Gás é o único combustível fóssil que crescerá na matriz energética global até 2035

O aumento das descobertas de gás natural no Brasil comprova as estimativas do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2011-2020, realizado pelo Ministério de Minas e Energia e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Segundo a projeção do Plano, a demanda de gás natural para os setores industrial, agropecuário, transportes, residencial, comercial e público deve crescer à taxa média de 5,7% ao ano no período, alcançando em 2020 o volume aproximado de 70 milhões de metros cúbicos por dia (m3/d), comparados com os atuais 39 milhões de m3/d em 2011. Adicionalmente, devemos considerar a demanda de 136 milhões de m3/d como insumo para geração de energia elétrica, matéria-prima para fertilizantes, consumo nas refinarias e atividades de exploração, produção e transporte de hidrocarbonetos. Em termos globais de demanda, para 2020 estima-se um total de cerca de 206 milhões de m3/d, resultando um crescimento médio anual de 7,7%, dado os atuais 105,9 m3/d em 2011.
Fonte de energia de menor impacto ambiental, o gás é uma solução sustentável para substituir os combustíveis carvão e óleo atualmente utilizados nas usinas térmicas geradoras de energia. Segundo os dados recém-publicados pela Agência Internacional de Energia (AIE), o gás é o único combustível fóssil que terá aumento de participação na matriz energética global até 2035. No Brasil, o aumento da utilização do gás natural na geração de energia também será uma verdadeira revolução social nas regiões mais remotas que não contam com abastecimento regular de energia elétrica. Mas, todas as benesses advindas do uso do gás natural, como a garantia de fornecimento de energia firme e limpa, por exemplo, estão ameaçadas pela falta de investimentos na infraestrutura de transporte e distribuição desse insumo.
Uma das medidas para solucionar o gargalo na infraestrutura é o compartilhamento da faixa de servidão de dutos já existentes. A faixa de servidão é uma área sob um duto de petróleo, derivados ou gás natural, devidamente delimitada e identificada, cujo direito de acesso é garantido à proprietária do duto para fins de operação, inspeção, reparo, manutenção e preservação contra intervenções de terceiros.
Com a abertura do setor de óleo e gás no Brasilem1997, surgiram novos players que atuam na exploração e produção em regiões onde já existe infraestruturas de transporte. Os novos investimentos no setor resultarão, indubitavelmente, em novas descobertas e na execução de projetos de desenvolvimento, aumentando, assim, a demanda por infraestrutura de transportes. O caminho natural em todo o mundo é, sempre que possível, compartilhar faixas de servidão de dutos para acelerar os empreendimentos, reduzir os custos e minimizar o impacto ambiental.
Particularmente no segmento do gás natural, o compartilhamento da faixa de servidão é essencial para o crescimento da participação desse insumo na matriz energética brasileira, que hoje é de apenas 10%.
A indústria de gás natural conta com apenas aproximadamente 9,2 mil km de gasodutos de transporte e 18,4 mil km de redes de distribuição de alta, média e baixa pressões, que totalizam 27,6 mil km.
Para dimensionar o tamanho do problema, basta compararmos os números com outro país latino-americano. A Argentina, com um terço da área do Brasil, conta com 11 mil km de gasodutos de transporte e 93 mil km de redes de distribuição, que alcança a extensão total de 104 mil km. Ou seja, quatro vezes a nossa rede de dutos. No país vizinho, o consumo de gás natural per capita equivale a nove vezes o consumo do Brasil. Além disso, na Argentina, a participação do gás natural na matriz energética é de 52%.
Esses números mostram que a indústria nacional de gás natural está apenas engatinhando e sua expansão demanda não apenas aumento de exploração, produção, redes de distribuição e malha dutoviária, mas também melhoria do arcabouço institucional que crie ambiente propício aos novos investimentos em infraestrutura.
Identificada uma das medidas para solucionar o gargalo na infraestrutura de transporte do gás natural, faz-se necessário preencher a lacuna existente na legislação, uma vez que Lei do Gás (Lei no 11.909, de 4 de março de 2009) não faz referência à utilização de forma compartilhada da faixa de servidão de um gasoduto de transporte. E a regulamentação desse compartilhamento foi prevista na Resolução Aneel/Anatel/ANP no 1, de 24/11/1999, que aprovou o Regulamento Conjunto para Compartilhamento de Infraestrutura entre os Setores de Energia Elétrica, Telecomunicações e Petróleo.
Segundo o Parágrafo Único do Art. 1º do Anexo à referida Resolução, as regras de compartilhamento de infraestrutura entre agentes de um mesmo setor serão objeto de regulamentação específica, conforme a competência de cada agência, neste caso, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Na regulamentação, a ANP deverá observar as diretrizes da resolução, como o estabelecimento de regras de atendimento aos parâmetros de qualidade, segurança e proteção ao meio ambiente e de formação de preços e condições justas e competitivas.
Em síntese, o compartilhamento das faixas de servidão representará uma melhoria para o futuro do gás natural. As empresas de exploração e produção de petróleo e gás natural poderão expandir seus projetos de investimentos, já considerando a redução de custos a ser obtida com os pedidos de compartilhamento, como a utilização da faixa de servidão de um gasoduto já existente. Além do aumento de emprego e da geração de renda nas regiões de atuação, haverá outros benefícios com os novos investimentos, como a diminuição do tempo de implantação dos projetos e a redução dos impactos ambientais.

Indústria quer transparência nos cálculos de amortização das empresas de energia elétrica

A possibilidade de prorrogação das concessões do setor elétrico, que vencem a partir de 2015, colocou a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) no alvo de um fogo cruzado entre a Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) e as companhias estaduais e federais de energia. De um lado, as atuais concessionárias insistem na renovação dos contratos com a justificativa de que ainda não conseguiram amortizar os elevados investimentos feitos ao longo das últimas décadas. De outro, a Fiesp questiona a avaliação dizendo que apenas má gestão justificaria o fato de as empresas ainda não terem amortizado os investimentos. A Aneel deverá dar a palavra final sobre a situação dos ativos públicos ainda este ano.
Em reportagem publicada ontem pelo Brasil Econômico, a Aneel confirma a sinalização do governo em renovar os atuais contratos por meio de alteração da atual legislação, o que forçará a Fiesp a aumentar a pressão sobre a agência reguladora para revelar os critérios adotados para justificar tal medida.
Segundo o diretor de infraestrutura da Fiesp, Carlos Cavalcanti, a entidade cobrará nos próximos dias uma resposta do Tribunal de Contas da União (TCU) sobre os critérios que estão sendo adotados pela agência reguladora para balizar a revisão dos atuais contratos. Procurada, a Aneel afirma que está em fase de conclusão dos estudos e que por isso não comentará o assunto ainda.
O cálculo de reversão dos ativos é fundamental para que sejam previstas as reduções de preço na tarifa de energia que o consumidor terá direito com a revisão dos contratos de concessão. Como, em tese, todos os investimentos feitos para a construção das usinas, distribuidoras e linhas de transmissão já deveriam estar amortizados, a cobrança da tarifa de energia teria de ser reduzida. A Fiesp argumenta que o preço de geração da energia poderia ter uma redução de até 75% em relação ao que é cobrado atualmente com a realização de um leilão para a escolha de novos concessionários, conforme determina a legislação. Além disso, a atual tarifa paga pelo consumidor poderia ser reduzida em até 20%.
Cavalcanti afirma que o processo de renovação dos contratos prenunciados pela Aneel não permitirão chegar a esse nível de queda. "A recusa da agencia em revelar os critérios técnicos que podem justificar uma renovação dos contratos favorece a manutenção dos atuais preços de energia sem os ganhos de redução de tarifa que a sociedade obterá com a realização de uma nova licitação", diz Cavalcanti.

Em compasso de espera.
A Fiesp irá aguardar uma oficialização sobre a publicação de um projeto de lei do governo na direção de promover uma prorrogação dos contratos de energia. Caso a ação se confirme, a federação das indústrias paulistas promete entrar com uma ação de inconstitucionalidade no Supremo Tribunal Federal (STF) contra o governo. Segundo a Aneel, a proposta de alteração na lei deverá será encaminhada pelo Ministério de Minas e Energia (MME) ainda neste semestre e se dará por meio da edição de um projeto de lei, a ser enviado ao Congresso Nacional.

Há muito a ser feito para reverter às distorções econômicas acumuladas.

Há no país o consenso, resultante da constatação pelas mais variadas fontes, de que as tarifas e preços da energia elétrica brasileira estão entre os mais altos do mundo. Apesar de não haver uma visão comum sobre as causas do problema, há a tendência de explicar o fenômeno a partir das elevadas alíquotas de ICMS, PIS e Cofins, que chegam a mais de 30% das contas de energia.
Essa visão desloca a discussão para fora do setor e acopla sua solução a problemas de mais difícil e lento equacionamento. Na verdade, há muito a ser feito no próprio setor para reverter distorções acumuladas - e com ganhos alavancados automaticamente com a redução da carga tributária, que passaria a incidir sobre uma base menor. Isso depende não só do encaminhamento adequado das concessões do setor elétrico com vencimento nos próximos anos, como da alocação correta de custos e riscos do setor, e análise de encargos e das políticas atribuídas aos consumidores de energia.
Esses e outros aperfeiçoamentos podem se dar por meio do planejamento, gestão e decisões de governo. Mas as maiores oportunidades talvez estejam no funcionamento do setor e do seu mercado e podem ser resumidas no fortalecimento do metabolismo da eficiência, expressão atribuída à presidente Dilma Rousseff quando ministra de Minas e Energia. Esse fortalecimento passa pela premissa de aproveitamento da inteligência dispersa na "nuvem" do mercado, estimulada por sinais econômicos corretos por parte do governo e órgãos reguladores.
A questão da segurança do abastecimento ilustra bem esse quadro. Os consumidores pagam compulsoriamente por ela ao cobrir custos da energia de reserva e do despacho fora da ordem de mérito econômico de térmicas para manter o volume de água nos reservatórios.
O problema é que esses custos já deveriam fazer parte dos contratos de energia. O setor vive, portanto, um paradoxo: em um momento em que se preza a contratação em horizonte de longo prazo, o ambiente regulatório sinaliza na direção contrária ao estimular práticas defensivas de curto prazo e não permitir aos consumidores gerenciar suas contratações com a venda de excedentes. Com isso, desvaloriza a principal característica do contrato de longo prazo, que é ser um seguro contra as variações significativas de preços.
Questões semelhantes se verificam na expansão do parque gerador. O consumidor livre não pode contratar a energia dos novos empreendimentos nas mesmas condições que os cativos, mas torna-se corresponsável por seus impactos no aumento dos custos de transmissão, perdas e encargos cobrados para compensar as características dos empreendimentos no tocante à entrega da energia e potência contratadas. Isso compromete o metabolismo da eficiência, uma vez que distribui riscos de forma inadequada entre grupos de consumidores, geradores e comercializadores, e imputa custos que resultam em perda de competitividade da indústria e, consequentemente, de toda a economia brasileira.
Outra perturbação significativa se refere às distorções provocadas por políticas energéticas que contribuem para o aumento do custo da energia. Os subsídios à energia incentivada, por exemplo, desperdiçam recursos da sociedade porque não há mecanismo que capture, nos projetos a eles vinculados, ganhos de eficiência já disponíveis. Esse é o caso dos descontos aplicados às tarifas de transporte, que continuam privilegiando segmentos que já se provaram competitivos.
O metabolismo da eficiência também passa pela revisão de encargos setoriais vinculados a políticas de desenvolvimento social e regional, como é o caso da atual Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), que são cobradas na proporção da energia consumida. Esse procedimento se justificava para a velha CCC, destinada a reduzir o custo global da produção de energia no sistema interligado. Ocorre que, com a mudança no conceito dos encargos, terminamos prisioneiros de uma situação que aloca o custo de políticas públicas de forma proporcionalmente maior para as grandes indústrias - que usam mais energia e menos sistemas de transmissão e distribuição.
Claro que a solução mais racional seria retirar o custo dessas políticas públicas das contas de energia porque, por mais positivos que sejam seus méritos, deveriam ser custeadas diretamente pelo Tesouro Nacional, de forma transparente. Mas, sendo tal solução de implementação mais lenta, por ora pelo menos os valores cobrados deveriam ser proporcionais às contas finais, de maneira isonômica a todos os consumidores.
Por fim, o momento propício criado com a perspectiva de encaminhamento adequado das concessões é a grande chance para reversão das distorções aqui citadas e de outras, que ampliaram em mais de 100% os custos da energia para a indústria nacional nos últimos dez anos. Independentemente da opção pela renovação ou nova licitação das concessões, esse deve ser o foco do governo nesse processo.
Ao enfrentar essas questões de maneira a aumentar o metabolismo da eficiência, o setor elétrico terá condições de fazer o custo da energia diminuir para todos os consumidores. Felizmente, sinais da Presidência da República, do Ministério de Minas e Energia, da Agência Nacional de Energia Elétrica e do Congresso Nacional permitem uma visão de confiança dos consumidores em que o país terá disposição para corrigir distorções que se acumularam em décadas e devolver ao setor elétrico sua condição de contribuir decisivamente para o desenvolvimento nacional.

Construção de hidrelétricas em países amazônicos, com financiamentos do BNDES, é plano B para atrasos.

Preço de energia gerada no Peru seria um terço menor do que a brasileira; Eletrobras faria conexão regional.

O governo brasileiro criou um "plano B" para ampliar a oferta de energia. Para isso, está acelerando um projeto de integração com os países vizinhos, onde pretende construir hidrelétricas conectadas ao Brasil.
O principal projeto é com o Peru. A Folha apurou que o acordo binacional com o país está prestes a ser enviado ao Congresso Nacional (nos dois países).
Também avançaram as negociações com Uruguai, Argentina, Bolívia e Venezuela para novos empreendimentos (não somente hidrelétricas). Colômbia, Guiana e Suriname mantêm conversas.
Além do governo federal, a Eletrobras é outro pivô desse programa, que também contará com o setor privado.
Só a Eletrobras pretende acrescentar 18 GW ao sistema com unidades no exterior até 2020. A quantia representa quase um terço do que o Brasil precisa até lá. Essas usinas estarão interligadas por 10 mil quilômetros de cabos.
Ao romper as fronteiras, o Brasil tenta ampliar a margem de segurança para o fornecimento interno de energia no futuro, já prevendo atrasos no cronograma das hidrelétricas que serão implantadas em território nacional.
Estimativas do governo mostram que, para atender ao crescimento da demanda, será preciso acrescentar 70 GW de capacidade de geração de energia até 2020.
Segundo o secretário de Planejamento Energético do Ministério das Minas e Energia, Altino Ventura, os projetos do próprio governo no exterior responderão por um "acréscimo marginal".
Mas, somando com os projetos da Eletrobras e da iniciativa privada que preveem interconexão com o sistema elétrico brasileiro, haveria um aumento de capacidade de quase 30 GW - mais que o dobro de Belo Monte, a maior hidrelétrica em construção, no rio Xingu (PA).
Juntas, essas obras consumirão recursos de pelo menos R$ 58 bilhões e o BNDES poderá financiar a totalidade desses empreendimentos, desde que sejam controlados por empresas nacionais.

ENERGIA MAIS BARATA
Outro motivo que estimula o governo brasileiro é o custo futuro da energia.
Atualmente, não há mais rios no país com potencial para geradoras do porte de Belo Monte, que produziriam energia a preço baixo.
No Peru, onde o potencial hídrico é praticamente inexplorado, o MWh de energia gerada por Inambari custaria US$ 52. Em Cachuela Esperanza, na Bolívia, sairia por US$ 58. Caso fossem implantadas no Brasil, o MWh custaria US$ 77, segundo projeções da consultoria PSR.
A Folha apurou que, por isso, o governo quer importar em cotas que variam de 70% a 80% da energia produzida pelos vizinhos.
A maioria dos grandes empreendimentos em andamento ou estudo fica nos países da região amazônica - Peru, Bolívia, Colômbia, Guiana, Suriname e Venezuela.
O Peru é o alvo prioritário porque tem uma demanda baixa de energia e responde por 14% do potencial hídrico da América Latina.
A primeira fase do programa com o governo peruano prevê seis usinas com capacidade de gerar 22 GW, quase duas Belo Monte. O investimento é de US$ 16 bilhões.
Apesar do foco na Amazônia, outros países atraem. Na Argentina, o governo constrói uma usina binacional de US$ 4,8 bilhões. Na Bolívia, estuda-se a construção de outra obra binacional.

Protesto contra 'imperialismo' é obstáculo à expansão.

Embora os países com os quais o Brasil negocia sejam favoráveis ao "compartilhamento energético", organizações de defesa de direitos civis nesses países acusam o Brasil de "imperialismo".
As maiores frentes de resistência estão no Peru, onde o governo teve de retirar uma cláusula do projeto que será enviado ao Congresso, prevendo que o Brasil importaria quase toda a energia gerada pela usina de Inambari, nos primeiros anos.
Agora, o Brasil ficará com um terço e com a opção de importar mais caso não haja demanda interna no Peru.
Para a mudança, as comunidades locais fizeram protestos coordenados. A DAR (Derecho Ambiente e Recursos Naturales), por exemplo, chegou a imprimir "contas de luz" com um alerta: "Racionem energia porque estamos abastecendo os consumidores brasileiros".
A pressão surtiu efeito e as autoridades peruanas foram obrigadas a incluir uma cláusula mais favorável ao país.
Os ambientalistas peruanos criticam ainda a "exportação" para lá do passivo ambiental brasileiro (prejuízos ao ambiente, caso o país construísse as usinas planejadas para o Peru em seu próprio território).
Parte das obras no Peru será financiada com recursos do BNDES, que também liberou dinheiro para a construção da hidrelétrica de Tumarín, na Nicarágua. Ambos são projetos com a participação da Eletrobras. "A empresa é uma parceira importante", diz Luciene Machado, superintendente de comércio exterior do BNDES.

Não exportamos passivo ambiental, diz ministério.

O governo nega que as usinas no exterior sejam "plano B". O Ministério de Minas e Energia diz que o aumento de capacidade do sistema será suprido por novas usinas em território nacional até 2020.
Ainda segundo o governo, a construção de usinas no exterior faz parte de uma estratégia de integração energética da América Latina com o objetivo de eficiência de custos. Cálculos da Eletrobras indicam que o "compartilhamento" energético poderia gerar economias de R$ 1 bilhão ao ano aos consumidores "integrados".
"O que existe é um interesse compartilhado", diz Altino Ventura, secretário de planejamento energético do ministério. "Se o Brasil não sair na frente desse processo [de integração], ele não acontecerá."
Segundo Ventura, o governo tem interesse em todas as possibilidades de conseguir energia firme a preços mais baixos, que possam ser repassados para o consumidor.
Para isso, há acordos com o Paraguai, a Argentina, a Bolívia e o Peru. Ventura diz que há negociações com a Venezuela e o interesse da Colômbia, apesar das barreiras geográficas amazônicas, algo que dificultaria a conexão.
O governo nega as críticas de que estaria exportando "passivo ambiental" ou implementando uma "política imperialista".
Por meio de sua assessoria, a Eletrobras também refuta as acusações de ambientalistas, dizendo que só vai participar de projetos que respeitem a legislação ambiental dos países envolvidos e as posições das comunidades locais.

POTENCIAL
Ainda segundo ele, a América Latina dispõe de 18% do potencial hídrico do planeta e somente 24% dele está explorado. "Mesmo que essa energia não seja consumida internamente, poderia ser importada ou exportada."
A Odebrecht informou que os problemas na usina de San Francisco, no Equador, não tiveram a ver com a execução da obra ou falhas no projeto.
Após a conclusão, um dos vulcões na região entrou em erupção e a lava misturada à água comprometeu as turbinas, paralisando a usina. Os argumentos foram comprovados e aceitos pelo tribunal internacional que julgou o caso, em 2008.

Empresa de investimentos compra 50% da Capitale, reforçando maior interesse de grupos financeiros do setor Operação vai ser anunciada hoje e valor não foi revelado; em 2010, BTG comprou companhia similar.

O Pátria Investimentos, parceiro no Brasil da gigante global de "private equity" (de aplicação em empresas) Blackstone, entra no mercado energético local, adquirindo 50% de uma comercializadora, a Capitale Energia.
O valor da operação, que vai ser anunciada hoje, não foi revelado.
A Capitale, que compra energia de geradoras e revende para clientes como indústrias, foi criada em meados de 2010 e, em 2011, faturou R$ 215 milhões com a venda de 3.240 GWh - total suficiente para abastecer a cidade de Guarulhos (SP) por um ano.
A iniciativa do Pátria é mais um sinal do interesse crescente de instituições financeiras no mercado de energia brasileiro - mais especificamente, em empresas comercializadoras.
Em 2010, o BTG Pactual, de André Esteves, comprou 100% da Coomex, uma das maiores comercializadoras de energia independentes do país, com faturamento anual de R$ 500 milhões à época.
"Há um grande potencial no mercado livre de energia do Brasil. No exterior, em países como Estados Unidos, as principais comercializadoras pertencem a grandes grupos do setor financeiro", diz Luiz Otávio Magalhães, sócio do Pátria.
O chamado mercado livre de energia nasceu no país em 1995, mas ganhou força a partir do apagão de 2001.
O racionamento que foi feito gerou sobra de energia que passou a ser negociada por comercializadoras a valores até 50% abaixo do que no mercado regulado (formado pelas distribuidoras, como Light e Eletropaulo).
Hoje, há cerca de 20 negociadoras independentes. E com a oferta total de energia muito próxima à demanda, os preços no mercado livre já não são tão menores: entre 10% e 20% mais baixos, mas compensam para quem compra grandes quantidades.
Na avaliação da Capitale, o mercado livre, que representa 27% de toda a energia comercializada no país, pode chegar a 40% pelas regras atuais, que permitem a entrada de empresas de médio porte, como shoppings, com conta de luz de pelo menos R$ 50 mil por mês (o equivalente a uma carga de 500 kW).
"E, se as regras mudarem [permitindo a entrada de grupos menores] - e há discussões para isso -, a fatia pode chegar a 50%", afirma Daniel Augusto Rossi, sócio da companhia.

RISCO
Mas analistas alertam para o risco do abastecimento via mercado livre.
Como o sistema energético do Brasil é 80% baseado em hidrelétricas - diferentemente do que ocorre em outros países, como os EUA -, uma seca prolongada ou uma falha no fornecimento de gás da Bolívia poderia fazer o preço da energia disparar.
"É preciso ver se as comercializadoras estão preparadas para garantir os contratos nesses casos", diz o consultor Roberto D'Araújo.

Em média, 13% da energia consumida não é faturada por causa das ligações.

A perda de energia elétrica com ligações clandestinas, os famosos "gatos", chega a quase R$ 7 bilhões ao ano no País, encarecendo as tarifas para todos os brasileiros. Em média, 13% da energia consumida não é faturada, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A situação mais alarmante é na Região Norte.
O Estado recordista em "gatos" é o Amazonas, segundo levantamento da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), com base nos números de 2010. A perda de energia chega a 30%. Na vice-liderança está o Piauí, que não fatura 21,9% do que é gerado, seguido por Alagoas (19,4%) e Rondônia (19,1%). O Rio de Janeiro aparece em sétimo lugar.
Mesmo com o aumento dos investimentos e da fiscalização pelas distribuidoras, o presidente da Abradee, Nelson Fonseca Leite, explicou que a redução das perdas é gradual e, portanto, os resultados devem aparecer apenas no longo prazo. "Ninguém vai mudar a cultura de combate às fraudes e furtos de um ano para outro", ponderou Leite, acrescentando que o retrato de 2011 não será muito diferente do que o revelado em 2010.
Por utilizar metodologia diferente, a média de perda por furto ou fraude calculada pela Abradee é de 5,1% de toda a energia colocada no sistema - 503.858 gigawatts-hora (GWh) - ante os 13% calculados pela Aneel. Mas, independentemente das diferenças no método de cálculo, Leite frisa que o prejuízo com os "gatos" são elevados. "Todos poderíamos pagar uma tarifa menor se não tivéssemos um nível tão alto de perdas no Brasil."

Ponto fraco.
O entendimento da Aneel não é diferente. Em novembro, quando a agência discutiu a questão, o diretor Edvaldo Santana ressaltou que a energia consumida sem ser faturada - por furto ou fraude - é um dos "pontos fracos" para o desempenho do setor elétrico. Na avaliação dele, é "intolerável" que o nível médio de perda esteja em torno de 13%, com mais de 60% no Norte. "É como se as duas usinas do Rio Madeira fossem construídas apenas para suprir perdas", destacou, referindo-se a Santo Antônio e Jirau.
O mais grave, na avaliação do diretor da Aneel, é que o maior volume de perdas ocorre na Região Norte, em que o valor da tarifa para o consumidor é subsidiado e impacta na conta de todos os brasileiros.
Normalmente, segundo o presidente do Instituto Acende Brasil, Claudio Sales, o controle do nível de perda de energia por "gatos" está vinculado diretamente à presença do governo. "Para reduzir as perdas é fundamental aprimorar a atuação do Estado, melhorando policiamento e infraestrutura. Mas isso não é um ato de vontade de uma empresa ou governo. É um processo."
Em locais com elevado índice de violência, como favelas, há uma propensão maior para furto e fraudes de energia. No Rio, por exemplo, 13,6% da energia do sistema é perdida por furto.
O diretor de Relações Institucionais da Ampla, André Moragas, afirmou que a empresa, que distribui energia a uma parcela de municípios do Rio, conseguiu reduzir de algo em torno de 25% para 19,66% a perda total de energia com a medição eletrônica e blindagem da rede, que dificulta os "gatos". "A perda ainda é alta. Vai continuar caindo, mas de forma mais gradual."

Bons exemplos.
Santa Catarina é o Estado que apresenta menor perda (1,4%), acompanhado de perto por Ceará (1,5%) e Paraná (1,7%). No Estado de São Paulo, 3,3% da energia elétrica não é faturada por causa dos "gatos".

Perda brasileira de energia é quase o dobro da média mundial.
A perda global de energia no Brasil é quase o dobro da média mundial, segundo a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (Abradee), com base em informações de 38 países.
Enquanto no mundo a perda chega a 9% da energia consumida, no Brasil esse valor está próximo dos 17%. Além de furto e fraude, a perda global de energia contabiliza os prejuízos no processo de transmissão e distribuição.
Dos 38 países analisados, o Brasil é o oitavo que mais deixa de arrecadar em relação ao total consumido pela população. No País, são gerados 503.858 gigawatts-hora (GWh), e 419.839 são consumidos. Com isso, a perda global é de 84.019 GWh ou quase 17% do total. Além disso, dos 84.019 GWh perdidos, cerca de 30% estão relacionados a furto ou fraude na rede elétrica.
O líder em perdas, na listagem da Abradee, é o Paraguai, com mais da metade da energia consumida não faturada. Venezuela (39%), Índia (32%) e Colômbia (28%) também apresentam elevadas perdas.