MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA

    AS PRINCIPAIS FONTES ENERGÉTICAS

Petróleo e derivados: Em face da política continuada de
investimento em exploração e produção de petróleo, estima-se que a
produção possa atingir 3 milhões de barris por dia em 2020. Do lado
da demanda, o consumo de petróleo deverá seguir trajetória de vigoroso
crescimento, acompanhando as condicionantes do cenário
macroeconômico.Mesmo assim,espera-se que até 2030 haja superávit
no balanço de produção e consumo de petróleo.

Já a produção de derivados de petróleo em 2030 é estimada em 3,7
milhões de barris por dia,com a conseqüente expansão da capacidade
de refino,necessária para atender à demanda doméstica.O balanço de
produção e consumo desses derivados deverá apresentar 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 o aumento da oferta de biodiesel tendem a tornar
o balanço superavitário.Destaque-se ainda a produção de diesel a partir
de óleos vegetais (H-Bio), o que também contribui para a redução
da demanda de óleo cru.

Em razão da disponibilidade do etanol e do aumento da frota de
automóveis bicombustíveis, a gasolina deverá manter o balanço superavitário
que apresenta atualmente,embora o crescimento do consumo
indique tendência de reversão desse quadro nos últimos anos do
período em projeção.No caso do GLP,item do qual o país é importador,
a expansão do refino poderá equilibrar o balanço produção/consumo
com pequenos superávits. Óleo diesel, gasolina e GLP devem aumentar
sua participação na matriz de consumo de derivados,ao contrário do
que ocorre com o óleo combustível e a nafta,sobretudo em decorrência
da substituição por gás natural na indústria em geral (óleo combustível)
e na química e petroquímica em particular (nafta).

Em 2030 os derivados de petróleo manteriam a posição de liderança
entre as fontes com uma participação de cerca de 30% da matriz
energética brasileira,mas cerca de nove pontos percentuais em relação
a 2005,acentuando-se assim a tendência verificada nos últimos anos.
O Gráfico 7 apresenta a estrutura do consumo de derivados de petróleo
em 2005 e a projetada para 2030.





Gás natural : A continuidade dos investimentos em exploração
e produção de gás natural permitirá elevar a produção para mais de
250 milhões de m3 por dia em 2030, com uma taxa de crescimento
média de 6,3% ao ano no período em projeção. Ainda assim, o aumento
da demanda a longo prazo sinaliza a necessidade de complementação
da oferta de gás natural com a importação de mais de 70 milhões
de m3/dia em 2030, o que significa ampliar em 40 milhões de
m3/dia a capacidade de importação atual (via gasoduto Bolívia–Brasil).

Quanto à importação de gás natural liquefeito (GNL), planejada
em 20 milhões de m3/dia até 2009, a necessidade de importação adicional
em 2030 seria de 20 milhões de m3/dia.

O setor industrial deverá permanecer como o principal consumidor
do gás natural, em processo continuado de substituição do óleo
combustível. Na geração de energia elétrica, a demanda de gás, atual-
mente de 76 milhões de m3/dia, poderá ser acrescida de 35 a 40
milhões de m3/dia, na hipótese de despacho continuado das termelétricas
em carga máxima. Desse modo, o volume de importação acima
indicado poderá ser maior. Poder-se-ia adotar a estratégia de tratar a
disponibilidade de GNL como um “pulmão” desse mercado (eventuais
excedentes poderiam ser exportados) e,de modo complementar,
proceder a uma importação adicional (em relação a 2005) de pelo
menos 50 milhões de m3/dia, por gasodutos.

Sob essas condições,o gás natural ganhará participação expressiva
na matriz energética brasileira, passando de pouco mais de 9% em
2005 para mais de 15% em 2030. O Gráfico 8 ilustra a estrutura do
consumo de gás verificada em 2005 e a projetada para 2030.

Cana-de-açúcar : Em um cenário macroeconômico de aproveitamento
das potencialidades nacionais em meio a um ambiente
externo favorável,a competitividade da cana-de-açúcar para fins energéticos
é o principal fator da expressiva expansão da produção de etanol,
inclusive com excedentes exportáveis. Nesse contexto, pode-se
prever um aumento da produção dos demais derivados da cana-deaçúcar,
em especial a biomassa destinada à geração de energia elétrica.
Ao longo dos próximos anos, ademais, parte da biomassa produzida
poderá ser destinada à produção de etanol mediante a consolidação de
um avanço tecnológico: o processo da hidrólise.

O uso mais intenso do etanol como combustível automotivo reduz
a demanda de gasolina,aliviando pressões sobre a demanda e o refino
de petróleo. Em decorrência do crescimento do consumo interno de
energia no setor de transportes — associado principalmente ao aumento
da frota de automóveis bicombustíveis num contexto de crescimento
da renda —,poderá haver redução da disponibilidade de etanol
para exportação em 2030.Contribuiriam ainda para essa redução
eventuais limitações a uma maior expansão da área ocupada com a cultura
da cana,a despeito do aumento na produtividade do setor.Nessas
condições, a cana e seus derivados passariam a ser a segunda fonte de
energia mais importante da matriz energética brasileira em 2030,com
participação de 18,5% (13,8% em 2005), inferior apenas à participação
do petróleo e derivados.

Eletricidade: De acordo com o cenário macroeconômico de
referência, estima-se que em 2030 o consumo de energia elétrica no
Brasil supere o patamar de 1.080 TWh, perfazendo uma expansão
média de 4% ao ano no período considerado. Note-se que essa projeção
inclui uma parcela de eficiência energética referente ao progresso
autônomo, isto é, ao aumento de eficiência decorrente de melhores
práticas no uso e principalmente da progressiva substituição de equipamentos
elétricos por outros mais eficientes nos diferentes segmentos
da economia e da sociedade, incorporando avanços tecnológicos
disponíveis no mercado.Admitindo-se a continuidade de tal tendência,
essa conservação de energia responderia por cerca de 5% da
demanda em 2030.

No entanto,a estratégia de atendimento da demanda deve contemplar
outras iniciativas na área de eficiência energética, que possam
“suprir” mais uma parcela de cerca de 5% dessa demanda. Assim, o
requisito de produção poderia ser reduzido para 1.030 TWh.A frustração
dessa conservação adicional implicaria uma maior expansão da
oferta,quantificada em 6.400 MW.Tendo em vista as eventuais limitações
à expansão hidrelétrica dadas pela classificação socioambiental,
essa oferta adicional seria basicamente constituída por termelétricas
(94%, ou 6.000 MW). Ainda no campo da conservação,
destaca-se do lado da oferta a possibilidade de redução das perdas
totais, cujo índice, atualmente situado em quase 16%, passaria a
menos de 14% em 2030.

Com relação à expansão da oferta, a geração hidrelétrica de grande
porte mereceu uma abordagem específica em virtude do fato de que
aproximadamente 60% do potencial a aproveitar se concentra na
bacia Amazônica, em grande parte ocupada por reservas florestais,
parques nacionais e terras indígenas, de modo que a exploração desse
potencial irá demandar estudos especiais acerca de sua sustentabilidade
ambiental.Assim,consideraram-se algumas restrições objetivas
ao seu desenvolvimento (ainda que de um modo genérico) a fim de
internalizar a questão ambiental.

Foram consideradas a priorização dos aproveitamentos hidrelétricos
conforme o Plano Decenal de Energia Elétrica 2007-16,em elaboração
pela EPE, e a priorização do desenvolvimento, nos próximos 25
anos, do potencial hidrelétrico das bacias hidrográficas indicadas pelo
Ministério das Minas e Energia (MME), com apoio do Ministério do
Meio Ambiente, como objeto de estudos de avaliação ambiental integrada,
bem como daquelas indicadas pelo MME como objeto de estudos
de inventário e de viabilidade.Além disso,foram observados certos parâmetros
referentes à interferência do projeto (usina e seu reservatório) em
terras indígenas e em unidades de conservação de proteção integral e de
uso sustentável.Tomou-se então como princípio geral retardar o aproveitamento
avaliado como de maior complexidade ambiental.Aprioristicamente,
excluiu-se do horizonte do estudo uma parcela de 30% do
potencial hidrelétrico nacional à guisa de impactos ambientais.

Nessas condições, avalia-se que a participação da energia hidráulica
na oferta de eletricidade, da ordem de 90% em 2005, cairia para
pouco mais de 70% em 2030. Já a geração térmica convencional (nuclear,
a gás natural e a carvão mineral) expandiria sua participação de
7% para cerca de 15%. As fontes renováveis (ou não-convencionais)
não-hidráulicas (biomassa da cana, centrais eólicas e resíduos urbanos)
também deverão experimentar crescimento expressivo, passando
a responder por mais de 4% da oferta de eletricidade. Todas as
formas de geração térmica irão se expandir mais de cinco vezes no
período,aumentando o nível de emissões de gases na geração de energia
elétrica. Essa é uma conseqüência natural de eventuais restrições
ao desenvolvimento do potencial hidrelétrico brasileiro,não obstante
a expansão que se possa admitir no parque gerador a partir de outras
fontes renováveis.O Gráfico 9 mostra a estrutura da oferta de eletricidade
em 2005 e sua projeção para 2030.

Do lado da demanda, avalia-se que o setor industrial continuará
sendo o principal segmento do consumo de eletricidade (42% em
2030), mas deve-se destacar o crescimento tanto do setor terciário
(quase 25%) como do setor residencial (em torno de 26%),refletindo
as hipóteses de crescimento do nível de renda e de sua maior distribuição.

Estima-se que o consumo de eletricidade residencial per capita,
cujo índice atual é de apenas 38 kWh/mês/hab.,possa chegar em 2030
a 99 kWh/mês/hab., que ainda é um valor bastante inferior aos parâmetros
internacionais.