Os desafios da difusão de veículos elétricos no Brasil: desafios e políticas de incentivo

Por Ana Carolina Cordeiro (*) e Luciano Losekann

A crescente preocupação com as mudanças climáticas motivou a busca por soluções menos poluentes no setor de transportes, que responde a parte representativas das emissões globais de CO2. Assim, a introdução de veículos elétricos passou a ser vista como um dos principais vetores da descarbonização da matriz energética. Além dos aspectos climáticos, a difusão de veículos elétricos atenderia a outros objetivos, como a redução da dependência de petróleo em países importadores e a diminuição do ruído e a melhora na qualidade do ar nos centros urbanos.

Existem, no entanto, importantes desafios na difusão de veículos elétricos. Dentre eles, vale destacar o alto custo das baterias e a falta de infraestrutura de recarga. Existem também barreiras do ponto de vista do consumidor, como a resistência a novas tecnologias e a aversão ao risco de não contar com alternativas de abastecimento do veículo.

O Brasil conta com características específicas que influenciam o padrão de difusão de veículos elétricos. A elevada participação de biocombustíveis torna a determinante de mitigação de emissões menos relevante. O menor poder de compra em relação ao países desenvolvidos implica em uma concentração da frota em modelos populares, onde o alto custo das baterias dificulta a competitividade dos veículos elétricos. Conforme a Federação Nacional da Distribuição de Veículos Automotores (FENABRAVE), os veículos de entrada e hatchs pequenos alcançaram quase metade do total de emplacamentos entre janeiro de 2017 e junho de 2018.

7º Encontro Latino Americano de Economia da Energia – Buenos Aires

Por Luciano Losekann

O tema do 7º ELAEE foi “Descarbonização, Eficiência e Acessibilidade: Novos Mercados de Energia na América Latina” e discutiu as mudanças das indústrias globais de energia e os desafios impostos aos países da América Latina. A conferência contou com cerca de 300 participantes e foi presidida por Daniel Perczyk, Gerardo Rabinovich e Fernando Navajas.

A programação da conferência incluiu nove sessões plenárias, 31 sessões simultâneas, duas mesas redondas e duas sessões de póster para estudantes.

Adonis Yatchew apresentou a sessão de abertura, intitulada ““Fake News, Big Ideas – What Everyone Needs to Know About Energy””. A apresentação incluiu aspectos institucionais e tecnológicos da evolução da indústria de energia. Do ponto de vista institucional, Adonis Yatchew mostrou como a questão mais relevante, qual o papel do Estado, foi respondida ao longo do tempo. Primeiro, as falhas de mercado justificaram a intervenção do governo. Após a década de 1970, ficou claro que o governo também falha.

O futuro da política de preços de derivados no Brasil

Por Edmar de Almeida, Niágara Rodrigues, Luciano Losekann

O novo governo eleito em 2018 terá pela frente um enorme desafio de política energética, que é a definição de uma estratégia para a estruturação do segmento de refino com implicações sobre a precificação de derivados. O novo presidente terá que decidir por dois caminhos possíveis: i) manutenção do quase-monopólio da Petrobras na oferta; ii) promoção da competição no mercado de combustíveis no Brasil. Esta decisão política será essencial para enquadrar o debate sobre as opções regulatórias quanto a precificação de combustíveis no Brasil. Cada um dos caminhos irá implicar em formas de atuação totalmente diferentes no mercado de combustíveis nacional.

No primeiro caso, o debate regulatório que seguirá esta decisão é como defender o interesse dos consumidores em relação à carestia e à volatilidade dos preços dos derivados. Mais particularmente, qual será o papel da Petrobras neste processo. O governo terá que decidir se irá utilizar o caixa da empresa para estabilizar preços, ou se irá buscar novos instrumentos de intervenção nos preços como impostos flexíveis e, ou fundos de estabilização dos preços.

Infopreço: transparência de preços de combustíveis e impactos no bem estar social

Por Niágara Rodrigues e Luciano Losekann

No dia 20 de agosto, a ANP colocou em consulta pública (nº 20/2018) a proposta de resolução que busca conferir transparência na formação dos preços dos combustíveis, biocombustíveis e gás natural. Anteriormente, em julho de 2018, a ANP havia lançado o Infopreço, sistema para divulgação voluntária de preços dos combustíveis – gasolina, etanol, diesel S-10, diesel S-500 e gás natural veicular (GNV), por postos revendedores. Os dados declarados podem ser consultados no site da agência, porém a abrangência ainda é reduzida, visto que o envio de preços praticados não é compulsório.

Uma das propostas da minuta da resolução da consulta pública é a obrigatoriedade de envio dos dados de preços por meio do sistema Infopreço, a partir de novembro de 2018. A ANP também está trabalhando no desenvolvimento de aplicativo para disponibilização à sociedade dos preços praticados pelos postos revendedores de forma georreferenciada.

Junto com a consulta pública foi divulgada a Nota Técnica nº 068/2018 que trata da proposição de regulamentação para ampliar a transparência na formação dos preços de derivados de petróleo e gás natural. Nesse documento, a ANP apresenta uma discussão dos possíveis impactos da divulgação de preços pela agência reguladora sobre a competitividade dos postos revendedores de combustíveis, baseado na Nota Técnica nº 16/2018 do Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência (CADE).

Desmistificando a crise do diesel

Por Niágara Rodrigues e Luciano Losekann

Como apontado na postagem da semana passada, “Os princípios e as distorções da política de preços dos combustíveis” de Helder Queiroz, a política de preços da Petrobras baseada em alinhamento de curto prazo aos preços internacionais de derivados não passou no “teste de estresse”. Variações diárias em um preço tão fundamental para economia brasileira, como o diesel, mostraram seu efeito desestruturante.

É preciso destacar que a inadequação da política foi constatada por efeito da combinação de volatilidade e da tendência de alta de preços. A volatilidade de preços implica em falta de previsibilidade para precificação ao longo da cadeia produtiva. No entanto, se a volatilidade ocorre em torno da mesma média os ganhos seriam compensados por perdas com o passar no tempo. Quando a tendência é de alta, não ocorre essa compensação, gerando perdas e insatisfação. Foi essa combinação que ocorreu no último mês de maio, variações frequentes com tendência de alta (Figura 1). A mobilização dos caminhoneiros iniciou na segunda-feira, 21 de maio, após o quinto aumento consecutivo no preço do diesel em menos de uma semana. Acumulando um aumento de 5,85% no preço comercializado pela Petrobras em suas refinarias, entre o dia 15 e 19 de maio.

Preço de combustíveis no Brasil: Evolução recente e papel do Estado

Por Luciano Losekann

Desde a implantação da nova política de preços para combustíveis da Petrobras, em julho de 2017, os preços dos combustíveis no Brasil são alinhados aos preços internacionais no curto prazo. Recentemente, dois fatos relacionados a essa situação tiveram destaque na imprensa: a escalada de preços da gasolina e diesel e a substituição do GLP por lenha em residências brasileiras.

No mês de abril, o preço do diesel subiu 12% nas refinarias e o da gasolina, 7%. Segundo os dados divulgados pela ANP, os preços médios do litro do diesel e da gasolina nos postos de abastecimento brasileiros alcançaram R$ 3,47 e R$4,23 na última semana de abril. A alta foi impulsionada pela elevação do preço internacional do petróleo com a tensão no Oriente Médio em decorrência do bombardeamento da Síria, o barril do Brent fechou o mês a US$ 75, e pela valorização do dólar frente ao real, que alcançou 6,2% no mês de abril.

Ainda que a alta dos preços combustíveis não seja uma novidade nesse novo contexto, chama a atenção a sua disparidade com os demais preços da economia. Os indicadores já disponíveis apontam para uma inflação entre 0,2% e 0,3% em abril.

As dimensões ocultas da pobreza energética: A relação entre furto, qualidade da energia e segurança pública na cidade do Rio de Janeiro

Por Edmar de Almeida, Luciano Losekann, Yormy Eliana Melo (*) e Alexandre Mejdalani (*) 

A literatura de economia da energia usualmente destaca dois aspectos da pobreza energética, o acesso a fontes energéticas modernas e a capacidade de pagamento. O problema de acesso à energia ainda é significativo em países de renda baixa, como na África Subsaariana.  As metrópoles latino americanas, em particular o Rio de Janeiro, tem elevada universalização dos serviços e a pobreza energética não é apenas um problema de incapacidade de pagamento. Nessas zonas urbanas com desigualdade de renda, baixa presença do Estado e controle territorial de organizações criminosas, o abastecimento de energia pode ser insuficiente ou comprometer parcela excessiva da renda.

Segundo os indicadores da Agência Internacional de Energia, 95% dos domicílios latino americanos contam com acesso à eletricidade (IEA, 2017). No entanto, problemas socioeconômicos e institucionais implicam baixa qualidade do suprimento. Ligações clandestinas e domínio criminoso dificultam a manutenção das instalações pelas concessionárias de distribuição, causando interrupções frequentes e duradoras do serviço.

Os preços dos combustíveis sobem como um foguete, mas caem como uma pena – analisando os fatores da assimetria na transmissão dos preços no Brasil

Por Niágara Rodrigues e Luciano Losekann

Há um ano, a Petrobras anunciou sua nova política de preços de combustíveis nas refinarias, visando o alinhamento de curto prazo aos preços internacionais. Os reajustes nos preços da gasolina e do diesel se intensificaram a partir de julho de 2017, quando os reajustes se tornaram quase diários. Os consumidores de gasolina e diesel passaram a conviver com uma nova realidade, já que a estabilidade dos preços e o, consequente, desalinhamento com os preços internacionais caracterizavam a política de precificação anterior.

Uma questão importante e que passou a ser bastante debatida na mídia no último ano é o repasse desses reajustes dos combustíveis na refinaria ao consumidor final. Particularmente, as situações em que o preço cai na refinaria e o mesmo não ocorre nos postos de revenda passaram a chamar a atenção. O tema da transmissão de preços de combustíveis é amplamente tratado na literatura internacional e identifica os determinantes para o descolamento de preços ao longo da cadeia produtiva. Nessa postagem, buscamos verificar como os determinantes de assimetrias na transmissão de preços se aplicam ao caso brasileiro.

Os novos rumos do setor elétrico brasileiro

Por Luciano Losekann

Os últimos meses foram marcados por novidades significativas para setor elétrico brasileiro. No início de Julho, o Ministério de Minas e Energia colocou em consulta pública uma nota técnica (NOTA TÉCNICA Nº 5/2017/AEREG/SE) denominada de “Aprimoramento do marco legal do setor elétrico” e que propõe uma reorientação do mercado elétrico brasileiro. Logo após o encerramento da Consulta Pública, o governo anunciou no dia 21 de agosto a proposta de privatização da Eletrobras, através de um modelo pouco coerente com o conteúdo da nota técnica.

O grande desafio do setor elétrico brasileiro consiste em conciliar fluxos de produção voláteis, dependentes de fatores naturais como chuva e ventos, a fluxos financeiros estáveis, que deem atratividade aos investimentos. A comercialização de energia através de leilões se mostrou positiva ao propiciar a expansão do parque gerador de forma competitiva e conferir um instrumento de política energética. No entanto, também implicou na rigidez no longo prazo dos fluxos financeiros. Os mecanismos de compensação existentes no Brasil para conciliar esses fluxos, baseados no conceito de garantia física e no Mecanismo de Realocação de Energia, não se mostraram eficazes frente ao desequilíbrio ocorrido desde 2013. A medida provisória 579 (lei 12.783/2013), ao retirar a renda hidráulica de geradores, agravou essa inadequação.

Previsão de demanda de combustíveis veiculares no Brasil até 2025 e emissões de CO2

Por Niágara Rodrigues, Luciano Losekann e Getulio Silveira Filho 

O segmento de transporte rodoviário brasileiro dispõe de condição única com parcela significativa da frota capaz de utilizar outros combustíveis além da gasolina e do óleo diesel, como etanol, biodiesel e, em menor escala, o gás natural veicular (GNV). Apesar da presença dos biocombustíveis o setor de transportes é responsável por uma grande parcela das emissões dos gases causadores do efeito estufa (GEE) no Brasil, sendo a gasolina responsável por 34% das emissões de combustíveis líquidos e o óleo diesel 62%.

Na 21ª Conferência das Partes (COP21) em Paris, o Brasil assumiu o compromisso voluntário de adotar medidas para reduzir as emissões de GEE em 37% em 2025 e 43% em 2030 em relação as emissões de 2005, com o objetivo de contribuir para que a temperatura média global não aumente 2°C acima dos níveis pré-industriais. Para atender tal objetivo o Brasil estipulou a meta de aumentar a participação de bioenergia sustentável na matriz energética para 18% até 2030, expandindo o consumo de biocombustíveis, o que inclui o aumento da oferta de etanol e biodiesel (MRE, 2015).

Todavia, chama a atenção o expressivo crescimento do consumo de combustíveis para transporte nos últimos anos. O consumo agregado de gasolina e óleo diesel dobrou de 2000 para 2013, crescendo a uma taxa de 4% ao ano (ANP, 2017a), e, apesar da taxa de crescimento da demanda ter diminuído com a crise brasileira, o consumo apresentou crescimento médio superior ao Produto Interno Bruto (PIB) entre os anos 2010 e 2015.

Novas energias renováveis no Brasil: desafios e oportunidades

Por Luciano Losekann e Michelle Hallack

A questão ambiental, tanto global quanto local, e os recentes avanços tecnológicos transformaram as energias renováveis na escolha prioritária para a expansão de capacidade de geração elétrica.  Segundo IRENA (2017), desde de 2012, a instalação de capacidade de renováveis ultrapassou as não renováveis de forma crescente. Em 2015, a capacidade instalada de renováveis representou 61% da capacidade total adicionada no mundo.  Este aumento das renováveis no mundo se deve principalmente ao aumento das novas tecnologias de energia renováveis, em especial eólica e solar. Em 2015 o aumento da capacidade instalada das duas fontes mais importantes das novas renováveis, solar e eólica, superou a de hidráulica pela primeira vez.

O Brasil se posiciona neste cenário de forma bastante peculiar visto a importância histórica das hidráulicas na matriz elétrica nacional. Por um lado, as energias renováveis no Brasil são um caso de sucesso, a participação de fontes renováveis na matriz de geração brasileira é de 85%[1]. Isto se deve, principalmente, à participação da energia hidroelétrica, uma tecnologia conhecida[2] e amplamente aplicada no Brasil.  A expansão das hidráulicas, no entanto, enfrenta progressivamente maiores custos e restrições. Assim, se o Brasil quiser manter uma matriz limpa terá que fazer face as novas oportunidades e desafios relacionados a introdução das novas energias renováveis.

O balanço e o futuro da política de conteúdo local no setor de petróleo nacional

Por Edmar de Almeida e Luciano Losekann

A mudança de governo no Brasil reforçou a discussão sobre revisão da política de conteúdo local do setor de petróleo no Brasil. Esta revisão é talvez a tarefa mais complexa do conjunto de reformas atualmente em curso no setor de exploração e produção (E&P) no país. Por um lado, a redução dos preços do petróleo coloca em questão a atratividade dos investimentos no setor de E&P, levando a uma incessante busca de redução de custos por parte das operadoras. Por outro lado, a cadeia de fornecedores encontra-se em situação de enorme fragilidade com a maior crise que este segmento já enfrentou.

A revisão da política de conteúdo local terá que arbitrar um conflito incontornável entre a atratividade dos investimentos e a proteção da cadeia de fornecedores. Este processo de arbitragem não tem receita pronta. Terá que ser feito necessariamente a partir de uma concertação entre os diferentes grupos de interesse que irá requerer muita negociação, além de estudos para entender melhor o dilema entre atratividade dos investimentos e promoção do conteúdo local.

Alguns estudos que analisaram diferentes dimensões da PCL buscaram identificar elementos para um balanço dos custos e benefícios da PCL nacional. Segundo CLAVIJO (2015), a PCL evoluiu através de um processo de tentativa e erro, sem um procedimento estruturado de avaliação desta política pelo governo. A evolução da política foi resultado do embate de interesses dos principais stakeholders e da constatação de problemas durante o seu processo de implementação.

Questões centrais para a readequação do modelo institucional do setor elétrico Brasileiro

Por Luciano Losekann e Diogo Lisbona Romeiro

A crise dos últimos 3 anos evidenciou a inadequação do modelo do setor elétrico brasileiro. Nesse período, os preços finais e de geração de eletricidade aumentaram significativamente, houve dificuldades de viabilizar empreendimentos de geração e transmissão e as receitas das distribuidoras descolaram de seus custos. Impulsionada pela mudança de governo, uma nova reforma do setor elétrico brasileiro vem sendo gestada. A chamada P&D Estratégico número 20 da Aneel, lançada em julho de 2016, vai subsidiar a elaboração da reforma setorial.

Nesse momento de mudanças, é interessante avaliar os aspectos do modelo setorial que devem ser alterados e os que devem ser mantidos. É preciso levar em conta que a reforma setorial vai ocorrer em momento de redefinição estrutural do setor elétrico em âmbito global. A indústria de eletricidade vem passando por uma transição, com a penetração de fontes renováveis intermitentes e novas formas de geração e estocagem de energia. Como aponta Green e Stafel (2016), o setor elétrico passa por sua maior transformação desde a sua invenção e essa ruptura é causada pela difusão de tecnologias que não são necessariamente superiores às anteriores, em termos de custo e de conveniência para o uso. As mudanças institucionais no Brasil devem considerar essa transformação setorial para evitar distorcer o processo de transição tecnológica.

Essa postagem analisa dois elementos cruciais para os rumos futuros do setor elétrico brasileiro e que vêm sendo discutidos no âmbito da nova reforma do setor: o avanço da liberalização da comercialização de eletricidade e o novo papel das termelétricas a gás natural.

A jabuticaba elétrica

Por Ronaldo Bicalho

Se só existe no Brasil e não é jabuticaba, não é coisa boa. Essa frase é bastante conhecida e sempre utilizada quando se deseja desqualificar algo que só existe no Brasil. Apresentada de diferentes maneiras e em distintas ocasiões, a teoria da jabuticaba sintetiza as dificuldade de alguns analistas na hora de tratar especificidades que não se encaixam nas explicações de cunho geral disponíveis na praça. Algumas são boas, outras são más, porém, ao fim e ao cabo, jabuticabas são apenas jabuticabas.

O setor elétrico brasileiro pode ser visto como uma grande jabuticaba; pode ser encarado como algo que existe só no Brasil e, em consequência, segundo a teoria da jabuticaba, não é uma coisa boa. No entanto, essa opinião pode ser simplesmente fruto da incapacidade de compreender a real natureza desse setor e, portanto, de identificar as qualidades da fruta.

A análise da transição elétrica brasileira no contexto da transição do setor elétrico no mundo oferece uma boa oportunidade de qualificar as potencialidades da nossa jabuticaba elétrica. Nesse caso, é necessário, inicialmente, identificar qual é, de fato, a singularidade do setor elétrico brasileiro, para então qualificar essa singularidade no quadro da transição mundial.

Considerando a transição elétrica mundial como sendo a substituição dos combustíveis fósseis pelos combustíveis renováveis da matriz elétrica, a transição elétrica brasileira representaria o movimento inverso. Se no caso mundial a mudança se daria a favor dos renováveis, resultando na ampliação significativa da participação desses na matriz, no caso brasileiro, os favorecidos seriam os combustíveis fósseis, que aumentariam a sua participação na matriz brasileira.

Impacto do regime fiscal na competitividade do setor do petróleo brasileiro no novo contexto do mercado

Por Edmar de Almeida, Luciano Losekann e William Vitto (*)

A queda abrupta dos preços do petróleo a partir da segunda metade de 2014 tem gerado um impacto econômico muito forte na indústria mundial de petróleo. O longo ciclo de preços altos experimentados entre 2011 e 2014 incentivou o aumento do nível do investimento no setor, que foi acompanhado pelo forte crescimento dos custos de produção e uma redução na produtividade. A queda dos preços do petróleo aconteceu no momento em que as muitas empresas do setor já se encontravam endividadas e expostas a riscos financeiros e contratuais. Com a reversão do ciclo de preços altos, tornou-se essencial um forte ajuste econômico no setor, com uma redução pronunciada dos investimentos nas atividades de exploração e produção (E&P) em escala mundial. O investimento global do setor caiu 20% em 2015, e segundo estimativas da Organização de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), espera-se que a queda seja ainda maior em 2016.

É importante destacar que houve grande avanço tecnológico na década de 2010, tendo como resultado a viabilização de novas fronteiras geológicas para produção, em especial dos recursos não-convencionais na América do Norte, sendo fator fundamental para explicar o cenário de sobreoferta atual. Esse contexto de aumento das oportunidades de inversões em E&P e queda do volume de capital disponível para investimento tende a gerar uma grande concorrência entre os diferentes projetos. A capacidade dos países detentores de recursos para alavancar investimentos dependerá, sobretudo, da atratividade econômica dos empreendimentos de E&P.

Desafios econômicos de processos de unitização no Pré-sal

Por Felipe Botelho Tavares (*), Luciano Losekann e Yanna Clara

O processo de individualização (ou também chamado de unitização) de jazidas é uma prática recorrente na indústria do petróleo e gás natural. O processo se torna necessário quando o reservatório descoberto se estende para além do bloco exploratório concedido. No Brasil, a unitização ganhou contornos especiais com a instauração do regime de partilha e a possibilidade de convivência de regimes distintos para o mesmo campo. Esta postagem foca a análise sobre o impacto das regras atuais de unitização na atratividade de projetos com reservatórios que se estendem por áreas da União (não concedidas), situação que se verifica em vários campos do pré-sal brasileiro. As simulações realizadas mostram que a rentabilidade dos projetos é comprometida quando o consórcio arca com os investimentos correspondentes a recursos fora da área de concessão. Assim, o desenvolvimento de parcela relevante das reservas brasileiras pode ser inviabilizado.

CONTEXTO

A unitização consiste em um processo que visa contornar de forma equilibrada questões sobre a propriedade de reservas de hidrocarbonetos compartilhadas por agentes distintos. O processo de unitização implica em acordo para produção conjunta das partes, readequando custos e lucros, de forma a evitar a produção individualista e predatória das reservas (na literatura chamada como “regra da captura”). A unitização da produção permite a otimização da produção e pode reduzir custos por economias de escala e escopo, ampliando os ganhos resultantes da produção. BORGES (2014) estima receitas extraordinárias (windfall profits) de 6,5% em campos no pré-sal brasileiro através da otimização da produção e subaditividade de custos no contexto de processos de unitização.

O ajuste forçado da indústria de petróleo

Por Edmar Almeida e Luciano Losekann

A situação do mercado mundial de petróleo mudou radicalmente nos últimos meses forçando um ajuste das empresas operadoras. O preço do barril brent que era de US$ 100 em setembro de 2014 atingiu menos de US$ 30 no início de 2016. Em função da redução de receitas, as empresas de petróleo reduziram fortemente seus investimentos. A Agência Internacional de Energia aponta que os investimentos das petroleiras caíram 24% em 2015 e devem reduzir mais 17% em 2016 (IEA, 2016).

O ajuste é mais drástico na América do Norte, onde a concentração em projetos de recursos não convencionais implica em custos mais elevados. O número de sondas em operação caiu pela metade nos EUA a partir do final de 2014. Este corte nos investimentos não deve ser suficiente para impedir a quebra de um grande número de empresas americanas. A consultoria americana CreditSights estima que cerca de 45% das empresas americanas de petróleo correm risco de recorrer a alguma modalidade de recuperação judicial até 2017 se os preços permanecerem no patamar atual.

O estudo World Energy Investment Outlook – WEIO da Agência Internacional de Energia analisa os custos médios de exploração e desenvolvimento (ou seja, exclui o custo de operação) de diferentes áreas e tipo de petróleo em produção no mundo. Segundo o WEIO (2014), os custos de exploração e desenvolvimento variam entre 7 e 35 dólares por barril (Figura 1). O petróleo convencional do Oriente Médio apresenta o menor custo, enquanto o óleo não-convencional produzido nos EUA apresenta o custo mais elevado. O óleo de reservatórios offshore em águas profundas apresenta um custo intermediário, de cerca de 18 dólares por barril.

A integração truncada das termelétricas a gás natural no setor elétrico brasileiro

Por Luciano Losekann

Até a construção do gasoduto Bolívia-Brasil (GasBol), o gás natural era encarado como um combustível inadequado para a utilização em termelétricas no país, já que sua disponibilidade era limitada, devendo ser orientado para usos mais nobres, como industrial e insumo. Desde então, a difusão de termelétricas a gás natural no Brasil tem alternado fases de expansão e estagnação. Nesse artigo, são identificadas cinco fases. São características marcantes dessa trajetória as dificuldades de conciliar os níveis distintos de maturidade dos setores de eletricidade e gás natural e o papel da Petrobras como fornecedora de combustível e proprietária de termelétricas.

Fase 1 – Perspectivas frustradas – 1997 – 1999

No final dos anos 1990, a perspectiva dominante era de um rápido deslanche de termelétricas a gás no Brasil. A difusão da tecnologia de turbinas a gás em ciclo combinado propiciara ganhos significativos de eficiência e vários países experimentaram um boom de expansão. No Brasil, a liberalização da geração de eletricidade criou a expectativa de que as termelétricas a gás seriam a oportunidade para a entrada de empreendedores privados, já que o prazo de maturação de investimentos é mais curto que o de hidrelétricas. As termelétricas teriam o papel de ancorar o desenvolvimento do mercado de gás, o que era essencial para justificar a construção do GasBol.

Setor elétrico na Espanha: pagando o preço do pioneirismo

Por Luciano Losekann

Na Espanha, a opção de desenvolver energias renováveis foi impulsionada pelas diretivas europeias, ditadas pelo compromisso de mitigar as emissões de CO2, pelo interesse em reduzir a dependência externa de recursos energéticos (Jiménez et al., 2013) e pelo objetivo de desenvolver a indústria doméstica de equipamentos relacionados à energia renovável. As fontes renováveis experimentaram forte desenvolvimento nos últimos anos. As fontes eólica e solar lideraram a expansão do parque de geração e atualmente representam, respectivamente, 21% e 6% da capacidade de geração.

Figura 1 – Evolução da Matriz de Geração Espanhola (GW)

Fonte: Elaboração própria. Dados Red Eléctrica de España.

Os objetivos delineados anteriormente foram alcançados, o país se colocou em rota para atingir a meta 20/20/20, a dependência externa de suprimento energético foi reduzida e a indústria de equipamentos se desenvolveu e alcançou competitividade internacional (Ferreira, 2013). No entanto, o sucesso na difusão implicou em custos elevados para a sociedade. Como as energias renováveis não eram competitivas frente às alternativas fósseis, o governo espanhol concedeu subsídios para promovê-las. O esquema utilizado na Espanha para promover fontes renováveis combinava tarifas incentivadas (feed-in) e prêmios para fontes de regime especial, que contemplava as fontes eólica, solar fotovoltaica, solar térmica, pequenas hidrelétricas (<50MW), biomassa, resíduos e cogeração.

Perspectivas de importação de óleo diesel no Brasil

Por Niágara Rodrigues (*) e Luciano Losekann(**)

A forte expansão do consumo de combustíveis no segmento de transportes em anos recentes no Brasil (Figura 1) impõe importantes desafios para a política de segurança energética e para as contas externas brasileiras. Como a capacidade de refino não se expandiu no mesmo ritmo, a necessidade de importações é crescente, implicando no aumento da dependência externa por combustíveis. Os investimentos em novas refinarias que serviriam para contrabalançar o crescimento da demanda tardam a se concretizar e são insuficientes para garantir total autonomia no abastecimento de derivados, situação agravada pelo cancelamento dos projetos das refinarias Premium I e II.

Figura 1 – Evolução do consumo de combustíveis no Brasil – 2000 a 2013

Fonte: Elaboração com base em ANP

Em 2013, o déficit de atendimento do consumo de derivados de petróleo alcançou 20%, com destaque ao déficit em diesel e nafta, correspondendo em conjunto a 55% do total da necessidade de importações e consumo de estoques. O déficit de diesel que vinha caindo na década de 2000 voltou a crescer a partir de 2010, recuperando o patamar anterior (em torno de 17-19% da demanda), como apresentado no Figura 2.

Setor de energia no Brasil: o balanço de 2014

Por Edmar de Almeida e Luciano Losekann (*)

O setor de energia no Brasil no ano de 2014 foi marcado pela gestação de uma agenda extremamente negativa. Essa agenda terá que ser revertida nos próximos anos, sob pena de o País desperdiçar um dos seus principais salvo-condutos para o futuro que é sua generosa dotação energética.

A Copa do Mundo, no primeiro semestre, e o processo eleitoral, no segundo, postergaram decisões importantes para o enfrentamento adequado de problemas antigos e novos. Há um enorme conjunto de problemas tanto no setor elétrico quanto no setor de óleo e gás para 2015.

Setor de Petróleo e Gás: Um ano difícil e com incertezas crescentes

O ano de 2014 foi marcado por alguns resultados operacionais bastante positivos para a Petrobras. A empresa conseguiu reverter a dúvida que pairava sobre sua capacidade de efetivamente entregar um aumento da produção de petróleo. Entre janeiro e outubro de 2014, a empresa conseguiu aumentar sua produção de petróleo em cerca de 10%. Além disso, o primeiro módulo da refinaria de Pernambuco (Rnest) entrou em operação. Entretanto, estes resultados foram totalmente ofuscados pela revelação dos esquemas de corrupção e desvio de recursos.

A transformação do panorama global do petróleo e do gás e os impactos sobre o Brasil

Por Luciano Losekann e Edmar de Almeida

Em 12 de Novembro último, com o apoio do IBP, foi realizado no Rio de Janeiro o seminário “The Changing Global Energy Landscape: Impacts for Brazil”. Fruto da parceria entre o Grupo de Economia da Energia e a Columbia University, o seminário contou com a participação de dois especialistas americanos[1] importantes: Robert McNally e Jason Bordoff. Os dois são fundadores do Center on Global Energy Policy, sendo que o primeiro foi assessor de energia do presidente George Bush e o segundo, atual diretor do Centro, foi assessor do presidente Barack Obama.

O seminário ocorreu em um momento bastante oportuno. O panorama global dos mercados de petróleo e gás natural se alterou fortemente nos últimos meses. Após um período anormal de calmaria nos preços entre 2011 e 2014, os preços do petróleo caíram fortemente e o futuro aponta para maior volatilidade dos preços. A revolução do shale gas agora terá impactos além das fronteiras dos Estados Unidos, tanto diretamente, via as exportações americanas de GNL, quanto indiretamente, mediante a difusão junto a outros países da tecnologia de produção de óleo e gás não convencionais. O novo panorama tem fortes implicações para o Brasil, que necessita realizar pesados investimentos para desempenhar papel mais relevante na indústria de petróleo.

Mudança no Panorama dos Preços do Petróleo

A palestra de Robert McNally, “Estabilidade e Volatilidade do Mercado internacional de petróleo – Passado, Presente e Futuro”, buscou identificar os determinantes da volatilidade dos preços do petróleo e prever a tendência futura para o mercado. No histórico da indústria de petróleo, podem ser observados períodos de elevada volatilidade e de estabilidade. A volatilidade está associada às forças de mercado, num contexto de baixas elasticidades de oferta e demanda.

Como os custos mais representativos são fixos, a oferta responde pouco a variações de preço. Pelo lado da demanda, o consumidor não encontra substituto de escala global para gasolina e também responde pouco a variações de preço no curto prazo. Assim, sem a atuação de coordenação para a estabilização, pequenas oscilações de oferta e demanda têm grande impactos nos preços.

Escolha tecnológica na expansão do parque gerador brasileiro: as implicações da utilização do Índice Custo Benefício (ICB)

Por Luciano Losekann, Edmar de Almeida e Diogo Lisbona Romeiro

Comparar as distintas tecnologias de geração de eletricidade requer um método que confronte os custos (operacionais e de capital) e os benefícios das alternativas.  O critério de seleção deve ordenar e selecionar os empreendimentos mais adequados para a expansão da matriz. O método internacionalmente consagrado para identificar a estrutura adequada da expansão da capacidade instalada é o custo nivelado das plantas de geração de eletricidade (levelized cost of electricity) – LCOE, que representa o custo por quilowatt-hora da construção e operação da planta ao longo de seu ciclo de vida (EIA, 2013).

No entanto, o LCOE não leva em conta a diversidade de benefícios entre as fontes, especificamente a diferenciação entre fontes firmes e intermitentes. Na medida em que as fontes intermitentes se tornam mais relevantes, com a difusão das renováveis, métodos que ponderem os benefícios decorrentes de cada tecnologia têm sido propostos para substituir o custo nivelado. Joskow (2011) propõe a busca por algum método alternativo baseado em mecanismos de análise que incorporem o preço da energia em cada instante em que essa é produzida. Assim, as tecnologias que possibilitam o controle do momento em que a energia é produzida (despacháveis) são mais valorizadas que as fontes que não possibilitam esse controle (intermitentes).

Alguns autores propõem a comparação através de portfólios ótimos de geração, que minimizam custos e riscos, em detrimento da escolha individual de tecnologias guiada apenas pelo menor custo, enfatizando a importância da consideração do mix gerador para a definição da rota de expansão mais eficiente.

Impactos da crise elétrica e as próximas páginas do setor elétrico brasileiro

Por Luciano Losekann

A crise do setor elétrico brasileiro já dura alguns meses e não deve se esgotar tão cedo. Durante quatro meses, desde de 1º de fevereiro, o preço de liquidação de diferenças (PLD) se situou próximo a seu teto (R$ 822/MWh). Em junho, o PLD se reduziu significativamente, correspondendo a R$ 352/MWh atualmente. Mas, os efeitos da crise devem permanecer por um longo período.  Ainda assim, podemos tirar algumas conclusões e considerações.

A primeira é que o maior temor inicial, a repetição de um racionamento de eletricidade como o de 2001/2002, não se confirmou. Os reservatórios ainda estão bastante vazios, mas, contrariando as previsões pessimistas dos últimos meses[1], acabaremos 2014 sem a necessidade de reduzir compulsoriamente a demanda. Ainda que a situação hidrológica permaneça ruim, o comportamento da demanda permitiu aliviar o risco. A carga do sistema interconectado nacional, que vinha crescendo a um ritmo próximo a 10% ao ano nos primeiros meses de 2014, passou a crescer em ritmo inferior, de 3%. No Sudeste/centro-oeste, a carga apresentou crescimento de 1% entre maio de 2013 e maio de 2014. A carga média de maio foi 15% inferior a de fevereiro nesse subsistema. A temperatura mais branda fez com que o consumo residencial se reduzisse e os consumidores do mercado livre responderam ao aumento de preço contraindo a demanda. O consumo total no mercado livre caiu 4,2% em abril quando comparado ao mesmo mês em 2013. Segundo a CCEE[2], a queda de consumo no mercado livre foi determinante para a redução do preço de curto prazo (PLD) em junho.

10 anos do “Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro”: Sem motivos para comemorar

Por Luciano Losekann

(Atualizado em 8 de Abril de 2014)

Nesse ano de 2014, o chamado “Novo Modelo do Setor Elétrico Brasileiro” completa 10 anos. O modelo foi gestado como uma resposta à crise setorial que culminou no racionamento de 2001/2002 e um compromisso de campanha do presidente recém-eleito, Lula. Após um período de debate no ano de 2003, o modelo foi implementado através de duas medidas provisórias, posteriormente convertidas em leis, e cinco decretos entre maio e julho de 2004.

A principal motivação do novo arcabouço setorial era garantir a segurança do abastecimento. Para cumprir esse objetivo, o Estado retomou o papel de coordenador e planejador setorial e o regime contratual do setor foi modificado. No Ambiente de Contratação Regulado, as distribuidoras atenderiam 100% de sua necessidade através de contratos de longo prazo negociados através de leilões competitivos.

Os leilões de energia nova concediam um poderoso mecanismo para a implementação do planejamento do setor. Guiado pelos estudos da EPE, o governo podia ditar o ritmo de entrada de nova capacidade e definir a evolução da estrutura da matriz de geração conforme os objetivos de política energética. O modelo brasileiro passou a ser reconhecido como um exemplo pela literatura setorial[1].

A maldição dos recursos naturais III: A maldição do petróleo resiste ao boom do preço do petróleo nos anos 2000?

Por Luciano Losekann e Thiago Periard

Em duas postagens anteriores (*), abordamos a validade da tese de maldição de recursos naturais quando considerados os países ricos em petróleo. Nesta postagem, utilizamos instrumental econométrico mais robusto para identificar a validade da tese para a década de 2000.

A hipótese teórica da chamada maldição dos recursos naturais (MRN) diz que quanto maior a abundância de recursos naturais em determinado país, menor tende a ser o ritmo de desenvolvimento econômico. De maneira mais especifica este argumento é utilizado para relacionar o baixo desempenho econômico dos países ricos em petróleo com a existência de uma maldição do petróleo.

Existem dezenas de modelos dedicados a explorar as diversas facetas da MRN. No entanto, poucos modelos se dedicam a tratar do tema em períodos de análise mais recentes. Esta postagem busca investigar a situação desta “maldição do petróleo” ao longo dos anos 2000. Essa década foi marcada pela situação peculiar de uma valorização dos termos de troca dos produtos básicos, que pode ser verificada pela explosão do preço de diversas commodities, dentre as quais se destaca o boom no preço do petróleo.

MRN ou ciclo de preços?

O período de tempo usualmente considerado para estudar a MRN, décadas de 1980 e 1990, se caracteriza por preços deprimidos das commodities, o que, certamente, impacta negativamente o desempenho econômico dos países intensivos em recursos naturais. Nas, os países ditos emergentes estavam sofrendo a reversão dos ciclos de investimento iniciados nas décadas de 60 e 70. Os anos 80 ficaram conhecidos em diversos países do mundo como a década perdida, e mesmo as economias centrais tiveram que fazer ajustes para romper a estagflação que caracterizou este período.

Desafio do setor elétrico brasileiro: novo papel dos reservatórios

Por Luciano Losekann

A eletricidade é um bem não estocável. Assim, sua operação requer que o equilíbrio entre oferta e demanda ocorra em tempo real[1].  Essa característica torna mais complexa a coordenação de sistemas elétricos, envolvendo a necessidade de capacidade de reserva que implica em maiores custos de suprimento (Stoft, 2002). Globalmente, a difusão das fontes renováveis, particularmente eólica e solar, e da geração distribuída tornou mais crítico o gerenciamento do equilíbrio em tempo real e a busca por alternativas de estocagem de eletricidade. O desenvolvimento de baterias de maior capacidade com menores custos é dos principais drives tecnológicos atuais do setor elétrico, o que também está sendo impulsionado pela difusão de carros elétricos.

O caso da Alemanha é ilustrativo. O objetivo da política energética alemã é a transição energética dos fósseis para as renováveis (a Energiewende). A meta é alcançar 35% de participação de fontes renováveis na geração de eletricidade em 2020 e 80% em 2050.  O desenvolvimento de capacidade de estocagem é considerado crucial para cumprir as metas. Atualmente, o país conta com participação de 22% de geração renovável e com 40 GWh de capacidade de estocagem em reservatórios de bombeamento. A intermitência das renováveis é administrada através de centrais termelétricas. A percepção dos especialistas é que essa forma de operação é muito custosa e não pode perdurar com a ampliação da participação renovável.

O esquema de complementação com fontes renováveis tem implicado em sub-remuneração de centrais termelétricas. As centrais que usualmente operavam na base, passaram a ser despachadas nos momentos de menor produção renovável e maior demanda. Por essa razão, a E.On, uma das maiores empresas de geração do mundo, anunciou em janeiro de 2013 a intenção de retirar de operação várias centrais a gás natural. Para evitar a saída de operação de centrais termelétricas convencionais, o governo alemão introduziu na legislação restrições ao desligamento de centrais de grande porte (Lang e Mutschler, 2013).

Projeções do Pré-sal: O Brasil será um petro-estado?

Por Luciano Losekann e Thiago Periard

O Brasil é um dos países que mais desenvolveram sua indústria de petróleo nas décadas recentes no mundo, e é também um dos que têm melhores perspectivas de crescimento para os próximos anos. Esse momento positivo da indústria de óleo e gás nacional teve inicio na década de 1980 com a exploração em águas profundas, que acabou culminando nas descobertas, no final da década de 2000, de grandes reservatórios na chamada camada pré-sal, que devem dar impulso para o setor no longo prazo. As reservas do pré-sal constituem a possibilidade de reversão de uma tendência histórica brasileira de importador de petróleo, já que com estas descobertas se prevê um cenário onde o país irá ter petróleo em quantidade suficiente para se tornar um exportador líquido da mercadoria. No entanto, apesar de toda a euforia criada pela descoberta do pré-sal, ainda não se tem com clareza qual o tamanho de seu impacto econômico para o Brasil.

Esse artigo procura avaliar a importância que a indústria de petróleo terá na economia brasileira no horizonte de 25 anos, utilizando as projeções da Agência Internacional de Energia (AIE) e dados de países que dependem fortemente da produção e exportação de petróleo. A análise indica que o Brasil, apesar do elevado potencial e tamanha euforia com o pré-sal, não se tornará um país dependente de petróleo e os impactos dessa atividade não serão suficientes para alterar de forma drástica a estrutura produtiva brasileira no médio e longo prazo.

A expectativa para a produção brasileira de petróleo nos cenários da AIE é bastante favorável. A produção alcança 4,4 milhões de barris diários em 2020 e 5,2 milhões em 2035, que representa um crescimento médio de 3,6% ao ano ao longo de 25 anos. Como pode ser visto no gráfico 1, o Brasil é, ainda de acordo com a Agência Internacional de Energia, o terceiro maior incremento da produção esperado para o período analisado, ficando atrás apenas do Iraque e Arábia Saudita. Entre os países não-OPEP, o Brasil ainda tem a vantagem deste aumento da oferta ser derivado da produção de petróleo convencional, em contraste com a produção canadense que deve crescer quase tanto quanto a brasileira, mas vindo sobretudo das areias betuminosas de elevado impacto ambiental.

A oportunidade de corrigir as ineficiências de precificação de eletricidade no Brasil

Por Gustavo Haydt e Luciano Losekann

Nos últimos anos, a programação de despacho das usinas brasileiras tem sido frequentemente alterada por razões de segurança do abastecimento. Segundo as regras atuais, as centrais que são operadas por critério de segurança, por determinação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, não formam o preço de curto prazo de eletricidade (PLD) e são remuneradas pelo Encargo do Serviço do Sistema (ESS). Essa prática gera distorções e ineficiência econômica.

Os consumidores que têm sua energia negociada no longo prazo, cativos principalmente, e que deveriam estar protegidos de flutuações no preço da eletricidade, acabam sendo onerados pelas condições de curto prazo de suprimento. Em 2012, o ESS totalizou R$ 2,7 bilhões, que é um recorde histórico. O repasse desses valores aos consumidores finais é uma preocupação do governo, já que este custo pode comprometer parcial ou totalmente os seus esforços para a redução do preço de eletricidade dependendo das condições do sistema e da hidraulicidade do ano.

Como a teoria econômica indica, o pagamento das centrais através de compensações sem compor o preço de mercado de eletricidade gera ineficiência alocativa. Os consumidores mais expostos ao preço de curto prazo (consumidores livres com energia negociada no curto prazo) pagam valores que não refletem plenamente a escassez de eletricidade. Por outro lado, os geradores que são despachados por mérito econômico e que recebem o PLD são remunerados por valores que não refletem a condição de escassez.

Projeção da importação brasileira de gasolina: cenários e impactos

Por Luciano Losekann e Gustavo Haydt

Nos últimos dois anos, a importação de gasolina se tornou uma forte preocupação de política energética e econômica no Brasil. Em 2012, foram importados 3,7 bilhões de litros de gasolina A. O dispêndio com importação foi de US$ 2,9 bilhões e 12% da gasolina A utilizada no Brasil foi importada em 2012. Esses valores não eram observados no país desde a década de 1970, quando o país era fortemente dependente de suprimento externo de energia.

A postagem “Oferta apertada de etanol e perspectivas de importação de gasolina” apontou que a importação de gasolina será muito significativa nos próximos anos se a oferta de etanol continuar restringida. Nessa postagem, serão apresentadas as projeções de importação de gasolina em diferentes cenários de oferta de etanol e de mistura de etanol anidro na gasolina.  Além disso, serão estimados o dispêndio com importações e o prejuízo que pode gerar ao importador, a Petrobras, em contexto que os preços internacionais e domésticos estão descolados.

A restrição de oferta de etanol se reflete em seu preço relativo pouco competitivo com a gasolina. Consideramos três possibilidades de preço relativo de etanol: 0,70, 0,75 e 0,80, e duas possibilidades de mistura de etanol anidro, 20% e 25% (E20 e E25).

Oferta apertada de etanol e perspectivas de importação de gasolina

Por Luciano Losekann

Nos últimos dez anos, a balança comercial brasileira de gasolina sofreu uma inversão (figura 1).  Com a introdução do carro flex e quando os preços do etanol eram competitivos, o país produziu excedentes significativos de gasolina para colocação no mercado internacional até 2009. Em 2007, as exportações líquidas de gasolina alcançaram 3,7 bilhões de litros. Valor que não era observado desde o final da década de 1980, quando os automóveis a etanol eram dominantes no Brasil.

Nos últimos três anos, a situação se transformou radicalmente. O etanol pouco competitivo fez o consumo de gasolina disparar. Em 2011, foram importados 1,9 bilhões de litros de gasolina e, em 2012, as importações líquidas atingiram 2,8 bilhões de litros até o mês de outubro.  Segundo nossas estimativas, 11% da gasolina consumida será importada. O Brasil não importava montantes tão significativos de gasolina desde a década de 1970.

MP 579: Prorrogação das concessões e apropriação da renda inframarginal

Por Luciano Losekann

Através da Medida Provisória 579, o governo enfim deu um encaminhamento à questão da renovação das concessões de serviços de eletricidade.

O problema é bastante relevante, pois grande parte dos ativos de serviços de eletricidade tem o prazo de concessão vencendo a partir de 2015. Isso ocorre porque, em 1995, a  lei nº 9.074 prorrogou por 20 anos as concessões de serviços de eletricidade que tinham o prazo de 35 anos ultrapassado ou por ultrapassar em 1995.

Entre 2015 e 2017, vencem as concessões de um conjunto de usinas de geração que totalizam 22 GW de capacidade instalada ou 20% do parque de geração brasileiro, 69 mil Km de linhas de transmissão (67% do total brasileiro) e 44 contratos de distribuição (35% do total). Pela legislação original, ao final do prazo de concessão, os serviços retornariam à propriedade da União e seriam objeto de uma nova licitação.

A MP 579 possibilitou a prorrogação dos contratos de concessão por um período de até 30 anos, desde que, entre outras condições, a remuneração dos ativos totalmente depreciados ou amortizados seja reduzida apenas à remuneração de seus custos de operação e manutenção. A prorrogação deve ser solicitada pelas empresas. Caso a empresa opte por não aceitar as condições de prorrogação, as concessões serão licitadas.

O cenário energético atual

Por Luciano Losekann

Nos dias 24 a 27 de junho, a 35ª edição da conferência internacional da Associação Internacional de Economia da Energia (IAEE) foi sediada em Perth na Austrália. Essa conferência é a mais importante da área de economia de energia. Os principais temas discutidos foram: as perspectivas para o gás natural resultantes da oferta não convencional, o panorama da energia nuclear no Japão pós-Fukushima e a mitigação de emissão de CO2 no setor elétrico.

A relação entre as indústrias de petróleo e gás natural foi discutida, principalmente quanto a formação de seus preços. A apresentação de Fereidun Fesaraki abordou o tema, recorrendo a seguinte ilustração: “se o petróleo é um namoro, o gás natural é um casamento”. Apesar da introdução de flexibilidade a partir da difusão do GNL e da maior importância de mercados spot, a infraestrutrura de gás exige maior comprometimento entre os envolvidos. Assim, os contratos de longo prazo ainda tendem a ser dominantes. Usualmente, contratos de GNL têm duração de quatro a dezessete anos. São os contratos longos que permitem o financiamento dos projetos, já que bancos só aceitam participar quando os contratos de compra de longo prazo são apresentados.

A energia eólica é realmente competitiva no Brasil?*

Por Luciano Losekann

Desde a implantação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), a energia eólica tem experimentado uma trajetória de forte difusão no Brasil. Após ser a fonte de geração com maior participação no programa (1.422 MW), a energia eólica passou a ter participação crescente nos leilões de expansão do sistema elétrico brasileiro.

Primeiramente, parques eólicos foram selecionados em leilões orientados para fontes com menores impactos ambientais (leilões de reserva – LER  e leilões de fontes alternativas – LFA). Posteriormente, no leilão de expansão com antecedência de três anos (A-3) ocorrido em 2011, aproveitamentos eólicos venceram o certame competindo diretamente com as demais fontes de geração.

Por intermédio do PROINFA e dos leilões, já foram contratados 7 GW de capacidade de geração eólica no Brasil. Desse total, 1,4 GW está em operação. O Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) considera que em 2020 a capacidade instalada de centrais eólicas no Brasil alcançará 11 GW.

Maldição dos recursos naturais II: o erro de comparar alhos com bugalhos

Por Luciano Losekann e Thiago Periard(*)

Em postagem anterior  discutimos a validade da tese de maldição dos recursos naturais (MRN) para países com abundância de petróleo. Corroborando as conclusões de Warner e Sachs (2001), a análise apontava para um menor crescimento econômico dos países que mais exportam e que detêm as maiores reservas de petróleo. Esse artigo busca avançar nessa análise, utilizando variáveis mais apropriadas para mensurar abundância de petróleo e desenvolvimento econômico. Além disso, optamos por testar a tese de maldição comparando países do mesmo continente, que compartilham de semelhantes condicionantes de desenvolvimento e, assim, separar alhos e bugalhos.

Na literatura sobre MRN, a adequação das variáveis de análise é um ponto de grande debate. O artigo de Warner e Sachs (2001), que é a principal referência de análises quantitativas do problema, utiliza as exportações de recursos naturais como porcentagem do produto Nacional Bruto em 1970 como fator explicativo do crescimento econômico dos países entre 1970 e 1989. No entanto, a concentração da atividade econômica em exportações de recursos naturais é mais um sintoma da maldição do que um indicador direto da abundância de recursos. Assim, essa variável pode ter valores baixos em países ricos em recursos naturais, mas que têm uma economia diversificada.

A maldição dos recursos naturais

Por Luciano Losekann(*) e Thiago Periard do Amaral(**)

1 – Introdução – A associação entre a riqueza mineral de um país e o baixo dinamismo de sua economia foi observada por vários autores, dando origem à tese da maldição dos recursos naturais. Muitas vezes, essa relaçao é verificada em países ricos em petróleo.  Autores internacionalmente reconhecidos, como Moisés Naím (2011) e Daniel Yergin (2011), citam a emergência e consolidação de alguns países em situações classificadas por ambos como Petro-Estados.

O Petro-Estado é a situação crítica onde a abundância de recursos petrolíferos é canalizada para o atendimento de demandas econômicas de grupos específicos dentro de um Estado, gerando assim um situação em que os benefícios trazidos pela renda do petróleo são gozados de forma privada em detrimento do desenvolvimento social da nação produtora.

No estudo aqui apresentado, é testada de forma simplificada a validade da hipótese de menor crescimento econômico de países com abudância de petróleo, utilizando dados recentes.

2 – A tese da maldição dos recursos naturais (MRN)

Desde os anos 50, a abundância em recursos naturais tem sido vista como insuficiente,  até como um entrave, para promover o desenvolvimento econômico. Autores cepalinos como Prebish (1950) e Singer (1950) já discorreram sobre a armadilha em que os grandes produtores de produtos primários se encontram ao se especializarem na produção destes bens básicos deixando de lado as oportunidades e os ganhos de escala e escopo presentes no processo industrializante.

Matriz de geração de eletricidade no horizonte 2030: O papel das termelétricas a gás natural

Por Luciano Losekann

Em postagem anterior foram analisados os determinantes e as implicações do regime complementar de operação das termelétricas a gás natural no Brasil. Nessa postagem, será explorado  um cenário de longo prazo para o papel das termelétricas a gás natural no Brasil. Para tanto, serão apresentadas as projeções da matriz de geração e do despacho de centrais termelétricas no horizonte 2030 construídas a partir de modelos desenvolvidos pelo Grupo de Economia da Energia (GEE).

Para projetar a evolução da capacidade instalada, foi considerado o balanço entre carga de eletricidade e garantia física das usinas. Partindo de um cenário de crescimento do PIB de 4,5% a.a., a análise econométrica indica que a demanda de eletricidade teria um aumento médio de 4,8% a.a.. Para compor a expansão de capacidade de geração que atenderia com segurança essa evolução do consumo[1], assumimos que as centrais incluídas no Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2020 serão implementadas e utilizamos algumas hipóteses sobre as fontes de geração de eletricidade.

A hipótese central desse exercício é que a diretriz de política energética será a de privilegiar as fontes de geração renováveis e as usinas termelétricas servirão como ajuste para atender a necessidade de entrada de capacidade.

Novas diretrizes para o setor elétrico: o debate europeu e a situação brasileira

Por Luciano Losekann

Nos dias 19 a 23 de junho, foi realizada a 34ª Conferência Internacional da IAEE (Associação Internacional de Economia da Energia) em Estocolmo. Esse é o principal encontro mundial na área de Economia da Energia, com a fronteira dos debates acadêmicos presente em suas sessões.

Nessa edição, o tema principal, que foi tratado nas plenárias de abertura e de encerramento da conferência, foi o desafio de promover a redução de emissões de CO2 na geração de eletricidade na Europa. É importante notar a plena incorporação da agenda ambiental na política energética para o setor elétrico na Europa. As principais referências acadêmicas de análise do setor elétrico da Europa têm orientado pesquisa para esse tema.

A diretiva da União Européia para fontes renováveis tem a meta ousada de atingir 20% de participação na matriz energética em 2020 (o que é parte do pacote 20 20 20[1]). O método escolhido para atingir esse objetivo foi o cap and trade, através do sistema ETS (Sistema de Comercialização de Emissões). O método fixa permissões de emissões negociáveis para os Estados Membros e o preço do carbono se ajusta às condições de mercado.

Etanol: de promessa a problema

Por Luciano Losekann

Até recentemente, o governo brasileiro destacava o país como potência mundial exportadora de etanol. Nesse sentido, em 2007, o governo brasileiro divulgou um estudo que apontava a possibilidade do Brasil atender com etanol a 5% do consumo mundial de gasolina e que, com técnicas mais avançadas, essa participação poderia chegar a 10% em 2025[1], com uma produção de 205 bilhões de litros de etanol no país.

Passados quatro anos, a perspectiva é totalmente distinta. O cenário recente do etanol no Brasil é caracterizado por dificuldades de abastecimento do combustível, preços disparados e necessidade de importação do produto.

Automóveis flex fuel: entendendo a escolha de combustível

Por Luciano Losekann e Gustavo Rabello de Castro

Conforme postagem anterior, os modelos que permitem a escolha do combustível utilizado, gasolina ou etanol, dominam as vendas de automóveis no Brasil. Os automóveis flexíveis (flex fuel) já representam 46% da frota brasileira de veículos leves, participação que deve se elevar continuamente.

Assim, grande parte dos proprietários de automóveis pode escolher o combustível que utilizará no momento do abastecimento. Desta forma, a demanda de etanol e gasolina se torna muito mais volátil. Ainda que outros fatores influenciem a escolha do consumidor, como autonomia e impacto ambiental, o preço relativo dos combustíveis é o critério preponderante de escolha.

Como podemos observar na figura 1, a evolução do consumo brasileiro de etanol e gasolina C[1] nos últimos três anos foi bastante influenciada pelo preço relativo do etanol (preço do etanol/preço da gasolina). Nos momentos em que o preço relativo é baixo, aumenta o consumo de etanol e diminui o de gasolina. Ocorrendo o contrário quando o preço relativo sobe. O comportamento do mercado no início de 2010 torna claro esse movimento. O preço relativo aumentou fortemente, fazendo despencar as vendas de etanol e elevar as vendas de gasolina[2].

O novo governo e a agenda para o setor elétrico

Por Luciano Losekann

Ao iniciar o primeiro mandato do governo Lula, o setor elétrico estava em situação crítica sendo clara a necessidade de reformas. O país havia passado por um racionamento que foi um dos fatores que contribuiu para sua eleição. Um ano após a posse, o novo modelo setorial foi implementado.

O Estado passou a ter um papel mais ativo no planejamento setorial, através da criação de novas instituições (EPE e CMSE) e da realização de leilões públicos para a comercialização de eletricidade.

Hoje podemos considerar que o modelo está consolidado. Mais de uma dezena de leilões para aquisição de energia de novas centrais[1] foram realizados desde 2004, assegurando o equilíbrio entre oferta e demanda[2].

Desta forma, o mandato de Dilma irá se iniciar em um contexto bem menos turbulento. Ainda que uma nova reformulação institucional como a de 2003/2004 não seja necessária, desafios significativos deverão ser enfrentados no setor elétrico. Esse artigo busca elencar esses desafios.

A integração truncada das Indústrias de Gás Natural e Eletricidade no Brasil

Por Luciano Losekann

O movimento de convergência das indústrias de gás natural e de eletricidade caracterizou a indústria mundial de energia nos últimos 20 anos. Em países da OCDE, a utilização de gás natural para geração de eletricidade aumentou a uma taxa de 6% ao ano nesse período e sua participação na matriz de geração saltou de 9% para 23%. Atualmente, a participação do gás natural é superior a nuclear e apenas inferior a do carvão.

Alguns fatores explicam essa dinâmica: (i) a descoberta de reservas relevantes de gás natural e interconexão dos mercados mudaram a perspectiva, principalmente na Europa, do gás natural como produto com disponibilidade restrita e reservado para usos mais nobres; (ii) a difusão de turbinas em ciclo combinado tornou a geração de eletricidade a gás natural mais eficiente, aumentando sua competitividade frente a outras fontes; e (iii) a liberalização das indústrias reduziu as barreiras institucionais para entrantes.

Com certo atraso, o Brasil seguiu esse movimento, mas a difusão do gás natural em termelétricas experimentou vários percalços. A construção do gasoduto Brasil-Bolívia impulsionou o uso de gás natural no Brasil e a perspectiva no final dos anos 1990s era que as termelétricas iriam ancorar o desenvolvimento da indústria de gás natural no país.

Estimação da frota brasileira de automóveis flex e a nova dinâmica do consumo de etanol no Brasil a partir de 2003

Por Luciano Losekann e Thaís Vilela

1. Introdução

 

O Programa Nacional do Álcool (Pró-álcool) representa uma experiência única de substituição de derivados de petróleo no segmento de transportes (Hira e Oliveira, 2009 e Coelho et al., 2006). O programa, instituído em 1975 como parte de um conjunto de políticas, visava mitigar o impacto da primeira crise do petróleo. Na primeira fase do programa, o etanol era utilizado apenas como aditivo misturado à gasolina. A partir de 1979, porém, ano do segundo choque de preços do petróleo, foram introduzidos os automóveis a álcool que se difundiram rapidamente. Em 1986, os automóveis movidos a etanol já representavam 92% das vendas.

Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2019: trajetórias principais

Por Luciano Losekann

No início de maio, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) divulgou o Plano Decenal de Expansão de Energia no horizonte 2019 (PDE 2019). Esse documento descreve o planejamento do setor energético brasileiro, sendo possível identificar as principais trajetórias da oferta e demanda de energia e as diretrizes de política energética do país.

Como não poderia ser diferente, o principal destaque do PDE 2019 é o incremento da produção de petróleo e gás natural, decorrente do aproveitamento das reservas do pré-sal. Esse fator irá transformar o segmento de energia no Brasil. Também são destaques, (i) o forte crescimento do consumo de energia no país, (ii) a concentração da expansão do parque de geração em hidrelétricas e fontes alternativas; (iii) a redução de expectativas quanto à produção e exportação de etanol.

Frota brasileira de veículos leves: difusão dos flexíveis e do GNV

Por Luciano Losekann e Thaís Vilela

(Atualizado em 15 de Setembro de 2010)

A matriz energética brasileira se caracteriza pela relevante participação do álcool e do gás natural como combustíveis automotivos alternativos aos derivados de petróleo. O conhecimento da evolução e do perfil da frota de automóveis é um passo fundamental para estimar o consumo desses combustíveis e orientar políticas relacionadas à substituição de derivados de petróleo bem como a mitigação de emissão de CO₂.

No entanto, desde 1986, com a extinção da Taxa Rodoviária Única, as estimações da frota nacional circulante no Brasil, realizadas por diversas instituições, apresentam resultados bastante divergentes. O DENATRAN, Departamento Nacional de Trânsito, divulga os dados sobre frota por tipo de veículo e por unidade da federação a partir dos dados de cadastramento realizados nos Detran’s, Departamentos Estaduais de Trânsito.

Autores

Clarice Campelo de Melo Ferraz

Clarice Ferraz  é Doutora em Ciências Econômicas e Sociais pela Universidade de Genebra, Suíça; Professora da Escola de Química da UFRJ e Pesquisadora Associada do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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E-mail: clarice.cmferraz@gmail.com

 Diogo Lisbona Romeiro

Diogo Lisbona Romeiro é Economista e Doutorando do Instituto de Economia da UFRJ.

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Currículo Lattes

E-Mail: diogo_lisbona@hotmail.com

Edmar Luiz Fagundes de Almeida

Edmar de Almeida é Doutor em Economia Aplicada pelo Instituto de Economia e Política de Energia/Universidade de Grenoble, França; Professor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro e Pesquisador do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ. Desde julho de 2019, o professor encontra-se licenciado de suas atividades na UFRJ para tratar de interesses particulares, de acordo com o parágrafo 91 da Lei 8.112

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Currículo Lattes

E-mail: edmar@ie.ufrj.br

Helder Queiroz Pinto Jr.

Helder Queiroz é Doutor em Economia Aplicada pelo Instituto de Economia e Política de Energia/Universidade de Grenoble, França; Professor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro e Pesquisador do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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E-mail: helder@ie.ufrj.br

Jacqueline Gisele Batista Silva

Jacqueline Batista Silva é Mestre em Economia pelo Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro e Pesquisadora do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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E-Mail: jacqueline.batista@ie.ufrj.br

José Vitor Bomtempo Martins

José Vitor Bomtempo é Doutor pela Ecole Nationale Supérieure des Mines de Paris, França; Professor e pesquisador da Pós-graduação da Escola de Química da Universidade Federal do Rio de Janeiro e Pesquisador Associado do  Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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E-Mail: vitor@eq.ufrj.br

Luciano Dias Losekann

Luciano Losekann é Doutor em Economia pelo Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro; Professor da Faculdade de Economia da Universidade Federal Fluminense e Pesquisador Associado do  Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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Currículo Lattes

E-Mail: losekann@ie.ufrj.br

Marcelo Colomer Ferraro

Marcelo Colomer é Doutor em Economia pelo Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro; Professor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro e  Pesquisador do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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E-Mail: marcelo.colomer@gmail.com

Michelle Carvalho Metanias Hallack

Michelle Hallack é Doutora em Economia pela Universidade de Paris XI, França; Professora da Faculdade de Economia da Universidade Federal Fluminense e Pesquisadora Associada do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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Currículo Lattes

E-Mail: michellehallack@gmail.com

Miguel Vazquez Martinez

Miguel Vazquez é Ph.D em Engenharia Industrial pela Universidad Pontificia Comillas, Espanha; Professor da Faculdade de Economia da Universidade Federal Fluminense e Pesquisador Associado do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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Currículo Lattes

E-Mail: makselrad@gmail.com

Niágara Rodrigues

Niágara Rodrigues é Doutora em Economia pela Faculdade de Economia da Universidade Federal Fluminense.

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E-Mail: niagararodrigues@gmail.com

Renato Pinto de Queiroz

Renato Queiroz é Mestre em  Planejamento Energético pela COPPE/UFRJ e Pesquisador Associado do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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E-Mail: renato.queiroz@ie.ufrj.br

Roberto Pereira d´Araujo

Roberto Pereira d´Araujo é Mestre em  engenharia de sistemas e controles pela PUC/RJ e Diretor do Ilumina – Instituto de Desenvolvimento Estratégico do Setor Elétrico

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Ronaldo Goulart Bicalho

Ronaldo Bicalho é Doutor pelo Instituto de Economia da UFRJ; Pesquisador do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da UFRJ.

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E-Mail: bicalho@ie.ufrj.br

William A. Clavijo Vitto

William A. Clavijo Vitto é Cientista Político e Doutorando do instituto de Economia da UFRJ.

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 Yanna Clara Prade

Yanna Clara Prade é Economista e Doutoranda do instituto de Economia da UFRJ.

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