AVALIAÇÕES ECONÔMICAS DE CENÁRIOS E MATRIZES: DEMANDA/OFERTA DE PETRÓLEO/GÁS NATURAL E DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – BRASIL 2000-2020

RAYMUNDO RUY BAHIA RUYBAHIA@UOL.COM.BR

ESTANISLAU LUCZYNSKI STASNIS@YAHOO.COM

GRUPO DE ESTUDOS E PESQUISAS ECONÔMICAS ENERGÉTICAS (GEPEE) – UNIVERSIDADE DA AMAZÔNIA (UNAMA)

1. RESUMO O presente trabalho é uma atualização dos dados apresentados nos 52nd

Canadian International Petroleum Congress CIPC – 2001, 54th CIPC – 2003, e ao Departamento de Energia dos EUA DOE-EIA, em Junho de 2003, em Boston. Os dados tratam da inserção do gás natural (GN) na matriz energética primária e da geração de eletricidade no Brasil e no Mundo por meio de matrizes e cenários que cobrem o período 2000-2020. Parte dos dados utilizados guarda coerência com as s publicações DOE-EIA, EIA-energy outlook 2002-2022 e do Ministério de Minas e Energia do Brasil (Projeções da Matriz – 2022).

Os campos de óleo e GN (O/GN) gigantes descobertos recentemente na plataforma marítima brasileira apontam para um volume crescente de reservas capazes de sustentar a auto-suficiência a partir do ano 2006/2007. Esta expansão das reservas permite apoiar a transição da matriz de hidreletricidade para a termeletricidade baseada em gás natural, o que asseguraria a expansão de oferta de energia elétrica no Brasil no período de 2000-2020, a custos competitivos.

A expectativa de ganho de eficiência energética é avaliada através da utilização da metodologia da analise da elasticidade da demanda energética (ERDE) em cenários de alto e baixo crescimento de demanda energética entre 2000 e 2020. 2. ABSTRACT

This paper is a follow-up of some former author’s paper including the one presented at the 52nd Canadian International Petroleum Congress CIPC – 2001, 54th CIPC – 2003, DOE-EIA/USA and it explores the insertion of natural gas (NG) in the primary energy and electricity generations’ world and Brazilian matrices. The author’s projections, assumptions and parameters were compared to data from DOE-EIA, EIA and MME.

The recent several giant oil and gas field discovers by the Brazilian oil company (PETROBRAS–BR) and partners and the growing volume of O/NG reserves is supporting the Brazilian oil production self sufficiency from the year 2006/2007 and on.

Financial and economic analyses of the alternative electric generation matrices defined the transitional hydro-thermo generation matrix as the best option to expand the electricity offer in Brazil for the period 2000-2020.

The Brazilian energy system efficiency is evaluated using the income elasticity of energy demand (IEED).

3.0. METODOLOGIA E PARÂMETROS PARA AS PROJEÇÕES

As bases de dados utilizadas para as projeções são as atualizações de Bahia, R.R. (1980, 1996, 2001, 2002 e 2003) e os relatórios do DOE-EIA (2001) e EIA/OCDE (2002). As taxas de crescimento econômico foram baseadas em perfis históricos de tendências macroeconômicas para as últimas quatro décadas 1970-2000 e as taxas projetadas foram comparadas com aquelas publicadas por relatórios de pesquisa daquelas instituições (Bahia 2001, 2002 e 2003) (Tabela 1, Figura 4).

A demanda e o suprimento de petróleo (óleo e gás natural – O/GN) foram revistos para definir o potencial de auto-suficiência e a significância da importação de GN para a balança comercial brasileira para os anos de 2000-2020.

Os investimentos de capital necessários para a capacidade instalada de geração de EE e a avaliação dos custos de geração e transmissão de energia foram obtidos e revelados por meio das análises das diferentes opções de matrizes de geração, nas quais foram balanceadas as alternativas de matrizes hidro, hidrotérmica e termohídrica para o projetado período de 2000-2020.

As possibilidades de melhorias na eficiência econômica-energética brasileira até o ano de 2020 foram obtidas com a análise da elasticidade de renda da demanda de energia (ERDE). A taxa de crescimento do PIB de 3,0% aa (cenário B) para 2000-2020 é inferior, mas bastante próxima da taxa projetada pelo DOE-EIA (2001) e EIA/OCDE (2002). Atualmente, não existem condições econômicas, nem poupança interna capaz de sustentar taxas de crescimento de PIB superiores a 3,5% aa.

4.0. MATRIZES DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (EE) – MUNDO E BRASIL 1997/2020:

A participação exagerada de energia hidrelétrica na matriz de geração de energia elétrica de 93% (1997) e 80% (2000) é uma ocorrência singular só observada no Brasil e na Noruega, que tem despertado a curiosidade dos pesquisadores que conhecem e explicam as razões desta anomalia.

A Noruega é um país com

323.000 km2, PIB de 162 bi US$ para uma população de 4,5 milhões e PIBpc de US$ 36.000/hab. Sua topografia montanhosa com lagos encaixados em “fjordes” gera potencial hidráulico excepcional inexistente em qualquer outro país do mundo, exceto na Suécia com 60% de participação hídrica e que é a outra banda do espigão montanhoso que é a península montanhosa escandinava(Figuras 1a,1b, 1c).

A persistente predominância da baixa utilização de recursos hídricos, no mundo, na geração de hidreletricidade é explicada pelos seus custos financeiros elevados da geração e da transmissão (Bahia & Luczynski, 2003). O potencial hidrelétrico mundial representado e sintetizado na Figura 2 em áreas retangulares está proporcionalmente distribuído em relação ao tamanho das áreas geográficas, com exceção da área VI (Oriente Médio e Norte da África). A alegada vocação hídrica, não é, portanto, uma exclusividade do Brasil e não é assim fundamento para aquela exagerada e única concentração de geração elétrica no recurso hídrico.

Por outro lado, as mais credenciadas estatísticas energéticas do mundo (DOE-EIA/USA 2002 e EIA/OCDE 2002) projetam a participação do GN na geração de EE crescendo de 18,8% (1999) para 26,5% até o ano 2020 (Figura 3), sendo a única fonte com participação crescente no período 1995-2020.

O debate sobre a

comparação dos custos relativos de geração de hidreletricidade e termeletricidade está ganhando mais importância e atualidade, na economia dos recursos energéticos, no Brasil. Debates, em vários simpósios sobre a Amazônia, revelam que a alegada “energia barata” é uma ficção ou um

falacioso intencional paradigma. Na realidade o custo desta “energia velha” é mais elevado do que a energia nova quando se considera o pesado subsídio que incide sobre hidrelétricas já construídas que são os casos das grandes hidrelétricas como Itaipu e Tucuruí (Rosas, 2001; Berman, 1994; GEE/UNB, 1995; PEE/EPUSP, 1993).1

F ig u re 3 b - P r im a ry E n e rg y S o u rc e s S h a re - E le c tr ic ity G e n e ra t io n (% )

1 9 ,7 2 0 ,3 2 0 ,5 2 0 ,7 2 0 ,5 2 0 ,6

1 6 ,4 1 7 1 5 ,7 1 4 ,6 1 3 ,3 1 2

3 6 ,6 3 4 ,1 3 4 ,1 3 3 ,4 3 2 3 0 ,9

1 7 ,7 1 8 ,8 2 0 ,7 2 2 ,2 2 4 ,6 2 6 ,5

9 ,6 9 ,8 9 ,1 9 ,1 9 ,5 1 0

0 %

2 0 %

4 0 %

6 0 %

8 0 %

1 0 0 %

1 9 9 5 1 9 9 9 2 0 0 5 2 0 1 0 2 0 1 5 2 0 2 0

R en ew ab le N u c lear C oa l N atu ra l G as O il

S ou rc e : D O E - E IA - (2 0 0 2 )

1 Utiliza-se do artifício de energia “velha barata” que é porem fortemente subsidiada pelo tesouro nacional às custas do contribuinte beneficiando os consumidores que não teriam outras opções de consumo da EE devido seus altos custos reais de geração e de transmissão.

Segundo Rosas (2001) e Gomes (1993), o custo de geração de projeto de Itaipu de 8 US$/MWh a 10 US$ MWh já estava em 32 US$/MWh + 8 US$/MWh = 40 US$/MWh em 1993, sendo inflacionado para 51 US$/MWh ( US$ 2003 )

No caso de Balbina (custo de instalação de 3600 US$/kW), o custo da geração ultrapassa os 100 US$/MWh (Gomide, 1992). Estas realidades de custo de geração mostram a falácia do falso paradigma de “energia velha e barata” e estão fartamente documentadas em diversos simpósios como A Exploração do Potencial Hidrelétrico na Amazônia (EPUSP 1993), GEPE/UNB (1999), A Questão Energética na Amazônia (UFPa/UNAMAZ, 1994), A Energia para a Amazônia (Bahia 2004) (no prelo).

O elevado custo de transmissão de energia elétrica por cabos aéreos está documentado em “An Agenda for Energy” (Hoyt e Howard, 1972) demonstrando que o custo desta transmissão de EE é de duas a quatro vezes mais oneroso em relação a todas as outras formas de transporte de energia, sejam petroleiros, oleodutos, gasodutos, etc.2

O aparente baixo custo da energia “velha barata” é produzido por artificialismos como: a) fluxo de caixa descontado pelos custos de instalação dos projetos (700 US$/kWh para Tucuruí e 1100 US$/kWh para Itaipu e; b) custos de capital acumulados durante os longos prazos de construção e motorização são ignorados nas avaliações dos custos totais de geração ao fim das amortizações.

A prática destes artificialismos não deve ser escondida dos consumidores, que merecem e deverão ser informados das razões dos elevados encargos tributários e pesados subsídios entre os quais destaca-se o da energia elétrica, entre outros.

5.0 CRESCIMENTO ECONÔMICO E DEMANDA ENERGÉTICA – BRASIL 2000-2020

As relações entre demanda energética e crescimento econômico estão resumidas na Tabela 1 e Figura 4. As taxas de crescimento do PIB e de demanda energética usadas nas projeções são moderadas e coerentes com as atuais e próximas futuras condições econômicas.

A crise do primeiro

“choque” do petróleo em 1972/1973, que elevou o preço do barril de 2 a 3 US$/b para 12 US$/b e para cerca de 30 US$/b ao final da década de 1970, gerou uma acumulação enorme de petrodólares no mercado internacional. O Brasil captou parte dessa poupança externa em grandes volumes de empréstimos, inicialmente a juros

2 No caso da transmissão da hidreletricidade gerada na UHE-Itaipú para São Paulo (800 km) os custos são duas maiores na instalação e 4 vezes maiores na transmissão comparados à alternativa de termeletricidade gerada a GN transportado via gasoduto (Bahia 2001).

Figure 5 - Economic Growth and Electricity Demand - Brazil

8,6

1,52,7 3

4

5,8

3,94,6

5,5

4,0 3,03,0

11,9

2,0

4,05,0

0

2

4

6

8

10

12

14

1970/1980 1980/1990 1990/2000 2000/2010 2010/2020 2000/2020 -Scenario A

BRAZIL

2000/2020 -Scenario B

BRAZIL

1995/2020USA

Perc

entu

al G

row

ing

(%)

GDP EL.DEMAND

ource: BEN/Balanco Energetico Nacional, MME/Ministerio das Minas e Energia ; DOE-EIA,2002

Figura 4 -

S

flutuantes de 6% aa. No final da segunda metade da década de 1970 esses juros já haviam alcançado o nível de 20% aa (juros + spread + seguro) que transformaram os empréstimos em custos acumulados de 150 biUS$ ao final da década de 1980 (Santos, 1989). A captação desses recursos na década de 1970 se destinou a obras de infra-estrutura como a ponte Rio-Niterói, refinarias de petróleo, estradas e principalmente para a construção simultânea das hidrelétricas Itaipu (12,5 GW) e Tucuruí (8,4 GW) totalizando 21 GW. Esta simultaneidade de construção de duas mega hidrelétricas jamais tinham ocorrido em nenhum outro país e ainda não ocorreram até os tempos atuais. A economia nacional vivia na década de 1970 o chamado “milagre brasileiro” com crescimento do PIB de 8% aa e demanda elétrica de 11,0% aa (Figura 4). O país caiu na “armadilha financeira” (Pinto 1996) da elevação e acumulação de juros durante os longos prazos de construção e de motorização daquelas hidrelétricas, referentes àqueles empréstimos.

Aparentemente a

década de 2000-2010 será mais uma década perdida com PIB crescendo de 2,5% a 3,5%aa, média de 3,0%aa (para 2000-2020) com a demanda elétrica crescendo na média de 3,5% a 4,5%aa (2000-2020 cenário A).

Espera-se para a década 2010-2020 uma recuperação ainda moderada da economia nacional com taxas sustentadas do PIB de 3,5% a 4,5%aa e demanda elétrica crescendo a taxa de 4,5% a 5,5%aa nos cenários B e A de alto e baixo crescimento do PIB e de demanda elétrica (Tabelas 1, 4a, 4b e Figura 4). Sem poupança interna, elevada dívida externa e sobrecarga fiscal/tributária e desemprego ainda elevado, a economia nacional continuará travada até o fim da década 2000-2010.

As condições de relações PIB/demanda elétrica estão reunidas na Tabela 1 e Figura 4 e são as bases para as projeções de demanda de O/GN e de energia elétrica nos cenários A e B nas próximas duas décadas de 2000-2020.

6.0. DEMANDA E SUPRIMENTO DE ÓLEO E GÁS NATURAL – BRASIL 2000/2020

As demandas e suprimentos de O/GN estão avaliados segundo os dois cenários de alto (A) e baixo (B) crescimento do PIB (Tabelas 2a e 2b). No cenário A, as projeções de demanda estão consideradas para elevar o deprimido consumo percapita do Brasil de 4,2 boepc, em 1999 (0,6% da média mundial) para a média mundial de 9,6 boepc, em 2020. Estas demandas mais elevadas de óleo e gás natural estão condicionadas às taxas mais altas de crescimento do PIB nacional, de 3,5% aa - 4,5% aa (2010-2020) e a produção crescendo de 1,27 para 4,4 mibd chegando a produção acumulada de 20,7 bilhões de barris (bib) até 2020, ultrapassando as reservas totais de óleo de 15,0 bib previstas no cenário B de recursos petrolíferos (Tabela 3) com previsão de o país voltar a condição de importador de óleo durante a década de 2010-2020.

A demanda de O/GN de 5,532 miboed, no cenário A, crescerá a taxa de 5,3%aa e está condicionada por taxas de crescimento do PIB com média de 4,0% aa entre 2000 e 2020. As avaliações de ERDE indicam ser este cenário A ineficiente e insustentável para as condições de PIB adotadas, podendo, porém ser otimizado com taxas de crescimento de PIB acima de 4,0% aa (Tabelas 1,2a e Figura 4). As demandas mais moderadas de óleo/gás no cenário B estão condicionadas ao crescimento tendencial do PIB em 2,5% (2000-2010) e 3,5% (2010-2020) e média de 3,0% aa no período 2000-2020. A dívida pública bastante elevada e a carga fiscal/tributária exagerada estão e estarão travando o crescimento econômico durante a atual década 2000-2010 com reflexos nefastos projetados para a próxima década 2010-2020 (PIB de 3,5% aa), o que justifica a moderada demanda.

Neste cenário, a produção doméstica para a demanda de óleo, de 2,95 mibd, dispensará a contribuição da produção de outras empresas, no país, de 1,0 mibd, em 2020, que poderá ser exportada pela falta de mercado interno. A expectativa de potencial de mercado para o consumo

daqueles valores de 80 mimcd (2010) e 180 mimcd em 2020 é bastante factível. Neste cenário, a produção acumulada de óleo, até 2020, será de 15,40 bib, ultrapassando aquelas reservas previstas de 13,9 bib (Lucchesi 1998), indicando também a dependência de importação de óleo antes do final da década 2010-2020 (Tabela 3). A produção acumulada de GN até 2020 será de 750 bimc (4,7 biboe) da qual deduzida a importação de 219 bimc resta a produção acumulada domestica de 531 bimc que é um pouco mais de 50% do total de reservas a serem identificadas até o final desta década. A aparente precocidade de esgotamento das reservas de óleo previstas nos dois cenários A e B justifica a atual prioridade de investimentos em E & P da PETROBRAS. No caso de uma mais acelerada recuperação da economia nacional, com taxas de crescimento do PIB acima dos 4,0%aa, a ser constatada na segunda metade da década 2000-2010, a demanda de óleo poderá crescer dos 2,95 para os 4,4 mibd. Reservas de GN de 750 bimcd (4,7 biboe) já estão indicadas e mais 450 bimc (4,7 biboe) poderão ser descobertas até 2020 (Tabela 3 e Tabelas 2a e 2b).

Estas tendências de relações entre reservas e demanda e suprimento de O/GN sugerem futuras conjunturas de escassez de óleo e abundância de GN determinando e

justificando maior intensidade de investimentos para a expansão da demanda de GN com potencial de mercado aparentemente

garantido, no país.

7.0. MATRIZES DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – BRASIL 2000/2020 Os cenários A e B avaliam as alternativas de matrizes de geração de EE com matrizes de geração de EE nas versões hídrica, hidrotérmica e termohídrica.

No cenário A, a demanda elétrica está projetada com taxa média de crescimento mais alta de 5,0% aa, no período 2000-2020, sendo que a taxa de 4,6%, do período 2000-2010 está elevada em 5,5% aa para 2010-2020. Estas taxas estão com elasticidade de + 1,0% aa sobre os PIBs de 3,5% aa em 200-2010, 4,5% aa para 2010-2020 e média de 5,0% aa para o período de 2000-2020. As projeções elevam o kWh pc de 1708 kWh pc de 2000 para 3838 kWh, em 2020, que ultrapassa o 2950 kWh/pc mundial, e o 2990 KkWhpc da América do Sul/Central (Tabela 5a). Na matriz hídrica, do canário A, a participação da geração hídrica/demanda total – GHE/DT mantêm-se crescente e nos altos níveis de 80%, em 2000, 84%, em 2010 e 87% em 2020. A expansão da oferta de EE nesta matriz tem um investimento total de 128 biUS$ ( 6,4 biUS$/ano ), com 125 biUS$ destinados a geração hídrica.3

Sobre esta média de investimento de 6,8 biUS$/ano deve ser acrescida outros 6,6 biUS$/ano (2000US$/kW e expansão de 68 GW) de transferências do tesouro nacional totalizando 13,4 biUS$/ano . No caso da matriz termohídrica do cenário B, o custo dos investimentos na mesma expansão da oferta de EE totaliza 38 biUS$

3 Considerando-se os custos específicos de instalação de 1500 US$/kW para as hidrelétricas (geração + transmissão) e média de 500 US$/kW para as térmicas a GN em ciclo simples (400 US$/kW) e ciclo combinado a 600 US$/kW. Os FC adotados são de 0,7 a 0,85 para as térmicas e 0,5 para as hidrelétricas.

(1,9 biUS$/ano) totalizando 6,2 biUS$/ano de investimentos e transferências. Estas transferências estão documentadas pela pesquisa sobre comparações entre a matriz hídrica nacional (86%) com a matriz termohídrica Argentina (40% HE) (Pinto 1966).4

Estes números demonstram a inviabilidade da sustentabilidade financeira

da matriz hídrica que deverá evoluir para a matriz de transição hidro-térmica e finalmente para a termo-hídrica (Figura 1c). Os custos são reais e se destinam a manter a falácia do falso paradigma da energia “velha barata”. As recentes e volumosas reservas descobertas de gás natural no litoral paulista e bacia de Santos garantem a sustentabilidade da complementação da expansão da oferta da termeletricidade a GN para a região Sudeste a custos inferiores à opção mais cara da “utopia” da hidreletricidade importada da Amazônia.

A participação da

energia hidrelétrica

GHE/Demanda total declinará na matriz termo-hídrica de 80%, em 2010, para 49% em 2020. O investimento total para a potência

instalada necessária para atender o

mercado totalizará os 53 biUS$ (cenário A) que são 75 biUS$ abaixo dos 128 biUS$ da matriz hídrica, com um

investimento médio de 3,75

biUS$/ano. No cenário B, o total cai para 38 biUS$ (1,9 biUS$/ano). Estes números revelam a enorme intensividade financeira da matriz hídrica comparada a significativa modicidade de investimentos da matriz termo-hídrica mais compatível e coerente com a escassez de recursos financeiros da economia nacional. Desta maneira, em 2020, a matriz de geração de energia elétrica, no país, poderá estar já bastante diversificada para a termeletricidade, que é

4 Até 1990, os custos específicos das transferências eram de 1140 US$/kW para o Brasil e 380 US$/kW instalado para a Argentina. O índice brasileiro cresce para 2000 US$/kW, atualizado para o ano 2000, com a transferência dos 23 biUS$ do passivo das distribuidoras para o tesouro nacional, pela lei Elizeu Rezende em março, 1993.

tendência predominante na matriz mundial de geração de EE (Figuras 1a, 1b,1c,3).

O custo médio de geração da termeletricidade a GN em ciclo combinado de cerca de 40 US$/Mwh (MBTU = 3,0 a 3,2 US$) está abaixo do custo de geração/transmissão de hidreletricidade que não é inferior a 45 US$/MWh (38 US$ + 7 US$ para a geração e transmissão) e também abaixo do custo real de “energia velha” que com os subsídios ultrapassa os 50 US$/MWh.5

A importância do gás natural da Bolívia via gasoduto GASBOL, de 30 mimcd, em 2010 e 60 mimcd, em 2020, além de solucionar um mercado para as reservas de GN, da PETROBRAS (300 bimc), naquele país estará, contribuindo para a integração comercial do Mercosul. Os volumes mais limitados de importação de GN da Argentina destinados aos estados do Sul do Brasil (RS, SC e PR) são também de importância estratégica para a integração comercial do Brasil e Argentina.

8.0 A ELASTICIDADE DE RENDA DA DEMANDA ENERGÉTICA (ERDE) – BRASIL 1999/2020

A ERDE é a relação entre a taxa de crescimento da demanda energética percapita e a taxa de crescimento do PIB percapita em determinado período de tempo, no caso entre 1999-2020, e tem sido usada para avaliar a eficiência da economia energética (Wilson, 1977).

Os países da OPEP tinham ERDE em torno de 1,17 a 1,10 que resultaram

de aumento das taxas de crescimento do PIB significativas no período pós-choque de petróleo (1976-1985), porém tiveram também aumentos elevados das taxas de crescimento de demanda energética (desperdício). Estas taxas mostram ineficiência da demanda energética nesses países.

5 Considerando-se que um terço da geração de EE no pais ( 100 TWh ) carrega um subsídio de 30 US$/MWh (55US$/MWh de custo real e venda a 25 US$/MWh ) chega-se a um subsídio médio anual de 3,0 biUS$/ano que é o custo para manter a ficção da energia “velha barata”. ( Bahia 2004 ).

As nações industrializadas que praticavam enorme desperdício de

energia no período pré-choque do petróleo (petróleo barato a 2,0 US$/b) tinham ERDE variando de 1,35 na América do Norte (maior desperdício), para 1,16 no Japão e 0,94 na Europa Ocidental (com menores desperdícios na demanda do petróleo. Estas nações aumentaram significativamente suas eficiências na demanda energética reduzindo os desperdícios com ERDE, reduzidos para 0,72, 0,70 e 0,60 respectivamente na América do Norte, Japão e Europa Ocidental, segundo as projeções de WAES-MIT (Wilson, 1977).

Os países de baixa renda continuaram com baixas eficiências energéticas e ainda com ERDE de 1,62 a 1,50, antes e depois do “choque” devido principalmente as suas taxas também bastante limitadas de crescimento de PIB percapita no período pós-choque de 1976 a 1985.

Os países de renda

média com ERDE de 1,24 no período pré-choque do petróleo (1960-1972) continuaram com baixa eficiência de ERDE de 1,10 no período pós-choque, devido principalmente as suas limitações de crescimento econômico.

O Brasil com ERDE em torno de 0,90 no período 1960-1972 e projeção de 1,03 no período 1976-1985 tem usado energia com eficiência típica daqueles países de renda média devido as suas condições de crescimento econômico limitadas, típicas das “décadas perdidas” entre 1980 e 2000, sendo que, ainda deverá ter o mesmo desempenho econômico e de eficiência energética (ERDE total de 1,12) no cenário B, limitada pelas baixas taxas de crescimento de PIB, com possibilidades de aumento de eficiência energética na década 2010-2020, com melhorias de desempenho econômico acima daquele projetado nos cenários A e B.

No Brasil (cenário A) as ERDE de 1,50 a 1,62 mostram uma ineficiência elevada típica dos países de baixa renda (1,50 a 1,62). No cenário B a ERDE para O/GN foi de 1,03 e 1,22 para EE. A ERDE do O/GN foi menor devido a uma maior redução da demanda de O/GN de –26% em relação à redução da demanda de energia elétrica de –18% para a mesma condição econômica de variação de PIBpc igual para os dois cenários entre 2000 e 2020. Conclui-se que no caso do cenário B há um ganho de eficiência energética (de 1,03 para 1,22) no setor O/GN em relação à demanda elétrica.

Na demanda total O/GN e EE, a ERDE varia de 1,62 no cenário A para 1,12 no cenário B indicando maior eficiência no sistema global de energia induzida, principalmente pela maior eficiência no setor O/GN, no cenário B.

Finalmente, a análise global das variações de ERDE sugere que a redução de taxas de crescimento da demanda elétrica de 5,0% aa para 4,0% aa do cenário A para o cenário B, no período 2000-2020 foi benéfica para a maior eficiência da economia energética do país. Este benefício poderá ter resultado da redução do desperdício no consumo de eletricidade demonstrada pelo racionamento elétrico de 2001/2002. 9.0. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Qualquer exercício de projeções de demanda energética realizado no Brasil deve obrigatoriamente considerar as coerências das projeções do DOE-EIA e EIA/OCDE com os cenários de demanda energética nacionais.

Registre-se que a Coordenação Geral dos Estudos e Planejamento Energético do DNPE/MME publicou em Dezembro/2002 um sumário executivo denominado de “Plano de Longo Prazo – Projeção da Matriz/2022”.

São bastante expressivos os fatos revelados pela análise dos cenários A e B de oferta e suprimento de óleo e gás natural. A avaliação das relações de produções acumuladas de óleo com as reservas (Tabelas 2a, 2b e 3) revelam os riscos de perda de auto-suficiência de suprimento de óleo antes do final da década 2010-2020. Devido às expectativas de precocidades de esgotamento das reservas de óleo (Tabela 3) (Lucchesi 1998).

As avaliações de demanda e suprimento de gás natural comum nos dois cenários documentam a incontestável viabilidade de sustentabilidade de garantia de suprimento de GN na expansão da oferta de termeletricidade para todo o Sul, Sudeste e Centro-Oeste. Esta condição torna desnecessária a “utopia” de interligação dos sistemas elétricos do Norte e Sudeste. A lógica aponta para a imediata estratégia de isolar do SE, a interligação elétrica dos sistemas Norte com o Nordeste, dispensando a construção de novas usinas hidrelétricas na Amazônia para suprimento do Sudeste. Esta realidade energética, que certamente será confirmada a curto prazo (até 2010) foi induzida pelas recentes descobertas de campos gigantes de GN no litoral paulista (500 bimc = 4,7 biboe) – Tabela 3.

As avaliações financeiras e econômicas de alternativas de matrizes de geração de EE revelam fatos incontestáveis como: o elevado encargo financeiro para a potência elétrica instalada e para a expansão da oferta de EE na matriz hídrica em relação as matrizes hidro-térmica e termo-hídrica. Observa-se a redução de investimentos de um total de 128 biUS$ na alternativa hídrica para 53 biUS$ no cenário A e 38 biUS$ no cenário B. Este fato demonstra as vantagens da diversificação da matriz de geração de EE que é adotada em todo o mundo

energético e têm sido ignorada pelos planejadores governamentais, no Brasil por razões comerciais corporativas, porém sem lógicas econômicas e energéticas.

Está demonstrada que a falaciosa alegação de energia “velha barata” é na realidade um falso paradigma utilizado para “inventar” a “ilusão” da competitividade desta “velha energia” com a “nova energia” termelétrica a GN, de mais baixo custo como é reconhecida no resto do mundo, inclusive nos EUA.

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