PROYECTO CONO SUR SUSTENTABLE

PROGRAMA ARGENTINA SUSTENTABLE

PROJETO BRASIL SUSTENTÁVEL E DEMOCRÁTICO

PROGRAMA CHILE SUSTENTABLE

PROGRAMA PARAGUAY SUSTENTABLE

PROGRAMA URUGUAY SUSTENTABLE

Apoyo: Fundación Heinrich Böll

PROPUESTAS DE POLITICAS ENERGETICAS SUSTENTABLES

PARA EL CONO SUR

ARGENTINA – BRASIL – CHILE – PARAGUAY - URUGUAY

Cordinación: Célio Bermann

1er. BORADOR - VERSIÓN FINAL

Julio - 2002

Grupo de Trabajo:

Argentina: Pablo BertinatRoque PedaceElba Stancich

Brasil: Célio BermannMarcos Vinicius M. da Silva

Chile: Miguel MarquezPedro Maldonado

Paraguay: Ricardo CaneseElias Diaz Peña

Uruguay: Gonzallo ZorillaAnibal Medina

Carlos Anido

Organizaciones:

Argentina: Taller Ecologista Amigos de la Tierra

Universidad de Buenos Aires

Brasil: FASEIEE/Universidad de São Paulo

Chile: RENACE - Red Nacional de Acción EcologicaPRIEN/Universidad de Chile

Paraguay: SOBREVIVENCIAAmigos de la Tierra

Uruguay: REDES – Red de Ecologia SocialAmigos de la Tierra

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Índice General

Presentación

PARTE 1: DIAGNÓSTICO ENERGETICO EN EL CONO SUR

1. Reservas y Producción

1.1 Combustibles fósiles

a. Petróleo

b. Gás Natural

c. Carvão Mineral

1.2 Nuclear

1.3 Hidroelectricidad

1.4 Biomasa

1.5 Energia Solar

1.6 Energia Eólica

2. Oferta e Consumo de Energia em el Cono Sur – Síntesis

2.1 Argentina

2.2 Brasil

2.3 Chile

2.4 Paraguay

2.5 Uruguay

3. Consumo energético em el Cono Sur por Setor

3.1 Setor Industrial

3.2 Setor de Transportes

3.3 Setor Residencial

3.4 Setor Agropecuário

3.5 Setor de Comércio e Público

4. Actores – Integración Energética Actual en el Cono Sur

4.1 Argentina

3

4.2 Brasil

4.3 Paraguay

4.4 Uruguay

PARTE 2: PILARES PARA LA SUSTENTABILIDAD ENERGÉTICA EN EL CONO SUR

1. Dependencia y vulnerabilidad

a. Argentina

b. Brasil

c. Chile

d. Paraguay

e. Uruguay

2. Seguridad energética y calidad

a. Argentina

b. Brasil

c. Paraguay

3. Equidad

3.1 Indices de eletrificação

a. Argentina

b. Brasil

c. Chile

d. Paraguay

e. Uruguay

3.2 Carencias energéticas

a. Argentina

b. Brasil

c. Chile

d. Paraguay

e. Uruguay

4

3.3 Gastos energéticos

a. Argentina

b. Brasil

c. Chile

d. Paraguay

e. Uruguay

4. Energia y Medio Ambiente

a. Argentina

b. Brasil

c. Chile

d. Paraguay

e. Uruguay

5. Energia y Democracia

a. Argentina

b. Brasil

c. Chile

d. Paraguay

e. Uruguay

6. Potencial de sustentabilidad

a. Argentina

b. Brasil

c. Chile

d. Paraguay

PARTE 3: LA SUSTENTABILIDAD ENERGÉTICA EN EL CONO SUR

1. Definición de escenários de sustentabilidad

2. Propuestas de políticas y mecanismos

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PARTE 1: DIAGNÓSTICO ENERGETICO EN EL CONO SUR

1. Reservas y Producción

1.1 Combustibles fósiles

a. Petróleo

As reservas de petróleo provadas na Argentina foram estimadas em 47,43 milhões de m3

em 2000, concentrando-se principalmente, nas regiões de Neuquén e no Golfo de San Jorge

cujas reservas correspondem a cerca de 80% do total das reservas de petróleo provadas.

A produção de petróleo atingiu 50,28 milhões de m3 em 1998 (BP AMOCO, 2000). A

razão reserva e produção (R/P) apontava para uma sobrevida de aproximadamente 8,7 anos

para essas reservas. Em 1989, a R/P apontava para uma sobrevida de 12,7 anos.

Embora novas reservas provadas de petróleo tenham sido acrescentadas, o crescimento da

produção foi maior do que o acréscimo dessas reservas, o que explica a redução na

sobrevida observada nesses últimos anos. Ainda, o fato do país ter direcionado grande parte

da produção de petróleo para a exportação a partir de 1995, também explica essa queda na

sobrevida das reservas argentinas. Em 1999, as exportações de petróleo somaram cerca de

16,1 milhões de m3, ou seja, 33,7% da produção total do país.

As reservas de petróleo provadas no Brasil foram estimadas em 8.153,31 milhões de barris

em 1999. Considerando a produção doméstica média de 1.132 mil barris/dia, essas reservas

apresentavam uma razão entre reserva e produção (R/P) de 14 anos, enquanto que as

reservas totais assegurariam o petróleo para mais 23,4 anos.

Em 2000, as reservas de petróleo provadas no Chile eram de 30 milhões de barris. Nesse

mesmo ano, a produção ficou em 5,6 mil barris/dia, correspondendo a 4,6% da oferta total

de petróleo no país. A razão entre reservas provadas e produção (R/P) ficou em 14,6 anos.

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Por sua vez, o Paraguay e o Uruguay não possuem reservas de petróleo e dependem

totalmente da importação.

b. Gás Natural

As reservas de gás natural da Argentina são as maiores entre os países que formam o Cone

Sul. Em 1998, as reservas provadas foram estimadas em 686,59 bilhões de m3. Na região de

Neuquén concentram-se 52% dessas reservas, porém as regiões Noroeste e Austral também

merecem destaque, uma vez que concentram 45,4% de todas as reservas provadas do país.

A produção de gás natural ficou 29,6 bilhões de m3 em 1998 (BP AMOCO, 2000),

definindo uma R/P de 23,2 anos para essas reservas para esse ano. Em 1989, a R/P era de

40,5 anos. Essa redução na R/P evidencia um aumento significativo na produção,

caracterizando o interesse pelo gás natural, tanto como substituto dos derivados de petróleo

como uma fonte energética para a exportação.

A Argentina exportou cerca de 2,7 bilhões de m3 de gás natural em 1999, ou seja, 8,1% da

produção total dessa fonte energética observada nesse mesmo ano, percentual bastante

inferior em relação à exportação de petróleo.

As reservas provadas de gás natural no Brasil foram estimadas em 231,54 bilhões de m3 em

1999, das quais 73,2% correspondiam a reservas de gás associado e 26,8% a reservas de

gás não-associado (GASPETRO, 2000). Aproximadamente 86% dessas reservas

localizavam-se em quatro estados: Rio de Janeiro (104,66 bilhões de m3), Amazonas (44,89

bilhões de m3), Bahia (26,11 bilhões de m3) e Rio Grande do Norte (23,69 bilhões de m3).

A produção diária atingiu 32,6 milhões de m3 em 1999, enquanto que em 1997, a produção

era de 29,7 milhões de m3. A razão entre reservas provadas e produção (R/P) apontava para

uma sobrevida de 19,4 anos para as reservas provadas em 1999, enquanto que as reservas

totais assegurariam a disponibilidade de gás natural por não mais de 34 anos.

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Em 2000, as reservas provadas de gás natural do Chile atingiram 45 bilhões de m3, com

uma produção de 4,78 bilhões de m3, determinando uma relação R/P de 9,4 anos.

Da mesma forma que para o petróleo, o Paraguay e o Uruguay não possuem reservas de

gás natural e dependem totalmente da importação.

c. Carvão Mineral

As reservas provadas de carvão na Argentina são pouco expressivas. Em 2000, elas

estavam estimadas em 424 milhões de toneladas, enquanto que a produção interna de

carvão foi de aproximadamente 297 mil toneladas.

Las reservas se ubican en el sudoeste de la provincia de Santacruz en el yacimiento de Rio

Turbio. Si bien las mismas darian un horizonte de explotacion de varias decenas de años

teniendo en cuenta el actual consumo , es poco probable que esta relacion reserva consumo

se mantenga por cuanto la tendencia neta es a sustituir el carbon por gas natural. Por otro

lado, la calidad del lignito del Rio Turbio es tal que requiere la importación de cantidades

sustanciales de carbones de mayor poder calorífico y menor tenor de cenizas.

Diferentemente do que ocorre com o petróleo e o gás natural, a Argentina importou cerca

de 1 milhão de toneladas de carvão em 1999, volume correspondente a 76,4% da oferta

total interna. Essa percentual elevado na importação de carvão está provavelmente

relacionado tanto ao volume das reservas como a qualidade do carvão argentino, com

grande teor de enxôfre e de cinzas.

Em 1999, as reservas medidas, indicadas e inferidas de carvão no Brasil estavam estimadas

em 32.370 milhões de toneladas, sendo 27.221 milhões de toneladas referentes ao carvão

energético (ou carvão vapor, utilizado em usinas termoelétricas) e 5.149 milhões de

toneladas referentes ao carvão metalúrgico, utilizado no setor siderúrgico como redutor na

fabricação do aço.

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Em 2000, as reservas provadas de carvão no Chile foram estimadas em 166 milhões de

toneladas, com uma produção de 365,7 mil toneladas definindo uma relação R/P de 454

anos. Por sua vez, o Paraguay e o Uruguay não possuem reservas de carvão mineral e

dependem totalmente da importação, a exemplo do que ocorre com o petróleo e o gás

natural.

1.2 Nuclear

En Argentina, las reservas cubicadas de uranio son de 12.000 toneladas, que alcanzarían

para abastecer mas de 80 años del consumo en los niveles actuales, de alrededor de 120

toneladas/año. Sin embargo, en los 90 se ha suspendido la actividad minera y el unico

yacimiento atractivo es el de Cerro Solo en Chubut, en el centro de la Patagonia, en proceso

de licitación. Hay actividades residuales en Malargue, provincia de Mendoza, y

yacimientos no explotables de manera rentable en Cordoba, Salta y La Rioja (centro y NO

del pais). De mantenerse los precios actuales del mercado mundial es poco probable que se

vuelva a producir localmente.

La cifra de 120 toneladas/año atienden a las necesidades de las dos centrales

termonucleares en operación – Atucha I y Embalse – com una capacidad instalada de 1.018

MW. Una tercera planta – Atucha II – sigue sin plazo para finalizar su construción.

No Brasil, as reservas de urânio alcançam 309.370 toneladas. As atividades de exploração

se situam em Poços de Caldas (Minas Gerais), e mais recentemente em Lagoa Real (Bahia).

Ainda, existem projetos para viabilizar o aproveitamento das jazidas de urânio localizadas

em Itataia (Ceará).

Atualmente, encontram-se em operação duas usinas nucleares. A primeira usina - Angra I,

com 626 MW de potência instalada, reator PWR da empresa norteamericana Westinghouse,

entrou em operação em 1985 e a usina Angra II, com 1.229 MW de potência nominal

instalada, utilizando reator PWR da empresa alemã KWU, entrou em fase de testes de

operação em julho/2000 e em operação em janeiro/2001.

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Já a usina Angra III, também com 1.229 MW de potência instalada, ainda não tem

cronograma de obras definido, embora conste dos Planos energéticos do governo.

1.3 Hidroelectricidad

O potencial hidrelétrico total da Argentina está estimado em 19,4 GW. Deste total, 14,8

GW correspondem a projetos já inventariados e em diferentes estágios, dos quais 4 GW

correspondem a projetos hidrelétricos já finalizados ou em andamento.

Em 1999, as usinas hidrelétricas na Argentina geraram 31,2 TWh (INFOENER, 2001), ou

seja, cerca de 40% de toda a energia elétrica gerada no país.

No Brasil, o potencial hidroelétrico atualmente em operação (cerca de 56,5 mil MW)

representa “apenas” 22% do potencial hidroelétrico total, estimado em 260,3 mil MW.

Praticamente 2/3 (63,6%) deste potencial encontra-se localizado na Região Amazônica,

principalmente nos rios Tocantins, Araguaia, Xingu e Tapajós. Já o potencial hidroelétrico

a aproveitar localizado nas bacias dos rios Paraná e Uruguai, representando cerca de 20%

do total.

Ainda, um importante potencial pode ser identificado através das PCHs – Pequenas

Centrais Hidrelétricas. Considerando as usinas hidrelétricas com até 30 MW de potência a

ser instalada e reservatórios não superiores a 3 km2, estima-se um potencial de 9.800 MW

(SIPOT/ELETROBRÁS, janeiro/2000). Este potencial considera os projetos de 942 usinas

nos estágios de Inventário/Viabilidade/Projeto Básico, não incluindo o potencial

remanescente. Se forem consideradas as usinas com potência de 30 a 50 MW a ser

instalada, o potencial estimado pode acrescentar mais 4.700 MW, envolvendo outros 120

projetos de usinas. Atualmente existem 752 plantas de até 100 kW, com uma potência total

de 26.644 kW; 666 plantas entre 100 e 1000 kW, com um total de 265.950 kW; e 442

plantas de 1000 a 10000 kW, que somam 1.647.314 kW instalados.

O potencial hidráulico no Chile está estimado em 26.046 MW. Em 2000, a capacidade

hidrelétrica total instalada no país era de 4.128 MW. Entre as principais hidrelétricas em

operação no Chile, destacam-se as centrais de Pangue, Ralco e Renca. Em 1996, a energia

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total produzida correspondeu a 1,44 Mtep, correspondendo a 7,6% da oferta total de fontes

primárias no país e 30% da geração total de eletricidade no Chile.

El principal potencial hidroeléctrico del Paraguay es el caudaloso río Paraná, limítrofe con el

Brasil y la Argentina, que ya está parcialmente aprovechado en Itaipú (12.600 MW; 80.000

GWh/año, el 50% de lo cual le pertenece al Paraguay; estando en proceso de instalación 1.400

MW más, que podrían dar 3.500 GWh/año más, en promedio); y Yacyretá (1.800 MW y

12.000 GWh/año, hasta ahora, a la cota 76 metros sobre el nivel del mar, ampliable a 3.000

MW y 20.000 GWh/año, en caso el embalse se eleve a la cota 83 metros). Está en proceso de

licitación, en el mismo aprovechamiento de Yacyretá, la presa del Añacuá (250 MW, 1.500

GWh/año).

En el caso del río Paraná, resta aún por aprovechar Corpus (4.000 MW, 20.000 GWh/año); e

Itatí/Itacorá (1.500 MW; 6.000 GWh), de menor factibilidad. Todos estos aprovechamientos

son binacionales, sobre los cuales el Paraguay podría tener derecho a un 50%.

Los recursos hidroeléctricos de la región oriental del Paraguay no están totalmente

inventariados, pero se estima que podrían generar unos 1.000 MW y unos 5.000 GWh/año,

aproximadamente.

Los cursos de agua de la región Occidental o Chaco son prácticamente imposibles de

aprovechar hidroeléctricamente, pues se trata de ríos de llanura. El Chaco es un terreno plano,

con un escasísimo desnivel. Lo mismo puede decirse del río Paraguay, también un río de

llanura aunque con mucho mayor pendiente que los del Chaco, por lo que algunos técnicos

han pensado en construir centrales hidroeléctricas, lo que sería un despropósito.

Casi el 70% de los recursos hidroeléctricos aprovechables del Paraguay ya están en operación

y un 8% está en proceso de instalación o licitación. Restan sin aprovechar poco más del 20%

de lo cual, a su vez, el más importante de ellos (Corpus) está en una fase de definiciones

estudio de impacto ambiental, a partir de la crisis energética brasileña, que creó las

condiciones de mercado para ello.

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O potencial hidráulico do Uruguai está estimado em 1.815 MW. Parte deste potencial é

aproveitado pelas usinas hidrelétricas de Constitución, Gabriel Terra e Baigorra, todas

localizadas no Rio Negro e gerenciadas pala Administración Nacional de Usinas y

Transmisiones Elétrica (UTE), bem como por várias microcentrais com potência variando

de 1 MW a 2 MW. No total, a capacidade hidráulica instalada no Uruguai é de 649 MW.

A participação da energia hidráulica na matriz de fontes primárias foi de 22,6% em 1980,

de 36,2% em 1990 e de 22,3% em 1996. A elevada participação da fonte hídrica, observada

em 1990, é decorrente de uma significativa redução da participação do petróleo e de uma

oferta maior da energia hidráulica, reflexos da crise do petróleo dos anos 70 e 80.

1.4 Biomasa

Na Argentina este recursos energético está disponível em todo o território nacional, na

forma de resíduos provenientes de várias indústrias, em particular, a florestal, cerealista e

açucareira.

Em 1999, a produção total de lenha atingiu 1.952 mil toneladas, 644 mil tep,

correspondendo a menos de 1% da produção total de energia na Argentina. Já a produção

de bagaço alcançou cerca de 832 mil tep em 1999, correspondendo a 1% de toda a energia

produzida na Argentina nesse mesmo ano.

No Brasil estima-se que uma área de 100 milhões de hectares está disponível para o cultivo

voltado para o aproveitamento energético, sendo que a utilização de metade dessa área

poderia gerar US$ 12 bilhões anualmente para os produtores rurais.

Com uma produção de 312 milhões de toneladas na safra 98-99, o Brasil apresenta enormes

condições para desenvolver a cogeração de eletricidade a partir do aproveitamento da

queima do bagaço. Atualmente, 20 a 30 kWh por tonelada de cana são produzidos nas

próprias destilarias, tornando-as autosuficientes.

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A cogeração à partir do bagaço de cana é a fonte com maiores possibilidades de utilização a

curto prazo, de forma a aumentar a participação das fontes renováveis de energia. Estima-se

uma potência atualmente instalada na região Sudeste de 750 MW, concentrada no estado de

São Paulo com 131 usinas, e uma capacidade instalada excedente de 150 MW. Por sua vez,

na região Nordeste, a potência instalada é de 358 MW, localizada principalmente nos

estados de Pernambuco e Alagoas.

A partir do desenvolvimento tecnológico, possibilitando o aumento de eficiência no

processo (potencial de geração podendo alcançar 60 a 100 kWh/tc com turbinas de

condensação), estima-se que 3.000 MW poderiam ser obtidos no país a partir do bagaço de

cana de açúcar, utilizando turbinas a vapor a 21,1 MPa (mega pascal).

Outro setor onde a cogeração apresenta um grande potencial é a indústria de papel e

celulose, através do aproveitamento de resíduos em sistemas combinados de produção de

energia elétrica e calor de processo. Para o Brasil, estima-se um potencial de 650 MW

utilizando-se apenas o resíduo dessa indústria como combustível.

O país também conta com condições privilegiadas para o cultivo de biomassa, a partir da

utilização de cana de açúcar ou outras variedades de plantas para a produção de energia,

que pode ser na forma do já conhecido álcool, ou do ainda pouco falado biodiesel extraído

de vegetais como a soja ou o dendê. Se apenas 10% da área degradada da Amazônia (70

milhões de hectares) fosse reflorestada com dendê (“oil palm”), o Brasil se tornaria o maior

produtor de biodiesel do mundo.

O Chile apresenta uma reserva florestal da ordem de 6 milhões de hectares. Deste total, 2

milhões são de florestas plantadas e cerca de 4 milhões de florestas nativas. Estima-se que

essa cobertura florestal poderia fornecer 25 milhões de toneladas de lenha ou 8,25 Mtep

(poder calorífico de 3.330 kcal/kg ) de energia por ano.

Essa quantidade de energia é duas vezes superior ao consumo de lenha e de seus derivados

observados em 1996, porém, considerando um cenário de crescimento elevado para o

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consumo de lenha até o ano 2020, onde esse consumo seria de 10,91 Mtep, as reservas

florestais chilenas seriam insuficientes para atender a este consumo.

A produção de biogás é outra forma de aproveitamento da biomassa que merece

consideração na matriz energética chilena. Em 1993, as três plantas existentes no país

produziram 48 milhões de m3 de biogás ou cerca de 24 ktep, possibilitando a geração de

2,61 ktep. Em 1996, estima-se que foram produzidos cerca de 78 milhões de m3 de biogás

ou 38 ktep, quantidade de energia que correspondeu a 0,2% da oferta total de fontes

primárias no país.

La superficie boscosa del Paraguay está en un dramático retroceso. En la actualidad, menos

del 10% de la más poblada Región Oriental posee algún tipo de superficie boscosa, de lo cual

algo más de la mitad es bosque virgen, en gran medida de reservas nacionales protegidas; gran

parte es bosque residual degradado en explotaciones privadas grandes o pequeñas;

Existen plantaciones de árboles de especies exóticas (no muy frecuentes ni muy extensas,

aunque en aumento), como las que tienen la Shell y Paraguay River Mill, entre otras.

Admitiendo la existencia de unos 20.000 km2 (2,0 millones de ha) de superficie boscosa en la

región oriental, y unas 150 tn de biomasa forestal por ha, en estos bosques existirían unas

300,0 millones de tn de biomasa forestal de reserva. Adoptando el factor de conversión 1 tn =

0,25 tep, existirían 75,0 millones de tep de biomasa forestal en la región oriental paraguaya.

En el Chaco (el 60% del territorio paraguayo), existe bosque en ciertas zonas, sin bien en

proceso de rápida deforestación, a fin de transformar la tierra en pasturas para ganado y, en

mucho menor escala, para ampliar la frontera agrícola (zona de colonias mennonitas, y desde

la década de 1990, en el Alto Paraguay, en la frontera con el Brasil, donde principalmente

ganaderos desde Mato Grosso do Sul están comprando grandes extensiones de tierra a lo largo

del Río Paraguay para la implantación de pasturas en lugar de los bosques y palmares). En

gran parte del Chaco existen palmares y en otras, como la Nor-Oeste, se trata de un clima semi

árido, con vegetación xerofítica. Si bien no existen estimaciones tan ciertas como en el caso de

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la región oriental, cabe estimar que aproximadamente un 25% (unos 60.000 km2) del Chaco

estarían conformados por bosques. Admitiendo unas 100 tn de biomasa forestal por ha, se

tendría una reserva de 600,0 tn de biomasa forestal, o bien, 150,0 millones de tep, el doble de

la Región Oriental.

Consiguientemente, las reservas de biomasa forestal del Paraguay estarían en torno a 225,0

millones de tep, incluyendo todo tipo de maderas (no sólo las utilizadas para producir leña

o carbón) y, en relación a la producción actual, su vida útil sería de 90 años, si no se

consideran otros usos, como la extracción de madera para muebles y construcciones.

Teniendo en cuenta estos usos y, además, el hecho que muchas veces se quema la leña a fin

de simplemente ampliar la frontera agrícola o las pasturas para ganado, la vida útil de los

bosques en el Paraguay es muchísimo más limitada (apenas 10 a 15 años en la Región

Oriental y un poco más para el Chaco).

Con respecto a la biomasa de residuos vegetales, la mayor parte del bagazo de caña, de la

cascarilla y el carozo de coco se aprovechan energéticamente (600 mil tep/año). Éstos no son,

sin embargo, los únicos residuos vegetales generados por la actividad agrícola o

agroindustrial. Es difícil de estimar cuál es el potencial total de residuos vegetales

(aprovechados o no), muchos de ellos de difícil (o muy costoso) aprovechamiento.

Existen importantes cantidades de residuos vegetales que no se utilizan y que, por el contrario,

generan un serio problema ambiental y de emisión de gases de efecto invernadero (GEI).

Algunos de los principales, que no se aprovechan, son (i) los rastrojos del cultivo del algodón

(300.000 ha/año y, quizás, en torno a 1,0 tn/ha) que, por ley, deben ser quemados en el campo

para evitar la propagación de la plaga del picudo, (ii) el aserrín de aserraderos y carpinterías,

que muchas veces es quemado o tirado, sin un aprovechamiento energético y (iii) otros

residuos agroindustriales menos significativos, como la cascarilla de arroz y los residuos

resultantes del desmote de algodón (en las desmotadoras), que no son aprovechados

energéticamente. Si bien no existen cálculos precisos, es probable que estos residuos vegetales

no aprovechados estén en torno a un tercio (1/3) de los residuos vegetales que sí son

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aprovechados. No se incluyen otros residuos vegetales que son aprovechados en el propio

suelo, como abono natural, o para forraje de animales.

En muchos países se utilizan los residuos animales, principalmente excrementos, para producir

energía (biogas). En el Paraguay prácticamente no existen biodigestores que produzcan el

denominado biogas. Sin embargo, la cantidad de ganado mayor y menor del Paraguay es

considerable y el potencial de los residuos que producen estos animales sería también

considerable.

Aún cuando el ganado mayor está disperso en "estancias" de explotación extensiva y es muy

difícil el aprovechamiento de sus residuos, en el caso de la producción de aves, existen granjas

avícolas donde las aves están concentradas y donde sería factible un aprovechamiento

energético de los residuos que se producen. De momento, no existe un estudio que determine

el potencial energético de estos residuos.

A biomassa, principalmente a lenha e os resíduos vegetais, tem recebido muita atenção no

Uruguai por apresentar um potencial expressivo, que futuramente poderá contribuir para a

redução da dependência de fontes convencionais, derivados de petróleo e gás natural,

principalmente na geração de eletricidade.

Este país apresenta uma reserva florestal de eucalipto de 500.000 hectares. De acordo com

Honty (2000), essa reserva poderia fornecer 2 Mtep de energia anualmente, ou seja, 78,7%

da energia total consumida em 1998, sem colocar em risco esse potencial.

Embora seja observada uma queda na oferta total de biomassa nos anos de 1990 e 1996,

respectivamente, de 558 ktep para 537 ktep, a oferta de biomassa na matriz energética

uruguaia cresceu 0,7% entre 1980 e 1996.

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1.5 Energia Solar

A radiação solar global na Argentina varia em média de 2,3 kWh/m2/dia, na Terra do

Fogo, a 5 kWh/m2/dia, nas regiões de Salta e Jujuy. Na região central do país, a radiação

solar média é de aproximadamente 1600 kWh/m2/dia.

O aproveitamento dessa fonte de energia no país ainda é muito incipiente. Pelas estimativas

do Greenpeace, a capacidade total instalada em sistemas fotovoltaicos é da ordem de 2

MWp, que é utilizada para fornecer energia elétrica para áreas isoladas, principalmente

serviços de telecomunicações, sinalização, bombeamento de água e iluminação residencial.

No Brasil, a insolação média anual na região Nordeste do país é de 5.0 kWh/m2. Lugares

privilegiados como o Vale do Rio São Francisco contam com condições excepcionais para

a implantação de sistemas de eletrificação fotovoltaicos.

A energia solar é outra fonte de energia abundante no Brasil, porém não faz sentido

trabalhar com os números de seu potencial que é praticamente infinito. Se cobríssemos a

área do reservatório da usina de Itaipú (1.350 km2) com painéis solares fotovoltaicos, eles

gerariam toda a energia elétrica consumida no país (330 bilhões de kWh). Porém, esse

empreendimento consumiria cem vezes a quantidade de painéis solares construídos no

mundo por ano. Atualmente, estima-se no Brasil uma capacidade instalada de painéis

fotovoltaicos da ordem de 6 MWp (milhões watt-pico). No que se refere ao aproveitamento

térmico da energia solar, o país conta com 1.500.000 m2 de área coletora de aquecedores

solares. Esse mercado cresce na ordem de 100.000 m2/ano em coletores solares.

Em 1993, estimava-se no Chile que a energia total gerada por sistemas solares foi de 4585

MWh. Deste total, os sistemas térmicos contribuíram com 93,6%, os sistemas fotovoltaicos

com 3,3% e sistemas solares para a cocção, destilação e secagem com 3,1%.

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A potência fotovoltaica instalada era de 94 kWp. Já a área utilizada para o aproveitamento

solar térmico: aquecimento de água, cocção, destilação e secagem era de 9.222 m2, dos

quais 8.550 m2 (92,7%) eram utilizados para o aquecimento de água.

Según estudios del Banco Mundial, la energía solar incidente en la superficie de Paraguay

fluctúa entre unas 5 Mcal/m2, en el extremo del noroeste del Chaco, hasta 4 Mcal, al sureste de

la región oriental paraguaya. Particularmente el noroeste del Chaco es una zona

particularmente propicia para aprovechar la energía solar, pues es un área seárida, con un alto

porcentaje de días con sol por año.

O Uruguai carece de informações mais detalhadas sobre as características do potencial

solar disponível. Contudo, segundo informações da Diréccion General de Meteorologia, o

país tem uma média de insolação que varia de 2000 a 2800 horas por ano. Por outro lado,

estima-se que cada m2 no país é capaz de gerar 200 kWh de eletricidade por ano, através de

painéis fotovoltaicos. Considerando a área territorial do Uruguai e estes valores, o potencial

solar teórico para a geração de eletricidade a partir de painéis fotovoltaicos estaria entre 126

a 176 GW.

No que se refere ao aproveitamento de energia solar para aquecimento de água, um

consumo em torno de 2,6 mil tep é estimado, correspondendo a 0,1% de toda a energia

consumida no país em 1996.

1.6 Energia Eólica

Na Argentina, a região com melhor potencial para o aproveitamento da energia eólica é a

Patagônia, onde a velocidade média dos ventos varia de 6 m/s a 8 m/s, chegando em alguns

locais a 9 m/s. Na Costa Atlântica, podem ser observadas velocidades médias dos ventos de

5 m/s. A região Pampena é a que apresenta velocidades médias dos ventos menores,

geralmente variando de 2,5 m/s a 4 m/s.

18

Segundo E. Spinadel e F. Gamallo, a potencia instalada de moinhos, utilizados para

bombeamento de água e, em alguns casos, para carregar baterias automotivas, não

ultrapassa 30 MW, aproximadamente 0,2%do parque gerador nacional.

Em 1999, a potência instalada de aerogeradores era de 13 MW, proporcionando a geração

de 34,78 GWh. Em junho de 2001, a potência instalada passou para 14,2 MW, devido ao

acréscimo de 1,2 MW, ocorrido nesse mesmo ano.

O potencial eólico no Brasil é estimado em cerca de 143 GW (143 milhões de MW), dos

quais apenas cerca de 20,3 MW encontravam-se instalados em 1999. O maior potencial está

localizado nas regiões Norte e Nordeste. Comparada a outras alternativas de geração nessas

duas regiões, a eólica oferece condições econômicas competitivas. Seu custo de geração

está na faixa de 38 a 84 US$/MWh.

Além da primeira turbina eólica localizada na ilha de Fernando de Noronha (75 kW) que

proporciona uma economia anual de 70.000 litros de óleo diesel, e da primeira central

eólica localizada no Morro do Carmelinho em Diamantina (MG), com uma capacidade

nominal de 1 MW (4 turbinas de 250 kW cada, inseridas na rede elétrica existente na

região), atualmente alguns projetos de novas fazendas eólicas (wind farms) estão sendo

desenvolvidos: no Ceará (duas centrais de 30 MW cada); em Alagoas (550 kW); na Bahia

(1,2 MW); no Paraná (300 kW); e no Pará (40 kW em sistema híbrido com painel

fotovoltaico de 10,2 kW).

No Ceará, já se encontram em operação duas centrais eólicas: a usina da Taíba, no

município de São Gonçalo do Amarante, com 10 aerogeradores e capacidade total de 5

MW; e a usina da Prainha, no município de Aquiráz, com 20 aerogeradores de 500 kW

cada, totalizando uma potência instalada de 10 MW.

Embora não dispondo de dados sobre o potencial eólico no Chile, observa-se que a

potência eólica instalada era de 79 kW em 1993. Deste total, a potência utilizada para o

19

bombeamento de água correspondeu a 51,5 kW (65,2%) e para a geração de energia elétrica

a 27,5 kW (34,8%). A geração de energia, nesse ano, foi estimada em 49 MWh, dos quais

38 MWh corresponderam a energia elétrica gerada por aerogeradores.

El Paraguay es un país con escasa velocidad del viento. En promedio, en la mayor parte de la

región oriental (centro y norte) y el bajo Chaco, la velocidad del viento no supera los 8

km/hora. En el sur de la región oriental, así como en el centro, existen velocidades promedio

algo mayores a 10 km/hora, lo mismo que al noreste de la región (Dto. de Amambay).

Es en el nor-oeste del Chaco donde existen vientos más fuertes y constantes, que llegan a un

promedio de 16 km/hora y más, por lo que en dicha zona es donde se debería analizar la

posibilidad de su aprovechamiento.

Estudos preliminares mostram que o potencial eólico do Uruguai concentra-se,

predominantemente, ao sul do país, nas regiões costeiras e serranas. Nas serras de Animas e

Caracoles este potencial é estimado em 600 MW, com destaque para esta última serra, onde

as condições de vento podem proporcionar um fator de capacidade entre 50% a 60%,

portanto, acima da média mundial que oscila entre 30% a 40%. Ressalta-se que a estimativa

do potencial da Serra Caracoles (300 MW) foi realizada com aerogeradores de 1 MW.

Nas serras de Carapé e Canãs, bem como as regiões costeiras, também apresentam

potencial para o aproveitamento da energia eólica, porém este é inferior ao apresentado

pelas serras deAnimas e Caracoles.

No Uruguai, estima-se que existam cerca de 25.000 moinhos espalhados pelo país, que são

utilizados para o bombeamento de água, e que fornecem algo em torno de 3,4 mil tep, ou

seja, apenas 0,1% da energia consumida no país em 1996.

Finalmente, é importante ressaltar na Argentina que as reservas de energia geotérmica

estão localizadas ao longo da Cordilheira dos Andes, principalmente nas regiões Noroeste e

Comahue, caracterizadas por apresentarem entalpia baixa, média e alta. Porém, estudos

20

mais detalhados precisam ser realizados para definir com mais precisão o potencial

geotémico no país.

2. Oferta e Consumo de Energia em el Cono Sur – Síntesis

2.1 Argentina

A elevada participação dos combustíveis fósseis é observada na oferta interna de fontes

secundárias no país. Em 1999, a oferta interna destas fontes, excetuando-se aquelas não-

energéticas, atingiu 51988 mil tep, 88,7% da oferta interna total.

A participação por fonte ou agregado de fontes na oferta interna secundária ficou

distribuída da seguinte maneira: eletricidade 6376 mil tep (10,5%), gás distribuído por rede

e de refinaria 29936 mil tep (49,4%), derivados de petróleo 20120 mil tep (33,2%), carvão

residual, coque e gás de coqueria e de alto forno 1932 mil tep (3,2%), carvão vegetal 228

mil tep (0,3%) e não-energéticos 1993 mil tep (3,3%), na oferta interna total.

As importações de fontes secundárias somaram 2251 mil tep. Dos quais, os derivados de

petróleo contribuíram com 1518 mil tep (67,4%), com destaque para a importação de óleo

diesel, que correspondeu a 1018 mil tep (45,2%) do total.

A eletricidade também aparece com um peso importante nas importações, 553 mil tep,

correspondendo a 24,6% da energia total importada.

As exportações de fontes secundárias foram de 6876 mil tep, correspondendo a 9,8% da

oferta total do país em 1999. Destes, as exportações de gás liqüefeito, gasolina, querosene,

óleo diesel e óleo combustível ficaram em 6198 mil tep (90,1%), com destaque para a

gasolina e óleo diesel que corresponderam, respectivamente, com 44,1% e 19,7% das

exportações totais.

21

As perdas totais corresponderam a 1250 mil tep, aproximadamente 2,1% da oferta interna

de energia em 1999.

2.2 Brasil

A participação das fontes renováveis na oferta interna de energia correspondeu a 81.829 mil

tep em 1999. A oferta interna total ficou em 189.067 mil tep. Deste total os combustíveis

fósseis participaram com 105.871 mil tep, correspondendo a 56% da oferta interna total de

energia. A energia nuclear ainda mantém uma participação incipiente na oferta, com 1367

mil tep, correspondendo somente a 0,7% da oferta interna total.

Outra questão relevante refere-se à acentuada perda de importância da lenha e carvão

vegetal como fontes de energia no decorrer das duas últimas décadas, onde a oferta interna

passou de 30.695 mil tep (26,8%) em 1980 para 21.265 mil tep (11,3%).

O consumo energético final total ficou em 170,3 milhões de tep. Subtraindo-se esse total

da oferta interna de energia, obtém-se como perdas totais 18,8 milhões de tep, ou cerca de

9,9% da quantidade total de energia que é colocada à disposição dos processos de

transformação e/ou consumo final.

Em 1999, a razão entre a oferta interna de energia e o produto interno bruto apresentou um

índice de 0,34 tep/103 US$, enquanto a oferta interna de energia per capita ficou 1,16 tep

por habitante.

2.3 Chile

O setor energético chileno tem apresentado uma expansão elevada nos últimos 15 anos, em

média ele cresce a uma taxa em torno de 10% ao ano, portanto, bem acima do crescimento

da economia.

Em 1996, o consumo de fontes energéticas primárias ficou em 18,98 Mtep, que foi

distribuído da seguinte forma: petróleo 8,7 Mtep (45,9%), lenha e seus derivados 3,7 Mtep

22

(19,4%), carvão 3,3 Mtep (17,3%), gás natural 1,8 Mtep (9,6%), hidroeletricidade 1,4 Mtep

(7,6%) e o biogás 0,4 Mtep (0,2%). Portanto, verifica-se um predomínio dos combustíveis

fósseis na matriz energética chilena, com participação de 72,8%.

Entre 1992 e 1996, o consumo de combustíveis fósseis (petróleo, carvão e gás natural)

passou de 10,6 Mtep para 13,8 Mtep, apresentando taxa de crescimento anual de 6,9%,

relativamente próxima ao crescimento da economia verificado nesse mesmo período.

Deve-se ressaltar ainda o pequeno consumo energético a partir de fontes como a solar,

eólica e hídrica (microusinas), que não está incluída na matriz energética. Em 1993, o

consumo de energia destas fontes correspondeu a 3 ketp.

2.4 Paraguay

La producción de energía del Paraguay se basa en energías que en sí son del tipo renovable, si

bien no están siendo aprovechadas bajo esa modalidad, sino en forma depredatoria. El

Paraguay no produce hidrocarburos ni posee minas de carbón mineral en explotación.

En 1998, la producción de energía del Paraguay fue de 8,84 millones toneladas equivalentes

de petróleo (tep), más del doble del consumo final total de energía del país (4,00 millones tep).

Ello está indicando que el Paraguay no sólo podría autoabastecerse con energías renovables,

sino que podría contribuir con la región, exportando energías renovables.

Historicamente, o Paraguai sempre teve uma elevada participação da biomassa (lenha,

resíduos e carvão vegetal) em sua matriz energética. No entanto, a partir da Segunda

metade do século XX, mais precisamente depois de 1950, a inserção dos combustíveis

fósseis nessa matriz começou a ser intensificada, devido a industrialização e urbanização e

a expansão da fronteira agrícola, que contribuiu para a melhoria da malha rodoviária do

país. Nos anos 80, a matriz energética paraguaia passa novamente por profundas

modificações, em função da entrada em operação da usina hidrelétrica de Itaipú.

23

Em 1998, o Paraguai consumiu cerca de 4 Mtep. A fonte energética mais consumida no

país foi a lenha com 1,63 Mtep (41%), seguida pelo gas oil, com 0,75 Mtep (19%), pelos

resíduos vegetais, com 0,6 Mtep (15%), pela eletricidade, com 0,38 Metp (9,5%), pela

Nafta, com 0,27 Mep (6,8%), pelo carvão vegetal, com 0,15 Mtep (3,8%), pelo GLP, com

0,09 Mtep (2,2%) e álcool e outros derivados de petróleo, com 0,13 Mtep (3,3%). Portanto,

confirma-se o predomínio das fontes energéticas renováveis na matriz paraguaia, cujo

consumo total ficou em 2,38 Mtep, aproximadamente 60% da energia total consumida no

país, não incluindo a participação da fonte hídrica, responsável pela geração de 99,9% da

eletricidade produzida no país. Por outro lado, o consumo de derivados de petróleo ficou

em 1,24 Metp, cerca de 31% de total a energia consumida no país

2.5 Uruguay

Entre 1980 e 1996, a oferta total de energia passou de 3.055 ktep para 2.895 ktep, uma

redução de 5,2%. Essa redução está relacionada, principalmente, com a queda na oferta de

petróleo, que passou de 1.884 ktep em 1980 para 1713 ktep em 1996, em função da

elevação do preço dessa fonte de energia observada entre 1979 e 1984, decorrente do

segundo embargo do petróleo, e cujo efeito, na oferta desta fonte de energia no Uruguai,

pode ser observado de forma acentuada em 1990, quando a oferta de petróleo caiu para

1.260 ktep, uma redução de 33% em relação à oferta de 1980.

Em 1996, a oferta de fontes primárias ficou em 2893,1 ktep. Deste total, o petróleo

representou 59,2%, a energia hídrica 22,2% e a biomassa 18,6%. A oferta de fontes

secundárias ficou em 2.958,7 ktep. Deste total, os derivados de petróleo representaram

62,7%, a energia elétrica 37,2% e o carvão vegetal 0,1%.

Entre 1980 a 1996, a participação das fontes renováveis na oferta total de energia passou de

1.171 ktep para 1.182 ktep, com um crescimento de apenas 0,94% em relação à 1980, ou

seja, praticamente estabilizando a oferta nesse período. No entanto, em decorrência do

choque do petróleo, que obrigou o país a adotar uma estratégia de substituição dos

derivados de petróleo por energia hídrica na geração de eletricidade, a oferta dessas fontes

24

de energia chegou a 1.588 ktep em 1990, sendo que a energia hídrica contribuiu com 64,9%

da oferta total de energia renovável.

Nesse período, a oferta de energia hídrica passou de 690 ktep em 1980 para 645 ktep em

1996, mostrando uma redução de 6,5%. Mas, em 1990, a oferta dessa fonte de energia

chegou a 1030 ktep. Já a oferta de biomassa (lenha e resíduos vegetais) passou de 481 ktep

para 537 ktep, registrando um aumento na oferta de 11,6%

Entre 1965 e 1998, o consumo total de energia no Uruguai passou de 1.686 ktep para 2.541

ktep, apresentando um crescimento de 1,3% ao ano. Porém, deve ser ressaltada, nesse

período, a mudança ocorrida no padrão de consumo, principalmente, após a elevação do

preço do petróleo de 1979, que é caracterizada pela variação no comportamento do

consumo de energia.

De 1965 a 1980, o consumo total de energia passou dos 1.686 ktep para 2.026 ktep,

apresentando uma taxa de crescimento de 1,2% ao ano. Nesse mesmo período, o consumo

de derivados de petróleo passou de 1.167 ktep para 1.317 ktep, com taxa de crescimento de

0,8% ao ano. Em 1985, o consumo caiu para 1.735 ktep, portanto, sendo reduzido a uma

taxa de -3,1% ao ano, enquanto que o consumo de derivados de petróleo passou para 920

ktep, registrando uma redução de -6,9% ao ano. A partir de 1985, o consumo total de

energia volta a crescer, chegando a 2.541 ktep em 1998, apresentando um forte

crescimento, com taxa de crescimento de 3% ao ano. Nesse período, o comportamento do

consumo de derivados de petróleo é semelhante, chegando a 1.590 ktep em 1998, com taxa

de crescimento de 4,3% ao ano.

Percebe-se que a participação do consumo de derivados de petróleo no consumo total de

energia sempre esteve acima de 50%, mesmo no período de crise. Porém, nos anos de 1965,

1975, 1980, 1997 e 1998, essa participação foi superior a 60%. Como o país não possui

reservas para atender esse consumo, as importação de petróleo aparecem como solução,

caracterizando, portanto, um quadro de forte dependência.

25

No que se refere a energia solar e eólica, estimativas otimistas têm apontado para um

consumo de 6 ktep dessas fontes, ou seja, 0,24% do consumo total observado em 1998,

porém, por ainda ser pouco significativo, ele não é considerado na matriz energética.

As perdas totais de energia, no ano de 1996, foram estimadas em 684,5 ktep,

correspondendo a 22,8% da oferta interna de energia no país nesse ano.

3. Consumo energético en el Cono Sur según los Sectores

3.1 Sector Industrial

Na Argentina este setor é o segundo maior consumidor de energia. Em 1999, o setor

industrial consumiu 12265 mil tep, 27,4% de toda a energia consumida no país.

Entre as fontes mais consumidas, destacam-se: o gás distribuído por rede, com 5960 mil tep

(48,6%), a eletricidade, com 2813 mil tep (22,9%), e outras fontes primárias, com 1389 mil

tep (11,3%). Deve-se ressaltar ainda que a oferta interna total de bagaço é consumida por

este setor.

O consumo energético no setor industrial tem crescido a uma taxa média anual de 2% entre

1980 e 1999, sendo verificada uma importante diminuição no consumo de óleo diesel e

óleo combustível, substituídos por gás natural e eletricidade. Por outro lado, a participação

deste setor na matriz energética de consumo passou de 28,7% em 1980 para 27% em 1999,

diminuição decorrente da situação econômica pela qual atravessa o país nesses últimos

anos.

No Brasil, o setor industrial responde por 34% do consumo final de energia, o equivalente

a 57.000 mil tep. As atividades que mais consumiram energia neste setor foram: siderurgia

(8%), alumínio (4,5%), papel e celulose (3,5%).

No Uruguay o consumo no setor industrial alcançou 494,8 mil tep, correspondendo a

21,4% do consumo total de energia observado em 1996. Deste consumo, a participação dos

26

derivados de petróleo correspondeu a 209,1 mil tep (42,3%), com destaque para o óleo

combustível, cujo consumo ficou em 194,7 mil tep, a de biomassa (lenha, carvão vegetal e

resíduo) a 174,4 mil tep (35,2%), a de eletricidade a 110,5 mil tep (22,3%) e do carvão e do

coque mineral a 0,8 mil tep.Ainda, merece ser ressaltado que todo o resíduo de biomassa,

37,1 mil tep, foi consumido por este setor.

3.2 Sector de Transportes

Este setor é o principal consumidor de energia na Argentina, com 14134 mil tep, 31,6% da

energia total consumida no país em 1999.

Como não poderia deixar de ser, o consumo de derivados de petróleo neste setor é bastante

elevado, correspondendo a 12840 mil tep, ou seja, 90,8% do consumo total de energia

observado neste setor em 1999. Já a participação do gás natural ficou em 1252 mil tep,

8,9% desse consumo.

O diesel e a gasolina, respectivamente, com consumos de 7348 mil tep (52%) e 3986 mil

tep (28,2%), foram as fontes mais consumidas neste setor. Porém, nos últimos anos, o gás

natural vem sendo utilizado tanto em veículos de passeio como no transporte público,

consequentemente, substituindo tanto o diesel como a gasolina nesses meios de transporte.

A taxa média anual de crescimento no consumo neste setor ficou em 1,7% nos últimos

vinte anos. Porém, a sua participação na matriz de consumo energético também foi

reduzida, passando de 35,4% em 1980 para 31,7% em 1999.

No Brasil o setor de transportes responde por 28% do consumo final de energia no Brasil,

equivalente a 47,2 milhões de tep no ano de 1999. Desse total, 90% é destinado ao

transporte rodoviário, principalmente o transporte de cargas.

De todo o diesel consumido no país, 76% é utilizado para o transporte, enquanto apenas 0,4

% da energia elétrica é utilizada para o mesmo fim.

27

Por seu turno, no Uruguay o consumo de energia no setor de transporte ficou em 769,1 mil

tep em 1996, correspondendo a 33,3% do consumo total de energia no país, o que torna este

setor o maior consumidor de energia no Uruguai.

As principais fontes consumidas foram o óleo diesel, com 431,1 mil tep, e a gasolina, com

333,1 mil tep, correspondendo, respectivamente, a 56,1% e a 43,3% do consumo total

observado neste setor.

3.3 Sector Residencial

Este setor é o terceiro maior consumidor de energia na Argentina, com 9240 mil tep,

20,7% do consumo total verificado em 1999.

A principal fonte energética consumida é o gás distribuído por rede, com um consumo de

5741 mil tep, 62,1% no consumo deste setor e 38,9% de todo o consumo de gás observado

em 1999, enquanto que o consumo de eletricidade ficou em 1769 mil tep, 19,1% da energia

consumida neste setor e 29% de toda a eletricidade consumida no país. Ressalta-se ainda o

consumo de gás liqüefeito, que contribuiu com 1028 mil tep, com 11,1% do consumo total

verificado neste setor.

O consumo deste setor observado nos últimos vinte anos cresceu a uma taxa média anual de

3,4%, a mais elevada nesse período. Isso fez com que a participação do setor residencial

passasse de 22,3% em 1980 para 27,5% em 1999.

Em 1999, o consumo total do setor residencial no Brasil ficou em 21,1 milhões de tep,

correspondendo a 12,4% da energia total consumida no país. Entre as fontes energéticas

com maior participação neste setor, destacam-se: a eletricidade (37,4%), lenha e carvão

vegetal (32,2%) e derivados de petróleo (29,9%). O setor residencial também consome gás

natural, porém com participação inferior a 0,5%.

28

No que se refere aos derivados de petróleo, a ampliação do consumo deste combustível,

notadamente para a cocção de alimentos no setor residencial fez com que a demanda de

GLP chegasse a 32,4 mil m3/dia (ou equivalente a 140,5 mil b/d), para uma produção nas

refinarias de 18,3 mil m3/dia (ou equivalente a 79,7 mil b/d). Portanto, o GLP (gás

liquefeito de petróleo) se constitui em um “gargalo” na estrutura de refino.

A participação do setor residencial no consumo total de lenha e carvão vegetal no país

atingiu 39,2% em 1999. Porém, considerando apenas o consumo de lenha, este

correspondeu, em termos absolutos, a 20,9 milhões de toneladas de lenha, ou 47,6% de um

total de 43,9 milhões de toneladas.

No Uruguay, este setor é o segundo maior consumidor de energia. Em 1996, o consumo

total no setor residencial correspondeu a 677,9 mil tep, correspondendo a 29,3% de toda a

energia consumida no país.

As principais fontes consumidas foram a biomassa (lenha e carvão vegetal), com 303 mil te

(44,7%), a eletricidade, com 206,1 mil tep (30,4%), e os derivados de petróleo, com 168,8

mil tep (24,9%), com destaque para o gás liqüefeito que apresentou um consumo de 98,5

mil tep.

3.4 Sector Agropecuário

Este setor na Argentina, caracterizado por apresentar o maior saldo exportador do país,

porém com produtos de baixo valor agregado, consumiu 2623 mil tep, 5,9% do consumo

total de energia em 1999. Deste total, o óleo diesel contribuiu com 95,8%, as outras fontes

primárias com 2,3% e a eletricidade com 1,6%.

Essa forte participação do diesel no consumo do setor agropecuário é atribuída, em parte,

ao uso de maquinário vinculado às atividades agropecuárias.

29

O setor agropecuário, nos últimos vinte anos, registrou uma taxa anual médio no consumo

de 3,2%, porém ela não foi suficiente para fazer com que este setor ocupasse uma posição

mais destacada na matriz de consumo.

No Brasil, este setor apresentou um consumo de 7,6 milhões de tep em 1999, cerca de

4,5% de toda a energia consumida no país. Deste total, os derivados de petróleo

contribuíram com 61,8%, a lenha e o carvão vegetal com 22,4% e a eletricidade com

15,8%.

No Uruguay, o consumo total de energia neste setor correspondeu a 200,5 mil tep em

1996, 8,7% do consumo total de energia verificado no no país.

O setor agropecuário é altamente dependente de derivados de petróleo, cujo consumo ficou

em 194,8 mil tep, correspondendo a 97,2% da energia total consumida por este setor, onde

se ressalta o consumo de óleo diesel, que ficou em 183,5 mil tep (91,5%).

O consumo de eletricidade ficou em 5,7 mil tep, 2,8% de toda a energia consumida no setor

agropecuário. Ressalta-se também que não existe consumo de qualquer tipo de biomassa

neste setor.

3.5 Sector de Comércio y Público

Como observado nos setores industrial e residencial, na Argentina os setores comercial e

público apresentam um predomínio da eletricidade e do gás distribuído por rede. Dos 3143

mil tep consumidos em 1999, a participação do gás correspondeu a 50,2%, a eletricidade a

45,3% e o gás liqüefeito, óleo diesel e óleo combustível contribuíram com os 4,5%

restantes.

No Brasil, o consumo de energia observado nestes dois setores correspondeu a 8,5 milhões

de tep em 1999, ou cerca de 5% do consumo total de energia. Entre as principais fontes

consumidas por estes setores, destacam-se: a eletricidade (81,2%), os derivados de petróleo

(16,5%), gás natural, lenha e carvão vegetal (2,3%).

30

No Uruguay, estes setores consumiram 168,2 mil tep, 7,3% da energia total consumida no

país em 1996. A principal fonte de energia consumida neste setores é a eletricidade, com

125,2 mil tep (74,4%), seguida pelos derivados de petróleo, com 39,9 mil tep (23,7%), onde

o diesel contribuiu com 29,8 mil tep, e a biomassa (lenha e carvão vegetal), com um

consumo de 3,1 mil tep, 1,8% do consumo toda de energia deste setor.

4. Actores – Integración Energética Actual en el Cono Sur

4.1 Argentina

La concentración en los distintos segmentos de las cadenas de producción se produjo luego

de la privatizacion, comenzando por gas y petroleo:

Reservas Comprobadas:

1 Empresa (REPSOL YPF) posee el 52,4 %, mientras que las 6 empresas que le siguen

poseen el 28,6 % quedando para las 41 empresas restantes el 19%.

Producción:

1 Empresa (REPSOL YPF) produce el 56,5 % del total, las 8 restantes el 32,1 % y las 15

siguientes el 11,4 %.

Refinación:

1 Empresa (REPSOL YPF) procesa el 52,7 %, las siguientes 2 empresas el 32,6 % y las 5

restantes el 14,7 %.

El tan vapuleado “monopolio estatal” se convirtió en un grupo de siete empresas que

manejan prácticamente el 90 % de la producción de petróleo y esto montado sobre un

sinnúmero de prebendas como ser:

- La derogación del impuesto al crudo procesado.

- La supresión de los derechos de exportación e importación del petróleo crudo y de

sus derivados.

- La seguridad para las exportaciones del tipo de cambio más favorable.

31

Es decir que es un negocio dominado por muy pocas empresas de las cuales la mayor parte

tiene fuertes inversiones en el exterior o son gigantes transnacionales. Existen asociaciones

como en el caso de American Energy, entre una transnacional (BP) y un grupo economico

local (Bridas). Entre otras empresas de origen del como sur estan Petrobras y Perez

Companc, con presencia creciente en Sudamérica y en particular en la integracion

energética del Cono Sur. El caso mas claro es su participación en el desarrollo gasifero de

Bolivia y el Norte Argentino y el tendido de gasoductos a Brasil, el oleoducto de crudos

pesados en Ecuador, el proyecto mega en Neuquen. Tambien participa otro Gran Grupo

Economico como es Techint en calidad de constructor, o productor petrolero (TECpetrol).

Techint es uno de los mayores proveedores de tubos sin costura para ductos y pozos de

hidrocarburos. En REPSOL se han integrado PLUSPETROL , Maxus y ASTRA.

El mercado de expendio de combustibles liquidos es dominado por tres corporaciones,

REPSOL, Esso y Shell, habiendo entrado recientemente Petrobras y PVDSA.

En los ductos internacionales tambien participan otras empresas energéticas como:

Tractebel en Norandino y Southern Energy en Atacama; American Energy en el Cruz del

Sur a Uruguay y RGS, Brasil.

Las petroleras tambien participan crecientemente en el mercado de generacion electrica

para valorizar su producción de gas, donde el predominio de REPSOL es aun mayor.

Otros actores de este sector son transnacionales Europeas y de EUA, en menor medida

empresas de Chile y Argentina.

El sector de distribución electrico em las grandes ciudades tambien se halla muy

concentrado y con alta participación de empresas extraregionales y en menor medida

chilenas. El sector de transporte y distribución domestica de gas tine precios reguladoslo

que no ha permitido la generación de rentas extraordinarias y atrajo bajas inversiones.

32

Tambien existen posiciones monopolicas en el sector de gas licuado, dominado por

REPSOL.

El aspecto del marco regulatorio aparece como una importante debilidad la no existencia de

regulación del sector petrolero dejando el manejo a las empresas monopólicas.

En los casos en los cuales existe regulación se crearon los Entes de control sobre los cuales

se debería realizar un seguimiento por parte de la sociedad civil para poder garantizar el

cumplimiento de su función.

4.2 Brasil

A implementação de um amplo processo de privatização no Brasil, que se iniciou com

transferência para o setor privado do controle pelo Estado do setor siderúrgico, se ampliou

com a retirada do Estado no setor petroquímico, e vem se concretizando mais recentemente

através do processo de transferência dos serviços públicos para o setor privado, encontra

sua gênese na Lei 8.031 de 12 de abril de 1990, que instituiu o Programa Nacional de

Desestatização-PND, e definiu o BNDES como seu gestor.

Particularmente, no que diz respeito ao processo de privatização dos serviços públicos, que

envolve setores como os de energia elétrica, telecomunicações, petróleo, construção de

rodovias, portos e aeroportos, saneamento básico, abastecimento de água, entre outros, há

que se considerar que o Estado deixa de ser o responsável direto pelo desenvolvimento

econômico e social como produtor de bens e serviços, e impõe a necessidade de uma

redefinição do seu papel, no sentido da sua capacitação para assumir as atividades de

regulação e fiscalização destas atividades, agora transferidas para a iniciativa privada.

Contudo, verificou-se a ausência de um marco regulatório préviamente definido que

antecedesse o processo de venda dos ativos das empresas de energia elétrica. Com efeito, a

primeiro leilão para a venda de uma empresa de distribuição de eletricidade - a Escelsa -

ocorreu em 11 de julho de 1995, enquanto que o órgão regulador do setor elétrico - a

33

Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) – foi constituído apenas em 06 de outubro

de 1997, através do decreto 2.335. Até a criação da agência de regulação, quatro empresas

de distribuição de eletricidade já haviam sido transferidas para a iniciativa privada.

Atualmente, cerca de 70% do mercado de distribuição de energia elétrica no Brasil

encontra-se sob o controle de empresas privadas.

Dentre elas, encontram-se empresas transnacionais como as americanas AES, Houston,

Enron, CMS Energy, Pensylvania Power & Light; espanholas - Endesa, Iberdrola, Chilectra

e Enersis (controladas pela Endesa); a estatal francesa EDF; a portuguesa EDP.

Os contratos de concessão firmados entre a Aneel e os consórcios que adquiriram as

empresas têm duração de 30 anos e, no caso das empresas de distribuição, durante este

período está praticamente garantida a exclusividade de fornecimento para o mercado

denominado cativo. Com o processo de reestruturação do setor elétrico, foram definidos

dois tipos de mercado: o mercado livre, constituído pelos consumidores com demanda

acima de 3.000 kW (a partir de 2003 o projeto prevê a redução deste limite mínimo para

300 kW) que podem escolher de qual empresa vai ser feito o contrato de compra de

eletricidade; e o mercado cativo, constituído por todos os consumidores que recebem

eletricidade em baixa tensão por representarem pequenas cargas (residenciais; pequeno

comércio e serviços), cuja opção de compra será nula devido aos custos de transporte

envolvidos no fornecimento a longas distâncias, e também aos custos de transação toda vez

que o consumidor cativo mudar de fornecedor.

Ainda, para a definição das tarifas não está previsto nenhum mecanismo que assegure que

os eventuais ganhos de produtividade sejam repassados às tarifas.

O discurso oficial que prevalece é o de que a privatização do setor elétrico se constituiu

num sucesso pelo aporte de recursos proporcionado pela transferência de ativos das

empresas para a iniciativa privada. Porém, foi inegável a grande participação dos fundos

34

públicos – recursos provenientes do BNDES ou dos fundos de pensão - na receita total

auferida pelo governo.

O fato é que praticamente 48% dos recursos considerados como receita decorrente da venda

das empresas de distribuição de energia elétrica têm como origem o dinheiro público, seja

na forma de recursos do BNDES à título de empréstimo, seja como fundos de pensão.

Por seu turno, os recursos provenientes do BNDES foram concedidos em condições

extremamente vantajosas para os consórcios tomadores dos empréstimos. Cabe também

ressaltar que na origem dos recursos do BNDES, 25% correspondem ao FAT-Fundo de

Amparo ao Trabalhador.

Verifica-se, portanto, que o processo de privatização do setor elétrico representou um

gigantesco processo de transferência de rendas, utilizando-se de dinheiro público para

beneficiar grupos empresariais e garantir o propalado “sucesso” das privatizações.

Até o momento (junho/2002), o processo de privatização do setor elétrico vem sofrendo

uma sucessão de postergações com respeito ao cronograma inicialmente previsto. Empresas

estaduais de distribuição como a Ceal, Cepisa, Ceron, Celesc, e Eletroacre, algumas das

quais já levadas à leilão embora sem interessados, continuam em compasso de espera para

serem submetidas ao processo de venda.

Por sua vez, as empresas federais de geração, incluindo FURNAS, CHESF e

ELETRONORTE, vêm também sendo objeto de indefinições que vão desde questões

relacionadas com a modelagem para a venda, até aspectos de ordem jurídico-institucional

determinados pela Lei 9.433 dos Recursos Hídricos, que define a obrigatoriedade do uso

múltiplo das águas. A introdução de um novo ator institucional neste quadro – a ANA

(Agência Nacional das Águas) – só amplia o grau dos conflitos e as dificuldades para sua

superação.

35

Ao longo dos últimos anos, o setor elétrico brasileiro aumentou o seu faturamento,

passando de 9,5 bilhões US$ em 1990 para 15 bilhões US$ em 1995, atingindo 20,2 bilhões

US$ em 1998. Estima-se em R$ 30,4 bilhões o faturamento total para 1999, ou cerca de 17

bilhões US$ para uma taxa de cambio de 1 US$ = R$ 1,80.

Enquanto isso, as empresas do setor elétrico que empregavam em 1989 209,4 mil

funcionários, reduziram a mão de obra para 171 mil em 1995, e para 104,0 mil em 2000,

enquanto que o dispêndio com pessoal está hoje, na faixa de 7-10% do faturamento total

das empresas que vendem eletricidade. A diminuição dos efetivos próprios foi

acompanhada pela terceirização, em condições geralmente piores de trabalho e

remuneração.

Em relação ao setor de petróleo e gás, o marco legal foi criado a partir da promulgação da

Lei no 9.478 em 06/08/1997, que passou a regulamentar as atividades do setor no Brasil,

flexibilizando o monopólio da Petrobrás e criando a Agência Nacional do Petróleo-ANP.

Entretanto, no mês anterior à criação da ANP, duas empresas de distribuição de gás já

haviam sido transferidas para o capital privado através de leilão. Tratam-se das empresas:

CEG (RJ), vendida em 14/07/1997 a um consórcio composto pela empresa americana

Enron International (45%), pelas empresas espanholas Gás Natural SDG (34%) e Iberdrola

(17%) e pela empresa argentina Pluspetrol (4%); e a Rio Gás (RJ), vendida também em

14/07/1997 a um consórcio composto pelas empresas espanholas Gás Natural SDG (60%) e

Borgogna Part. (20%) e pela empresa americana Ementhal Part. (20%).

Posteriormente, a Comgás (SP) foi vendida em 14/04/1999 a um consórcio composto pelas

empresas inglesas British Gas (70%) e Shell (26%), e pela empresa CPFL (4%) controlada

pelo grupo nacional VBC (Votorantim/Bradesco/Camargo Correia).

No que diz respeito à concessão de áreas para exploração de petróleo e gás natural, em

junho de 1999 ocorreu o primeiro leilão (rodada de licitações), com a oferta de 27 blocos

em 8 bacias sedimentares, num total de 132 mil km2. Foram arrematados apenas 12 blocos.

36

Além da Petrobrás, neste leilão também participaram empresas internacionais do setor

como Agip, Exxon, Mobil, Shell, Texaco, Unocal, YPF, entre outras.

Em junho de 2000 foi realizada a segunda rodada de licitações, com a oferta de 23 blocos

localizados em 9 bacias sedimetares, com área total de 59 mil km2, sendo arrematados 21

blocos.

Uma terceira rodada de licitações ocorreu em junho de 2001, com a oferta de 53 áreas, das

quais 34 foram arrematadas por 22 empresas de 12 países, sendo que seis empresas

entraram pela primeira vez: as norte-americanas Phillips Petroleum, Samson e Ocean

Energy, a alemã Wintershall, a norueguesa Statoil e a dinamarquesa Maersk.

Como resultado deste processo, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás no

Brasil envolvem hoje 41 empresas concessionárias estrangeiras, além da Petrobrás,

organizadas em consórcios, parcerias ou sozinhas. A ANP ainda prevê uma quarta rodada

de licitações a ser realizada em 2002, com a oferta e outras 55 áreas de exploração de

petróleo e gás natural.

A abertura do setor para as atividades de exploração e produção tem o objetivo de que o

país alcance, em curto espaço de tempo, a auto-suficiência em petróleo

O setor petróleo empregava, em 1989, 60 mil funcionários na matriz (Petrobrás), para um

total de 88 mil trabalhadores nas prestadoras de serviços. Dados mais recentes do setor

indicam para 1999, um total de 35,9 mil funcionários na Petrobrás, sendo 15,6 mil na

atividade de exploração e produção, e 11,8 mil nas atividades de transporte, refino e

comercialização.

Observa-se, portanto, uma significativa redução no contingente de mão de obra, tanto no

setor petróleo como no setor elétrico. No setor energético, a proporção das massas salariais

nos custos totais é pequena, pois os empreendimentos mais modernos, como o petróleo e a

eletricidade, são do tipo capital-intensivo. O processo de privatização tem apenas acelerado

37

este aumento da produtividade, sem contudo transferir para a sociedade os benefícios deste

processo, na forma de menores preços e tarifas.

Por outro lado, o processo de privatização do setor energético poderia contribuir para

romper o quadro anterior que o caracterizava como um setor submisso à importância

econômica e política dos grupos financeiros envolvendo empreiteiras, empresas fabricantes

de bens e equipamentos, empresas de serviços - desde a consultoria até a terceirização -

revelando esta articulação de interesses que, com frequência, também representou fraudes,

super-faturamentos de obras e serviços, e atos de corrupção, sempre apontados mas

dificilmente apurados.

Todavia, a ausência de um maior controle social no processo de privatização parece apenas

contribuir para a manutenção das desigualdades e ampliação da exclusão.

4.3 Paraguay

Desde a década de 70, o Paraguai vem estruturando parcerias na área energética com outros

países que formam o Cone Sul. Até o presente momento, essa integração é observada em

áreas como a geração de eletricidade, consolidada com a construção das hidrelétricas de

Itaipú e Yacyreta, bem como através da interligação da rede de transmissão de energia

elétrica entre o Paraguai, o Brasil e a Argentina. Futuramente, o Paraguai poderá utilizar o

gás natural para atender as demandas de vários setores a partir da construção de gasodutos

ligando o Paraguai à Argentina ou à Bolívia.

A principal crítica a essa política de integração energética entre o Paraguai e os países

vizinhos é que ela privilegia os interesses de determinados grupos econômicos em

detrimento dos interesses da sociedade, como fica claro no caso dos "barões de Itaipú".

Internamente, não existe articulação entre os atores responsáveis pelo gerenciamento dos

sistemas energéticos no país. Por um lado, a ANDE é, praticamente, a única responsável

pela geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no país, com exceção de

38

pequenos autoprodutores, como os engenhos de açúcar que geram sua própria energia. Por

outro, no setor petrolífero, a Petropar é a responsável pela importação de petróleo bruto e

derivados, enquanto que a distribuição e comercialização estão concentradas em empresas

privadas. As empresas privadas também controlam a distribuição e comercialização de

lenha e carvão vegetal.

Essa falta de integração entre a ANDE e a Petropar poderá, futuramente, criar dificuldades,

caso o governo decida promover a inserção do gás natural na matriz energética do Paraguai,

devido a problemas relacionados as atribuições desses atores.

4.4 Uruguay

No campo internacional, a integração energética entre o Uruguai e países vizinhos

constitui-se em uma estratégia para fortalecer os laços comerciais, garantir o atendimento

de parte da demanda de combustíveis fósseis e reduzir as emissões de gases poluentes e

custos de geração dos sistemas térmicos no país.

Em 1996, o Uruguai importou 2266 ktep de energia. Deste total, as importações de petróleo

e derivados somaram 2239 ktep, ou seja, 98,8% das importações totais de energia. O país

importou também 26,5 ktep de energia elétrica e 0,7 ktep de carvão vegetal. Por outro lado,

as exportações de derivados de petróleo somaram 484 ktep e de energia elétrica, para a

Argentina e Brasil, 30 ktep.

Em 1998, foi aprovado o projeto para a construção do gasoduto Cruz del Sur, interligando

as cidades de Buenos Aires e Montevideo, ode sofrerá ramificações para outras cidades

importantes no país. Esse gasoduto entrou em operação em 2000 (?). Cogita-se, também, a

construção do gasoduto del litoral, que entrará pelo norte do país, ligando as cidade de

Colón, na Argentina, a Paysandú, no Uruguai.

O gasoduto Cruz del Sur abastece a central termelétrica Valle, localizada a 15 km do centro

de Montevideo, que antes de passar a operar com gás natural, utilizava óleo combustível e

39

possuía uma potência instalada de 313 MW. Já o gasoduto del litoral abastecerá a central

termelétrica de Casablanca, que será construída e contará, provavelmente, com uma

potência instalada de 300 MW.

Em relação ao volume de gás natural transportado pelo gasoduto Cruz del Sur, o governo

tem afirmado que para garantir a rentabilidade deste empreendimento é necessário importar

730 milhões de m3 (763 ktep) de gás natural por ano. Porém, a partir de informações da

British Gas sobre o crescimento do consumo para um horizonte de 15 anos, estima-se que

as importações médias anuais não ultrapassarão 400 milhões de m3 (411 ktep) por ano.

Existem, também, algumas estimativas que projetam um volume de importações total de

gás natural, incluindo o gasoduto del litoral, em torno de 1 bilhão de m3 (1045 ktep) por

ano.

Embora exista essa divergência entre o volume de gás a ser importado pelo país, a inserção

dessa fonte de energia na matriz energética do Uruguai apresenta duas vantagens evidentes:

a redução do custo de geração da eletricidade, uma vez que a geração a óleo combustível

tem um custo estimado em US$ 40 por MWh e com a substituição desse combustível pelo

gás natural, estima-se que o custo deve cair para US$ 16 por MWh, e a diminuição de

poluentes como o dióxido de carbono, óxidos de enxofre e materiais particulados.

40

PARTE 2: PILARES PARA LA SUSTENTABILIDAD ENERGÉTICA

EN EL CONO SUR

1. Dependencia y vulnerabilidad

a. Argentina

Em termos de energia primária, a Argentina apresenta um grau importante de

independência energética em relação ao petróleo e gás natural. Em 1999, o país produziu

41,04 milhões de tep em petróleo, tendo importado 0,96 milhões de tep e exportado 13,82

milhões de tep. No que se refere ao gás natural, verica-se um comportamento semelhante,

uma vez que o país produziu 34,74 milhões de tep, tendo importado 0,35 milhões e

exportado 2,8 milhões de tep.

No caso do carvão, observa-se uma forte dependência, porém, como o consumo é

relativamente pequeno em comparação com os outros combustíveis fósseis, ela não tem um

peso significativo na economia do país. Em 1999, a Argentina produziu 0,2 milhão de tep

em carvão e importou 0,67 milhão de tep, o que corresponde a 76% da oferta total desta

fonte de energia no país.

No que diz respeito as fontes secundárias, a independência energética é semelhante a

observada na oferta de fontes primárias. Em 1999, a produção total de fontes secundárias

no país foi de 67,47 milhões de tep, enquanto que as importações somaram 2,25 milhões de

tep e as exportações 6,88 milhões de tep. Porém, observa-se uma dependência em relação à

oferta interna de energia elétrica, que ficou em 7,4 milhões de tep, enquanto que a produção

e a exportação ficaram em 7,04 milhões de tep, obrigando o país a importar 0,55 milhão de

tep para atender a demanda, e na oferta interna de querosene, cuja oferta interna ficou em

1,87 milhão de tep, enquanto que a produção e a exportação somaram 1,86, fazendo com

que o país importasse 0,13 milhão de tep.

41

A questão da dependência e vulnerabilidade do sistema energético argentino, portanto,

parece estar restrita à perda de controle dos recursos energéticos, devido ao processo de

privatização, do que a uma possível escassez de energia, decorrentes de crises externas.

En Argentina existe un grado de independencia importante en cuanto a la producción ya sea

de energía primaria como secundaria.

En el caso de la energía primaria se puede observar que solo el 1 % del gas es importado,

un 2,3 % del petróleo no es del país y si bien se nota un porcentaje importante de recurso

importado en lo que se refiere a carbón mineral (76 % es importado), el mismo solo

representa el 1 % del total de la oferta de energía primaria.

Consecuentemente podemos decir que de la oferta total de energía primaria solo el 2,3 %

son recursos importados, constituyéndose el resto en recursos de nuestro país.

En cuanto a la energía secundaria podemos ver un 7,9 % de importación de energía

eléctrica producto delas centrales hidroeléctricas compartidas con Uruguay (Salto Grande)

y con Paraguay (Yaciretá). Se debe tener en cuenta también la importación del 5,9 % del

total de la oferta de derivados de petróleo (motonafta, kerosene, aerokerosene, diesel oil,

fuel oil). De aquí que del total de la oferta secundaria de energía el 3,2 % sea importado.

Como se desprende de estas cifras se observa un grado de independencia importante en

cuanto a la disponibilidad de los recursos.

Creemos que el costado débil respecto a la dependencia y vulnerabilidad del sistema

energético nacional pasa hoy en día fundamentalmente por la pérdida del manejo

estratégico de los recursos a partir del proceso de privatización vivido en nuestro país en los

últimos años.

Este proceso pone en manos de empresas privadas con su lógica de funcionamiento no solo

la comercialización del bien en cuestión sino fundamentalmente el manejo de las reservas,

42

la exploración y las exportaciones, en definitiva se someten los recursos estratégicos a la

lógica del mercado dominada fundamentalmente por la maximización de las ganancias a

costa de hipotecar el futuro de nuestro país.

Los resultados de la mal llamada desregulación del sector energético trajeron como

consecuencia entre otras cosas:

- La entrega a empresas foráneas casi total del sector con la consiguiente apropiación

de los beneficios que se generaron.

- La desaparición por parte del estado de políticas exploratorias.

- La explotación irracional de los yacimientos.

- La desaprensión respecto a la problemática medioambiental manifestada a través del

venteo de gas y las pérdidas de petróleo entre otras cosas.

- El incremento de las exportaciones de gas y petróleo a pesar de la disminución del

horizonte de reservas.

- La ausencia de inversiones en infraestructura.

b. Brasil

Em 1981, o Brasil gastou cerca de 10,6 bilhões de dólares com a importação de petróleo.

Naquele ano, a produção nacional era de 220 mil barris/dia enquanto que a importação

atingia 845 mil barris/dia, representando uma taxa de dependência de 80%.

A partir de então, a redução da dependência tornou-se uma obsessão para o governo

brasileiro. Nos anos seguintes, a Petrobrás realizou pesados investimentos em exploração e

aumento da produção doméstica. Em 1990, a produção nacional atingia 654 mil barris/dia

enquanto que a importação se situava em 571 mil barris/dia, reduzindo a taxa de

dependência para 47%. Ainda assim, naquele ano os gastos com a importação do petróleo

cru chegaram a 4,35 bilhões de dólares.

A partir de 1990, ocorreu uma importante mudança na natureza das importações de

petróleo. Enquanto que a participação do petróleo cru importado continuou diminuindo em

43

volume, a importação de derivados (basicamente do óleo diesel e do GLP) cresceu. Para

uma taxa de dependência de 36% em 1997, os gastos com a importação de 495 mil

barris/dia de petróleo cru foi de 3,23 bilhões de dólares, enquanto que os gastos com a

importação de 396 mil barris/dia equivalentes de derivados alcançou 2,93 bilhões de

dólares. Ou seja, a redução da dependência do petróleo cru não está representando uma

redução nos gastos com importação.

Não obstante, os esforços para o aumento da produção doméstica têm se intensificado e são

cada vez mais frequentes as afirmações do governo brasileiro de que o país irá alcançar a

auto-suficiência nos próximos anos.

Os recentes resultados obtidos pela Petrobrás reforçam a tendência de crescimento da

produção doméstica de petróleo no Brasil. A produção média, que em 1998 alcançou 1

milhão de barris por dia, confirmou a previsão de 1,271 milhões de barris por dia em 2000.

A importação de 441 mil barris por dia permitiu que o país atingisse uma taxa de

dependência da ordem de 25,8% em 2000.

Para o ano 2001, a previsão da Petrobrás era alcançar uma produção média de 1,42 milhões

de barris por dia. Entretanto, os acidentes ocorridos em plataformas localizadas na Bacia de

Campos evidenciaram graves problemas técnicos e operacionais que trouxeram sérias

dúvidas quanto à possibilidade do país conseguir alcançar a auto-suficiência em condições

seguras. Como consequencia, a produção média não ultrapassou 1,36 milhões de barris por

dia em 2001. Não obstante, a ANP e a Petrobrás continuam manifestando a intenção de

alcançar a auto-suficiência do país em 2005.

A perspectiva de aumento da produção doméstica de petróleo parece confirmar-se com as

recentes licitações para concessão de áreas para exploração e produção de petróleo,

conduzidas pela ANP. Assim, aos esforços da Petrobrás deverão se somar os esforços de

empresas internacionais do setor como Agip, Exxon, Mobil, Shell, Texaco, Unocal, YPF,

entre outras.

44

Todavia, são bastante duvidosos para o país os benefícios de tais esforços. Primeiro, porque

os problemas de dependência não se referem apenas ao petróleo cru. Investimentos na

expansão na capacidade de refino são essenciais, sob o risco de assistirmos o petróleo

sendo recuperado aqui, para depois ser remetido para refino no exterior, retornando para o

país sob a forma de derivado, comprometendo ainda mais a balança de pagamentos.

Em segundo lugar, porque o petróleo permanece sendo um produto estratégico e ao sabor

de decisões geopolíticas da indústria petroleira. Os preços do barril de petróleo são

extremamente voláteis, isto é, variam muito. É o que demonstra a recente sucessão de altas

e baixas nas cotações do petróleo no mercado internacional.

c. Chile

No Chile, prevalece uma certa percepção de que a dependência energética e,

consequentemente, a vulnerabilidade do país para desenvolver-se não existe ou perdeu

relevância, uma vez que, saneada a balança de pagamento e o país crescendo

economicamente, a importação de energia é perfeitamente aceita.

Essa visão restrita da dependência energética, dominada pelo predomínio dos aspectos

econômicos e financeiros sobre os aspectos políticos e ambientais, ultrapassa o problema

derivado da maior ou menor disponibilidade de recursos.

d. Paraguay

Em função da elevada participação da biomassa na matriz energética do Paraguai, a

dependência deste país em relação aos combustíveis fósseis é reduzida. Em 1998, os

derivados de petróleo corresponderam a cerca de 31% do consumo total de energia. Se por

um lado, esse quadro reduz o peso das importações de petróleo e derivados sobre a balança

comercial, por outro, devido a ausência de uma política florestal sustentável, o Paraguai

paga um preço bastante elevado, porque ele contribui para degradar as áreas de florestas

naturais e elevar as emissões de CO2 do país, porque o fator de emissão de carbono para a

45

biomassa sólida (lenha, resíduos vegetais, carvão vegetal) é reconhecidamente mais elevado

do que os fatores dos combustíveis fósseis.

A ausência de uma política florestal sustentável, visando o aproveitamento da lenha para

fins energéticos, está conduzindo o Paraguai para uma maior dependência de combustíveis

fósseis no futuro, porque, inevitavelmente, o país terá que importar esses combustíveis para

contornar uma possível crise energética, provocada pela escassez da lenha.

De um modo geral, o Paraguai é um grande exportador de energia, em decorrência das

exportações de eletricidade para o Brasil e para a Argentina. Em 1998, a produção de

energia elétrica no país chegou a 4,2 Metp. Deste total, foram consumidos apenas 0,38

Mtep (9%), enquanto as exportações chegaram a 3,8 Mtep, ou seja, quase a mesma

quantidade de energia total consumida nesse ano no país.

e. Uruguay

O contexto energético atual do Uruguai, estruturado a partir do uso predominante de

derivados de petróleo, em torno de 60%, e as perspectivas de inserção do gás natural em

sua matriz energética, colocam o país em uma dependência cada vez mais elevada de

importação de combustíveis fósseis.

No entanto, é preciso deixar claro que o problema de uma forte dependência de energia não

está no volume das importações, mas sim no peso que estas têm sobre a balança comercial.

Isso é evidenciado quando se analisa a participação das importações de petróleo e derivados

tanto nas importações como exportações totais. Por exemplo, em 1985, o peso das

importações de petróleo e derivados representou 31,6% do valor total das importações e

23,2% do valor das exportações. Em 1998, esses percentuais caíram, respectivamente, para

4,3% e 5,9%.

Se for considerado que o consumo de derivados de petróleo, em 1998, foi 670 ktep maior

do que o observado em 1985, consequentemente, aumentando o volume de petróleo e

derivados importados, percebe-se que os preços desses combustíveis podem intensificar ou

46

reduzir o peso de suas importações sobre a balança comercial. Por outro lado, não resta

dúvida de que a exportação de produtos de maior valor agregado tende a reduzir o peso das

importações de energia na balança comercial, estratégia que pode ser utilizada para

diminuir a vulnerabilidade da balança comercial do país, principalmente em períodos de

elevação do preço do petróleo.

2. Seguridad energética y calidad

a. Argentina

Si realizamos un análisis del subsector eléctrico podemos ver que en los últimos nueve años

la demanda se incrementó a un ritmo promedio de prácticamente el 6 % notándose una

desaceleración en los últimos dos años producto de la conocida recesión económica.

La Secretaría de Energía estima que en los próximos años la demanda de energía eléctrica

crecerá a un ritmo de 5,3 % al año (teniendo en cuenta un escenario de crecimiento medio).

Este ritmo de crecimiento implicaría incorporar de aquí al 2.010 aproximadamente 12.000

MW de potencia instalada.

De acuerdo a las previsiones de ingreso firme para los próximos años podemos inferir la no

existencia de problemas de abastecimiento para los años 2001, 2002 y 2003. En este

período se cuenta con el ingreso de las centrales:

- AES Paraná (San Nicolás) 845 MW ( ciclo combinado)

- C. T. Pluspetrol Norte (Tucumán) 123 MW (turbogas)

- Nueva Central Independencia (Tucumán) 242 MW (ciclo combinado)

- Piedrabuena (Buenos Aires) 800 MW (ciclo combinado)

De esta manera la demanda del período mencionado no debería tener inconvenientes en ser

abastecida. Todavia, existen una serie de proyectos térmicos que aún no presentan avances.

Esta situación pone alerta en la perspectiva de abastecimiento eléctrico para los años 2004

en adelante.

47

Por otro lado podemos observar que los ingresos previstos solo contemplan alternativas

convencionales de generación de energía eléctrica. Si bien la tecnología a incorporar es

fundamentalmente la de ciclo combinado sigue siendo del tipo térmico alimentado por gas

natural.

Existen también dentro de la prospectiva de la Secretaría de Energía una serie de hipótesis

respecto al ingreso de nuevos proyectos hidráulicos. Entre ellos se cuentan:

- Corpus (4600 o 2900 MW dependiendo de su emplazamiento)

- Garabí (1800 MW)

- Aprovechamientos Río Bermejo (283 MW)

- Chihuido II (228 MW)

- Cuesta del viento (en construcción, 9 MW)

- Potrerillos (en construcción, 129 MW)

- Los Caracoles (en construcción, 123,4 MW)

- Punta Negra (en construcción, 60 MW)

- Yaciretá (elevación a cota 83 m, 1200 MW)

- Aña Cuá (250 MW)

Como vemos, todos estos proyectos salvo los indicados en construcción, son en la mayoría

de los casos sumamente cuestionados ambientalmente por los impactos que producirían.

Por otro lado se debería tener en cuenta que aún en caso de construirse seguramente

ninguno de ellos estaría en condiciones de ser aprovechado antes del año 2006.

En función de estos datos se puede observar un posible valle en la oferta de energía

eléctrica cercano al año 2004 agravado por la saturación del mercado de construcción de

centrales térmicas a partir de la crisis generada en California y las compras realizadas por

empresas americanas. Esta situación puede servir como plataforma para intentar terminar la

central Atucha II o bien para resolver cuestiones como el incremento de cota de Yaciretá o

la construcción de Corpus, aunque debe quedar claro que los tiempos de cualquiera de estas

alternativas no se condicen con el posible incremento de oferta para dichos años.

48

b. Brasil

A recente crise energética e a política energética que o governo brasileiro está procurando

implementar para assegurar o aumento da oferta, está fundamentada em princípios que

comprometem de forma irreversível padrões adequados de sustentabilidade energética.

De um lado, persiste a idéia de que os grandes aproveitamentos hidrelétricos se constituem

em uma alternativa energética limpa e barata. Por outro, insiste-se com a ampliação do gás

natural na matriz energética, priorizando sua utilização como combustível nas usinas

termelétricas.

A crise energética brasileira teve dois componentes. De um lado, nos últimos anos o rítmo

de aumento da oferta de energia foi extremamente lento, incapaz de acompanhar o

crescimento da demanda. Com o processo de reestruturação do setor elétrico - privatização

e mudança do papel do estado -, as empresas estatais de geração se viram impedidas de

investir no aumento da oferta. Esta foi uma determinação da equipe econômica do governo,

que atendeu uma exigência dos organismos financeiros internacionais de limitar os gastos

públicos. Como a iniciativa privada não investiu no setor para cobrir a ausência dos

recursos públicos na proporção que a situação de déficit de energia elétrica exigia, a partir

de 1998 passou-se a "gastar" a água armazenada nos reservatórios das usinas hidrelétricas.

O que aconteceu em abril de 2001 já estava previsto pelo menos tres anos antes. Ao

contrário do que disse o governo, não houve surpresa.

Por outro lado, trata-se de verificar como a demanda por eletricidade cresce. No Brasil,

30% da eletricidade é consumida pelas indústrias chamadas de eletrointensivas. São os

setores de produção de cimento, aço, alumínio, ferroligas, petroquímica, papel e celulose.

Estes setores consomem muita energia por unidade produzida, gerando pouco emprego.

Muitos destes produtos são produzidos para o mercado externo. Portanto, parte da indústria

brasileira voltada para a exportação produz mercadorias que consomem muita energia e

geram pouco emprego.

49

Por outro lado, o Sistema Elétrico brasileiro apresenta perdas técnicas da ordem de 15%.

São perdas da ordem de 54 milhões de MWh (ou 54 bilhões de quilovates-hora) que

ocorrem desde a eletricidade é gerada nas usinas, passando pelas linhas de transmissão e

redes de distribuição até chegar na tomada do consumidor final.

Os custos necessários para promover esta redução das perdas consistem basicamente no

melhor isolamento nas linhas e na substituição de equipamentos antigos ou defeituosos,

como os transformadores. Ações que não estão sendo feitas na frequência e na amplitude

que a atual situação exige. Elas representam custos muito menores do que os investimentos

para a construção de novas usinas.

A proposta de redução das perdas, se tivesse sido considerada pelo governo antes da

recente crise, permitiria que o racionamento imposto à sociedade brasileira (redução de

20% no consumo residencial) tivesse proporções bem menores, não superior a 10%. O

sacrifício, portanto, seria da metade do que foi definido pelo governo durante os meses de

junho a dezembro de 2001.

A atual política energética do governo federal está dando as costas para as necessidades da

sociedade brasileira, para os vinte milhões de brasileiros que não têm acesso à energia

elétrica de forma confiável e segura. E não está conseguindo assegurar a energia para estes

outros setores produtivos, que estão nas mãos de grandes empresas que têm poder

econômico e político.

c. Paraguay

La seguridad de suministro energético y la calidad de la energía que el Paraguay consume

varía mucho según la fuente.

En el caso de la energía eléctrica, el Paraguay es uno de los pocos países del mundo que puede

estar bastante tranquilo en cuanto a la seguridad de su suministro eléctrico (disponibilidad de

oferta de electricidad por parte de plantas generadoras) por varias décadas y, si se evita el

50

desperdicio energético y se mejora el manejo de las cuencas hídricas donde se genera

electricidad, gran parte de su demanda podrá ser satisfecha incluso a muy largo plazo de

fuentes enteramente renovables, como la hidroeléctrica.

La calidad del suministro eléctrico (transmisión, distribución) es buena en áreas urbanas

(similar al MERCOSUR), aunque deja bastante que desear en las áreas rurales donde se ha

realizado un programa de electrificación rural por el método de autoayuda, con materiales e

instalación precarios.

No que se refiere a los hidrocarburos, si bien el Paraguay no posee yacimientos propios de

petróleo en explotación, nunca ha tenido en las últimas décadas problemas en el suministro de

derivados de petróleo. Durante la concesión a la empresa privada REPSA (1966-81), en varias

ocasiones hubo desabastecimiento, motivado más bien por el afán de la empresa en obtener

mejores precios, antes que a problemas reales de mercado.

La calidad de los derivados de petróleo es, también, aceptable, aunque con algunos riesgos

para la salud, habiendo mejorado sensiblemente en relación a la época en que la

concesionaria privada, REPSA, poseía el monopolio del petróleo.

La empresa estatal PETROPAR utiliza tetraetilo de plomo en sus naftas (común y super), si

bien en cantidades sensiblemente menores al pasado. En la nafta común, se utiliza etanol

absoluto para mejorar el octanaje de la nafta, el que es menos dañino que el plomo.

Las transnacionales SHELL, ESSO y TEXACO, han introducido las denominadas "naftas

ecológicas" que, en realidad, no son tan amigables con el medio ambiente como su nombre lo

daría a entender, pues contienen benceno, tolueno y otros hidrocarburos saturados que, si no se

combustionan adecuadamente, son dañinos para la salud humana.

No existe un adecuado control de la calidad de la mayoría de los demás derivados de petróleo,

ni una mayor preocupación de la sociedad, si bien aparentemente responderían a normas de los

países de origen. No existen controles adecuados.

51

Además, no existen normas que garanticen la seguridad y calidad de otro tipo de energías

(leña, carbón).

3. Equidad

3.1 Indices de eletrificação

a. Argentina

El porcentaje de electrificacion es cercano al 95%. El de gas de red es cercano al 60 %,

pero da signo de haberse saturado cerca de ese valor bajo el regimen actual.

El análisis sugiere que existe un desplazamiento de fuentes y vectores tradicional por otros

más modernos No es evidente que esta sustitucion haya significado un costo adicional en

todos los casos, sobre todo si se tiene en cuenta algunos beneficios externos asociados (Vg.

en salud).

Sin embargo, estudios de caso muestran que la sustitución de leña / kerosene por gas

licuado ha significado un sensible aumento en el presupuesto familiar para el rubro,

inclusive forzando a la reversión del proceso, sobre todo en economías informales y en

sectores urbanos de escasos recursos en momentos críticos. Sistemas de distribución y

comercialización eficientes de leña para uso domiciliario no son corrientes, al igual que es

escasa la difusión de artefactos de diseño eficiente para su uso (vis a vis los usados con gas

y electricidad). Por su parte, el proceso de energizacion rural se encuentra estancado.

b. Brasil

Os dados disponíveis através da Pesquisa Nacional por Amostragem de Domicílios,

elaborada anualmente pelo IBGE, têm sido utilizados para valorizar o alcance social da

eletrificação no Brasil. Segundo os dados da PNAD, cerca de 94,7% dos domicílios

brasileiros seriam eletrificados no ano de 1999, sendo que 24,6% dos domicílios sem

52

iluminação elétrica estariam localizados na zona rural, e apenas 0,8% dos domicílios

urbanos não teriam acesso à eletrificação.

O problema desta avaliação é que a PNAD apenas identifica a iluminação elétrica no seu

levantamento. Os domicílios podem dispor de iluminação elétrica de diversas maneiras,

muitas delas comprometendo a qualidade do serviço energético obtido. É o caso, por

exemplo, dos domicílios não ligados à rede elétrica, que podem ser considerados como

auto-produtores, através da utilização de pequenos geradores alimentados por algum dos

derivados de petróleo que se prestam para este fim (óleo diesel, óleo combustível ou

gasolina), ou mesmo por meio de baterias automotivas que podem alimentar dois pontos de

luz num domicílio, e que guardam o incoveniente da necessidade de recarga frequente.

Outra questão se refere aos domicílios que só têm acesso à energia elétrica através de

ligações clandestinas, e portanto, em condições inadequadas no que diz respeito à

segurança e confiabilidade.

Segundo os dados do SIESE, o número de consumidores residenciais conectados

regularmente às redes de distribuição de energia elétrica, tanto nos sistema interligados

Norte-Nordeste e Sul-Sudeste-Centroeste, como nos sistemas isolados localizados na região

Amazônica, era de 38.668 mil domicílios em junho de 1999. Ou seja, dos 40.603,1 mil

domicílios com iluminação elétrica identificados pelo IBGE na PNAD de 1999, cerca de

2.826,1 mil domicílios têm acesso à iluminação elétrica sem qualidade em termos de

segurança e confiabilidade.

Portanto, aos 2.248,3 mil domicílios sem iluminação elétrica, conforme os dados da PNAD

para 1999, devem ser acrescentados estes outros 2.826,1 mil domicílios, o que perfaz um

total de 5.074,4 mil domicílios sem eletrificação no Brasil, ou cerca de 11,8% do total dos

domicílios, perfazendo uma população total de cerca de 20.297,6 mil habitantes.

Ainda, se considerarmos os dados de rendimento, trata-se de um contingente populacional

onde, ao menos, 83,7% tem renda mensal familiar inferior a 180 US$. Deste quadro decorre

53

a impossibilidade estrutural dos mecanismos de mercado levarem a estes quatro milhões e

meio de domicílios os benefícios da eletrificação.

c. Chile

De acordo com o Censo Nacional de 1992, o Chile possuía um total de 301.682 residências

não eletrificadas, correspondendo a 10% dos domicílios existente, aproximadamente 1,3

milhão de habitantes. Além disso, 54.539 residências possuíam eletricidade gerada a partir

de grupos geradores e 10.077 residências possuíam eletricidade gerada por outros tipos de

sistemas energéticos.

Portanto, 11,82% das residências não tinham acesso aos serviços de eletrificação das

companhias de eletricidade ou a um atendimento elétrico de qualidade.

Esse quadro apresenta-se com maior intensidade na zona rural, que contava com 270.123

domicílios nessa situação, ou seja, 53,35% das residências rurais existentes no país.

d. Paraguay

En el año 2000, la ANDE tuvo 963.815 usuarios conectados a su red. De lo cual, un 83,65%

eran clientes residenciales (806.231). Se estiman 5 personas/residencia, lo que da un total de

población conectada a la red de ANDE igual 4.031.156 personas que, sobre la población total

estimada (5.500.000 habitantes) da un total un porcentaje de electrificación de 73,3%.

La ANDE considera que el índice de electrificación es de un 83% pero, para ello, considera el

total de usuarios (incluidos comerciales e industriales), lo que es incorrecto.

Si bien la cantidad de usuarios directamente conectados a la red de la ANDE esta en torno a

73,3%, como se calculó, se debe tener en cuenta, como lo detectan estudios independientes,

que muchos usuarios de barrios populares o áreas rurales se conectan a la red a través de

vecinos, cifra que llega, en ciertos casos, hasta un 10% del total.

54

Además, los usuarios residenciales de estratos económicos medios y altos, cuando no llega la

red de ANDE, autogenera sus necesidades eléctricas por cuenta propia. Si bien estos estratos

son una minoría en las áreas rurales aún no electrificadas.

Puede estimarse, por ello, que el índice de electrificación está en torno a 80% en todo el país.

Están electrificadas todas las áreas urbanas y las áreas rurales más densas, restanto por

electrificar las áreas rurales más alejadas de la red y menos densas.

Mientras que el índice de electrificación es superior al 95% en áreas urbanas, es probable que

en áreas rurales esté en torno al 60%, como lo prueban recientes estudios.

Al menos en la Región Oriental (40% de la superficie del país), donde vive el 97% de la

población, todos los principales centros urbanos están conectados al SIN de la ANDE y las

áreas rurales más próximas a la red. Las áreas rurales aún no electrificadas en esta región

son no sólo las más distantes y con población más dispersa, sino también las más

pauperizadas.

En la Región Occidental o Chaco (60% del territorio nacional), donde vive el 3% de la

población, están electrificados también las poblados y las áreas productivas más importantes

(como las de las colonias mennonitas), conectadas al SIN de la ANDE.

Algunos poblados aislados poseen sistemas en base a combustibles fósiles y la mayoría de los

establecimientos ganaderos, típicos de esta región, carecen del servicio eléctrico, salvo, en

ciertos casos, de su propia autogeneración. Tampoco posee energía eléctrica, salvo

excepciones, la importante población indígena de esta región (cerca de 80.000 habitantes).

Um outro fator determinante para o índice de atendimento elétrico nessas áreas é o subsídio

tarifário para as classes de baixo consumo. No entanto, ele deveria ser voltado

exclusivamente para as classes de mais baixa renda ao invés de atingir as classes de baixo

consumo, mudança que ampliaria esse benefício.

55

Por outro lado, não há qualquer justificativa aceitável para que as classes com rendas mais

elevadas também sejam beneficiadas pelo subsídio das tarifas de energia elétrica, que tende

a gerar déficit na arrecadação da ANDE e dificultar a expansão do setor elétrico.

e. Uruguay

Em 1996, o consumo nacional de energia elétrica no Uruguai foi de 5180 GWh. Deste total,

setor residencial consumiu 2387 GWh, 46% da eletricidade total consumida no país. A

partir do número total de domicílios existentes no Uruguai, estima-se que cada residência

tenha consumido, em média, 6,8 kWh por dia ou 2,5 MWh por ano nesse ano.

O Uruguai possuía uma taxa de atendimento elétrico de 94%. Na zona urbana, esse índice

era de 97,5% e na zona rural de 59% (Censo, 1996). Essa elevada taxa de atendimento tem

uma relação direta com as peculiaridades demográficas do país, uma vez que mais de 90%

da população residem nas zonas urbanas, somente em Montevideo residem quase 45% da

população total, o que facilita o acesso à eletrificação. Um outro fator determinante para

esse índice de eletrificação, e a dimensão territorial relativamente pequena do país.

3.2 Carencias energéticas

a. Argentina

La Encuesta nacional de gasto de hogares indica que existe un déficit importante de confort

ambiental y casos criticos en los sectores indigentes, en especial en los carentes de gas de

red (40% de la población) que no acceden a un sucedáneo comercial.

En algunas areas no electrificadas tampoco hay servicios de provision de agua por la falta

de energia para bombeo o desalacion. No podemos dar datos confiables sobre las carencias

especificas de usos finales.

56

b. Brasil

Não se desconhece o vigor do processo de substituição da dendroenergia pelo GLP, cuja

ampliação de sua utilização acompanhou a evolução da taxa de urbanização ocorrida no

Brasil ao longo das últimas décadas. Entretanto, ainda é grande o número de domicílios

onde a lenha e o carvão vegetal se constituem nas fontes para cocção.

No ano de 1991, cerca de 22% dos domicílios no Brasil utilizavam a lenha ou o carvão

vegetal para satisfazer as necessidades de cocção. Tratavam-se de cerca de 7.642 mil

domicílios, sendo que 5.182 mil (ou 68%) eram domicílios rurais.

Numa tentativa de atualização dos dados, estima-se para o ano de 1997 que cerca de 8.074

mil domicílios permaneciam nestas condições, ou cerca de 19,8% do total de domicílios.

Cabe ainda assinalar que os dados da PNAD-Pesquisa Nacional por Amostra de

Domicílios, levantados pelo IBGE para 1997, indicavam um total de 1.210 mil domicílios

sem fogão (527,8 mil domicílios urbanos e 682,7 mil domicílios rurais), em contraste com

os 132 mil domicílios verificados em 1991.

Estas estimativas demonstram um elevado grau de iniquidade com respeito ao acesso a

fontes energéticas mais seguras e eficientes. A definição de uma estratégia energética

sustentável e democrática no Brasil deve, necessariamente, considerar a satisfação dessa

necessidade que atinge cerca de 8 milhões e 74 mil domicílios, ou uma população estimada

em 32,3 milhões de brasileiros, dos quais 70% estão localizados na zona rural do país.

Outra carência energética pode ser identificada a partir dos dados de posse de equipamentos

eletrodomésticos, conforme a PNAD de 1999. Os dados levantados indicam que cerca de

4,3 milhões de domicílios não possuiam rádio; 5,2 milhões de domicílios não possuiam

televisão; 7,4 milhões de domicílios não possuiam geladeira e 28,8 milhões de domicílios

não possuiam máquina de lavar.

57

Em termos de requerimento de energia elétrica, esta carência indica uma demanda da

ordem de 9,2 TWh/ano não satisfeita, o que constitui uma demanda reprimida a ser

satisfeita num contexto desejável de equidade.

c. Chile

A carência energética apresenta-se de forma mais acentuada na zona rural chilena, mais

especificamente em comunidades isoladas. Esse problema está relacionado, principalmente,

a baixa densidade populacional e a fragilidade econômica das regiões em questão, fatores

que as tornam pouco atrativas para as empresas distribuidoras de energia.

O índice de eletrodomésticos por domicílios é um indicador que evidencia esse contexto.

Em 1992, a zona urbana possuía 1,16 televisores (coloridos e preto/branco) por domicílio,

enquanto a zona rural possuía 0,65 televisores por domicílios. Considerando o índice

apenas para televisores coloridos, que são os mais caros, observa-se que na zona urbana ele

era de 0,63 televisores por domicílio, enquanto que na zona rural ele era de 0,17 televisores

por domicílio. A mesma tendência é observada para os refrigeradores, a zona urbana

possuía 0,65 refrigerador por domicílio, enquanto a zona rural 0,21 refrigerador por

domicílio.

Por outro lado, um estudo realizado pelo Programa de Investigações em Energia (PRIEN),

na Intercomuna Concepción-Talcahuano, em 1992, mostrou que para atender as

necessidades de cocção, o gás liqüefeito era a fonte de energia mais utilizada por todas as

classes sociais, apresentando apenas variações percentuais entre as classes (alta 56,2%,

média 78,8% e baixa 88,2%), enquanto que o gás canalizado aparecia como a segunda

fonte energética, porém ficando mais restrita as classes alta (43,2%) e média (20,1%). No

que se refere ao aquecimento ambiental, a lenha e o querosene eram as fontes mais

utilizadas. Na classe alta, a lenha era usada por 71,5% das famílias, enquanto que o

querosene por 56,7%. È percebida uma preferência pelo uso do querosene nas classes

média (querosene 57,3% e lenha 44%) e baixa (querosene 54% e lenha 35,8%). Na

lavagem de roupa, a eletricidade é a fonte preferida por todas as classes (alta 95,5%, média

58

84,5% e baixa 55%). Por fim, no que se refere a higiene pessoal, o gás liqüefeito aparece

novamente como a fonte mais utilizada por todas as classes (alta 56,7%, média 62,9% e

baixa 51,9%), porém, semelhante ao que ocorre na cocção, o uso do gás canalizado também

é significativo na higiene pessoal das famílias das classes alta (43,2%) e média (24,2%).

Um outro indicador importante para identificar a carência energética é o valor da qualidade

térmica, que nas residências mais pobre do meio rural é, em média, de 5,2 kcal/h.m3.ºC,

quando em residências em boas condições térmicas, ele deveria ser inferior a 2

kcal/h.m3.ºC. Esse valor elevado indica que a residência perde uma quantidade elevada de

calor, portanto, o consumo de lenha queimada é maior.

Desta forma, as residências mais pobres do meio rural chileno devem consumir 11,6 kg de

lenha por hora, 43 toneladas por ano, para manter uma temperatura ambiente em 18 ºC,

com uma temperatura externa de 5 ºC.

Um outro estudo sobre a identificação das carências energéticas, realizado na Província de

Cauquenes, mostrou que os consumos tanto das residências eletrificadas quanto das não-

eletrificadas estão abaixo da quantidade requerida para atender necessidades de iluminação,

lazer, refrigeração e planchas. Também observa-se que o nível de eletrificação residencial é

da ordem de 55,3%, um pouco mais baixo do que o nível nacional. Por outro lado, a nível

rural, a lenha é a principal fonte de energia residencial, sendo obtida através de coleta direta

pela família.

Nas residências eletrificadas, o consumo de uma família típica foi estimado em 55 kWh por

mês, quando o consumo deveria estar em 126 kWh por mês. Embora tendo acesso à energia

elétrica, essa família não consome energia suficiente para atender a necessidade de

iluminação, uma vez que ela consome em média 11 kWh por mês dos 82 kWh estimados

como ideal.

No caso das famílias não-eletrificadas, o consumo de uma família típica foi estimado em

19,5 kWh por mês, portanto, 106,5 kWh abaixo do referencial. Nestas residências apenas as

59

necessidade energéticas para planchas são atendidas. No caso da iluminação, há uma

carência de 80 kWh por mês e para lazer de 0,5 kWh por mês. Sem eletrificação, a família

fica impossibilitada de atender suas necessidades de refrigeração de alimentos.

As famílias não-eletrificadas apresentam um nível de iluminação 4,5 vezes menor do que as

famílias conectadas à rede. A nível de lazer, embora exista uma pequena diferença entre o

valor referencial e as famílias sem eletrificação, pode-se dizer que o lazer existe

independente de eletrificação. Percebe-se ainda que na zona rural sem eletrificação, as

famílias não dispõem de refrigeração, e nas eletrificadas, só 11% dispõem de

refrigeradores.

No que se refere às necessidades térmicas de uma família em um mês típico de inverno, o

consumo térmico é de 826,61 Mcal, quando o valor referencial é de 975,4 Mcal. Entre as

necessidades não atendidas satisfatoriamente estão a calefação, com 425 Mcal por mês

quando o referencial é 592,99 Mcal por mês, aquecimento de água para lavagem de roupa,

com 12,6 Mcal por mês quando o referencial é 23,4 Mcal por mês.

O déficit médio de 137, 99 Mcal por mês corresponde a 88 kg de lenha, se for considerada

uma eficiência de 45%. Este déficit sugere que o aquecimento está ocorrendo apenas em

um compartimento da residência e em condições insatisfatórias para a saúde, devido a

fuligem e vapor d'água, liberadas na combustão.

d. Paraguay

Aproximadamente el 20% de la población paraguaya carece de energía eléctrica. La población

que resta electrificar es la más pobre, dispersa y alejada de las redes eléctricas.

De las familias que poseen el servicio eléctrico, la mayoría que adquiere una cantidad mínima

de electricidad satisface precariamente sus necesidades de iluminación e información (radio,

TV). Las necesidades térmicas de la familia (agua caliente y calefacción en invierno) no son

satisfechas con energía eléctrica sino con leña o carbón, en forma muy precaria.

60

El servicio eléctrico que llega a la finca rural es de muy baja calidad (las interrupciones del

servicio son prolongadas y frecuentes) y no resisten usos productivos (bombeo de agua, corte

de forraje para animales, conservación de alimentos, etc) por su escasa potencia (generalmente

son tendidos monofásicos, con alambre galvanizado, de alta resistencia a la electricidad) y baja

tensión (al atardecer es imposible prender siquiera un tubo fluorescente).

En la cocción de alimentos y calentamiento de agua, las familias rurales y las familias urbanas

pobres carecen de una energía de calidad (como el GLP o la energía eléctrica). El ambiente de

cocción de alimentos es generalmente insalubre.

El 50% de la población cocina con leña, generalmente (90% ó más) en el piso, y

aproximadamente un 10% con cocinas portátiles ("braseros") a carbón vegetal, en áreas

urbanas pobres.

Para la calefacción del ambiente - aún cuando ello es necesario tan sólo durante algunos días

en el Paraguay - las familias rurales y urbanas pobres recurren a los "braseros de carbón", o

similares con leña, que son pequeños fogones metálicos que se introducen en las habitaciones.

En muchos casos ocurren intoxicaciones y muertes por desprendimientos de monóxido de

carbono.

e. Uruguay

O Uruguai, em 1996, possuía cerca de 58.000 domicílios sem acesso à eletrificação,

correspondendo a uma população em torno de 189.000 habitantes. Na zona urbana, havia

22.000 domicílios não atendidos pelos serviços de eletrificação, enquanto que na zona rural

36.000 domicílios encontravam-se nessa situação.

O uso de fontes comerciais de energia concentra-se principalmente nas regiões

economicamente mais prosperas e densamente mais habitadas. Por exemplo, em 1996,

Montevideo, que concentrava 43% da população e cuja participação no PIB chegou a

58,5%, concentrou 34,2% das vendas de derivados de petróleo. Canelones, com

61

participação de 7,1% no PIB, concentrou 13,1% das vendas de derivados de petróleo. Por

outro lado, Treinta y Tres e Flores, respectivamente, com participação no PIB de 1,2% e

0,7%, concentraram 1,8% e 1,4% das vendas de derivados de petróleo respectivamente.

Considerando as regiões que representam os dois extremos econômicos no Uruguai,

percebe-se que o perfil das fontes de energia consumidas nos domicílios também

confirmam essa tendência. Em Montevideo, para o aquecimento ambiental, dos 425.280

domicílios existentes, 70,4% usavam a eletricidade e os derivados de petróleo, 12,9%

utilizavam a lenha e outras fontes, enquanto 16,7% não faziam uso de nenhuma fonte de

energia. Para a cocção, 98,2% usavam a eletricidade e derivados de petróleo, 0,2%

utilizavam a lenha. Em Flores, para o aquecimento ambiental, dos 7.846 domicílios

existentes, 18,2% usavam eletricidade e derivados de petróleo, 66,6% utilizavam a lenha e

outras fontes e 15,2% nenhuma fonte de energia. Para a cocção, 87,5% usavam eletricidade

e derivados de petróleo, 10,6% utilizavam a lenha.

3.3 Gastos energéticos

a. Argentina

El análisis de la Encuesta Nacional de Gasto de Hogares (ENGH) muestra una clara

correlación negativa entre el ingreso y el consumo de electricidad y agua. Se ha intentado

explicar parcialmente este fenómeno por cuanto los altos costos de conexión y la falta de

progresividad en las tarifas de servicios penalizan los consumos bajos. En cualquier caso,

se ha demostrado que existen “imperfecciones de mercado” que explican la propensión al

gasto excesivo e ineficiente y a la inversión insuficiente en uso racional en todos los

segmentos sociales.

En el sector transporte, el más importante en la demanda final (33% de la matriz), hay dos

rubros que afectan la canasta básica, a saber: transporte intra e interurbano. El indicador

esencial para ambos es distancia recorrida por año por pasajero y esta determinado por

varias cuestiones de la organización de la vida urbana. Por ejemplo, la distancia media a los

62

lugares de trabajo, estudio, atención medica, etc. deben considerase al juzgar estos

indicadores Estudios de caso muestran una tendencia inequívoca al aumento del tiempo

utilizado en transporte en las grandes ciudades, concomitante con problemas de congestión

y deterioro de calidad de vida atribuible al aumento del parque automotor. Estos costos

sociales crecientes no son adecuadamente reflejados en la ENGH en el rubro transporte

publico y señalan una gran oportunidad para satisfactores sinérgicos, es decir alternativas

que resuelvan las varias dimensiones del problema.

El gasto en transporte presenta una apreciable dispersión geográfica, con un máximo de 5,1

en región MGBA y un mínimo de 2,12 en patagona como porcentaje del gasto total del

hogar. El promedio nacional es del 3, 97 %. Los guarismos se invierten para compra-venta

de vehículos particulares: 2,75 y 6,92 en las mismas regiones, para un promedio nacional

de 3,49%. A esto debe añadirse el costo de funcionamiento y mantenimiento del vehículo,

que suma 3,89 % como promedio nacional, dando un total de 7,38%. Es así el rubro

consolidado mas alto de los gastos del hogar, por encima de indumentaria y calzado (7,22),

productos medicinales (4,52), alquiler (4,70) y consumo de carnes rojas (5,54). El promedio

nacional de hogares con alquiler (4,70) y consumo de carnes rojas (5,54. El promedio

nacional de hogares con automóvil es del 35 %, con una fuerte estratificación por

calificación del jefe de hogar: 69,76 % para profesionales y 18,35% para no calificados.

La conclusión es que existe una dominancia del gasto social en transporte privado por sobre

el publico. A esto debe añadirse el mayor costo social por externalidades antes citado, que

es pagado también por los que usan transporte publico. Sin embargo, seria importante

analizar con mas detalle el impacto de los distintos modos en los distintos sectores sociales.

Por ejemplo, los profesionales destinan el 11,23 % del gasto total al automóvil contra el

4,47 % de los no calificados, pero esta estratificación, consistente con la de posesión de

vehículo antes mencionada, solo muestra la preferencia del modo particular con ingresos

crecientes y no dice mucho sobre la satisfacción de necesidades de transporte de unos y

otros.

63

El modo dominante es el del automóvil particular en el medio urbano, con el 82% del

consumo energético del subsector. En cuanto a las fuentes secundarias, la gasolina domina

con el 84,4% en el medio urbano (incluyendo en este valor los viajes interurbanos, ya que

no pueden discriminarse en el transporte de pasajeros en automóvil. Los trenes y

subterráneos como modo y la electricidad como vector son excepcionales y de cuantía

marginal en el total, excepto en la región MGBA.

El consumo energético intraurbano del transporte de pasajeros sector es el 33,8 % del total,

contra solo el 7,1% del correspondiente al interurbano. Aunque el grueso corresponde al

transporte de cargas interurbano (60%), el peso económico del subsector pasajeros es mas

alto que el de cargas y recae casi enteramente sobre los gastos de los hogares.

b. Brasil

Os dados disponíveis sobre os gastos energéticos das famílias e o peso sobre seus

rendimentos mensais restringem-se à indicação dos valores gerais da despesa média de

consumo mensal familiar, independentemente do estrato de renda a que eles se referem.

Sendo assim, os gastos com energia elétrica correspondem a R$ 29,47 (2,97%), com

transporte urbano R$ 43,42 (4,38%) e com combustíveis (gasolina) a R$ 24,15(2,43%).

As chamadas “tarifas sociais” no serviço de distribuição de energia elétrica foram criadas e

foram freqüentemente utilizadas como ferramentas para o atendimento às demandas da

população mais carente, levando o fornecimento desses serviços a caracterizar-se como

espaço para implementação de políticas de redistribuição de renda.

A redução, em novembro de 1995, dos descontos para a faixa de consumo mais baixo, foi

sintomática da atual política governamental de corte de subsídios para as tarifas de energia

elétrica pois, ao mesmo tempo, decidiu-se modificar o alcance da tarifação em cascata.

64

Os procedimentos, por exemplo, da empresa Eletropaulo a esse respeito são bastante

ilustrativos. Os critérios adotados pela empresa para definição do consumidor que pode

usufruir a tarifa social são os seguintes: renda familiar de até três salários mínimos; carga

instalada máxima de 6 kW e área construída de até 72 m2, em padrão construtivo modesto.

A partir da definição do requerimento mínimo mensal de 220 kWh, a conta mensal de luz

deste domicílio alcançaria R$ 46,27. Considerando a imposição do ICMS, cuja alíquota

resulta num acréscimo de 33,33%, a conta mensal de luz alcançaria R$ 61,54. Para os

domicílios classificados em função do nível de renda familiar, este gasto apresentaria o

seguinte nível de comprometimento: até 1 salário mínimo (60 US$) 34,2%; até 3 salários

(180 US$) 11,4%; até 5 salários (300 US$) 6,8%; e até 10 salários (600 US$) 3,4%.

A partir destes dados, estima-se que para 58,3% das famílias brasileiras (ou cerca de 25

milhões de domicílios) a satisfação das suas necessidades com energia elétrica ficaria

comprometida pela renda. Em termos absolutos, a ser mantido o atual quadro são cerca de

100 milhões de brasileiros que correm o risco de sofrer com a privação de energia elétrica

por serem pobres.

c. Chile

Entre 1987 e 1988, o Instituto Nacional de Estatística do Chile realizou um estudo na

Grande Santiago, que compreende a Província de Santiago e as cidades de Puente Alto e

San Bernardo. Nesse estudo, percebe-se que na quinta parte mais pobres da população, os

gastos com energia correspondem a aproximadamente 10% das despesas totais. Já na quinta

parte mais rica, os gastos com energia correspondem a 4,2% dessas despesas.

Deve-se ressaltar que em Santiago, a população de mais baixa renda procura atender as

suas necessidades energéticas fazendo uso também da lenha, obtida sem custo, quando não

possuem dinheiro para comprar gás liqüefeito. Quando na há essa possibilidade de

substituição, as classes de mais baixa renda elevam os seus gastos com energia ou ficam em

situação mais precária para atender suas necessidades energéticas. Além disso, estudos

65

anteriormente realizados em outras regiões, apontavam para gastos com energia maiores do

que 20% em relação aos gastos totais nas classes de mais baixas rendas.

d. Paraguay

En 1999, a nivel residencial se vendieron 1.903,6 millones de kWh a 806.231 usuarios. Ello

significa un consumo promedio de 2.361 kWh/año, o bien, de 196,8 kWh/mes.

Actualmente, la tarifa eléctrica es de unos 60 US$/MWh (0,06 US$/kWh) a nivel residencial.

Ello determina una factura promedio de 11,81 US$/mes, o bien, 141,7 US$/año.

Como el PIB/cápita del Paraguay es de 1.600 US$/habitante, para una familia de 5 miembros

(8.000 US$/familia-año) la incidencia promedio de la tarifa eléctrica será de 1,77%.

Para los estratos más bajos, los ingresos promedio son muy inferiores. El salario mínimo del

Paraguay es actualmente de 761.000 Gs (200 US$/mes) y, muchas veces, se paga menos del

mínimo. Si éste fuera el ingreso de una familia y su consumo eléctrico estuviera --como es

normal para familias pobres-- del orden de 100 kWh/mes (la mitad del promedio), el gasto en

energía eléctrica (6 US$/mes) llegaría a un 3% de sus ingresos según salario mínimo.

Com respecto a la cocción de alimentos, generalmente, una familia consume una garrafa de

10 kg de GLP por mes (6,55 US$/mes = 78,6 US$/año). Para una familia promedio (1.600

US$/habitante/año = 8.000 US$/familia-año), ello implica algo menos de 1,0% de sus

ingresos.

Sin embargo, si se trata de una familia que percibe un salario mínimo al mes, la incidencia del

gasto en GLP será de (6,55: 200 =) 3,3% de sus ingresos mensuales.

Si la familia utiliza carbón vegetal, normalmente emplea entre 3 y 4 kg por día, de acuerdo al

tipo de alimentación que prepara, incluyendo desayuno, almuerzo y cena. Ello quiere decir

que gasta unos 100 kg de carbón/mes, o bien, unos 13,10 US$/mes, el doble que si utilizara

66

GLP (para el mismo consumo). Ello implica una incidencia de 6,6% de los ingresos

mensuales, si la familia percibiera un salario mínimo/mes

Para el caso de las familias que utilizan leña, se ha calculado que deben emplear,

aproximadamente, una jornada de trabajo/semana. Esta tarea no tiene una asignación

económica y muchas veces es desarrollada por jóvenes, ancianos o niños. Sin embargo, si

debiera emplear su tiempo para recoger leña la persona que sostiene la familia (muchas

veces la mujer), le estaría dedicando hasta 1/7 de su tiempo semanal, es decir, un 14,3% de

su tiempo que puede ser empleado en obtener ingresos. Si fueran dos las personas que

sostuvieran la familia, su incidencia en los ingresos familiares sería de 7,2%. Hay que

enfatizar que este empleo de tiempo es muy aleatorio y depende mucho de las

circunstancias ambientales. En algunos casos puede ser mucho menor (biomasa forestal

disponible cerca) o, incluso, mucho mayor (áreas deforestadas, suburbanas y hasta

urbanas).

Há que se considerar que os preços médios dos derivados de petróleo são, por exemplo, os

mais baixos entre os países que compõem o Mercosul, em parte, devido a margem de

ganhos mais baixa das empresas paraguaias que atuam no setor. Por exemplo, em 1992, a

margem das empresas na Argentina era de US$ 0,136 por litro, enquanto no Paraguai ela

era de US$ 0,155. Em 1999, a margem na Argentina passou para US$ 0,214, enquanto no

Paraguai ela foi reduzida para US$ 0,151.

e. Uruguay

Em 1998, o faturamento total da UTE chegou a US$ 748 milhões, decorrentes da

comercialização de 7.464 GWh. Portanto, a tarifa elétrica média de comercializada pela

UTE ficou em torno de US$ 105,09 por MWh. Os ganhos da UTE chegaram a US$ 248

milhões.

Com a entrada em operação da Central Valle, que passará a operar com gás natural, o custo

de geração desta central cairá de US$ 40 por MWh para US$ 16 por MWh (Medina &

67

Zorulha - Taller Santiago de Chile: Uruguai). Desta forma, se for mantida a tarifa média de

US$ 105,09 por MWh, a segunda mais elevada entre os países que compõem o Cone Sul

em 1998, menor apenas que a praticada no Chile, a UTE tenderá a aumentar seus ganhos,

com a inserção do gás natural na matriz energética do país, contexto que poderá contribuir

para elevar os investimentos no setor elétrico, ampliando os serviços de eletrificação, o que

pode contribuir para o atendimento das demandas elétricas daquela parcela da população

que ainda não tem acesso aos serviços de eletrificação.

CUADRO COMPARATIVO: PRECIOS INTERNOS AL CONSUMIDOR (JUNIO/2001)

COMBUSTIBLES (US$/Galón) ELECTRICIDAD (US cent/kWh)

P A I S MONEDA NACIONAL

PARIDAD M.N./US$

GASOLINAREGULAR

DIESEL OIL

FUEL OIL

GAS L.P. (US$kg)

RESIDEN. COMERC. INDUSTR.

ARGENTINA Pesos 1.00 3.69 2.01 0.69 1.00 9.13 15.25 7.30

BRASIL Real 2.30 2.50 1.25 0.62 0.69 9.38 8.18 4.32

CHILE Peso Chil. 616.07 2.79 1.56 0.76 0.79 8.58 8.19 5.52

PARAGUAY Guarani 3800.00 2.18 1.36 0.74 0.69 6.83 7.28 3.91

URUGUAY Peso Urug. 13.37 3.94 1.95 0.64 0.78 13.63 12.39 7.01

Fuente: SIEE-Sistema de Información Economica Energética - OLADE, 2002.

4. Energia y Medio Ambiente

a. Argentina

Abordaremos la problemática medioambiental del consumo energético en primer lugar

desde el punto de vista de la emisión de gases de efecto invernadero.

Asumimos desde este trabajo la existencia de la problemática del calentamiento global

como un hecho suficientemente probado y preocupante desde el punto de vista de las

perspectivas del desarrollo. De esta manera nos planteamos ver la incidencia del consumo

energético en nuestro país como aporte a ésta problemática y los caminos posibles.

68

Desde esta perspectiva podemos ver los siguientes datos extraídos del “Inventario de gases

de efecto invernadero” Proyecto ARG/95/G/31 – PNUD – SECYT editado en dieciembre

de 1997.

En el siguiente cuadro podemos observar el total de los gases emitidos en 1994 a partir del

consumo energético:

Emisión CO2 CH4 N20 NOx CO COVDM

Masa total de contaminante

(Gg)

110111,76 70,8673 0,8197 619,219 1735,704 328,982

Se hace necesario para poder dar significación a estos datos realizar un análisis del peso de

cada sector de consumo energético como responsable de dichas emisiones. En primer lugar

trabajaremos sobre el dióxido de carbono por ser el de mayor peso proporcional en la masa

emitida de contaminantes.

El peso de cada sector en la emisión del mismo es la siguiente:

- Sector Transporte: 31%

- Sector Energético: 30%

- Sector Residencial y Comercial: 23%

- Sector Industrial: 16%

Como se puede ver, al desagregar el sector energético del industrial se puede ver que el

mayor peso en las emisiones de CO2 corresponde al Sector Transporte. Dentro del mismo

resulta excluyente el papel del transporte por carreteras, significando el mismo el 94 % de

las emisiones debidas al transporte y el 29,86 % del total de emisiones.

Si bien estos datos son del año 1994 y en los últimos años se ha dado una gran penetración

del gas natural comprimido no solo en el transporte individual sino en el de pasajeros,

también debe tenerse en cuenta que se incrementó de manera significativa el parque

automotor individual a partir de medidas como el Plan Canje por ejemplo.

69

Dentro del sector energético el 62,7 % corresponde a la generación de energía eléctrica de

origen térmico, constituyéndose este factor como el 18,3 % del total de las emisiones de

CO2.

En el sector industrial debemos tener en cuenta que el peso fundamental de las emisiones

de CO2 no se deben a consumo energético sino a razones de proceso. Por ejemplo podemos

ver que del total de las emisiones de dicho contaminante en este sector más del 84% se

debe a las industrias vinculadas al cemento y otros usos de las piedras caliza y dolomita.

Con respecto a la emisión del año 1990 que fue de 98317,38 Gg vemos un incremento de

aproximadamente el 12 %.

La tasa de emisión de CO2 por habitante era en el año 1994 de 3,4 tCO2/hab superior a la

tasa media internacional de emisión estimada en 2,5 tCO2/hab en el año 1990.

Si analizamos lo que ocurre con los óxidos de nitrógeno (NOx) la distribuición es la

siguiente:

- Sector Transporte: 52%

- Sector Agricultura: 24%

- Sector Energia: 18%

- Sector Industria: 4%

- Otros Sectores: 2%

De esta manera podemos ver que aquí también el peso fundamental recae sobre el sector

transporte con más de la mitad de aportes a las emisiones de óxidos de nitrógeno. Es de

hacer notar que el item indicado como agricultura es debido al consumo de diesel oil en

maquinaria vinculada a la actividad agropecuaria.

Dentro del sector transporte el 91% corresponde al transporte por carreteras siendo el peso

fundamental el del transporte de cargas con camiones pesados y ómnibus.

70

Del análisis de las emisiones de monóxido de carbono (CO) podemos ver cual es la

incidencia de cada sector:

- Sector Transporte: 96%

- Sector Agricultura: 3%

- Otros Sectores: 1%

Si analizamos lo que ocurre con los compuestos orgánicos volátiles distintos al metano

(COVDM) veremos que también el 92% de dichas emisiones corresponden al sector

transporte.

En el Caso del metano (CH4) el 44% corresponde al sector transporte y prácticamente todo

el resto se consideran emisiones fugitivas. Debemos tener en cuenta de que a pesar de que

las cifras de emisión de metano puedan parecer reducidas el potencial de calentamiento

atmosférico de este compuesto es mucho más alto que el del dióxido de carbono por

ejemplo.

El otro aspecto importante a tener en cuenta en cuanto a la relación entre el consumo

energético y las emisiones de gases, es el efecto de contaminación del aire debido a los

mismos.

Con respecto a los efectos contaminantes estos están ligados fundamentalmente no solo a

las emisiones sino a condiciones climáticas y su incidencia y afecciones sobre la salud están

asociadas a los grados de concentación de los mismos. En nuestro país no existe un sistema

de monitoreo centralizado y unificado, solo existen experiencias de mediciones en

diferentes ciudades.

b. Brasil

Em 1999, as emissões totais brasileiras foram de 313,5 milhões de toneladas de CO2, sendo

superiores as emissões verificadas em 1980, com 268,8 milhões de toneladas, e em 1990,

com 258,1 milhões de toneladas.

71

Considerando os volumes de 1990 em comparação a 1980, observa-se uma significativa

redução das emissões de CO2, que pode ser explicada pela diminuição do consumo de dois

dos derivados de petróleo – o óleo combustível e a gasolina – esta última devido ao

Próalcool como alternativa para o combustível automotivo. Por outro lado esta redução

também encontra explicação na diminuição da utilização da lenha e do carvão vegetal como

fontes energéticas.

Entretanto, os dados para 1999 em relação aos de 1990 indicam um aumento bastante

significativo nas emissões, da ordem de 21,5% no período, ou 2,2% a.a. (5,7 milhões de

toneladas de CO2 ao ano). Tal incremento se deveu ao vigoroso crescimento do consumo

dos derivados de petróleo, notadamente o óleo diesel e a gasolina. A biomassa de origem

nativa, por seu turno, reduziu o volume de emissão à metade daquele verificado em 1980.

A despeito da significativa participação da hidroeletricidade na oferta energética brasileira,

mesmo considerando a necessidade da adoção de uma conversão mais adequada para a

unidade em tep, a evolução das emissões líquidas de CO2 no período 1990-1999 deixa o

Brasil numa posição extremamente desconfortável em termos de emissões per capita, com

1,78 tCO2/hab em 1990 e alcançando 1,92 tCO2/hab em 1999.

A contribuição das queimadas no Brasil para a emissão de CO2, e o consequente efeito-

estufa, ganhou evidência internacional a partir de 1988, quando foram tornadas públicas

fotografias obtidas pelos satélites da Nasa, indicando que cerca de um milhão de hectares

estavam cobertos por fumaça na Amazônia brasileira.

Os números referentes a área de desflorestamento variavam de 1,4 para 8,0 milhões de

hectares devastados anualmente. Dados mais recentes evidenciam que o ritmo de

desflorestamento na Amazônia é crescente. Segundo o INPE (1998), enquanto que em 1991

a taxa foi de 11.130 km2, em 1995 ela teria alcançado cerca de 28.000 km2, decrescendo

para 13.227 km2 em 1997, e voltando a crescer em 1998, alcançando 16.838 km2. Ainda

conforme os dados do INPE, estima-se em cerca de 530,3 milhões de km2 a área total de

desflorestamento no período 1978-1998, aproximadamente 13% da área original da floresta

72

amazônica. O resultado é de cerca de 300 milhões de toneladas anuais de CO2 (ou 6 bilhões

de toneladas de CO2 em vinte anos), o que praticamente dobra os volumes líquidos anuais

de emissão proveniente das fontes energéticas.

c. Chile

Em 1993, segundo informações do PRIEN, os sistemas energéticos no Chile emitiram um

total de 32,79 milhões de toneladas de CO2, 33,4 mil toneladas de CH4, 1,4 mil toneladas de

N2O, 154,4 mil toneladas de NOx, 854,6 mil toneladas de CO, 130,4 mil toneladas de SO2 e

124,8 mil toneladas de COVNM, para um consumo de 10,67 Mtep, sem incluir as emissões

decorrentes do consumo de biomassa.

Em relação às emissões de CO2, tem-se a seguinte distribuição entre os setores: transporte

11,77 milhões de toneladas (35,8%), maior emissor, industrial 10,04 milhões de toneladas

(30,6%), energético 6,37 milhões de toneladas (19,4%), residencial, comercial e público

3,84 milhões de toneladas (11,7%) e agropecuário 0,78 milhão de toneladas (2,4%). No

entanto, deve ser ressaltado que a não inclusão das emissões de CO2 provocadas pelo

consumo de biomassa, principalmente, nos setores residencial e industrial subestima as

emissões totais destes setores.

O setor de transporte também aparece como a maior emissor de N2O, com 0,8 mil toneladas

(57%), de NOx, com 74,5 mil toneladas (48,3%), e COVNM, com 68 mil toneladas

(54,5%). Já o setor industrial é o maior emissor de SO2, com 54,8 mil toneladas (42%),

enquanto que os setores residencial, comercial e público são os maiores emissores de CH4,

com 27,2 mil toneladas (81,4%) e de CO, com 438,1 mil toneladas (51,3%).

Estabelecendo relações entre a emissão total de CO2, o consumo de energia, a economia e o

número de habitantes, percebe-se que, em média, o Chile emitiu 3,07 toneladas de CO2 por

tep de combustíveis fósseis consumida, 740 toneladas de CO2 por cada US$ 1 milhão

produzido e cada habitante emitiu cerca de 2,4 toneladas de CO2 por ano, voltando a

73

lembrar que estas relações estão subestimadas por não incluir as emissão provocadas pelo

consumo da biomassa.

d. Paraguay

En general, los sucesivos gobiernos paraguayos no han considerado el ambiente al tratar la

cuestión energética. Las hidroeléctricas han sido vistas como negocio para las élites

gobernantes y como fuentes de divisas para el país, pero totalmente divorciadas de la

problemática ambiental.

Este enfoque anti-ambiental explica por qué en 1994 el Gobierno paraguayo liderado por

Wasmosy autorizó, con el de Menem (Argentina), el llenado del embalse de Yacyretá sin que

se hayan mínimamente mitigado los efectos sociales y ambientales que se producirían con el

llenado de la presa y mucho menos encarados programas de restauración y compensación de

los daños sociales, económicos y ambientales y de la pérdida del patrimonio de biodiversidad.

Al mismo tiempo, en Itaipú se gasta un fabuloso presupuesto en negociados para obras y

servicios innecesarios --o hasta inexistentes-- todos los años, mientras se descuida el manejo

ambiental de su cuenca. Según estudios conservadores, en un plazo de alrededor de 130 años

se colmatará el embalse de Itaipú, echando a perder, así, a la mayor riqueza natural en

explotación del Paraguay, tal vez para siempre (una vez colmatada, su operación será muy

difícil; el dragado, será casi con seguridad inviable por su alto costo).

Sin embargo, con una inversión relativamente pequeña, que será ampliamente compensada en

cuanto a la sustentabilización de las centrales hidroeléctricas, tanto la Itaipú como Yacyretá

pueden encarar programas de restauración de la cobertura boscosa nativa y de implementación

de agricultura sustentable en sus cuencas de aporte.

Lo mismo ha ocurrido en materia de la biomasa forestal. Nada se ha hecho para incentivar su

producción sustentable. El proceso de deforestación continúa a pasos cada vez más

74

agigantados, principalmente empujado por la conversión de los últimos ecosistemas boscosos

remanentes, a pasturas para el ganado y cultivos empresariales de soja para la exportación.

En la década del 90 terminó por desmantelarse lo poco que quedaba aún del Plan Nacional del

Alcohol. Ya no existen, en la práctica, más vehículos movidos a alcohol, como ocurría en la

década del 80. Persiste una única planta de alcohol absoluto, propiedad de la estatal

PETROPAR, produciendo cantidades limitadas de este combustible (0,1% de la demanda

energética), que se mezcla con la nafta común.

En términos generales puede decirse así que, en lugar de darse cambios positivos en un sentido

ambiental, en la década del 90, y hasta ahora (2001), en el Paraguay se afianzó un modelo

energético no renovable, con catastróficas consecuencias para el presente y futuro.

Estima-se que, em 1998, o Paraguai emitiu aproximadamente 14,7 milhões de toneladas de

CO2, decorrente do consumo de energia. Deste total, a biomassa, excetuando-se o consumo

de álcool hidratado, contribuiu com 10,9 milhões de toneladas (74,15%), das quais somente

a lenha contribuiu com 7,5 milhões de toneladas, e os derivados de petróleo com 3,8

milhões de toneladas (25,85%), sendo que o gas oil e a nafta, utilizados principalmente no

setor de transporte, contribuíram com 3,2 milhões de toneladas (84,2%).

Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), por efecto del consumo de energía, son

las resultantes de (i) la combustión de energías fósiles, (ii) la combustión de biomasa, (iii) la

emisión de gas metano de las centrales hidroeléctricas de Itaipú y Yacyretá, (iv) la liberación

de carbono por la destrucción de los bosques.

El Consejo Mundial de Energía (WEC) calculó que las emisiones de CO2 del Paraguay por

efecto de la quema de combustibles fósiles fue de 3,6 millones de tn de CO2 (MtCO2), unas 1,0

millones de tn de carbono (MtC) en 1995. Admitiendo un consumo de petróleo de 1.237 miles

de tep/año y una emisión de 1,14 tnC/tep, el Paraguay estaría emitiendo, en este momento

(2001), 1,41 MtC, bastante más de lo calculado por el WEC en 1995.

75

La combustión de la biomasa forestal, al basarse en bosques no renovables, implica una

emisión neta de gases de efecto invernadero que, calculadas a semejanza del Ministerio de

Minas y Energía del Brasil (0,811 tnC/tep) significará para el Paraguay la emisión de (1,783

Mtep x 0,811 =) 1,45 MtC.

Se admitirá que, en forma neta, la producción y combustión de etanol, así como de residuos

vegetales como el bagazo de caña, no generan emisiones netas de gases de efecto invernadero,

igual consideración que hace el MME del Brasil.

No existen estadísticas ni cálculos en relación a la cantidad de metano que podría estar siendo

emitida por las represas de Itaipú, Yacyretá, Acaray e Yguazú, éstas dos últimas enteramente

paraguayas.

Con las aclaraciones realizadas, las emisiones de gases de efecto invernadero del Paraguay en

el año 2000 serían (derivados de petróleo: 1,41 MtnC; y biomasa forestal: 1,45 MtnC) de 2,86

MtC, exclusivamente en cuanto a la combustión de energías fósiles y biomasa forestal (leña y

carbón vegetal).

No existen mediciones de la cantidad de CO, NOx y SOx emitidos por la combustión de

energías fósiles y biomasa. Al no consumir el Paraguay carbón mineral - sino en ínfima

cantidad, muy esporádicamente - se puede presumir que las emisiones de SOx son mínimas.

No existen registros confiables en relación a las emisiones de CO y de NOx.

e. Uruguay

A organização do uso e manejo do espaço no desenvolvimento das atividades produtivas

geram uma pressão diferencial sobre os diversos ecossistemas e uma alteração das

condições naturais, produzindo uma série de problemas ambientais, tais como: erosão do

solos, contaminação das águas, poluição do ar, perda de biodiversidade.

76

No que se refere especificamente aos impactos provocados pelos padrões de produção,

transporte e uso de energia, o Uruguai apresenta três características que precisam ser

analisadas em detalhe: a forte dependência de derivados de petróleo observada na matriz

energética e suas conseqüências para o aumento das emissões de dióxido de carbono,

óxidos de nitrogênio e de enxofre, material particulado; a estratégia de substituição de parte

dos derivados de petróleo pelo gás natural e pela fonte hídrica na geração de energia

elétrica e suas conseqüências para o aquecimento do planeta, para a biodiversidade, para a

agricultura e para o processo de urbanização racional, e o consumo intensivo de lenha nos

setores residencial e industrial e suas conseqüências negativas para o desmatamento e para

o processo de desertificação no país.

Em 1998, a participação dos derivados de petróleo na matriz de consumo de energia do

Uruguai chegou a 62,6% de toda a energia consumida no país, porém como o consumo per

capita de energia é relativamente pequeno em relação, por exemplo, aos países mais

desenvolvidos, observa-se que, mesmo com essa participação, as emissões de CO2 estão

abaixo da média mundial. De acordo com a Unidad de Cambio Climático (UCC) a emissão

anual per capita de CO2 ficou 1,6 toneladas em 1997, enquanto que a média mundial ficou

em 4 toneladas (UCC, 1998).

Em 1990, a emissão total de CO2 ficou em 5,78 milhões de toneladas, incluindo a

participação da biomassa e do carvão mineral. Deste total, o setor residencial emitiu 1,81

milhão de toneladas (31,3%), sendo que as emissões a partir da queima de derivados de

petróleo ficaram em 0,45 milhão de tonelada (7,8%), o setor industrial emitiu 1,89 milhão

de toneladas (32,7%), das quais 1,11 milhão (19,2%) tiveram origem a partir da queima de

derivados de petróleo e carvão, o setor de transporte emitiu 1,48 milhão de toneladas

(25,6%) e outros setores emitiram 0,6 milhão de toneladas (10,4%).

Em 1994, houve mudanças significativas no perfil das emissões de CO2 dos diversos

setores. Das 6,05 milhões de toneladas emitidas, o setor residencial contribuiu com 1,78

milhão de toneladas (29,4%), das quais 0,45 milhão (7,4%) tiveram origem a aprtir da

queima de derivados de petróleo, portanto, registrando uma queda de 1,7% em relação a

77

1990, o setor residencial emitiu 1,39 milhão de toneladas (23%), sendo que as emissões

decorrentes da queima de derivados de petróleo corresponderam a 0,62 milhão de toneladas

(10,2%), apresentando uma queda de 26,5% em relação a 1990, o setor de transporte emitiu

2,18 milhão de toneladas (36%), mostrando um crescimento de 47,3% em relação a 1990, e

os outros setores emitiram 0,7 milhão de toneladas.

O perfil das emissões de dióxido de carbono, provocadas pela produção e consumo de

energia, mostra peculiaridades que devem ser consideradas na elaboração de políticas

energéticas sustentáveis.

O primeiro ponto a ser destacado é a emissão de CO2 provocada pelo consumo de

biomassa. Em 1990, a emissão a partir da queima de biomassa contribuiu com 37,3% das

emissões totais. Em 1994, ela caiu para 35,1%. Essa elevada participação, geralmente,

tende a ser negligenciada por um erro de interpretação do conceito de renovabilidade, uma

vez que por se tratar de um recurso renovável, a biomassa apresentaria um balanço

emissão-fixação de carbono nulo. Porém, na verdade, um balanço com essas características

só é observado quando, por exemplo, utiliza-se lenha de florestas plantadas ou quando a

taxa de emissão de CO2, decorrente da queima de lenha nativa, é menor do que a taxa de

fixação apresentada por florestas deste tipo. Desta forma, como as informações sobre a

origem da biomassa são precárias, as emissões devem ser consideradas. Portanto, os setores

residencial devem receber maior atenção em relação a essa questão.

De acordo com o IPCC, o fator de emissão de carbono para a biomassa sólida é de 29,9 tC

por TJ. Como em 1996, o consumo de biomassa ficou em 303 ktep no setor residencial e

174,4 ktep no setor industrial, as emissões a partir da biomassa nestes setores foram,

respectivamente, 1,4 milhão de toneladas e 0,8 milhão de tonelada de CO2.

Se a lenha consumida no setor residencial é de origem plantada, a questão das emissões de

gases poluentes fica restrita à poluição do ar no interior das residências provocada pela

queima desta fonte de energia tanto para o aquecimento ambiental quanto para a cocção de

alimentos.

78

Essa poluição pode ser minimizada pela utilização de fontes menos poluentes, como o gás

liqüefeito de petróleo ou o gás natural canalizado. Porém, como já foi observado, a

utilização destas fontes de energia depende da melhoria da renda da população.

No caso de lenha de origem nativa, com índices de emissão superior ao índice de fixação de

carbono, a substituição da lenha por gás natural canalizado no aquecimento residencial,

bem como pelo gás liqüefeito de petróleo contribuiria para reduzir as emissões de CO2.

No setor industrial, o gás natural usado para a cogeração é vista como uma estratégia de

redução das emissões neste setor, não só pela substituição da biomassa, caso esta seja de

origem nativa, mas, também, pela substituição do óleo combustível.

A segunda questão diz respeito as emissões do setor de transporte, mais especificamente o

transporte rodoviário, cuja participação nas emissões totais deste setor correspondeu a 93%

em 1994, ou seja, foram emitidas 2,03 milhões de toneladas de CO2 neste ano.

O transporte rodoviário é o maior emissor de CO2 no Uruguai. Entre 1990 e 1994, ele

apresentou um crescimento de 50% na quantidade de CO2 emitida. Entre as estratégias que

poderiam ser utilizadas para reduzir e/ou mitigar essas emissões do setor rodoviário, citam-

se: a substituição de parte do diesel e gasolina, que, respectivamente, possuem fator de

emissão de carbono de 20,2 tC por TJ e 18,9 tC por TJ por gás natural, que possui um fator

de emissão de carbono de 15,3 tC por TJ; a substituição de parte do diesel e da gasolina por

biodiesel e álcool carburante; a implantação de florestas artificiais para fixar parte do

carbono emitido pelo setor de transporte. No entanto, a definição das melhores alternativas

exige uma análise criteriosa dos benefícios e custos de cada uma delas.

Por fim, faz-se necessário elaborar um balanço entre as emissões e o potencial de fixação

de CO2 que o país apresenta, porque só assim será possível identificar qual a real

participação do Uruguai no aquecimento global.

79

5. Energia y Democracia

a. Argentina

Existe baja participación en los organos (entes) de regulación ,los cuales ademas tienen

muy estrechos margenes de intervención. Existen iniciativas populares de alta respuesta

como la Tarifa social, llevada adelante por organizaciones sociales como los sindicatos dela

energia.

La ley eolica fue tambien aprobada después de una larga campaña de las ONGs

ambientalistas (Greenpeace). Las campañas recativas han tenido picos muy altos como el

rechazo al repositorio nuclear, a la represa de Parana Medio, que culmino con la ley

antirepresas de Entre Rios y el plebiscito en Misiones contra Corpus.

Existen cooperativas electricas con distinto grado de participación en la toma de decisión

por parte de los usuarios . En total proveen a un segmento importante de las ciudades

pequeñas y medianas de electricidad y otros servicios .

b. Brasil

Apesar de alguns esforços bastante localizados, hoje no Brasil não é possível identificar

espaços institucionais onde o debate sobre a política energética possa se ampliar.

Tudo se passa como se as opções de utilização de fontes energéticas, de sua transformação,

de seu transporte e distribuição até os consumidores finais pudesse prescindir da

participação direta e ativa de setores da população direta ou indiretamente envolvidos pelas

decisões, sejam eles os atingidos pelas perspectivas de implantação de empreendimentos

energéticos (barragens, ampliação da capacidade de refino, construção de dutos, terminais,

sub-estações, linhas de transmissão..., entre outros), sejam eles consumidores.

80

A superação deste quadro, com um desejável envolvimento da sociedade no debate

energético e sua efetiva participação no processo decisório enfrenta dificuldades de várias

ordens.

Uma delas diz respeito às dificuldades de acesso a informações, o que tem sido utilizado

para assegurar a viabilização dos empreendimentos projetados. A despeito da existência de

uma legislação que procura assegurar o direito à informação, via-de-regra as populações

envolvidas acabam se sujeitando à situações onde prevalece a estratégia do fato

consumado.

Ainda, a ausência de conhecimento técnico-científico adequado também tem-se constituído

em razão para justificar a não disseminação da informação. Esta mesma lógica se estende à

capacitação para a tomada de decisões, uma vez que ninguém pode decidir sobre coisas

que não compreende.

Preconiza-se a necessidade da construção de consensos em situações como as relacionadas

com a questão energética. O estabelecimento de um consenso significa o reconhecimento

dos interesses divergentes que devem ser considerados e incorporados no processo de

negociação.

A busca pelo consenso significa a necessidade de um tempo maior para a decisão, o que

torna este procedimento de difícil aceitação quando as situações (e os interesses) impõem a

necessidade de decisões rápidas. Por exemplo, as decisões referentes à construção de

usinas de geração de eletricidade têm sido expostas com frequência às perspectivas de um

suposto aumento dos riscos de déficit de energia, alimentadas pela síndrome do black-out.

Nestas situações, a persistência de populações atingidas no reconhecimento de seus

direitos é vista como uma ação contrária à vontade de uma “maioria que quer energia”.

Várias instâncias de decisão onde a sociedade tem algum espaço para manifestação de

interesses divergentes ou contrários aos empreendimentos, estão hoje submetidas ao

81

princípio do voto majoritário como uma expressão democrática do processo de decisão.

Uma expressão apenas aparente, se considerarmos que as decisões acabam sendo tomadas

após a contagem de votos de um fórum cuja composição já revela previamente a

prevalência de uma posição majoritária favorável ao governo ou ao empreendedor.

Um exemplo dessa ausência de instâncias democráticas para a definição de políticas

públicas na área energética é o Conselho Nacional de Política Energética, criado

recentemente pelo Decreto no 2457 de 14/01/1998.

O CNPE é um órgão de assessoramento direto da Presidência da República, composto por

dez membros: sete Ministros (Minas e Energia; Ciência e Tecnologia; Planejamento,

Orçamento e Gestão; Fazenda; Meio Ambiente; Desenvolvimento, Indústria e Comércio

Exterior; e o Ministro Chefe da Casa Civil da Presidência da República); um representante

dos Estados e Distrito Federal; um cidadão brasileiro especialista em matéria de energia,

designado pelo Presidente da República, por indicação do Ministro de Minas e Energia; e

um representante de universidade brasileira, especialista em matéria de energia.

Dentre suas principais atribuições inclui-se a promoção do aproveitamento racional dos

recursos energéticos do País, segundo alguns princípios como a proteção dos interesses do

consumidor, a proteção do meio ambiente e a promoção da conservação de energia, entre

outros.

Também cabe ao CNPE a revisão periódica das matrizes energéticas das diversas regiões

do País e o estabelecimento de diretrizes para programas específicos que incluem o uso do

gás natural, do álcool, do carvão e da energia termonuclear.

Como se pode observar, trata-se de uma instância de decisão influente nas suas atribuições,

mas muito pouco democrática na sua composição. Embora criado em 1997, o CNPE só foi

regulamentado em 21 de junho de 2000 pelo Decreto no 3.520, e teve sua primeira reunião

em 30 de outubro de 2000.

82

Esta demora do Conselho sair do papel demonstra a fragilidade com que a implementação

de políticas públicas na área energética vem sendo concebida atualmente no Brasil. A

ausência de atividades de planejamento nas suas atribuições, ao menos para ratificar

orientações na condução da política energética de médio e longo prazo, evidencia uma

inspiração de natureza neo-liberal que privilegia o mercado e recusa o planejamento como

instrumento de intervenção. O próprio processo de privatização em curso parece querer

apontar como desnecessária uma intervenção mais vigorosa do Estado para garantir que o

interesse público prevaleça no setor energético.

Esta fragilidade é também sentida nas agências de regulação - Aneel e Anp - que poderiam

se constituir em efetivos espaços de participação e de intervenção da sociedade com

referente às questões energéticas. Ao invés de gozarem de uma desejável autonomia e

independência na condução de suas atribuições, as duas agências estão formalmente

vinculadas ao Ministério de Minas e Energia como autarquias.

Há que se reconhecer os esforços destas agências no sentido de buscar maior transparência

e visibilidade de suas ações (através de consultas públicas por via eletrônica, audiências

públicas,...). Entretanto, via-de-regra as manifestações da direção destas agências têm se

caracterizado por uma inadequada subordinação ao governo federal, sem preservar a

necessária equidistância.

A nível estadual, as comissões de serviços públicos que estão sendo criadas, poderiam

também se constituir num espaço privilegiado para o exercício democrático.

No estado de São Paulo, a CSPE-Comissão de Serviços Públicos de Energia foi criada em

17/10/1997, apenas dezenove dias antes do leilão de privatização da primeira empresas

distribuidora de energia elétrica paulista.

A composição do Conselho Deliberativo, órgão superior da Comissão, prevê a existência de

treze membros, sendo um o Comissário-Geral da CSPE; um representante da Fundação de

Proteção e Defesa do Consumidor (PROCON); uma pessoa indicada pelos Conselhos de

83

Consumidores; um representante das empresas de serviços públicos de energia elétrica; um

representante das empresas de serviços públicos de gás canalizado; um representante dos

trabalhadores das empresas de serviços públicos de energia elétrica; um representante dos

trabalhadores das empresas de serviços públicos de gás canalizado; um representante dos

servidores da CSPE; uma pessoa indicada pela Federação das Indústrias do Estado de São

Paulo; uma pessoa indicada pela Federação do Comércio do Estado de São Paulo e três

outros membros de livre escolha do governador do Estado. Vale observar que compete ao

governador aprovar a nomeação de seis desses treze componentes do conselho deliberativo,

inclusive o representante da sociedade civil, indicado pelos Conselhos de Consumidores.

Para a construção de uma estratégia energética sustentável e democrática, as instâncias de

participação aqui apontadas podem se constituir em importantes espaços para a sociedade

manifestar os interesses da população atingida pelos empreendimentos energéticos e

promover o necessário debate sobre as opções de desenvolvimento.

c. Chile

Las determinaciones adoptadas sobre alternativas energéticas involucran decisiones

positivas y negativas para la ciudadania, sea como beneficiaria de la expansión de los

servicios, sea como perjudicada por sus impactos negativos,

Las grandes centrales hidroeléctricas, térmicas o de ciclo combinado, requierem ser

debatidas ya que puedem acarrear modificaciones sustantivas de la calidad de vida de la

población. Más aún cuando hoy en dia sus actividades escapan largamente del control de la

sociedad. La realización de obras com oposición de las comunidades locales, como la

hidroeléctrica de Ralco en tierras indígenas o la térmica Renca, contraviniendo los

objectivos del Plan de Descontaminación de Santiago, constituyen una muestra al respecto.

Actualmente, las posibilidades de canalizar esta participación son prácticamente nulas. A

pesar de que leyes recientes sobre las evaluaciones de impacto ambiental abren un espacio

para organizar tales demandas, en la práctica el procedimiento adoptado queda restringido

84

al planteamiento de observaciones meramente administrativas. La verdad es que, en contra

del espíritu de la ley, no se está incorporando la dimensión social a los grandes proyectos, y

se sigue haciendo primar únicamente los aspectos ligados a la rentabilidad del negocio.

d. Paraguay

A participação da sociedade civil nas decisões tomadas no setor energético no Paraguai é

bastante reduzida. Recentemente, o governo abriu espaço para que a sociedade participasse

das discussões sobre o Plano Nacional de Energia e sobre a Ley Eléctrica. Contudo, essa

postura não representa uma mudança permanente de atitude, no que diz respeito à

democratização dos processos decisórios na área energética em relação às posturas

adotadas no passado, como no caso do Tratado de Itaipú, que tinha o seu conteúdo

conhecido apenas por quatro funcionários do governo, e foi aprovado pelo Congresso, sem

que existisse um debate do mesmo junto à sociedade.

Essa afirmação é respaldada pelas posturas adotadas pelo governo em relação à Ley de

Privatização, que, assim como o Tratado de Itaipú, foi enviada ao Congresso, sem antes ter

sido amplamente discutida pelos setores que compõem a sociedade, bem como ao acordo

entre a Petropar e a Rapsol.

En el sector eléctrico, la Ley Nº 966/64 establece que la empresa estatal (ANDE) es la única

autorizada para prestar el servicio eléctrico en toda la República. En su Consejo de

Administración participan, como ya se indicó, representantes de (i) el empresariado, (ii) los

trabajadores y (iii) las municipalidades. En dicho ámbito, del Consejo de Administración de la

única empresa que presta el servicio eléctrico en todo el país, podría darse una excelente

participación ciudadana que, sin embargo, no se da, por incapacidad de las propias

organizaciones intermedias (empresarios, trabajadores, municipalidades).

En el campo de los hidrocarburos, el Estado está presente en la importación de gas oil y de

crudo, así como su refinación y venta de derivados a las distribuidoras, a través de

PETROPAR. Tanto para el caso de esta empresa pública, como de la ANDE, la participación

85

ciudadana puede darse a través del órgano de control por excelencia, la Contraloría General de

la República.

En el caso de todas las energías, existe la novísima Ley de Defensa del Consumidor y Usuario,

que tiene como autoridad de control al Ministerio de Industria y Comercio. Es escasa, sin

embargo, la participación de los consumidores y usuarios, muy pobremente organizados. La

participación más dinámica se da, muchas veces, a través de la prensa y, también, por vía del

Congreso o sus representantes, que intermedian ante el Poder Ejecutivo (el MIC) o las

empresas públicas (particularmente la ANDE), en casos en que se afecta los intereses del

consumidor.

En el campo de la generación eléctrica, existe en el Paraguay la figura de las entidades

binacionales (Itaipú, con Brasil, y Yacyretá, con Argentina). Estas entidades se rigen por

tratados aprobados en 1973 (ambos), los que no prevén una clara participación ciudadana. Es

más. Los gobiernos han tenido una interpretación restrictiva de la posibilidad de control que

tiene la sociedad sobre estos entes binacionales y, así, pese a que los tratados posibilitan la

"investigación y juzgamiento" de "hechos lesivos a los intereses" de las binacionales (y sus

propietarios, los Estados), las Contralorías de los países afectados, incluyendo la paraguaya,

nunca han podido ingresar en Itaipú ni Yacyretá, pese a ser un "monumento a la corrupción".

Tampoco han podido ingresar los Congresos o la Justicia, manteniéndose sus archivos como

un "secreto de Estado".

Es muy limitada la participación ciudadana en las decisiones sectoriales. Recientemente, se

llamó a toda la ciudadanía a discutir el Plan Nacional de Energía (octubre de 1999), así como

la Ley Eléctrica (octubre 1999 - febrero 2000). Pero, en general, ello no es así. El texto del

Tratado de Itaipú (1973) fue conocido apenas por cuatro (4) funcionarios paraguayos y así fue

firmado y aprobado, luego, por el Congreso. Es cierto que este último caso fue durante la

dictadura de Alfredo Stroessner, pero aún así es poco lo que ha variado.

Lo mismo ha ocurrido con la reciente Ley de Privatización (enviada por el PE al Congreso sin

discutirla con ningún sector) y ha vuelto a ocurrir con la Ley Eléctrica (desde marzo 2000,

86

discutida entre cuatro paredes) y con recientes acuerdos energéticos (ANDE -

ENELPOWER), mantenidos en forma confidencial.

El caso de Yacyretá es el más significativo de los últimos mega proyectos. Su llenado a cota

76, en el año 1994, no fue consultado con la población la que, más bien, fue engañada. Lo

positivo es que los sectores así afectados se organizaron y están abriéndose un espacio de

participación por su propia lucha.

e. Uruguay

A pesar que se organiza de múltiples maneras, la sociedad civil aún no há adquirido

orgánicamente conciencia de los problemas energéticos. Se percibe si cierta conciencia

acerca de los peligros de algumas fuentes de energia, como la nuclear.

Com toda seguridad, la escasa población, el modesto desarrollo industrial, que determinan

niveles de consumo de enrgia por habitante relativamente bajos, y el relativamente

aceptable abastecimiento de la población han contribuído a rechazar la alternativa nuclear.

El incipiente tratamiento del tema a nivel por las ONG puede ser un indicador del papel que

pueden jugar en el futuro como catalizadores de otros actores más significativos, como los

sindicatos y otras organizaciones gremiales.

La enorme asimetria de medios para defender una y outra posición, obliga necesariamente a

contemplar soluciones que no pasen por el enfrentamiento directo, esto es fijar-se

objectivos de bajo costo, que empleen a su favor las tradiciones, valores y peculariedades

de la sociedad uruguaya como nación, para destacar un moddelo proprio y participativo.

87

6. Potencial de sustentabilidad

a. Argentina

Sin dudas la utilización racional de los recursos es la principal y más barata fuente

energética alternativa. Sin embargo, a pesar de no requerir inversiones de capital en muchos

casos o de ser amortizable en un corto lapso de tiempo, este tipo de medidas no poseen una

aceptación importante por parte de los usuarios y no existe una política oficial por parte del

estado de promoción de la misma en la escala necesaria.

El potencial de ahorro energético está asociado a todos los sectores de consumo y respecto

a su magnitud podemos solo indicar algunas ideas del mismo en base fundamentalmente a

experiencias de investigación ya que las experiencias concretas son escasas.

En el sector industrial podemos ver de acuerdo a un estudio realizado por Edenor sobre las

industrias láctea, tabacalera, de harinas, automotriz, del papel y plástica que las causales

promedio de ineficiencia energética se concentran de la siguiente forma:

- Malas combustiones: 30%

- Calores no recuperados: 20%

- Procesos no eficientes: 20%

- Pérdidas mecánicas: 15%

- Pérdidas en accionamientos eléctricos: 10%

- No control de la demanda y tarifas: 5%

Del mismo podemos ver que gran parte de estos rubros se pueden mejorar habitualmente

con una baja o nula inversión de capital (por ejemplo las pérdidas de calor o el

mejoramiento de la combustión.

En cuanto al potencial de ahorro del sector industrial el mismo variara en cada sector pero

podemos identificar como una de las dificultades principales existentes el hecho de

considerar el consumo energético como un costo fijo del sistema productivo. Es necesario

88

pensar la energía de cualquier tipo consumida como una variable que permita reducir los

costos de producción para lograr ahorros concretos en la industria.

Otra dificultad importante es la ausencia de normas de eficiencia energética así como en

muchos casos de datos técnicos fehacientes.

De acuerdo al trabajo realizado por Dutt, Tanides y Brugnoni en el ámbito de la ciudad de

Buenos Aires se consideran la siguiente potencialidad de ahorros:

- Sector residencial: este sector consume el 29 % del total de la energía consumida en

la Ciudad de Buenos Aires de los cuales un 32 % es iluminación, y un 30 %

conservación de alimentos. En base a una estimación relativamente conservadora se

puede esperar un crecimiento de la demanda un 29 % inferior al que se obtendría

con eficiencia congelada al año 2020.

- Sector servicios: este sector representa casi el 48 % del consumo total de la Ciudad

de Buenos Aires y se debe fundamentalmente a alumbrado público, servicios

sanitarios, edificios comerciales y públicos, etc. En este sector se prevee un

potencial de ahorro del 50 % respecto a la eficiencia congelada al año 1020.

- Sector industrial: este sector en la Ciudad de Buenos Aires tine menor peso y

representa solo el 23 % del consumo total. Su potencial de ahorro está vinculado

fundamentalmente a la eficiencia en el uso de motores eléctricos que representan el

80 % del consumo de este sector.

Evidentemente esta es uno de las políticas a priorizar para lo cual se deberían tener en

cuenta los siguientes items:

- Necesidad de un fuerte apoyo estatal que contemple la asignación de recursos

financieros, materiales e intelectuales para abordar esta problemática.

- Necesidad de actualizar la normativa vigente por ejemplo en cuanto a la fabricación

y comercialización de electrodomésticos, etc.

- Necesidad de establecer incentivos materiales extras al ahorro producido.

89

b. Brasil

O potencial de sustentabilidade no Brasil deve estar apoiado no desenvolvimento de

tecnologias novas e renováveis.

No que diz respeito à utilização de biomassa para geração de energia, existem atualmente

dois projetos. Um vem sendo desenvolvido no Estado de São Paulo pelo Centro

Tecnológico da Copersucar, a partir da utilização do bagaço e da palha da cana de açúcar

em sistemas avançados de conversão, através da gaseificação e posterior produção de

energia elétrica em turbinas a gás (BIG/GT-Biomass Integrated Gasification/Gas Turbines)

em ciclo combinado. O outro é o WBP-SIGAME, em desenvolvimento por um consórcio

de empresas envolvendo a Chesf, Eletrobrás, Cientec, Vale do Rio Doce, Shell, e MCT

(Ministério de Ciência e Tecnologia), com apoio financeiro do Banco Mundial. Este projeto

piloto também utiliza a tecnologia BIG/GT, a partir do aproveitamento da madeira plantada

(eucalipto).

Outra alternativa se refere à produção de óleos vegetais carburantes, através de melhorias

no rendimento dos processos termoquímicos de produção de "diesel vegetal" e estimulando

o desenvolvimento tecnológico de motores de ciclo Diesel para viabilizar o uso de óleo

vegetal, particularmente o óleo de dendê ("palm oil").

Tais tecnologias tem sido motivadas não apenas no interesse em fazer a biomassa competir

economicamente com os combustíveis fósseis, mas também pelo interesse em utilizar

fontes de energia renovável capazes de reduzir as emissões de CO2 dos combustíveis

fósseis, na medida em que as emissões durante a queima da biomassa seriam equilibradas

pela absorção nas mesmas proporções durante sua formação, dando um resultado líquido

nulo.

Por outro lado, são também importantes as possibilidades de produção de biogás – gás

metano obtido a partir de resíduos urbanos, industriais e rurais.

90

No que se refere à energia solar, a única empresa brasileira (Heliodinamica) que dominava

verticalmente a tecnologia de produção de painéis fotovoltaicos fechou suas portas por falta

de apoio. Por outro lado, os atuais programas governamentais (p.ex., o PRODEEM -

Programa para o Desenvolvimento Energético dos Estados e Municípios) têm se revelado

extremamente incipientes. Por outro lado, a instalação de painéis fotovoltáicos em áreas

urbanas com interligação à rede de distribuição, pode representar a viabilização do fator de

escala para reduzir os custos dos equipamentos.

Com relação à energia eólica, em 1996, foi inaugurado o Centro Brasileiro de Testes de

Turbinas Eólicas em Olinda (PE). Inicialmente uma turbina eólica de 30 kW com rotor de

três pás, 13 m de diâmetro foi conectada à rede elétrica para testes. Duas outras turbinas

estão sendo instaladas no centro: uma de potência nominal de 225 kW, com 29 m de

diâmetro e torre de 30 m de altura; e uma outra, com potência nominal de 1,5 kW, para

pesquisas de sistemas eólicos de pequeno porte (bombeamento d’água, tratamento d’água,

eletrificação rural,...).

Mesmo em relação ao aproveitamento hidrelétrico, reconhecidamente privilégiado no

Brasil, barreiras precisam ser removidas para incentivar o aproveitamento dos micros e

pequenos potenciais.

Uma tentativa de superar as barreiras existentes foi recente observada, quando a legislação

atual (Resolução Aneel nos 394, de dezembro/1998) alterou o conceito de pequenas centrais

hidrelétricas, estendendo a capacidade para até 30.000 kW. A legislação também prevê que

as unidades deverão apresentar um reservatório não superior a 3 km2. Os empreendimentos

que se limitarem a 30 MW de potência mas que excederem o limite de área alagada terão

seus casos estudados isoladamente pela Agencia de Regulação (ANEEL). Tais mudanças

visam incentivar a construção de centenas de novas PCHs em potenciais já identificados,

além da energia gerada por elas ter um desconto de 50% nas tarifas de transporte de

eletricidade.

91

No que se refere à capacitação tecnológica brasileira com respeito aos equipamentos, a

indústria nacional de turbinas hidráulicas é constituída principalmente por subsidiárias de

empresas multinacionais e por isso tem acesso à tecnologia dos principais fabricantes

estrangeiros. Essas empresas, devido aos seus custos administrativos estão mais aptas a

atender PCHs superiores a 1 MW. Já as empresas com tecnologia nacional podem atender

instalações de poucos watts a 10 MW, oferecendo turbinas Pelton, Francis, Hélice em

caixas espirais, abertas, cilíndricas e com restrição em “s” ou tubulares. Além disso,

existem empresas especializadas em atender pequenas propriedades rurais cujos potenciais

hidráulicos variam de 2 a 30 kW.

Com relação às possibilidades de eficiência energética, utilizou-se como fonte um estudo

de 1995 - Balanço de Energia Útil-BEU - elaborado pelo Departamento Nacional de

Desenvolvimento Energético do MME e a Fundação para o Desenvolvimento Tecnológico

da Engenharia-FDTE. Neste trabalho foi realizada uma avaliação comparativa do

desempenho energético verificado em 1993 com aquele verificado no ano de 1983 em

estudo similar.

Os dados deste estudo revelam os setores residencial e transportes como aqueles que

apresentam os menores rendimentos, e portanto, com as maiores possibilidades de ganhos

de eficiência. Também o setor industrial deve ser considerado, notadamente em função dos

dados apresentados nos ramos do cimento, alumínio e ferro ligas.

Com efeito, no setor residencial os ganhos de eficiência podem ser obtidos na substituição

de fontes energéticas utilizadas para aquecimento direto, basicamente a substituição dos

fogões a lenha por fogões a GLP. A questão da eficiência apenas confirma esta

necessidade, já apontada em outras avaliações realizadas ao longo do presente trabalho.

Ainda, ganhos de eficiência podem ser obtidos na iluminação, muito embora os atuais

custos e a ausência de incentivos econômicos não favoreçam medidas de substituição das

lâmpadas incandescentes por lâmpadas fluorescentes compactas, nem mesmo por lâmpadas

incandescentes de alto rendimento.

92

No que se refere ao setor de transportes, notadamente rodoviário, ganhos de eficiência

ficam restritos às possibilidades de desenvolvimento tecnológico dos motores,

considerando que os motores Ciclo Otto (gasolina e álcool) apresentam menor rendimento

que os motores Ciclo Diesel. A restrição aqui apontada se deve ao fato de que estes

possíveis ganhos não modificariam a natureza do problema, que consiste na prevalência do

modal rodoviário para o transporte de cargas, e a priorização do transporte individual em

detrimento do transporte coletivo, o que acaba também restringindo as possibilidades de

ganhos de eficiência através da racionalização do trânsito nos grandes centros urbanos.

c. Paraguay

El Paraguay carece de yacimientos fósiles. Esta situación es una desventaja (pues se debe

importar el 100% del consumo) pero, al mismo tiempo, es una oportunidad de orientarse hacia

un modelo enteramente sustentable.

Un serio inconveniente para un modelo sustentable son las condiciones políticas, económicas,

sociales y culturales que determinan un proceso de creciente deforestación, destrucción y

degradación de otros ecosistemas y de los sitemas hídricos.

Otra dificultad es que, hasta ahora, no se enfoque a los aprovechamientos hidroeléctricos con

un criterio ambientalmente sustentable, que prolongue su vida útil en forma indefinida.

El Paraguay se autoabastece en sus necesidades eléctricas de los aprovechamientos en

explotación (Itaipú, Yacyretá y Acaray) y puede seguir haciéndolo por varias décadas. Esta

gran potencialidad hidroeléctrica es una notoria fortaleza del Paraguay para avanzar hacia un

modelo energético enteramente sustentable, particularmente si se le da a los diversos

aprovechamientos energéticos el tratamiento ambiental (manejo de su cuenca) adecuado.

Las condiciones climáticas del Paraguay y el tipo de bosque natural, existente tanto en el

Chaco como en la Región Oriental, permitiría que, en base a criterios de manejo sustentable,

93

se pudiera tener suficiente biomasa forestal renovable, tanto leña como carbón vegetal, para

las necesidades energéticas del país.

Igualmente, el rico suelo agrícola, abundantemente regado por ríos y arroyos, posibilita

mantener una agricultura sustentable que produzca renovablemente los residuos vegetales que

son empleados en la industria.

Con algo más de esfuerzo, debido a la fertilidad del suelo y la existencia de tierras ociosas, se

puede producir el "biodiesel", en base a aceites vegetales, y el etanol hidratado, que sustituya a

las naftas. Esta última experiencia ya se realizó con cierto éxito, mientras los precios del

petróleo estaban entre 30 y 26 US$/barril. Ahora, que la cotización es similar, podría pensarse

en una experiencia parecida, con lo cual el Paraguay podría autoabastecerse en combustibles

líquidos en un elevado porcentaje.

Tradicionalmente, el Paraguay se ha basado en la tracción animal para desarrollar su

agricultura y transporte rural. La cría y utilización de animales de tiro es adecuada en áreas

rurales de pequeñas y medianas fincas, existiendo condiciones propicias para ello.

En todo el país, aunque con más intensidad en el Chaco, el Paraguay posee una radiación solar

promedio muy buena, que permitiría desarrollar una más amplia utilización de energía solar.

No existe una buena potencialidad eólica en general, aunque sí en ciertas regiones (como el

Nor-Oeste del Chaco), donde esta energía podría satisfacer un elevado porcentaje de la

demanda energética de la zona.

Existe una cierta potencialidad de residuos animales, en el caso de su producción concentrada,

que podría estimularse.

En términos generales, se puede decir que el Paraguay posee un elevado potencial de energías

sustentables y que, con políticas adecuadas, podría ampliarse su participación en el balance

94

energético nacional, primero, y llegar, luego de algunas décadas, a una matriz energética que

pueda ser casi un 100% renovable y en gran medida sustentable.

Por outro lado, es mucha la energía que se podría ahorrar con su uso más eficiente. Se puede

ahorrar significativas cantidades de energía en (i) la industria, (ii) el transporte, (iii) la

iluminación y los electrodomésticos y (iv) la cocción de alimentos.

La generación de calor para industrias es, en general, bastante ineficiente y con políticas

públicas e inversiones adecuadas es mucha la energía que podría ahorrarse.

El transporte es, también, altamente ineficiente. No existen medios de transporte masivos más

eficientes, como el eléctrico, y, en general, el transporte público se emplea poco por su baja

calidad, con lo que se eleva el uso del transporte particular, energéticamente mucho menos

eficiente.

En la iluminación se desperdicia una gran cantidad de energía por no utilizarse las lámparas

más eficientes. Lo mismo se verifica en el caso de heladeras, calefones (duchas eléctricas) y

todo tipo de electrodomésticos. Se carece de una política de ahorro energético a este nivel.

Es en la cocción de alimentos donde más energía se desperdicia, por la modalidad tradicional

de cocinar en el suelo que poseen las familias campesinas. Como se trata de una cuestión

cultural, ahorrar energía en este campo no será fácil.

Las fuentes renovables más importantes para un modelo energético sustentable son: (i) la

hidroeléctrica e hidráulica ya en funcionamiento, (ii) la biomasa forestal, (iii) los residuos

vegetales, (iv) la producción de "agro-combustibles", (v) la tracción animal, (vi) los residuos

animales, (vii) la energía solar y (viii) la energía eólica.

La energía hidroeléctrica que el Paraguay posee le permite autosatisfacer sus necesidades

eléctricas presentes e, incluso, futuras, por varias décadas. Aquí, sin embargo, se debe hacer

95

un esfuerzo para volver verdaderamente renovables y sustentables a los aprovechamientos

existentes, mediante un manejo sustentable de sus respectivas cuencas hidrográficas.

La biomasa forestal es la que ha cubierto la mayor parte de las necesidades energéticas del

Paraguay, desde hace siglos. Sin embargo, su aprovechamiento no renovable e insustentable

debe cambiar. Para que la biomasa forestal sea una fuente verdaderamente sustentable se

requiere (i) conservar todos los remanentes de bosques nativos y ampliar, después, la

superficie boscosa natural protegida y que pueda ser sustantablemente utilizada y (ii) utilizar

con mucha mayor eficiencia la leña, el aserrín, los restos de madera, el carbón y los finos de

carbón, de lo que ahora se hace.

Los residuos vegetales son una fuente renovable importante que, sin gran esfuerzo, se podrá

seguir utilizando, pues es barata y se obtiene naturalmente de los procesos agroindustriales.

Sin embargo, es conveniente (i) mejorar la eficiencia de su uso y (ii) emplear residuos

vegetales que hasta ahora no se aprovechan. (iii) emplear métodos y sistemas de cultivo

sustentable. Estas tres medidas reducirían la presión sobre los bosques.

El Paraguay ya produjo "agro-combustibles" en forma relativamente exitosa (como el Brasil).

Faltan políticas de Estado, sin embargo, para un plan mucho mejor planificado, que se

proponga obtener combustibles líquidos, como el "biodiesel" y el alcohol hidratado, que

reemplacen la mayor parte de los derivados de petróleo que el Paraguay consume. En este

caso, se trata de fuentes renovables, pero deben convertirse en sustentables, lo cual solamente

se conseguiría aplicando los métodos y sistemas de la agricultura sustentable.

Los animales de tiro son también una fuente sustentable de energía, muy adecuada en áreas de

pequeños y medianos establecimientos rurales.

Los residuos animales, cuando éstos están concentrados en granjas, también son una fuente

renovable casi no explotada en el Paraguay. También son fuentes renovables poco empleadas

la solar y eólica, si bien de gran potencial.

96

En el Paraguay algunas agroindustrias poseen plantas térmicas de generación eléctrica en base

a residuos de biomasa. Particularmente es frecuente la cogeneración en el caso de ingenios

azucareros y, menos, en aserraderos.

Debido a que no disponen de mucha energía excedente, nunca existió un interés muy elevado

de los empresarios privados de vender sus excedentes eléctricos a la ANDE, la única empresa

eléctrica autorizada del país. De momento, no se ven proyectos de cogeneración que puedan

ser importantes.

Com respecto a la necesidad de cambios en sistemas de transporte, más del 90% del sistema

de transporte del Paraguay se base en la modalidad automotor (camiones, ómnibus,

automóviles), movida con gas oil, naftas y GLP. En muy poca medida con etanol (alconafta).

Casi la totalidad de los pasajeros se transportan por esta modalidad y la mayor parte de las

cargas. No se prevé actualmente, por las políticas gubernamentales vigentes, que esta

modalidad pierda importancia sino que, al contrario, continúe ganando espacios.

El transporte fluvial utiliza gas oil y se emplea en el transporte masivo de cargas (soja;

algodón; clinker; cemento; mineral de hierro; caliza; etc).

El transporte aéreo se utiliza muy escasamente a nivel interno del país, tan sólo para el

transporte de pasajeros. A nivel internacional, a más del transporte de pasajeros, es importante

el transporte de cargas de valor (computadoras; electrónica; etc).

El ferrocarril, que en las últimas décadas ya tenía una importancia marginal, aún cuando por

dicha vía (apenas unos kilómetros, cerca de la frontera con la Argentina) hasta 1998 se

exportan aún unas 200.000 tn de soja/año. , utilizando aún el ferrocarril la tradicional leña

(locomotoras a vapor), llevando poquísima carga o pasajeros en algunos tramos de muy poca

circulación, dejó completamente de funcionar. No existen planes concretos para modernizar el

ferrocarril ni, tampoco, para un sistema eléctrico de transporte de pasajeros a nivel urbano o

suburbano.

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La tracción animal (carretas con bueyes o caballos; burros, mulas y caballos) va perdiendo

paulatinamente importancia con el desarrollo de las rutas y el transporte automotor.

Para promover la sustentabilidad, se recomienda buscar una transición rápida a fuentes

renovables, sustentables de energía:

- Promoviendo el uso de las fuentes de energía renovables disponibles en el país, tales como:

. Energía Hidroeléctrica, utilizando y “sustentabilizando” las centrales hidroeléctricas

existentes

. Biogás

. Energía Solar

. Energía Eólica

- Buscando alternativas a prácticas de producción energética perjudiciales al ambiente en

nuestro país, que son:

. El uso de leña y carbón vegetal

. El uso de medios de transporte que consumen derivados del petróleo.

. El uso de derivados del Petróleo en las Industrias.

Dichas alternativas incluyen, entre otras:

. El desarrollo del ferrocarril por su mayor eficiencia en el uso de energía y la

posibilidad de utilización de fuentes energéticas ya disponibles en abundancia en nuestro país

hidroeléctricas).

. El mejoramiento de la navegación fluvial privilegiando el desarrollo de

embarcaciones que optimicen el uso racional de combustibles o utilicen fuentes de energía

renovables. Debe evitarse el enfoque actual del proyecto Hidrovía Paraná-Paraguay, basado

en costosas e innecesarias obras de ingeniería que sólo contribuirán al aumento de nuestra

deuda externa y tendrán incalculables e irreversibles impactos negativos en toda su área de

influencia. La alternativa ambientalmente adecuada es la adaptación de las embarcaciones a

las condiciones naturales de estas vías navegables.

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