FACULDADE DE ECONOMIA E FINANÇAS IBMEC PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA EM
ADMINISTRAÇÃO E ECONOMIA
DI D I S S SE S ER R TA T AÇ ÇÃ ÃO O D DE E M ME ES S TR T R AD A D O O
PR P RO OF FI I SS S SI IO ON NA AL LI I ZA Z AN NT TE E E EM M A AD D MI M IN NI IS ST TR RA AÇ Ç ÃO Ã O
A Indústria de Gás Natural no Brasil: Sua Importância e a Diversidade na Matriz
Energética Nacional
G GI IO OV VA AN N N N A A L LA AM M AS A ST TR R A A P PA AC CH HE EC CO O
OR O RI IE EN N TA T AD D OR O R A: A : M MA AR RI I A A A AU UG GU US ST TA A S SO OA AR RE ES S MA M A C C HA H AD DO O
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“A INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL: SUA IMPORTÂNCIA E DIVERSIDADE NA MATRIZ ENERGÉTICA NACIONAL”
GIOVANNA LAMASTRA PACHECO
Dissertação apresentada ao curso de Mestrado Profissionalizante em Administração como requisito parcial para obtenção do Grau de Mestre em Administração.
Área de Concentração: Administração
ORIENTADORA: MARIA AUGUSTA SOARES MACHADO
“A INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL: SUA IMPORTÂNCIA E DIVERSIDADE NA MATRIZ ENERGÉTICA NACIONAL”
GIOVANNA LAMASTRA PACHECO
Dissertação apresentada ao curso de Mestrado Profissionalizante em Administração como requisito parcial para obtenção do Grau de Mestre em Administração.
Área de Concentração: Administração
Avaliação:
BANCA EXAMINADORA:
_____________________________________________________
Professora MARIA AUGUSTA SOARES MACHADO (Orientadora) Instituição: IBMEC EDUCACIONAL
_____________________________________________________
Professor EDSON DALTO
Instituição: IBMEC EDUCACIONAL
_____________________________________________________
Professor JOSÉ CESÁRIO CECCHI
Instituição: AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS
Rio de Janeiro, 16 de dezembro de 2008
FICHA CATALOGRÁFICA
Entrar em contato com a biblioteca no 1º andar, ou através do e-mail: biblioteca@ibmecrj.br Será preenchido pela biblioteca depois da defesa
DEDICATÓRIA
Aos meus pais, Angela e Hamilton e ao meu irmão, Conrado, com admiração e carinho.
Ao meu noivo, Leonardo, com amor.
AGRADECIMENTOS
Gostaria de agradecer aos meus queridos pais, Angela e Hamilton, pela educação, carinho, apoio e princípios que me deram em todos os momentos da minha vida e ao meu irmão, Conrado, pela amizade e confiança.
Ao meu noivo Leonardo, pelo amor, apoio e momentos alegres que me proporciona. Sua compreensão foi muito importante neste período, durante o qual, tive que conciliar trabalho e estudo.
Aos meus fofos avós pela paciência e companheirismo.
Ao Cesário, pelo valioso auxílio na execução desta dissertação, pela oportunidade de integrar na área de energia e pela confiança depositada em mim, meu respeito e minha admiração.
À minha querida orientadora Augusta, pela experiência, paciência e sabedoria que
Ao professor Dalto, pela maneira tranqüila e carinhosa que sempre me recebeu durante o curso.
Ao professor Niemeyer, pelo incentivo na área acadêmica e também pela confiança depositada em mim, meus sinceros agradecimentos.
Ao professor Sander, que participou de todas as etapas da minha formação acadêmica, responsável pelo estímulo ao exemplo de ideal acadêmico que ele representa para mim.
Ao Eloi pela oportunidade que me proporcionou de trabalhar no Instituto de Energia.
Aos meus grandes amigos Daniella, Pedro e Márcia, que além da amizade, sempre me deram apoio e alegria nos momentos críticos.
Aos queridos Maria Lúcia e Olivalter, pelo carinho e a força que sempre me deram.
A todos que de alguma forma colaboraram para a realização desse trabalho.
E a Deus, por tudo que me proporciona!
RESUMO:
O propósito principal deste trabalho consiste na investigação da indústria de gás natural do Brasil. Em 1990, a recuperação econômica nacional impulsionou a demanda por energia. Itens como a descoberta de novas reservas e a abertura do mercado foram fundamentais para o desenvolvimento da indústria do gás.
Em relação à infra-estrutura da cadeia de gás no Brasil é feita uma avaliação das especificidades das indústrias que levaram ao processo de intervenção do Estado e como este se desenvolveu com o passar dos anos.
A fim de ampliar a participação do gás natural na matriz energética é necessário atrair investimentos, melhorar a eficiência e superar barreiras como o desequilíbrio entre oferta e demanda.
O presente trabalho é finalizado com os aspectos de regulação e monitoramento, cujo objetivo principal é incentivar a competição e trazer investimentos para a regulação atual.
ABSTRACT
This research is mainly focused on the investigation of the Natural Gas Industry in Brazil.
The domestic economic recovery in 1990 stimulated the demand for energy. The discovery of new gas reserves and market opportunities were vital for the gas industry development.
We evaluate the gas industry specifications in Brazil which led to the process of State intervention and how the infrastructure developed itself along the years.
Investments, more efficiency and the overcoming of barriers as the imbalance between supply and demand, are essential in order to expand the participation of natural gas in the energetic field.
The present research is concluded with the monitoring and regulatory viewpoints. Its objective is to stimulate competition and attract investments for the current regulation.
Key Words: natural gas, infrastructure, energetic field and regulation.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Imagem da Terra Vista do Espaço ... 18
Figura 2 - Estruturação da Indústria de Infra-estrutura de Gás Natural ... 23
Figura 3 - Infra-estrutura de Processamento de Gás Natural ... 24
Figura 4 - Mapa de Localização Geográfica da malha de transporte de gás natural no Brasil em 2007 ... 28
Figura 5 - Gasoduto Bolívia - Brasil ... 31
Figura 6 - Gasoduto Lateral Cuiabá ... 32
Figura 7 - Gasoduto Uruguaiana Porto Alegre ... 34
Figura 8 - Fluxograma de Comercialização de Gás ... 74
Figura 9 - Fluxograma de Transporte de Gás Natural ... 76
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1 - Oferta Interna de Energia – Brasil 2007 (%) ... 6
Gráfico 2 - Matriz de Oferta de Energia Elétrica – 2007 (% e TWh) ... 8
Gráfico 3 - PIB X Consumo Energético ... 17
Gráfico 4 - Evolução da Extensão da Rede Nacional de Gasodutos (1958-2009) ... 29
Gráfico 5 - Reservas X R/P ... 41
Gráfico 6 - Produção Nacional de Gás Natural ... 44
Gráfico 7 - Composição da Oferta de Gás Natural no Brasil: 2000 a 2008 ... 45
Gráfico 8 - Preço no City Gate do Gás Natural Nacional, Importado e do Programa PPT, em US$/MMBTU (3º trim. de 1999 – 1º trim. de 2008) ... 47
Gráfico 9 - Composição do Consumo de Gás Natural (milhões de metros cúbicos) ... 55
Gráfico 10 - Consumo industrial de Gás Natural (milhões de metros cúbicos por dia) ... 56
Gráfico 11 - Consumo de GásNatural – média de 2008 ... 60
Gráfico 12 - Consumo Final Não Energético do Gás Natural (milhões de m3) ... 61
Gráfico 13 - Consumo Energético de Gás Natural... 63
Gráfico 14 - Bônus de Assinatura (R$ milhões) ... 70
Gráfico 15 - Royalties (R$ milhões) ... 71
Gráfico 16 - Participação Especial (R$ milhões) ... 72
Gráfico 17 - Pagamento pela ocupação ou retenção de área (R$ milhões) ... 73
Gráfico 18 - Tarifação de Preços (Solução “Second Best”) ... 80
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Resumo da Oferta Interna de Energia – tep e% ... 5
Tabela 2 - Matriz de Oferta de Energia Elétrica – GWh e % ... 8
Tabela 3 - Matriz de Consumo Final de Energia – por fonte ... 10
Tabela 4 - Matriz de Consumo Final de Energia – por setor ... 10
Tabela 5 - Matriz Energética de Transporte – por modal ... 11
Tabela 6 - Matriz Energética do Transporte rodoviário ... 11
Tabela 7 - Coeficientes de correlação entre o PIB e o consumo energético ... 15
Tabela 8 - Evolução da Razão Reservas/Produção ... 40
Tabela 9 - Decomposição do Consumo do Segmento “Outros” (em mil tep) ... 58
Tabela 10 - Composição das Ações nas Distribuidoras de Gás ... 68 Tabela 13 - Produção Nacional de Gás Natural por Estado (mil metros cúbicos por dia) 91
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ... 1
2. A MATRIZ ENERGÉTICA NACIONAL ... 4
2.1. RESUMO DA OFERTA INTERNA DE ENERGIA ... 4
2.1.1. Energia Renovável ... 5
2.1.2. Energia Não Renovável ... 7
2.2. MATRIZ DE OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA ... 7
2.3. MATRIZ DE CONSUMO FINAL DE ENERGIA ... 9
2.4. MATRIZ ENERGÉTICA DE TRANSPORTE ...10
2.5. OPIB E O CONSUMO ENERGÉTICO ...12
2.5.1. Considerações Conceituais ...12
2.5.2. A Correlação entre o Consumo de Energia e o Produto Interno Bruto - PIB ...13
3. ASPECTOS RELACIONADOS À INFRA-ESTRUTURA DA CADEIA DE GÁS NO BRASIL . ...19
3.1. CONSIDERAÇÕES CONCEITUAIS ...19
3.2. AINDÚSTRIA DE INFRA-ESTRUTURA ENERGÉTICA E SUAS CARACTERÍSTICAS ...20
3.3. MONOPÓLIOS ...22
3.4. ACADEIA PRODUTIVA DE GÁS NATURAL ...2324
3.4.1. Processamento do Gás Natural ...2324
3.4.2. Transporte de Gás Natural no Brasil ...27
3.4.3. Movimentação de Gás Natural ...30
4. A OFERTA DE GÁS NATURAL NO BRASIL ...35
4.1. RESERVAS DE ORIGEM NACIONAL E A RAZÃO R/P ...38
4.2. OFERTA DE GÁS NATURAL DE PRODUÇÃO NACIONAL ...41
4.3. IMPORTAÇÃO DO GÁS NATURAL ...44
4.4. BALANÇO DO GÁS NATURAL ...45
4.5. PROJETOS DE GNL NO BRASIL ...50
5. DEMANDA DE GÁS NATURAL NO BRASIL ...53
5.1. PRIMÓRDIOS DO CONSUMO BRASILEIRO ...53
5.2. EVOLUÇÃO DO CONSUMO NAS ÚLTIMAS QUATRO DÉCADAS ...55
5.2.1. Uma Breve Análise do Consumo no Último Ano ...59
5.3. FATORES DETERMINANTES DA DEMANDA NO BRASIL ...61
6. ASPECTOS DE REGULAÇÃO E O MONITORAMENTO DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL ...64
6.1. ASPECTOS DE REGULAÇÃO DA CADEIA DE PRODUÇÃO ...65
6.1.1. Atividades de Exploração, Desenvolvimento e Produção ...65
6.1.2. Processamento ...65
6.1.3. Transporte ...66
6.1.4. Distribuição ...67
6.1.5. Comercialização – Gás Nacional e Importado ...69
6.2. PARTICIPAÇÕES GOVERNAMENTAIS ...69
6.3. INSTRUMENTOS CONTRATUAIS ...73
6.3.1. Contratos de Comercialização de Gás Natural ...74
6.3.2. Contratos de Transporte de Gás Natural ...75
6.4. PREÇO ...77
6.4.1. Tarifação a Custo de Serviço ...77
6.4.2. Tarifação ao Custo Marginal e a Solução “Second Best” ...79
6.4.3. Tarifação pelo Preço Máximo (Price Cap) ...81
6.5. REGULAÇÃO DO ACESSO ...82
6.6. REGULAÇÃO DA QUALIDADE ...83
7. CONCLUSÃO ...84
BIBLIOGRAFIA: ...86
ANEXO A - SELEÇÃO DE INDICADORES ENERGÉTICOS...89
ANEXO B - BALANÇO ENERGÉTICO CONSOLIDADO – MIL TEP (2007) ...90
ANEXO C - CAPACIDADE NOMINAL DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL, SEGUNDO UNIDADES PRODUTORAS – JUNHO DE 2008 ...92
ANEXO D - DUTOS DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL DE PRODUÇÃO NACIONAL, SEGUNDO A MALHA - JUNHO DE 2008 ...93
ANEXO E – DUTOS DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL IMPORTADO – JUNHO DE 2008 .94 ANEXO F – MOVIMENTAÇÃO DE GÁS NATURAL NO GASODUTO BOLÍVIA-BRASIL, SEGUNDO PONTOS DE RECEPÇÃO E ENTREGA – 2008 ...95
ANEXO G - MOVIMENTAÇÃO DE GÁS NATURAL NO GASODUTO LATERAL CUIABÁ, SEGUNDO PONTOS DE RECEPÇÃO E ENTREGA – 2008 ...96
ANEXO H - RELAÇÃO DOS CONTRATOS DE COMPRA E VENDA E DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL ...97
1. INTRODUÇÃO
O mercado de gás natural nunca esteve em tanta ascensão como nos últimos anos.
Ocorreram significativas descobertas, bem como significativo avanço tecnológico na transformação e nos equipamentos consumidores de gás natural. A projeção feita recentemente pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (ABEGÁS) é de um cenário em desenvolvimento, cada vez mais otimista. Segundo o ex presidente da ABEGÁS, Romero Oliveira, “deve-se buscar um planejamento integrado, inclusive com a participação das nossas distribuidoras e mecanismos que possibilitem a agilização das decisões ligadas ao setor, porque impasses de decisão têm gerado a postergação da presença impulsionadora do gás natural no Brasil”, e como conseqüência, a inibição do papel de destaque que poderia ter na matriz energética nacional (ESHOJE, 2005).
Por não ter uma lei específica para o gás natural é preciso organizar claramente a estrutura de mercado pretendida para esta indústria, sobre um marco regulatório sólido e estável. Por fim, estimular a inovação tecnológica e a competição entre os participantes para que seja possível ultrapassar obstáculos e obter os benefícios associados às expressivas reservas de gás descobertas recentemente.
O gás natural é um combustível fóssil, basicamente uma mistura de hidrocarbonetos1 leves, encontrado em rochas porosas no subsolo. Pela lei do Petróleo, lei de número 9.478/97, o gás natural "é a porção do petróleo que existe na fase gasosa ou em solução no óleo, nas condições originais de reservatório, e que permanece no estado gasoso nas condições atmosféricas de pressão e temperatura". Uma grande vantagem desse combustível é o baixo nível de enxofre, fazendo com que seja considerado um combustível limpo.
O objetivo dessa dissertação consiste na investigação do mercado do gás natural no Brasil, mostrando à necessidade de diversificar a matriz energética (capítulo dois) e conseqüentemente estimulando seu desenvolvimento nacional. A fim de analisar a relação entre o Produto Interno Bruto (PIB) e o consumo energético, usou-se como metodologia, o coeficiente de correlação que também será visto no capítulo dois.
O Terceiro capítulo identifica os aspectos relacionados à cadeia de gás natural no Brasil, analisando conceitos, o desenvolvimento da infra-estrutura, a questão dos monopólios e a cadeia produtiva. O capítulo posterior trata da oferta, mostra a evolução histórica da reserva, produção e importação de gás natural no Brasil. Ainda nesse capítulo, há uma breve descrição do balanço do gás natural e os projetos de GNL, visto como uma grande aposta nacional. O capítulo cinco levanta aspectos relacionados à demanda. É feita uma descrição sobre os primórdios, a evolução e os fatores determinantes do consumo. O sexto capítulo é sobre as ações regulatórias e de monitoramento da indústria brasileira de
gás. Finalmente, a dissertação termina com a conclusão, que recupera os pontos mais importantes mostrados no decorrer do trabalho e identifica questões que poderão ser abordadas em futuras pesquisas. Tais como: perspectivas de reservas significativas na camada do pré-sal e o novo projeto de lei do gás natural recentemente aprovada no Senado Federal e suas implicações para a indústria de gás natural.
2. A MATRIZ ENERGÉTICA NACIONAL
A matriz é um instrumento do planejamento energético integrado do Ministério de Minas e Energia - MME, que está ligado ao planejamento estratégico do Brasil. A matriz energética considera os planos de investimento e as diretrizes governamentais para todos os setores (industrial, transporte, residencial, etc). A seguir há uma breve descrição da pesquisa feita pelo Ministério de Minas e Energia sobre o consumo, produção e comercialização dos diferentes energéticos em âmbito nacional.
2.1. RESUMO DA OFERTA INTERNA DE ENERGIA
O desenvolvimento do homem está intrinsecamente ligado aos tipos de energia que ele tem acesso. Nesse contexto é de extrema importância citar a atual oferta interna de energia (OIE), montante equivalente a 238,8 milhões de tep-tonelada equivalente de petróleo. Conforme o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), o crescimento verificado da OIE em 2007 foi de 5,5%, ficando praticamente no mesmo patamar da economia, que foi de 5,4%.
2.1.1. Energia Renovável
O aumento no uso das fontes renováveis (hidráulica, biomassa e outras), aquelas que são capazes de se regenerar, foi responsável pelo aumento na demanda total por energia.
Houve um crescimento de 7,6% na energia proveniente dessas fontes, enquanto que as não renováveis (petróleo e derivados, gás natural, carvão mineral e urânio), aquelas que se encontram na natureza em quantidades limitadas, cresceram 3,7%. Assim, como mostra a tabela 1 e o gráfico 1, a energia renovável passou a representar 45,9% da Matriz Energética Brasileira (MEB) em 2007.
Tabela 1 - Resumo da Oferta Interna de Energia – tep e%
Especificação mil tep 07/06% estrutura %
2006 2007 2006 2007
Não-Renovável 124.464 129.102 3,7 55 54
Petróleo e Derivados 85.545 89.239 4,3 37,8 37,4
Gás Natural 21.716 22.199 2,2 9,6 9,3
Carvão Mineral e Derivados 13.537 14.356 6,1 6 6
Urânio (U308) e Derivados 3.667 3.309 -9,8 1,6 1,4
Renovável 101.880 109.656 7,6 45 45,9
Hidráulica e Eletricidade 33.537 35.505 5,9 14,8 14,9
Lenha e Carvão Vegetal 28.589 28.628 0,1 12,6 12
Derivados da Cana-de-Açúcar 32.999 37.847 14,7 14,6 15,9
Outras Renováveis 6.754 7.676 13,7 3 3,2
Total 226.344 238.756 5,5 100,0 100,0
Fonte: MME, 2008
Gráfico 1 - Oferta Interna de Energia – Brasil 2007 (%)
Fonte: MME, 2008
Comparando com o ano de 2006, a demanda por energia renovável no Brasil aumentou em todas as fontes, a lenha foi a que apresentou um desempenho menor. Pela primeira vez os derivados da cana-de-açúcar, com participação de 15,9% na MEB e de 34,5% nas fontes renováveis, foram superiores, os 14,9% e 32,4% da “hidráulica e eletricidade”, respectivamente. A lenha – com um crescimento de apenas 0,1%, teve queda na participação da MEB, passou 12,6% para 12%.
Com a urbanização e a industrialização, é natural que o uso da lenha como fonte de energia diminua. No setor industrial, o desenvolvimento dos processos acarreta no uso de energéticos mais eficientes. No setor residencial, o gás liquefeito de petróleo (GLP) e o gás natural têm substituído a lenha na cocção de alimentos.
2.1.2. Energia Não Renovável
O pequeno crescimento do gás natural e a performance negativa da energia nuclear foram os responsáveis pela queda na participação da energia não- renovável em 2007. Os constantes aumentos na produção do petróleo e do gás nos últimos anos, vêm diminuindo o índice de dependência externa global de energia: 12,9% em 2004, 10,2% em 2005, e 8,0% em 2006. Em 2007, a dependência externa permaneceu em 8%, devido o equilíbrio entre aumentos das importações de carvão e gás e reduções das importações de eletricidade e produtos de petróleo.
O energético que merece destaque na MEB, tendo quase triplicado a sua participação nos últimos anos, de 3,7% em 1998 para 9,6% em 2006, é o gás natural. Em 2007, a sua particiação recuou para 9,3%. O reflexo desses valores, veremos detalhadamente mais adiante.
2.2. MATRIZ DE OFERTA DE ENERGIA ELÉTRICA
Em 2007, há um aumento da oferta de energia elétrica de 5,0% em relação a 2006, atingindo um montante de 483,4 TWh, incluindo 47,1 TWh de geração de autoprodutores (9,7% de participação ) e 38,8 TWh de importação líquida (8,0%). Conforme a tabela 2 e o gráfico 2, os aumentos da composição da matriz de oferta ficam por conta da geração hidráulica, de 7,2%; da biomassa, de 21% e dos derivados de petróleo, de 7,8%. As quedas na oferta ficam por conta do carvão mineral (6,0%), energia nuclear (10,2%) e gás natural (15,1%).
A energia hidráulica continua liderando a matriz de oferta de energia elétrica, representando 85,4% do total, já com a importação. Logo depois vêm a geração a biomassa, com 3,7%, e o gás natural em seguida, com 3,2% de participação. A geração eólica merece destaque, passou de pouco mais de 236 GWh em 2006 para 559 GWh em 2007.
Tabela 2 - Matriz de Oferta de Energia Elétrica – GWh e %
Especificação GWh
07/06% Estrutura (%)
2006 2007 2006 2007
Hidro 348.805 374.015 7,2 75,7 77,4
Nuclear 13.754 12.350 -10,2 3,0 2,6
Gás Natural 18.258 15.497 -15,1 4,0 3,2
Carvão Mineral 7.222 6.792 -6,0 1,6 1,4
Derivados de Petróleo 12.374 13.333 7,8 2,7 2,8
Biomassa 14.959 18.104 21,0 3,2 3,7
Gás Industrial 3.964 4.492 13,3 0,9 0,9
Importação 41.164 38.832 -5,7 8,9 8,0
Total 460.500 483.415 5,0 100,0 100,0
Fonte: MME, 2008
Gráfico 2 - Matriz de Oferta de Energia Elétrica – 2007 (% e TWh)
Os componenetes que compõem a oferta interna de energia elétrica são: perdas na distribuição (15%) e consumo final (85%). O consumo final, cujo valor foi de 412,1 TWh em 2007 (crescimento de 5,7% sobre 2006) é formado por 46,7% de uso industrial, 22,1% de uso residencial, 22,4% de uso comercial e público e 8,8% de uso em outros setores.
Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, a capacidade instalado de geração elétrica em 2007 foi de 100,9 GW. A capacidade foi aumentada em 4.058 MW, 2.951 MW correspondendo a Hidrelétricas (UHE), 408 a Usinas Termelétricas (UTE) a gás natural, 253 MW a Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH), 208 MW a gás residual industrial, 173 MW a UTE a bagaço de cana, 55 MW a UTE a óleo combustível, e 10 MW a Usinas Eolioelétricas (EOL).
2.3. MATRIZ DE CONSUMO FINAL DE ENERGIA
Em 2007 o consumo final de energia (CFE) chegou a 215,6 milhões de tep, valor 6,2%
superior ao de 2006 e 5,5% superior em relação à OIE de 2007. Enquanto as perdas totais de energia em 2006 foram de 10,3% em relação à OIE, em 2007 essas perdas foram de 9,7% devido à menor geração térmica e uma leve redução nas perdas de distribuição de energia elétrica.
Conforme mostra a tabela 3, o carvão mineral e a biomassa foram os energéticos responsáveis por sustentar o crescimento médio de 6% do CFE. Com o crescimento de 10% da produção de aço a oxigênio, o carvão mineral apresentou crescimento de 8,4% no consumo. E, em função, principalmente, do uso térmico do bagaço na indústria de açúcar
e álcool (496 milhões t de cana esmagada – 16% de crescimento), a biomassa apresentou um crescimento de 8,4%.
Tabela 3 - Matriz de Consumo Final de Energia – por fonte Especificação mil tep
07/06%
2006 2007
Derivados petróleo 85.534 89.331 4,4
Gás Natural 14.384 15.502 7,8
Carvão Mineral 11.119 12.050 8,4
Eletricidade 33.536 35.443 5,7
Biomassa 58.325 63.238 8,4
Total 202.898 215.564 6,2
Fonte: MME
O setor energético, com taxa de crescimento de 11,8%, alavancada pelo uso térmico de bagaço na produção de álcool, teve a taxa mais alta na composição setorial do CFE (tabela 4). Em seguida, foi o setor transporte com uma taxa de 8,2%, em função da performance dos combustíveis de otto (gasolina, álcool e gás natural).
Tabela 4 - Matriz de Consumo Final de Energia – por setor Especificação mil tep
07/06%
2006 2007
Indústria 76.757 81.915 6,7
Transporte 53.270 57.621 8,2
Setor Energético 18.823 21.049 11,8
Outros Setores 39.723 40.825 2,8
Uso Não Energético 14.324 14.155 -1,2
Total 202.897 215.565 6,2
Fonte: MME, 2008
2.4. MATRIZ ENERGÉTICA DE TRANSPORTE
Entre 1973 a 2007, o transporte rodoviário merece destaque em relação aos demais modais – ver tabela abaixo. Os modais que mais perderam participações foram o ferroviário e o hidroviário.
Tabela 5 - Matriz Energética de Transporte – por modal
Especificação mil tep
07/08 % Estrutura (%)
1973 2006 2007 1973 2007
Rodoviário 16.476 49.067 52.892 7,8 86,3 91,8
Ferroviário 522 681 717 5,3 2,7 1,2
Aéreo 1.095 2.435 2.674 9,8 5,7 4,6
Hidroviário 993 1.088 1.338 23,9 5,2 2,3
Total 19.086 53.270 57.621 8,2 100 100
Fonte: MME, 2008
Analisando o transporte do rodoviário (tabela 6) , nota-se um crescimento significativo do consumo de álcool no ano de 2007, de 34,7% em função do aumento das vendas dos veículos flex e dos baixos preços do álcool praticados pelo mercado. Assim, a gasolina apresentou redução no consumo. Ainda que com alguma restrição de abastecimento ao final de 2007, o gás natural teve crescimento de 10,9% no consumo.
Tabela 6 - Matriz Energética do Transporte rodoviário
Especificação mil tep
07/08 % Estrutura (%)
1973 2006 2007 1973 2007
Diesel 5.770 26.202 27.741 5,9 35,0 52,4
Gasolina 10.541 14.440 14.287 -1,1 64,0 27,0
Álcool 165 6.395 8.612 34,7 1,0 16,3
Gás Natural 0 2.030 2.252 10,9 0,0 4,3
Total 16.476 49.067 52.892 7,8 100,0 100,0
Fonte: MME, 2008
Com a redução da produção de caminhões e ônibus movidos a gasolina até o final da década de 70, houve a reversão da supremacia do combustível otto pelo diesel. Em consequência, desde 1980 o diesel vem alternando participações entre 50 e 56% no
transporte rodoviário. Ao analisar a série histórica destes percentuais, percebe-se que os combustíveis do ciclo de otto – de uso quase exclusivo em veículos particulares – possuem performances acima do diesel nos períodos de bom desempenho da economia (Plano Cruzado de 1986, anos iniciais do Plano Real e nos últimos anos).
Há no anexo A, uma seleção de indicadores energéticos para possíveis análises complementares e o Balanço Energético Consolidado.
2.5. O PIB E O CONSUMO ENERGÉTICO
O desenvolvimento do consumo energético é estratégico devido às implicações que tem em diversos níveis, especialmente na economia. Abaixo há uma análise dessas duas importantes variáveis.
2.5.1. Considerações Conceituais
O produto interno bruto é o valor da riqueza gerada por certo espaço geoeconômico num determinado intervalo de tempo (FIGUEIREDO, 1971; ROSSETTI, 1979; CASTRO e LESSA, 1979; SIMONSEN e CYSNE, 1989). O PIB, por destinar-se à ótica da produção, renda e dispêndio, é uma das estatísticas mais importantes do país.
O estudo dos valores agregados de produção corresponde à soma dos valores agregados líquidos, ou seja, o valor da produção (VP) dos bens e serviços descontados os insumos
entre o VP e o CI de cada atividade econômica ou setor, chamado valor agregado ou adicionado (VA), e somá-las perfazendo o PIB: então, o PIB é igual ao somatório dos VAs de todas as atividades econômicas(PIB )
i
∑
= VAi .
O estudo da renda mensura-se o PIB, assim como o VA de cada atividade econômica, a partir das rendas apropriadas pelos agentes econômicos que participaram do processo de produção no período em questão. Seja um trabalhador (salário), um proprietário do capital financeiro (juros), um detentor de direitos de propriedade (aluguéis), um empresário (lucro) ou o governo (impostos).
Já em relação ao dispêndio, somente os VPs dos bens e serviços destinados à demanda final são considerados, ou seja, diz respeito à maneira com que toda a riqueza gerada em uma economia é gasta.
2.5.2. A Correlação entre o Consumo de Energia e o Produto Interno Bruto - PIB
Em várias situações deseja-se avaliar a relação entre duas medidas quantitativas. No caso do consumo de energia e o PIB, o propósito dessa ferramenta estatística é checar se os valores estão associados, ou seja, se os valores do consumo de energia tendem a crescer ( ou decrescer) à medida que o PIB cresce (ou decresce).
O coeficiente de correlação é denotado por , e têm as seguintes propriedades:
• varia entre -1 e +1
• =0 corresponde a não associação
• quanto maior o valor de l l, mais forte a associação
• > 0 corresponde a ambas variáveis crescendo juntas
• < 0 corresponde a uma variável ficando menor à medida que a outra fica maior.
O coeficiente de correlação calcula-se segundo a seguinte fórmula:
Onde x1,x2,...,xn e y1,y2,...,yn são valores medidos das duas variáveis. Para, além
disso,
∑
=
×
=
n i
xi
x n
1
1 e
∑
=
×
=
n i
yi
y n
1
1 são as médias aritméticas das duas variáveis.
A partir das séries históricas abaixo, é possível achar o coeficiente de correlação entre a variável PIB e a variável consumo energético:
Tabela 7 - Coeficientes de correlação entre o PIB e o consumo energético Ano PIB (109 US$ 2007) Consumo Energético (103 tep)
1970 306,2 62.106,0
1971 340,9 65.370,0
1972 381,6 70.003,0
1973 435,0 76.310,3
1974 470,4 81.322,2
1975 494,7 84.092,3
1976 545,5 89.290,0
1977 572,4 92.199,9
1978 600,8 97.349,2
1979 641,4 103.643,7
1980 700,5 104.381,9
1981 670,7 100.656,2
1982 676,3 103.188,8
1983 656,4 105.121,3
1984 691,9 110.463,6
1985 746,2 117.081,8
1986 802,1 122.303,7
1987 830,4 128.169,5
1988 829,9 129.370,3
1989 856,1 131.280,3
1990 818,9 127.596,4
1991 827,3 130.204,5
1992 823,5 131.843,4
1993 861,9 135.474,0
1994 907,9 142.688,1
1995 948,0 147.698,3
1996 968,3 155.361,3
1997 1.001,0 164.775,3
1998 1.001,4 168.436,1
1999 1.003,9 170.482,4
2000 1.047,2 171.949,3
2001 1.060,9 172.186,5
2002 1.089,1 177.393,8
2003 1.101,6 182.114,4
2004 1.164,5 191.197,1
2005 1.201,3 195.908,8
2006 1.246,4 202.898,2
2007 1.313,9 215.564,6
Fonte: BEN, 2008 e BNDES, 2008
Calculando o coeficiente:
PIB-média PIB CE - média CE (PIB-média PIB)*(CE-média CE) (PIB-média PIB)2 (CE - média CE)2
-500,0 -68.353,9 34.178.524,0 250.023,0 4.672.257.012,3
-465,3 -65.089,9 30.285.743,0 216.495,6 4.236.696.383,8
-424,6 -60.456,9 25.668.940,2 180.270,2 3.655.037.966,8
-371,3 -54.149,6 20.104.220,9 137.842,9 2.932.175.356,0
-335,8 -49.137,7 16.500.754,1 112.766,0 2.414.513.218,5
-311,5 -46.367,6 14.443.596,0 97.033,3 2.149.958.040,5
-260,8 -41.169,9 10.735.360,2 67.994,4 1.694.961.803,1
-233,8 -38.260,0 8.946.815,8 54.682,2 1.463.830.125,5
-205,4 -33.110,7 6.800.789,6 42.187,4 1.096.317.613,3
-164,8 -26.816,2 4.418.837,9 27.153,2 719.109.465,9
-105,8 -26.078,0 2.758.259,7 11.187,2 680.060.264,3
-135,5 -29.803,7 4.039.567,9 18.370,8 888.262.217,1
-130,0 -27.271,1 3.544.487,5 16.892,8 743.712.476,1
-149,8 -25.338,7 3.795.387,6 22.436,0 642.047.283,1
-114,3 -19.996,3 2.286.354,1 13.073,4 399.851.684,8
-60,0 -13.378,1 803.034,5 3.603,1 178.973.923,6
-4,1 -8.156,2 33.732,8 17,1 66.524.370,1
24,2 -2.290,4 -55.377,2 584,6 5.245.967,4
23,7 -1.089,6 -25.800,9 560,7 1.187.187,1
49,9 820,4 40.943,6 2.490,5 673.118,1
12,7 -2.863,5 -36.260,2 160,4 8.199.499,0
21,1 -255,5 -5.392,7 445,6 65.259,6
17,2 1.383,5 23.860,6 297,4 1.914.036,5
55,7 5.014,1 279.100,0 3.098,4 25.141.359,8
101,6 12.228,2 1.242.858,4 10.330,5 149.528.140,9
141,7 17.238,4 2.443.332,0 20.089,6 297.162.648,2
162,1 24.901,4 4.037.098,9 26.284,1 620.078.078,4
194,8 34.315,4 6.684.927,4 37.950,2 1.177.549.163,4
195,2 37.976,2 7.411.510,7 38.088,2 1.442.191.708,6
197,7 40.022,5 7.912.700,7 39.087,8 1.601.800.712,6
240,9 41.489,4 9.996.336,4 58.050,8 1.721.366.645,6
254,7 41.726,6 10.627.248,6 64.865,9 1.741.106.245,9
282,9 46.933,9 13.277.033,3 80.025,5 2.202.792.067,9
295,4 51.654,5 15.257.484,4 87.246,9 2.668.185.444,9
358,3 60.737,2 21.762.284,9 128.380,6 3.689.008.300,5
395,1 65.448,9 25.858.696,5 156.102,1 4.283.556.873,2
440,2 72.438,2 31.887.824,9 193.782,2 5.247.298.984,7
507,7 85.104,7 43.208.137,4 257.764,9 7.242.814.057,4
Soma 391.172.953,8 2.477.715,4 62.761.154.704,5
Aplicando a fórmula:
5 , 704 . 154 . 761 . 62 4 , 715 . 477 . 2
8 , 953 . 172 . r 391
= × obtemos r = 0,991968.
A partir do resultado acima, é possível afirmar que há uma correlação direta entre o desenvolvimento do nosso país e seu consumo de energia. O PIB, nesse caso, funciona como uma mola propulsora para o consumo energético nacional. O gráfico abaixo, que apresenta a taxa de crescimento das duas variáveis, reflete esta correlação.
Gráfico 3 - PIB X Consumo Energético
Fonte: Elaboração própria segundo dados do BEN, 2008 e BNDES, 2008
Saghir (2005) relaciona a energia com a produtividade afirmando que a energia é consumida no sentido de fornecer outros bens e serviços, logo a demanda de energia é derivada por outros bens e serviços, por exemplo, em uma área agrícola em rápido desenvolvimento. A vinda de energia elétrica, por sua vez, irá aumentar a produção agroindustrial e as atividades comerciais, fornecendo energia para refrigeração, iluminação e aquecimento. Maior produtividade conduzirá a maiores receitas que criarão maior demanda familiar por energia elétrica.
Outra maneira de verificar a correlação do PIB com o consumo de energia se dá na análise da terra vista do espaço. Conforme mostra a figura abaixo, as áreas mais claras da terra são as mais urbanizadas e as áreas mais escuras são as áreas mais subdesenvolvidas.
Figura 1 - Imagem da Terra Vista do Espaço
Fonte: Visible Earth,2008
Assim, conforme as pessoas vão melhorando sua situação financeira mais energia é consumida. A utilização de energia moderna (gás natural, eletricidade, produtos derivado do petróleo e carvão) apresenta uma forte correlação com o crescimento da economia e com o desenvolvimento do ser humano – na saúde, educação e expectativa de vida.
Com o intuito de diversificar a matriz energética brasileira, hoje com forte concentração em combustíveis e hídricas, é necessário incentivar a entrada do gás natural.
3. ASPECTOS RELACIONADOS À INFRA-ESTRUTURA DA CADEIA DE GÁS NO BRASIL
Em função da importância da questão ambiental na conjuntura atual, o valor do gás natural para a produção de energias mais limpas, torna-se fundamental. Para tanto, faz-se necessária uma breve consideração sobre a dinâmica desta indústria para o estudo do cenário econômico, mais especificamente a evolução da sua estrutura e das características da indústria de rede e do monopólio natural.
Este capítulo pretende mostrar definições e características da infra-estrutura do gás. Em seguida, veremos implicações relevantes que ajudam a entender o papel do governo no seu desenvolvimento.
3.1.CONSIDERAÇÕES CONCEITUAIS
A palavra estrutura tem origem grega, significa fundação e é o conjunto de relações entre os elementos de um sistema. O primeiro filósofo a utilizar o termo na economia foi Karl Marx. O prefixo “infra” veio dar ênfase aos ativos de infra-estrutura.
Entre as riquezas de um país estão a infra-estrutura econômica e a infra-estrutura social.
A infra-estrutura econômica é formada por três grupos de capitais: sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia, nas modalidades como um todo. A infra-estrutura social é formada por suprimentos de interesse da sociedade como, por exemplo, saúde, educação, saneamento e segurança.
A infra-estrutura econômica tem um impacto social relevante. No caso do gás natural, por exemplo, a esfera mercantil é formada pelos equipamentos de produção, unidades de processamento, sistemas de transporte e distribuição e, uma esfera não mercantil que se relacionada à possibilidade de acesso, à confiabilidade do serviço e à qualidade do produto (ANP, 2001).
A partir daí, as infra-estruturas são complementares, formam as bases sobre as relações econômicas e a organização social dos lugares onde são estabelecidas.
3.2.A INDÚSTRIA DE INFRA-ESTRUTURA2 ENERGÉTICA E SUAS CARACTERÍSTICAS
A indústria de infra-estrutura é também chamada de indústria de rede pelo fato de ser formada por atividades diferentes, potencialmente competitivas, que juntas são essenciais para a sua funcionalidade e para a prestação do serviço.
Segundo Cecchi (2007), as características de uma indústria de rede são:
• a necessidade de equilíbrio instantâneo entre a oferta e a demanda, dadas as dificuldades técnico-econômicas de estocagem;
• requisito de grandes investimentos de capital, cuja grande parcela apresenta-se como projeto específico, revestindo-se, assim, de custos irrecuperáveis;
• presença de economias de escala, principalmente no transporte e na distribuição, o que caracteriza estes segmentos como exemplos clássicos de monopólio natural;
• existência de custos comuns e conjuntos que resultam em economias de escopo na provisão de múltiplos serviços;
• imprevisibilidade da demanda, o que obriga a manutenção de uma certa capacidade ociosa, que somada à existência de uma descontinuidade técnica na expansão, requer o crescimento da oferta à frente da demanda;
• combinam segmentos de monopólio natural e atividades potencialmente competitivas (compra e venda de produto), que podem ou não estar sendo exploradas de forma competitiva, e que dependem essencialmente de acesso à rede.
As características descritas acima são típicas de monopólios naturais verticalmente integrados. Por mais atrativo que seja a utilização de um novo combustível, os custos e as resistências são tão elevadas que a mudança de infra-estrutura se torna inviável.
Monopólio sem controle pode forçar toda a economia de um lugar a um único caminho, prejudicando a economia e a sociedade como um todo. A partir daí, torna-se necessário, na próxima seção, citar a tutela do Estado sob os monopólios.
3.3.MONOPÓLIOS
Um monopólio natural surge porque uma única firma pode fornecer o serviço ou bem ao mercado todo a um custo inferior ao que poderiam duas ou mais firmas. É quando há economias de escala ao longo da dimensão relevante (determinada pelo mercado) de produção é que surge o monopólio natural. Por não passar por pressões competitivas do mercado e estar blindada por barreiras econômicas à entrada de novos agentes, uma empresa monopolista pode aproveitar de um poder inexistente e prejudicar os consumidores.
A fim de solucionar essas falhas de mercado, duas soluções, que estabeleciam a presença de um membro externo sob controle público, foram encontradas. Na ótica norte- americana, decidiu-se pela concessão das atividades às empresas privadas e se desenvolveu, ao mesmo tempo, uma significativa regulação. Na ótica européia, decidiu- se pela interferência direta do governo e criação de empresas estatais.
A trajetória do desenvolvimento brasileiro seguiu a ótica européia resultando que o setor público agiu como membro financiador, empreendedor e gestor das indústrias de infra- estrutura.
A partir de 1990, o papel do governo na reestruturação de indústrias de infra-estrutura, passou de gestores para reguladores. As novas funções dos órgãos reguladores passam a
Figura 2 - Estruturação da Indústria de Infra-estrutura de Gás Natural
Fonte: Elaboração própria
O alvo mais importante para regulação na indústria do gás é a atividade de transporte, elementos que enfatizam seu caráter de indústria de rede - custos fixos irrecuperáveis;
especificidade dos ativos; longo prazo de maturação dos investimentos; interesse econômico e social; entre outros- são finalizados a fim de propiciar condições iguais para todas as empresas interessadas. Questões sobre a regulação e livre acesso serão abordadas no capítulo seis.
A regulação é o instrumento que garantirá a igualdade de oportunidades e direitos a todos os componentes da indústria. Os proprietários das instalações de transporte dutoviário, normalmente com interesses próprios desassociados dos interesses dos demais carregadores, utilizam-se de seu poder enquanto acionistas da empresa transportadora para dificultar o acesso ao concorrente. Isso fortalecerá conseqüentemente sua posição estratégica competitiva, mas estará privando o concorrente de exercer sua atividade.
3.4.A CADEIA PRODUTIVA DE GÁS NATURAL 3.4.1. Processamento do Gás Natural
As frações que se apresentam normalmente na fase líquida do gás são as mais pesadas e dão origem ao “Gás Liquefeito de Petróleo” (propano e butano), o chamado gás de
cozinha. Antes de ser processado o gás natural é chamado de gás úmido, por apresentar líquido de gás natural (LGN), enquanto o gás residual é o gás seco, pois não contém hidrocarbonetos condensáveis e o metano é preponderante.
Assim, o processamento do gás natural consiste em separar os hidrocarbonetos e fluídos do gás natural úmido (rico) até que ele fique seco (pobre). Do campo de produção, o gás natural é encaminhado a uma unidade de processamento onde ocorre a separação das frações mais leves do gás e obtém-se o gás natural seco, o gás liquefeito de petróleo e a gasolina natural conforme mostra a figura 3.
Figura 3 - Infra-estrutura de Processamento de Gás Natural
Fonte: Gaspisa
O teor de compostos mais pesados que o propano, formado pelas frações de GLP e gasolina natural é o que possui mais valor. Assim, se uma corrente de gás natural úmido tem riqueza de 6%, isso significa que ela é composta de 6% de GLP e gasolina natural e 94% de gás natural propriamente dito. Será esta parcela de 94% que formará, após processamento em uma UPGN, a corrente de gás natural seco.
O sistema de processamento do gás natural depende fundamentalmente do tipo de processo utilizado e da riqueza do gás. A escolha do processo mais adequado é condicionada por três itens: a composição do gás, a pressão disponível e as recuperações desejadas. Os principais tipos de processos usados a uma UPGN são (Petrobras, 2008):
• Refrigeração simples - condensação de hidrocarbonetos mais pesados através da diminuição da temperatura, com o uso de fluido refrigerante;
• Absorção refrigerada: contato com fluido auxiliar numa torre da alta pressão e baixa temperatura, com o uso de fluido refrigerante (propano);
• Turbo-expansão: Abaixamento da temperatura do gás, através da sua expansão numa turbina, condensando hidrocarbonetos mais pesados;
• Expansão Joule-Thompson: a expansão do gás numa válvula causa diminuição de pressão e redução de temperatura.
As unidades de processamento de gás natural no Brasil somam atualmente uma capacidade instalada de 56,3 milhões de metros cúbicos por dia, conforme apresentado no anexo C.
Na Região Nordeste a capacidade instalada de processamento soma 17,2 milhões de metros cúbicos por dia, o que representa 32,6% da capacidade do Brasil. O fornecimento de gás natural é realizado pelas seguintes unidades de processamento: Lubnor (CE), Guamaré I, II e III (RN), Pilar (AL), Atalaia (SE), Carmópolis (SE), Candeias (BA), Catu (BA) e Bahia (BA).
A região Sudeste, representando 45% da atual infra-estrutura de processamento de todo o Brasil, é a região que ocupa o topo no ranking nacional com uma capacidade de processamento de 23,7 milhões de metros cúbicos. O gás natural é processado nos Estados do Espírito Santo, São Paulo e, mais significativamente, no Rio de Janeiro. As unidades de processamento desta região são: Lagoa Parda (ES), DPP-Lagoa Parda (ES), UPCGN Cacimbas (ES), Cabiúnas, URL-Cabiúnas (2 unidades), UPCGN Cabiúnas e URGN Cabiúnas (RJ), REDUC I e II (RJ) e Cubatão (SP). As unidades de Cacimbas e UPCGN Cabiúnas II encontram-se fora de operação.
A região Norte processa 9,6 milhões de metros cúbicos por dia, representando 18,2% da capacidade nacional. Nessa região encontra-se as UPGN’s de Urucu (AM), cuja produção visa a recuperação do LGN do gás produzido, sendo o gás seco reinjetado no reservatório devido a falta de infra-estrutura para o escoamento da produção até áreas de possível mercado.
Por fim, na região Sul do país encontra-se a UPGN-UEG de Araucária (PR), com capacidade de processamento de 2,2 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, representando os 4,2% restantes da atual infra-estrutura de processamento de todo o Brasil. Apesar de já autorizada, esta unidade, se encontra fora de operação.
Segundo Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (2008), há uma expectativa de aumento da produção no país, havendo uma previsão de novos
aproximadamente 13,1 milhões de metros cúbicos por dia na infra-estrutura de processamento nacional.
Estes projetos incluem a Estação de Tratamento de São Francisco no Estado da Bahia, a UPGN Cacimbas e a DPP Cacimbas no Estado do Espírito Santo.
3.4.2. Transporte de Gás Natural no Brasil
Outro fator limitador para o desenvolvimento do gás natural na matriz energética nacional, além da descoberta tardia e da natureza associada do gás natural, foi o escoamento da produção do gás e a dificuldade para ter acesso ao combustível. O transporte realizado através da rede de gasodutos compreende a fase posterior às Unidades de Processamento do Gás Natural até a fase de entrega na malha de distribuição (ver figura 4).
Como se percebe pelo gráfico 4, entre 1958 e 1973, por quinze anos, a construção à rede de gasodutos foi esporádica. A estruturação da maioria da malha de transporte de gás natural hoje existente em nosso país, como mostra a figura 4, foram construídas só a partir de 1974, no Rio de Janeiro, Espírito Santo e diversas áreas do Nordeste.
Figura 4 - Mapa de Localização Geográfica da malha de transporte de gás natural no Brasil em 2007
Fonte: Cecchi (2008)
A partir de 1998, conforme mostra o gráfico abaixo, ocorreu a expansão da rede com a construção do gasoduto destinado ao escoamento do gás natural da Bolívia - o GASBOL.
Outra significativa expansão foi com o novo investimento da Petrobras – Projeto malhas, obra avaliada em mais 1 bilhão de dólares. O objetivo do projeto é massificar a utilização de gás nacional, além de abastecer usinas termelétricas nas regiões Norte e Nordeste através da nova rede que interliga todo o país. Este projeto deverá entrar totalmente em
Gráfico 4 - Evolução da Extensão da Rede Nacional de Gasodutos (1958-2009)
Fonte: Cecchi (2008)
Há uma grande relação entre o tamanho da rede de gasodutos, o consumo de gás natural e o aproveitamento do gás associado. Com novos gasodutos em operação, é notável o aumento da oferta interna de gás.
O setor de transporte no nosso país se diferencia segundo a origem do combustível.
Conforme o Anexo D existe uma malha para o escoamento de produção nacional e outra que transporta o gás importado totalizando 5.433,2 quilômetros (em operação) de rede e capacidade de 71,5 milhões de metros cúbicos (em operação) de escoamento.
A Petrobras, Transpetro, Nova Transportadora do Nordeste – NTN e a TAG Transportadora são responsáveis pelo transporte do gás de origem nacional, os gasodutos somam 2.533,2 quilômetros (em operação) de extensão e possuem capacidade de escoamento de 36,2 milhões de metros cúbicos por dia (em operação). O produto
importado passa pelo gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre (trechos 1 e 3 operado pela Transportadora Sulbrasileira de gás - TSB), pelo gasoduto Bolívia – Brasil (operado pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S.A - TBG) e pelo gasoduto Lateral Cuiabá (operado pela Gasocidente), os gasodutos somam 2.900 quilômetros(em operação) de extensão, com capacidade de 35,3 milhões de metros cúbicos por dia (em operação) de escoamento.
3.4.3. Movimentação de Gás Natural - Gasoduto Bolívia Brasil - Gasbol
O Gasbol possui 2.583 quilômetros em território brasileiro e 567 quilômetros em solo boliviano, totalizando 3.150 quilômetros de extensão. O gasoduto, que possui uma capacidade de até 30 milhões de metros cúbicos por dia, liga a cidade de Santa Cruz de La Sierra e termina em Porto Alegre, passando os estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul, como mostra a figura 5.
Figura 5 - Gasoduto Bolívia - Brasil
Fonte: Petrobras, 2008
O traçado do Gasbol segue o Rio Tiete, considerada uma área estratégica já que é responsável por 71% do consumo energético brasileiro, 82% da produção industrial nacional e 75% do PIB (Comciência, 2008).
A operação e monitoramento do gasoduto são feitos por satélite, através da Central de Supervisão e Controle da TBG, no Rio de Janeiro. Para a coordenação das equipes no campo, há três divisões regionais situadas em Campo Grande/MS, Campinas/SP e Florianópolis/SC. (ANP, 2008 b)
Sob esses regulamentos, desde 1999, a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S. A (TBG) envia diariamente o Relatório Gerencial à Superintendência de
Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural – SCM da ANP. De acordo com o anexo F, nota-se que, hoje em dia, operam 42 estações de entrega no Gasoduto Bolívia-Brasil.
- Gasoduto Lateral Cuiabá
O Gasoduto Lateral Cuiabá possui 267 quilômetros de extensão e uma capacidade de transporte de 2,8 milhões de metros cúbicos por dia. O gasoduto liga o trecho boliviano do Gasoduto Bolívia – Brasil até Cuiabá, passando por San Matias (Bolívia) e Cáceres (Brasil) conforme a figura 6.
Figura 6 - Gasoduto Lateral Cuiabá
Foi em agosto de 2001 que iniciou a operação do gasoduto Lateral Cuiabá, pertencente ao consórcio formado pelas empresas Prisma Energy e Shell Gás Latin América e operado pela Gasocidente do Mato Grosso. Atualmente, todo o gás natural transportado, é enviado para a UTE (Usina Termoelétrica) Cuiabá I conforme Anexo G que possui uma capacidade instalada de 150 megawatts.
- Gasoduto Uruguaiana Porto Alegre
Visando atender a demanda de combustíveis no Rio Grande do Sul e fornecer energia elétrica ao Estado, o Gasoduto Uruguaiana Porto – Alegre deu início a operação em 2000.
O gasoduto, que é operado pela Transportadora Sulbrasileira de Gás – TSB e pertence ao consórcio formado pelaTotalfina Gas and Power Brazil, Gáspetro, Ipiranga, Repsol YPF (15%) e Tecgas N.V., faz parte do projeto de importação de gás da Argentina.
Atualmente, o gasoduto Uruguaiana – Porto Alegre não opera em sua totalidade. Sua extensão prevista para todo empreendimento é de 615 quilômetros, com capacidade de transporte de até 12 milhões de metros cúbicos diários. O gasoduto será formado por 3 trechos, conforme figura 8 abaixo: o trecho I possui 25 quilômetros de extensão, ligando Paso de los Libres à cidade de Uruguaiana (RS); o trecho II possui 565 quilômetros de extensão, liga o trecho I até a Refinaria Alberto Pasqualini (REFAP), em Canoas; e o trecho III, com 25 quilômetros de extensão, liga a REFAP às proximidades da Companhia Petroquímica do Sul (Copesul), no Rio Grande do Sul.
Figura 7 - Gasoduto Uruguaiana Porto Alegre
Fonte: Gaspetro, 2008
Com a discussão conceitual em torno das características básicas das indústrias de rede, enfatizando a indústria de gás natural, a cadeia produtiva e a movimentação de gás natural, nos próximos dois capítulos são vistas a oferta e a demanda do gás natural no Brasil. Séries históricas serão levantadas, levando em consideração a origem e os fatores que influenciam as variáveis em questão.
4. A OFERTA DE GÁS NATURAL NO BRASIL
Se comparado a outros países, o Brasil investiu tardiamente em gás natural. Foi a partir de 1998 que se verificou uma grande mudança na matriz energética do nosso país, reformas foram feitas juntas ao incremento do consumo de gás e ao aumento das reservas vindo de inovações tecnológicas.
Como vimos anteriormente, dentre as fontes de energia, o gás natural se destaca por ser um combustível mais limpo, eficiente e versátil. Abaixo, segue uma breve descrição da atuação do gás natural em diferentes segmentos.
Na indústria, o gás natural substitui praticamente todos os energéticos utilizados em processos de produção que precisam de geração de calor, como, por exemplo: óleo combustível, carvão, lenha, GLP e óleo BPF (específico para a queima das caldeiras de unidades fabris) (Petrobras, 2008). As vantagem do gás natural para o setor industrial são (Petrobras, 2008):
• Fácil adaptação às instalações existentes;
• Menor custo com mudança de equipamentos causado pela corrosão;
• Menor custo de manutenção;
