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 . 4 6 - J a n / 1 1

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		

Sumário

Balanço de Gás Natural no   5
Brasil

Reservas Nacionais, Produ-   6
ção  Nacional e R/P
Produção Nacional por 	7
Estado
Reserva Nacional por 	8
Estado

Destinação do Gás Natu-	9
ral Nacional

Int er ess es e spe cia is:

Importações e	10

•	Sintetize a qui seus interes ses.

•	Sintetize a qui seus interes ses.

Oferta Interna

Consumo de Gás Natural	11

•	Sintetize a qui seus interes ses.

•	Sintetize a qui seus interes ses.

Balanço de Gás Natural	13
na Argentina

Balanço de Gás Natural	14
na Bolívia

Balanço de Gás Natural no  15
Chile e no Uruguai

Preços	16

Competitividade	17

Infraestrutura de	23
Transporte Existente

Ampliação da Infraestrutu-  24
ra e Destaques do PAC

UPGN´s e Tabela de Con-  25
versões de Unidades

UTEs a Gás Natural no Brasil, CMO e Níveis dos	26 Reservatórios

A P R E S E N T A Ç Ã O  DO  B O L E T I M

Nesta edição do Boletim, além das observações habituais que fazemos nesta apre- sentação, reservamos um espaço nas próximas páginas para analisar o desempenho do setor de gás natural em 2010. Esperamos, com isso, dar destaque aos fatos mais relevantes ocorridos no ano que passou.

Em relação aos dados de dezembro de 2010, registramos aumento de 4,5% na pro- dução nacional, que fechou o mês em 69,21 milhões de m³/dia, maior volume já registrado. Na região Nordeste, destacamos a elevação na produção de gás associado em Sergipe e de gás associado e não associado no Rio Grande do Norte, e, em contrapartida, a queda na produção de gás não associado na Bahia. Na região Sudeste, houve crescimento na produ- ção de gás em todos os Estados produtores, com destaque para São Paulo, cuja produção de gás não associado subiu em 1,50 milhões de m³/dia. Na região Norte, a produção em Urucu cresceu 4,0%.

A reinjeção aumentou 16,5%, acompanhando a elevação de produção de gás asso- ciado em Sergipe e em Urucu, logo, todo o aumento foi reinjetado. Também apresentou au- mento o consumo nas unidade de E&P, em torno de 7,0%. Já a queima/perda oscilou nega- tivamente em 2,0% em comparação com novembro.

A oferta de gás natural importado caiu 28,75% (- 13,06 milhões de m³/dia), encer- rando o mês em 32,36 milhões de m³/dia. O volume de GNL regaseificado nas plantas de Pecém e da Baía de Guanabara teve uma redução de 52,80%, caindo para 8,30 milhões de m³/dia, em razão da diminuição do despacho termelétrico. A quantidade de gás importado da Bolívia oscilou negativamente em 14,13%, chegando a 24,78 milhões de m³/dia.

Em relação ao consumo nas distribuidoras, houve queda de 1,50 milhão de m³/dia no segmento industrial. A maior parte dessa redução, cerca de 1,0 milhão de m³/dia, foi ob- servada no Estado de São Paulo e foi ocasionada pela queda da produção industrial decor- rente das férias coletivas ocorridas no final do ano. Já no segmento termelétrico, a queda foi de 12,38 milhões de m³/dia. Nos demais setores, houve leve crescimento. Destaque para os aumentos no consumo não térmico apresentados pela Bahiagás (BA) e Gasmig (MG), de 0,67 e 0,27 milhões de m³/dia, respectivamente.

No âmbito do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), destacamos a con- clusão do túnel do gasoduto Caraguatatuba - Taubaté, bem como o enterramento de tubos. Foi também concluído o enterramento de tubos do Gaspal II.

Boa leitura a todos. Departamento de Gás Natural. boletimdogas@mme.gov.br

C O M E N T Á R I O S  S O B R E  O A N O  D E  2 0 1 0

MERCADO

Em 2010, a demanda junto às distribuidoras de gás natural apresentou crescimento em torno de 35,4% em rela- ção ao ano anterior. Essa elevação começou a se acentuar a partir do mês de maio, impulsionada pelo crescimento da geração termelétrica e pela recuperação da atividade industrial. No entanto, quando comparamos o consumo das distri- buidoras em 2010 com os dados de 2008, esse aumento foi de apenas 0,2%, indicando que o ano passado foi de retorno à média de consumo similar ao período anterior à crise mundial.

Em função de sua sazonalidade, a geração de energia elétrica em térmicas a gás natural iniciou o ano em baixa, com pequenos consumos de combustível. Nesse período, os reservatórios das hidrelétricas estavam em níveis elevados, ainda sob influência das vazões observadas em 2009, quando a média do subsistema Sudeste/Centro-Oeste foi 21% superior à média histórica. Por volta de maio, em razão do início do período seco, a geração térmica começou a se ele- var, acompanhando o aumento do Custo Marginal de Operação – CMO. Como as vazões no ano de 2010 foram inferiores àquelas observadas no ano anterior, a geração de energia elétrica a partir das térmicas quase triplicou. O aumento da média do consumo de gás natural em UTEs, quando comparado a 2009, ficou em 195% nas regiões Sudeste e Centro- Oeste, impulsionado pela elevação no consumo observada em todas as usinas ali instaladas. Na região Nordeste, o au- mento médio na geração de energia elétrica chegou a 235%, capitaneado sobretudo pelos altos níveis de geração em Termofortaleza e em Termopernambuco. Importante ressaltar que a entrada em operação do último trecho do GASENE, que interligou as malhas de gasodutos das regiões Nordeste e Sudeste, em conjunto com o terminal de regaseificação de GNL de Pecém, conferiram maior flexibilidade no abastecimento das usinas do Nordeste. No que tange à expansão do parque térmico a gás natural, ocorreu a instalação de uma máquina de 51 MW na UTE Euzébio Rocha, em Cubatão-SP, que atingiu 250 MW, e a inauguração da UTE Linhares, com potência instalada de 204 MW, localizada no Espírito Santo.

O consumo industrial de gás natural atingiu elevação de 22,2% na média de 2010 se comparada ao ano anterior. Entretanto, tal índice apresentou elevação de apenas 6,0% quando comparado ao consumo de 2008, o que demonstra que, no ano passado, o setor ainda se recuperava da crise. O consumo nesse segmento, que iniciou 2009 abaixo dos 25 milhões de m³/dia, chegou a atingir 38,5 milhões de m³/dia em outubro de 2010, com trajetória explicada pela recupe- ração econômica apresentada pelo País durante o período em análise.

Já o somatório do consumo nas FAFENS e nas refinarias aumentou 28,6% em relação ao ano anterior, o que também pode ser atribuído à recuperação econômica. Quanto aos demais segmentos, observaram-se menores oscila- ções, como a elevação dos consumos residencial, em 7,1%, e comercial, em 6,2%. O setor automotivo foi o único a apre- sentar retração ( - 4,8%), a despeito da melhora na competitividade do gás natural frente à gasolina ocorrida em 2010.

PRODUÇÃO NACIONAL

Em 2010, a produção nacional de gás natural teve aumento de 8,5% em relação ao ano anterior. Acompanhando esse número, apresentaram elevação o consumo nas unidades de exploração e produção (15,0%), o consumo no transporte e armazenamento (11,1%) e a absorção em Unidades de Processamento de Gás Natural – UPGNs (4,9%). Tais consumos são influenciados diretamente pela produção nacional por serem resultado de operações que compõem o processo de disponibilização do gás ao mercado.

Merece destaque a queda nos índices de queima e perda de gás natural. Em 2010, as estatísticas registraram média de 6,64 milhões de m³/dia, o que representou queda de 29,2% em relação ao ano anterior. Dos registros de 2009, constam picos superiores a 13 milhões de m³/dia, em razão, sobretudo, da entrada em operação, naquele ano, das plata- formas P-51 e P-54, da Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência (do inglês Floating Production Storage and Offloading – FPSO) Cidade de Niterói e do Teste de Longa Duração – TLD de Tupi. A redução na queima do gás nesses empreendimentos ocorreu ainda no final de 2009, quando houve sua interligação ao sistema de coleta de gás natural. Com isso, a média da queima do gás, que subiu de 10,1% em 2008 para 16,5% em 2009, ficou em 10,5% no ano de 2010.

C O M E N T Á R I O S  S O B R E  O A N O  D E  2 0 1 0  ( C O N T I N U A Ç Ã O )

A média de reinjeção manteve-se estável, apresentando elevação inferior a 0,4%. Isso se deveu à priorização dos investimentos que possibilitaram o escoamento da produção, o que se refletiu, conforme explicitado, na queda dos índices de queima e perda de gás. Até o mês de junho, a reinjeção oscilou ao redor de uma média superior à do ano de 2009. No entanto, com o crescimento da demanda interna, entre junho e novembro esse índice apresentou queda, atin- gindo o mesmo patamar de outubro de 2008.

Como reflexo do aumento da produção nacional, aliado à queda nos volumes de queima e perda, houve aumen- to de 26,6% na disponibilização de gás natural produzido no País em relação a 2009. No entanto, a participação da pro- dução nacional na oferta total ao mercado caiu de 49,7% em 2009 para 45,4% em 2010, em função da retomada das importações de gás natural, tanto de gás boliviano como também de GNL.

IMPORTAÇÕES – GASBOL E GNL

As importações de gás boliviano subiram 21,2% quando comparadas aos números de 2009, atingindo média de 26,91 milhões de m³/dia. De junho a novembro, período em que o consumo interno estava alavancado pela alta na gera- ção termelétrica e pela recuperação industrial, a média das importações ficou acima do 28 milhões de m³/dia. Apesar dis- so, os números ainda estão abaixo da média verificada antes da crise mundial, uma vez que o ano de 2008 apresentou média de 30,5 milhões de m³/dia de importação de gás boliviano, equivalente à capacidade máxima do GASBOL.

Também apresentaram aumento as importações de gás natural liquefeito – GNL. No mês de setembro, auge do período seco e um dos momentos de maior demanda de geração térmica, a importação atingiu média recorde, com 18,4 milhões de m³/dia de GNL regaseificado. Importante ressaltar a diversidade de fornecedores do insumo, que possibilita maior segurança energética para o País. Os principais parceiros comerciais foram, em ordem de montante de transações, Trinidad e Tobago, Nigéria, Catar, Peru, Guiné Equatorial, Emirados Árabes Unidos, Estados Unidos e Reino Unido. Em 2010, segundo o Sistema Integrado de Comércio Exterior - SISCOMEX, o Brasil comprou quase US$ 780 milhões em GNL, ou 4,75 milhões de m³. Esse montante proporcionou regaseificação média de 7,64 milhões de m³/dia na malha de transporte de gás natural.

INFRAESTRUTURA

No âmbito do Programa de Aceleração do Crescimento – PAC, destacamos a inauguração do terceiro trecho do Gasoduto Sudeste-Nordeste – GASENE. Ligando o município de Cacimbas, no interior do Espírito Santo, ao município de Catu, na Bahia, essa foi a última parte do GASENE a entrar em operação, possibilitando a integração das malhas de transporte de gás natural das regiões Sudeste e Nordeste.

Ainda sobre gasodutos, vale destacar a conclusão do GASBEL II, que interliga Minas Gerais ao Rio de Janeiro, do GASDUC III, que amplia a malha do Rio de Janeiro, do gasoduto Pilar - Ipojuca, na malha do Nordeste, entre Alagoas e Pernambuco, que reforçou o sistema na região, e da ampliação do Trecho Sul do GASBOL. Esses empreendimentos conferiram maior robustez e flexibilidade à malha de transporte e contribuíram para aumentar a garantia de abastecimen- to dos grandes centros de consumo.

Entre os empreendimentos do PAC relacionados à exploração e produção ligados ao setor de gás natural que entraram em operação em 2010, grande parte se situava no Espírito Santo. Nesse grupo, cabe destacar a Plataforma P- 57, com capacidade para comprimir 3 milhões de m³/dia de gás natural e que será interligada à Unidade de Tratamento de Gás – UTG Sul Capixaba, com capacidade para tratar 2,5 milhões de m³/dia de gás e cujas operações se iniciaram em outubro de 2010. Além disso, foram concluídas as obras do Campo de Canapu, com capacidade de produção de 2 milhões de m³/dia. Ainda nesse Estado, entraram em operação o Desenvolvimento dos Campos de Cachalote e Baleia Franca, cuja produção atingiu 1,0 milhão de m³/dia de gás natural no final do ano, e a UTG Cacimbas, que possuirá, quando em pleno funcionamento, capacidade de tratamento de 7,0 milhões de m³/dia.

C O M E N T Á R I O S  S O B R E  O A N O  D E  2 0 1 0  ( C O N T I N U A Ç Ã O )

No Rio de Janeiro, também na área de exploração e produção, entrou em operação o Campo de Uruguá – Tam- baú, com o FPSO Cidade de Santos, que tem capacidade de operar com 10 milhões de m³/dia de gás natural. Em março, também no Rio de Janeiro, entraram em operação as instalações para separação de condensado e tratamento de gás natural no Terminal de Cabiúnas, que têm como meta tratar 10,8 milhões de m³/dia de gás e 1,5 mil m³/dia de líquidos.

DECRETO DE REGULAMENTAÇÃO DA LEI DO GÁS E PERSPECTIVAS PARA 2011

Em 2010, destacamos a publicação da regulamentação da Lei 11.909/09, por meio do Decreto nº 7.382, de 2 de dezembro de 2010. Resultado da realização de diversas rodadas de reuniões entre o Ministério de Minas e Energia e os principais agentes do setor de gás natural, com o intuito de discutir as bases que deveriam nortear a regulamentação, o Decreto só não contempla o capítulo da Lei que trata da contingência no suprimento.

Após a edição do Decreto de regulamentação da Lei do Gás, o Ministério iniciou, em conjunto com a Empresa Pesquisa Energética – EPE, os trabalhos de elaboração do Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviá- rio do País – PEMAT. Previsto para ser publicado em 2011, o Plano será a base para as concessões de novos empreen- dimentos de transporte de gás natural para os próximos 10 anos e permitirá maior diversificação de agentes nesse setor.

O Decreto prevê como atribuição da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, ainda para o primeiro semestre de 2011, a reclassificação dos gasodutos que não se enquadrem nas novas definições previstas naquele regulamento. Caberão ao órgão regulador, ainda, a edição das normas que caracterizem a ampliação de capaci- dade de gasodutos de transporte e a publicação das informações atualizadas sobre a movimentação diária e a capacida- de de todos os gasodutos de transporte, bem como a capacidade contratada de transporte, a capacidade disponível, a capacidade ociosa e os períodos de exclusividade.

Podemos citar como inovações do Decreto, também, a introdução do conceito de troca operacional de gás (SWAP) como forma regulada de acesso e a caracterização dos novos agentes introduzidos pela Lei - autoprodutor, auto- importador e consumidor livre.

O ano de 2010 foi marcado, portanto, por um lado pela recuperação do mercado de gás natural e, por outro, pela consolidação institucional introduzida pela regulamentação do novo arcabouço legal. Espera-se, para 2011, os desdobra- mentos desse processo.

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

2005      2006	2007	2008	2009

2010

2010

(em milhões de m3/dia)

Média
2005

Média
2006

Média
2007

Média
2008

Média
2009	jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez

Média
2010

PRODUÇÃO NACI ONAL	48,49     48,50      49,73      59,16      57,91     58,56    60,53    59,55    61,21    62,09    62,91    62,39    62,51    63,92      64,97	66,21      69,21	62,84

Reinjeção	8,18	8,68	9,57	10,64	11,92	12,78	11,66	12,51	12,52	12,35	12,48	12,35	12,25	11,24	11,11	10,31	12,01	11,96	
Queima e perda	6,78	5,07	5,33	5,97	9,38	6,93	8,33	7,22	7,03	7,13	5,79	5,66	6,16	6,56	5,50	6,75	6,61	6,64	

Consumo nas unidades de E&P	
6,78	
7,68	
7,89	
7,90	
8,45	
9,26	
9,45	
9,66	
10,16	
10,20	
10,12	
9,98	
9,59	
9,41	
9,16	
9,49	
10,16	
9,72	

Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
0,19	
1,04	
1,66	
2,18	
2,67	
2,36	
2,80	
3,47	
2,20	
2,58	
3,93	
2,75	
2,77	
3,41	
4,06	
2,31	
2,95	
2,97	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,15	3,72	3,54	3,48	3,39	3,50	3,38	3,45	3,76	3,69	3,39	3,63	3,64	3,46	3,34	3,66	3,77	3,56	

Oferta de gás nacional ao mercado	
23,42	
22,32	
21,73	
28,99	
22,10	
23,74	
24,90	
23,24	
25,54	
26,14	
27,22	
28,03	
28,11	
29,85	
31,81	
33,69	
33,71	
28,00	
I MPORTAÇÃO	24,64     26,82      28,30      30,92      22,92     21,87    27,31    25,90    23,38    29,08    35,00    34,92    44,22    48,15      45,22	46,45      33,08	34,55

Bolívia	23,68	25,52	27,84	30,54	22,20	21,22	26,34	25,38	22,54	27,90	29,64	28,40	29,71	29,76	28,39	28,86	24,78	26,91	
Argentina	0,96	1,30	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	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,00	0,00	0,72	0,65	0,97	0,52	0,84	1,18	5,36	6,52	14,52	18,39	16,83	17,59	8,30	7,64	
Consumo em transporte na importação	0,44	0,72	0,95	1,23	0,58	0,47	0,83	0,73	0,54	0,96	1,08	0,96	1,16	1,13	0,99	1,04	0,73	0,89	
Oferta de gás importado ao mercado	24,20	26,10	27,35	29,69	22,35	21,40	26,48	25,16	22,84	28,12	33,92	33,96	43,06	47,02	44,23	45,42	32,36	33,66	

OFERTA TOTAL AO MERCADO	
47,61	
48,42	
49,08	
58,69	
44,45	
45,13	
51,37	
48,40	
48,39	
54,26	
61,14	
61,98	
71,17	
76,87	
76,04	
79,10	
66,07	
61,66	

Venda nas distribuidoras de gás natural	
40,60	
41,26	
41,41	
49,59	
36,70	
36,40	
41,49	
39,61	
40,15	
44,19	
49,71	
48,67	
59,11	
62,77	
59,77	
62,41	
52,02	
49,69	

Consumo instalações industriais produtor (Refinarias/FAFENS)	
6,11	
6,52	
6,89	
7,50	
7,09	
8,14	
8,95	
8,00	
7,46	
8,83	
9,03	
11,11	
8,99	
8,84	
10,36	
9,76	
10,03	
9,12	

Consumo termelétrico direto do produtor																			
(Fafen/Termobahia/Canoas/Termoceará/Termoaçú/Euz ébio Rocha)	0,90	0,64	0,79	1,60	0,66	0,60	0,93	0,79	0,78	1,23	2,39	2,20	3,08	5,26	5,90	6,94	4,02	2,84	

PARTI CI PAÇÃO DO GÁS NACI ONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
49,2%	
46,1%	
44,3%	
49,4%	
49,7%	
52,6%	
48,5%	
48,0%	
52,8%	
48,2%	
44,5%	
45,2%	
39,5%	
38,8%	
41,8%	
42,6%	
51,0%	
45,4%	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS. Jan/11
Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês.

BALANÇO DE GÁS NATURAL NO BRASIL
(em milhões m³/dia)

2008
2009
2010

Importação

Bolívia:   30,5 / 22,2 / 26,9
Argentina:	0,4 / 0,0 / 0,0
GNL:	0,0 / 0,7 / 7,6

Consumo em Transporte na Importação 1,2 / 0,6 / 0,9

Produção Nacional
59,2 / 57,9 / 62,8

Consumo nas Unidades de E&P 7,9 / 8,5 / 9,7

Absorção em UPGNs
3,5 / 3,4 / 3,6

Reinjeção
10,6 / 11,9 / 12,0

Queima e Perda
6,0 / 9,4 / 6,6

Oferta de Gás Importado
29,7 / 22,4 / 33,7

Consumo em Transporte e Armazenamento / Ajustes
2,2 / 2,7 / 3,0

Saída E&P
31,2 / 24,7 / 30,9

Oferta Total ao Mercado
58,7 / 44,5 / 61,7

Oferta de Gás Nacional
29,0 / 22,1 / 28,0

Venda nas Distribuidoras de Gás Natural 49,6 / 36,7 / 49,7

Consumo em Refinarias e FAFENS
7,5 / 7,1 / 9,1

Consumo Térmico Direto do Produtor 1,6 / 0,7 / 2,8

Fonte: MME, 2011.

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

N o . 4 6 - J a n / 1 1

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	

BRASIL	Reservas	216.574	219.692	244.548	327.673	322.485	306.395	347.903	365.688	364.236	366.491	423.003	
	R/P (anos)	21	20	20	26	24	21	24	25	21	22	23	
													
	Terra	78.597	77.009	76.070	76.597	73.761	71.752	71.462	68.131	66.305	65.490	68.803	
	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	286.581	
	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	
Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção da ANP, janeiro 2011.
O Boletim Anual de Reservas de 2010, ainda em análise, poderá sofrer modificações.

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)	2007
Média	2008
Média	2009
Média	2010	2010
Média	
				jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
Terra	17,22	17,19	16,56	16,81	16,64	16,42	16,78	16,82	16,74	16,67	16,82	16,41	14,97	16,30	16,73	16,51	
Mar	32,51	41,97	41,35	41,74	43,89	43,13	44,43	45,27	46,18	45,72	45,69	47,51	50,00	49,91	52,48	46,33	
Gás Associado	37,02	39,77	46,50	45,94	46,67	46,57	47,59	48,17	47,14	47,21	47,23	45,88	44,69	47,89	50,46	47,12	
Gás Não Associado	12,72	19,39	11,41	12,62	13,85	12,98	13,62	13,93	15,77	15,18	15,28	18,04	20,28	18,32	18,75	15,72	
TOTAL	49,73	59,16	57,91	58,56	60,53	59,55	61,21	62,09	62,91	62,39	62,51	63,92	64,97	66,21	69,21	62,84	
Fonte: ANP, janeiro 2011

R E S E R V A S  X  R / P  ( B R A S I L )

450.000	30

400.000

25

350.000

Reservas (milhões de m³)

300.000	20

R/P (anos)

250.000

15

200.000

150.000	10

100.000

5

50.000

0	0
2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010

Ano

Reservas	R/P

O Boletim Anual de Reservas de 2010, ainda em análise, poderá sofrer modificações.

P R O D U Ç Ã O  N A C I O N A L  P O R  E S T A D O  ( EM  M I L H Õ E S  DE  M 3 / DIA )

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

AM	Subtotal	9,72
9,72
0,00
9,66
0,07	10,23	10,36
10,36
0,00
10,20
0,16	10,47	10,43	10,37	10,72	10,77	10,94	11,00	10,90	10,32	9,32	10,58	11,00	10,57	
	Terra		10,23		10,47	10,43	10,37	10,72	10,77	10,94	11,00	10,90	10,32	9,32	10,58	11,00	10,57	
	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	
	Gás Associado		10,13		10,29	10,23	10,17	10,60	10,65	10,81	10,87	10,77	10,23	9,24	10,46	10,90	10,43	
	Gás Não Associado		0,09		0,19	0,20	0,21	0,13	0,12	0,13	0,14	0,13	0,09	0,08	0,12	0,10	0,14	

CE	Subtotal	0,21
0,00
0,21
0,21
0,00	0,18	0,15
0,00
0,15
0,15
0,00	0,12	0,05	0,11	0,14	0,14	0,14	0,13	0,14	0,14	0,13	0,09	0,08	0,12	
	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	
	Mar		0,18		0,11	0,05	0,11	0,14	0,14	0,14	0,13	0,14	0,14	0,13	0,09	0,08	0,12	
	Gás Associado		0,18		0,12	0,05	0,11	0,14	0,14	0,14	0,13	0,14	0,14	0,13	0,09	0,08	0,12	
	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	

RN	Subtotal	2,96
0,86
2,10
1,62
1,34	2,54	2,09
0,75
1,34
1,42
0,67	1,85	2,02	2,04	2,04	2,05	1,99	1,98	1,89	1,90	1,83	1,39	1,67	1,89	
	Terra		0,87		0,73	0,72	0,71	0,76	0,78	0,73	0,75	0,73	0,74	0,71	0,75	0,75	0,74	
	Mar		1,67		1,12	1,30	1,33	1,28	1,27	1,26	1,23	1,17	1,16	1,12	0,64	0,92	1,15	
	Gás Associado		1,48		1,19	1,17	1,28	1,32	1,25	1,22	1,24	1,19	1,25	1,34	1,18	1,25	1,24	
	Gás Não Associado		1,06		0,66	0,85	0,75	0,72	0,80	0,77	0,74	0,70	0,65	0,49	0,21	0,42	0,65	

AL	Subtotal	2,48
2,10
0,39
0,60
1,89	2,23	2,03
1,69
0,34
0,87
1,16	2,06	2,12	2,00	2,02	2,03	1,87	1,69	1,76	1,84	1,64	1,54	1,58	1,84	
	Terra		1,88		1,83	1,83	1,75	1,69	1,70	1,56	1,36	1,44	1,52	1,35	1,26	1,27	1,55	
	Mar		0,35		0,23	0,29	0,24	0,33	0,33	0,30	0,33	0,32	0,32	0,29	0,28	0,31	0,30	
	Gás Associado		0,60		0,87	0,81	0,77	0,75	0,74	0,65	0,65	0,60	0,62	0,56	0,52	0,58	0,68	
	Gás Não Associado		1,63		1,19	1,31	1,23	1,27	1,29	1,22	1,03	1,16	1,22	1,09	1,02	1,00	1,17	

SE	Subtotal	1,50
0,26
1,24
0,80
0,70	2,35	2,62
0,25
2,37
2,24
0,38	2,75	2,65	2,71	2,96	3,14	3,24	3,01	3,41	3,42	3,46	2,20	3,30	3,02	
	Terra		0,25		0,25	0,27	0,34	0,26	0,27	0,25	0,25	0,23	0,26	0,27	0,27	0,26	0,27	
	Mar		2,10		2,50	2,39	2,37	2,69	2,87	2,99	2,76	3,18	3,16	3,19	1,93	3,04	2,76	
	Gás Associado		1,61		2,33	2,23	2,29	2,54	2,72	2,82	2,60	3,00	3,02	3,06	1,80	2,91	2,61	
	Gás Não Associado		0,73		0,42	0,43	0,42	0,42	0,42	0,42	0,41	0,41	0,40	0,40	0,40	0,40	0,41	

BA	Subtotal	7,24
4,06
3,18
1,31
5,93	9,22	8,37
3,21
5,16
1,72
6,64	8,93	8,97	8,92	8,36	8,32	9,18	9,28	9,85	10,47	10,23	10,15	9,10	9,31	
	Terra		3,52		3,17	3,05	2,96	3,01	3,05	3,05	3,05	3,32	3,33	3,09	3,20	3,14	3,12	
	Mar		5,70		5,76	5,92	5,97	5,35	5,27	6,13	6,23	6,53	7,14	7,14	6,95	5,96	6,19	
	Gás Associado		1,35		1,71	1,62	1,64	1,48	1,51	1,43	1,47	1,71	1,78	1,66	1,77	1,77	1,63	
	Gás Não Associado		7,87		7,22	7,35	7,28	6,87	6,82	7,75	7,81	8,14	8,70	8,58	8,38	7,32	7,68	

ES	Subtotal	2,64
0,23
2,41
1,65
0,99	7,68	2,94
0,30
2,64
1,18
1,76	3,83	4,65	4,41	5,51	5,89	6,39	6,19	6,21	9,08	10,89	12,71	12,91	7,39	
	Terra		0,44		0,35	0,33	0,29	0,33	0,26	0,21	0,26	0,21	0,24	0,23	0,24	0,30	0,27	
	Mar		7,24		3,48	4,32	4,12	5,18	5,64	6,19	5,93	6,00	8,84	10,66	12,47	12,60	7,12	
	Gás Associado		1,20		1,64	1,72	2,16	2,01	2,07	1,65	2,28	2,71	2,98	2,84	4,57	4,95	2,63	
	Gás Não Associado		6,48		2,19	2,93	2,25	3,49	3,82	4,74	3,91	3,51	6,10	8,05	8,14	7,95	4,76	

RJ	Subtotal	21,99
0,00
21,99
21,07
0,92	24,00	28,76
0,00
28,76
28,71
0,05	27,80	28,87	28,11	28,69	29,01	28,43	28,12	27,39	25,74	25,74	27,42	27,87	27,77	
	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	
	Mar		24,00		27,80	28,87	28,11	28,69	29,01	28,43	28,12	27,39	25,74	25,74	27,42	27,87	27,77	
	Gás Associado		23,14		27,80	28,85	28,11	28,67	28,94	28,29	27,84	26,99	25,74	25,74	27,38	27,81	27,68	
	Gás Não Associado		0,86		0,00	0,02	0,00	0,03	0,07	0,14	0,28	0,40	0,00	0,00	0,04	0,06	0,09	

SP	Subtotal	0,89
0,00
0,89
0,00
0,89	0,66	0,60
0,00
0,60
0,00
0,60	0,74	0,78	0,89	0,78	0,74	0,74	1,00	0,96	1,01	1,72	0,13	1,71	0,93	
	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	
	Mar		0,66		0,74	0,78	0,89	0,78	0,74	0,74	1,00	0,96	1,01	1,72	0,13	1,71	0,93	
	Gás Associado		0,00		0,00	0,00	0,04	0,09	0,14	0,13	0,13	0,13	0,13	0,12	0,12	0,20	0,10	
	Gás Não Associado		0,66		0,74	0,78	0,84	0,69	0,60	0,61	0,87	0,84	0,89	1,60	0,01	1,51	0,83	

PR	Subtotal	0,09
0,00
0,09
0,09
0,00	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	
	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	
	Mar		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	
	Gás Associado		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	
	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	
Total Brasil	49,73	59,16	57,91	58,56	60,53	59,55	61,21	62,09	62,91	62,39	62,51	63,92	64,97	66,21	69,21	62,84	
Fonte: ANP, janeiro 2011	

R E S E R V A  N A C I O N A L  P O R  E S T A D O  ( EM  M I L H Õ E S  DE  M 3 )

RESERVAS PROVADAS (em milhões de m3)	
2000	
2001	
2002	
2003	
2004	
2005	
2006	
2007	
2008	
2009	
2010	

Amazonas	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	

Ceará	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	

Rio Grande do Norte	Total	20.678	19.849	20.806	20.440	21.207	17.618	16.444	13.696	10.248	10.031	10.095	
	Terra	3.837	3.918	3.585	3.151	2.870	2.558	2.397	1.942	1.585	1.656	1.418	
	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	5.715	
	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	

Alagoas	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	
	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	

Sergipe	Total	5.646	4.996	4.680	3.386	4.115	3.519	3.792	3.603	3.667	3.448	3.626	
	Terra	786	864	820	861	829	768	814	761	989	925	1.039	
	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	2.642	
	Gás Não Associado	1.734	1.617	1.318	949	989	1.044	899	1.006	1.008	927	984	

Bahia	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	

Espírito Santo	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	

Rio de Janeiro	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	

São Paulo	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	

Paraná	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	

Santa Catarina	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	
Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção da ANP, janeiro de 2011.	

O Boletim Anual de Reservas de 2010, ainda em análise, poderá sofrer modificações.

D E S T I N A Ç Ã O  DO  G ÁS  N A T U R A L  N A C I O N A L

DESTINAÇÃO DE GÁS NATURAL
(em milhões de m3/dia)	2007	2008	2009	2010	2010	
	Média 2007	Média 2008	Média 2009	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2010	
																	
PRODUÇÃO NACIONAL	49,73	59,16	57,91	58,56	60,53	59,55	61,21	62,09	62,91	62,39	62,51	63,92	64,97	66,21	69,21	62,84	
Reinjeção	9,57	10,64	11,92	12,78	11,66	12,51	12,52	12,35	12,48	12,35	12,25	11,24	11,11	10,31	12,01	11,96	
Queima e perda	5,33	5,97	9,38	6,93	8,33	7,22	7,03	7,13	5,79	5,66	6,16	6,56	5,50	6,75	6,61	6,64	

Consumo nas unidades de E&P	
7,89	
7,90	
8,45	
9,26	
9,45	
9,66	
10,16	
10,20	
10,12	
9,98	
9,59	
9,41	
9,16	
9,49	
10,16	
9,72	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
1,66	
2,18	
2,67	
2,36	
2,80	
3,47	
2,20	
2,58	
3,93	
2,75	
2,77	
3,41	
4,06	
2,31	
2,95	
2,97	

Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	
3,54	
3,48	
3,39	
3,50	
3,38	
3,45	
3,76	
3,69	
3,39	
3,63	
3,64	
3,46	
3,34	
3,66	
3,77	
3,56	

Oferta de gás nacional ao mercado	
21,73	
28,99	
22,10	
23,74	
24,90	
23,24	
25,54	
26,14	
27,22	
28,03	
28,11	
29,85	
31,81	
33,69	
33,71	
28,00	
																	
PARTICIPAÇÃO DO GÁS NACIONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
44,3%	
49,4%	
49,7%	
52,6%	
48,5%	
48,0%	
52,8%	
48,2%	
44,5%	
45,2%	
39,5%	
38,8%	
41,8%	
42,6%	
51,0%	
45,4%	
Fonte: ANP e PETROBRAS. Jan/11	

G R Á F I C O  DA  D E S T I N A Ç Ã O  DO  G ÁS  N A T U R A L  N A C I O N A L

70,00

60,00

Destinação  do  gás  natural  nacional
(milhões  de m³/dia)

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

0,00

Média  Média   Média  Média   Média

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

2005

2006

2007

2008

2009

Ano de 2010

2010

Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes

Consumo nas unidades de E&P	Queima e perda

Reinjeção	Oferta de gás nacional ao mercado

I M P O R T A Ç Õ E S  DE  G ÁS  N A T U R A L

I MPORTAÇÕES DE GÁS NATURAL
(em milhões m³/dia)	2005	2006	2007	2008	2009							2010							
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	Média 2008	Média 2009	jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez	Média 2010	

Bolívia	
TBG	Petrobras	22,38	24,44	26,90	30,52	22,20	21,22	26,34	25,38	22,54	27,90	29,64	28,40	29,71	29,76	28,39	28,86	24,78	26,91	
		BG	0,65	0,50	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	
	EPE	0,65	0,57	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	
	S ubtotal	23,68	25,52	27,84	30,54	22,20	21,22	26,34	25,38	22,54	27,90	29,64	28,40	29,71	29,76	28,39	28,86	24,78	26,91	

Argentina	Sulgás (TSB)	0,96	1,30	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	
	S ubtotal	0,96	1,30	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	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,00	0,00	0,72	0,65	0,97	0,52	0,84	1,18	5,36	6,52	14,52	18,39	16,83	17,59	8,30	7,64	
Terminal GNL de Pecem *	0,00	0,00	0,00	0,00	0,64	0,65	0,97	0,42	0,84	1,18	2,92	2,90	3,43	4,48	4,74	4,65	2,68	2,49	
Terminal GNL da Baía de Guanabara *	0,00	0,00	0,00	0,00	0,08	0,00	0,00	0,10	0,00	0,00	2,44	3,62	11,08	13,92	12,09	12,94	5,62	5,15	
TOTAL	24,64	26,82	28,30	30,92	22,92	21,87	27,31	25,90	23,38	29,08	35,00	34,92	44,22	48,15	45,22	46,45	33,08	34,55	
Consumo em transporte na importação	0,44	0,72	0,95	1,23	0,58	0,47	0,83	0,73	0,54	0,96	1,08	0,96	1,16	1,13	0,99	1,04	0,73	0,89	
Oferta de gás importado	24,20	26,10	27,35	29,69	22,35	21,40	26,48	25,16	22,84	28,12	33,92	33,96	43,06	47,02	44,23	45,42	32,36	33,66	
Fontes: ANP e TBG, janeiro 2011
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 (T O T A L   2 0 1 0 )
( N C M :  2 7 1 1 . 1 1 . 0 0 )

Origem	Valor Total (US$ FOB)	Peso Líquido (Kg)	Volume de GNL* (m³)	Preço FOB* (US$/MMBTU)	
Porto de Entrada: PECÉM-CE	
Emi ra dos Ára bes Uni dos	32.035.275	90.140.419	197.676	7,03	
Gui né Equa tori a l	21.629.227	43.519.024	95.436	9,61	
Ni géri a	71.682.561	239.189.881	524.539	5,98	
Rei no Uni do	24.290.746	61.545.345	134.968	7,63	
Tri ni da d e Toba go	125.577.243	357.810.988	784.673	6,96	
Tota l - Pecém-CE (2010)	275.215.052	792.205.657	1.737.293	6,98	
	
Porto de Entrada: RIO DE JANEIRO-RJ	
Ca ta r	159.918.439	440.337.410	965.652	7,06	
Es ta dos Uni dos	28.460.740	69.188.050	151.728	7,96	
Gui né Equa tori a l	11.492.976	23.020.850	50.484	9,66	
Ni géri a	157.720.161	428.857.717	940.477	7,20	
Peru	38.351.310	124.008.407	271.948	5,98	
Tri ni da d e Toba go	106.298.434	290.482.020	637.022	7,16	
Tota l - Ri o de Ja nei ro-RJ (2010)	502.242.060	1.375.894.454	3.017.312	7,15	
	
Total 2010	777.457.112	2.168.100.111	4.754.606	7,09	
Fonte: Al i ceweb - MDI C, j a n/2011.
* FOB (Free on Board): mercadoria entregue embarcada na origem, não inclui f rete e seguro. Os valores são calculados considerando-se a massa específ ica do GNL de 456 kg/m³, a razão de conversão volume gasoso-líquido de 600:1 e o poder caloríf ico do gás natural de 9.900 kcal/m³.

G R Á F I C O  DA  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

90,00

80,00

70,00

60,00

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

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

0,00

Média 2005

Média 2006

Média 2007

Média 2008

Média 2009

ja n	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ag o	set	out	nov	dez	Média
2010
Ano de 2010

Gás Natural Liquefeito - GNL *	Importação da Argentina	Importação da Bolívia	Oferta de gás nacional ao mercado

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

CONSUMO DE GÁS NATURAL
POR SETOR (em milhões de m³/dia)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	2010	
Média 2010	2010	
				
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		Média
%	
Industrial *	32,24	33,40	28,96	32,16	34,42	32,96	33,08	34,39	35,35	38,17	36,37	36,47	38,53	37,23	35,72	35,40	57,4%	
Automotivo	7,01	6,63	5,77	5,34	5,68	5,70	5,41	5,62	5,23	5,31	5,54	5,51	5,47	5,40	5,70	5,49	8,9%	
Residencial	0,66	0,72	0,74	0,58	0,55	0,63	0,77	0,83	0,90	0,95	0,87	0,93	0,91	0,81	0,77	0,79	1,3%	
Comercial	0,58	0,61	0,59	0,61	0,55	0,60	0,60	0,63	0,66	0,65	0,63	0,67	0,65	0,64	0,65	0,63	1,0%	
Geração de Energia Elétrica *	6,43	14,94	5,31	2,92	7,00	5,16	5,04	9,55	15,20	13,13	23,92	29,45	26,83	31,60	19,22	15,75	25,5%	
Co-geração	1,92	2,26	2,43	2,93	2,45	2,66	2,74	2,71	3,06	3,06	3,13	3,12	2,98	2,78	3,21	2,90	4,7%	
Outros	0,23	0,15	0,64	0,60	0,72	0,70	0,73	0,51	0,73	0,71	0,70	0,70	0,67	0,65	0,79	0,68	1,1%	
TOTAL	49,08	58,71	44,44	45,13	51,37	48,39	48,38	54,25	61,13	61,98	71,16	76,86	76,03	79,10	66,06	61,65	100,0%	
																		
Consumo nas unidades de E&P, Absorção em UPGNs (GLP, C5+) e Consumo em transporte e
armazenamento / Ajustes	

12,99	

13,50	

14,57	

15,12	

15,64	

16,58	

16,12	

16,47	

17,43	

16,36	

16,00	

16,28	

16,55	

15,46	

16,87	

16,24		
TOTAL GERAL	62,16	72,19	59,02	60,24	67,00	64,98	64,50	70,72	78,56	78,34	87,16	93,14	92,58	94,56	82,94	77,89		
* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, janeiro 2011

C O N S U M O   D E   G Á S   N A T U R A L
M É D I A   2 0 1 0

4,7%

1,1%

25,5%

1,0%

57,4%

1,3%

8,9%

Industrial *	Automotivo

Residencial	Comercial

Geração de Energia Elétrica *	Co-geração

Outros

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	2010	
Média 2010	2010	
				
Jan	
Fev	
Mar	
Abr	
Mai	
Jun	
Jul	
Ago	
Set	
Out	
Nov	
Dez		Média
%	
Algás (AL)	0,50	0,50	0,45	0,45	0,47	0,51	0,49	0,47	0,46	0,48	0,50	0,51	0,50	0,46	0,40	0,47	1%	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,10	3,65	3,60	3,59	3,59	3,44	3,83	3,96	3,57	3,82	3,70	3,33	3,99	3,67	7%	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	1,76	1,92	0,80	1,87	1,73	1,92	2,16	2,35	2,50	2,74	2,92	2,95	2,14	4%	
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%	
Ceg (RJ)	6,00	8,46	5,67	4,98	7,08	6,57	5,93	7,68	7,61	7,28	10,71	10,88	10,98	12,01	10,60	8,53	17%	
Ceg Rio (RJ)	4,33	9,14	3,76	3,70	4,67	4,48	3,03	4,23	6,28	5,91	9,01	9,75	6,61	8,93	6,21	6,07	12%	
Cegás (CE)	0,47	0,51	0,72	0,66	0,67	0,43	0,65	1,24	1,93	1,93	1,67	1,97	1,98	1,98	1,40	1,38	3%	
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	0,51	0,46	0,08	0%	
Com gas (SP)	13,89	14,28	11,66	11,77	12,68	12,87	12,66	12,99	13,87	13,09	14,49	15,02	15,30	14,13	12,54	13,45	27%	
Com pagás (PR)	1,75	1,29	1,36	0,85	0,90	0,99	0,99	0,95	1,04	1,01	3,05	3,06	3,02	2,86	1,66	1,70	3%	
Copergás (PE)	1,07	1,15	1,29	0,97	1,00	1,02	2,54	2,34	3,04	3,12	2,92	3,22	2,86	2,96	2,10	2,34	5%	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,53	0,52	0,51	0,51	0,66	0,73	0,76	0,82	0,82	0,73	0,62	0,55	0,65	1%	
Gasm ig (MG)	1,74	2,40	1,50	1,69	1,99	1,89	1,84	2,45	2,60	2,84	3,28	3,41	3,18	3,46	2,91	2,63	5%	
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%	
Mtgás (MT)	0,65	0,03	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,00	0%	
Msgás (MS)	0,38	0,28	0,15	0,17	0,58	0,31	0,44	0,23	0,50	0,22	0,72	1,81	2,10	2,41	0,80	0,86	2%	
Pbgás (PB)	0,36	0,38	0,36	0,35	0,37	0,38	0,37	0,36	0,37	0,39	0,38	0,38	0,37	0,37	0,36	0,37	1%	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,37	0,39	0,40	0,38	0,38	0,40	0,41	0,41	0,40	0,40	0,40	0,37	0,39	1%	
São Paulo Sul (SP)	1,27	1,36	1,26	1,40	1,41	1,49	1,42	1,50	1,48	1,47	1,54	1,45	1,48	1,49	1,37	1,46	3%	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,53	1,64	1,72	1,75	1,77	1,80	1,82	1,81	1,80	1,78	1,78	1,70	1,74	4%	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,25	0,27	0,26	0,25	0,26	0,26	0,28	0,28	0,29	0,28	0,28	0,27	0,27	1%	
Sulgás (RS)	1,75	1,74	1,31	1,30	1,33	1,38	1,43	1,48	1,57	1,53	1,59	1,69	1,72	1,48	1,36	1,49	3%	
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%	
TOTAL  DISTRIBUIDORAS	41,41	49,59	36,70	36,40	41,49	39,61	40,15	44,19	49,71	48,67	59,11	62,77	59,77	62,41	52,02	49,69	100%	
Fonte: Abegás, janeiro 2011

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	2010	
Média 2010	2010	
				
Jan	
Fev	
Mar	
Abr	
Mai	
Jun	
Jul	
Ago	
Set	
Out	
Nov	
Dez		Média
%	
Algás (AL)	0,50	0,50	0,45	0,45	0,47	0,51	0,49	0,47	0,46	0,48	0,50	0,51	0,50	0,45	0,40	0,47	1%	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,09	3,65	3,56	3,58	3,58	3,43	3,83	3,95	3,57	3,82	3,70	3,32	3,99	3,67	10%	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	1,76	1,92	0,80	1,87	1,73	1,92	2,16	2,35	2,50	2,74	2,92	2,95	2,14	6%	
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%	
Ceg (RJ)	5,06	4,92	4,27	4,40	4,50	4,77	4,40	4,61	4,36	4,87	5,28	5,36	5,25	5,12	5,00	4,83	13%	
Ceg Rio (RJ)	2,38	2,32	2,08	2,34	2,50	2,44	2,44	2,29	2,23	2,24	2,21	2,07	2,14	2,12	1,96	2,25	6%	
Cegás (CE)	0,46	0,46	0,42	0,42	0,42	0,43	0,40	0,41	0,43	0,43	0,44	0,44	0,43	0,44	0,41	0,43	1%	
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%	
Com gas (SP)	13,67	13,37	11,61	11,77	12,31	12,68	12,65	12,66	13,05	12,85	12,98	12,91	13,05	12,67	11,74	12,61	34%	
Com pagás (PR)	0,85	0,87	0,81	0,85	0,90	0,99	0,99	0,95	1,04	1,01	1,01	0,98	1,01	0,97	0,83	0,96	3%	
Copergás (PE)	1,02	0,99	0,89	0,95	0,96	0,98	0,98	0,92	0,99	0,98	1,02	0,99	1,02	1,03	0,98	0,98	3%	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,53	0,52	0,51	0,51	0,66	0,73	0,76	0,82	0,82	0,73	0,62	0,55	0,65	2%	
Gasm ig (MG)	1,53	1,62	1,26	1,57	1,74	1,71	1,73	1,75	1,78	1,88	1,87	1,92	2,03	2,06	2,33	1,86	5%	
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%	
Mtgás (MT)	0,02	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,00	0%	
Msgás (MS)	0,04	0,04	0,15	0,17	0,19	0,21	0,22	0,21	0,19	0,22	0,20	0,23	0,20	0,20	0,23	0,21	1%	
Pbgás (PB)	0,36	0,38	0,36	0,35	0,37	0,38	0,37	0,36	0,37	0,39	0,38	0,38	0,37	0,37	0,36	0,37	1%	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,37	0,39	0,40	0,38	0,38	0,40	0,41	0,41	0,40	0,40	0,40	0,37	0,39	1%	
São Paulo Sul (SP)	1,27	1,36	1,26	1,40	1,41	1,49	1,42	1,50	1,48	1,47	1,54	1,45	1,48	1,49	1,37	1,46	4%	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,53	1,64	1,72	1,75	1,77	1,80	1,82	1,81	1,80	1,78	1,78	1,70	1,74	5%	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,25	0,27	0,26	0,25	0,26	0,26	0,28	0,28	0,29	0,28	0,28	0,27	0,27	1%	
Sulgás (RS)	1,36	1,38	1,31	1,30	1,33	1,38	1,43	1,48	1,57	1,53	1,59	1,69	1,72	1,48	1,36	1,49	4%	
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%	
TOTAL  DISTRIBUIDORAS	35,76	36,27	32,05	34,08	35,42	35,25	35,89	35,88	36,91	37,75	38,27	38,58	38,85	37,75	36,82	36,79	100%	
Fonte: Abegás, janeiro 2011

B A L A N Ç O  DE  G ÁS  N A T U R A L  NA  A R G E N T I N A
( EM  M I L H Õ E S   DE  M 3 / DIA )

	Média
2007	Média
2008	Média
2009	2010	Média
2010	
				jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO  NACIONAL	130,21	128,13	128,49	125,12	129,18	127,01	126,96	132,32	133,25	134,03	133,74	131,08	127,81	127,10		129,78	
Austral	23,53	22,86	26,24	26,20	28,18	28,06	27,16	28,93	30,03	31,88	31,28	29,43	27,96	27,80		28,81	
Golfo San Jorge	12,56	12,80	13,79	14,24	14,35	14,29	13,75	14,75	14,86	14,83	14,55	14,64	14,79	14,70		14,52	
Neuquina	76,64	74,85	71,54	68,61	70,88	69,74	70,58	73,31	73,00	72,30	73,33	72,80	71,05	70,65		71,48	
Noroeste	17,47	17,62	16,92	16,07	15,77	14,92	15,47	15,33	15,36	15,02	14,58	14,21	14,03	13,95		14,97	
	
Reinjeção	2,04	2,62	3,44	5,02	5,57	4,25	4,25	3,01	2,99	2,85	3,02	2,97	3,27	3,25		3,68	
Queima e Perda	2,39	2,40	2,71	2,35	2,38	2,35	2,37	2,33	2,53	2,12	2,45	2,64	5,45	5,42		2,94	
Conv ertido em Líquido	5,65	5,09	5,67	5,31	5,66	5,63	5,02	5,18	4,98	4,59	4,61	5,15	2,41	2,39		4,63	
Consumo nas unidades de E&P	12,52	12,89	15,80	12,99	13,02	13,15	13,26	13,54	13,53	13,34	13,58	13,59	13,16	13,08		13,29	
	
PRODUÇÃO  DISPONÍVEL	107,61	105,14	100,86	99,45	102,55	101,63	102,06	108,26	109,22	111,13	110,08	106,73	103,53	102,96		105,24	
	
IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA + GNL	4,74	2,48	5,04	3,38	5,81	7,96	9,13	11,68	13,52	14,55	13,97	10,88	7,78	10,81		9,95	
Importação da Bolív ia	-	-	-	2,63	4,16	5,41	4,39	5,76	5,35	6,35	5,31	5,03	5,33	4,87		4,96	
Importação GNL	-	-	-	0,75	1,66	2,55	4,74	5,92	8,17	8,20	8,66	5,85	2,45	5,94		4,99	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	105,23	105,41	103,68	99,86	106,27	106,99	109,61	118,95	121,95	125,22	124,15	116,72	110,68	112,66		113,92	
Residencial	26,55	25,76	23,70	9,88	11,07	12,12	20,76	33,38	48,95	56,59	50,47	34,65	22,07	14,45		28,58	
Comercial	4,00	4,49	4,41	2,35	2,73	2,76	3,87	5,51	7,17	7,79	7,48	5,56	4,09	3,29		4,78	
Veicular	7,84	7,50	7,09	6,76	6,51	7,08	7,24	7,31	7,20	7,45	7,03	7,54	7,46	7,38		7,18	
Geração Elétrica	33,44	34,02	38,30	40,50	40,70	37,67	30,92	25,13	17,55	16,90	20,90	26,78	31,27	39,11		29,77	
Industriais	33,39	33,63	30,19	34,02	36,58	35,36	34,31	35,03	27,34	23,54	26,64	33,91	35,63	36,45		32,62	
Consumo no sistema	-	-	-	6,35	8,68	12,00	12,51	12,59	13,74	12,95	11,63	8,28	10,17	11,98		10,99	
	
EX PORTAÇÃO	7,00	2,36	2,22	2,24	1,26	2,61	1,62	0,97	0,79	0,58	0,58	0,50	0,62	1,11		1,17	
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	
Chile	6,40	1,98	2,09	2,17	1,12	2,49	1,39	0,82	0,54	0,34	0,34	0,30	0,42	0,64		0,96	
Uruguai	0,27	0,20	0,10	0,07	0,14	0,12	0,23	0,15	0,25	0,24	0,24	0,20	0,21	0,47		0,21	

Fonte: Petrobras

Poder Calorífico (Gás Seco):

Gás Argentino: 9.300 kcal/m³

DESTINAÇÃO DO GÁS NA ARGENTINA

M É D I A   2 0 1 0

28,3%

9,5%	1,0%

24,8%

4,2%

6,2%

25,9%

Consumo residencial	Consumo comercial	Consumo veicular
Consumo em geração elétrica	Consumo industrial	Consumo no sistema Exportação

B A L A N Ç O  DE  G ÁS  N A T U R A L  NA  B O L Í V I A
( EM  M I L H Õ E S   DE  M 3 / DIA )

	Média 2006	Média 2007	Média 2008	Média 2009	2010	Média 2010	
					jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
PRODUÇÃO NACIONAL	40,24	41,72	41,99	36,74	32,97	39,32	40,12	37,29	43,30	44,46	44,42	45,19	44,74	43,96	43,67		41,77	
Reinjeção	3,03	2,16	0,88	1,35	1,39	0,65	0,53	0,84	0,14	0,00	0,03	0,00	0,01	0,01	0,00		0,33	
Queima e perda	0,41	0,22	0,22	0,19	0,12	0,12	0,12	0,22	0,12	0,12	0,14	0,50	0,29	0,51	0,14		0,22	
Consumo nas unidades de E&P	0,76	0,78	0,80	0,78	0,72	0,77	0,78	0,76	0,79	0,80	0,80	0,80	0,79	0,80	0,82		0,78	
Conv ertido em líquido	0,54	0,51	0,49	0,45	0,43	0,45	0,47	0,45	0,48	0,48	0,47	0,48	0,48	0,47	0,48		0,47	
Consumo no Transporte	n/d	0,80	0,85	0,90	0,71	0,93	0,85	0,91	1,09	0,93	1,02	0,96	1,04	1,04	1,05		0,96	
					
DISPONIBILIZADO	35,50	37,24	38,74	33,08	29,60	36,40	37,37	34,11	40,68	42,13	41,96	42,45	42,13	41,13	41,18		39,01	
					
CONSUMO INTERNO DE GÁS	4,27	5,03	5,72	6,38	6,04	6,17	6,90	7,52	7,41	7,43	7,63	7,78	7,62	7,78	7,80		7,28	
Residencial	n/d	0,07	0,09	0,12	0,11	0,13	0,12	0,13	0,13	0,15	0,14	0,16	0,14	0,16	0,14		0,14	
Comercial	n/d	0,06	0,07	0,08	0,07	0,08	0,08	0,09	0,08	0,09	0,12	0,09	0,10	0,11	0,10		0,09	
Veicular	n/d	0,69	0,89	1,08	1,18	1,18	1,19	1,20	1,24	1,22	1,27	1,27	1,26	1,27	1,23		1,23	
Geração Elétrica	n/d	2,50	2,88	3,11	2,82	2,93	3,58	4,08	3,97	3,95	3,89	4,05	3,98	4,07	4,27		3,78	
Refinarias	n/d	0,22	0,26	0,26	0,23	0,24	0,24	0,26	0,23	0,27	0,29	0,27	0,26	0,27	0,26		0,26	
Indústria	n/d	1,48	1,52	1,72	1,63	1,61	1,69	1,76	1,76	1,75	1,92	1,94	1,88	1,90	1,80		1,79	
					
EX PORTAÇÃO	31,23	32,22	33,02	26,70	23,56	30,23	30,47	26,60	33,27	34,68	34,33	34,68	34,50	33,36	33,39		31,73	
BRASIL	26,50	27,60	30,51	22,04	21,02	26,22	25,24	22,36	27,77	29,56	28,28	29,62	29,71	28,30	28,75		26,98	
Petrobras	24,43	26,62	30,48	22,04	21,02	26,22	25,24	22,36	27,77	29,56	28,28	29,59	29,70	28,30	28,75		26,98	
EPE	1,12	0,54	0,02	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,03	0,01	0,00	0,00		0,00	
BG	0,94	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	
ARGENTINA	4,74	4,62	2,52	4,66	2,54	4,01	5,23	4,24	5,50	5,12	6,05	5,06	4,79	5,06	4,64		4,75	

Fontes:
Demanda de Gás Local: Superintendência de Hidrocarburos e Superintendência de Eletricidade Produção: YPFB
Ex portação: PEB

Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia n/d: não disponív el

Poder Calorífico:
Gás Boliv iano: 9.696 kcal/m³

M É D I A   2 0 1 0

PRODUÇÃO TOTAL DE GÁS BOLIVIANO

11,4%

17,4%

6,6%

64,6%

CONSUMO INTERNO DE GÁS	NÃO DISPONIBILIZADO	BRASIL	ARGENTINA

B A L A N Ç O  DE  G ÁS  N A T U R A L  NO  C H I L E
( EM  M I L H Õ E S   DE  M 3 / DIA )

	Média
2006	Média
2007	Média
2008	Média
2009	2010	Média
2010	
					jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO  NACIONAL	6,02	5,51	5,93	4,33	3,64	3,34	2,40	3,50	3,44	3,51	n/d	n/d	n/d				3,30	
					
IMPORTAÇÃO  *	15,78	6,63	1,18	4,35	6,22	4,95	9,62	7,49	8,06	8,20	n/d	n/d	n/d				7,42	
	
OFERTADO AO MERCADO	21,80	12,15	7,11	8,68	9,87	8,29	12,02	10,99	11,50	11,71	n/d	n/d	n/d				10,73	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	21,80	12,15	7,11	8,68	9,87	8,29	12,02	10,99	11,50	11,71	11,14	11,78	11,48				10,98	
Residencial e Comercial	1,44	1,45	1,22	1,29	0,88	0,97	1,01	1,46	1,78	2,27	2,59	2,27	1,91				1,68	
Veicular	0,09	0,06	0,03	0,03	0,03	0,03	0,04	0,04	1,45	1,39	1,38	1,43	1,42				0,80	
Geração Elétrica	6,12	2,71	1,35	2,31	4,21	2,86	6,40	4,98	0,04	0,05	0,05	0,05	0,05				2,07	
Industriais	2,58	0,91	0,22	0,62	1,39	1,10	1,53	1,74	5,59	5,47	4,95	5,74	5,84				3,70	
Petroquímica e Refinaria	11,53	6,97	4,25	4,38	3,32	3,30	3,01	2,73	2,59	2,47	2,11	2,23	2,20				2,66	
Outros	0,04	0,05	0,04	0,05	0,03	0,03	0,04	0,05	0,05	0,06	0,06	0,07	0,06				0,05	

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

B A L A N Ç O  DE  G ÁS  N A T U R A L  NO  U R U G U A I
( EM  M I L H Õ E S   DE  M 3 / DIA )

	Média
2007	Média
2008	Média
2009	2010	Média
2010	
				jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
					
IMPORTAÇÃO	0,31	0,27	0,19	0,08	0,13	0,12	0,20	0,15	0,22	0,24	0,24	0,20	0,20	0,45		0,20	
Argentina	0,31	0,27	0,19

0,00	0,08	0,13	0,12	0,20	0,15	0,22	0,24	0,24	0,20	0,20	0,45		0,20	
GNL	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	
					
OFERTA DE GÁS	0,31	0,27	0,19	0,08	0,13	0,12	0,20	0,15	0,22	0,24	0,24	0,20	0,20	0,45		0,20	
					
CONSUMO INTERNO DE GÁS	0,28	0,25	0,18	0,10	0,13	0,12	0,20	0,15	0,22	0,22	0,22	0,22	0,22	0,44		0,20	
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

P R E Ç O S  DE  G ÁS  N A T U R A L  (D E Z E M B R O  DE  2010) 

PREÇOS	Preço Petrobras para Distribuidora	Preço ao Consumidor I ndustrial por Faixa (em US$/MMBtu c/ impostos)	

Região	
Contratos		Preço US$/MMBTU	Preço R$/m3	2.000
m³/dia	20.000
m³/dia	50.000
m³/dia	

Nordeste	Gás Nacional (parcela fixa + parcela variável)	
10,7153	
0,6768	
19,5599	
18,5853	
18,0892	

Sudeste	Gás Nacional (parcela fixa + parcela variável)	
10,4105	
0,6576	

20,6366	

16,4852	

15,6468	
	
Gás Importado	Commodity	5,7539	0,3634				
		Transporte	1,7610	0,1112				

Sul	
Gás Importado	Commodity	5,7448	0,3629	
18,7599	
16,7974	
16,4223	
		Transporte	1,7566	0,1110				

Centro Oeste	
Gás Importado	Commodity	6,7268	0,4249	
19,5780	
15,9475	
15,2605	
		Transporte	1,7848	0,1127				

Fonte: MME/SPG/DGN, jan/2011.
Dados originalmente obtidos da Petrobras, Distribuidoras e Banco Central.
Os dados do preço ao consumidor final do segmento industrial foram calculados pelo MME com base nos dados diponibilizados em publicações específicas.	
	
Dólar de conversão R$/US$ (dez/10):	1,6934	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2010	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	Média 2008	Média 2009	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2010	
PPT	3,21	3,44	3,71	4,21	3,86	4,08	4,10	4,14	4,22	4,20	4,23	4,25	4,27	4,32	4,38	4,40	4,45	4,25	
Fonte: MME/SPG/DGN, jan/11.

Nota: PPT: Programa Prioritário Termelétrico. O preço do gás natural para o PPT não inclui imposto.

PREÇOS  INTERNACIONAIS
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2010	
	Média
2005	Média
2006	Média
2007	Média
2008	Média
2009	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média
2010	
Henry Hub	8,89	6,74	6,98	8,86	3,95	5,82	5,32	4,29	4,03	4,14	4,80	4,63	4,32	3,90	3,41	3,71	4,25	4,38	
Petróleo Brent	9,74	11,60	12,92	17,28	10,96	13,58	13,12	14,06	15,12	13,39	13,34	13,51	13,73	13,86	14,74	15,20	16,28	14,16	
Petróleo WTI	10,10	11,59	12,87	17,74	10,99	13,95	13,60	14,48	15,04	13,12	13,41	13,60	13,65	13,39	14,59	15,00	15,86	14,14	
							
Petróleo Brent (US$/Bbl)	54,65	65,13	72,53	97,01	61,50	76,20	73,63	78,89	84,89	75,16	74,87	75,85	77,07	77,79	82,74	85,33	91,36	79,48	
Petróleo WTI (US$/Bbl)	56,68	65,08	72,26	99,58	61,68	78,31	76,34	81,25	84,44	73,62	75,29	76,32	76,62	75,17	81,89	84,20	88,99	79,37	
Fonte: Petrobras, jan/11.

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

Comparativo de Preços entre Gás Natural Industrial e OCA1na Bahia DEZEMBRO DE 2010

21,0000

18,0000

15,0000

US$/MMBtu

12,0000

9,0000

4,0641	5,0413

15,0610

3,8881

4,9888

4,9364
3,7741

No gráfico ao lado, para cada faixa, os preços de gás natural são comparados aos
preços de OC a serem pagos pelo consumo de

6,0000

3,0000

14,1636	14,4090	14,0162	13,9863	13,8689

um volume de óleo com energia equivalente ao volume de gás.

-
2.000	OC equivalente	20.000	OC equivalente	50.000	OC equivalente
Faixa de Consumo - m³/dia

Preço sem Tributo	Tributo

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina na Bahia DEZEMBRO DE 2010

	

	20,0862		

					
	5,6865				

	
21,0734		29,4336		

55,0000

50,0000

45,0000

40,0000

35,0000

US$/MMBtu

30,0000

25,0000

20,0000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

Preço sem Tributo	Tributo

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP na Bahia DEZEMBRO DE 2010

	

	8,1564		
			
5,6548		

					
					
	30,2268		28,2943		

45,0000

40,0000

35,0000

30,0000

US$/MMBtu

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

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

Tributo	Preço sem Tributo

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

US$/MMBtu

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

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

20.000	OC equivalente

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

US$/MMBtu

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

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

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

0,000

GNV	Gasolina

US$/MMBtu

60,000

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

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

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 2010

25,0000

20,0000

US$/MMBtu

15,0000

10,0000

5,0000

4,4281

16,4100

5,0685

14,2402

3,1453

11,6561

5,0161

14,0928

2,9751

11,0252

4,9637

13,9455

No gráfico ao lado, para cada faixa, os preços de gás natural são comparados aos
preços de OC a serem pagos pelo consumo de um volume de óleo com
energia equivalente ao volume de gás.

-
2.000	OC equivalente	20.000	OC equivalente	50.000	OC equivalente
Faixa de Consumo - m³/dia

Preço sem Tributo	Tr ibuto

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina em São Paulo DEZEMBRO DE 2010

	

	
17,4594		

			

	4,4925				
					
			26,9432		
	16,6488				

55,0000

50,0000

45,0000

40,0000

35,0000

US$/MMBtu

30,0000

25,0000

20,0000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

Preço sem Tributo	Tributo

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP em São Paulo DEZEMBRO DE 2010

	

10,1471		
			
			5,4041		

	37,6041		
31,5416		

60,0000

50,0000

40,0000

US$/MMBtu

30,0000

20,0000

10,0000

0,0000

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

Tributo	Preço sem Tributo

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 )

US$/MMBtu

25,000

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

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

20.000	OC equivalente

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

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

US$/MMBtu

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

0,000

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

GNV	Gasolina

US$/MMBtu

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

60,000

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

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  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 2010

24,0000

21,0000

18,0000

US$/MMBtu

15,0000

12,0000

9,0000

4,8093

17,8226

5,2851

3,8357

5,2327

3,6274

5,1802

No gráfico ao lado, para cada faixa, os preços de gás natural são comparados aos
preços de OC a serem pagos pelo consumo de um volume de óleo com

6,0000

14,8487	14,2145	14,7013	13,4427	14,5540

energia equivalente ao volume de gás.

3,0000

-
2.000	OC equivalente	20.000	OC equivalente	50.000	OC equivalente
Faixa de Consumo - m³/dia

Preço sem Tributo	Tributo

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2010

	

			
	
21,5747		

			
	5,1464				

			25,7151		
	19,0720				

55,0000

50,0000

45,0000

40,0000

35,0000

US$/MMBtu

30,0000

25,0000

20,0000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

Tributo	Preço sem Tributo

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2010

60,0000

55,0000

50,0000

12,0878

45,0000

40,0000

US$/MMBtu

35,0000

30,0000

6,6477

25,0000

20,0000

44,7961

15,0000

29,1872

10,0000

5,0000

0,0000

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

Tributo	Preço sem Tributo

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 )

US$/MMBtu

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

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

20.000	OC equivalente

US$/MMBtu

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

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

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

0,000

GNV	Gasolina

US$/MMBtu

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

60,000

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

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

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

Extensão (km)

Diâmetro (Pol)

Capacidade (MMm³/dia)*

I nício de Operação

CANDEIAS x ARATU	(São Francisco do Conde)	(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)	Camaçari (BA) (Pojuca)	32,0	14	1,2	1975	
CANDEIAS x CAMAÇARI		Candeias (BA)	Camaçari (BA) (São Francisco do Conde)	37,0	12	1	1981	
GASDUC I	Cabiúnas (RJ)	REDUC (RJ)
(Macaé)	(Duque de Cax ias)	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)	EsVOL (RJ)
(Duque de Cax ias)	(Volta Redonda)	101,0	14 e 18	1,5 e 5,1	1986	
GASPAL	ESVOL (RJ)	Mauá (SP)
(Volta Redonda)	325,0	22	2	1988	
SANTIAGO (CATU) x CAMAÇARI	Santiago (BA)	Camaçari (BA) (Pojuca)	32,0	18	2	1992	
GASAN	Cubatão (SP)	Capuav a (SP)	42,0	12	1,3	1993	
GASVIT	Serra (ES)	Viana (ES)	46,0	8	0,3	1996	
GASBEL	REDUC (RJ)	REGAP (MG)
(Duque de Cax ias)	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)	Dow Química (BA) (São Francisco do Conde)	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)	Camaçari (BA)
(São Francisco do Conde)	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)	Vitória (ES) (Macaé)	303,0	28	20	2008	
Catu - Carmópolis - Trecho 01: Catu - Itaporanga	Catu (BA)	Itaporanga (SE)
(Pojuca)	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	UTG Sul Capix aba (ES) (ES)	10,0	10	2	2010	
GASDUC III	Cabiúnas (RJ)	REDUC (RJ)
(Macaé)	(Duque de Cax ias)	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	
TOTAL - TRANSPETRO	6.385,0				
Transportadora - TBG (2)					
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	2.593,2				
Transportadora - TS B (3)					
Uruguaiana - Porto Alegre (Trecho 01)	Div isa 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	50,0				
Transportadora Gás Ocidente (4)					
Gasoduto Lateral Cuiabá	Div isa com a Bolív ia	Cuiabá (MT) (San Matias)	267,0	18	2,8	2002	
TOTAL BRAS I L	9.295,2				
Transpetro - jan/06
TBG - dez/05
TSB - dez/05
ANP - mai/05
TBG: Transportadora Brasileira Gasoduto Bolív ia - Brasil S.A. TSB: Transportadora Sulbrasileira de Gás
* Capacidade líquida de transporte, não inclue o gás natural consumido na mov imentação
** Gasoduto transportando GLP. Irá transportar GN após a conclusão do GLP duto Urucu - Coari					

Candeias (BA)

Aratu (BA)

G A S O D U T O S  NO  E X T E R I O R  D E D I C A D O S  À  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)*	I nício de Operação	
Trecho Boliviano - GTB (1)	
GTB até Chiquitos	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	
Gas Oriente Boliviano (2)	
Est. Chiquitos - Brasil	Est. Chiquitos (Bolívia)	Divisa com o Brasil (San Matias)	362,0	18	2,8	2002	
	
Trecho Argentino - TGM (3)	
Aldea Brasileira - Uruguaiana	Aldea Brasileira (Argentina)	Divisa com o Brasil Eixo do Rio Uruguai	450,0	24	2,8	2000	
TOTAL	1.369,0		
TBG - dez/05
www.gasorienteboliviano.com
http://www.enargas.gov.ar/Publicaciones/Informes/Trim/08-027/Gasoductos.pdf TGM: Transportadora de Gas del Mercosur
GTB: Gás TransBoliviano S.A.
Capacidade líquida de transporte, não inclue o gás natural consumido na movimentação

E V O L U Ç Ã O  DA  M ALHA  DE  G ÁS  N A T U R A L  ( K M )

	Até 1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	
Acumulado	4.001	5.431	5.431	5.713	5.715	5.734	5.759	5.759	6.421	7.175	7.696	9.295	
Realizado no Ano		1.430	0	282	2	19	25	0	662	754	521	1.599	
Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, Jan/11.

A M P L I A Ç Ã O  DA  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  DE  G ÁS 
N A T U R A L  DO  B R A S I L

Gasodutos	

Origem	

Destino	
Extensão (km)	
Diâmetro (polegadas)	
Capacidade (MM m³/dia)	

Km    Enterrado	
Licenças e Autorizações a Receber	
Início da Construção e Montagem	
Início de Operação	
	
Malha Sudeste	194,0			181,3				
Caraguatatuba - Taubaté	Caraguatatuba (SP)	Taubaté (SP)	96,0	26	15,0	96,0	LO, AO	jul-08	mar-11	
GASPAL II	Guararema (SP)	Mauá (SP)	60,0	22	12,0	60,0	LO, AO	mai-10	abr-11	
GASAN II	Cubatão (SP)	Capuava (SP)	38,0	22	7,0	25,3	LO, AO	jun-10	jun-11	
										
LP: Licença Prévia	Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, Jan/11.

LI: Licença de Instalação LO: Licença de Operação
AC: Autorização de Construção AO: Autorização de Operação

TERMI NAL DE REGASEI FI CAÇÃO DE GÁS NATURAL	
Capacidade (MM m³/dia)	
CONCLUSÃO DAS OBRAS	

I NÍ CI O DE OPERAÇÃO	
	
BAÍA DE GUANABARA – RJ	14	jan-09	abr-09	
PORTO DE PECÉM - CE	7	dez-08	jan-09	
COMPLEXO DE GNL	14	A definir	abr-14	
Terminal de Liquefação de Gás – OFF SHORE	10	A definir	dez-15	
				
Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, Jan/11.

D E S T A Q U E S   DO   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 )  NA  Á R E A  DE  G ÁS  N A T U R A L

Informações sobre o andamento das obras dos gasodutos até janeiro de 2011.

Gasoduto Caraguatatuba – Taubaté
Concluído os 5.198 m do túnel;
Concluído o enterramento de tubos - 96 km ao total.
Gasoduto GASPAL II
Concluído o enterramento de tubos - 60 km ao total.
Gasoduto GASAN II
Soldagem: 29,3 km;
Enterramento de 25,3 km de tubos, de um total de 38 km.

Fonte: Sala de Monitoramento do DGN/MME, janeiro/2011.

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  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			64.336,0	
REGIÃO SUDESTE	
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	
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	
Tota l Sude ste	30.130,0	
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.

A M P L I A Ç Ã O  D A S  U N I D A D E S  DE  T R A T A M E N T O  DE  G ÁS  N A T U R A L E  U P G N S *

PROJETO	
LOCALIZAÇÃO	
META	INÍCIO DE OPERAÇÃO	CONCLUSÃO DAS OBRAS	

Unidade de tratamento de gás de
Caraguatatuba – UTGCA	

Caraguatatuba (SP)	

Processar 15 MM m³/d de gás natural	

16/3/2011	

31/1/2012	

UTG Cacimbas	
Linhares (ES)	
Processar 7 MM m³/d de gás natural	
4/8/2010	
30/3/2011	

UTG Sul Capixaba	
Anchieta (ES)	
Processar   2,5   MM   m3/d   de   gás natural	
12/10/2010	
30/6/2011	
Fonte: Sala de Monitoramento do DGN/MME, janeiro/2011
* Empreendimentos do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC)

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);

U S I N A S  T E R M E L É T R I C A S  A  G ÁS  N A T U R A L  NO  B R A S I L

UTEs em Operação	

Usina	
Tipo de Térmica	
Potência (MW)	
Consumo Específico (mil m³/d/MW)	
UF	Termo de Compromisso (até jun/2012)	Custo Variável (R$/MWh)	
						Leilão	TC	Teste	
Aureliano Chaves (Ex-Ibirité)	cc	226	4,38	MG	212	-	168,62	-	
Barbosa Lima Sobrinho (Ex-Eletrobolt)	ca	379	5,86	RJ	325	159,97	224,97	149,67	
Cuiabá	cc	529	4,57	MT	-	6,27	-	-	
Euzébio Rocha (Ex-Cubatão)	cc	250	5,28	SP	193	194,79	177,23	-	
Fernando Gasparian (Ex-Nova Piratininga)	cc	565	5,02	SP	522	-	182,56	-	
Piratininga 1 e 2 (óleo)	-	-	-	SP	-	470,34	-	-	
Piratininga 3 e 4 (óleo)	-	-	-	SP	260	-	-	-	
Governador Leonel Brizola (Ex-TermoRio)	ccv	1.058	4,89	RJ	998	122,65	175,08	147,56	
Juiz de Fora	ca	87	5,98	MG	79	-	150	-	
Linhares	ca	204	5,66	ES	-	-	-	-	
Luiz Carlos Prestes (Ex-Três Lagoas)	ca	253	7,46	MS	191	101,33	292,49	140,34	
Mário Lago (Ex-Macaé Merchant)	ca	923	5,86	RJ	885	-	222,22	-	
Modular de Campo Grande (Willian Arjona)	ca	206	7,34	MS	-	197,85	-	-	
Norte Fluminense - Preço 1	
cc	
869	
4,74	
RJ	400	-	37,8	-	
Norte Fluminense - Preço 2					100	-	51,93	-	
Norte Fluminense - Preço 3					200	-	90,69	-	
Norte Fluminense - Preço 4					85	-	131,68	-	
TOTAL	-	5.549	-	-	4.450	-	-	-	
Sepé Tiaraju (Ex-Canoas)	ca	161	6,56	RS	153	-	385,22	-	
Uruguaiana	cc	640	4,37	RS	-	141,18	-	-	
Araucária	cc	484	4,57	PR	458	-	175,15	-	
TOTAL	-	1.285	-	-	611	-	-	-	
Camaçari	ca	347	7,77	BA	-	401,67	-	-	
Celso Furtado (Ex-Termobahia)	cav	186	7,40	BA	150	-	157,69	-	
Jesus Soares Pereira (Ex-Vale do Açú)	cav	368	6,43	RN	285	-	204,48	-	
Rômulo Almeida (Ex-FAFEN)	cav	138	6,24	BA	125	-	178,59	-	
Termoceará	ca	242	6,56	CE	217	185,09	207,89	-	
Termofortaleza	cc	347	4,78	CE	327	-	82,34	-	
Termopernambuco	cc	533	4,02	PE	494	-	70,16	-	
TOTAL	-	2.160	-	-	1.598	-	-	-	
TOTAL GERAL	-	8.994	-	-	6.659	-	-	-	

UTEs em Fechamento de Ciclo *	

Usina	Tipo de Térmica	Potência Adicional (MW)	Consumo Específico (mil m³/d/MW)	
UF	
Luiz Carlos Prestes (Ex-Três Lagoas)	cc	160	3,50	MS	
Santa Cruz	cc	200	4,26	RJ	
Sepé Tiaraju (Ex-Canoas)	cc	87	3,83	RS	

UTEs em Construção	

Usina	Tipo de Térmica	Potência (MW)	Consumo Específico (mil m³/d/MW)	
UF	
Leilão	
Data	
José de Alencar	Motor	300	5,49	CE	A-3	17/09/2008	

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

Usina	Tipo de Térmica	Potência (MW)	Consumo Específico (mil m³/d/MW)	
UF	
Leilão	
Data	
Cacimbaes	cc	127	4,89	ES	A-5	30/09/2008	
Escolha	cc	338	4,89	ES	A-5	30/09/2008	
MC2 Joinville	Motor	330	4,22	ES	A-5	30/09/2008	
MC2 João Neiva	Motor	330	4,22	ES	A-5	30/09/2008	

Fontes: ANEEL/Petrobras, janeiro/2011.
ONS, Fax-preço semana operativa 29/01/2011 a 04/02/2011

* Os consumos específ icos de ciclo f echado f oram estimados em f unção dos incrementos de potência instalada e dos consumos específ icos atuais em ciclo aberto.
LEGENDA
ca - Turbina em Ciclo Aberto

N Í V E I S  D O S  R E S E R V A T Ó R I O S

Energia Armazenada no SIN
Últimos 12 meses

cav - Turbina em Ciclo Aberto com produção de vapor

100,00

ccv - Turbina em Ciclo Combinado com produção de vapor Motor - Motor a gás natural

90,00

80,00

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

70,00

% do valor  total

60,00

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

Semana	CMO SE-CO	CMO S	CMO NE	CMO N	
	
27/11/2010 a 03/12/2010	82,35	82,35	78,52	82,35	
04/12/2010 a 10/12/2010	91,49	91,49	82,41	90,70	
11/12/2010 a 17/12/2010	73,46	73,46	70,75	73,46	
					
25/12/2010 a 31/12/2010	51,71	51,71	50,76	51,71	

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