M i n i s t é r i o d e M i n a s e E n e r g i a
S e c r e t a r i a d e P e t r ó l e o , G á s N a t u r a l e C o m b u s t í v e i s R e n o v á v e i s D e p a r t a m e n t o d e G á s N a t u r a l		
E D I Ç Ã O

N o . 5 8 - J a n / 1 2

N D Ú STR I A	

B O L ET I M  M EN SAL  DE A C O MPAN H A MEN TO  DA  I
DE  G ÁS  N AT U R AL		

D E S T A Q U E  P R I N C I P A L

	Comentários sobre o ano de 2011: Análise do ano para a indústria de gás natural sob os aspectos do mercado, infra- estrutura e regulamentação do setor. (pag. 25 e 26)

D E S T A Q U E S  DE  D E Z E M B R O  DE  2 0 11

	Produção de gás natural: Produção média nacional no mês de dezembro supera 70 MM m³/d.  (pag. 04)
Neste Boletim, detalhes sobre a infraestrutura de produção da Região Norte (pag. 04)

	Queima de gás natural: Redução de 11% queima de gás natural, influenciada principalmente pelo término do Teste de Longa Duração (TLD) na área Lula Nordeste (pag. 05)

	Consumo de gás natural: Consumos industrial e termelétrico caem em relação ao mês anterior (pags. 08 e 10)

	PAC: Publicada a declaração de comercialidade dos campos de Baúna e Piracaba (antigos Tiro e Sidon). (pags. 19 e 21)

S U M Á R I O

Balanço de Gás Natural no Brasil………………..………………………………………………………………....	2	
Produção Nacional e Queima de Gás Natural………...…………………………………………………………....….	3	
Importação de Gás Natural………………………………….………………………………………….……….….	6	
Oferta Interna Disponibilizada ……………………………………………………………………………………	7	
Consumo de Gás Natural………………………………….……………………………………………….…....…	8	
Geração Termelétrica a Gás Natural…………………………..………………………...…………………….….…	10	
Preços    e    Competitividade………………………….………………….……………………………………………..	12	
Balanço de Gás Natural na Bolívia, Chile, Argentina e Uruguai…….……….………………………………………....	16	
Legislação do Setor ………………………….……….……….………………………….…….………….…….....	18	
Programa de Aceleração do Crescimento - PAC..…………………….……………………………………………….	19	
ANEXOS	
Reservas Nacionais de Gás Natural……………………………………….…………………….………………….	20	
Infraestrutura de Transporte de Gás Natural…...…………………………………………………..………………....	21	
Unidades de Processamento de Gás Natural, Terminais de GNL existentes e evolução da Malha de Gás Natural………...….	22	
Parque Térmico a Gás Natural……………………………………………………….…………….………..……..	23	
Notas        Metodológicas……………………………………………………………………………….………….…...	24	
Comentários sobre o ano de 2011  ………………….......................………………………………….………….…...	25	

B A L A N Ç O  DE  G ÁS  N A T U R A L  N O  B R A S I L

BALANÇO DE GÁS NATURAL
(em milhões de m3/dia)	Média 2007	Média 2008	Média 2009	Média 2010	2011	Média 2011	
					jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		

PRODUÇÃO NACI ONAL	
49,73	
59,16	
57,91	
62,84	
66,26	
62,83	
61,44	
62,54	
66,67	
67,27	
66,88	
66,52	
65,26	
66,26	
67,87	
71,36	
65,93	
Reinjeção	9,57	10,64	11,92	11,96	12,01	12,25	11,32	12,13	12,28	11,83	11,15	10,36	9,38	9,69	9,86	10,58	11,07	
Queima e perda	5,33	5,97	9,38	6,64	6,06	4,83	3,66	2,87	4,00	4,47	5,18	4,54	5,44	5,83	5,74	5,10	4,81	
Consumo nas unidades de E&P	7,89	7,90	8,45	9,72	10,01	10,13	9,92	10,17	10,15	10,23	9,95	10,40	10,02	9,85	10,50	10,43	10,15	

Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
1,66	
2,18	
2,67	
2,93	
2,59	
1,44	
3,20	
1,21	
3,27	
2,51	
2,91	
3,51	
2,44	
2,77	
2,87	
2,93	
2,64	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,54	3,48	3,39	3,56	3,74	3,63	3,26	3,65	3,61	3,42	3,26	3,48	3,37	3,40	3,12	3,23	3,43	

Oferta de gás nacional ao mercado	
21,73	
28,99	
22,10	
28,04	
31,85	
30,55	
30,08	
32,52	
33,35	
34,82	
34,44	
34,23	
34,60	
34,71	
35,77	
39,10	
33,83	
I MPORTAÇÃO	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54	30,35	30,93	30,00	30,90	30,00	24,17	28,50	
Bolívia	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77	29,11	28,62	27,90	27,65	22,83	26,86	
Argentina	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,72	7,64	1,19	0,78	1,32	0,56	3,37	0,95	1,58	1,82	1,38	3,00	2,35	1,34	1,64	
Consumo em transporte na importação	0,95	1,23	0,58	0,89	0,58	1,10	0,99	0,67	0,68	1,14	1,07	1,18	1,09	1,02	1,03	0,62	0,93	
Oferta de gás importado ao mercado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40	29,28	29,75	28,91	29,88	28,97	23,55	27,57	

OFERTA TOTAL AO MERCADO	
49,08	
58,69	
44,45	
61,70	
55,33	
59,73	
58,35	
55,92	
60,13	
64,21	
63,72	
63,98	
63,51	
64,59	
64,74	
62,65	
61,40	

Venda nas distribuidoras de gás natural	
41,41	
49,59	
36,70	
49,73	
43,10	
47,50	
44,90	
43,45	
47,42	
50,23	
49,56	
48,93	
48,23	
49,89	
50,15	
48,62	
47,67	

Consumo instalações industriais produtor (Refinarias/FAFENS)	
6,89	
7,50	
7,09	
9,12	
10,34	
10,21	
11,01	
9,94	
11,10	
11,33	
11,30	
12,00	
12,27	
12,01	
11,90	
11,91	
11,28	

Consumo termelétrico direto do produtor (Fafen/Termobahia/Canoas/Termoceará/Termoaçú/Euz ébio Rocha)	
0,79	
1,60	
0,66	
2,84	
1,88	
2,02	
2,44	
2,53	
1,61	
2,65	
2,85	
3,05	
3,02	
2,68	
2,69	
2,12	
2,46	
PARTI CI PAÇÃO DO GÁS NACI ONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
44,3%	
49,4%	
49,7%	
45,4%	
57,6%	
51,1%	
51,5%	
58,1%	
55,5%	
54,2%	
54,1%	
53,5%	
54,5%	
53,7%	
55,3%	
62,4%	
55,1%	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS, dezembro de 2011
Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês.

Equipe do Departamento de Gás Natural:
Symone Christine de Santana Araújo (Diretora), Hugo Leonardo Gosmann, Aldo Barroso Cores Junior, Breno Peixoto Cortez, Juliano Vilela Borges dos Santos, Matheus Batista Bodnar, André Barros Martins e Fernando Massaharu Matsumoto.

N o . 5 8 - J a n / 1 2

P R O D U Ç Ã O  N A C I O N A L  DE  G ÁS  N A T U R A L

PROD. NACIONAL
(em m ilhões m 3/dia)	Média
2007	Média
2008	Média
2009	Média
2010	2011	Média
2011	
					jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
Terra	17,22	17,19	16,56	16,51	16,69	16,79	16,41	16,86	17,25	17,23	16,98	16,90	17,00	16,76	16,28	16,98	16,84	
Mar	32,51	41,97	41,35	46,33	49,57	46,04	45,02	45,68	49,42	50,04	49,90	49,62	48,26	49,50	51,59	54,38	49,08	
Gás Associado	37,02	39,77	46,50	47,12	50,01	48,75	47,67	48,67	49,06	49,73	48,64	48,58	47,72	46,84	47,88	49,49	48,59	
Gás Não Associado	12,72	19,39	11,41	15,72	16,24	14,06	13,76	13,88	17,60	17,54	18,24	17,94	17,54	19,42	19,99	21,87	17,34	
TOTAL	49,73	59,16	57,91	62,84	66,26	62,83	61,44	62,54	66,67	67,27	66,88	66,52	65,26	66,26	67,87	71,36	65,93	

UF	
LOCALIZAÇÃO	Média
2007	Média
2008	Média
2009	Média
2010	2011	Média
2011	
						jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		

AM	Subtotal	9,72	10,23
10,23
0,00
10,13
0,09	10,36	10,57
10,57
0,00
10,43
0,14	10,84	11,19	10,75	11,36	11,49	11,82	11,80	11,57	11,78	11,51	11,07	11,63	11,40	
	Terra	9,72		10,36		10,84	11,19	10,75	11,36	11,49	11,82	11,80	11,57	11,78	11,51	11,07	11,63	11,40	
	Mar	0,00		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Gás Associado	9,66		10,20		10,72	11,09	10,65	11,26	11,41	11,71	11,72	11,52	11,71	11,44	10,99	11,56	11,31	
	Gás Não Associado	0,07		0,16		0,13	0,09	0,10	0,10	0,09	0,10	0,07	0,06	0,07	0,07	0,08	0,08	0,09	

CE	Subtotal	0,21	0,18
0,00
0,18
0,18
0,00	0,15	0,12
0,00
0,12
0,12
0,00	0,05	0,08	0,08	0,09	0,09	0,09	0,09	0,10	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	
	Terra	0,00		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Mar	0,21		0,15		0,05	0,08	0,08	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,08	0,09	0,09	0,08	
	Gás Associado	0,21		0,15		0,05	0,08	0,08	0,09	0,09	0,09	0,09	0,10	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	
	Gás Não Associado	0,00		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	

RN	Subtotal	2,96	2,54
0,87
1,67
1,48
1,06	2,09	1,89
0,74
1,15
1,24
0,65	1,87	1,89	1,85	1,92	1,83	1,83	1,86	1,82	1,74	1,70	1,33	1,24	1,74	
	Terra	0,86		0,75		0,82	0,84	0,82	0,77	0,72	0,68	0,69	0,74	0,73	0,74	0,72	0,70	0,75	
	Mar	2,10		1,34		1,05	1,05	1,03	1,15	1,11	1,16	1,16	1,08	1,01	0,96	0,61	0,54	0,99	
	Gás Associado	1,62		1,42		1,48	1,27	1,32	1,31	1,24	1,28	1,31	1,30	1,25	1,25	1,05	1,06	1,26	
	Gás Não Associado	1,34		0,67		0,39	0,62	0,53	0,61	0,59	0,56	0,55	0,52	0,49	0,45	0,28	0,18	0,48	

AL	Subtotal	2,48	2,23
1,88
0,35
0,60
1,63	2,03	1,84
1,55
0,30
0,68
1,17	1,64	1,44	1,44	1,55	1,62	1,56	1,46	1,52	1,53	1,54	1,51	1,71	1,54	
	Terra	2,10		1,69		1,35	1,15	1,17	1,28	1,32	1,27	1,21	1,24	1,25	1,28	1,25	1,44	1,27	
	Mar	0,39		0,34		0,29	0,30	0,27	0,27	0,29	0,29	0,25	0,28	0,28	0,26	0,26	0,27	0,28	
	Gás Associado	0,60		0,87		0,59	0,50	0,56	0,66	0,57	0,54	0,52	0,56	0,57	0,57	0,55	0,51	0,56	
	Gás Não Associado	1,89		1,16		1,04	0,94	0,88	0,89	1,05	1,02	0,94	0,96	0,95	0,97	0,96	1,20	0,98	

SE	Subtotal	1,50	2,35
0,25
2,10
1,61
0,73	2,62	3,02
0,27
2,76
2,61
0,41	3,39	3,52	2,99	3,15	3,39	3,13	2,98	3,19	2,33	2,43	2,82	2,92	3,02	
	Terra	0,26		0,25		0,27	0,30	0,30	0,27	0,27	0,26	0,26	0,29	0,28	0,29	0,28	0,28	0,28	
	Mar	1,24		2,37		3,13	3,23	2,69	2,88	3,12	2,87	2,72	2,89	2,04	2,14	2,54	2,63	2,74	
	Gás Associado	0,80		2,24		3,00	3,13	2,68	2,80	2,99	2,75	2,58	2,81	1,94	2,05	2,43	2,57	2,64	
	Gás Não Associado	0,70		0,38		0,39	0,39	0,31	0,36	0,40	0,38	0,39	0,38	0,38	0,38	0,38	0,35	0,38	

BA	Subtotal	7,24	9,22
3,52
5,70
1,35
7,87	8,37	9,31
3,12
6,19
1,63
7,68	8,08	7,80	5,70	5,28	7,00	7,11	7,46	6,86	6,73	6,56	7,70	7,87	7,01	
	Terra	4,06		3,21		3,08	3,00	3,07	2,88	3,14	2,95	2,86	2,88	2,79	2,72	2,74	2,68	2,90	
	Mar	3,18		5,16		5,00	4,80	2,64	2,40	3,86	4,16	4,60	3,97	3,94	3,84	4,96	5,19	4,11	
	Gás Associado	1,31		1,72		1,72	1,68	1,72	1,61	1,66	1,53	1,46	1,50	1,45	1,35	1,28	1,31	1,52	
	Gás Não Associado	5,93		6,64		6,35	6,12	3,98	3,67	5,33	5,58	5,99	5,35	5,29	5,21	6,41	6,55	5,49	

ES	Subtotal	2,64	7,68
0,44
7,24
1,20
6,48	2,94	7,39
0,27
7,12
2,63
4,76	11,81	9,62	11,82	11,33	12,41	12,75	12,92	12,73	12,04	11,90	10,43	12,43	11,85	
	Terra	0,23		0,30		0,34	0,31	0,30	0,31	0,31	0,26	0,16	0,17	0,17	0,22	0,22	0,24	0,25	
	Mar	2,41		2,64		11,47	9,31	11,51	11,02	12,10	12,49	12,76	12,56	11,87	11,68	10,20	12,19	11,60	
	Gás Associado	1,65		1,18		5,63	5,31	5,14	5,08	5,13	5,70	5,41	5,34	5,39	5,52	5,36	5,50	5,37	
	Gás Não Associado	0,99		1,76		6,18	4,31	6,68	6,25	7,28	7,05	7,52	7,39	6,65	6,38	5,06	6,93	6,47	

RJ	Subtotal	21,99	24,00
0,00
24,00
23,14
0,86	28,76	27,77
0,00
27,77
27,68
0,09	26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54	24,88	25,39	25,27	25,36	26,74	27,50	25,71	
	Terra	0,00		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Mar	21,99		28,76		26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54	24,88	25,39	25,27	25,36	26,74	27,50	25,71	
	Gás Associado	21,07		28,71		26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54	24,88	25,31	25,18	24,14	25,43	26,20	25,38	
	Gás Não Associado	0,92		0,05		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,08	0,09	1,22	1,31	1,30	0,33	

SP	Subtotal	0,89	0,66
0,00
0,66
0,00
0,66	0,60	0,93
0,00
0,93
0,10
0,83	2,43	2,13	1,42	2,14	3,39	3,44	3,44	3,35	3,76	5,17	6,19	5,97	3,57	
	Terra	0,00		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Mar	0,89		0,60		2,43	2,13	1,42	2,14	3,39	3,44	3,44	3,35	3,76	5,17	6,19	5,97	3,57	
	Gás Associado	0,00		0,00		0,67	0,54	0,14	0,14	0,52	0,59	0,67	0,14	0,15	0,44	0,69	0,70	0,45	
	Gás Não Associado	0,89		0,60		1,76	1,59	1,28	2,01	2,87	2,85	2,77	3,21	3,61	4,73	5,50	5,28	3,12	

PR	Subtotal	0,09	0,06
0,00
0,06
0,06
0,00	0,00	0,00
0,00
0,00
0,00
0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Terra	0,00		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Mar	0,09		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Gás Associado	0,09		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Gás Não Associado	0,00		0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
Total Brasil	49,73	59,16	57,91	62,84	66,26	62,83	61,44	62,54	66,67	67,27	66,88	66,52	65,26	66,26	67,87	71,36	65,93	
Fonte: ANP, janeiro de 2012	

C A M P O S   EM   F A S E   DE   P R O D U Ç Ã O

Em relação ao mês de novembro, a produção nacional de gás natural aumentou 5,1% atingindo 71,36 milhões de metros cúbicos por dia, maior média mensal histórica. O au- mento na produção foi influenciado pelos campos de Peroá (localizado no Estado do Espírito Santo) e Rio Urucu (localizado no Estado do Amazonas).

7,0

6,4

Campos com maior produção de gás - dezembro/2011

7,0

Histórico de produção de gás - Campo

6,0

5,0

5,3	5,2

5,1

4,7

6,0

5,0

Milhões de m³/d

4,0

4,1

3,7

Milhões de m³/d

4,0

3,0

3,0

2,7

3,0

2,2

2,0

2,0

1,0

1,0

0,0

RIO URUCU      LESTE DO
URUCU

MANATI      MARLIM SUL   RONCADOR     MEXILHÃO         PEROÁ	MARLIM	LULA	JUBARTE

0,0

jan-11          fev-11         mar-11         abr-11         mai-11         jun-11          jul-11          ago-11         set-11         out-11         nov-11         dez-11 PEROÁ	RIO URUCU

Os campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 59,4% da produção nacio- nal.

P L A T A F O R M A S

Os  campos  de  maior  influência  no  aumento  da  produção  nacional  foram  Peroá (localizado no Espírito Santo) e Rio Urucu (localizado no Amazonas).

6,0

Plataformas com maior produção de gás - dezembro/2011

6,0

Histórico de produção de gás - Plataforma

5,0

5,2

5,0

4,0

4,1	4,1

4,0

Milhões de m³/d

3,0

2,9

2,7

Milhões m³/d

3,0

2,0

2,2

2,0

1,7	1,7

1,5

2,0

1,0

1,0

0,0

PLATAFORMA   Plataforma de

PEROA          FPSO CIDADE     FPSO CIDADE   PETROBRAS 52  PETROBRAS 56  PETROBRAS 54 FPSO CAPIXABA  FPSO CIDADE

0,0

DE MANATI 1

Mexilhão

SÃO MATEUS   DE ANGRA DOS
REIS

DE SANTOS

jan-11         fev-11         mar-11        abr-11         mai-11         jun-11          jul-11         ago-11         set-11         out-11         nov-11        dez-11 PEROA

As plataformas citadas no gráfico acima foram responsáveis por 39,5% da produção nacional de gás. A plataforma de maior influência no aumento de produção foi Peroá, que retornou ao nível de produção verificado entre os meses de março e outubro.

Em dezembro a produção da plataforma de Peroá se deu em 4 poços, sendo que em relação ao mês passado a produção destes cresceu substancialmente, com destaque para o poço 7PER2ESS cuja produção aumentou de 0,9 para 1,9 milhão de m³/d.

I N F R A E S T R U T U R A   DE   P R O D U Ç Ã O   (B A C I A   DO   S O L I M Õ E S )

Esta edição do boletim apresenta informações a respeito da infraestrutura de produção da Bacia do Solimões. No mês de dezembro, a produção da Bacia do Solimões foi de 11,6 milhões de m³/d, o que representa 16,3% da produção nacional, sendo esta realizada por 3 (três) campos: Rio Urucu (maior campo produtor de gás natural do País), Leste do Urucu (segundo maior campo produtor de gás natural do País) e Sudoeste Urucu.

BACIA DO SOLIMÕES - dezembro/2011	

Campos	Produção de gás (Mm³/d)	Queima de gás (M m³/d)	Queima de gás (%)	
UPGN	Capacidade UPGN
(M m³/d)	
LESTE DO URUCU	5.269,6	243,0	4,6%	
URUCU	
9.706,0	
RIO URUCU	6.360,0	293,3	4,6%			
SUDOESTE URUCU	4,1	0,2	4,6%			
SOMA	11.633,7	536,5	4,6%			
A tabela acima apresenta a produção e a queima de gás natural dos campos que atualmente estão produzindo na Bacia do Solimões e a figura ao lado esquematiza a região da Bacia do Solimões onde são encontrados esses três campos. A cor verde representa blocos exploratórios concedidos na 7° rodada, a cor roxa blocos da 4° rodada e a cor amarela os campos.

No mês de dezembro, do total de gás produzido na Bacia, cerca de 58% foi reinje- tado, 22% consumido pelo segmento térmico em Manaus, 6% absorvido no proces- samento, 5% queimado, 5% consumido nas operações da Bacia e 2% disponibiliza- do à Reman.

Q U E I M A   DE   G ÁS   N A T U R A L

Q U E I M A EM R E L A Ç Ã O À P R O D U Ç Ã O

18,0%

16,0%

14,0%

12,0%

16,2%16,0%

10,5%

Em relação ao mês de novem- bro, a queima de gás natural caiu 0,63 milhão de m³/dia, sendo o Estado do Rio de Janeiro o de maior influência na redução.

10,0%

10,1%10,1%

9,5%

9,2%

8,3%

8,8%

8,5%

8,0%

8,0%
7,7%

6,6%

6,6%

7,7%

6,8%

7,3%

7,9%

7,4% 7,2%     7,3%

A  queima  de  gás natural  no ano de 2009 foi de 9,4 milhões

		Fases de exploração e produção	
		Somente fase de produção	

6,0%

4,0%

2,0%

6,0% 5,7%
4,6%4,4%

6,0%
5,3%        5,5%

6,0%      5,8%

6,1%	6,3%

de  m³/d,  sendo  este  volume médio diário reduzido para 6,4
no  ano  de  2010  (queda  de
29%)  e  para  4,8  no  ano  de 2011 (queda de 27%)

0,0%

2008      2009      2010     jan-11    fev-11   mar-11   abr-11   mai-11   jun-11    jul-11    ago-11   set-11    out-11   nov-11   dez-11    Média
2011

C A M P O S   EM   F A S E   DE   P R O D U Ç Ã O   E   Á R E A S   E X P L O R A T Ó R I A S

1.200

1.100

1.000

1.143

Campos com maior queima de gás -  dezembro/2011

1.600

1.400

Histórico de queima de gás - Campo

900

800

700

Mil m³/dia

600

500

400

300

562

534

500

402

Exploração    Produção

293

1.200

1.000

Mil m³/d

800

600

200

100

243

150

125	122

400

200

0
0
jan-11         fev-11        mar-11        abr-11        mai-11        jun-11         jul-11         ago-11        set-11         out-11        nov-11        dez-11

As áreas e campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 80% da queima de gás no País. Os campos de maior influência na redução da queima de gás foram Lula e Marlim Sul (localizados no Rio de Janeiro).

P L A T A F O R M A S

MARLIM SUL	BM-S-11 / LULA

O gráfico acima apresenta o histórico de queima de gás nos campos de maior influên- cia na redução no mês de dezembro, quando comparado ao mês de novembro. Desta- ca-se que em relação ao campo de Marlim Sul, o aumento da queima de gás verificado a partir de julho/2011 está atrelado à entrada em operação da plataforma P-56, e a queda, verificada a partir de outubro/2011, ao aproveitamento do gás produzido pela citada plataforma.

800

753

Plataformas com maior queima de gás - dezembro/2011

1.400

Histórico de queima de gás - Plataforma

700

1.200

600

500

517

500

Exploração     Produção

1.000

Mil m³/dia

800

Mil m³/dia

400

300

200

100

329

264

162	150

101	99	94

600

400

200

0
PETROBRAS

FPSO JK          DYNAMIC

PETROBRAS    PETROBRAS  FPSO RIO DAS

ZEPHIR I       PETROBRAS    PETROBRAS    PETROBRAS

0
jan-11         fev-11        mar-11        abr-11        mai-11         jun-11          jul-11         ago-11         set-11         out-11        nov-11        dez-11

56	PRODUCER 	51

54	OSTRAS

52	19	35

PETROBRAS 56          FPSO CIDADE DE SÃO VICENTE

As plataformas citadas no gráfico acima foram responsáveis por 58% da queima de gás no País. As plataformas de maior influência na redução da queima de gás foram a P-56 (localizada no campo de Marlim Sul) e o FPSO São Vicente (localizada no campo de Lula).
Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção ANP.

O gráfico acima apresenta histórico de queima de gás das plataformas de maior in- fluência na redução da queima. Na P-56 a queda é atribuída ao maior aproveitamento do gás natural produzido, sendo verificada redução do percentual da queima de gás em relação à produção, que caiu de 72% para 38%, e no FPSO São Vicente a queda deve-se ao térmico do TLD na área Lula Nordeste.

I M P O R T A Ç Ã O  DE  G ÁS  N A T U R A L

I MPORTAÇÕES DE GÁS NATURAL
(em milhões m³/dia)	Média 2007	Média 2008	Média 2009	Média 2010	2011	Média 2011	
					jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		

Bolívia	
TBG	Petrobras	26,90	30,52	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77	29,11	28,62	27,90	27,65	22,83	26,86	
		BG	0,39	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	EPE	0,55	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Subtotal	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77	29,11	28,62	27,90	27,65	22,83	26,86	

Argentina	Sulgás (TSB)	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Subtotal	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,72	7,64	1,19	0,78	1,32	0,56	3,37	0,95	1,58	1,82	1,38	3,00	2,35	1,34	1,64	
Terminal GNL de Pecem *	0,00	0,00	0,64	2,49	0,18	0,20	0,39	0,56	2,33	0,95	1,58	0,36	1,20	2,11	2,35	1,34	1,13	
Terminal GNL da Baía de Guanabara *	0,00	0,00	0,08	5,15	1,01	0,58	0,93	0,00	1,04	0,00	0,00	1,46	0,18	0,89	0,00	0,00	0,51	
TOTAL	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54	30,35	30,93	30,00	30,90	30,00	24,17	28,50	
Consumo em transporte na importação	0,95	1,23	0,58	0,89	0,58	1,10	0,99	0,67	0,68	1,14	1,07	1,18	1,09	1,02	1,03	0,62	0,93	
Oferta de gás importado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40	29,28	29,75	28,91	29,88	28,97	23,55	27,57	
Fontes: ANP e TBG, janeiro de 2012
Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia BG: Grupo BG
Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês.

I M P O R T A Ç Ã O   DE   G ÁS   N A T U R A L   L I Q U E F E I T O - G N L  ( N C M :  2 7 1 1 . 1 1 . 0 0 )

Mês	Valor Total (US$ FOB)	Peso Líquido (Kg)	Volume de GNL* (m³)	Volume GN regas* (m³)	Preço FOB* (US$/MMBTU)	
Origem	
Porto de Entrada	

Total 2008	
26.270.651	
31.904.700	
69.966	
41.979.868	
15,93	
Trinidad e Tobago	
Pecém - CE	

Total 2009	
93.066.453	
330.698.870	
725.217	
435.130.092	
5,44	
Trinidad e Tobago; Nigéria	Pecém - CE;
Rio de Janeiro - RJ	

Total 2010	
777.457.112	
2.168.100.111	
4.754.606	
2.852.763.304	
6,94	Emirados Árabes Unidos; Nigéria; Peru; Trinidad e Tobago; Catar; Reino Unido; Estados Unidos; Guiné Equatorial	Pecém - CE;
Rio de Janeiro - RJ	
02/2011	25.374.670	61.637.990	135.171	81.102.618	7,96	Trinidad e Tobago	Rio de Janeiro - RJ	
03/2011	12.257.908	31.218.775	68.462	41.077.336	7,59	Catar	Pecém - CE	
03/2011	11.225.982	28.590.000	62.697	37.618.421	7,59	Catar	Rio de Janeiro - RJ	
04/2011	4.748.634	14.279.790	31.315	18.789.197	6,43	Catar	Pecém - CE	
05/2011	10.902.945	27.892.011	61.167	36.700.014	7,56	Trinidad e Tobago	Rio de Janeiro - RJ	
06/2011	13.741.247	33.888.160	74.316	44.589.684	7,84	Estados  Unidos	Pecém - CE	
06/2011	11.915.910	30.493.149	66.871	40.122.564	7,56	Trinidad e Tobago	Pecém - CE	
07/2011	26.610.743	55.096.648	120.826	72.495.589	9,34	Catar	Pecém - CE	
08/2011	27.403.121	55.299.073	121.270	72.761.938	9,58	Catar	Rio de Janeiro - RJ	
09/2011	17.545.715	34.324.762	75.274	45.164.161	9,89	Catar	Pecém - CE	
09/2011	16.071.406	31.440.564	68.949	41.369.163	9,89	Catar	Rio de Janeiro - RJ	
10/2011	22.181.453	38.796.703	85.080	51.048.293	11,06	Estados  Unidos	Rio de Janeiro - RJ	
11/2011	46.112.723	58.193.654	127.618	76.570.597	15,33	Estados  Unidos	Pecém - CE	
12/2011	44.538.227	55.542.320	121.803	73.082.000	15,51	Reino Unido	Pecém - CE	

Total 2011	
290.630.684	
556.693.599	
1.220.819	
582.838.980	
12,69	Trinidad e Tobago; Reino Unido; Estados Unidos; Catar	Pecém - CE;
Rio de Janeiro - RJ	
Fonte: Aliceweb - MDIC, janeiro de 2012.

* FOB (Free on Board): mercadoria entregue embarcada na origem, não inclui frete e seguro. Os valores são calculados considerando-se a massa específica do GNL de 456 kg/m³, a razão de conversão volume gasoso-líquido de 600:1 e o poder calorífico do gás natural de 9.900 kcal/m³.

O F E R T A  I N T E R N A  D I S P O N I B I L I Z A D A

70,00

60,00

50,00

Oferta interna de gás natural
(milhões de m³/dia)

40,00

30,00

20,00

10,00

0,00

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez	Média
2011
Ano de 2011

Gás Natural Liquefeito - GNL *	Im portação da A rgenti na	Im portação da Bol ívia	Oferta de gás nacional ao mercado

* Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês.

C O M E N T Á R I O S

A média da produção nacional de gás natural chegou a 71,36 milhões de m³/dia no mês de dezembro, maior valor re- gistrado em 2011, representando aumento de 3,49 milhões de m³/dia em relação ao mês anterior. Como se manteve estável o somatório dos volumes reinjetado, queimado e consumido em processo, a oferta líquida de gás nacional ao mercado subiu pro- porcionalmente, e chegou a 39,10 milhões de m³/dia, frente aos 35,77 milhões de m³/dia do mês anterior. O aumento da produ- ção de gás nacional está relacionado principalmente ao retorno dos campos de Peroá, no Espírito Santo, e ao aumento Rio Uru- cu, no Amazonas, este último o maior campo de produção de gás do País.

Uma vez que a média da produção nacional atingiu seu maior valor histórico, houve na oferta de gás natural importado em dezembro. A comparação com o mês anterior aponta que a média de importação pelo gasoduto Brasil-Bolívia - GASBOL caiu de 27,65 para 22,83 milhões de m³/dia, o menor valor do ano. Já a regaseificação de gás natural liquefeito caiu 1,01 milhão de m³/dia, o que representou recuo de 43% em relação a novembro.

C O N S U M O  DE  G ÁS  N A T U R A L

C O M E N T Á R I O S

O consumo de gás natural no mês de dezembro ficou em 62,65 milhões de m³/dia, representando queda de 2,09 mi- lhões de m³/dia em relação à media de novembro. A diminuição do consumo foi observada sobretudo no segmento industrial, que caiu de 41,11 milhões de m³/dia no mês anterior para 39,05 milhões de m³/dia em dezembro. Também registrou queda o consumo termelétrico (-0,51 milhão de m³/dia), ao passo que o dos demais segmentos permaneceu estável.

CONSUMO DE GÁS NATURAL
POR SETOR (em m ilhões de m ³/dia)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	
Média 2010	

jan	

fev	

m ar	

abr	

m ai	201

jun	1

jul	

ago	

set	

out	

nov	

dez	
Média 2011	
Industrial *	32,24	33,40	28,96	35,41	36,80	39,05	39,63	38,98	40,76	41,04	40,52	41,98	41,97	40,61	41,11	39,05	40,12	
Autom otivo	7,01	6,63	5,77	5,50	5,11	5,40	5,28	5,28	5,43	5,43	5,27	5,42	5,46	5,51	5,47	5,76	5,40	
Residencial	0,66	0,72	0,74	0,79	0,63	0,59	0,69	0,86	0,86	1,05	1,07	0,90	1,04	0,95	0,92	0,87	0,87	
Com ercial	0,58	0,61	0,59	0,63	0,64	0,64	0,63	0,65	0,66	0,69	0,75	0,69	0,73	0,70	0,65	0,76	0,68	
Geração de Energia Elétrica *	6,43	14,94	5,31	15,77	8,19	10,17	8,00	6,31	8,50	11,95	12,13	11,07	10,85	12,85	12,76	12,25	10,42	
Co-geração	1,92	2,26	2,43	2,90	3,22	3,24	3,19	3,08	2,94	3,12	2,96	2,94	2,74	2,89	2,82	2,99	3,01	
Matéria-prim a	-	-	-	-	0,70	0,60	0,77	0,59	0,81	0,75	0,82	0,69	0,49	0,87	0,82	0,78	0,72	
Outros (inclui GNC)	0,23	0,15	0,64	0,68	0,04	0,05	0,16	0,17	0,17	0,17	0,21	0,29	0,24	0,21	0,19	0,19	0,17	
TOTAL	49,08	58,71	44,44	61,69	55,33	59,73	58,35	55,92	60,13	64,21	63,72	63,98	63,51	64,59	64,74	62,65	61,40	

Consum o nas unidades de E&P, Absorção em UPGNs (GLP, C5+) e Consum o em transporte e
arm azenam ento / Ajustes	

12,99	

13,50	

14,51	

16,20	

16,34	

15,20	

16,38	

15,03	

17,03	

16,15	

16,11	

17,39	

15,83	

16,03	

16,50	

16,58	

16,22	
TOTAL GERAL	62,16	72,19	58,95	77,89	71,66	74,93	74,73	70,95	77,16	80,37	79,83	81,37	79,35	80,62	81,24	79,23	77,62	

2011
Média
%
65,3
8,8
1,4
1,1
17,0
4,9
1,2
0,3
100,0

* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, janeiro de 2012
Até dezembro de 2010 o volume de matéria-prima estava contabilizada no segmento Outros (inclui GNC).

E V O L U Ç Ã O   DA   C O M E R C I A L I Z A Ç Ã O

C O N S U M O   DE   G Á S   N A T U R A L

60,00

50,00

17,0%

4,9%

1,2%    0,3%

M É D I A   2 0 1 1

40,00

1,1%

Milhões de m³/dia

30,00

1,4%

20,00

8,8%

65,3%

10,00

0,00

Média Média Média Média Média Média   Jan     Fev    Mar     Abr     Mai     Jun     Jul     Ago    Set     Out    Nov    Dez  Média

Industrial *	Automotivo	Residencial

Comercial	Geração de Energia Elétrica *	Co-geração

2005  2006  2007  2008  2009  2010

Ano de 2011

2011

Matéria-prima	Outros (inclui GNC)

Consumo de Gás Natural (não-Térmico)	Consumo Total de Gás Natural

C O N S U M O   DE   G ÁS   N A T U R A L   P OR   D I S T R I B U I D O R A

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR DISTRIBUIDORA
(em m ilhões de m ³/dia)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	
Média 2010	2011	
Média 2011	2011	
					
Jan	
Fev	
Mar	
Abr	
Mai	
Jun	
Jul	
Ago	
Set	
Out	
Nov	
Dez		Média
%	
Algás (AL)	0,50	0,50	0,45	0,47	0,42	0,31	0,47	0,39	0,43	0,43	0,47	0,48	0,45	0,49	0,50	0,48	0,44	0,9	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,10	3,67	3,85	3,77	3,96	3,81	3,83	3,98	3,98	3,71	3,53	3,77	3,95	3,95	3,84	8,1	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,75	3,60	2,61	3,11	2,89	2,99	2,75	2,94	2,99	2,79	2,67	2,80	2,91	6,1	
Cebgás (DF)	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,0	
Ceg (RJ)	6,00	8,46	5,67	8,55	7,45	7,43	7,06	6,91	7,31	6,78	6,29	6,35	6,07	6,01	5,95	5,99	6,63	13,9	
Ceg Rio (RJ)	4,33	9,14	3,76	6,09	3,71	5,11	3,38	2,25	2,60	4,67	4,59	5,04	4,58	5,23	5,20	5,44	4,32	9,1	
Cegás (CE)	0,47	0,51	0,72	1,38	0,41	0,46	0,44	0,42	1,21	1,32	1,38	0,48	0,86	2,01	2,01	1,90	1,08	2,3	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,08	0,50	0,92	1,05	1,37	1,58	1,95	2,15	2,48	2,53	2,25	2,18	2,27	1,77	3,7	
Com gas (SP)	13,89	14,28	11,66	13,45	12,40	14,08	13,49	13,49	13,26	13,59	13,30	13,38	13,48	13,33	13,26	12,00	13,25	27,8	
Com pagás (PR)	1,75	1,29	1,36	1,70	1,29	0,95	0,96	1,01	1,09	1,07	1,08	1,08	1,07	1,06	1,02	0,92	1,05	2,2	
Copergás (PE)	1,07	1,15	1,29	2,34	1,59	1,24	1,67	1,04	3,11	3,05	3,13	2,37	2,09	2,94	3,10	3,00	2,36	5,0	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,65	0,54	0,54	0,60	0,58	0,69	0,83	0,88	0,90	0,93	0,86	0,96	1,01	0,78	1,6	
Gasm ig (MG)	1,74	2,40	1,50	2,63	2,59	2,84	2,96	2,92	2,95	3,16	2,94	3,05	3,09	2,78	2,85	2,74	2,91	6,1	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,65	0,03	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,38	0,28	0,15	0,86	0,18	0,30	0,19	0,22	0,20	0,20	0,29	0,31	0,26	0,24	0,26	0,25	0,24	0,5	
Pbgás (PB)	0,36	0,38	0,36	0,37	0,32	0,37	0,35	0,34	0,34	0,35	0,34	0,35	0,36	0,35	0,37	0,35	0,35	0,7	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41	0,40	0,38	0,38	0,38	0,39	0,35	0,39	0,8	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37	1,42	1,49	1,44	1,50	1,51	1,41	1,44	3,0	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,74	1,72	1,84	1,85	1,83	1,86	1,86	1,85	1,89	1,86	1,88	1,87	1,72	1,83	3,8	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,27	0,26	0,26	0,24	0,24	0,25	0,27	0,28	0,28	0,28	0,28	0,28	0,25	0,26	0,6	
Sulgás (RS)	1,75	1,74	1,31	1,49	1,35	1,54	1,74	1,78	1,98	1,94	2,01	1,95	1,95	1,72	1,80	1,77	1,80	3,8	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	41,41	49,59	36,70	49,73	43,10	47,50	44,90	43,45	47,42	50,23	49,56	48,93	48,23	49,89	50,15	48,62	47,67	100,0	
Fonte: Abegás, janeiro de 2012

C O N S U M O   DE   G ÁS   N A T U R A L   P OR   D I S T R I B U I D O R A   S E M   O   S E G M E N T O
T E R M E L É T R I C O

CONSUMO DE GÁS NATURAL
POR DISTRIBUIDORA SEM O SEGMENTO TERMELÉTRICO
(em m ilhões de m ³/dia)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	
Média 2010	2011	
Média 2011	2011	
					
Jan	
Fev	
Mar	
Abr	
Mai	
Jun	
Jul	
Ago	
Set	
Out	
Nov	
Dez		Média
%	
Algás (AL)	0,50	0,50	0,45	0,47	0,42	0,31	0,47	0,39	0,43	0,43	0,47	0,48	0,45	0,49	0,50	0,48	0,44	1,1	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,09	3,67	3,85	3,77	3,96	3,81	3,83	3,98	3,98	3,71	3,50	3,68	3,94	3,94	3,83	9,6	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,71	3,08	2,61	3,11	2,89	2,99	2,75	2,94	2,99	2,79	2,67	2,80	2,86	7,2	
Cebgás (DF)	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,0	
Ceg (RJ)	5,06	4,92	4,27	4,84	4,60	4,97	4,84	4,88	5,03	4,92	4,74	4,90	4,90	4,91	4,74	4,90	4,86	12,2	
Ceg Rio (RJ)	2,38	2,32	2,08	2,25	2,04	2,22	2,16	2,15	2,47	2,30	2,18	2,28	2,07	2,19	2,34	2,18	2,21	5,6	
Cegás (CE)	0,46	0,46	0,42	0,43	0,41	0,46	0,44	0,42	0,46	0,47	0,47	0,48	0,49	0,48	0,48	0,42	0,46	1,2	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,0	
Com gas (SP)	13,67	13,37	11,61	12,61	12,25	13,17	13,23	13,30	13,25	13,58	13,28	13,38	13,48	13,17	13,08	12,00	13,10	33,0	
Com pagás (PR)	0,85	0,87	0,81	0,96	0,79	0,95	0,96	1,01	1,08	1,07	1,08	1,08	1,07	1,06	1,02	0,92	1,01	2,5	
Copergás (PE)	1,02	0,99	0,89	0,98	0,97	1,00	0,95	0,97	1,00	1,02	1,04	1,04	1,02	0,99	1,03	1,00	1,00	2,5	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,65	0,54	0,54	0,60	0,58	0,69	0,83	0,88	0,90	0,93	0,86	0,96	1,01	0,78	2,0	
Gasm ig (MG)	1,53	1,62	1,26	1,86	2,59	2,75	2,89	2,92	2,95	2,93	2,79	3,05	2,94	2,72	2,81	2,72	2,84	7,1	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,02	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,04	0,04	0,15	0,21	0,18	0,20	0,19	0,19	0,19	0,20	0,29	0,31	0,26	0,24	0,26	0,25	0,23	0,6	
Pbgás (PB)	0,36	0,38	0,36	0,37	0,32	0,37	0,35	0,34	0,34	0,35	0,34	0,35	0,36	0,35	0,37	0,35	0,35	0,9	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41	0,40	0,38	0,38	0,38	0,39	0,35	0,39	1,0	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37	1,42	1,49	1,44	1,50	1,51	1,41	1,44	3,6	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,74	1,72	1,84	1,85	1,83	1,86	1,86	1,85	1,89	1,86	1,88	1,87	1,72	1,83	4,6	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,27	0,26	0,26	0,24	0,24	0,25	0,27	0,28	0,28	0,28	0,28	0,28	0,25	0,26	0,7	
Sulgás (RS)	1,36	1,38	1,31	1,49	1,35	1,54	1,74	1,78	1,98	1,94	2,01	1,95	1,95	1,72	1,80	1,77	1,80	4,5	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	35,76	36,27	32,05	36,80	36,80	39,35	39,34	39,67	40,53	40,93	40,29	40,91	40,40	39,72	40,09	38,49	39,71	100,0	
Fonte: Abegás, janeiro de 2012

G E R A Ç Ã O  T E R M E L É T R I C A  A  G ÁS 

S I S T E M A   I N T E R L I G A D O   N A C I O N A L – S I N

Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste
1ª semana operativa de dezembro       2ª semana operativa de dezembro       3ª semana operativa de dezembro          4ª semana operativa de dezembro     5ª semana operativa de dezembro

Norte Fluminense
Gov Leonel Brizola

(IN/EN/EX/PE)
(IN/EL/EX)

Norte Fluminense Gov Leonel Brizola

(IN/EN/EX/PE) (IN/EL/EX)

Norte Fluminense Gov Leonel Brizola

(IN/EN/EX/EL) (IN/EL/EX)

Norte Fluminense Gov Leonel Brizola

(IN/EN/EX/EL) (IN/EL/EX)

Norte Fluminense Gov Leonel Brizola

(IN/EN/EX/EL) (IN/EL/EX)

Euzébio Rocha

(IN/EX)

Barbosa L Sobrinho    (EL)

Barbosa L Sobrinho    (EL)

Barbosa L Sobrinho    (EL)

Barbosa L Sobrinho    (EL)

Luís Carlos Prestes

(IN)

Euzébio Rocha
Luís Carlos Prestes
Juiz de Fora Mário Lago

(IN/EL/PE)
(IN/EL)
(EL)
(EL)

Euzébio Rocha
Luís Carlos Prestes
Juiz de Fora Mário Lago

(IN/EL/PE/EX)
(IN)
(EL)
(EL)

Euzébio Rocha
Luís Carlos Prestes
Juiz de Fora Mário Lago

(IN/EL/PE/EX)
(IN)
(EL)
(EL)

Euzébio Rocha
Luís Carlos Prestes
Juiz de Fora Mário Lago

(IN/EL/PE/EX)
(IN)
(EL)
(EL)

1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100

26/11 (SAB)

27/11 (DOM)

28/11 (SEG)

29/11 (TER)

30/11 (QUA)

01/12 (QUI)

02/12 (SEX)

03/12 (SAB)

04/12 (DOM)

05/12 (SEG)

06/12 (TER)

07/12 (QUA)

08/12 (QUI)

09/12 (SEX)

10/12 (SAB)

11/12 (DOM)

12/12 (SEG)

13/12 (TER)

14/12 (QUA)

15/12 (QUI)

16/12 (SEX)

17/12 (SAB)

18/12 (DOM)

19/12 (SEG)

20/12 (TER)

21/12 (QUA)

22/12 (QUI)

23/12 (SEX)

24/12 (SAB)

25/12 (DOM)

26/12 (SEG)

27/12 (TER)

28/12 (QUA)

29/12 (QUI)

30/12 (SEX)

0

Norte Fluminense       Barbosa Lima Sobrinho       Euzébio Rocha       Aureliano Chaves       Juiz de Fora       Fernando Gasparian       Macaé Merchant       Leonel Brizola        Luíz Carlos Prestes       Média Semanal

Região Nordeste
1ª semana operativa de dezembro        2ª semana operativa de dezembro         3ª semana operativa de dezembro        4ª semana operativa de dezembro        5ª semana operativa de dezembro

Termopernambuco    (IN)

Termopernambuco   (IN)

Termopernambuco    (IN)

Termopernambuco    (IN)

Termopernambuco    (IN)

Termofortaleza

(GFOM)

Termofortaleza

(GFOM)

Termofortaleza

(GFOM)

Termofortaleza

(GFOM)

Termofortaleza

(GFOM)

Jesus Soares Pereira  (GFOM/IN/EX)

Jesus Soares Pereira (GFOM/IN/PE/EX)

Jesus Soares Pereira  (GFOM/IN/PE/EX)

Jesus Soares Pereira  (GFOM/IN/PE/EX)

Jesus Soares Pereira  (GFOM/IN/PE/EX)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(GFOM/EX/IN/PE)
(GFOM)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(GFOM/EX/PE)
(GFOM)

Rômulo Almeida

(GFOM)

Rômulo Almeida

(GFOM)

Rômulo Almeida
Termoceará

(GFOM)
(IN)

1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100

26/11 (SAB)

27/11 (DOM)

28/11 (SEG)

29/11 (TER)

30/11 (QUA)

01/12 (QUI)

02/12 (SEX)

03/12 (SAB)

04/12 (DOM)

05/12 (SEG)

06/12 (TER)

07/12 (QUA)

08/12 (QUI)

09/12 (SEX)

10/12 (SAB)

11/12 (DOM)

12/12 (SEG)

13/12 (TER)

14/12 (QUA)

15/12 (QUI)

16/12 (SEX)

17/12 (SAB)

18/12 (DOM)

19/12 (SEG)

20/12 (TER)

21/12 (QUA)

22/12 (QUI)

23/12 (SEX)

24/12 (SAB)

25/12 (DOM)

26/12 (SEG)

27/12 (TER)

28/12 (QUA)

29/12 (QUI)

30/12 (SEX)

0

Termopernambuco	Termofortaleza	Carlos Jereissati	Jesus Soares Pereira	Celso Furtado	Rômulo Almeida	Média Semanal

E V O L U Ç Ã O   DO   C M O ( R $ / M W H )	LEGENDA:

Semana	SE-CO	S	NE	N	
31/12/2011 a 06/01/2012	50,42	50,42	0,00	0,00	
07/01/2012 a 13/01/2012	31,47	31,47	1,43	1,43	
14/01/2012 a 20/01/2012	8,19	8,19	1,44	1,44	
21/01/2012 a 27/01/2012	9,00	9,00	2,26	2,26	
28/01/2012 a 03/02/2012	12,89	12,89	0,00	0,00	
Fonte: ONS, janeiro de 2012					

EL – Razão Elétrica	PE - Perdas
EN – Razão Energética	GFOM – Geração Fora da IN – Inflexibilidade	Ordem do Mérito de Custo
EX – Exportação	(Res. ANEEL 272/07)

A R M A Z E N A M E N T O   E  A F L U Ê N C I A S   NO   S I N  ( Ú L T I M O S   1 2  M E S E S )

E N E R G I A   A R M A Z E N A D A
E M   %  D A   C A P A C I D A D E   D E   A R M A Z E N A M E N T O	E M   M W - M E D

100

300.000

ARMAZENAMENTO MÁXIMO

90	250.000

80

70	200.000

% do valor total

MW-med

60
150.000
50

40
100.000
30

20	50.000

10

0
jan/11      fev/11     mar/11     abr/11     mai/11      jun/11       jul/11      ago/11      set/11      out/11     nov/11     dez/11
SE-CO	S	NE	N

0
jan/11       fev/11      mar/11      abr/11      mai/11      jun/11       jul/11       ago/11      set/11      out/11      nov/11      dez/11
SE-CO	NE	N	S	Máximo

E N E R G I A   N A T U R A L   A F L U E N T E   -  E N A

E M   %  D A   M É D I A   D E   L O N G O   T E R M O   ( M L T )	E M   M W - M E D

45,00

300

250

% da Média de Longo Termo

200

150

100

120.000

105.000

90.000

MW-med

75.000

60.000

45.000

30.000

29,25

36,11

31,29

14,59

29,37

22,58

13,20

16,83

34,84

40,48

37,78

40,00

35,00

30,00

25,00

20,00

15,00

10,00

50	15.000

5,00

0
jan/11      fev/11     mar/11     abr/11     mai/11      jun/11       jul/11      ago/11      set/11      out/11     nov/11     dez/11
SE-CO	S	NE	N	100% da MLT

0,70
0
jan/11     fev/11    mar/11    abr/11    mai/11    jun/11     jul/11     ago/11     set/11     out/11    nov/11    dez/11
SE-CO	NE	N	S	MLT do SIN	CMO médio

0,00

C O M E N T Á R I O S

A geração termelétrica a gás natural caiu 3% em dezembro quando comparado com o mês anterior, ficando em cerca de 1.890 MW-med. Essa queda foi provocada pela redução de 10% do despacho na região Nordeste, verificada após ocorrência de indisponibilidade de uma unidade geradora da UTE Termopernambuco. Com isso, a geração média nessa região ficou em torno de 915 MW-med. Por sua vez, a média verificada nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste apresentou aumento de 4%, provoca- da sobretudo pelo despacho das UTEs Mário Lago (Macaé Merchant) e Barbosa Lima Sobrinho, ocorrido na terceira semana operativa do mês.

A Energia Natural Afluente - ENA voltou a ultrapassar a Média de Longo Termo em dezembro, o que ajuda a explicar a queda em relação a novembro do Custo Marginal de Operação - CMO, cuja média do mês ficou em R$ 37,80/MWh. Mais uma vez, a UTE Norte Fluminense foi a única movida a gás natural a despachar por razões energéticas, enquanto as demais despa- charam por razões variadas, mostradas nos gráficos da página 10.

P R E Ç O S  E  C O M P E T I T I V I D A D E

M Ê S   DE   R E F E R Ê N C I A   -  D E Z E M B R O   DE   2 0 1 1

Preço Petrobras para Distribuidora (Preços isentos de tributos e encargos)	Preço ao Consumidor Industrial por Faixa (em US$/MMBtu c/ impostos)	

Região	
Contratos	Preço
US$/MMBTu	2.000
m³/dia	20.000
m³/dia	50.000
m³/dia	
Nordeste	Gás Nacional	12,2269	15,2546	17,1570	16,7107	
Sudeste	Gás Nacional	11,8724	19,5138	15,7688	15,0389	
			
	Commodity	Transporte	Total		
Sudeste	Gás Importado	8,1471	1,7703	9,9173	19,5138	15,7688	15,0389	
Sul	Gás Importado	8,1316	1,7702	9,9018	17,5551	15,8929	15,5592	
Centro Oeste	Gás Importado	9,4432	1,7979	11,2411	14,2128	12,0047	11,8575	
Fonte: MME/SPG/DGN, janeiro de 2012.
Dados originalmente obtidos da Petrobras, Distribuidoras e Banco Central. Médias regionais simples (não ponderadas por v olume).
Os preços ao consumidor final do segmento industrial foram calculados pelo MME com base nas informações de preço disponibilizadas nos sítios das distribuidoras ou das agências reguladoras estaduais.
Segundo a Petrobras, a seu ex clusiv o critério, no mês de dezembro/11 foi aplicado um desconto prov isório de aprox imadamente 15,2% sobre os preços contratuais do gás nacional para as distribuidoras das regiões Nordeste e Sudeste, a ex ceção da GASMIG.	
	
Dólar de conversão R$/US$ (dezembro/11):	1,8369	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	
Média 2010	2011	
Média 2011	
					
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		
PPT	3,71	4,21	3,86	4,25	4,56	4,63	4,71	4,85	4,85	4,87	4,90	4,85	4,72	4,67	4,67	4,60	4,74	
Fonte: MME/SPG/DGN, janeiro de 2012.

Nota: PPT: Programa Prioritário Termelétrico. O preço do gás natural para o PPT não inclui imposto e é calculado com base na Portaria Interministerial nº 234/02.

PREÇOS INTERNACIONAIS
(US$/MMBtu)

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

2011

jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez

Média 2011

Gás russo na fronteira da Alemanha	7,86	12,68	8,55	7,94	8,87	8,82	8,80	9,68	9,67	9,65	10,81     10,72     10,72     11,69     11,60     11,69     10,23
NBP *	6,13	11,41	4,96	6,39	8,81	8,65	9,79	9,71	9,33	9,35	8,87	8,72	9,94	10,18      9,91	8,89	9,35
Henry Hub	6,98	8,86	3,95	4,38	4,49	4,09	3,97	4,23	4,31	4,54	4,41	4,05	3,89	3,56	3,26	3,16	4,00
Petróleo Brent	12,92	17,28	10,96	14,16      17,20     18,49     20,42     22,00     20,41     20,32     20,82     19,61     20,15     19,50     19,72     19,22      19,82
Petróleo WTI	12,87	17,74	10,99	14,14      15,93     15,96     18,35     19,58     18,03     17,14     17,33     15,38     15,24     15,40     17,31     17,55      16,93

Petróleo Brent (US$/Bbl)	72,53	97,01	61,50	79,48      96,54    103,76   114,60    123,49   114,55   114,04   116,88   110,05   113,12   109,43   110,66      107,9   111,25
Petróleo WTI (US$/Bbl)	72,26	99,58	61,68	79,37      89,38     89,57    102,99    109,89   101,22    96,21	97,26     86,30     85,55     86,45     97,17     98,53    95,04

Fontes:

Alterações em  relação à edição anterior

Preço do Gás: w w w .theice.com, w w w .bloomberg.com/energy /, w w w .index mundi.com (FMI), janeiro de 2012. Preço do Petróleo: Petrobras, janeiro de 2012.
Média das cotações diárias para entrega no mês seguinte.

C O M P E T I T I V I D A D E   DO   G ÁS   N A T U R A L   NA   B A H I A   ( B A H I A G A S )

Comparativo de Preços entre Gás Natural Industrial e OCA1na Bahia DEZEMBRO DE 2011

25

US$/MMBtu 25

Comparativo de Preços entre Gás Natural para o Segmento Industrial (20.000 m³/dia) e Óleo Combustível A1 na Bahia

20	20

US$/MMBtu

15	3,7682	4,6472	3,6068	4,5989

3,5020	4,5505	15

10	10

13,9644	13,0565	13,3663	12,9207	12,9778	12,7848
5	5

0	0
2 mil m³/dia     OC equivalente    20 mil m³/dia    OC equivalente    50 mil m³/dia    OC equivalente

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina na Bahia DEZEMBRO DE 2011

55
50
45
40
17,5587
35

US$/MMBtu

30
25
20	5,1019
15	28,4137
10	18,9072
5
0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

US$/MMBtu 55
50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e a Gasolina na Bahia

Preço sem Tributo	Tributo

GNV	Gasolina

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP na Bahia DEZEMBRO DE 2011

	
	
7,5419		

					

	27,9494		27,6077		

45

US$/MMBtu

45

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e o GLP na Bahia

40	40

35	35

30	5,2130	30

US$/MMBtu

25	25

20	20

15	15

10	10

5	5
0	0
Gás Natural 16 m³/mês	GLP

Tributo	Preço sem Tributo

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

C O M P E T I T I V I D A D E   DO   G ÁS   N A T U R A L   EM   S ÃO   P A U L O   ( C O M G A S )

Comparativo de Preços entre Gás Natural Insdustrial e OCA1 em São Paulo DEZEMBRO DE 2011

25

US$/MMBtu 25

Comparativo de Preços entre Gás Natural para o Segmento Industrial (20.000 m³/dia) e Óleo Combustível A1 em São Paulo

20	4,7589	20

US$/MMBtu

15	4,7166

3,4682

4,6682

3,2454

4,6199	15

10
17,6360

5

10

13,2513	12,8528	13,1155	12,0272	12,9797
5

0	0

2 mil m³/dia    OC equivalente   20 mil m³/dia   OC equivalente   50 mil m³/dia   OC equivalente

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina em São Paulo DEZEMBRO DE 2011

	

	
15,1702		

			
			
	4,1188				
			28,6769		
	15,2637				

55
50

45
40
35

US$/MMBtu

30
25

20
15
10
5
0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

US$/MMBtu

55

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e a Gasolina em São Paulo

Preço sem Tributo	Tributo

GNV	Gasolina

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP em São Paulo DEZEMBRO DE 2011

50

45
40	9,7930

35
4,9819

US$/MMBtu

30

25

20

US$/MMBtu

55

50

45

40

35

30

25

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e o GLP em São Paulo

36,2916
15

10

5

0

20
30,0536
15

10

5

0

Gás Natural 16 m³/mês	GLP
Faixa de Consumo - m³/dia

Tributo	Preço sem Tributo

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

	Ver nota na página 24.

C O M P E T I T I V I D A D E   DO   G ÁS   N A T U R A L   NO   R IO   DE   J A N E I R O   ( C E G )

Comparativo de Preços entre Gás Natural Insdustrial e OCB1 no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2011

25

US$/MMBtu 25

Comparativo de Preços entre Gás Natural para o Segmento Industrial (20.000 m³/dia) e Óleo Combustível A1 até setembro de 2008 e B1 a partir de outubro de 2008. Estado do Rio de Janeiro

20	4,7934
20

4,8723	3,7664	4,8240

US$/MMBtu

15

3,5466

4,7756
15

10
17,7638

5

10
13,6888	13,9577	13,5530	13,1434	13,4172
5

0	0

2 mil m³/dia     OC equivalente    20 mil m³/dia    OC equivalente    50 mil m³/dia    OC equivalente

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2011

	
			
	19,6062		

	5,0027				
			
26,9290		
					
	18,5394				

60

US$/MMBtu 60

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e a Gasolina no Rio de Janeiro

50	50

40	40

US$/MMBtu

30	30

20	20

10	10

0	0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Tributo	Preço sem Tributo

GNV	Gasolina

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2011

70

60

12,5663
50

US$/MMBtu

40

30	6,2510

46,5692
20

27,0437
10

0
Gás Natural 16 m³/mês	GLP

US$/MMBtu 70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5

0

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e o GLP no Rio de Janeiro

Tributo	Preço sem Tributo

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

B A L A N Ç O  NA  B O L Í V I A ,  C H I L E , A R G E N T I N A  E  U R U G U A I

B O L Í V I A   ( EM   M I L H Õ E S   DE   M 3 / D I A )

	Média 2007	Média 2008	Média 2009	Média 2010	2011	Média 2011	2011	
					jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		%	
PRODUÇÃO NACIONAL	41,72	41,99	36,74	41,71	39,14	46,01	44,34	39,84	41,98	47,79	48,04	47,69	47,60	47,52	47,04	43,83	45,07		
Reinjeção	2,16	0,88	1,35	0,30	0,00	0,01	0,05	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,01	0,0	
Queima e perda	0,22	0,22	0,19	0,24	0,42	0,15	0,14	0,16	0,11	0,14	0,43	0,17	0,39	0,86	0,59	0,29	0,32	0,7	
Consumo nas unidades de E&P	0,78	0,80	0,78	0,78	0,76	0,79	0,80	0,77	0,79	0,82	0,83	0,71	0,81	0,83	0,82	0,82	0,80	1,8	
Conv ertido em líquido	0,51	0,49	0,45	0,47	0,45	0,49	0,49	0,46	0,47	0,50	0,49	0,50	0,51	0,53	0,52	0,50	0,49	1,1	
Consumo no Transporte	0,80	0,85	0,90	0,96	1,21	0,84	1,03	1,08	1,03	1,16	1,31	1,17	0,98	0,86	0,94	0,98	1,05	2,3	
							
DISPONIBILIZADO	37,24	38,74	33,08	38,96	36,30	43,73	41,83	37,36	39,58	45,17	44,98	45,14	44,91	44,45	44,17	41,24	42,41	94,1	
							
CONSUMO INTERNO DE GÁS	5,03	5,72	6,38	7,34	7,62	7,21	6,64	7,36	8,28	8,54	8,71	9,01	9,04	8,88	8,75	8,49	8,21	18,2	
Residencial	0,07	0,09	0,12	0,14	0,15	0,16	0,16	0,17	0,17	0,17	0,18	0,19	0,19	0,18	0,19	0,18	0,17	0,4	
Comercial	0,06	0,07	0,08	0,09	0,09	0,11	0,09	0,10	0,11	0,11	0,10	0,11	0,11	0,11	0,11	0,10	0,10	0,2	
Veicular	0,69	0,89	1,08	1,23	1,35	1,39	1,36	1,39	1,36	1,39	1,36	1,45	1,49	1,46	1,53	1,49	1,42	3,1	
Geração Elétrica	2,50	2,88	3,11	3,82	3,99	3,30	3,01	3,54	4,48	4,71	4,79	4,98	4,81	4,75	4,59	4,51	4,29	9,5	
Refinarias	0,22	0,26	0,26	0,26	0,26	0,26	0,26	0,23	0,26	0,27	0,27	0,26	0,25	0,27	0,25	0,27	0,26	0,6	
Indústria	1,48	1,52	1,72	1,80	1,77	2,00	1,76	1,94	1,91	1,89	2,01	2,02	2,18	2,12	2,09	1,92	1,97	4,4	
							
EX PORTAÇÃO	32,22	33,02	26,70	31,63	28,68	36,51	35,20	30,06	31,29	36,62	36,27	36,13	35,87	35,57	35,41	32,75	34,20	75,9	
BRASIL	27,60	30,51	22,04	26,79	22,68	29,40	27,87	23,32	23,92	29,47	28,65	28,97	28,51	27,81	27,58	22,70	26,74	59,3	
Petrobras	26,62	30,48	22,04	26,78	22,68	29,40	27,87	23,32	23,92	29,47	28,65	28,97	28,51	27,81	27,58	22,70	26,74	59,3	
EPE	0,54	0,02	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,0	
BG	0,44	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,0	
ARGENTINA	4,62	2,52	4,66	4,84	6,00	7,11	7,33	6,73	7,37	7,15	7,61	7,16	7,36	7,76	7,83	10,05	7,46	16,5	

Fontes:
Demanda de Gás Local: Superintendência de Hidrocarburos e Superintendência de Eletricidade Produção: Informe mensal de produção nacional de gás natural por empresa - YPFB
Ex portação: Balanço PEB

Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia

Poder Calorífico:
Gás Boliv iano: 9.696 kcal/m³

C H I L E   ( EM   M I L H Õ E S   DE   M 3 / D I A )

	Média
2007	Média
2008	Média
2009	Média
2010	2011	Média
2011	
					jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO  NACIONAL	5,51	5,93	4,33	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d							n/d	
					
IMPORTAÇÃO *	6,63	1,18	4,35	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d							n/d	
					
OFERTADO AO MERCADO	12,15	7,11	8,68	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d							n/d	
					
CONSUMO INTERNO DE GÁS	12,15	7,11	8,68	11,32	13,70	14,44	14,60	14,02	14,16	12,99							13,99	
Residencial e Comercial	1,45	1,22	1,29	1,61	1,02	1,04	1,13	1,46	1,80	1,21							1,28	
Veicular	0,06	0,03	0,03	0,04	0,04	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05							0,05	
Geração Elétrica	2,71	1,35	2,31	5,59	8,62	9,34	9,26	8,92	8,53	7,99							8,78	
Industriais	0,91	0,22	0,62	1,43	1,27	1,43	1,53	1,40	1,49	1,47							1,43	
Petroquímica e Refinaria	6,97	4,25	4,38	2,60	2,72	2,56	2,61	2,14	2,23	2,20							2,41	
Outros	0,05	0,04	0,05	0,05	0,03	0,03	0,03	0,05	0,05	0,06							0,04	

Fonte: Comisión Nacional de Energía - CNE n/d: dados não disponív eis
Os dados de importação foram calculados pela diferença entre a produção e o consumo interno e englobam a importação de GNL e a importação por gasodutos da Argentina

A R G E N T I N A   ( EM   M I L H Õ E S   DE   M 3 / D I A )

	Média
2007	Média
2008	Média
2009	Média
2010	2011	Média
2011	
					jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO NACIONAL	130,21	128,13	128,49	128,91	123,08	123,45	121,54	120,41	124,86	127,20	126,47	127,74	127,28	126,50	124,74	123,00	124,69	
Austral	23,53	22,86	26,24	28,58	26,37	27,12	25,87	30,26	30,68	31,61	30,59	31,34	31,23	31,02	29,68	29,82	29,63	
Golfo San Jorge	12,56	12,80	13,79	14,30	13,97	14,07	13,90	10,09	11,53	11,75	12,88	13,83	14,25	14,48	14,50	14,93	13,35	
Neuquina	76,64	74,85	71,54	71,22	69,51	69,29	69,05	68,08	69,53	70,68	70,16	69,81	69,23	68,79	68,49	66,37	69,08	
Noroeste	17,47	17,62	16,92	14,81	13,24	12,97	12,72	11,98	13,12	13,16	12,84	12,77	12,57	12,21	12,07	11,88	12,63	
	
Reinjeção	2,04	2,62	3,44	3,67	3,80	3,39	3,38	3,80	2,86	2,46	2,34	2,83	2,54	3,08	3,05	3,10	3,05	
Queima e Perda	2,39	2,40	2,71	2,39	2,50	2,41	2,40	2,19	2,28	2,43	2,42	2,35	2,06	2,50	2,39	5,66	2,63	
Conv ertido em Líquido	5,65	5,09	5,67	5,18	5,27	5,33	4,77	4,56	5,30	4,65	4,53	4,58	5,37	5,27	5,53	2,44	4,80	
Consumo nas unidades de E&P	12,52	12,89	15,80	13,14	12,77	12,73	12,77	10,53	11,49	12,38	15,46	14,42	14,60	12,78	13,30	13,14	13,03	
	
PRODUÇÃO DISPONÍVEL	107,61	105,14	100,86	104,53	98,74	99,59	98,22	99,33	102,93	105,28	101,73	103,56	102,71	102,88	100,47	98,66	101,17	
	
IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA + GNL	4,74	2,48	5,04	10,05	11,01	12,42	12,62	11,58	18,63	24,39	26,51	29,56	22,10	19,84	16,27	16,25	18,43	
Importação da Bolív ia	-	-	-	5,06	6,03	7,10	7,31	6,72	7,53	7,16	7,64	7,15	7,33	7,76	7,81	10,00	7,46	
Importação GNL	-	-	-	4,99	4,98	5,32	5,31	4,86	11,10	17,23	18,87	22,41	14,77	12,08	8,46	6,25	10,97	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	105,23	105,41	103,68	113,26	108,74	111,03	109,85	110,25	121,16	129,28	127,83	132,63	124,35	122,22	116,47	114,68	119,04	
Residencial	26,55	25,76	23,70	27,19	9,66	11,54	13,08	18,74	36,74	55,15	59,96	56,00	32,43	22,88	13,22	11,61	28,42	
Comercial	4,00	4,49	4,41	4,59	2,55	2,67	2,84	3,54	5,50	7,57	8,24	7,89	5,61	4,06	2,87	2,33	4,64	
Veicular	7,84	7,50	7,09	7,19	6,67	7,12	7,22	7,37	7,08	7,63	7,61	7,81	7,81	7,70	7,64	7,76	7,45	
Geração Elétrica	33,44	34,02	38,30	31,22	48,19	46,51	42,07	36,35	24,07	19,55	17,46	21,23	32,38	40,33	49,07	47,88	35,42	
Industriais	33,39	33,63	30,19	32,76	35,22	36,32	37,43	36,52	35,81	29,10	25,73	28,78	36,73	38,28	35,59	37,42	34,41	
Consumo no sistema	-	-	-	10,31	6,45	6,87	7,21	7,73	11,96	10,27	8,84	10,92	9,41	8,96	8,08	7,67	8,70	
	
EX PORTAÇÃO	7,00	2,36	2,22	1,19	1,03	0,98	0,91	0,63	0,39	0,39	0,40	0,49	0,45	0,49	0,27	0,23	0,55	
Brasil	0,34	0,19	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
Chile	6,40	1,98	2,09	0,97	0,72	0,77	0,62	0,29	0,19	0,18	0,18	0,19	0,20	0,30	0,13	0,08	0,32	
Uruguai	0,27	0,20	0,10	0,22	0,31	0,21	0,29	0,34	0,20	0,21	0,23	0,31	0,25	0,18	0,13	0,15	0,23	

Fonte: Petrobras

Poder Calorífico (Gás Seco):
Gás Argentino: 9.300 kcal/m³

U R U G U A I   ( EM   M I L H Õ E S   DE   M 3 / D I A )

	Média
2007	Média
2008	Média
2009	Média
2010	2011	Média
2011	
					jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
						
IMPORTAÇÃO	0,31	0,27	0,19	0,21	0,31	0,20	0,30	0,34	0,21	0,23	0,30	0,30	0,23	0,16	0,13		0,25	
Argentina	0,31	0,27	0,19	0,21	0,31	0,20	0,30	0,34	0,21	0,23	0,30	0,30	0,23	0,16	0,13		0,25	
						
OFERTA DE GÁS	0,31	0,27	0,19	0,21	0,31	0,20	0,30	0,34	0,21	0,23	0,30	0,30	0,23	0,16	0,13		0,25	
						
CONSUMO INTERNO DE GÁS	0,28	0,25	0,18	0,21	0,31	0,20	0,30	0,33	0,21	0,25	0,30	0,30	0,23	0,16	0,13		0,25	
Residencial	0,05	0,05	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-	
Comercial	0,05	0,05	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-	
Veicular	0,00	0,00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-	
Geração Elétrica	0,00	0,00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-	
Industriais	0,16	0,12	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-	
Consumo própio setor energético	0,02	0,03	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-	

Fonte: Ministerio de Industria, Energia y Mineria

L E G I S L A Ç Ã O  DO  S E T O R

	Lei do Gás
Lei n° 11.909, de 4 de março de 2009.

	Decreto de Regulamentação
Decreto n° 7.382, de 2 de dezembro de 2010.

	Resolução CNPE
Resolução nº 8, de 8 de dezembro de 2009 (Estabelece diretrizes para a exportação de cargas ociosas de Gás Natural Liquefeito - GNL).

	Portarias do MME
Portaria n° 67, de 1° de março de 2010 (Procedimentos para obtenção de autorização para exportação de cargas ociosas de GNL no mercado de curto prazo);
Portaria n° 472, de 5 de agosto de 2011 (Diretrizes para o processo de chamada pública);
Portaria nº 90/2012, de 2 de março de 2012 (Procedimentos para enquadramento de Sociedade de Propósito Específico - SPE interessados na aprovação do empreendimento como prioritário para os fins do art. 2º da Lei nº 12.431, de 24 de junho de 2011);
Portaria nº 94, de 5 de março de 2012 (Procedimentos de provocação por terceiros para a construção ou a ampliação de gasodutos de transporte).

	Resolução da ANP
Resolução nº 44, de 18 de agosto de 2011 - Procedimentos gerais para a declaração de utilidade pública das áreas necessárias à implantação dos gasodutos concedidos ou autorizados e para instrução de processo com vistas à declaração de utilidade pública das áreas necessárias à exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, construção de refinarias, dutos e terminais, para fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa;
Resolução 50, de 23 de setembro de 2011 - estabelece as informações a serem prestadas para a ANP relativas aos terminais de GNL e os critérios para definir os gasodutos que são parte integrante desses terminais;
Resolução 51, de 29 de setembro de 2011 - Regulamenta o registro de autoprodutor e autoimportador, previsto no Decreto nº 7.382/2010;
Resolução 52, de 29 de setembro de 2011 - Regulamenta a autorização da prática da atividade de comercialização de gás natural, o registro de agente vendedor, previsto no Decreto nº 7.382/2010, e o registro de contratos de compra e venda de gás natural.

	Temas em processo de regulamentação:
Pelo CNPE:
Diretrizes para as atividades de exportação de gás natural.

Pelo MME:
Procedimentos para o fornecimento de informações para o planejamento da expansão da malha;
Procedimentos para obtenção de autorizações para importação e exportação de gás natural;
Diretrizes para o processo licitatório de gasodutos de transporte.

Fonte: Departamento de Gás Natural/MME, janeiro/2012.

TERMI NAL DE REGASEI FI CAÇÃO DE GÁS NATURAL	
Capacidade (MM m³/dia)	
CONCLUSÃO DAS OBRAS	
I NÍ CI O DE OPERAÇÃO	

GNL - TERMINAL DE REGASEIFICAÇÃO DA BAHIA - TRBahia	
14	
dez-13	
jan-14	

P R O G R A M A  DE  A C E L E R A Ç Ã O  DO  C R E S C I M E N T O  -  PA C

Fonte: Sala de monitoramento do MME/DGN, dezembro de 2011

UNIDADE PRODUTORA EM CONSTRUÇÃO	
LOCALIZAÇÃO	
CAPACIDADE DE PROCESSAMENTO
(mil m³/dia)	
DATA DE CONCLUSÃO	
TOTAL	18.000		
UAPO I - Caraguatatuba	Caraguatatuba (SP)	7.500	

1º sem/2012	
UAPO II - Caraguatatuba	Caraguatatuba (SP)	7.500		
UAPO - Caraguatatuba	Caraguatatuba (SP)	3.000		
Fonte s :
ANP/SRP, conforme a Re s ol uçã o ANP n.º 17/2010.
Sa l a de Moni tora me nto MME/DGN, de ze mbro de 2011.
* As uni da de s de Ca ra gua ta tuba já pos s ue m a Li ce nça de Ope ra çã o (LO).

DESTAQUES DO PAC NA ÁREA DE GÁS NATURAL

LICENCIAMENTO  AMBIENTAL

29/02/2012 – Emissão da Licença de Instalação (LI), pelo INEMA (BA), do projeto GNL – Terminal de regaseificação da Bahia (TRBahia)
06/03/2012 – Emissão da Licença de Instalação (LI), pelo IBAMA, do Gasoduto GASFOR II, parte integrante do empreendimento Expansão da malha nordeste Fase II

Campo de Roncador Módulo 4

ANDAMENTO DOS PROJETOS

Atracação da P-62, para início das obras, no cais do Estaleiro Atlântico Sul em 08/01/2012
Sapinhoá Piloto - FPSO São Paulo
Concluído o posicionamento e atracação do FPSO no Estaleiro Brasfels em 23/01/2012
Expansão da Malha Sudeste Fase II
Ponto de Entrega (PE) RECAP II: Obtida a Autorização de Operação (AO) em 12/03/2012.
Expansão da Malha Nordeste Fase II
PE Suape: Início das Obras com Autorização de Serviço (AS) para Construção e Montagem (C&M) emitida em 31/01/2011. PE Carmópolis II: Inertização em 27/02/2012.
GASFOR II: Concluída a licitação de C&M em 24/02/2012.
UFN III - Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III
Concluída a terraplanagem em 17/01/2012
Gasoduto de escoamento - Sul/Norte Capixaba
Concluído o lançamento dos dutos de 12” em 07/02/2012 e os dutos de 18” (trecho raso) em 17/02/2012

OUTROS FATOS RELEVANTES

17/02/2012 – Publicada a declaração de comercialidade dos campos de Tiro e Sidon, que passam a ser denominados Baúna e Piracaba, respectivamente.

R E S E R V A S  N A C I O N A I S  DE  G ÁS  N A T U R A L

RESERVAS PROVADAS (em milhões de m3)	2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Reservas	216.574    219.692    244.548    327.673    322.485    306.395    347.903	365.688	364.236	366.491	423.012
R/P (anos)	21	20	20	26	24	21	24	25	21	22	23

BRASIL

Amazonas

Ceará

Terra	78.597	77.009	76.070	76.597	73.761	71.752	71.462	68.131	66.305	65.490	68.812
Mar	137.977    142.683    168.477    251.075    248.724    234.642    276.441	297.558	297.931	301.002	354.200
Gás Associado	157.237    157.550    173.969    178.411    182.195    188.914    209.022	217.764	229.209	228.629	286.590
Gás Não Associado	59.337	62.143	70.578    149.262    140.290    117.482    138.881	147.925	135.027	137.863	136.422
Total	44.402	44.549	47.893	49.075	49.448	51.465	53.232	52.774	52.143	52.397	55.878
Terra	44.402	44.549	47.893	49.075	49.448	51.465	53.232	52.774	52.143	52.397	55.878
Mar	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Gás Associado	28.350	27.956	30.825	30.368	30.598	31.498	32.539	31.729	35.659	35.748 	39.012
Gás Não Associado	16.052	16.593	17.068	18.706	18.850	19.967	20.693	21.045	16.485	16.649 	16.866
Total	1.095	1.186	1.462	1.139	1.066	995	825	825	1.028	784 	652
Terra	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Mar	1.095	1.186	1.462	1.139	1.066	995	825	825	1.028	784 	652
Gás Associado	1.095	1.186	1.462	1.139	1.066	995	825	825	1.028	784 	652
Gás Não Associado	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Total	20.678	19.849	20.806	20.440	21.207	17.618	16.444	13.696	10.248	10.031 	10.080
Terra	3.837	3.918	3.585	3.151	2.870	2.558	2.397	1.942	1.585	1.656 	1.404

Rio Grande do Norte  Mar	16.841	15.931	17.221	17.289	18.337	15.059	14.047	11.755	8.663	8.376	8.676
Gás Associado	9.256	8.568	7.441	7.072	8.851	7.014	7.533	7.316	5.167	5.325	5.701
Gás Não Associado	11.422	11.281	13.364	13.369	12.356	10.604	8.911	6.380	5.081	4.706	4.380
Total	7.233	6.769	5.838	5.266	5.159	4.608	4.057	3.892	3.788	3.490	3.476
Terra	5.961	5.616	4.719	4.286	3.961	3.525	3.241	3.042	3.058	2.665	2.391

Alagoas

Sergipe

Bahia

Espírito Santo

Rio de Janeiro

São Paulo

Paraná

Santa Catarina

Mar	1.272	1.154	1.118	980	1.198	1.084	815	850	730	825	1.085
Gás Associado	1.140	1.231	1.022	1.416	1.168	1.253	1.322	1.384	1.220	1.183	1.156
Gás Não Associado	6.094	5.538	4.815	3.849	3.991	3.355	2.734	2.508	2.568	2.307	2.321
Total	5.646	4.996	4.680	3.386	4.115	3.519	3.792	3.603	3.667	3.448	3.649
Terra	786	864	820	861	829	768	814	761	989	925	1.062
Mar	4.861	4.132	3.860	2.525	3.286	2.751	2.978	2.842	2.678	2.523	2.588
Gás Associado	3.912	3.380	3.363	2.438	3.126	2.475	2.893	2.598	2.659	2.520	2.665
Gás Não Associado	1.734	1.617	1.318	949	989	1.044	899	1.006	1.008	927 	984
Total	20.991	19.967	27.345	25.668	25.261	21.767	25.743	35.510	32.118	35.371 	33.517
Terra	20.786	19.774	17.244	16.987	15.636	12.379	11.093	8.470	7.447	7.203 	7.356
Mar	205	193	10.101	8.681	9.625	9.388	14.650	27.040	24.671	28.169 	26.161
Gás Associado	9.733	9.410	10.053	7.604	7.834	6.470	6.280	4.910	4.210	4.319 	4.546
Gás Não Associado	11.258	10.558	17.292	18.065	17.427	15.296	19.463	30.601	27.908	31.052 	28.972
Total	8.303	11.787	16.277	22.281	22.304	32.329	40.749	38.734	38.944	47.698 	44.611
Terra	2.826	2.288	1.809	2.237	1.018	1.057	685	1.140	940	640 	587
Mar	5.477	9.499	14.467	20.044	21.286	31.271	40.064	37.594	38.004	47.058 	44.025
Gás Associado	1.245	711	4.231	9.715	11.119	15.207	22.708	24.903	28.148	33.839 	33.603
Gás Não Associado	7.058	11.076	12.046	12.566	11.184	17.121	18.041	13.831	10.796	13.859 	11.008
Total	103.515    106.246    116.339    119.257    119.044    145.378    164.503	167.999	173.142	166.165 	220.506
Terra	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Mar	103.515    106.246    116.339    119.257    119.044    145.378    164.503	167.999	173.142	166.165 	220.506
Gás Associado	102.465    105.039    115.539    118.554    118.393    123.976    133.468	141.921	149.099	142.747 	196.829
Gás Não Associado	1.050	1.207	801	703	651	21.401	31.035	26.078	24.044	23.418 	23.677
Total	4.669	4.273	3.875	81.054	74.845	28.696	38.543	47.881	48.340	46.189 	49.373
Terra	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Mar	4.669	4.273	3.875	81.054	74.845	28.696	38.543	47.881	48.340	46.189 	49.373
Gás Associado	0	0	0	0	4	4	1.438	1.405	1.345	1.249 	1.293
Gás Não Associado	4.669	4.273	3.875	81.054	74.842	28.692	37.104	46.476	46.996	44.940 	48.080
Total	43	68	34	61	26	15	9	569	610	688 	1.039
Terra	0	0	0	0	0	0	0	1	142	4 	134
Mar	43	68	34	61	26	15	9	568	468	684 	904
Gás Associado	43	68	34	61	26	15	9	568	468	684 	904
Gás Não Associado	0	0	0	0	0	0	0	1	142	4 	134
Total	0	0	0	44	11	7	7	206	205	230 	230
Terra	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Mar	0	0	0	44	11	7	7	206	205	230 	230
Gás Associado	0	0	0	44	11	7	7	206	205	230 	230
Gás Não Associado	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

A N E X O S

Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção da ANP, janeiro de 2012

I N F R A E S T R U T U R A  DE  T R A N S P O R T E

G A S O D U T O   DE   T R A N S P O R T E   E X I S T E N T E   NO   B R A S I L

Gasodutos Existentes no Brasil	Origem	Destino Transportadora - Transpetro (1)

Extensão (km)

Diâmetro (Pol)

Capacidade (MMm³/dia)*

Início de Operação

CANDEIAS x ARATU                                                            Candeias (BA) (São Francisco do Conde)                           Aratu (BA) (Simões Filho)                           20,0              12                    1                     1970 GASEB                                                                                                                    Atalaia (SE)                                                        Catu (BA) (Pojuca)                               224,0             14                   1,3                    1974
SANTIAGO (CATU) x CAMAÇARI                                                               Santiago (BA) (Pojuca)                                                   Camaçari (BA)                                   32,0              14                   1,2                    1975
CANDEIAS x CAMAÇARI                                                  Candeias (BA) (São Francisco do Conde)                                   Camaçari (BA)                                    37,0              12                    1                     1981 GASDUC I                                                                                                     Cabiúnas (RJ) (Macaé)                                    REDUC (RJ) (Duque de Caxias)                   183,0             16                   8,3                    1982
LAGOA PARDA x VITÓRIA                                                                               Lagoa Parda (ES)                                                         Vitória (ES)                                     100,0              8                    1,4                    1983
NORDESTÃO I                                                                                                     Guamaré (RN)                                                            Cabo (PE)                                     424,0             12                    2                     1985
GASVOL                                                                                                 REDUC (RJ) (Duque de Caxias)                               EsVOL (RJ) (Volta Redonda)                       101,0         14 e 18          1,5 e 5,1               1986
GASPAL                                                                                                    ESVOL (RJ) (Volta Redonda)                                                 Mauá (SP)                                     325,0             22                    2                     1988
SANTIAGO (CATU) x CAMAÇARI                                                               Santiago (BA) (Pojuca)                                                   Camaçari (BA)                                   32,0              18                    2                     1992
GASAN                                                                                                                  Cubatão (SP)                                                          Capuava (SP)                                   42,0              12                   1,3                    1993
GASVIT                                                                                                                    Serra (ES)                                                                Viana (ES)                                      46,0                8                    0,3                    1996
GASBEL                                                                                                 REDUC (RJ) (Duque de Caxias)                                            REGAP (MG)                                   357,0             16                   3,6                    1996
URUCU x COARI - GARSOL(**)                                                                            Urucu (AM)                                                              Coari (AM)                                     278,0             18                   4,1                    1998
GASFOR I                                                                                                            Guamaré (RN)                                                           Pecém (CE)                                    383,0         10 e 12                2                     1999
GASALP                                                                                                                    Pilar (AL)                                                                 Cabo (PE)                                     204,0             12                   2,6                    2000
CANDEIAS x DOW                                                                 Candeias (BA) (São Francisco do Conde)                                 Dow Química (BA)                                15,0              14                   1,5                    2002 Ramal TermoFortaleza (CE) I e II                                                                         Fortaleza (CE)                                                    TermoFortaleza (CE)                               2,0                                                                2003
Ramal Aracati                                                                                                          Aracati (CE)                                                             Aracati (CE)                                      7,0                                                                2004
Ramal UTE-Pernambuco                                                                               Cabo (PE)                                                         TermoPernambuco                               12,0                                                               2004 SANTA RITA x SÃO MIGUEL DO TAIPU                                                           Santa Rita (PB)                                                São Miguel do Taipu (PB)                          25,0                8                    1,3                    2005
Açu - Serra do Mel                                                                                               Açu (RN)                                                          Serra do Mel (RN)                                31,0              14                  2,32                   2007 Catu - Carmópolis - Trecho 02: Itaporanga - Carmópolis                                    Itaporanga (SE)                                                Carmópolis (SE)                                  67,0              26                   12                    2007 Atalaia - Itaporanga                                                                                                 Atalaia (SE)                                                           Itaporanga (SE)                                  29,0              14                   3,1                    2007
Carmópolis - Pilar                                                                                         Carmópolis (SE)                                                            Pilar (AL)                                      177,0             26                   16                    2007 DOW (CANDEIAS) ARATU-CAMAÇARI                                Candeias (BA) (São Francisco do Conde)                                 Camaçari (BA)                                 28,0              14                   1,0                    2007 Cacimbas - Vitória                                                                                Cacimbas (ES)                                                            Vitória (ES)                                     130,0          16 - 26               20                    2007 CAMPINAS - RIO DE JANEIRO (Trecho Paulínia-Taubaté)                                Paulínea (SP)                                           Taubaté (SP)                                   200,0             28                   8,6                    2007 CAMPINAS - RIO DE JANEIRO (Taubaté - Japeri)                                              Taubaté (SP)                                                Japeri (RJ)                                     255,0             28                   8,6                    2008 Cabiúnas – Vitória  (GASCAV)                                                                 Cabiúnas (RJ) (Macaé)                                                     Vitória (ES)                                     303,0             28                   20                    2008 Catu - Carmópolis - Trecho 01: Catu - Itaporanga                                           Catu (BA) (Pojuca)                                              Itaporanga (SE)                                 196,0             26                   12                    2008 Japeri - Reduc                                                                                                         Japeri (RJ)                                                             REDUC (RJ)                                    45,0              28                   20                    2009
Gasoduto Coari - Manaus                                                                                       Coari (AM)                                                             Manaus (AM)                                   383,0             20                  10,5                   2009
Gasoduto Paulínia - Jacutinga                                                                       Paulínea (SP)                                                          Jacutinga (MG)                                   93,0              14                    5                     2009 Ramal Terminal Ubu                                                                 Gasoduto Cabiúnas - Vitória (ES)                                   UTG Sul Capixaba (ES)                            10,0              10                    2                     2010 GASDUC III                                                                                      Cabiúnas (RJ) (Macaé)                                    REDUC (RJ) (Duque de Caxias)                   179,0             38                   40                    2010 Cacimbas - Catu                                                                                                   Cacimbas (ES)                                                      Catu (BA) (Pojuca)                               954,0             26                   20                    2010
GASBEL II                                                                                                        Volta Redonda (SP)                                                        Betim (MG)                                     267,0           16-18                 5                     2010
Pilar - Ipojuca                                                                                                            Pilar (AL)                                                               Ipojuca (PE)                                    189,0             24                5 a 15                 2010
Caraguatatuba - Taubaté                                                                                 Caraguatatuba (SP)                                                      Taubaté (SP)                                    96,0              26                   15                    2011
GASPAL II                                                                                                           Guararema (SP)                                                           Mauá (SP)                                      60,0              22                   12                    2011
GASAN II                                                                                                               Cubatão (SP)                                                          Capuava (SP)                                   38,0              22                    7                     2011

TOTAL - TRANSPETRO
Transportadora - TBG (2)

6.579,0

Corumbá - Campinas	Corumbá (MS)	Campinas (SP)	1.264,0	32	30,08	1999
Campinas - Guararema	Campinas (SP)	Guararema (SP)	153,0	24	12	1999
Campinas - Araucária	Campinas (SP)	Araucária (PR)	470,2	24	6	2000
Araucária - Biguaçu	Araucária (PR)	Biguaçu (SC)	277,2	20	4,8	2000
Biguaçu - Siderópolis	Biguaçu (SC)	Siderópolis (SC)	179,4	18	2,4	2000
Siderópolis - Porto Alegre	Siderópolis (SC)	Porto Alegre (RS)	249,4	16	1,8	2000

TOTAL - TBG
Transportadora - TSB (3)

2.593,2

Uruguaiana - Porto Alegre (Trecho 01)	Divisa com Argentina		Uruguaiana (RS)	25,0	24	12	2000 Uruguaiana - Porto Alegre (Trecho 03)		Canoas (RS)	Pólo Petroquímico de Triunfo (RS)	25,0	24	12	2000

TOTAL - TSB
Transportadora Gás Ocidente (4)

50,0

Gasoduto Lateral Cuiabá	Divisa com a Bolívia (San Matias)	Cuiabá (MT)	267,0	18	2,8	2002

TOTAL BRASIL

9.489,2

G A S O D U T O S   NO   E X T E R I O R   -  E X P O R T A Ç Ã O   DE   G ÁS   N A T U R A L   AO   B R A S I L

Gasodutos	
Origem	
Destino	Extensão (km)	Diâmetro (Pol)	Capacidade (MMm³/dia)*	Início de Operação	
	
GTB até Chiquitos	
Trecho Boliviano - GTB (1)	Rio Grande (Bolívia)	Est. Chiquitos (Bolívia)	
557,0	32	32,34	1999	

GTB após Chiquitos		
Est. Chiquitos (Bolívia)	Mutum
Divisa com o Brasil (GASBOL)		
32	
30,08	
1999	

Est. Chiquitos - Brasil	Gas Oriente Boliviano (2)	
Est. Chiquitos (Bolívia)	Divisa com o Brasil (San Matias)	
362,0	
18	
2,8	
2002	

Aldea Brasileira - Uruguaiana	Trecho Argentino - TGM (3)	
Aldea Brasileira (Argentina)	Divisa com o Brasil Eixo do Rio Uruguai	
450,0	
24	
2,8	
2000	
TOTAL	1.369,0		

U N I D A D E  DE  P R O C E S S A M E N T O  DE  G ÁS  N A T U R A L ,  T E R M I N A I S  DE 
G N L  E X I S T E N T E S  E  E V O L U Ç Ã O  DA  M A L H A  DE  G ÁS  N A T U R A L

U N I D A D E S   DE   P R O C E S S A M E N T O   DE   G ÁS   N A T U R A L   NO   B R A S I L

Unida de s produtora s	
Município (UF)	
Início de ope ra çã o	Ca pa cida de de proce ssa me nto (mil m³/dia )	
TOTAL BRASIL			80.896,0	
REGIÃO SUDESTE / SUL	
UGN-RPBC	Cubatão (SP)	1993	2.300,0	
UPGN-U-2500-REDUC	Duque de Caxias (RJ)	1983	2.500,0	
UPGN-U-2600-REDUC	Duque de Caxias (RJ)	1987	2.000,0	
URGN Cabiúnas	Macaé (RJ)	1997	2.800,0	
UPGN Cabiúnas	Macaé (RJ)	1987	580,0	
URL Cabiúnas I	Macaé (RJ)	2002	4.500,0	
URL Cabiúnas II	Macaé (RJ)	2004	4.500,0	
URL Cabiúnas III	Macaé (RJ)	2009	4.860,0	
UPGN Lagoa Parda	Linhares (ES)	1983	450,0	
DPP-Lagoa Parda	Linhares (ES)	2004	1.500,0	
UPGN Cacimbas	Linhares (ES)	2008	3.500,0	
DPP Cacimbas	Linhares (ES)	2008	5.500,0	
UPGN II - Cacimbas	Linhares (ES)	2010	3.500,0	
UPGN III - Cacimbas	Linhares (ES)	2010	3.500,0	
UAPO - Sul Capixaba	Anchieta (ES)	2010	2.500,0	
UPGN-UEG	Araucária (PR)	FO*	2.200,0	
Tota l Sude ste / Sul	46.690,0	
REGIÃO NORDESTE	
UPGN Candeias	Candeias (BA)	1972	2.900,0	
UPGN Catu	Pojuca (BA)	1962	1.900,0	
URGN-3 Bahia	Pojuca (BA)	2005	2.500,0	
UPGN Pilar	Pilar (AL)	2003	1.800,0	
UPGN Atalaia	Aracaju (SE)	1981	2.900,0	
UPGN Carmópolis	Carmópolis (SE)	1989	350,0	
UPGN Guamaré I	Guamaré (RN)	1985	2.300,0	
UPGN Guamaré II	Guamaré (RN)	2001	2.000,0	
UPGN Guamaré III	Guamaré (RN)	2006	1.500,0	
UPGN LUBNOR	Fortaleza (CE)	1987	350,0	
Estação de Tratamento de São Francisco	São Francisco do Conde (BA)	
2007	
6.000,0	
Tota l Norde ste	24.500,0	
REGIÃO NORTE	
UPGN Urucu I	Coari (AM)	1993	706,0	
UPGN Urucu II	Coari (AM)	2000	6.000,0	
UPGN Urucu III	Coari (AM)	2004	3.000,0	
Tota l  Norte	9.706,0	
Fonte: ANP/SRP, conforme a Resolução ANP n.º 17/2010.
* Instalação autorizada e construída, mas que está fora de operação.

T E R M I N A I S   DE   G N L  E X I S T E N T E S

TERMINAL DE

E V O L U Ç Ã O   DA   M A L H A   DE   G ÁS   N A T U R A L

25.000

REGASEIFICAÇÃO DE GÁS NATURAL

Capacidade
(MM m³/dia)

CONCLUSÃO DAS
OBRAS

INÍCIO DE
OPERAÇÃO

20.000

BAÍA DE GUANABARA – RJ	14	jan-09	abr-09

PORTO DE PECÉM - CE	7	dez-08	jan-09

Km

Fonte: Sala de monitoramento do MME/DGN, janeiro de 2012

15.000

10.000

5.000

0

Gasoduto de Transporte

Até
1999      2000      2001      2002      2003      2004      2005      2006      2007      2008      2009      2010      2011

Fonte: MME	4001     5431,2   5431,2   5713,2   5715,2   5734,2   5759,2   5759,2   6421,2   7175,2   7696,2   9295,2   9489,2
Gasoduto de Distribuição
Fonte: ABEGAS	3.968     5.211     7.348     8.754     9.356    10.984   12.913   13.736   15.223   16.321   18.148   19.333   20.910

P A R Q U E  T É R M I C O  A  G ÁS  N A T U R A L

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN

UTEs em Operação

Usina

Tipo de Térmica

Potência (MW)

Consumo Específico (mil m³/d/MW)

Termo de UF	Compromisso
(até jun/2012)

Custo Variável (R$/MWh)

Aureliano Chaves (Ex-Ibirité)                                          cc                    226                       4,38                 MG               212                        188,89
Barbosa Lima Sobrinho (Ex-Eletrobolt)                          ca                    379                       5,86                 RJ                325                         179,55
Cuiabá (1)                                                                                                        cc                    529                       4,57                 MT                 -                             6,27
Euzébio Rocha (Ex-Cubatão)                                         cc                    250                       5,28                 SP                193                         207,77
Fernando Gasparian (Ex-Nova Piratininga)                  cc                  565                  5,02                 SP                522                   233,27 Piratininga 1 e 2 (óleo) (2)                                                                      -                        -                            -                    SP                  -
Piratininga 3 e 4 (óleo) (2)	-	-	-	SP 	260
Governador Leonel Brizola (Ex-TermoRio)                    ccv                  1.058                     4,89                 RJ                998                         139,49
Juiz de Fora	ca	87	5,98	MG	79 	150
Linhares                                                                          ca                    204                       5,66                 ES                  -                           109,81
Luiz Carlos Prestes (Ex-Três Lagoas)                           ca                    253                       7,46                 MS               191                         107,16
Santa Cruz                                                                      cc                    200                       4,26                 RJ                  -                            74,52
Mário Lago (Ex-Macaé Merchant)                        ca                    923                       5,86                 RJ                885                        317,83 Modular de Campo Grande (Willian Arjona)                  ca                    206                     7,34                 MS                  -                      197,85 Norte Fluminense - Preço 1                                                                                                                                              400                          37,8

Norte Fluminense - Preço 2

cc 	869

4,74

RJ	100	58,89

Norte Fluminense - Preço 3	200	102,84
Norte Fluminense - Preço 4	85	149,33
TOTAL Sudeste/Centro-Oeste	-	5.749	-	-	4.450	-

Sepé Tiaraju (Ex-Canoas)	ca	161	6,56	RS	153	541,93
Uruguaiana (3)	cc	640	4,37	RS	-	141,18
Araucária	cc	484	4,57	PR	458	219
TOTAL Sul	-	1.285	-	-	611	-

Camaçari	ca	347	7,77	BA	-	401,67
Celso Furtado (Ex-Termobahia)	cav	186	7,40	BA	150	204,43
Jesus Soares Pereira (Ex-Vale do Açú)	cav	368	6,43	RN	285	215
Rômulo Almeida (Ex-FAFEN)	cav	138	6,24	BA	125	188,15
Termoceará	ca	242	6,56	CE	217	189,64
Termofortaleza	cc	347	4,78	CE	327	86,52
Termopernambuco	cc	533	4,02	PE	494	70,16
TOTAL Nordeste	-	2.160	-	-	1.598
TOTAL GERAL	-	9.194	-	-	6.659	-

UTEs em Fechamento de Ciclo (4)

Usina

Tipo de Térmica

Potência Adicional (MW)

Consumo
Específico	UF (mil m³/d/MW)

Data de Tendência

Luiz Carlos Prestes (Ex-Três Lagoas)	cc	128	4,96	MS	abr/12 Sepé Tiaraju (Ex-Canoas)	cc	88	4,24	RS	out/12
UTEs em Construção

Usina

Tipo de Térmica

Potência (MW)

Consumo
Específico	UF (mil m³/d/MW)

Data de Tendência

José de Alencar (5)	Motor	309	5,49	CE	-

Usinas a Gás Natural Vendidas nos Últimos Leilões de Geração de Empreendimentos Novos

Usina

Tipo de Térmica

Potência (MW)

Consumo
Específico	UF (mil m³/d/MW)

Data de Tendência

Cacimbaes (6)                                                                                              cc                    127                       4,89                 ES              jun/13
Escolha (6)                                                                                cc                    338                       4,89                 ES             jun/13 Maranhão IV (antiga MC2 Joinville) (6),(7)                   ca                    338                    n/d                 MA             jan/13 Maranhão V (antiga MC2 João Neiva) (6),(7)                  ca                  338                   n/d                 MA             jan/13 Maranhão III (8)                                                                                            cc                    499                        n/d                 MA             jan/14
Baixada Fluminense (8)                                                                         cc                    530                        n/d                 MA              fev/14

UTEs do Sistema Manaus

Tipos de

	A converter	Convertidas	TOTAL	(MW)	
Mauá	ca	0	100	100	100	
Aparecida	ca	35	121	156	65	
Cristiano Rocha	Motor	85	0	85	65	
Manauara	Motor	34	51	85	60	
Gera	Motor	34	51	85	60	
Jaraqui	Motor	0	70	70	60	
Tambaqui	Motor	0	85	85	60	

Fontes: ANEEL/Petrobras, janeiro de 2012.						

Usina	Máquinas

Potência (9)
(MW)

Compromisso de Geração

ONS, Fax-preço semana operativa 28/01/2012 a 03/02/2012 DMSE/SEE/MME, janeiro de 2012.

LEGENDA:
ca - Turbina em Ciclo Aberto
cav - Turbina em Ciclo Aberto com produção de vap cc - Turbina em Ciclo Combinado
ccv - Turbina em Ciclo Combinado com produção de
cia instalada e dos consumos específicos atuais em ciclo aberto.

ANEEL por meio da Resolução Autorizativa 3.032, de 16 de agosto de 201	

or vapor		

			

		
		
	1.	

NOTAS:
UTE Cuiabá indisponível segundo Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009;
UTEs Piratininga 1 e 2 e Piratininga 3 e 4 constam do Termo de Compromisso;
UTE Uruguaiana indisponível por falta de gás natural;
Os consumos específicos de ciclo fechado foram estimados em função dos incrementos de potên
Empreendimentos pertencentes ao Leilão A-3, de 17/09/2008
Empreendimentos pertencentes ao Leilão A-5, de 30/09/2008
A mudança das características e a transferência de titularidade dessas usinas foi autorizada pela
Empreendimentos pertencentes ao Leilão A-3, de 17 e 18/08/2011

N O T A S  M E T O D O L Ó G I C A S

C O N V E R S Õ E S   DE   U N I D A D E S   —  V A L O R E S   T Í P I C O S *

1 BCF (bilhão de pés cúbicos)	0,028 BCM (bilhões m³)
1 TCF (trilhão de pés cúbicos)	28,32 BCM (bilhões m³) 1 MMBTU		26,81 m³

1 Mtpa (milhão de tonelada por ano de GNL)	=

3,60 milhões m³/dia de gás natural

1.000 MW capacidade instalada (Ciclo Combinado)	4,50 milhões m³/dia
1.000 MW capacidade instalada (Ciclo Aberto)	7,00 milhões m³/dia
* Considerações:
Poder calorífico do gás natural: 9.400 kcal/m³
GNL: Conversão de volume 600:1 e massa específica 456 kg/m³;
Consumos em Ciclo Aberto e em Ciclo Combinado: valores típicos de referência (variam de térmica para térmica);

V A L O R E S   DE   R E F E R Ê N C I A   P A R A   O   C Á L C U L O   DA   C O M P E T I T I V I D A D E   DO   G ÁS 
N A T U R A L   ( P Á G I N A S   DE   13  A   1 5 )

Para cada faixa, os preços de gás natural são comparados aos preços de Óleo Combustível (OC) a serem pagos pelo consumo de um volume de óleo com energia equivalente ao volume de gás.
Os preços dos combustíveis são ao consumidor final.
Estados da Bahia e do Rio de Janeiro: preço do gás natural nacional.
Estado de São Paulo: preço gás natural boliviano.

Poder Calorífico Superior (PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

COMENTÁRIOS SOBRE O ANO DE 2011

MERCADO

Consumo do setor industrial cresce 13% e demanda por gás no setor termelétrico cai 34%

Embora o mercado de gás natural brasileiro tenha fechado o ano de 2011 com consumo total praticamente igual ao do ano de 2010, pouco mais de 61 milhões de m³/dia, isso não significou estagnação do consumo. Na realidade, o consumo industrial fechou o ano em 40,12 milhões de m³/dia, aproximadamente 13% superior ao consumo do ano anterior (+4,71 milhões de m³/dia). Aproximadamente a metade desse aumento se deu no consumo em instalações industriais da Petrobras – refinarias e fábricas de fertilizante – que passou de 9,12 milhões de m³/dia em 2010 para 11,28 milhões de m³/dia em 2011 (aumento de 24%). A outra metade se deu no consumo das indústrias atendidas pelas distribuidoras estaduais, que passou de 26,29 milhões de m³/dia em 2010 para 28,84 milhões de m³/dia em 2011 (aumento de 10%).

Por outro lado, em razão dos altos níveis pluviométricos verificados ao longo de 2011, houve redução de 34% na demanda de gás natural para o setor termelétrico, que fechou o ano com consumo médio de 10,42 milhões de m³/dia, contra 15,77 milhões de m³/dia no ano anterior. O consumo no setor automotivo, que vinha caindo desde 2007, ficou estável em 5,40 milhões de m³/dia. Os consumos nos segmentos comercial e residencial cresceram 8% e 10% em relação ao ano de 2010, res- pectivamente, embora em termos absolutos ambos ainda sejam inferiores a 1 milhão de m³/dia. O setor de cogeração apresen- tou crescimento de cerca de 4%, fechando o ano de 2010 em 3,01 milhões de m³/dia.

PRODUÇÃO NACIONAL

Produção cresce 5% e ultrapassa 70 milhões de m³/dia em dezembro. Queima cai 28%, reinjeção cai 7% e ofer- ta de gás nacional cresce 21%.

Em 2011, a produção nacional de gás natural teve aumento médio de 5% em relação ao ano anterior, totalizando 65,93 milhões de m³/dia. Em dezembro, foi atingido o recorde de produção de 71,36 milhões de m³/dia. Acompanhando esse número, também apresentou elevação o consumo nas unidades de exploração e produção, que fechou o ano em 10,15 milhões de m³/dia (+4%). Merece destaque, pelo segundo ano consecutivo, a redução da queima e perda de gás natural. Em 2011, as estatísticas registraram média de 4,81 milhões de m³/dia, volume 28% inferior ao do ano anterior. Embora o volume queimado ou perdido em 2011 tenha ficado em cerca de 7% da produção, percentual bem abaixo das médias dos anos anteriores, ele ainda é alto quando comparado a países como Noruega e Reino Unido, cuja produção também é majoritariamente realizada offshore.

A reinjeção fechou o ano de 2011 em 11,07 milhões de m³/dia, contra 11,96 milhões de m³/dia no ano anterior. Essa queda, de cerca de 1 milhão de m³/dia, teve como principal razão o crescimento da disponibilização ao mercado termelétri- co de Manaus do gás natural produzido em Urucu/AM. De fato, a reinjeção no Estado do Amazonas caiu de 8,20 milhões de m³/ dia em 2010 para 6,90 milhões de m³/dia em 2011, volume este que corresponde a 60% do gás natural reinjetado no País. Nos próximos anos esse volume deverá cair ainda mais à medida que for crescendo a movimentação de gás natural no gasoduto Urucu-Coari-Manaus. A maior parte do restante da reinjeção é realizada em Sergipe, 1,86 milhões de m³/dia (17% do total), e no Rio de Janeiro, 1,00 milhão de m³/dia (9% do total) .

COMENTÁRIOS SOBRE O ANO DE 2011

No. 58 - Jan/12	Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural

O aumento da produção, aliado à redução da queima, da perda e da reinjeção, resultou no crescimento da oferta de gás nacional ao mercado brasileiro em cerca de 21%. O volume total de gás nacional ofertado ao mercado passou de 28,04 milhões de m³/dia em 2010 para 33,83 milhões de m³/dia em 2011. Como a demanda total permaneceu estável em relação ao ano anterior, a participação do gás nacional na oferta total passou de 45% em 2010 para 55% em 2011.

IMPORTAÇÕES – GASBOL E GNL

Importação da Bolívia permanece estável e regaseificação de GNL cai 78%.

As importações de gás boliviano em 2011 permaneceram estáveis em relação ao ano anterior em cerca de 27 milhões de m³/dia. Por sua vez, a regaeificação de gás natural liquefeito – GNL importado caiu 78% em relação ao ano de 2010, fechando o ano em 1,64 milhões de m³/dia contra 7,64 milhões de m³/dia do ano anterior. A principal razão para essa queda foi a redução do despacho termelétrico em função das condições hidrológicas favoráveis em 2011. Durante praticamente todo o ano o volume de chuvas superou as médias de longo termo, resultando em níveis elevados de armazenamento nos reservatórios das hidrelétricas. Em 2011, os principais fornecedores de GNL ao Brasil foram Trinidad e Tobago e Catar, tendo sido também impor- tadas algumas cargas reexportadas dos Estados Unidos e do Reino Unido. De acordo com o Sistema Integrado de Comércio Exterior - SISCOMEX, o Brasil comprou cerca de US$ (FOB) 290 milhões em GNL, contra cerca de US$ (FOB) 780 milhões no ano anterior.

INFRAESTRUTURA

Concluídos todos os projetos de gasodutos de transporte incluídos no PAC. Iniciado o processamento do gás natural do pré-sal no polo de Caraguatatuba.

Em 2011, com a conclusão dos gasodutos Caraguatatuba-Taubaté, GASAN II e GASPAL II, de 96 km, 38 km e 60 km de exten- são, respectivamente, encerraram-se os projetos de novos gasodutos de transporte incluídos no Programa de Aceleração de Crescimento – PAC. Esses gasodutos estão levando o gás proveniente da Bacia de Santos para os mercados de São Paulo e Rio de Janeiro.

Em maio de 2011, foram iniciadas as obras do primeiro dos oito navios replicantes do tipo FPSO (Unidade Flutuante de Produ- ção, Armazenamento e Transferência) que serão utilizados pela Petrobras na área do pré-sal, para o desenvolvimento da produ- ção em Tupi, Carioca, Iara e Sapinhoá. Em agosto, entrou em operação a plataforma semissubmersível P-56, no campo de Mar- lim Sul. Com capacidade para processar diariamente 100 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás natural, a plataforma está instalada em lâmina d’água de 1.670 metros.

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COMENTÁRIOS SOBRE O ANO DE 2011

Em abril, foi iniciada a produção da plataforma de Mexilhão (PMXL-1), uma plataforma fixa instalada na Bacia de Santos. Com altura total de 227m, a PMXL-1 é a mais alta plataforma fixa da estatal brasileira. Sua capacidade de produção é de 15 milhões de m³/dia de gás natural. Ainda em abril, foi iniciado o Teste de Longa Duração (TLD) da área de Lula Nordeste, na Bacia de Santos, no antigo bloco exploratório BM-S-11 no pré-sal, a cerca de 300 km da costa do Rio de Janeiro. O TLD realiza- do pelo FPSO Cidade de São Vicente, em lâmina d’água de 2.120 metros, foi concluído em novembro passado. Em outubro de 2011, foi iniciado o TLD na área de Carioca Nordeste. O poço foi perfurado em lâmina d'água de 2.151 m, a 275 km da costa de São Paulo.

REGULAMENTAÇÃO DA LEI DO GÁS

MME e ANP dão continuidade ao processo de regulamentação da Lei do Gás.

O ano de 2011, especialmente o segundo semestre, foi bastante produtivo em relação aos trabalhos relacionados à regulamentação da Lei do Gás. No âmbito do Ministério de Minas e Energia foi publicada, em 5 de agosto, a Portaria nº 472, que estabelece as diretrizes para o processo de chamada pública.

No âmbito da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, foi publicada, em 18 de agos- to, a Resolução nº 44, que estabelece os procedimentos gerais para a declaração de utilidade pública das áreas necessárias à implantação dos gasodutos concedidos ou autorizados e para instrução de processo com vistas à declaração de utilidade pública das áreas necessárias à exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, construção de refinarias, dutos e terminais, para fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa. Foi publicada também, em 23 de setembro, a Re- solução 50, que estabelece as informações a serem prestadas para a ANP relativas aos terminais de GNL e os critérios para definir os gasodutos que são parte integrante desses terminais. Em 29 de setembro, foi publicada a Resolução 51, que regula- menta o registro de autoprodutor e autoimportador. Por fim, em 29 de setembro, foi publicada a Resolução 52, que regulamenta a autorização da prática da atividade de comercialização de gás natural, o registro de agente vendedor e o registro de contratos de compra e venda de gás natural.