de energia com respeito à produção de determinado combustível no caso petróleo e gás Sendo assim tais indicadores provêem uma medida relativa de quanto tempo as reservas provadas irão durar se a produção continuasse nos níveis atuais Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 199 Tabela71 Indicadores de Economia e Energia para o Cenário de Referência 2005 2010 2020 2030 Quadro Resumo dos Indicadores de Economia e Energia População Milhões 18400 19800 22000 23900 Número Domicílios Milhões 5141 5751 6975 8184 PIB bilhões US 2005 79630 95584 137743 213328 PIB Setor Agricultura bilhões US 2005 6689 8486 12161 18727 PIB Setor Industrial bilhões US 2005 31852 38439 52978 78288 PIB Setor Serviços bilhões US 2005 41089 48659 72605 116313 Oferta Interna de Energia milhões US 2005 21866 27901 39844 55713 Consumo Final Total de Energia CFT milhões US 2005 19591 24644 35305 48336 Consumo Final NãoEnergético CFNE milhões US 2005 1322 1718 2121 2925 Consumo Final do Setor Energético CFSE milhões US 2005 1764 2311 4318 5129 Consumo Final Energético CFE excluso o consumo do setor energético milhões de tep 16504 20615 28866 40282 Consumo Final Setor Agropecuário milhões de tep 836 1046 1500 2136 Consumo Final Setor Industrial milhões de tep 7350 9479 13536 17493 Consumo Final Setor Serviços milhões de tep 6136 7706 10909 16607 Consumo Final Residencial 2183 2384 2922 4046 Consumo Residencial Final de Eletricidade TWh 8327 10540 16640 28380 Consumo de Eletricidade Total TWh 36160 46910 68160 99220 Consumo do Ciclo Otto milhões de tep 2227 2747 4123 6621 Emissão de CO2 Mt de CO2 3231 4146 5621 7708 Continua Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 200 2005 2010 2020 2030 Indicadores SócioAmbientais e de Usos da Energia Participação do Consumo Final Energético CFE na OIE 7548 7389 7245 7230 Participação do Consumo do Setor Energético na OIE 807 828 1084 921 Participação do Consumo Final NãoEnergético CFNE na OIE 605 616 532 525 Participação das Perdas na OIE 1041 1167 1139 1324 OIEPopulaçãotepper capita 119 141 181 233 OIEPIBtepmil 2005 US 028 029 029 026 CFTPIB tepmil 2005 US 025 026 026 023 CFEPIB tepmil 2005 US 021 022 021 019 Consumo Final do Setor AgropecuarioPIB tepmil 2005 US 012 012 012 011 Consumo Final do Setor IndustrialPIB tepmil 2005 US 023 025 026 022 Consumo Final do Setor ServiçosPIB tepmil 2005 US 015 016 015 014 CFEhab tephab 090 104 131 169 Consumo Final de Eletricidade Total PopulaçãoMWhhab 197 237 310 415 Consumo Final Residencial de Eletricidade DomícilioMWh domicílio 162 183 239 347 Consumo Final Residencial de Eletricidade PopulaçãoMWhhab 045 053 076 119 Consumo do Ciclo Otto por Habitante tephab 012 014 019 028 Fator de Capacidade da Geração de Energia Hidroelétrica Inclui APE Itaipu e PCH 053 053 053 056 Fator de Capacidade do Refino de Petróleo 091 081 094 094 CO2OIEt CO2tep 148 149 141 138 CO2Populaçãot CO2hab 176 209 255 323 CO2PIBkg CO22000 US 041 043 041 036 Participação de Renováveis na OIE 4450 4301 4579 4655 Indicadores de Segurança Energética Dependência Líquida de PETRÓLEO E DER 03 187 262 18 Dependência Líquida de GÁS NATURAL 409 288 90 61 Dependência Líquida de CARVÃO MINERAL 826 846 833 757 Dependencia Líquida de ÁLCOOL 152 176 294 171 Dependencia Líquida de ELETRICIDADE 88 68 53 37 DEPENDÊNCIA Líquida Energética 133 53 13 95 Razão RP Petróleo anos 18 18 18 18 Razão RP Gás anos 173 193 18 18 Tabela71 Indicadores de Economia e Energia para o Cenário de Referência Continuação Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 201 n 711 Indicadores SócioAmbientais e de Usos da Energia Estrutura da OIE A participação do consumo final energético excluso o consumo próprio e o con sumo nãoenergético na Oferta Interna de Energia OIE decresce de 755 para cerca de 7230 de 2005 até 2030 com um aumento das perdas de 102 para cerca de 132 e aumento do consumo do setor energético refletindo o ingresso de geração térmica e processamento De fato o Consumo do Setor Energético Consumo Próprio segue de 807 em 2005 para um patamar de 9 em 2030 significando um consumo expressivo nas refinarias nas usinas de álcool e na geração térmica de eletricidade No mundo a participação do consumo final energético na OIE excluindo o consumo do setor ener gético e o consumo nãoenergético orla em torno de 63 em razão da maior participação da geração térmica de eletricidade A participação do consumo nãoenergético no Brasil segue de 605 para 525 Nos países desenvolvidos esta participação em 2003 foi em média de 7 chegando a 8 no Japão e até 15 em alguns países Figura 71 Indicadores Selecionados e Evolução no Horizonte 20052030 2005 2010 2020 2030 OIE Renováveis na Participação de Perdas na OIE Participação das CFNE na OIE Participação do na OIE Setor Energético Consumo do Participação do CFE na OIE Participação do 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Acesso a Energia As projeções acenam a um maior acesso a energia ao final do horizonte De fato enquanto a OIEPopulação passa de 119 tep per capita para 233 tep per capita em 2030 o consumo final residencial de eletricidade por domicílio evolui de 162 MWhDomicílio para 347 MWhDomicílio no mesmo período Embora significativo cabe lembrar que ainda é distante dos indicadores dos países desenvolvidos Em 2004 os EUA apresentavam 79 tep per capita e os países membros da Agência Inter nacional de Energia cerca de 515 tep per capita De modo semelhante o Consumo de Eletricidade por habitante evolui de 197 MWhcapita em 2005 para 415 MWhcapita em 2030 significando uma universalização eficaz mas ainda distante de Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 202 indicadores dos países mais desenvolvidos EUA em 2004 apresentou 133 MWhcapita e a América Latina cerca de 17 MWhcapita O Consumo do Ciclo Otto por habitante que fundamentalmente releva o consumo dos automóveis de passeio se eleva com o aumento de poder aquisitivo mais que dobrando ao longo do horizonte evoluindo de 012 tephabitante até 028 tephabitante em 2030 Eficiência Energética A Intensidade Energética da Oferta OIEPIBtepmil 2005 US decai de 028 tepmil US para 026 tepmil US no horizonte 20052030 assim como a Intensidade Energética do Consumo Final por PIB ainda que de maneira diferenciada nos setores sendo mais pronunciada no setor de serviços e agropecuário Ainda no quesito eficiência fazse mister observar os fatores de capacidade dos centros de trans formação As refinarias preconizam um aproveitamento médio de 90 considerando que os EUA e a União Européia25 mantém um fator de capacidade de 93 desde meados dos anos 90 e que a média atual na América do Sul e Central é de cerca de 81 o prognóstico pode ser considerado bom O fator de capacidade da geração hidroelétrica evolui de 053 atuais para 056 uma significativa melhora fruto do aumento da capacidade de regularização do sistema devido a entrada de termoeletricidade e mais empreendimentos de transmissão MeioAmbiente A participação de renováveis alcança 466 em 2030 no mundo este percentual é de cerca de 13 graças a entrada da bioenergia e o aproveitamento hidroelétrico possível Em termos de emissões tanto as toneladas de CO2 por tep quanto por PIB diminuem graças ao aumento da eficiência no uso da energia e à manutenção da participação das fontes renováveis Enquanto os países da OCDE emitem 234 toneladas de CO2 por tep de OIE o Brasil apresenta um índice muito inferior 148 t CO2 tep decrescendo até 138 t CO2tep em 2030 parcialmente devido ao ingresso da bioenergia Os países desenvolvidos OCDE apresentam atualmente emissões per capita da ordem de 1109 t CO2habitante e emissões de CO2 por PIB por volta de 047 t CO2US Em contrapartida o Brasil apresenta emissões per capita de 176 t CO2habitante 2005 indo a 323 t CO2 per capita até 2030 n 712 Segurança Energética Por segurança energética de um país compreenderseá o adequado suprimento de energia necessário a preços razoáveis e estáveis para o seu desenvolvimento econômico sustentável É importante ressaltar que o conceito de desenvolvimento sustentável entendese construído sobre outros três conceitos in terdependentes e mutuamente sustentadores desenvolvimento econômico desenvolvimento social e proteção ambiental incorrendo portanto no compromisso entregerações De maneira sucinta os cinco elementos tradicionais para a análise da segurança energética são os centros de demanda a logistica e fontes de suprimento energético a geopolitica a estrutura de mercado e a análise das instituições A segurança energética per si nos orienta então a buscar fontes alternativas de energia maior com petição na oferta de energia eficiencia energética diversificação energética a elaboração de planos de contigencia e outras politicas Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 203 Box A Agenda da Segurança Energética Daniel Yergin sugeriu alguns princípios norteadores para balizar a questão na cional da segurança energética havendo já diversas versões sendo a diversificação e a interdependência centrais Daniel Yergin é diretor do Cambridge Energy Research Associates CERA Ele recebeu o premio Pulitzer pelo trabalho The Epic Quest for Oil Money and Power Atualmente é diretor da Força Tarefa de Pesquisa Estratégica e Desenvolvimento para Energia do Departamento Americano São os seguintes os princípios sugeridos Diversificação das fontes de suprimento energético é o ponto inicial da se gurança energética Reconheça a realidade da integração energética mundial Uma margem de segurança em capacidade nos estoques emergência e re dundância em pontos críticos da infraestrutura é importante Depender de mercados flexíveis e evitar a tentação da microadministração dos mercados podem facilitar os ajustamentos de curto prazo e minimizar as ame aças de longo prazo Entenda a importância da mutua interdependência entre companhias gover nos em todos os níveis Fomente o relacionamento entre fornecedores e consumidores de energia Crie uma atitude pro ativa com respeito a segurança que envolva produtores e consumidores Provenha informação de boa qualidade ao publico antes durante e depois que o problema ocorrer Invista regularmente em inovação tecnológica na industria Comprometase com pesquisa inovação desenvolvimento para o equilíbrio energético de longo prazo e para as transições A segurança energética significa fundamentalmente perceber a interdependência entre mercados existentes na atualidade em que pese a razoável instabilidade política em diversas regiões do planeta Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 204 Box Politicas de Segurança da Agência Internacional de Energia O que está incluso no sistema de segurança energética de petróleo da AIE Manutenção peremptória de estoques nacionais mínimos e planos para o uso coordenado com os seus membros e outros paises nãomembros restrição de demanda substituição de combustível operação coordenada das organizações nacionais de emergência testes das medidas de emergência e treinamento em situações em tempo real de emergências bem como sistema de realocação da oferta disponível se necessário Qual o nível dos estoques recomendados Os membros da AIE mantêm em estoques algo como 41 bilhões de barris de estoques de barris públicos e privados o que equivale a meta legal obrigatória de 90 dias de importação do ano anterior Alguns paises possuem percentuais relativos também ao consumo por pertencerem à União Européia A distinção dos critérios de estoque é fundamentalmente que a AIE utiliza a base da importação líquida e a União Européia utiliza o consumo O corte de fornecimento mais significativo até hoje foi durante a guerra entre o Irã e o Iraque que acarretou uma restrição de 56 milhões de barris por dia durante seis meses A agência acionou a chamada ação coordenada algumas vezes entre os seus membros Em 1991 durante a guerra do Golfo e em outras ocasiões O plano de contingência foi acionado em 17 de janeiro de 1991 e tornou disponível cerca de 25 milhões de barris por dia dos estoques bem como outras medidas de menor impacto Outro exemplo ocorreu durante a greve na Venezuela e em resposta aos danos provenientes da passagem do furacão Katrina quando a Agencia tornou disponível cerca de 2 milhões de barris por dia dos estoques por 30 dias Os estoques são mantidos compulsoriamente pelas empresas pelo Governo e pelas Agencias Cerca de 23 dos estoques são mantidos pelas empresas Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 205 Segurança Energética no Horizonte 2030 No tocante ao petroleo ainda que o país produza o volume de petróleo consumido é necessária a importação de certos tipos de óleos específicos de for ma a que o refino possa melhor atender à demanda de derivados No início da década passada o Brasil importava em grande parte petróleo oriundo do Oriente Médio No entanto o volume importado de tal região reduziuse significativamente nos últimos dez anos sendo a Arábia Saudita o principal país fornecedor atualmente dentre os do Oriente Médio Os petróleos africanos que em 1995 representavam cerca de 20 do total importado em 2004 passaram a contribuir com 71 do total importado com grande contribuição da Argélia e Nigéria Da mesma forma que os petróleos do Oriente Médio os pe tróleos africanos são geralmente mais leves que o petróleo brasileiro Da América do Sul o principal país fornecedor de petróleo é a Argentina sendo que a sua participação caiu muito nos últimos anos Óleo diesel GLP e nafta são os três principais derivados importados pelo Brasil representando 70 das importações de derivados em 2004 Tabela 72 Evolução das Importações de Petróleo pelo Brasil por Região em milhares de barris Regiões geográficas países e blocos econômicos Importação de petróleo 0504 2000 2001 2002 2003 2004 2005 América do Norte 0 2076 1863 0 5130 Américas Central e do Sul 59189 35039 19830 11153 11869 6677 4374 Europa e exUnião Soviética 2042 5890 6296 0 Oriente Médio 31647 27666 38694 36250 37830 35248 683 África 53936 85658 72608 73634 122809 91412 2557 ÁsiaPacífico 578 879 Fonte ANP Calculandose a dependência de derivados como a relação percentual entre as importações e o con sumo de derivados de petróleo verificase que o Brasil de uma dependência em 2005 de cerca de 4 evolui até uma situação confortável de exportador líquido de derivados em barris de petróleo ao longo do período alcançando uma exportação líquida sobre o consumo de 09 em 2030 Também digno de menção é a participação da Bioenergia no mercado de consumo diesel que se eleva de 6 em 2010 até 189 em 2030 significando um aumento da segurança energética No tocante à dependência total de petróleo e derivados em toneladas equivalentes de petroleo em termos prospectivos apontase para uma dependência de petróleo e derivados ao final de 2030 de 18 A dependência com respeito ao carvão mineral advém do Carvão Metalúrgico carvão de alto poder calorífico e pureza que hoje é quase em sua totalidade importado Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 206 Figura 72 Dependência Energética no Horizonte 20052030 em 2005 2010 2020 2030 100 80 60 40 20 0 20 40 Der Petróleo e Líquida de Dependência Natural Líquida de Gás Dependência Mineral Carvão Líquida de Dependência Álcool Líquida de Dependencia Eletricidade Líquida de Dependencia Líquida Energética Dependência Diversidade de Fontes de Energia na Matriz Concernente a diversidade de fontes de energia o Brasil se encontra em uma situação hoje mais tranqüila Neste sentido observamos que a partir de 2005 todos os indicadores de diversidade têm evoluído Dentre os indicadores mais utilizados destacamse o Índice de HerfindahlHirschman ou HHI que é soma do quadrado das participações na Oferta Interna de Energia e indicadores de número de fontes O HHI é muito utilizado para se perceber o grau de concentração em distribuições O valor pode variar de 0 até 10000 resultado do quadrado de uma participação única de 100 Outro índice interessante é o número de participações superiores a 25 5 e 10 A evolução de tais índices para o Brasil pode ser observada na Tabela que segue que mostra um aumento lento e significativo da diversificação no cenário em curso Tabela 73 Evolução da Diversidade Energética no Horizonte 20052030 2005 2010 2020 2020 HHI 22113 19545 17593 17172 Participações Superiores a 10 4 5 4 4 Participações Superiores a 5 6 7 7 7 Participações Superiores a 25 7 7 8 8 Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 207 8 Políticas Públicas Governamentais para o Setor Energético e Recomendações Considerações Iniciais A análise de diversos cenários de evolução da economia e dos respectivos consumos de energia do País com avaliação de todos os principais usos dos energéticos e perspectivas de sua priorização permite conhecer a priori quais as alternativas desvantajosas que cumpre evitar pro pondo as políticas que visam levar às situações mais favoráveis para a produção transporte e consumo energético no País Para esses cenários foram estudadas as possíveis evoluções dos valores e da estrutura do consumo final de energia por fonte e por setor tomando em conta os hábitos de consumo a atividade industrial comercial agrícola de transportes de serviços etc O aumento da eficiência energética foi tratado como se fora uma fonte adicional de energia de exploração e suprimento menos impactante no ponto de vista ambiental Um importante aspecto que um horizonte de longo prazo permite vislumbrar é o da segurança de suprimento pois permite identificar gargalos e propor medidas duradouras que utilizem amplamente as instalações que serão construídas dentro de seu período de vida útil A segurança de suprimento não está somente ligada à capacidade de fornecer o energético como também de garantir sempre o seu adequado transporte n 81 Oferta de Energia e Políticas Públicas A Matriz Energética do Brasil de fato sempre se distinguiu internacionalmente pela alta participa ção de fontes renováveis de energia inicialmente somente fruto dos empreendimentos hidroelétricos na produção de eletricidade e mais tarde pela introdução do álcool de cana de açúcar como carburante nos automóveis Isso proporcionou ao País uma matriz mais limpa em termos de poluição ambiental para benefício de toda sociedade brasileira Tendo em conta as atuais tendências mundiais de preocupação exacerbada com o aquecimento global é de grande interesse procurar ampliar essa participação mas se isso for impossível devese pelo menos tentar manter essa participação nos níveis atuais Ademais também nortearam a adoção da hidroeletricidade e do álcool de cana como energéticos o fato de ter se desenvolvido localmente tecnologia de ponta em ambos os casos além de terse insta lado no País suficiente capacidade e engenharia de projeto e construção e a infraestrutura industrial para atender a praticamente todos os itens necessários à produção de equipamentos a construção de instalações etc Nesse contexto é bom destacar no que concerne a energia elétrica que para manter a alta partici pação renovável a hidroeletricidade continua sendo a que apresenta condições mais favoráveis para a produção de energia de base tanto pelo potencial existente como pela sua atratividade econômica uma vez que seu impacto ambiental local pode ser bem quantificado ter seu custo avaliado e incorporado ao custo da energia além de atenuado e compensado No entanto no horizonte de longo prazo tornase fundamental preparar o País para a futura tran Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 208 sição entre uma expansão predominantemente hidrelétrica como ocorreu nos últimos quarenta anos para uma expansão com características completamente distintas com uma participação crescente de fontes alternativas renováveis como eólica e outras e de usinas térmicas utilizando diferentes insumos energéticos de preferência também renováveis como a biomassa Outra característica da oferta de energia elétrica é a necessidade crescente de usinas de alto fator de capacidade para o que não se pode contar com as opções eólicas e de biomassa esta última em geral mais atinente à cogeração Com respeito ao potencial de cogeração da indústria da cana ressaltese que ainda não se encontra devidamente explorado em plenitude a despeito de seus enormes atrativos Afora a utilização das energias renováveis considerando uma visão de longo prazo é necessário planejar uma expansão para a geração térmica no País com unidades a carvão nucleares e a gás natural inclusive o GNL além das usinas utilizando biomassa já mencionadas O Brasil dispõe de todas as alternativas térmicas com maior potencial para a nuclear e o carvão justamente em função da disponibilidade abundante de combustível Com respeito às usinas térmicas a carvão a opção seria utilizar na região Sul o combustível nacional como já tem sido desenvolvido mas nas regiões Sudeste e Nordeste poderia ser considerada a alternativa do combustível importado particularmente no longo prazo A opção nuclear deve ser observada sobretudo para a época após a conclusão da Usina Nuclear de Angra III Neste caso ressaltamse as grandes reservas de urânio no Brasil e o alto nível da competência técnica nacional em todo o processo da cadeia de produção De fato é factível a execução de toda a cadeia de produção no país desde a exploração enriquecimento produção do combustível e a própria geração sendo o Brasil autosuficiente no processo de geração de energia elétrica nuclear Destarte vislumbrase que a alternativa de expansão térmica de base no Brasil quando do esgota mento do potencial hidrelétrico aproveitável após 2020 deverá ser fundamentalmente baseada em uma combinação de geração a carvão e geração nuclear e complementada pela geração a gás Fora do setor elétrico o gás natural nesse horizonte gradativamente tornase um combustível nobre decorrente da crescente demanda seja pelo setor industrial e de transporte Por este motivo a implementa ção da infraestrutura necessária para a importação do GNL tornase atraente nesse horizonte no Brasil A entrada em cultivo produção e uso de novos biocombustíveis também remete ao problema de seu transporte desde a área de cultivo até a de produção do combustível e daí até os pontos de distribuição ao consumidor Essa é uma área em que se poderão ter grandes economias se propriamente planejada e incentivada Por outro lado o fato do sistema de geração de energia elétrica ser predominantemente hidroelétrico levou também a se desenvolver um grande complexo de transporte levandose em conta as diversidades hidrológicas entre as diversas bacias hidrográficas envolvidas além de garantir a segurança do abaste cimento Ainda relativamente ao setor elétrico é bom lembrar que embora a tecnologia de projeto constru ção e fabricação de componentes do sistema de distribuição de eletricidade seja predominantemente nacional há deficiências nesse sistema que conduzem a níveis de perda inaceitáveis em algumas áreas do País Fazse mister posicionarse com relação a esse ponto e propor as medidas que permitam corrigir Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 209 esse problema ao longo do tempo Considerandose o exposto em linhas muito gerais as diretrizes políticas do setor energético relativas à oferta de energia deveriam se centrar nos seguintes pontos Garantir a segurança de abastecimento com modicidade tarifária promovendo a livre concor rência atraindo investimentos e garantindo a qualidade do abastecimento Buscar manter a grande participação de energia renovável na Matriz mantendo a posição de destaque que o Brasil sempre ocupou no cenário internacional Fomentar a eficiência energética na produção de energia no País Incrementar em bases econômicas sociais e ambientais a participação dos biocombustíveis na matriz energética nacional Promover o desenvolvimento ampliar o mercado de trabalho e valorizar os recursos energéticos e preservar o interesse nacional Procurar utilizar sempre tecnologia nacional no desenvolvimento das fontes competitivas Para isso traçar trajetória de desenvolvimento das fontes que leve em conta sua disponibilidade e sua potencialidade até 2030 de modo a melhor aproveitálas e Procurar sempre otimizar o transporte de energia entre a área em que ela é produzida até a chegada ao consumidor final inclusive reduzindo ao mínimo as perdas envolvidas no processo A seguir são tratadas as diversas fontes com as suas diretrizes políticas específicas n 811 Energia Renovável Hidroeletricidade Na expansão preconizada fica caracterizada a importância e a prioridade das grandes usinas hi drelétricas da Amazônia para o atendimento do sistema após 2010 em particular as que já dispõem de estudos de engenharia e ambientais desenvolvidos de forma que possam ser consideradas para o atendimento do mercado após aquele ano No caso das usinas hidrelétricas de médio porte em função da quase interrupção dos estudos de inventário e de viabilidade a partir da década de 90 o País não dispõe atualmente de uma carteira de projetos usinas hidrelétricas com estudos de viabilidade concluídos e com licenças ambientais prévias aprovadas em quantidade suficiente para atender a expansão dos requisitos do mercado de energia elétrica do sistema interligado nacional nos montantes necessários no horizonte de longo prazo Para prosseguir no aproveitamento desse potencial que se situa basicamente nas regiões Norte e Centro Oeste e que não se limita às usinas já bem estudadas é necessário ter em mente que o nível de conhecimento do restante potencial a explorar é relativamente baixo Assim sendo recomendase am pliar o conhecimento do potencial hidroelétrico que permita melhor estabelecer o limite desse potencial em termos de viabilidade ambiental dentro de custos plausíveis para atender à demanda de energia elétrica Atinente ao transporte de energia o aproveitamento desse potencial remanescente conduz também à necessidade de concretizar a interligação completa do Sistema Interligado Nacional agregando qualidade confiabilidade economia de combustíveis e maximizando o aproveitamento das diversidades hidrológicas regionais Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 210 Em sua atuação o governo deve observar a inserção regional dos aproveitamentos e o levantamento dos pontos de interesse das populações locais também são elementos úteis para lograr objetivos mais amplos que o simples fornecimento de energia elétrica a populações distantes No Canadá por exemplo estão sendo desenvolvidos projetos hidroelétricos inclusive em terras indígenas que são de interesse das populações locais contanto com seu irrestrito apoio e não resistência como tem ocorrido no Brasil A importância de considerar os outros usos da água leva à necessidade de um planejamento mais integrado pelas várias áreas do governo Esse sistema de planejamento permitiria a inserção do desenvolvimento sustentável nas prioridades do Governo com diretrizes e metas buscadas numa con cepção adequada de desenvolvimento com um crescente processo de inclusão social e sustentabilidade ambiental Mas para se ter equilíbrio entre as informações disponíveis para decisão por parte do Governo seria necessário que os demais usuários da água tivessem estudos desenvolvidos como os do setor de energia que tomem em conta os cenários econômicos almejados e as correspondentes demandas de água para seu uso decorrentes dessas hipóteses Necessário observar se todos os custos também estão sendo levados em contas nesses planos inclusive os sócioambientais Na questão da hidroeletricidade impõese portanto uma profunda interação entre o setor energético e os demais usuários da água de modo que desde o inventário dos recursos já se tome em conta a gama de usos possíveis e suas justificativas econômicas e sociais Em resumo a política do setor de energia no que concerne especificamente à hidroeletricidade deveria ser a de colaborar para que haja planejamento dos outros setores usuários da água com mesmos critérios que vislumbram crescimento econômico e o atendimento das demandas estudadas pequenas centrais Hidroelétricas Geração a Biomassa e energia eólica Usinas geradoras de energia elétrica empregando fontes renováveis de energia como por exemplo energia hidráulica em PCHs pequenas centrais hidrelétricas energia eólica energia solar e biomassa e plantas de cogeração têm recebido incentivos financeiros em diversos países pela razão de que elas representam fontes locais de energia que diminuem a dependência de fontes estrangeiras e propiciam benefícios ambientais Os incentivos financeiros podem ser ortodoxos como reduções de impostos e facilidades creditícias ou heterodoxos tais como aquisições compulsórias pelas empresas concessionárias da geração destas usinas pelos custos evitados aquisições para a rede pública de blocos de energia através de licitações restritas a alguns tipos destas usinas e garantia de tarifas de compra acima dos valores de mercado para a energia gerada por estas centrais pagas por todos os consumidores ou em uma base voluntária por consumidores dispostos a pagar mais por uma energia verde A Lei no 10438 promulgada em 26042002 criou o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica PROINFA compreendendo a energia eólica biomassa e pequenas centrais hidrelé tricas a ser implementado em duas fases Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 211 Associado a este programa a lei definiu um novo tipo de agente no setor elétrico brasileiro o produtor independente autônomo cujo negócio não pode ser controlado ou associado a nenhuma con cessionária de geração transmissão ou distribuição Produtores que não atendam a este requerimento podem participar do programa desde que a sua parcela dos contratos não exceda a 25 por cento 50 por cento para os produtores que empregam energia eólica na primeira fase do programa e que nenhum produtor autônomo seja preterido por sua causa Fabricantes de equipamentos podem ser produtores independentes autônomos se ao menos 50 por cento do valor dos equipamentos envolvidos no programa forem produzidos no País Haverá chamadas públicas no programa para cada tipo de fonte de energia Será dada prioridade para as usinas que já tenham obtido sua Licença Ambiental de Instalação LI e depois para aquelas que possuírem uma Licença Ambiental Prévia LP Se houver capacidade em excesso sendo oferecida satis fazendo estas condições serão escolhidas as usinas com menor período remanescente de suas licenças ambientais A Eletrobrás irá prover contratos de longo prazo 15 anos para adquirir a energia produzida por estas usinas pagando o denominado valor econômico associado a cada tecnologia que deve corresponder no mínimo a 80 por cento da tarifa média de eletricidade no País O custo destas aquisições assim como o custo administrativo da Eletrobrás para gerenciar este esquema serão repartidos entre todas as categorias de consumidores do Sistema Interligado Nacional de uma forma proporcional ao consumo individual medido Completada a primeira fase uma segunda fase deverá durar até 2022 durante a qual a geração oriunda destas usinas deverá atender a 15 por cento do crescimento anual da carga e levandose em conta os resultados da primeira fase 10 por cento do consumo de eletricidade do País A Eletrobrás irá novamente comprar a produção destas usinas igualmente entre as três tecnologias se houver oferta suficiente através de contratos de 15 anos de duração após chamadas públicas e o mesmo critério de seleção da primeira fase do Proinfa mas pagando agora um preço igual a uma média ponderada entre o custo unitário de geração de novas usinas hidrelétricas com capacidade instalada acima de 30 MW e novas centrais termelétricas à gás As despesas da Eletrobrás com estas compras serão novamente divididas entre todos os consumidores de uma forma proporcional ao seu consumo A diferença entre o custo de geração de cada tecnologia e o custo unitário médio referido anterior mente será pago direto aos produtores utilizandose para tanto dos recursos de um novo fundo CDE criado pela Lei no 10438 A ANEEL será responsável por supervisionar todo o processo utilizando para este propósito Certificados de Energia Renovável emitidos pelos geradores O fundo CDE é formado adicionandose os pagamentos anuais feitos pelos investidores do setor elé trico à guisa de direito de uso de bem público os recursos coletados pela ANEEL por conta do pagamento de multas aplicadas pela Agência e um novo pagamento anual efetuado por todos os agentes que vendem eletricidade para consumidores A criação do Proinfa pela Lei no 10438 inspirada em legislações bem sucedidas da Alemanha e Di namarca é um marco no fomento à geração distribuída de eletricidade com fontes renováveis de energia no Brasil O Programa apresenta no entanto algumas distorções que precisam ser corrigidas em futuras leis Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 212 A primeira delas é que as metas de parcelas de mercado estabelecidas para as gerações a partir destas fontes não têm nenhuma relação com eventuais metas associadas a políticas ambientais com esses re cursos disponíveis no País a custos razoáveis com a capacidade de manufatura local que o governo deseje fomentar ou com a potência suplementar como por exemplo novas usinas termelétricas requerida para firmar a geração de fontes aleatórias de energia como a eólica e a hidráulica Não foi realizado no Plano 2030 e Matriz 2030 nenhum estudo sobre o impacto das metas do PROINFA sobre as tarifas de eletricidade questão esta muito importante em um país com tantos consumidores pobres Logo estas metas precisam ser revisadas no futuro A menos de valores econômicos eventu almente decrescentes para cada tecnologia fixados pelo Ministério de Minas e Energia o programa não propicia nenhum incentivo para se diminuir os custos destas fontes de energia Tornar negociáveis os Certificados de Energia Renovável seria um importante passo nesta direção O esforço para manter a matriz energética brasileira convenientemente baseada em fontes renováveis levou o PNE 2030MEN 2030 a programar a sua consideração como parte das fontes que garantirão a oferta a longo prazo considerando soluções em biomassa com insumos agrícolas florestais industriais e de lixo urbano em geração eólica em geração solar fotovoltaica e geração heliotérmica No caso dessas fontes a diretriz política governamental deveria ser de continuar apoiando o seu desenvolvimento a sua implantação mas também manter limites para os montantes a serem consi derados das alternativas como o Programa PROINFA por razões de custos e impactos nas tarifas Álcool carburante a partir da canadeaçúcar Desde a criação do Programa Nacional do Álcool Proalcool pelo Decreto no 76593 o Brasil tem produzido álcool carburante anidro para misturar com a gasolina em motores do ciclo Otto fato esse que foi ampliado na segunda fase do Proalcool que se iniciou em 1979 Decreto no 83700 quando o álcool carburante hidratado também passou a ser produzido para emprego em motores do ciclo Otto modificados para o consumo de álcool puro Atualmente o Brasil é o maior produtor mundial de canadeaçúcar tendo perspectivas ainda mais fa voráveis para elevações futuras substanciais da produção de álcool anidro não só por causa dos benefícios ambientais da mistura álcoolgasolina em termos da valorização crescente de reduções na poluição do ar sobretudo nas grandes cidades mas também por conta das boas perspectivas para uma rápida difusão de veículos multicombustível e oflex fuel sendo este último o que emprega tecnologia eletrônica de ge renciamento de combustível que permite o consumo de qualquer mistura de álcool anidro com gasolina Tem havido melhorias significativas na produtividade tanto da cultura de canadeaçúcar como na indústria produtora de etanol Estes ganhos têm ocorrido devido a uma combinação de fatores que in cluem Introdução de novas e melhores variedades de cana Economias de escala oriundas de novas unidades industriais maiores e mais eficientes e Melhorias tecnológicas e medidas de conservação de energia em usinas antigas Encontrar melhores usos para os subprodutos do açúcar e do álcool tais como o bagaço as folhas e pontas da cana e o vinhoto certamente constitui uma excelente rota para se melhorar o desempenho econômico das usinas sucroalcooleiras Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 213 Por outro lado um processo de hidrólise rápida para produzir etanol a partir do bagaço da canade açúcar está sendo desenvolvido no Estado de São Paulo e se esta tecnologia se mostrar economicamente factível irá permitir um aumento de cerca de 30 por cento na produção de álcool com o uso de 50 por cen to das folhas e pontas da canadeaçúcar hoje disponíveis sem aumentos na área plantada de cana As diretrizes políticas de governo para os combustíveis oriundos da cana de açúcar deveriam dar prioridade ao encorajamento dessas pesquisas e explorar as perspectivas para se gerar energia elétrica excedente nas plantas de cogeração localizadas nas usinas sucroalcooleiras além de procurar manter a vantagem competitiva do Brasil neste setor A Bioenergia e o Biocombustível Além do álcool há outras três vertentes da agroenergia as florestas energéticas cultivadas os resíduos agroflorestais e o biodiesel A experiência exitosa do álcool encoraja a pensarse em ampliar a utiliza ção desses outros energéticos que permitem a associação com políticas de cunho social ambiental e econômico Uma importante diretriz política governamental deve ser no sentido do Brasil procurar assumir a liderança internacional na formação de um mercado internacional de bioenergia respeitados os acor dos já assinados na área ambiental e seus desdobramentos econômicos como o mercado de carbono As demais diretrizes gerais da política de agroenergia estabelecidas pelo MME em conjunto com o Ministério da Agricultura e Abastecimento o Ministério da Ciência e Tecnologia e o Ministério do Desen volvimento Indústria e Comércio Exterior podem ser resumidas nos seguintes pontos Buscar o desenvolvimento constante da agroenergia Evitar que esse desenvolvimento afete negativamente a produção de alimentos e desmatamento além de outros impactos negativos indiretos tais como a poluição por agrotóxicos Encorajar o desenvolvimento tecnológico nessa área Propiciar às comunidades isoladas a produção própria de energia Constituirse em vetor de geração de emprego e renda com fixação do homem na terra Respeitar a sustentabilidade dos sistemas produtivos Incentivar a agroenergia onde há disponibilidade de solo radiação solar e mão de obra e Os programas de agroenergia deverão ser aderentes à política ambiental brasileira e em perfeita integração com as disposições do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo MDL do Protocolo de Quioto aumentando a utilização de fontes renováveis com menor emissão de gás e do efeito estufa no seu ciclo de vida e contribuindo com a mitigação desse efeito por meio do seqüestro de carbono Segurança energética diversificação No caso dos combustíveis líquidos destacase o Biodiesel e o HBio que é um processo de produção de óleo diesel que utiliza óleos vegetais como matéria prima em uma refinaria de petróleo com resultados técnicos surpreendentemente bons No caso específico do BIODIESEL também é importante sublinhar que as DIRETRIzES POLíTICAS são no sentido de garantir primeiramente o suprimento interno favorecer os investimentos por parte da iniciativa privada e comprometerse com a liberdade de formação de preços na cadeia produtiva Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 214 A Lei 110972005 estabelece os percentuais mínimos de mistura do biodiesel ao diesel além de escalonar e monitorar a introdução desse novo combustível no mercado de modo que a partir de 2013 portanto dentro do horizonte do Plano seja de 5 de biodiesel no diesel n 812 Energias Nãorenováveis carvão mineral As jazidas do carvão nacional que estão no Sul do Brasil maiores reservas de carvão na América Latina se localizam nos Estados do Rio Grande do Sul Santa Catarina e Paraná incorporam uma grande quantidade de cinzas que afeta a economicidade de seu aproveitamento em outras regiões do país razão pela qual o carvão deverá ser consumido onde ocorre De fato seu conteúdo de cinzas e na maioria da minas também o seu conteúdo de enxofre são elevados limitando sobremaneira o seu consumo na indústria siderúrgica a grande maioria do carvão consumido na indústria siderúrgica nacional é importado e o seu transporte para longe das minas o que também é dificultado pela inexistência de uma rede de transporte ferroviário apropriada na região Assim a indústria de extração de carvão tem dependido há muito tempo de termoelétricas à carvão para sobreviver sem que sejam competitivas com novas usinas hidrelétricas no País dependendo sempre de subsídios para sua construção e operação Nas antigas regras do setor elétrico brasileiro empresas estatais construíram algumas centrais ter melétricas à carvão por razões estratégicas para o setor diversificação das fontes de combustíveis para geração termelétrica e incentivo à construção no País de componentes para estas centrais Do mesmo modo formouse também um fundo CCC para o qual contribuem todos os consumidores do sistema elétrico interligado que subsidia a operação destas centrais quando elas são requeridas ou seja em anos hidrológicos desfavoráveis Ademais fatores de capacidade mínimos têm sido fixados para as centrais para possibilitar um consumo anual mínimo previsto nos contratos de suprimento de carvão de modo a poder manter as minas operando Com as alterações institucionais que se deram no setor após 1998 prevêse uma redução gradual do fundo CCC Lei no 9648 de 1997 até a sua extinção Houve a criação de um novo fundo CDE pela Lei no 10438 de 26042002 que pode ser empregado entre diversos outros usos para financiar usinas à carvão tanto as em operação substituindo parcialmente os recursos da CCC quanto as novas O Con selho Nacional de Política Energética é que decidirá regularmente quanto de recursos da CDE devem ser alocados para este propósito Nas demais regiões para que se permita o ingresso aceitável de usinas térmicas teríamos que favo recer à importação de bons carvões Uma diretriz política do governo deveria ser no sentido de otimizar a logística de transporte favorecendo a localização das usinas junto a portos Assim sendo se justifica o aprofundamento do conhecimento das tendências de geração limpa com o carvão mineral brasileiro pela perspectiva de ampliação da sua participação na matriz energética particularmente no que concerne ao que segue O aumento da eficiência na utilização do carvão pulverizado com alto teor de cinzas como o existente no Brasil com o objetivo de manter a tecnologia competitiva e aceitável sob o aspecto am biental Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 215 A tecnologia de gaseificação integrada que é uma tecnologia nova na geração termelétrica e que tem apresentado grande aumento de eficiência A tecnologia de combustão em leito fluidizado que tem se mostrado adequada para a utilização de carvões com altos teores de cinzas como os brasileiros Em todos os casos de termoeletricidade a diretriz política do governo deveria ser no sentido de en corajar a utilização da cleantechnology a qual dispõe de coleta de cinzas volantes e SOx sendo o NOx inibido ou coletado e todos invariavelmente com algum destino proveitoso dispondo as cinzas grossas de fundo das caldeiras ao invés da praxe da disposição em aterros controlados e próximos da usina na própria zona da mineração para enchimento das cavas mineradas a que se juntariam os resíduos da própria mineração atendendo em princípio as exigências ambientais Nesse caso as preocupações ambientais poderiam ser menores com as novas usinas enquanto se encontram solução para as existentes usinas e os enormes passivos ligados a área de mineração Mas para garantir a preparação gradual da engenharia e indústria locais para a época em que haverá domínio total da termoeletricidade na Matriz Elétrica Brasileira deverseia programar a implementação gradativa de tais instalações ao longo do tempo mantendo sempre razoavelmente ocupada a capacidade nacional de construir essas usinas Com relação ao carvão metalúrgico a produção nacional é pouco significativa sendo a maior parte do seu consumo atendida a partir da importação quadro que não deve se reverter no curto ou médio prazos devendo o país gastar cada vez mais divisas para atender às suas necessidades de carvão coquei ficável Para reverter ou pelo menos amenizar tal situação seria necessária uma diretriz política que encorajasse o financiamento para a pesquisa desse tipo de carvão no País Nuclear O Brasil já possui duas usinas nucleares em operação Angra I 657 MWe e Angra II 1350 MWe ambas localizadas na cidade de Angra dos Reis no Estado do Rio de Janeiro A usina Angra II fez parte de um ambicioso Acordo de Cooperação nos Usos Pacíficos da Energia Nuclear estabelecido com a Alemanha em 1975 que previa a construção de oito usinas nucleares pela então subsidiária da Siemens alemã Kraftwerk Union AG KWU Esse programa previa ainda a transferência de tecnologia do projeto dessas usinas nucleares do tipo PWR pressurizadas e refrigeradas a água leve do padrão 1250 MW e do ciclo do combustível nuclear incluindo o enriquecimento isotópico do urânio a fabricação do combustível nuclear e reprocessamento do combustível irradiado No que se referia à etapa do enriquecimento de urânio o programa previa o desenvolvimento conjunto de um novo processo que só havia sido testado em escala de laboratório e que posteriormente seria considerado inviável economicamente O acordo de cooperação permitiria ao Brasil dominar as tecnologias de projeto e de construção de usinas nucleares bem como as do ciclo completo do combustível nuclear As usinas Angra II e Angra III foram contratadas em 1976 quando foram iniciadas as contratações de seus principais componentes pesados junto à KWU e iniciadas as atividades de projeto e a construção civil de Angra II Em 1982 foi realizada a licitação para as obras civis de Angra III então de 1229 MW e iniciados os trabalhos de preparação do local de sua construção Devido a restrições orçamentárias e em Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 216 menor grau à oposição de grupos ambientalistas a obra foi paralisada em meados da década de 1980 e os equipamentos adquiridos e já entregues foram armazenados situação em que se encontram até hoje A Eletronuclear subsidiária da Eletrobrás que assumiu a responsabilidade pelas usinas nucleares no País somente terá viabilidade econômica quando estiver em operação essa terceira usina nuclear Por outro lado a partir da crise no abastecimento de eletricidade em 2001 foi renovado o interesse de se retomar a obra de Angra III Agora o Plano 2030 também recomenda a construção de mais usinas além de Angra III O CNPE autorizou a Eletronuclear a tomar as medidas necessárias para obter as licenças ambientais de Angra III bem como iniciar as atividades para a recuperação do sítio com vistas a retomar as obras se houvesse posterior autorização do Governo o que não ocorreu até o dia de hoje Antes de ter essa autorização não deveria haver investimentos substanciais na obra Já no Plano 2030 chegou se à conclusão da conveniência de construir mais algumas unidades nucle ares além de Angra 3 para atender o mercado para além do ano 2020 pelas razões a seguir arroladas Para essa conclusão vários pontos foram cotejados como o fato do Brasil possuir uma das maiores reservas mundiais de combustível nuclear o urânio que não tem atualmente nenhum outro uso industrial corrente que não seja a geração de energia elétrica Essa reserva é de dimensão importante e permite a geração de eletricidade por um longo período de anos mesmo com um programa apreciável de implanta ção de usinas no País fazendo uso de um combustível cuja tecnologia é de domínio nacional Box A Energia Nuclear no Mundo A Energia Nuclear sempre foi um tópico controverso e mesmo a Agencia In ternacional de Energia pautase pela cautela ao lidar com o tema Recentemente a Alemanha decidiu que não serão instalados novos reatores e que os reatores em funcionamento serão desativados após completada a sua vida útil 32 anos neste caso A Turquia também abandonou o projeto de construir sua primeira usina nuclear Por outro lado os países com maior necessidade desse tipo de energia como o Japão ou a França que não têm outras alternativas continuarão investindo neste setor A energia nuclear voltou a agenda política do Reino Unido de acordo com a Agência Internacional de Energia AIE posto que o país pretende criar um ambien te positivo de investimento de modo que os investidores possam julgar a viabilidade da construção de novas centrais Em termos relativos a região que mais utiliza a nucleoeletricidade é a Europa Ocidental Trinta por cento da energia elétrica é gerada por centrais nucleares sendo esta a principal fonte de energia A América do Norte fica com 17 com mais de cem plantas de geração e Extremo Oriente e Europa Oriental com 15 Três países respondem por 60 do total mundial de capacidade instalada em usinas nucleares e em geração de nucleoeletricidade Japão França e EUA Entre estes Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 217 destacamse a França com 80 de sua energia gerada por 56 reatores nucleares e o Japão com 30 Os países da Organização para a Cooperação do Desenvolvimento Econômico OCDE são os que concentram a maior capacidade instalada de usinas nucleares no mundo e são eles que continuarão liderando o crescimento da energia nuclear a nível mundial O Ministério de Energia do Canadá em Junho de 2006 anunciou que a provín cia de Ontário manterá a atual capacidade instalada em nucleares que é de 14000 MW através da melhora de instalações existentes e da construção de novos reato res Em Agosto de 2006 a empresa canadense Bruce Power começou o processo de licenciamento para preparar um local para a construção de novos reatores no Condado de Bruce O mesmo fez a Ontario Power Generation em Setembro daquele ano para preparar um local para construção de novos reatores na central nuclear de Darlington A política da França no tema nuclear pode ser resumida nos seguintes pontos Manter a energia nuclear como uma opção real autorizando a constru ção de uma unidade de demonstração numa situação de Mercado aberto Explorar todas as possibilidades de extensão da vida das centrais existentes Continuar desenvolvendo soluções de alto nível para a deposição de re jeitos radioativos e se assegurar que os custos de administrálos bem como o descomissionamento de centrais sejam pagos pela tarifa de eletricidade Continuar os esforços de cooperação internacional no desenvolvimento de novas tecnologias nucleares como parte das ações de longo prazo para garantir o abastecimento energético nacional bem como minimizar as emissões de gases causadores do denominado efeito de estufa O governo francês autorizou um novo reator nuclear a ser construído pela EDF em Flamanville no litoral atlântico cerca de 300 quilômetros a oeste de Paris em razão de buscar a sua independência energética e a da Europa fornecendo eletricidade de maneira segura e competitiva sem geração de gases causadores do efeito estufa afirmou um dirigente daquela empresa Considera o Governo francês importante manter a capacidade do país em construir e operar tal tipo de centrais para mantêlas como uma opção em seu desenvolvimento A França também vendeu um reator PWR de 16 GW para a Finlândia para operar em 2009 De acordo com a AIE a França investiu 455 milhões de Euros por ano em PD na tecnologia da fissão nuclear entre 1992 e 2001 Nos EUA o Governo está conduzindo programas de PD para assegurar a via bilidade futura desse tipo de energia O Programa de Energia nuclear 2010 é uma Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 218 cooperação governoindústria que procura identificar locais potenciais para cen trais nucleares para o desenvolvimento de tecnologias avançadas e testar práticas regulatórias que conduzirão as decisões de utilização de novas usinas nucleares nos próximos 10 ou 15 anos A Política Energética Nacional PEN de 2005 recomenda que o governo apóie a expansão nuclear nos EUA encorajando a Comissão Regula dora Nuclear a revisar os pedidos de licença para reatores de tecnologia avançada e relicenciar melhorias em reatores existentes Com relação aos rejeitos radioativos a PEN dos EUA também apóia o uso das melhores práticas científicas para lhes prover depósitos geológicos profundos melhoras no financiamento do descomissionamento e desenvolvimento das tecno logias para o ciclo de combustível e para novos reatores Desde 2002 foi aprovado pelo Congresso americano a montanha Yucca como local para depósito geológico de rejeitos nucleares e desde então o DoE trabalha com a hipótese de construir a curto prazo esse depósito para estar em operação completa em 2010 Os assuntos de in terações com as tribos indígenas locais com os Estados para resolver os problemas do sistema de transportes desses rejeitos até aquele ano estão sendo tratados no âmbito de um Plano Estratégico Nacional de Transporte elaborado pelo Escritório de Administração de Rejeitos Radioativos Civis do DOE Um corredor ferroviário em Montana foi escolhido para esse transporte até a montanha Yucca Entretanto o projeto vem sofrendo postergações durante seu processo de licenciamento devidas principalmente a questões relacionadas à aceitação política local Outro ponto a ser considerado é a necessidade de redução dos níveis de emissões de CO2 provocadas pelas demais fontes de geração térmicas Do ponto de vista de tecnologia devese considerar que embora a maioria dos reatores em operação 90 utilize água leve LWR para refrigeração do núcleo e essa tecnologia deva se manter predominante ao longo da primeira metade deste século há outras tendências tecnológicas atualmente em desenvolvimento que devem ser tomadas em conta para estabelecer as diretrizes políticas do Plano 2030 nesse campo A tecnologia denominada de Geração III dos denominados reatores avançados a água leve ALWR desenvolvida a partir dos anos 90 e que apresenta maior eficiência térmica e maior segurança operacional do que os reatores da geração anterior A tecnologia de resfriamento a gás GCL que embora não tenha tido ainda sucesso comercial es perase que versões avançadas voltem a estar disponíveis comercialmente a partir de 2015 em particular o projeto sul africano do Pebble Bed Modular Reactor A nova tecnologia de reatores nucleares de Geração IV G IV para operação em temperaturas elevadas utilizando como refrigerante tanto metais líquidos como gases que se encontra em desenvol vimento e poderá estar disponível a partir de 2020 o uso destes reatores poderá ter especial relevância Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 219 quando associado à produção de hidrogênio uma vez que os processos atualmente disponíveis para tanto e que apresentam maiores rendimentos são processos envolvendo elevadas temperaturas na faixa de 700 a 900 oC como o da reestruturação do vapor e o da reação enxofreiodo Outro ponto a ser considerado é que há uma colaboração intensa entre os países na área da geração termonuclear visando o aumento da vida útil das plantas aumento da confiabilidade e da flexibilidade operacional com alta disponibilidade a diminuição das paradas nãoprogramadas a diminuição do tempo das paradas para manutenção e reposição de combustível a extensão do ciclo de queima do combustível dos atuais 12 meses para até 24 e principalmente o aumento da segurança Uma primeira diretriz de política energética nesse campo deveria ser a de que em termos estraté gicos o Brasil deveria estar inserido nesta comunidade e dar continuidade a projetos que conduzam ao domínio tecnológico do ciclo de produção de energia elétrica a partir de combustíveis físseis e eventualmente à construção de um reator de baixa potência com tecnologia nacional Por último é bom lembrar que a implantação de usinas nucleares como de resto das demais termoe létricas deverá se dar de forma concomitante com a hidroeletricidade e a decisão de sua construção sob o ponto de vista econômico deverá levar em conta que apesar de seu baixo custo de combustível como as hidrelétricas são capital intensivas e tomam cerca de 5 anos para sua construção após o competente projeto e licenciamento ambiental o que implica em custos financeiros apreciáveis Tomando isso tudo em consideração a diretriz política do governo no setor nuclear deverá ser no sentido de que a área energética estude bem além da localização precisa das novas centrais nucleares a serem construídas o tipo de tecnologia que deverá prevalecer a mais longo prazo a otimização de seus cronogramas e o uso de tecnologias mais recentes prevendo uma maior participação de insumos nacionais uma vez que há tempo suficiente para implantar todas essas ações Gás Natural O Brasil possui através da PETROBRÁS uma grande rede de gasodutos para transportar o gás natural produzido em suas bacias além de dois gasodutos de conexão internacional O primeiro gasoduto a conectar o Brasil a fontes de gás estrangeiras foi o gasoduto BrasilBolívia que recebe o gás da região do Rio Grande na Bolívia e o entrega nos Estados do Mato Grosso do Sul São Paulo Paraná Santa Ca tarina e Rio Grande do Sul havendo na parte boliviana do gasoduto uma derivação que supre uma usina termelétrica e outros consumidores em Cuiabá Na parte brasileira do gasoduto a PETROBRÁS tem como sócios a Enron a Shell e a BBPP Holdings O segundo gasoduto internacional liga a cidade do Paraná na Argentina com Uruguaiana no Estado do Rio Grande do Sul onde ele supre gás a uma usina de 600 MW de capacidade Há no PNE 2030MEN 2030 a previsão de construção de mais centrais termoelétricas a gás para as quais se espera que haja exigências contratuais do tipo take or pay e ship or pay mais flexíveis de maneira que possam competir com os custos unitários de geração hidrelétrica crescentes pelo fato das novas usinas hidrelétricas tenderem a se localizar mais distante dos grandes centros de carga contando com o subsídio do custo do transporte de gás natural existente no País Lei no 10604 utilizando como fonte de recursos a contribuição do CIDE De qualquer maneira não está previsto um grande programa de expansão da geração de eletricidade Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 220 envolvendo usinas termelétricas à gás uma vez que como já se mencionou anteriormente se necessitará mais de usinas de alto fator de capacidade No que diz respeito a possíveis novas políticas energéticas incentivos podem ser criados para outros usos do gás particularmente para plantas de cogeração nos setores industrial e de serviços para se manter algum crescimento da demanda de gás a longo prazo petróleo e Gás Natural em Águas profundas O Brasil possui a segunda maior reserva provada de petróleo na América do Sul a maior parte da qual em bacias offshore e 80 por cento sob lâminas de água superiores a 400m A reserva nacional provada de gás natural é a quinta maior da América do Sul 60 por cento da qual em bacias offshore e 40 por cento sob lâminas de água acima de 400 m As produções tanto de petróleo como de gás têm crescido continuamente desde o início da década de 90 sendo a bacia offshore de Campos no norte do Estado do Rio de Janeiro a maior área produtora do País tanto de petróleo como de gás A bacia de Santos também possui grandes campos de gás Como aconteceu com outras companhias nacionais de petróleo a Petrobrás concentrouse inicialmente na construção de sua infraestrutura downstream e na esteira do primeiro choque dos preços do petróleo em meados da década de 70 o governo brasileiro determinou que a direção da Petrobrás implementasse políticas que visavam amenizar os fortes impactos deste choque na balança de pagamentos do País Os programas chamados PROCAP Programa de Capacitação Tecnológica da Petrobrás em Sistemas de Produção em Águas Profundas permitiram a PETROBRÁS melhorar o conhecimento da empresa na produção de petróleo e gás sob lâminas de água de até 1000 m e também consolidar o seu conceito de produção baseado em sistemas flutuantes O Programa também concentrouse no desenvolvimento de tecnologias que possibilitam a redução de custos de investimento e de operação assim como melhoram a eficiência e estendem a vida útil dos equipamentos em lâminas de água que podem superar os 2000 m Isso busca o desenvolvimento de tecnologias que tornem técnica e economicamente factível a produção de petróleo e gás a essas grandes profundidades Novas estimativas sobre as reservas mundiais de petróleo feitas pelo US Geological Survey em 2000 indicam que o Brasil pode ter cerca de 47 bilhões de barris de petróleo ainda não descobertos a maior parte em campos offshore com cerca de 35 por cento na bacia de Campos A diretriz política governamental no caso da produção de petróleo e gás a partir de campos offshore com lâminas de água profundas deverá ser de apoiar integralmente os esforços da PETROBRáS para aumentar substancialmente essa produção permitindo que o País mantenha a autosuficiência no seu suprimento de petróleo e possa também atingila no caso do gás natural o pRoMINp O Programa de Mobilização da Indústria Nacional do Petróleo PROMINP concebido no âmbito do MME tem por objetivo o fortalecimento da indústria nacional de bens e serviços e está centrado na área de petróleo e gás natural gerando empregos e renda no País ao agregar valor na cadeia produtiva local As metas do Programa elaboradas em conjunto com as empresas do setor visam à maximização da participação da indústria nacional no fornecimento de bens e serviços em bases competitivas e sus Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 221 tentáveis atendendo demandas nacionais e internacionais O PROMINP exerce suas atividades baseadas numa carteira de projetos aprovada pelo Comitê Diretivo do Programa no qual estão representados o governo as empresas e as entidades de classe que atuam nestas atividades O desafio do programa é o de desenvolver projetos que aumentem o conteúdo nacional nas áreas específicas de Exploração Produção Transporte Marítimo Abastecimento e Gás Energia Assim a in dústria estará gradativamente e de forma planejada aprimorandose para atender as demandas oriundas dos investimentos que estarão sendo realizados nos setores de petróleo e gás Em outras palavras o PROMINP representa o compromisso do Governo Federal e das empresas do setor em atuarem integrados priorizando a participação da indústria nacional de bens e serviços nos negócios de petróleo e gás natural criando empregos e competências gerando oportunidades e riquezas para o Brasil A diretriz política do governo em relação a outros programas na área de petróleo deverá ser no sentido de manter e aperfeiçoar programas desse tipo n 82 Consumo de Energia e Políticas Públicas A diretriz política geral do governo além de respeitar o social e o ambiental na produção e trans porte inserindo fontes limpas deve ser de manter a preocupação central com a atenção e satisfação do consumidor encorajando o uso eficiente da energia opção que menos agride o meio ambiente n 821 A Eficiência Energética Historicamente é importante registrar que diversos mecanismos de fomento à eficiência energética foram promovidos pelo governo federal assim como pelos governos de alguns estados como São Paulo Bahia Minas Gerais e Rio Grande do Sul desde a década de 70 Dos programas nacionais implementados nas décadas anteriores e ainda em operação os mais importantes são o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica PROCEL desde 1985 o Programa Nacional de Racionalização do Uso de Derivados de Petróleo e Gás Natural CONPET desde 1991 e os programas de eficiência energética mandatórios geridos pelas empresas concessionárias distribuidoras e supervisionadas pela ANEEL O escopo do PROCEL inclui a elaboração de etiquetas de consumo de eletricidade em aparelhos eletrodomésticos e motores diagnósticos sobre o consumo de energia elétrica em pequenos e médios estabelecimentos industriais e comerciais financiamento de iniciativas de PD particularmente no cen tro de pesquisas da Eletrobrás CEPEL direcionadas à fabricação de motores e aparelhos elétricos mais eficientes desenvolvimento de atividades de apoio à elaboração de propostas de legislação e regulamen tação referentes à eficiência energética apoio a projetos voltados para a redução de perdas na geração transmissão e distribuição de eletricidade estabelecimento de sistemas de informação e de atividades de marketing sobre eficiência energética e gerenciamento de programas educacionais e de treinamento direcionados à criação de uma cultura de conservação de energia As atividades do PROCEL têm coberto os setores residencial comercial e industrial mais serviços públicos como iluminação e abastecimento de água e uma gestão eficiente do consumo de eletricidade em edifícios públicos Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 222 O principal projeto institucional do CONPET é oCONPET na Escola e no setor de transportes possui dois projetos de sucesso SIGABEM uma parceria com a BR voltado para aconselhar motoristas de caminhão em postos da BR sobre como reduzir o consumo de óleo diesel em seus veículos e ECONOMI ZAR uma parceria com a Confederação Nacional de Transportes projeto no qual através de unidades móveis se oferece assistência a garages e oficinas de companhias de transporte de carga e passageiros na busca da gestão ótima de seus estoques de óleo diesel visando reduções no consumo específico de combustível e nas emissões de poluentes das frotas envolvidas A maior parte das iniciativas do CONPET no setor industrial tem sido direcionada para melhorias de eficiência energética nas refinarias da PETROBRÁS incluindo um maior uso de unidades eficientes de cogeração Nos setores residencialcomercial devese mencionar o trabalho do Programa pioneiro no Brasil de etiquetagem do consumo de GLP em fogões Embora os programas de eficiência energética operados pelas concessionárias distribuidoras de energia elétrica tenham aquecido nos últimos anos o mercado das Companhias de Serviços Energéticos ESCOs houve uma barreira para o seu desenvolvimento que era a de seu financiamento Para superála uma diretriz política governamental foi no sentido de que se abrissem e se mantivessem novas linhas de crédito em bancos estatais Para isso foi criado o PROESCO no BNDES Também deve ser perseguida a implantação de um sistema de certificação de ESCOs e a qualificação técnica de projetos de eficiência energética inclusive para estabelecer mecanismos permanentes de concessão desses recursos Outras importantes medidas que têm sido perseguidas pelo MME e devem ser diretrizes políticas de governo são a promoção de um maior uso de motores elétricos e eletrodomésticos de elevada eficiência via facilidades creditícias e reduções de impostos e uma gradual integração dos programas nacionais direcionados para melhorias de eficiência energética De uma maneira geral recomendase que estratégias estruturantes e operacionais sejam adotadas para aumentar a eficiência energética no País Para ambas são propostas medidas de fomento implementáveis a curto e a longo prazos O detalhamento da política nacional de eficiência energética ainda não publicada tem como objetivo geral orientar a ação dos diversos entes governamentais e privados no combate ao desperdício energético e na construção de uma sociedade energeticamente eficiente sendo seus objetivos específicos os seguintes Direcionar a aplicação dos recursos disponibilizados para a eficiência energética segundo as dire trizes e linhas de ação definidas por esta política Definir e alinhar os instrumentos de ação governamental em especial os programas nacionais de eficiência energética acima mencionados com o planejamento energético nacional Orientar o aperfeiçoamento contínuo do marco legal e regulatório Promover a mobilização permanente da sociedade brasileira no combate ao desperdício de energia e preservação dos recursos naturais e Propiciar a constituição de um mercado sustentável de eficiência energética Esta política cujo papel estruturante e orientador da ação pública é complementada pela função disciplinadora da regulação almeja uma transformação do mercado ou seja a remoção das imperfeições Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 223 e barreiras que impedem o pleno estabelecimento dos princípios da sua eficiência energética visando sua transformação permanente As diretrizes políticas formuladas para se buscar alcançar os objetivos estabelecidos são Criar um ambiente sustentável para a indústria de eficiência energética Estimular o aumento da eficiência energética de equipamentos sistemas e processos produtivos Incorporar de forma sistematizada a eficiência energética no planejamento de curto médio e longo prazos do setor energético Fomentar a substituição de fontes energéticas sempre que isto representar ganhos sistêmicos de eficiência Direcionar o poder de compra governamental para a aquisição de produtos e serviços eficientes do ponto de vista energético Fomentar a redução de perdas técnicas nos sistemas de produção transporte e distribuição de energia Embora os investimentos em programas de eficiência energética tenham sido marginais frente aos investimentos alocados nas opções disponíveis de aumento da oferta de energia produçãoimportação transporte e distribuição no Brasil esse quadro pode mudar no futuro se forem satisfeitas condições como por exemplo a inserção de novos programas de eficiência energética no planejamento energético nacional competindo com as opções de aumento da oferta de energia Uma diretriz política governamental deve ser no sentido de procurar evoluir nas discussões sobre os novos conceitos e aperfeiçoar a metodologia de como abordar a eficiência energética no planejamento do setor energético Importante ressaltar que como a política nacional de eficiência energética envolve ou afeta outros ministérios além do de Minas e Energia o Conselho Nacional de Política Energética CNPE é o foro mais adequado para a sua discussão final Uma vez aprovada no Conselho essa política após devidamente conhecida por todas as partes interes sadas e chancelada pelo conjunto dos ministérios a ela relacionados passará a reger todas as atividades de eficiência energética no País no que diz respeito às responsabilidades do governo federal n 822 Programas de PD Desde 1998 os contratos de concessão das empresas concessionárias distribuidoras possuem uma cláusula que requer que elas apliquem pelo menos 1 por cento de sua receita anual em programas de eficiência energética e de PD com pelo menos 025 por cento em programas de gerenciamento pelo lado da demanda e pelo menos 01 por cento em atividades de PD A ANEEL regula estes programas e supervisiona os seus resultados com o auxílio da equipe do PRO CEL e também de especialistas de algumas agências reguladoras estaduais que possuem contratos com a ANEEL contemplando tal atividade A ANEEL estabelece as condições de contorno para o conjunto de atividades coberto por estes programas que em essência tem sido similares ao que foi desenvolvido anteriormente pela ELETROBRáS no PROCEL A Lei no 9991 promulgada em julho de 2000 estabelece que as concessionárias distribuidoras de eletricidade devem aplicar anualmente pelo menos 075 pro cento 05 por cento até dezembro de 2005 Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 224 de sua receita operacional líquida em projetos de PD e pelo menos 025 por cento 05 por cento até dezembro de 2005 em programas de eficiência energética do lado da demanda Empresas concessionárias de geração de eletricidade produtores independentes de energia e conces sionárias transmissoras de energia elétrica também devem segundo esta lei gastar pelo menos 1 por cento de sua receita operacional líquida em programas de PD Metade destes recursos para PD passou a ser gerenciada pela ANEEL enquanto que a outra metade foi canalizada para o Fundo Setorial de Energia criado pela Lei no 9991 gerenciado pelo Ministério de Ciência e Tecnologia A PETROBRÁS tem patrocinado atividades de PD relacionadas à cadeia produtiva de petróleo e gás natural desde a criação da empresa particularmente em seu centro de pesquisas CENPES A Agência Na cional de Petróleo ANP tem desde a sua instalação em 1998 regulado programas de PD neste campo com recursos provenientes dos royalties pagos pelas concessões para a exploração e produção de petróleo e gás Decreto Presidencial no 2851 de 30111998 que criou o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico FNDCT aplicado à industria de petróleo e gás e do contrato de concessão da Petrobrás 1 por cento da receita bruta da companhia oriunda das atividades de produção O Ministério de Minas e Energia patrocina alguns projetos de pesquisa aplicada em algumas universi dades envolvendo combustíveis eou tecnologias alternativas sobretudo na região amazônica A promulgação da Lei no 10295 em 17102001 que possibilita ao governo fixar níveis máximos de consumo energético específico ou níveis mínimos de eficiência energética para equipamentos que consomem energia produzidos no País ou importados após a realização de audiências públicas envol vendo as partes interessadas constitui o mais importante incentivo em termos de política energética nos últimos anos na busca por níveis mais elevados de eficiência energética no Brasil Esta lei também determina que o governo promova medidas de eficiência energética em edifícios Um comitê permanente CGIEE foi formado com membros de diversos ministérios para estabelecer metas e elaborar propostas para as audiências públicas Decreto no 4059 de 19122001 O primeiro equipamento cuja produção no Brasil ou importação deve atender níveis mínimos de eficiência é o motor elétrico de indução trifásico de rotor tipo gaiola de esquilo Decreto no 4508 de 11122002 A diretriz política na área de PD no lado da demanda deve ser no sentido de Fomentar a inserção de equipamentos edificações e processos no mercado de modo a elevar a eficiência média desses produtos e Prosseguir no esforço de otimização energética de processos e instalações industriais comerciais e de serviços com treinamento de multiplicadores e agentes investimentos em centros de pesquisa laboratórios e pesquisas aplicadas e também premiando as boas experiências Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 225 n 823 Políticas de preços e questões sociais Os preços dos derivados de petróleo gasolina óleos diesel óleo combustível GLP nafta querosene de aviação e óleo lubrificante no Brasil tem sido estabelecidas pelas condições do mercado sem nenhu ma regulação desde janeiro de 2002 conforme determinam as Leis nos 947897 e 999000 A Resolução CNPE no 4 de 05122001 seguida pela Decreto no 4102 de 24012002 e pela Lei no 10453 de 13052002 substituíram o subsídio cruzado então existente para todos os consumidores de GLP por um subsídio direto utilizando os recursos da CIDE somente para os consumidores de baixa renda devidamente registrados em programas de combate à pobreza do governo O CNPE também decidiu que os Ministérios de Minas e Energia e da Fazenda deveriam continuar a regu lar os preços do gás natural no País após dezembro de 2001 até que uma competição real se materialize no mercado Segundo ficou definido na ocasião tal competição estará ocorrendo quando houver pelo menos três supridores com nenhum deles detendo uma parcela de mercado superior a 75 por cento A tendência no longo prazo é de que o gás natural se converta em uma commodity e seus preços passem a ser totalmente regulados pelo próprio mercado Embora ainda não se saiba quando isso vai ocorrer é possível que ocorra dentro do horizonte deste Plano Os governos dos estados regulam os preços do gás para os consumidores finais e por conseguinte não haverá competição na parte downstream da cadeia do gás no curto e médio prazos se não houver um entendimento generalizado entre os governos estaduais e federal ou a Constituição for mudada Atualmente há muito menos subsídios disponíveis para os produtores de canadeaçúcar e álcool carburante do que no passado mas eles ainda existem Lei no 10453 de 13052002 particularmente para a região nordeste empregandose agora os recursos da CIDE No caso do setor elétrico os preços para o consumidor cativos são decorrentes da compra da energia a ser vendida em leilões e os preços são regulados e corrigidos em um processo previamente estabelecido Há também consumidores livres Muitos consumidores de energia elétrica potencialmente livres resolveram exercer esta opção es colhendo seus fornecedores e negociando com eles o preço de seus contratos mas isso envolve um risco de aumentos de custos por escassez de energia que tem de ser bem avaliado Por outro lado os que não estão livres e que desfrutavam de subsídios cruzados vão perder gradati vamente essas vantagens Reconhecendo esta dificuldade mas preocupado com prováveis perdas a curto prazo nas receitas de exportação e empregos se grandes incrementos tarifários fossem impostos a tais tipos de consumidores a administração federal decidiu Decreto no 5562 de 31122002 escalonar estes incrementos ao longo de quatro anos o que foi estendido mais recentemente para cinco anos des de que os consumidores industriais energointensivos interessados investissem na expansão da geração Decreto no 4667 de 04042003 Desde há muito tempo existem subsídios cruzados para consumidores de baixa renda no Brasil parti cularmente nas regiões norte e nordeste e para evitar grandes incrementos tarifários em certas áreas de concessão sobretudo nestas regiões o governo decidiu criar também subsídios diretos para os consu midores de energia elétrica de baixa renda utilizando recursos provenientes de parte dos lucros obtidos pelas empresas geradoras estatais nos leilões públicos definidos pela Lei no 10438 A geração predominantemente termelétrica de alto custo operacional composta por motores con Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 226 sumindo óleo diesel ou no caso de máquinas de grande porte óleo combustível que supre as redes isoladas localizadas em sua maioria na região norte é subsidiada por todos os consumidores na rede interligada nacional através de um fundo denominado CCC sistemas isolados que de acordo com a Lei no 10438 deve durar até 2022 Entre 10 e 15 por cento da população brasileira compreendendo de 4 a 5 milhões de residências principalmente em áreas rurais distantes não tem acesso à energia elétrica Para diminuir esta parcela o governo federal criou dois programas de eletrificação rural na década de 90 o Luz no Campo e o PRODEEM Em 2004 foi criado o programa Luz para Todos que tem o objetivo de levar a energia e ajudar o desenvolvimento econômico fornecendo educação e muitas vezes projetos pilotos de alguma atividade econômica A diretriz política nestes casos é a de se ter preços de energéticos que viabilizem não somente a ati vidade de produção e transporte de energia como também a atividade que depende do consumo dessa energia sem descuidar dos aspectos sociais e conveniências de fomento eventualmente existentes n 83 Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico No Brasil já há centros de pesquisas bastante consolidados em termos técnicos e institucionais como o CEPEL CTGas e o CENPES na área federal e as Fundações de Apoio ao Desenvolvimento Tecnoló gico às Secretarias de Desenvolvimento Científico e Tecnológico e o LACTEC vinculado à COPEL PR no âmbito estadual Novas oportunidades para o fomento à pesquisa foram a criação dos fundos setoriais em 1999 e a promulgação da Lei de Inovação Tecnológica que possibilita o recebimento de recursos do FNDCT por empresas que invistam em pesquisa e desenvolvimento tecnológico Cabe ao governo investir por meio dos fundos setoriais e criar mecanismos de mercado que in centivem e direcionem investimentos prioritariamente para as primeiras três etapas da evolução da tecnologia inovadora abaixo relacionadas Pesquisa básica caracterização de fenômenos físicos inovadores e validados os experimentos Desenvolvimento tecnológico restrição e simplificação do escopo inicial resultante da pesquisa básica Projetos demonstrativos implantação de projetos para fins de comprovação da viabilidade técnica e operacional Por outro lado o setor produtivo provavelmente irá priorizar utilizar seus investimentos em inova ções que estejam nas duas etapas finais Protótipo de série adequação dos produtos com base em requisitos de produção em larga escala Projetos de eficientização ajuste do produto com vistas ao incremento de seu desempenho com petitividade e funcionalidade Nesse mesmo enfoque o governo deverá buscar a colaboração internacional com o foco de suas ações nas três etapas iniciais do desenvolvimento deixando as etapas finais preferencialmente para as empresas nacionais que buscam obter competitividade nos mercados nacional e internacional Também é importante assinalar que caberá ao CNPq coordenar as ações classificadas como das três etapas iniciais do processo de desenvolvimento da inovação enquanto a Finep atuará nas três etapas finais desse processo Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 227 O enfoque da inovação tecnológica no Brasil deve considerar tanto a capacidade já instalada quanto a vocação das instituições de pesquisa bem como focar simultaneamente na formação de recursos humanos e no desenvolvimento de processos e produtos inovadores para o setor de energia Box Pesquisa e Desenvolvimento em Energia De acordo com a Agência Internacional de Energia AIE o Governo do Canadá anunciou planos para desenvolver uma Estratégia para Ciência e Tecnologia em Energia para orientar os investimentos federais nesse campo identificando priori dades e metas em termos de política energética prosperidade segurança e susten tabilidade ambiental e social A implementação dessa estratégia será financiada por recursos que atualmente montam a 400 milhões de dólares canadenses por ano Nos EUA a política de PD têm sido conduzidas na área nuclear em coope ração com outros países para estabelecer a viabilidade do conceito de reatores nucleares avançados oferecendo melhoras significativas em sustentabilidade eco nômica segurança e confiabilidade Outro programa é a Iniciativa do Hidrogênio Nuclear cuja meta é demonstrar a economicidade em escala comercial da produção de hidrogênio usando a energia nuclear A Iniciativa Avançada para o Ciclo de Combustível está desenvolvendo tecnologias de tratamento de combustível que permita a transição entre a situação atual de uso de uma só vez para um ciclo fechado e sustentável de combustível nuclear O programa de Otimização das Centrais Nucleares faz PD para apoiar a operação efetiva das centrais existentes Há também um programa para melhorar o entendimento sobre o desempenho de depósitos de longo prazo redução dos custos na vida útil e melhoria da eficiência operacional Com relação às áreas consideradas estratégicas para investimentos em pesquisa no setor energético é bom ter em conta que a vocação brasileira para obtenção de vantagem competitiva internacional está concentrada no desenvolvimento de conversão de energia e produção de biocombustíveis ambos a partir de fontes renováveis Em estudos realizados pelo Governo foram identificadas as tecnologias indicadas a seguir como prioridades nacionais Assim sendo no sub setor de combustíveis a diretriz de política governamental deve ser no sentido de encorajar as pesquisas nas seguintes áreas prioritárias A do Etanol que tem o desafio de manter sua liderança em tecnologias com baixo custo e atender uma crescente demanda examinando processos como a hidrólise de lignocelulósicos e em particular a utilização de processos catalisados por enzimas além de desenvolver novos usos tais como as misturas com o diesel para motores alternativos a utilização em células a combustível e a sua utilização para a Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 228 produção do biodiesel A do Biodiesel e uso direto de óleos vegetais em motores visando a redução dos seus custos de produção utilizando etanol como reagente a valores equivalentes ao da produção de diesel Além de outras oportunidades de mais longo prazo como o desenvolvimento de novas rotas de produção por meio de catalise heterogênea e enzimática e craqueamento do óleo vegetal A do Gás para desenvolver a disponibilidade da tecnologia da fabricação no Brasil de turbinas a gás e motores alternativos próprios para consumir esse combustível visando uma redução de custos e facilitar o seu emprego nas atividades de cogeração geração distribuída de eletricidade e utilização de gás de biomassa para geração de energia elétrica A do Hidrogênio que tem como insumos para seu processo de geração alguns que são também uti lizados como insumos energéticos como é o caso do etanol das biomassas do biogás e do gás natural e também a água em cujo caso se necessita de um insumo energético de outra natureza que pode ser eletricidade A do Carvão Vegetal onde o setor siderúrgico vem substituindo o uso desta fonte oriunda de flo restas nativas por florestas plantadas com tecnologias de produção mais eficientes e ambientalmente corretas para a fabricação do chamado aço verde criando oportunidades para o processo de produtos inovadores especificamente em carvoejamento com maior eficiência de conversão e menor custo in clusive com aproveitamento integral dos subprodutos como alcatrão e gases residuais A do Bioóleo que é um líquido de alto conteúdo energético produto da condensação dos voláteis de qualquer biomassa vegetal e que pode ser tanto utilizado como energético para geração de energia quanto como insumo para a indústria química e em ambos os casos deslocando o consumo de petróleo No sub setor de energia elétrica a diretriz de política governamental deve ser no sentido de que sejam realizadas pesquisas nas seguintes áreas prioritárias A da Biomassa Energética onde três tecnologias se mostram mais viáveis de implementação no Brasil a queima direta que já possui uma capacidade nacional para projeto e fabricação de equipamen tos mas precisa melhorar a eficiência das caldeiras e trabalhar com elevadas pressões e a gaseificação que tem tecnologia em estágio précomercial e a utilização de óleos vegetais diretamente em grupos geradores dos sistemas isolados sem passar por um processo químico de transesterificação Deve ser estudado também o desenvolvimento de sistema de secagem e estocagem de biomassa com o objetivo de perenizar a geração em sistemas sujeitos a sazonalidade de safras especialmente o bagaço de cana A dos Aerogeradores cujo processo de fabricação de pás o Brasil domina mas não domina a tec nologia e processo de fabricação de sistemas de controle do passo da pá do gerador da transmissão e do controle de processo A das Pequenas Centrais Hidrelétricas cuja redução do custo da energia gerada passa necessaria mente pela automação das plantas seja ela parcial ou total de maneira que ela seja gerida à distância reduzindo os custos de manutenção e operação alocada na unidade tecnologia esta que embora dispo nível no Brasil precisa ter seus custos reduzidos A dos Resíduos Sólidos Urbanos RSU cujos dois principais processos de aproveitamento eco nômico que existem consorciados são a reciclagem que tem como principal dificuldade tecnológica o desconhecimento do coeficiente térmico de cada material e a transformação dos resíduos que tem Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 229 desafios tecnológicos em todas as quatro principais opções de geração de eletricidade o uso direto do gás produto dos RSU a queima direta dos RSU compostagem seca anaeróbia e préhidrolise ácida A de Solar Fotovoltaicas onde o Brasil tem duas oportunidades únicas para a sua inserção no mercado internacionala primeira é aproveitar o programa de universalização como esteio inicial para fomentar no País a criação de um parque industrial competitivo de sistemas fotovoltaico capaz de disputar esse mercado e a segunda é fomentar no Brasil a instalação de indústrias de beneficiamento do silício metalúrgico para alcançar o grau de pureza solar A de Células a Combustível cuja tecnologia possui potencial para impactar todo o setor energético pela sua simplicidade de operação e a ausência de partes móveis para uso na geração distribuída che gando até o atendimento residencial a motorização de veículos leves e pesados mas que ainda possuem como restrição o alto custo e a necessidade de hidrogênio puro A de Geração Heliotérmica em que o Brasil tem alto potencial de utilização da tecnologia com concentradores da radiação solar na região do semiárido principalmente no que concerne às torres centrais e aos cilindros parabólicos ambos aplicáveis a sistemas de geração centraliza e aos discos parabólicos tecnologia restrita a sistemas de baixa potência visando a redução do custo e a melhoria de desempenho dos concentradores solares A de Nuclear onde atualmente o Brasil tem competência e infraestrutura de toda a cadeia produ tiva da energia elétrica mas que devida a prevista inserção significativa desta fonte é importante olhar para as novas tecnologias que estão sendo pesquisadas internacionalmente incluindo a fusão nuclear A de Outras Energias que necessita de tecnologias que transcendem uma única fonte tais como o desenvolvimento de inversores com baixo nível de distorção de corrente harmônica para aplicações em sistemas eólios e fotovoltaicos ligados a rede pesquisa do potencial de novas fontes e tecnologias desco nhecidas ou pouco conhecidas de energias e tecnologias como exemplo sobre a energia dos oceanos n 84 Energia e Meio Ambiente O Brasil possui uma legislação ambiental avançada cuja aplicação em termos de instrumentos re gulatórios privilegia medidas tipo comando e controle tais como licenças ambientais limites para a emissão de poluentes e zonas onde certas atividades são proibidas ou restritas devido a potenciais danos ambientais Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 230 Box O Mundo e o Controle das Emissões De acordo com a Agência Internacional de Energia AIE a França está em penhada em Finalizar e publicar o plano governamental para atingir o alvo estabelecido para a estabilização dos gases do efeito estufa GHG incluindo a contribuição de diferentes atores da economia para enviar um sinal claro para os investimentos oriundos dos participantes do Mercado Buscar maximizar a efetividade do custo e flexibilidade no desenvolvimento da estratégia governamental para atingir os objetivos do GHG Cuidadosamente avaliar e monitorar os custos e impactos das medidas e po líticas de mudança climática Compartilhar os resultados com os stakeholders Empreender estudos adicionais para as metas de GHG até 2050 disseminando os resultados o mais possível enfocando os benefícios sobre os setores energo intensivos e Monitorar cuidadosamente o mercado de emissões e desenvolver uma estra tégia de compras que permita diminuir os riscos de compras em épocas de picos de preços Nos EUA há incentivos que montam a US10 bilhões no Plano Nacional de Energia para conservação de energia e tecnologias de energia renovável Parte desse montante pode ser usado para encorajar o desenvolvimento e maior utilização de combustíveis alternativos e na conservação de energia doméstica além do desen volvimento do uso de eletricidade produzida com o gás metano oriundo de aterros e incentivos para o uso de painéis solares em residências Esta legislação deixa pouco espaço para medidas orientadas para o mercado envolvendo incentivos econômicos e acordos negociados entre os órgãos reguladores e os agentes por eles regulados como tem acontecido em alguns países Apesar disso há incentivo de energia renovável leilão e PROINFA que tem o caráter ambiental ressaltado Naturalmente existe também o MDL que é um mecanismo de fomento mundial As atividades de formulação de políticas públicas planejamento e regulação na área ambiental são descentralizadas no Brasil envolvendo não somente órgãos dos governos federal e estadual mas muni cipal também O mesmo tipo de descentralização foi estabelecido pela Lei no 9433 de 08011997 para a área de recursos hídricos Esta lei criou um novo agente o Comitê de Bacia Hidrográfica composto por represen tantes dos municípios da bacia e responsável por elaborar o Plano da Bacia Hidrográfica e por definir as Ministério de Minas e Energia Matriz Energética 2030 231 prioridades de uso da água na bacia notase por conseguinte a importância deste novo agente para os interesses e atividades do setor energético A diretriz política do governo nesse assunto deve ser no sentido de incrementar a articulação entre as políticas energética social econômica e ambiental no Brasil aproximando os trabalhos desenvolvidos pelo Ministério de Minas e Energia e pelo Ministério do Meio Ambiente não somente para acelerar os procedimentos de obtenção de licenças ambientais mas também para garantir soluções ambientais mais robustas para os problemas energéticos brasileiros O governo deveria encorajar o estabelecimento de uma agenda conjunta para o setor energético por parte desses dois ministérios a partir da conclusão do Plano 2030 com que se espera ampliar o escopo das atividades conjuntas incluindo intercâmbios formais de informações e um tratamento mais próativo por parte de ambos das questões ambientais particularmente as de médio prazo como as que constarão no plano decenal de setor energético brasileiro sem nunca perder a visão de mais longo prazo do Plano 2030 n 85 Integração das Políticas Energéticas No passado as políticas energéticas do governo brasileiro foram formuladas de uma forma isolada para cada segmento do setor energético petróleo e gás eletricidade carvão nuclear etc e com pouca ou nenhuma relação com outras políticas públicas o que está paulatinamente mudando nos últimos anos A instalação do CNPE que inclui vários ministérios de estado foi um importante passo na direção da integração das políticas energéticas com outras políticas públicas no País e a elaboração sistemática de estudos prospectivos integrados de longo prazo pelo MME para o setor energético como um todo empregando cenários alternativos de desenvolvimento que levam em conta as atuais e possíveis novas políticas econômicas tecnológicas e ambientais provêem um pano de fundo técnico consistente para tal integração Mas essa integração somente será conseguida e os planos apresentados serão implementados se os seguintes pontos forem observados A viabilização das estratégias propostas no Plano 2030 envolve ações de Governo e participação da sociedade civil a exemplo do ocorrido no processo de elaboração do Plano Cabe ao Governo estabelecer as diretrizes e criar os mecanismos que permitam chegar aos objetivos traçados Essa não é uma tarefa restrita ao MME mas sim envolve em vários níveis de profundidade os membros do CNPE e Terminado o Plano e apresentado ao CNPE as resoluções que forem tomadas pelo Conselho com re lação às propostas do Plano 2030 serão encaminhadas pelo Ministro de Minas e Energia para o Presidente da República após cuja assinatura e publicação no Diário Oficial terão força de Decretos Presidenciais Assim sendo é importante que os membros do CNPE conheçam em profundidade o esforço e a quali dade dos estudos realizados a propriedade dos objetivos almejados encampandoos como seus para que possam ser alcançados em efício da sociedade brasileira A diretriz governamental neste caso deve ser no sentido de que os ministérios membros do CNPE executem as tarefas que lhes cabem para a consecução dos objetivos do Plano Empresa de Pesquisa Energética Matriz Energética 2030 232 9 Anexo A Principais Resultados n 91 Cenário Macroeconômico Tabela 91 Principais Indicadores Demográficos Economicos e Energéticos 2005 2010 2020 2030 Demografia População Milhões 18400 19800 22000 23900 Taxa de Crescimento Populacional ao ano 103 11 08 População da Região Norte Milhões 149 164 192 215 Região Nordeste Milhões 513 542 592 634 Região Sudeste Milhões 790 843 936 1014 Número Domicílios Milhões 5141 5751 6975 8184 Taxa de Urbanização Média do Brasil 832 847 868 88 Economia Taxa de Crescimento Nacional do PIB Cenário B1 média anual 37 37 45 Taxa de Crescimento Econômico Mundial média anual Cenário Arquipélago 20052030 30 Taxa de Crescimento Econômico Mundial média anual Cenário Referencia 20042030 DOE 2007 41 PIB bilhões 2005 US 79630 95584 137743 213328 PIB Setor Agriculturabilhões 2005 US 6689 8486 12161 18727 PIB Setor Industrialbilhões 2005 US 31852 38439 52978 78288 PIB Setor Serviçosbilhões 2005 US 41089 48659 72605 116313 Participação do Setor Agropecuário 84 89 88 88 Participação do Setor de Indústria 400 402 385 367 Participação do Setor de Serviços 516 509 527 545 Consumo de Energia Consumo Final do Setor Energético CFSE milhões de tep 1764 2311 4318 5129 Consumo Final Energético CFE excluso o consumo do setor energético milhões de tep 16504 20615 28866 40282 Consumo Final Setor Agropecuário milhões de tep 836 1046 1500 2136 Consumo Final Setor Industrial milhões de tep 7350 9479 13536 17493 Consumo Final Setor Serviços milhões de tep 6136 7706 10909 16607 Consumo Final Residencial milhões de tep 2183 2384 2922 4046 Consumo Residencial Final de Eletricidade TWh 8327 10540 16640 28380 Consumo de Eletricidade Total TWh 36160 46910 68160 99220 Consumo do Ciclo Otto milhões de tep 2227 2747 4123 6621 Continua 233 Anexo A 2005 2010 2020 2030 Preços dos Energéticos Gás Natural Cenário PNE 2030MEN 2030 USmilão de Btu 860 63 700 700 Preço do Petróleo Cenário Referencia PNE 2030MEN 2030 USbarril 5649 60 45 45 Preço do Petróleo no Cenário Referencia do Departamento de Energia dos EUA 2006 USbarril 5649 4729 507 5697 Preço do Petróleo do Departamento de Energia dos EUA 2006 Cenário Alto USbarril 5649 6265 8506 9571 Preço do Departamento de Energia dos EUA 2006 Cenário Baixo USbarril 5649 4029 3399 3373 Figura 91 Cenários nacionais Taxa Média de Crescimento do PIB Período 20052030 MUNDO UNO ARQUIPÉLAGO Crescimento médio no período 19712002 ILHA Cenários mundiais Cenários nacionais 0 38 51 30 41 32 22 22 1 2 3 4 5 6 C NÁUFRAGO A NA CRISTA DA ONDA B1 SURFANDO A MAROLA B2 PEDALINHO Mundo 33 ao ano Brasil 41 ao ano MUNDO MUNDO MUNDO BRASIL BRASIL B1 BRASIL B2 BRASIL Continuação Matriz Energética 2030 234 Figura 92 Cenários Nacionais do Crescimento Setorial Taxas médias de crescimento no período 20052030 em ao ano Agricultura Indústria Serviçcos 0 1 3 2 4 5 6 53 42 54 42 37 42 35 30 32 26 22 22 CENÁRIO A NA CRISTA DA ONDA BRASIL 51 CENÁRIO B1 SURFANDO A MAROLA BRASIL 41 CENÁRIO B2 PEDALINHO BRASIL 32 CENÁRIO C NÁUFRAGO BRASIL 22 n 92 Consumo Final de Energia Tabela 92 Projeções do Consumo Final de Energia em milhares de tep 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 Cenário A 165044 207334 309268 474014 43 Derivados do petróleo 66875 81056 111042 160003 36 Eletricidade 31103 40840 64110 106947 51 Produtos da cana 20046 26190 41872 69105 51 Gás Natural 9411 14256 24319 40069 60 Carvão Mineral 9938 14680 25756 35297 52 Lenha e carvão vegetal 22367 20743 23669 27094 08 Biodiesel¹ 2144 6780 17079 109 Outros 5304 7425 11720 18420 51 Cenário B1 165044 206150 288663 402821 36 Derivados do petróleo 66875 81784 107054 144913 31 dos quais Hbio 1600 5651 8099 84 Eletricidade 31103 40346 58617 85325 41 Produtos da cana 20046 25087 39240 60289 45 Gás Natural 9411 13756 22259 32645 51 Carvão Mineral 9938 14338 22850 26349 40 Lenha e carvão vegetal 22367 22792 22811 25174 05 Biodiesel¹ 2115 6558 15415 104 Outros 5304 5932 9274 12711 36 Continua 235 Anexo A 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 Cenário B2 165044 206327 267925 356285 31 Derivados do petróleo 66875 81521 98368 126978 26 Eletricidade 31103 39804 55644 80927 39 Produtos da cana 20046 25231 35701 52619 39 Gás Natural 9411 13458 19707 27994 45 Carvão Mineral 9938 14883 21933 25532 38 Lenha e carvão vegetal 22367 22942 23965 25861 06 Biodiesel¹ 1371 4296 5235 69 Outros 5304 7117 8311 11139 30 Cenário C 165044 200014 243649 309283 25 Derivados do petróleo 66875 77400 88054 111375 21 Eletricidade 31103 38858 51420 72832 35 Produtos da cana 20046 25274 31267 38509 26 Gás Natural 9411 13007 17867 24352 39 Carvão Mineral 9938 14354 20602 23695 35 Lenha e carvão vegetal 22367 22890 22983 24380 03 Biodiesel¹ 1280 3857 4749 68 Outros 5304 6951 7599 9391 23 Continuação Matriz Energética 2030 236 Tabela 93 Consumo Final Energético por Setores nos Diversos Cenários milhares de tep 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 Cenário A 165044 207334 309268 474014 43 Agropecuário 8358 10985 17443 28602 50 ComercialPúblico 8904 11338 18406 34046 55 Transportes 52459 65783 95793 151854 43 Industrial 73496 96786 147348 217186 44 Residencial 21827 22442 30278 42326 27 Cenário B1 165044 206149 288663 402821 36 Agropecuário 8358 10456 14997 21356 38 ComercialPúblico 8904 11165 16430 26955 45 Transportes 52459 65898 92655 139119 40 Industrial 73496 94791 135358 174930 35 Residencial 21827 23839 29223 40461 25 Cenário B2 165044 206328 267925 356285 31 Agropecuário 8358 10455 13298 17751 31 ComercialPúblico 8904 11178 15113 23089 39 Transportes 52459 66172 84588 115862 32 Industrial 73496 94689 123480 156411 31 Residencial 21827 23834 31446 43172 28 Cenário C 165044 200013 243649 309283 25 Agropecuário 8358 9609 12095 15796 26 ComercialPúblico 8904 10745 14023 20024 33 Transportes 52459 63900 74845 95315 24 Industrial 73496 92512 113426 138668 26 Residencial 21827 23247 29260 39480 24 237 Anexo A Tabela 94 Consumo Final Energético por Setores e por Fonte no Cenário B1 em milhares de tep 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 Agropecuário 8358 10456 14997 21356 38 Diesel de petróleo 4734 5699 6315 6000 10 Hbiobiodiesel 0 833 3871 9000 126 Eletricidade 1349 1520 2083 3137 34 Lenha 2178 2250 2482 2893 11 Outros 96 154 246 326 50 ComercialPúblico 8904 11165 16430 26955 45 Eletricidade 7415 9228 13492 23010 46 Outros 1489 1937 2938 3945 40 Transportes 52459 65898 92655 139119 40 Diesel de petróleo 25804 30049 35317 47050 24 Hbiobiodiesel 0 2798 8128 13948 84 Álcool 6963 9616 16751 27555 57 Gasolina 13595 15012 20130 32452 35 Gás natural 1711 2843 4347 6202 53 Querosene aviação 2553 3058 4968 7983 47 Outros 1832 2522 3014 3929 31 Industrial 73496 94791 135358 174930 35 Derivados de petróleo 11577 13753 18719 24662 31 Gás natural 7224 10157 16668 24392 50 Carvão mineral e derivados 10992 15767 23442 28487 39 Biomassa 43704 55114 76529 97389 33 Residencial 21827 23839 29223 40461 25 Eletricidade 7155 9056 14296 24385 50 Lenha 8235 7393 4800 4890 21 Gás liquefeito de petróleo 5713 6776 9405 10277 24 Outros 725 614 722 909 09 Não energético 13222 17179 21206 29248 32 Gás natural 747 952 2717 3884 68 Nafta 7277 9422 9939 13040 24 Álcool 358 461 509 684 26 Derivados petróleo 4840 6343 8040 11640 36 Continua Matriz Energética 2030 238 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 Setor Energético 17643 23114 43178 51290 44 Gás natural 3252 5692 10314 14552 62 Eletetricidade 1164 1514 2181 3363 43 Bagaço 8064 10630 23887 25307 47 Outros 5163 5279 6796 8068 18 Tabela 95 Estrutura de Consumo Final Energético por Fonte do Cenário B1 em 2005 2010 2020 2030 Agropecuário 1000 1000 1000 1000 Diesel de petróleo 566 545 421 281 Hbiobiodiesel 00 80 258 421 Eletricidade 161 145 139 147 Lenha 261 215 165 135 Outros 12 15 16 15 ComercialPúblico 1000 1000 1000 1000 Eletricidade 833 827 821 854 Outros 167 173 179 146 Transportes 1000 1000 1000 1000 Diesel de petróleo 492 456 381 338 Hbiobiodiesel 00 42 88 100 Álcool 133 146 181 198 Gasolina 259 228 217 233 Gás natural 33 43 47 45 Querosene aviação 49 46 54 57 Outros 35 38 33 28 Industrial 1000 1000 1000 1000 Derivados de petróleo 158 145 138 141 Gás natural 98 107 123 139 Carvão mineral e derivados 150 166 173 163 Biomassa 595 581 565 557 Continuação Continua 239 Anexo A 2005 2010 2020 2030 Residencial 1000 1000 1000 1000 Eletricidade 328 380 489 603 Lenha 377 310 164 121 Gás liquefeito de petróleo 262 284 322 254 Outros 33 26 25 22 Não energético 1000 1000 1000 1000 Gás natural 56 55 128 133 Nafta 550 548 469 446 Álcool 27 27 24 23 Derivados petróleo 366 369 379 398 Setor Energético 1000 1000 1000 1000 Gás natural 184 246 239 284 Eletetricidade 66 66 51 66 Bagaço 457 460 553 493 Outros 293 228 157 157 Tabela 96 Projeção do Consumo de Derivados de Petróleo Detalhamento em milhões de litros Derivado 2005 2010 2020 2030 ao ano 20052030 Óleo diesel1 40421 51243 69087 97876 36 Gasolina 17712 19580 26229 42190 35 GLP 11655 13866 19227 24888 31 Óleo combustível1 7581 8079 8225 9112 07 Querosene 3165 3868 6227 9902 47 TOTAL 80534 96636 128995 183968 34 Nota 1 Inclui consumo na geração elétrica e no setor energético Continuação Matriz Energética 2030 240 n 93 Oferta de Energia Tabela 97 Oferta Interna de Energia em milhares de tep 2005 2010 2020 2030 Energia não renovável 121349 159009 216007 297786 Petróleo e Derivados 84553 97025 119136 155907 Gás natural 20526 37335 56693 86531 Carvão mineral e derivados 13721 20014 30202 38404 Urânio U3O8 e derivados 2549 4635 9976 16944 Energia renovável 97314 119999 182430 259347 Hidraúlica e eletricidade 32379 37800 54551 75067 Lenha e carvão vegetal 28468 28151 28069 30693 Canadeacúçar e derivados 30147 39330 69475 103026 Outras fontes primárias renováveis 6320 14718 30335 50561 TOTAL 218663 279008 398437 557133 Tabela 98 Estrutura da Oferta Interna de Energia em 2005 2010 2020 2030 Energia não renovável 555 570 542 534 Petróleo 387 348 299 280 Gás natural 94 134 142 155 Carvão mineral e derivados 63 72 76 69 Urânio U3O8 e derivados 12 17 25 30 Energia renovável 445 430 458 466 Hidraúlica e eletricidade 148 135 137 135 Lenha e carvão vegetal 130 101 70 55 Canadeacúçar e derivados 138 141 174 185 Outras fontes primárias renováveis 29 53 76 91 TOTAL 1000 1000 1000 1000 241 Anexo A Tabela 99 Produção de Óleos Vegetais para processo HBIO 2010 2020 2030 Em milhões de litros por dia 57 189 268 Em bilhões de litros por ano 21 69 98 do consumo projetado de diesel 4 10 10 Tabela 910 Produção de Óleos Vegetais mistura direta de Biodiesel 2010 2020 2030 Consumo total de diesel milhões m³ 512 691 979 do consumo projetado de diesel 6 115 189 Produção de biodiesel milhões m³ 31 79 185 Produção de biodiesel mil m³dia 84 217 505 n 94 Principais Indicadores Tabela 911 Indicadores Sócio Ambientais e de Segurança Energética 2005 2010 2020 2030 Emissão de CO2 Mt de CO2 3231 4146 5621 7708 Participação do CFE na OIE 7548 7389 7245 7230 Participação do Consumo do Setor Energético na OIE 807 828 1084 921 Participação do CFNE na OIE 605 616 532 525 Participação das Perdas na OIE 1041 1167 1139 1324 OIEPopulaçãotepper capita 119 141 181 233 OIEPIBtepmil 2005 US 028 029 029 026 CFTPIB tepmil 2005 US 025 026 026 023 CFEPIB tepmil 2005 US 021 022 021 019 Consumo Final Setor AgropecuarioPIB do setor tepmil 2005 US 012 012 012 011 Consumo Final Setor IndustrialPIB do setor tepmil 2005 US 023 025 026 022 Consumo Final Setor ServiçosPIB do setor tepmil 2005 US 015 016 015 014 CFEhab tephab 090 104 131 169 Consumo Final de Eletricidade Total População MWhper capita 197 237 310 415 Consumo Final Residencial de Eletricidade Domicilio MWhDomicilio 162 183 239 347 Consumo Final Residencial de Eletricidade População MWhper capita 045 053 076 119 Consumo do Ciclo Otto por Habitante tephab 012 014 019 028 Continua Matriz Energética 2030 242 2005 2010 2020 2030 Fator de Capacidade da Geração de Energia Hidroelétrica Inclui APE Itaipu e PCH 053 053 053 056 Fator de Capacidade do Refino de Petróleo 091 081 094 094 CO2OIEt CO2tep 148 149 141 138 CO2Populaçãot CO2capita 176 209 255 323 CO2PIBkg CO22000 US 041 043 041 036 Participação de Renováveis na OIE 4450 4301 4579 4655 Dependência Líquida de PETRÓLEO E DER 03 187 262 18 Dependência Líquida de GÁS NATURAL 409 288 90 61 Dependência Líquida de CARVÃO MINERAL 826 846 833 757 Dependencia Líquida de ÁLCOOL 152 176 294 171 Dependencia Líquida de ELETRICIDADE 88 68 53 37 DEPENDÊNCIA Líquida Energética 133 53 13 95 Razão RP Petróleo anos 18 18 18 18 Razão RP Gás anos 173 193 18 18 Continuação 243 Anexo A 10 Anexo B Definições e Conceitos Básicos n 101 Descrição Geral da Estrutura da Matriz Energética Brasileira A Matriz Energética Brasileira 2030 estruturase segundo as metodologias que se aplicam ao Balanço Energético Nacional BEN Em síntese a metodologia adotada expressa o balanço das diversas etapas do processo energético produção transformação e consumo conforme Figura e conceituação apresentados a seguir Como se pode observar a estrutura geral da Matriz é composta por quatro partes Energia Primária Figura 101 Estrutura Geral da Matriz Energética Importação de energia Primária Produção de energia Primária Variação de Estoques Primários Perdas Primárias Entradas primárias Consumo Final Primário Importação de Energia Secundária Produção Secundária Oferta Total Secundária Oferta Interna Bruta Consumo Final Secundário Con sumo Final Total Con sumo Final Energético Consumo Final NãoEnergético Consumo Final Total Setores de Consumo Final inclui consumo próprio do setor energético Exportação de Energia Secundária Nãoaproveitadas e Reinjeções Primárias Energia Primária Transformação Energia Secundária Perdas de Transformação Variação de Estoques Secundários Centro de Transfor mação Entrada Secundária Não Aproveitadas Secundárias Perdas Secun dárias Setor Energético Oferta Total Primária Oferta Interna Bruta Exportação de energia Primária Produtos energéticos providos pela natureza na sua forma direta como petróleo gás natural carvão mineral vapor e metalúrgico urãnio U3O8 energia hidráulica lenha produtos da cana melaço caldo de cana bagaço e palha e outras fontes primárias resíduos vegetais e animais resíduos industriais resíduos urbanos energia solar eólica etc utilizados na geração de energia elétrica vapor e calor Transformação Agrupa todos os centros de transformação onde a energia que entra primária eou secundária se transforma em uma ou mais formas de energia secundária com suas correspondentes perdas na trans formação Energia Secundária Produtos energéticos resultantes dos diferentes centros de transformação que têm como destino os diversos setores de consumo e eventualmente outro centro de transformação São fontes de energia secundária o óleo diesel óleo combustível gasolina automotiva e de aviação GLP nafta querosene iluminante e de aviação gás de cidade e de coqueria coque de carvão mineral urânio contido no UO2 dos elementos combustíveis eletricidade carvão vegetal etanol e outras secundárias de petróleo gás Matriz Energética 2030 244 de refinaria coque e outros produtos nãoenergéticos do petróleo derivados de petróleo que mesmo tendo significativo conteúdo energético são utilizados para outros fins graxas lubrificantes parafinas asfaltos solventes e outros e alcatrão alcatrão obtido na transformação do carvão metalúrgico em coque Consumo Final É a quantidade de energia consumida pelos diversos setores da economia para atender às necessi dades dos diferentes usos como calor força motriz iluminação etc Não inclui nenhuma quantidade de energia que seja utilizada como matériaprima para produção de outra forma de energia n 102 Definições Oferta é a quantidade de energia que se coloca à disposição para ser transformada eou para consumo final Produção é a energia primária que se obtém de recursos minerais vegetais animais biogás hídri cos reservatórios geotérmicos sol vento marés Importação exportação é a quantidade de energia primária e secundária que entra sai no do país e constitui parte da Oferta da Demanda no balanço Reinjeção é a quantidade de gás natural que é reinjetada nos poços de petróleo para melhor recu peração desse hidrocarboneto Oferta Interna Bruta é a quantidade de energia que se coloca à disposição do país para ser submetida aos processos de transformação eou consumo final Centros de Transformação são as unidades ou instalações onde as energias primária e secundária são transformadas em outras formas de energia secundária São centros de transformação refinarias de petróleo plantas de gás natural usinas de gaseificação coquerias instalações do ciclo do combustível nuclear centrais elétricas carvoarias e destilarias Outras transformações incluem efluentes produtos energéticos produzidos pela indústria química quando do processamento da nafta e de outros produtos nãoenergéticos de petróleo Perdas na Distribuição e Armazenagem são as perdas ocorridas durante as atividades de produção transporte distribuição e armazenamento de energia Como exemplos podem ser destacadas perdas em gasodutos oleodutos linhas de transmissão de eletricidade redes de distribuição elétrica Não se incluem nesta definição as perdas nos Centros de Transformação Consumo Final NãoEnergético é a quantidade de energia contida em produtos que são utilizados em diferentes setores para fins nãoenergéticos Consumo Final Energético agrega o consumo final dos setores energético residencial comercial público agropecuário transportes e industrial Consumo Final do Setor Energético é a energia consumida nos Centros de Transformação eou nos processos de extração e transporte interno de produtos energéticos na sua forma final Consumo Final Residencial é a energia consumida no Setor Residencial em todas as classes Consumo Final Comercial é a energia consumida no Setor Comercial em todas as classes Consumo Final Público é a energia consumida no Setor Público em todas as classes Consumo Final Agropecuário é a energia total consumida nas classes Agricultura e Pecuária 245 Anexo B Consumo Final do Setor Transportes é a energia consumida nos segmentos rodoviário ferroviário aéreo e hidroviário para o transporte de pessoas e de cargas Consumo Final Industrial é a energia consumida na indústria englobando os segmentos cimento ferrogusa e aço ferroligas mineração e pelotização nãoferrosos e outros da metalurgia química alimentos e bebidas têxtil papel e celulose cerâmica e outros n 103 Peculiaridades no Tratamento das Informações Carvão Mineral As condições gerais das jazidas brasileiras pequenas espessuras de camadas e os métodos de lavra do carvão mineral conduzem à extração de um carvão bruto ROM com elevadas par celas de material inerte argilitos e outros Assim considerase o carvão mineral como fonte de energia primária após o seu beneficiamento nas formas de carvão vapor e carvão metalúrgico Energia Nuclear Na Matriz Energética assim como no BEN o tratamento da energia nuclear se dá segundo o seguinte fluxo no ciclo do combustível nuclear centro de transformação o urânio natural na forma de U3O8 energia primária é transformado em urânio contido no UO2 dos elementos combustíveis energia secundária com as respectivas perdas de transformação O grande número de atividades envolvidas na transformação do urânio natural na forma de U3O8 em urânio enriquecido contido em pastilhas de UO2 componentes dos elementos combustíveis faz com que o tempo de processamento dessa transformação seja longo em média de 21 meses sem levar em consideração o tempo de reciclagem de parte do urânio e do plutônio dos combustíveis já irradiados Devido a isso todo urânio que estiver em processamento no ciclo do combustível é registrado no BEN como estoque de U3O8 Assim a cada ano é estornado do estoque de U3O8 a parcela correspondente à produção do urânio contido no UO2 dos elementos combustíveis acrescida de cerca de 15 de perdas de transformação Energia Hidrelétrica e Eletricidade Considerase como geração hidráulica o valor correspondente à produção bruta de energia medido nas centrais Não é considerada a parcela correspondente à energia vertida O critério utilizado para o cálculo dos montantes em tep da Eletricidade e Geração Hidráulica corres ponde à base teórica em que 1 kWh 860 kcal tendo como petróleo de referência o de 10000 kcalkg e utilizandose os poderes caloríficos inferiores para as fontes de energia Esse critério é aderente aos critérios internacionais especialmente os da AIE do CME da OLADE e do DoE dos Estados Unidos Produtos da CanadeAçúcar São considerados como produtos primários caldo da cana melaço bagaço pontas folhas e olhaduras e como produtos secundários o etanol álcool anidro e hidratado De cada tonelada de cana esmagada para produção de álcool são obtidos cerca de 730 kg de caldo de cana não se considera a água utilizada na lavagem da cana Quanto ao bagaço é considerado apenas o de uso energético Matriz Energética 2030 246 n 1031 Operações Básicas na Matriz Energia Primária e Secundária O fluxo energético de cada fonte primária e secundária é represen tado pelas seguintes equações OFERTA TOTAL PRODUçãO IMPORTAçãO OU VARIAçõES DE ESTOQUES OFERTA INTERNA BRUTA OFERTA TOTAL ExPORTAçãO NãOAPROVEITADA REINJEçãO OFERTA INTERNA BRUTA TOTAL TRANSFORMAçãO CONSUMO FINAL PERDAS NA DISTRIBUIçãO E ARMAzENAGEM OU AJUSTE Deve ser observado que a produção de energia secundária aparece no bloco relativo aos centros de transformação tendo em vista ser toda ela proveniente da transformação de outras formas de energia Assim para evitar dupla contagem a linha de produção da Matriz fica sem informação para as fontes secundárias Mesmo assim para a energia secundária também valem as operações anteriormente descri tas desde que se considere a produção nos centros de transformação como parte da oferta Transformação Nessa etapa o fluxo energético de cada fonte primária e secundária é representado pelas seguintes equações PRODUçãO DE ENERGIA SECUNDáRIA TRANSFORMAçãO PRIMáRIA TRANSFORMAçãO SECUNDáRIA PERDAS NA TRANSFORMAçãO Consumo Final de Energia CONSUMO FINAL CONSUMO FINAL PRIMáRIO CONSUMO FINAL SECUNDáRIO CONSUMO FINAL CONSUMO FINAL NãOENERGÉTICO CONSUMO FINAL ENERGÉTICO 247 Anexo B 11 Anexo C Lista de Abreviaturas Utilizadas AIE Agência Internacional de Energia AIEA Agencia Internacional de Energia Atômica ANEEL Agencia Nacional de Energia Elétrica ANFAVEA Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores ANP Agência Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustíveis BEN Balanço Energético Nacional BP British Petroleum BRACELPA Associação Brasileira de Celulose e Papel CEG Companhia Estadual de Gás do Rio de Janeiro CENPES Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica CETEC Fundação Centro Tecnológico de Minas Gerais CETEM Centro de Tecnologia Mineral do Ministério de Ciência e Tecnologia CIENTEC Fundação de Ciência e Tecnologia da Secretaria de Ciência e Tecnologia do Estado do Rio Grande do Sul CME Conselho Mundial de Energia COMGAS Companhia de Gás de São Paulo CSN Companhia Siderúrgica Nacional DOE Departamento de Energia dos EUA DoE Departamento de Energia dos Estados Unidos EPE Empresa de Pesquisa Energética FUNAI Fundação Nacional do Índio GLP Gás Liquefeito de Petróleo GNL Gás Natural Liquefeito IAA Instituto do Açúcar e do Álcool IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística INB Indústrias Nucleares do Brasil INCRA Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária MMA Ministério do Meio Ambiente OLADE Organização Latinoamericana de Energia OMC Organização Mundial do Comércio OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo PNE 2030 Plano Nacional de Energia de Longo Prazo horizonte 2030 UPGN Unidade de Processamento de Gás Natural Matriz Energética 2030 248 12 Anexo D Modelo de Expansão de Longo Prazo O modelo computacional utilizado para a otimização da expansão da oferta de energia elétrica no PNE 2030 foi o MELP Modelo de Planejamento da Expansão da Geração de Longo Prazo desenvolvido pelo CEPEL Centro de Pesquisa de Energia Elétrica ligado à Eletrobrás O MELP é um modelo de programação linear inteira mista de grande porte que determina uma trajetória de expansão da oferta de energia elétrica incluídas as interligações associadas que minimiza o custo total custos de investimento mais custos operacionais da expansão do sistema no intervalo de tempo considerado assegurando o suprimento da demanda dentro de certos critérios de confiabilidade35 Em linhas gerais o modelo compõe automaticamente alternativas viáveis de expansão e seleciona dentre essas alternativas aquela que resulta em menor custo total As alternativas viáveis de expansão são constituídas por novos empreendimentos de geração e reforços das interligações capazes de assegurar o contínuo suprimento da demanda de energia Para reduzir o esforço computacional e possibilitar a análise de um grande número de alternativas de expansão o programa MELP não simula a operação do sistema hidrotérmico para uma amostra de possí veis cenários hidrológicos como é feito por exemplo no modelo NEWAVE utilizado nos estudos do plano decenal e do planejamento da operação Ao invés no modelo MELP a operação do sistema é analisada de forma aproximada para duas condições hidrológicas crítica e média Assim para a condição hidrológica crítica a energia produzida por uma usina é determinada a partir de seu fator de capacidade crítico enquanto que para a condição hidrológica média é definida por seu fator de capacidade médio O critério de confiabilidade adotado baseiase nos balanços estáticos em condições crítica e média para cada subsistema a cada ano do horizonte de estudo Segundo esse critério a soma das energias das usinas deve ser sempre maior ou igual à demanda anual ou seja não pode ocorrer déficit em nenhum subsistema em qualquer balanço Vale lembrar ainda que o modelo limitase ao equacionamento temporal do balanço de energia cargageração isto é não analisa as condições de atendimento à ponta de carga do sistema Essa limitação se por um lado pode trazer imprecisões na análise do atendimento a cargas localizadas não significa distorções relevantes tendo em vista a predominância da geração hidráulica no sistema elétrico brasileiro A decisão econômica entre as alternativas de expansão é baseada no valor presente do fluxo de caixa descontado Neste estudo considerouse a taxa de desconto de 8 ao ano Como resultado das simulações o MELP apresenta o sequenciamento temporal ótimo dos aproveita mentos energéticos e interligações elétricas dentro das restrições estabelecidas bem como os custos de investimento e de operação associados à alternativa de expansão selecionada 35 MELP Manual do Usuário versão 45 CEPEL agosto2005 249 Anexo C 13 Anexo E Aspectos Metodológicos n 131 Noções de Modelagem Energética Para se efetuar uma modelagem integrada da expansão a longo prazo do setor energético brasileiro podese empregar só um modelo de equilíbrio geral só um modelo de equilíbrio setorial ou ambos Um modelo de equilíbrio geral simula a evolução da economia como um todo e as principais relações econômicas entre os seus segmentos componentes mas representa usualmente de uma forma pouco detalhada o setor energético Apesar disto ele pode ser útil em estudos prospectivos onde não se exige um nível de detalhe muito grande na representação deste setor O módulo de atividade macroeconômica do NEMS e o modelo MIS são bons exemplos de modelos macroeconômicos amplamente utilizados no exterior Os modelos de equilíbrio geral também têm sido muito usados para simular políticas ou eventos exó genos Um caso base é construído para refletir a realidade corrente Cenários são construídos alterandose os valores de algumas variáveis exógenas ou parâmetros do modelo para refletir mudanças estruturais ou conjunturais Um novo equilíbrio após as mudanças é então computado tornando possível se quan tificar os impactos econômicos das alterações introduzidas Já um modelo de equilíbrio setorial geralmente representa com bastante detalhes a evolução do setor para o qual ele foi construído como por exemplo é o caso do modelo IDEAS para o setor energético A sua utilização de uma forma isolada no entanto pode gerar problemas de consistência macroeconômica nos cenários alternativos de desenvolvimento empregados na modelagem A tendência já há alguns anos tem sido a de se empregar modelos de equilíbrio setorial para o setor energético com uma estrutura modular ou não junto com modelos de equilíbrio geral de uma forma iterativa Com esta estratégia é possível se minimizar as desvantagens e se maximizar as vantagens relativas de cada uma das abordagens anteriores Uma outra abordagem que pode ser designada como mista ou híbrida representa o setor energé tico em modelos de equilíbrio geral através de uma estrutura mais detalhada linear ou não denominada ascendente bottomup enquanto que os outros setores da economia são representados na forma agre gada tradicional dos modelos de equilíbrio geral conhecida como descendente topdown utilizando por exemplo funções de produção do tipo CES constant elasticity of substitution Este tipo de modelo de equilíbrio geral é mais interessante para aplicações no setor energético e pode ser formulado mate maticamente como um problema misto de complementaridade Alguns dos modelos foram elaborados sob medida para os sistemas energéticos em que foram ou são aplicados como é o caso do NEMS IDEAS e AEPSOM enquanto outros possuem uma estrutura mais geral passível de aplicação imediata em diferentes sistemas energéticos como tem ocorrido com os modelos MIS IKARUSLP MARKAL e EFOM n 132 Projeção de Demanda Muito geralmente os estudos de projeções de Matrizes Energéticas compreendem três partes oferta interna de energia soma da produção doméstica de energia primária das importações de energia Matriz Energética 2030 250 primária e secundária efetuadas pelo País e das variações de estoque positivas ou negativas dedu zindose as exportações de energia e as parcelas de energia nãoaproveitada e de reinjeção demanda intermediária dos centros de transformação nos quais as fontes primárias de energia são transformadas em fontes secundárias ou então são colocadas sob a especificação requerida ao uso final e demanda ou consumo final pelas famílias e atividades da economia A metodologia de projeção seguiu a seguinte seqüência de etapas I Projeção da demanda final de energia por fonte exclusive o consumo próprio do setor energético e inclusive os usos nãoenergéticos II Projeção da demanda intermediária de energia por fonte tendo em vista a demanda final e os rendimentos dos centros de transformação III Projeção da produção da exportação e das parcelas não aproveitada e reinjeção considerando as demandas intermediária e final IV Projeção do consumo próprio do setor energético V Projeção da importação calculada pela diferença entre a demanda total e a produção deduzidas desta última as parcelas relativas à exportação à energia não aproveitada e à reinjeção e VI A variação de estoque é considerada nula Em particular as projeções do consumo final de energia tomaram por referência inicial o ano de 2006 Em termos operacionais o modelo de projeção partiu da estrutura setorial da economia definida em cada um dos quatro cenários macroeconômicos considerados gerando como primeiro resultado o valor adicionado de cada setor na economia Assim a partir da definição da taxa de crescimento anual do PIB e do valor adicionado devido à indústria serviços e agropecuária foram determinadas as participações de cada um dos três grandes setores além do respectivo valor adicionado em unidades monetárias O valor adicionado de cada segmento é uma variável de entrada para a estimativa do consumo ener gético setorial que por sua vez é estabelecido em termos da energia útil demandada por uso e para cada fonte Observese que essa abordagem favorece a explicitação das hipóteses relacionadas à eficiência energética nos usos específicos da energia uma vez definida a energia útil demandada em cada setor projetase a energia final a partir das hipóteses formuladas para o rendimento de cada fonte no uso específico Nesse processo foram consideradas de um modo geral como variáveis independentes36 Indicadores físicos da produção baseados na energia útil por forma de destinação e na produção física do segmento Com isto podem ser estabelecidas hipóteses tanto sobre a participação de cada energético no uso final de energia em certa destinação por exemplo para geração de calor de processo quanto sobre ganhos tecnológicos de cada unidade produtiva por exemplo devido à penetração de uma nova tecnologia Participação de uma fonte em uma destinação específica o que permite considerar as possibilida des de substituição de energéticos e o impacto de programas de incentivos governamentais ao uso de determinadas fontes energéticas Rendimentos de conversão de energia útil em energia final ou consumos específicos de equipamentos e processos variável que permite avaliar as possibilidades de ganhos de eficiência no consumo de energia 36 Os setores residencial e transportes em razão de suas especificidades requereram adaptações no processo descrito 251 Anexo B decorrentes da adoção de medidas de conservação que tanto podem incluir a melhoria nas práticas ope racionais vigentes por exemplo condições de isolamento térmico de uma caldeira quanto à penetração de tecnologias energeticamente mais eficientes Participação de cada tecnologia na produção de determinado produto variável que associada às variáveis anteriores e ao indicador físico permite avaliar os impactos de uma substituição tecnológica explicitando as conseqüências das cadeias tecnológicas escolhidas Cumpre notar que alguns segmentos industriais como cimento papel e celulose ferrogusa e aço química e outros produtos da metalurgia foram objeto de maior grau de detalhamento em função das características específicas dessas indústrias e da disponibilidade de dados Figura 131 Metodologia de Previsão do Consumo Final de Energia Energia útil por uso Valor adicionado setorial Energia útil por fonte Energia final por uso e por fonte Produção física Taxa de crescimento do PIB Estrutura setorial do PIB agropecuária indústria e serviços Valor adicionado unitário Energia útil por uso força motriz calor de processo aquecimento direto refrigeração eletroquímica e iluminação Estrutura das fontes de energia por uso Rendimento por fonte e por uso A projeção do consumo final de energia não observará por certo a mesma trajetória em todos os cenários formulados Naqueles em que por hipótese são favorecidos a disseminação tecnológica e o comércio internacional os rendimentos da conversão de energia útil em energia final tendem a ser maiores São cenários portanto que contemplam maior eficiência energética Além disso os cenários de maior crescimento econômico apresentam intrinsecamente maior eficiência alocativa e portanto maior eficiência global no uso dos fatores de produção inclusive energia Por outro lado são cenários que consideram também melhoria na distribuição da renda favorecendo como no caso do consumo re sidencial a expansão da posse de equipamentos Isso significa que embora mais eficientes a quantidade Matriz Energética 2030 252 de equipamentos em uso tende a ser maior exercendo pressão para aumento da demanda O aumento da população e da renda também favorece a expansão do setor de serviços e de alguns segmentos industriais voltados para o mercado interno É o caso dos setores alimentos e bebidas cerâ mica e cimento Em qualquer caso mas especialmente na indústria capital intensiva em geral grande demandante de energia alumínio siderurgia papel e celulose sodacloro petroquímica e ferroliga o crescimento do consumo nos primeiros dez anos do horizonte foi fortemente condicionado pelos planos de expansão setoriais conhecidos cujas referências constam dos estudos do Plano Decenal de Energia 20072016