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 2 - J u l / 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		

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

Após mais de 50 edições e quase 5 anos, o Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural do Ministério de Mi- nas e Energia passará, ao longo dos próximos meses, por uma série de mudanças com o objetivo de torná-lo uma publicação mais completa, dinâmica e fácil de ler. Paulatinamente, serão incorporadas novas informações e textos com análises sobre o comportamento do mercado de gás natural no Brasil. A primeira mudança, já incorporada nesta edição, foi a redistribuição das seções e a diagramação em formato frente e verso. As informações atualizadas com menor frequência, como reservas e infraestrutura instalada, foram transferidas para o final do Boletim. Os comentários e análises foram distribuídos ao longo das seções, de modo que o leitor possa se aprofundar mais em cada aspecto da in- dústria.

A partir desta edição, o Boletim contará, por exemplo, com informações sobre produção por campo e por plataforma, análises mais desagregadas sobre o consumo por setor e acompanhamento da geração térmica. Além disso, a cada mês serão apresentadas informações novas e regionalizadas sobre a infraestrutura de produção, escoamento e transporte e sobre aspectos específicos do novo marco regulatório do setor e os desdobramentos das regulamentações em andamento. Neste espaço, ao invés de textos mais longos como este, serão apre- sentados os principais destaques do mês anterior para que o leitor rapidamente possa se dirigir aos temas que mais lhe interessam. Todas essas mudanças foram resultado de centenas de comentários e ponderações dos nossos leitores ao longo dos últimos anos e também do esforço e do compromisso do Departamento de Gás Natural em zelar pela transparência de informações no mercado brasileiro de gás natu- ral.

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	
Unidade de Processamento de Gás Natural, Terminal de GNL existentes e evolução da Malha de Gás Natural……..….…...	22	
Parque Térmico a Gás Natural……………………………………………………….…………….………..……..	23	
Notas        Metodológicas……………………………………………………………………………….………….…..	24	

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							
64,50	
Reinjeção	9,57	10,64	11,92	11,96	12,01	12,25	11,32	12,13	12,28	11,83							11,97	
Queima e perda	5,33	5,97	9,38	6,64	6,06	4,83	3,66	2,87	4,00	4,47							4,31	
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							10,10	

Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
1,66	
2,18	
2,67	
2,93	
2,59	
1,44	
3,20	
1,21	
3,27	
2,46							
2,36	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,54	3,48	3,39	3,56	3,74	3,63	3,26	3,65	3,61	3,47							3,56	

Oferta de gás nacional ao mercado	
21,73	
28,99	
22,10	
28,04	
31,85	
30,55	
30,08	
32,51	
33,35	
34,82							
32,19	
I MPORTAÇÃO	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54							27,61	
Bolívia	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58							26,25	
Argentina	0,46	0,37	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							1,36	
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							0,86	
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							26,75	

OFERTA TOTAL AO MERCADO	
49,08	
58,69	
44,45	
61,70	
55,33	
59,73	
58,35	
55,92	
60,13	
64,21							
58,94	

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							
46,10	

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							
10,65	

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							
2,19	
PARTI CI PAÇÃO DO GÁS NACI ONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
44,3%	
49,4%	
49,7%	
45,4%	
57,6%	
51,2%	
51,6%	
58,1%	
55,5%	
54,2%							
54,6%	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS, julho de 2011
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

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

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 . 5 2 - J u l / 1 1

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							16,87	
Mar	32,51	41,97	41,35	46,33	49,57	46,04	45,02	45,68	49,42	50,04							47,63	
Gás Associado	37,02	39,77	46,50	47,12	50,01	48,75	47,67	49,02	50,48	51,32							49,54	
Gás Não Associado	12,72	19,39	11,41	15,72	16,24	14,06	13,76	13,53	16,19	15,95							14,96	
TOTAL	49,73	59,16	57,91	62,84	66,26	62,83	61,44	62,54	66,67	67,27							64,50	

UF	
LOCALIZAÇÃO	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	
	Subtotal	9,72	10,23	10,36	10,57	10,84	11,19	10,75	11,36	11,49	11,82							11,24	
	Terra	9,72	10,23	10,36	10,57	10,84	11,19	10,75	11,36	11,49	11,82							11,24	
AM	Mar	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	10,13	10,20	10,43	10,72	11,09	10,65	11,26	11,41	11,71							11,14	
	Gás Não Associado	0,07	0,09	0,16	0,14	0,13	0,09	0,10	0,10	0,09	0,10							0,10	
	Subtotal	0,21	0,18	0,15	0,12	0,05	0,08	0,08	0,09	0,09	0,09							0,08	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	
CE	Mar	0,21	0,18	0,15	0,12	0,05	0,08	0,08	0,09	0,09	0,09							0,08	
	Gás Associado	0,21	0,18	0,15	0,12	0,05	0,08	0,08	0,09	0,09	0,09							0,08	
	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	
	Subtotal	2,96	2,54	2,09	1,89	1,87	1,89	1,85	1,92	1,83	1,83							1,86	
	Terra	0,86	0,87	0,75	0,74	0,82	0,84	0,82	0,77	0,72	0,68							0,77	
RN	Mar	2,10	1,67	1,34	1,15	1,05	1,05	1,03	1,15	1,11	1,16							1,09	
	Gás Associado	1,62	1,48	1,42	1,24	1,48	1,27	1,32	1,31	1,24	1,28							1,32	
	Gás Não Associado	1,34	1,06	0,67	0,65	0,39	0,62	0,53	0,61	0,59	0,56							0,55	
	Subtotal	2,48	2,23	2,03	1,84	1,64	1,44	1,44	1,55	1,62	1,56							1,54	
	Terra	2,10	1,88	1,69	1,55	1,35	1,15	1,17	1,28	1,32	1,27							1,26	
AL	Mar	0,39	0,35	0,34	0,30	0,29	0,30	0,27	0,27	0,29	0,29							0,28	
	Gás Associado	0,60	0,60	0,87	0,68	0,59	0,50	0,56	0,66	0,57	0,54							0,57	
	Gás Não Associado	1,89	1,63	1,16	1,17	1,04	0,94	0,88	0,89	1,05	1,02							0,97	
	Subtotal	1,50	2,35	2,62	3,02	3,39	3,52	2,99	3,15	3,39	3,13							3,26	
	Terra	0,26	0,25	0,25	0,27	0,27	0,30	0,30	0,27	0,27	0,26							0,28	
SE	Mar	1,24	2,10	2,37	2,76	3,13	3,23	2,69	2,88	3,12	2,87							2,99	
	Gás Associado	0,80	1,61	2,24	2,61	3,00	3,13	2,68	2,80	2,99	2,75							2,89	
	Gás Não Associado	0,70	0,73	0,38	0,41	0,39	0,39	0,31	0,36	0,40	0,38							0,37	
	Subtotal	7,24	9,22	8,37	9,31	8,08	7,80	5,70	5,28	7,00	7,11							6,83	
	Terra	4,06	3,52	3,21	3,12	3,08	3,00	3,07	2,88	3,14	2,95							3,02	
BA	Mar	3,18	5,70	5,16	6,19	5,00	4,80	2,64	2,40	3,86	4,16							3,81	
	Gás Associado	1,31	1,35	1,72	1,63	1,72	1,68	1,72	1,61	1,66	1,53							1,65	
	Gás Não Associado	5,93	7,87	6,64	7,68	6,35	6,12	3,98	3,67	5,33	5,58							5,17	
	Subtotal	2,64	7,68	2,94	7,39	11,81	9,62	11,82	11,33	12,41	12,75							11,62	
	Terra	0,23	0,44	0,30	0,27	0,34	0,31	0,30	0,31	0,31	0,26							0,30	
ES	Mar	2,41	7,24	2,64	7,12	11,47	9,31	11,51	11,02	12,10	12,49							11,32	
	Gás Associado	1,65	1,20	1,18	2,63	5,63	5,31	5,14	5,08	5,13	5,70							5,33	
	Gás Não Associado	0,99	6,48	1,76	4,76	6,18	4,31	6,68	6,25	7,28	7,05							6,29	
	Subtotal	21,99	24,00	28,76	27,77	26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54							25,57	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	
RJ	Mar	21,99	24,00	28,76	27,77	26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54							25,57	
	Gás Associado	21,07	23,14	28,71	27,68	26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54							25,57	
	Gás Não Associado	0,92	0,86	0,05	0,09	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	
	Subtotal	0,89	0,66	0,60	0,93	2,43	2,13	1,42	2,14	3,39	3,44							2,49	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	
SP	Mar	0,89	0,66	0,60	0,93	2,43	2,13	1,42	2,14	3,39	3,44							2,49	
	Gás Associado	0,00	0,00	0,00	0,10	0,67	0,54	0,14	0,49	1,93	2,18							0,99	
	Gás Não Associado	0,89	0,66	0,60	0,83	1,76	1,59	1,28	1,66	1,46	1,26							1,50	
	Subtotal	0,09	0,06	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	
PR	Mar	0,09	0,06	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	
	Gás Associado	0,09	0,06	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	
	Total Brasil	49,73	59,16	57,91	62,84	66,26	62,83	61,44	62,54	66,67	67,27							64,50	
Fonte: ANP, julho de 2011

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

7,0

6,0

6,1

Campos com maior produção de gás - junho/2011

8,0

7,0

Histórico de produção de gás - Campo

5,0

5,3

5,1

6,0

Milhões de m³/d

4,0

4,4

4,2	4,2

3,3

Milhões de m³/d

5,0

4,0

3,0

2,0

2,3

1,9

1,8

3,0

2,0

1,0

1,0

0,0

Rio Urucu         Leste do Urucu

Roncador       Marlim Sul          Peroá	Manati	Marlim       Marlim Leste   Camarupim  BM-S-11/Lula
Norte

0,0

set-10	out-10	nov-10		dez-10	jan-11		fev-11	mar-11	abr-11	mai-11	jun-11 Manati		Albacora Leste

Os campos citados no gráfico acima foram responsáveis por aproximadamente 57% da produção nacional.

P L A T A F O R M A S

Os campos de maior influência no aumento da produção foram Albacora Leste (Rio de Janeiro) e Manati (Bahia). O campo Albacora Leste retornou ao nível normal de produ- ção, após a queda verificada no mês de maio. Apenas três dos seis poços do campo de Manati apresentaram efetiva produção de gás natural no mês de junho.

7,0

Plataformas com maior produção de gás - junho/2011

8,0

Histórico de produção de gás - Plataformas

6,0

7,0

5,0

Milhões de m³/d

4,0

4,5

4,2

6,0

5,0

Milhões m³/d

4,0

3,0

2,0

2,7

2,4

2,2	2,0	2,0

1,7	1,7	1,7

3,0

2,0

1,0

1,0

0,0

PEROA      PLATAFORMA FPSO CIDADE  PETROBRAS

FPSO

PETROBRAS    PETROBRAS  PLATAFORMA FPSO CIDADE  PETROBRAS

0,0

set-10	out-10	nov-10	dez-10	jan-11	fev-11	mar-11	abr-11	mai-11	jun-11

DE MANATI 1 SÃO MATEUS 	52

CAPIXABA 	40

54	DE
PIRANEMA

DE VITÓRIA 	51

FPSO CIDADE DE SANTOS	PETROBRAS 50	PMNT 1

As plataformas citadas no gráfico acima foram responsáveis por 37,2% da produção nacional de gás.

As plataformas com maior influência no aumento da produção foram: P-50, que esco- ou toda a produção do campo de Albacora Leste, FPSO Cidade de Santos, nos cam- pos de Uruguá e Tambaú, e PMNT-1, responsável por toda a produção do campo de Manati.

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   DE   S A N T O S )

Nesta edição do boletim está esquematizada a infraestrutura de produção de gás natural da Bacia de Santos.

BACIA DE SANTOS	

Campos / Áreas	
Plataformas	Prod. jun/2011 (MM m³/d)	
UPGN	Capacidade (MM m³/d)	
Merluza	PMLZ-1	1,26	UGN-RPBC	2,3	
Lagosta					

Lula / BM-S-11	
FPSO Cid. de Angra dos Reis
/ FPSO Cid. São Vicente	
1,29 / 0,53	

Pólo Caraguaratabuba	
18,0
(Quando concluído)	
Mexilhão	PMXL-1	1,59			
Tambaú	FPSO Cid.de Santos	0,59			
Uruguá					
BM-S-09	Dynamic Producer	0,47	-	-	
BM-S-40	Zephir I	0,13			

Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção ANP, julho de 2011.

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%

10,0%

8,0%

6,0%

4,0%

10,1% 10,1%

16,2% 16,0%

10,5%

9,5%

9,2%

8,0%

7,7%
6,6%

6,0%   5,7%

4,6% 4,4%

6,0%

6,6%	6,7%

5,3%	5,5%

5,9%

A queima de gás natural no mês de junho aumentou 0,47 milhão de m³/dia em relação à maio, sendo Amazonas e Rio de Janeiro os Estados de maior influência.

2,0%

0,0%

2008	2009	2010	jan-11	fev-11	mar-11	abr-11	mai-11	jun-11	Média 2011
Fases de Exploração e Produção	Somente Fase de produção

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

600,0

Campos com maior queima de gás - junho/2011

600,0

Histórico de queima de gás - Campo

531,2

500,0

500,0

400,0

437,6

397,3	383,1

Exploração    Produção

400,0

Mil m³/dia

300,0

200,0

257,6	256,0

234,6

218,4

177,3	176,2

300,0

Mil m³/d

200,0

100,0

100,0

0,0

LULA	BM-S-9          MARLIM

MARLIM       ALBACORA    RONCADOR     SOL-T-171     RIO URUCU   BARRACUDA     LESTE DO

0,0

set-10	out-10	nov-10	dez-10	jan-11	fev-11	mar-11	abr-11	mai-11	jun-11

LESTE

LESTE

URUCU

MARLIM LESTE	ALBACORA LESTE

As áreas e campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 68,7% da queima de gás no País. Os campos e áreas exploratórias de maior influência no aumento da queima de gás foram Albacora Leste (Rio de Janeiro) e SOL-T-171 (Amazonas).

O campo de Marlim Leste não retornou aos níveis de queima de gás realizados no início de 2011. O aumento da queima de gás no campo de  Albacora Leste foi devido à problemas no sistema de compressão da P-50.

P L A T A F O R M A S

600,0

Plataformas com maior queima de gás - junho/2011

600,0

Histórico de queima de gás - Plataforma

500,0

499,7

437,6

Exploração    Produção

500,0

400,0

400,0

Mil m³/dia

Mil m³/dia

331,2

300,0

267,6

300,0

200,0

100,0

153,8

118,5

105,5	93,5	92,2	90,8

200,0

100,0

0,0

FPSO CIDADE    DYNAMIC    FPSO CIDADE  PETROBRAS   PETROBRAS

ZEPHIR I       PETROBRAS   PETROBRAS   PETROBRAS

FPSO JK

0,0

set-10	out-10	nov-10	dez-10	jan-11	fev-11	mar-11	abr-11	mai-11	jun-11

DE SÃO
VICENTE

PRODUCER    DE NITEROI	50 	43

54	52	37

FPSO CIDADE DE NITEROI	PETROBRAS 50

As plataformas citadas no gráfico acima foram responsáveis por 49% da queima de gás no País.

A plataforma de maior influência no aumento da queima de gás foi a P-50 (Albacora Leste) com variação de 0,21 milhão de m³/dia.

Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção ANP, julho de 2011.

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							26,25	
		BG	0,39	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	
	Subtotal	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58							26,25	

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	
	Subtotal	0,46	0,37	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							1,36	
Terminal GNL de Pecem *	0,00	0,00	0,64	2,49	0,18	0,20	0,39	0,56	2,33	0,95							0,77	
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							0,59	
TOTAL	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54							27,61	
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							0,86	
Oferta de gás importado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40							26,75	
Fontes: ANP e TBG, julho de 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  ( N C M :  2 7 1 1 . 1 1 . 0 0 )

Mês	Valor Total (US$ FOB)	Peso Líquido (Kg)	Volume de GNL* (m³)	Preço FOB* (US$/MMBTU)	Origem	Porto de Entrada	
Total 2009	93.066.453	330.698.870	725.217				
04/2010	12.282.313	58.449.719	128.179	4,06	Ni géri a	Pecém - CE	
06/2010	18.221.593	61.208.770	134.230	5,76	Tri ni dad e Tobago	Ri o de Janei ro - RJ	
07/2010	22.101.621	63.333.306	138.889	6,75	Ni géri a	Pecém - CE	
07/2010	15.497.878	55.903.248	122.595	5,36	Tri ni dad e Tobago	Pecém - CE	
07/2010	20.443.200	58.540.400	128.378	6,75	Tri ni dad e Tobago	Ri o de Janei ro - RJ	
08/2010	21.287.438	65.790.798	144.278	6,26	Catar	Ri o de Janei ro - RJ	
08/2010	18.278.573	58.647.294	128.612	6,03	Ni géri a	Pecém - CE	
08/2010	84.315.041	242.347.520	531.464	6,73	Ni géri a	Ri o de Janei ro - RJ	
08/2010	21.767.884	56.083.545	122.990	7,51	Tri ni dad e Tobago	Pecém - CE	
09/2010	20.189.902	63.585.574	139.442	6,14	Catar	Ri o de Janei ro - RJ	
09/2010	6.593.400	24.654.230	54.066	5,17	Emi rados Árabes Uni dos	Pecém - CE	
09/2010	20.858.912	62.907.335	137.955	6,41	Ni géri a	Ri o de Janei ro - RJ	
09/2010	38.351.310	124.008.407	271.948	5,98	Peru	Ri o de Janei ro - RJ	
09/2010	22.996.321	57.743.770	126.631	7,70	Tri ni dad e Tobago	Ri o de Janei ro - RJ	
10/2010	48.622.019	127.232.801	279.019	7,39	Catar	Ri o de Janei ro - RJ	
10/2010	11.492.976	23.020.850	50.484	9,66	Gui né Equatori al	Ri o de Janei ro - RJ	
10/2010	19.020.054	58.759.562	128.859	6,26	Ni géri a	Pecém - CE	
10/2010	34.699.225	114.841.545	251.845	5,84	Tri ni dad e Tobago	Pecém - CE	
10/2010	40.081.666	101.778.780	223.199	7,62	Tri ni dad e Tobago	Ri o de Janei ro - RJ	
11/2010	21.629.227	43.519.024	95.436	9,61	Gui né Equatori al	Pecém - CE	
11/2010	69.819.080	183.728.237	402.913	7,35	Catar	Ri o de Janei ro - RJ	
11/2010	25.441.875	65.486.189	143.610	7,51	Emi rados Árabes Uni dos	Pecém - CE	
11/2010	28.446.709	62.884.540	137.905	8,75	Ni géri a	Ri o de Janei ro - RJ	
11/2010	24.290.746	61.545.345	134.968	7,63	Rei no Uni do	Pecém - CE	
11/2010	10.691.741	26.140.140	57.325	7,91	Tri ni dad e Tobago	Pecém - CE	
12/2010	28.460.740	69.188.050	151.728	7,96	Estados Uni dos	Ri o de Janei ro - RJ	
12/2010	24.099.499	60.718.322	133.154	7,68	Ni géri a	Ri o de Janei ro - RJ	
12/2010	42.920.515	104.842.510	229.918	7,92	Tri ni dad e Tobago	Pecém - CE	
12/2010	4.555.654	11.210.300	24.584	7,86	Tri ni dad e Tobago	Ri o de Janei ro - RJ	
Total 2010	777.457.112	2.168.100.111	4.754.606				
02/2011	25.374.670	61.637.990	135.171	7,96	Tri ni dad e Tobago	Ri o de Janei ro - RJ	
03/2011	12.257.908	31.218.775	68.462	7,59	Catar	Pecém - CE	
03/2011	11.225.982	28.590.000	62.697	7,59	Catar	Ri o de Janei ro - RJ	
04/2011	4.748.634	14.279.790	31.315	6,43	Catar	Pecém - CE	
05/2011	10.902.945	27.892.011	61.167	7,56	Tri ni dad e Tobago	Ri o de Janei ro - RJ	
06/2011	13.741.247	33.888.160	74.316	7,84	Estados Uni dos	Pecém - CE	
06/2011	11.915.910	30.493.149	66.871	7,56	Tri ni dad e Tobago	Pecém - CE	
07/2011	26.610.743	55.096.648	120.826	9,34	Catar	Pecém - CE	
Total 2011	116.778.039	283.096.523	620.826				
Fonte: Al i ceweb - MDIC, jul ho de 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.

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

Ano de 2011

Gás Natural Liquefeito - GNL *	Importação da Argentina	Importação da Bolívia	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 produção nacional de gás natural cresceu, em relação a maio de 2011, de 66,67 milhões de m³/dia para 67,27 milhões de m³/dia, aumento inferior a 1,0%. Na região Nordeste, a variação positiva foi observada no Estado da Bahia, cujo crescimento de 1,6% resultou em uma produção total de 7,11 milhões de m³/dia, tendo o campo de Manati sido responsável por essa elevação. Já nos Estados de Alagoas e Sergipe, a produção caiu 3,6% e 7,6%, respectivamente. Na região Sudeste, ao comparar com maio de 2011, houve aumento em todos os Estados produtores de gás natural. No Estado do Espírito Santo foi registrada elevação de 2,8% (+0,34 milhão de m³/dia), observada princi- palmente no campo de Cangoá. Nos Estados de São Paulo e do Rio de Janeiro, houve crescimento inferior a 2,0%. Na região Norte, a produ- ção em Urucu subiu, em relação ao mês anterior, 0,32 milhão de m³/dia, ficando em 11,82 milhões de m³/dia.

Considerando o primeiro semestre do ano, a oferta de gás nacional cresceu, em valores médios, 27,7% em relação ao mesmo perí- odo do ano passado, atingindo 32,19 milhões de m³/dia. A média da participação do gás nacional na oferta ao mercado interno foi de 54,6%, ante 49,2% verificados entre janeiro e junho do ano anterior. A opção pelo produto nacional é explicada, sobretudo, pela implementação de infraestrutura com vistas à redução da queima de gás natural.

Apesar de ter caído na participação de mercado em relação ao ano anterior, a oferta de gás natural importado nesse período subiu 1,9% (+0,52 milhão de m³/dia). No que tange ao volume de GNL regaseificado, destacou-se a queda, em relação ao primeiro semestre do ano passado, de 14,1% (-0,22 milhão de m³/dia), reflexo do baixo nível de despacho das térmicas nesse período. A quantidade de gás impor- tado da Bolívia, considerando o mesmo período, cresceu 2,9%, saindo de 25,50 para 26,25 milhões de m³/dia.

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

No mês de junho, a demanda total de gás natural no país foi de 64,21 milhões de m³/dia, 6,8% superior ao mês de maio e 4,2% maior em comparação a igual mês do ano passado. O consumo de gás na indústria se manteve em patamar elevado, praticamente o mesmo volume do mês anterior, mas representando um crescimento de 15,7% em relação a igual mês do ano passado.
Releva destacar que, pela primeira vez, o consumo residencial de gás natural ultrapassou a casa de 1,0 milhão de m³/dia, aumento este observado nos Estados do Espírito Santo, Rio de Janeiro, São Paulo e nos Estados do Sul. As vendas do segmento comercial aumenta- ram 4,7%, com maior acréscimo verificado nas distribuidoras do Sudeste. Já o consumo do Gás Natural Veicular (GNV) tem se mantido prati- camente estável.
Outro mercado ligado ao segmento industrial que as distribuidoras reportaram alta nas vendas foi o de cogeração, que passou de 2,94 milhões de m³/dia para 3,12 milhões de m³/dia, sendo o Estado da Bahia o principal responsável por este aumento. O consumo de gás para geração elétrica representou alta de 40,6% sobre os 8,50 milhões de m³/dia de maio deste ano, o que sinaliza que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) está ampliando gradativamente o despacho das termelétricas para que o sistema faça frente ao período seco. As Usinas Termelétricas localizadas no Estado do Rio de Janeiro foram as maiores responsáveis por este aumento, seguidas pelas Usinas de Minas Gerais e do Ceará.

CONSUMO DE GÁS NATURAL
POR SETOR (em m ilhões de m ³/dia)	
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		Média
%	
Industrial *	32,24	33,40	28,96	35,41	36,80	39,05	39,63	38,98	40,76	41,04							39,37	66,8	
Autom otivo	7,01	6,63	5,77	5,50	5,11	5,40	5,28	5,28	5,43	5,43							5,32	9,0	
Residencial	0,66	0,72	0,74	0,79	0,63	0,59	0,69	0,86	0,86	1,05							0,78	1,3	
Com ercial	0,58	0,61	0,59	0,63	0,64	0,64	0,63	0,65	0,66	0,69							0,65	1,1	
Geração de Energia Elétrica *	6,43	14,94	5,31	15,77	8,19	10,17	8,00	6,31	8,50	11,95							8,85	15,0	
Co-geração	1,92	2,26	2,43	2,90	3,22	3,24	3,19	3,08	2,94	3,12							3,13	5,3	
Matéria-prim a	-	-	-	-	0,70	0,60	0,77	0,59	0,81	0,75							0,70	1,2	
Outros (inclui GNC)	0,23	0,15	0,64	0,68	0,04	0,05	0,16	0,17	0,17	0,17							0,13	0,2	
TOTAL	49,08	58,71	44,44	61,69	55,33	59,73	58,35	55,92	60,13	64,21							58,94	100,0	
																			
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	

14,57	

16,20	

16,34	

15,20	

16,38	

15,04	

17,03	

16,15							

16,02		
TOTAL GERAL	62,16	72,19	59,02	77,89	71,66	74,93	74,73	70,96	77,16	80,36							74,97		

Nas vendas estaduais das concessionárias, o Estado de São Paulo contribuiu com um volume de 15,79 milhões de m³/dia em junho de 2011, as empresas do Rio de Janeiro com 11,45 milhões de m³/dia e as outras empresas do Sudeste com 5,68 milhões de m³/dia. As distribuidoras do Nordeste, Centro Oeste e Sul venderam 9,98 milhões de m³/dia, 0,31 milhão de m³/dia e 4,94 milhões de m³/, respectiva- mente.

* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, julho de 2011
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

1,1%

15,0%

5,3%

1,2%   0,2%

M É D I A   2 0 1 1

40,00

Milhões de m³/dia

30,00

1,3%

20,00

9,0%

66,8%

10,00

0,00

Média 2005

Média 2006

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Jan	Fev	Mar	Abr	Mai	Jun

Ano de 2011

Industrial *	Automotivo	Residencial

Comercial	Geração de Energia Elétrica *	Co-geração

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

Matéria-prima	Outros (inclui GNC)

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							0,41	0,9	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,10	3,67	3,85	3,77	3,96	3,81	3,83	3,98							3,87	8,4	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,75	3,60	2,61	3,11	2,89	2,99							2,99	6,5	
Cebgás (DF)	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01							0,01	0,0	
Ceg (RJ)	6,00	8,46	5,67	8,55	7,45	7,43	7,06	6,91	7,31	6,78							7,16	15,5	
Ceg Rio (RJ)	4,33	9,14	3,76	6,09	3,71	5,11	3,38	2,25	2,60	4,67							3,62	7,9	
Cegás (CE)	0,47	0,51	0,72	1,38	0,41	0,46	0,44	0,42	1,21	1,32							0,71	1,5	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,08	0,50	0,92	1,05	1,37	1,58	1,95							1,23	2,7	
Com gas (SP)	13,89	14,28	11,66	13,45	12,40	14,08	13,49	13,49	13,26	13,59							13,38	29,0	
Com pagás (PR)	1,75	1,29	1,36	1,70	1,29	0,95	0,96	1,01	1,09	1,07							1,06	2,3	
Copergás (PE)	1,07	1,15	1,29	2,34	1,59	1,24	1,67	1,04	3,11	3,05							1,95	4,2	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,65	0,54	0,54	0,60	0,58	0,69	0,83							0,63	1,4	
Gasm ig (MG)	1,74	2,40	1,50	2,63	2,59	2,84	2,96	2,92	2,95	3,16							2,90	6,3	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,65	0,03	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01							0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,38	0,28	0,15	0,86	0,18	0,30	0,19	0,22	0,20	0,20							0,21	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	0,7	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41							0,39	0,9	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37							1,41	3,1	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,74	1,72	1,84	1,85	1,83	1,86	1,86							1,82	4,0	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,27	0,26	0,26	0,24	0,24	0,25	0,27							0,25	0,5	
Sulgás (RS)	1,75	1,74	1,31	1,49	1,35	1,54	1,74	1,78	1,98	1,94							1,72	3,7	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	41,41	49,59	36,70	49,73	43,10	47,50	44,90	43,45	47,42	50,23							46,10	100,0	
Fonte: Abegás, julho de 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	
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							0,41	1,0	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,09	3,67	3,85	3,77	3,96	3,81	3,83	3,98							3,87	9,8	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,71	3,08	2,61	3,11	2,89	2,99							2,90	7,4	
Cebgás (DF)	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01							0,01	0,0	
Ceg (RJ)	5,06	4,92	4,27	4,84	4,60	4,97	4,84	4,88	5,03	4,92							4,87	12,4	
Ceg Rio (RJ)	2,38	2,32	2,08	2,25	2,04	2,22	2,16	2,15	2,47	2,30							2,22	5,6	
Cegás (CE)	0,46	0,46	0,42	0,43	0,41	0,46	0,44	0,42	0,46	0,47							0,44	1,1	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	0,0	
Com gas (SP)	13,67	13,37	11,61	12,61	12,25	13,17	13,23	13,30	13,25	13,58							13,13	33,3	
Com pagás (PR)	0,85	0,87	0,81	0,96	0,79	0,95	0,96	1,01	1,08	1,07							0,98	2,5	
Copergás (PE)	1,02	0,99	0,89	0,98	0,97	1,00	0,95	0,97	1,00	1,02							0,99	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							0,63	1,6	
Gasm ig (MG)	1,53	1,62	1,26	1,86	2,59	2,75	2,89	2,92	2,95	2,93							2,84	7,2	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,02	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01							0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,04	0,04	0,15	0,21	0,18	0,20	0,19	0,19	0,19	0,20							0,19	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	0,9	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41							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							1,41	3,6	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,74	1,72	1,84	1,85	1,83	1,86	1,86							1,82	4,6	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,27	0,26	0,26	0,24	0,24	0,25	0,27							0,25	0,6	
Sulgás (RS)	1,36	1,38	1,31	1,49	1,35	1,54	1,74	1,78	1,98	1,94							1,72	4,4	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	35,76	36,27	32,05	36,80	36,80	39,35	39,34	39,67	40,53	40,93							39,44	100,0	
Fonte: Abegás, julho de 2011

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 junho	2ª semana operativa de junho	3ª semana operativa de junho	4ª semana operativa de junho	1ª semana operativa de julho

1200

UTE
Norte  Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha

RAZÃO  DO DESPACHO
(EX/IN/PE) (IN)
(EL) (IN/EX)

UTE
Norte  Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha

RAZÃO  DO DESPACHO
(EX/IN) (IN/EX) (EL)
(IN)

UTE
Norte  Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha Aureliano  Chaves Luis Carlos Prestes

RAZÃO  DO DESPACHO
(EX/IN) (IN)
(EL) (IN/EX) (EX)
(EX)

UTE
Norte  Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha Aureliano Chaves

RAZÃO  DO DESPACHO
(EX/IN/PE) (IN)
(EL) (IN/EX) (EX)

UTE
Norte  Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha

RAZÃO  DO DESPACHO
(EX/IN) (EX/IN/PE) (EL)
(IN)

1000

800

600

400

200

28/mai

29/mai

30/mai

31/mai

1/jun
2/jun 3/jun

4/jun 5/jun
6/jun

7/jun
8/jun 9/jun

10/jun
11/jun 12/jun

13/jun
14/jun 15/jun

16/jun

17/jun

18/jun

19/jun

20/jun

21/jun

22/jun

23/jun

24/jun

25/jun

26/jun

27/jun

28/jun

29/jun

30/jun

1/jul

0

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

Região Nordeste
1ª semana operativa de junho	2ª semana operativa de junho	3ª semana operativa de junho	4ª semana operativa de junho	1ª semana operativa de julho

UTE
Termopernambuco Termofortaleza

RAZÃO  DO DESPACHO
(IN)
(GFOM)

UTE
Termopernambuco Termofortaleza

RAZÃO  DO DESPACHO
(IN)
(GFOM)

UTE
Termopernambuco Termofortaleza

RAZÃO  DO DESPACHO
(IN)
(GFOM)

UTE
Termopernambuco Termofortaleza

RAZÃO  DO DESPACHO
(IN)
(GFOM)

UTE
Termopernambuco Termofortaleza

RAZÃO  DO DESPACHO
(IN)
(GFOM)

Jesus Soares Pereira    (GFOM/EX/PE)

Jesus Soares Pereira    (GFOM/EX/PE)

Jesus Soares Pereira    (EX)

Jesus Soares Pereira    (EX)

Jesus Soares Pereira    (EX/PE/IN)

Celso Furtado Rômulo Almeida

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

Celso Furtado
Rômulo Almeida

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

Celso Furtado Rômulo Almeida

(EX/PE) (EX)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(EX/PE)
(EX)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(EX/PE/IN)
(EX)

1200

1000

800

600

400

200

28/mai

29/mai

30/mai

31/mai

1/jun

2/jun

3/jun

4/jun

5/jun

6/jun

7/jun

8/jun

9/jun

10/jun
11/jun 12/jun

13/jun
14/jun 15/jun

16/jun 17/jun
18/jun

19/jun
20/jun 21/jun

22/jun
23/jun 24/jun

25/jun
26/jun 27/jun

28/jun

29/jun

30/jun

1/jul

0

Termopernambuco	Termofortaleza	Jesus Soares Pereira	Celso Furtado	Rômulo Almeida	Juiz de Fora	Fernando Gasparian	Macaé Merchant

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

LEGENDA:

Semana	SE-CO	S	NE	N	
28/05/2011 a 03/06/2011	27,74	27,74	27,37	27,37	
04/06/2011 a 10/06/2011	30,19	30,19	30,19	30,19	
11/06/2011 a 17/06/2011	32,12	32,12	32,12	32,12	
18/06/2011 a 24/06/2011	27,60	27,60	27,60	27,60	
25/06/2011 a 01/07/2011	28,22	28,22	28,22	28,22	

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)

Fonte: ONS, junho de 2011

E N E R G I A  A R M A Z E N A D A   NO   S I N  ( Ú L T I M O S   12  M E S E S )

100

90

80

70

% do valor total

60

50

40

30

20

10

0
jul/10	ago/10	set/10	out/10	nov/10	dez/10	jan/11	fev/11	mar/11	abr/11	mai/11	jun/11
SE-CO	S	NE	N

C O M E N T Á R I O S

A média da geração termelétrica do mês de junho foi de cerca de 1.860 MW-med, 41% superior à do mês anterior. O destaque des- se aumento foi o despacho da UTE Norte Fluminense, principal responsável pela elevação nos patamares de consumo de gás nesse setor. A Argentina importou energia elétrica durante praticamente todo o mês de junho, o que demandou despachos para fins de exportação, além da citada, de outras três UTEs a gás natural: Euzébio Rocha, Governador Leonel Brizola e Aureliano Chaves.

O Custo Marginal de Operação – CMO fechou o mês em R$ 28,22/MWh em todos os subsistemas, tendo apresentado alteração de cerca de 3% em relação à cotação da primeira semana operativa. Como consequência, não houve em nenhum momento operação por razões energéticas no decorrer do mês no parque térmico a gás, uma vez que o menor Custo Variável Unitário – CVU apresentado pelas usinas dis- poníveis é o da Norte Fluminense, cujo primeiro patamar de preço é de R$ 37,80/MWh. Durante todo o mês de junho as UTEs a gás natural despacharam por razões elétricas, por inflexibilidade, para exportação, para suprimento de perdas e fora da ordem do mérito.

No que tange à Energia Armazenada no SIN, o gráfico mostrado na página 11, confirma a inflexão negativa desse parâmetro cons- tatada desde as quatro semanas anteriores. Tal dado sugere que o armazenamento já atingiu seu auge, entre 8 e 10% superior ao do ano anterior, e que há tendência de queda, que deve durar até o final do período seco, provavelmente no mês de novembro.

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   -  J UNHO   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	12,7950	21,1664	20,3406	19,8514	
Sudeste	Gás Nacional	12,3276	19,5269	15,8512	15,0284	
	Commodity	Transporte	Total		
Sudeste	Gás Importado	6,8009	1,7703	8,5712	19,5269	15,8512	15,0284	
Sul	Gás Importado	6,8023	1,7691	8,5714	20,5261	18,3934	17,9797	
Centro Oeste	Gás Importado	7,9159	1,7979	9,7138	20,8906	17,0167	16,2836	
Fonte: MME/SPG/DGN, julho de 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$/US$ (junho/11):	1,5870	

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							4,74	
Fonte: MME/SPG/DGN, julho de 2011.

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 I NTERNACI ONAI S
(US$/MMBtu)	
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		
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							9,25	
NBP *	6,13	11,41	4,96	6,39	8,81	8,65	9,79	9,71	9,33	9,35							9,27	
Henry Hub	6,98	8,86	3,95	4,38	4,49	4,09	3,97	4,23	4,31	4,54							4,27	
Petróleo Brent	12,92	17,28	10,96	14,16	17,20	18,49	20,42	22,00	20,41	20,32							19,81	
Petróleo WTI	12,87	17,74	10,99	14,14	15,93	15,96	18,35	19,58	18,03	17,14							17,50	
Petróleo Brent (US$/Bbl)	72,53	97,01	61,50	79,48	96,54	103,76	114,60	123,49	114,55	114,04							111,16	
Petróleo WTI (US$/Bbl)	72,26	99,58	61,68	79,37	89,38	89,57	102,99	109,89	101,22	96,21							98,21	
Fontes:
Preço do Gás: w w w .theice.com, w w w .bloomberg.com/energy /, w w w .index mundi.com (FMI), julho de 2011. Peço do Petróleo: Petrobras, julho de 2011.
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 JUNHO DE 2011

24

US$/MMBtu 25,000

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

21

18	4,3678

US$/MMBtu

15

12

5,3793	4,1797	5,3233	4,0583	5,2673

20,000

15,000

9
16,1865	15,1132	15,4894	14,9559	15,0398	14,7987
6

10,000

5,000
3

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

0,000

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

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

			
			
	21,4329		

					

					
	
22,2836		28,2956		

55

50
45
40

US$/MMBtu

35

30
25	6,0130
20
15
10
5
0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

US$/MMBtu

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

0,000

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
JUNHO DE 2011

			
	
8,7342		
					
			6,0339		

					
	
32,3678		
30,5805		

					

45

40

US$/MMBtu 45,000

40,000

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

35	35,000

30	30,000

US$/MMBtu

25

20

15

10

5

0
Gás Natural 16 m³/mês	GLP

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

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 JUNHO DE 2011

30

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

25

5,1156

US$/MMBtu

20

15

5,4593

3,6217

5,4033

3,4232

5,3474

20,000

15,000

10	18,9580

5

15,3380

13,4215

15,1808

12,6859

15,0235

10,000

5,000

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

0,000

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

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

55
50
45
18,6300
40

US$/MMBtu

35
30
25
20	4,6238
15	32,8305
10
17,1351
5
0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

US$/MMBtu

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

0,000

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 JUNHO DE 2011

60
55
50
11,3629
45
40

US$/MMBtu

35	5,7664
30
25
20	42,1097
33,7955
15
10
5
0
Gás Natural 16 m³/mês	GLP
Faixa de Consumo - m³/dia

Tributo	Preço sem Tributo

US$/MMBtu 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

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

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 )

30

27

24	5,5546
21

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

US$/MMBtu 25,000

20,000

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

US$/MMBtu

18	5,6395	4,3656	5,5835

15

4,1111

5,5275

15,000

12
20,5847
9

6

3

15,8442	16,1786	15,6870	15,2353	15,5298

10,000

5,000

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

0,000

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

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

			
			
	24,8853		

			
					
	5,9305				

	
21,9776		30,1885		

60

55
50
45
40

US$/MMBtu

35

30
25
20
15
10
5
0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

US$/MMBtu 60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

0,000

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

Tributo	Preço sem Tributo

GNV	Gasolina

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

75
70
65
60	14,5512
55
50

US$/MMBtu

45
40
35	7,2421
30
25	53,9249
20
15	30,6481
10
5
0
Gás Natural 16 m³/mês	GLP

US$/MMBtu 75,000
70,000
65,000
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

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									42,33		
Reinjeção	2,16	0,88	1,35	0,30	0,00	0,01	0,05	0,01									0,02	0,0	
Queima e perda	0,22	0,22	0,19	0,24	0,42	0,15	0,14	0,16									0,22	0,5	
Consumo nas unidades de E&P	0,78	0,80	0,78	0,78	0,76	0,79	0,80	0,74									0,77	1,8	
Conv ertido em líquido	0,51	0,49	0,45	0,47	0,45	0,49	0,49	0,45									0,47	1,1	
Consumo no Transporte	0,80	0,85	0,90	0,96	1,21	0,84	0,83	0,83									0,93	2,2	
					
DISPONIBILIZADO	37,24	38,74	33,08	38,96	36,30	43,73	42,03	37,65									39,93	94,3	
					
CONSUMO INTERNO DE GÁS	5,03	5,72	6,38	7,34	7,61	7,22	6,84	7,61									7,32	17,3	
Residencial	0,07	0,09	0,12	0,14	0,15	0,16	0,16	0,17									0,16	0,4	
Comercial	0,06	0,07	0,08	0,09	0,09	0,11	0,09	0,10									0,10	0,2	
Veicular	0,69	0,89	1,08	1,23	1,35	1,39	1,36	1,39									1,37	3,2	
Geração Elétrica	2,50	2,88	3,11	3,82	3,99	3,30	3,21	3,78									3,57	8,4	
Refinarias	0,22	0,26	0,26	0,26	0,26	0,26	0,26	0,23									0,25	0,6	
Indústria	1,48	1,52	1,72	1,80	1,77	2,00	1,76	1,94									1,87	4,4	
					
EX PORTAÇÃO	32,22	33,02	26,70	31,63	28,68	36,51	35,20	30,05									32,61	77,0	
BRASIL	27,60	30,51	22,04	26,79	22,68	29,40	27,87	23,32									25,82	61,0	
Petrobras	26,62	30,48	22,04	26,78	22,68	29,40	27,87	23,32									25,82	61,0	
EPE	0,54	0,02	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	0,0	
ARGENTINA	4,62	2,52	4,66	4,84	6,00	7,11	7,33	6,73									6,79	16,0	
																			
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

Os dados do balanço de gás natural na Bolívia não estavam disponíveis até o fechamento desta edição do Boletim.

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	
					
IMPORTAÇÃO *	6,63	1,18	4,35	n/d	n/d												n/d	
					
OFERTADO AO MERCADO	12,15	7,11	8,68	n/d	n/d												n/d	
					
CONSUMO INTERNO DE GÁS	12,15	7,11	8,68	11,32	13,45												13,45	
Residencial e Comercial	1,45	1,22	1,29	1,61	1,02												1,02	
Veicular	0,06	0,03	0,03	0,04	0,04												0,04	
Geração Elétrica	2,71	1,35	2,31	5,59	8,62												8,62	
Industriais	0,91	0,22	0,62	1,43	1,27												1,27	
Petroquímica e Refinaria	6,97	4,25	4,38	2,60	2,47												2,47	
Outros	0,05	0,04	0,05	0,05	0,03												0,03	

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

Os dados do balanço de gás natural no Chile não estavam disponíveis até o fechamento desta edição do Boletim.

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								122,67	
Austral	23,53	22,86	26,24	28,58	26,37	27,12	25,87	30,26	30,68								28,06	
Golfo San Jorge	12,56	12,80	13,79	14,30	13,97	14,07	13,90	10,09	11,53								12,71	
Neuquina	76,64	74,85	71,54	71,22	69,51	69,29	69,05	68,08	69,53								69,09	
Noroeste	17,47	17,62	16,92	14,81	13,24	12,97	12,72	11,98	13,12								12,81	
	
Reinjeção	2,04	2,62	3,44	3,67	3,80	3,39	3,38	3,80	2,86								3,45	
Queima e Perda	2,39	2,40	2,71	3,13	5,27	5,33	4,77	4,56	5,30								5,05	
Conv ertido em Líquido	5,65	5,09	5,67	4,44	2,50	2,41	2,40	2,19	2,28								2,36	
Consumo nas unidades de E&P	12,52	12,89	15,80	13,14	12,77	12,73	12,77	10,53	11,49								12,06	
	
PRODUÇÃO DISPONÍVEL	107,61	105,14	100,86	104,53	98,74	99,59	98,22	99,33	102,93								99,76	
	
IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA + GNL	4,74	2,48	5,04	10,05	11,01	12,42	12,62	11,58	18,63								13,25	
Importação da Bolív ia	-	-	-	5,06	6,03	7,10	7,31	6,72	7,53								6,94	
Importação GNL	-	-	-	4,99	4,98	5,32	5,31	4,86	11,10								6,31	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	105,23	105,41	103,68	113,26	108,74	111,03	109,85	110,25	120,90								112,15	
Residencial	26,55	25,76	23,70	27,19	9,66	11,54	13,08	18,74	27,31								16,07	
Comercial	4,00	4,49	4,41	4,59	2,55	2,67	2,84	3,54	4,43								3,21	
Veicular	7,84	7,50	7,09	7,19	6,67	7,12	7,22	7,37	7,42								7,16	
Geração Elétrica	33,44	34,02	38,30	31,22	48,19	46,51	42,07	36,35	35,41								41,71	
Industriais	33,39	33,63	30,19	32,76	35,22	36,32	37,43	36,52	37,60								36,62	
Consumo no sistema	-	-	-	10,31	6,45	6,87	7,21	7,73	8,73								7,40	
	
EX PORTAÇÃO	7,00	2,36	2,22	1,19	1,03	0,98	0,99	0,66	0,66								0,86	
Brasil	0,34	0,19	0,03	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	0,70	0,32	0,32								0,57	
Uruguai	0,27	0,20	0,10	0,22	0,31	0,21	0,29	0,34	0,34								0,30	

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							0,27	
Argentina	0,31	0,27	0,19	0,21	0,31	0,20	0,30	0,34	0,21	0,23							0,27	
					
OFERTA DE GÁS	0,31	0,27	0,19	0,21	0,31	0,20	0,30	0,34	0,21	0,23							0,27	
					
CONSUMO INTERNO DE GÁS	0,28	0,25	0,18	0,21	0,31	0,20	0,30	0,33	0,21	0,25							0,27	
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

Os dados do balanço de gás natural no Uruguai não estavam disponíveis até o fechamento desta edição do Boletim.

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).

	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).

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

Pelo MME:
Procedimentos para proposição de gasodutos de transporte por terceiros;
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.

Pela ANP:
Classificação de gasodutos integrantes de terminais de GNL;
Procedimentos para declaração de utilidade pública de áreas necessárias para a implantação de gasodutos de transporte;
Regulamentação da atividade de comercialização de gás natural;
Regulamentação das figures do autoprodutor e autoimportador de gás natural.

Fonte: Departamento de Gás Natural/MME, julho/2011.

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	98,0			98,0				
GASPAL II	Guararema (SP)	Mauá (SP)	60,0	22	12,0	60,0	AO	mai-10	ago-11	
GASAN II	Cubatão (SP)	Capuava (SP)	38,0	22	7,0	38,0	LO e AO	jun-10	ago-11	

LO: Licença de Operação  AO: Autorização de Operação

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

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

TERMINAL DE REGASEIFICAÇÃO DE GÁS NATURAL	
Capacidade (MM m³/dia)	
CONCLUSÃO DAS OBRAS	
INÍCIO DE OPERAÇÃO	

GNL - TERMINAL DE REGASEIFICAÇÃO DA BAHIA - TRBahia	
14	
A definir	
set-13	
Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, julho 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	

31/1/2012	
UAPO II - Caraguatatuba	Caraguatatuba (SP)	7.500		
UAPO - Caraguatatuba	Caraguatatuba (SP)	3.000		
Fontes :
ANP/SRP, conforme a Res ol uçã o ANP n.º 17/2010. Sa l a de Moni tora mento MME/DGN, jul ho de 2011.
* As uni da des de Ca ra gua ta tuba já pos s uem a Li cença de Opera çã o (LO).

Nos meses de julho e agosto de 2011, foram emitidas as licenças abaixo relacionadas para os empreendimentos referentes à área de gás
natural:

01/07/2011- Emissão, pelo IBAMA, da Licença de Instalação (LI) do sistema de produção do campo de Ubarana na Bacia Potiguar.
25/07/2011 – Emissão, pelo IBAMA, da Licença de Operação (LO) do sistema de produção e escoamento de óleo e gás natural do módu-
lo III da Plataforma P-56 localizada no campo de Marlim Sul na Bacia de Campos.
10/08/2011 - Emissão, pela CETESB, da Licença de Operação do gasoduto Gaspal II.

Destaca-se ainda para os meses de julho e agosto de 2011:
04/07/2011 - Chegada da plataforma P-56 no campo de Marlim Sul na Bacia de Campos. 15/08/2011 - Início da operação da plataforma P-56.

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

Gasoduto GASPAL II
Concluído o enterramento de tubos de um total de 60 km.
Aguardando a emissão da Autorização de Operação, prevista para 02 de setembro de 2011. Gasoduto GASAN II
Concluído o enterramento de tubos de um total de 38 Km
Aguardando as emissões da Licença de Operação e da Autorização de Operação, previstas para 15 e 30 de setembro de 2011, res- pectivamente.

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

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, julho de 2011.

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	Extensão (km)	Diâmetro (Pol)	Capacidade (MMm³/dia)*	I nício de Operação	
Transportadora - Transpetro (1)	
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 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)
(Duque de Cax ias)	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)	Capuav a (SP)	42,0	12	1,3	1993	
GASVIT	Serra (ES)	Viana (ES)	46,0	8	0,3	1996	
GASBEL	REDUC (RJ)
(Duque de Cax ias)	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 Capix aba (ES)	10,0	10	2	2010	
GASDUC III	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(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	
Caraguatatuba - Taubaté	Caraguatatuba (SP)	Taubaté (SP)	96,0	26	15	2011	
TOTAL - TRANSPETRO	6.481,0		
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 (San Matias)	Cuiabá (MT)	267,0	18	2,8	2002	
TOTAL BRAS I L			9.391,2				
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

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)*	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

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 L  DE 
G N L  E X I S T E N T E  E  E V O L U Ç Ã O  DA  M ALHA  DE  G ÁS  N A T U R A L

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			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 L   DE   G N L  E X I S T E N T E

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
20.000

REGASEIFICAÇÃO DE GÁS NATURAL

Capacidade
(MM m³/dia)

CONCLUSÃO DAS
OBRAS

INÍCIO DE
OPERAÇÃO

18.000

16.000

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

PORTO DE PECÉM - CE	7	dez-08	jan-09

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

14.000

12.000

10.000

Km

8.000

6.000

4.000

2.000

0
Gasoduto de Transporte

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

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
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    17.563    18.763

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

Consumo

Termo de

Custo Variável

Usina	Tipo de	Potência
Específico	UF	Compromisso	(R$/MWh)
Térmica	(MW)	
				(mil m³/d/MW)		(até jun/2012)	Leilão	TC	Teste	
Aureliano Chaves (Ex-Ibirité)	cc		226	4,38	MG	212	-	188,89	-	
Barbosa Lima Sobrinho (Ex-Eletrobolt)	ca		379	5,86	RJ	325	164,37	250,87	149,67	
Cuiabá (1)	cc		529	4,57	MT	-	6,27	-	-	
Euzébio Rocha (Ex-Cubatão)	cc		250	5,28	SP	193	200,07	222,22	-	
Fernando Gasparian (Ex-Nova Piratininga)	cc		565	5,02	SP	522	-	182,56	-	
Piratininga 1 e 2 (óleo) (2)	-		-	-	SP	-	470,34	-	-	
Piratininga 3 e 4 (óleo) (2)	-		-	-	SP	260	182,56	-	-	
Governador Leonel Brizola (Ex-TermoRio)	ccv		1.058	4,89	RJ	998	128,42	214,48	147,56	
Juiz de Fora	ca		87	5,98	MG	79	-	150,00	-	
Linhares	ca		204	5,66	ES	-	133,88	-	-	
Luiz Carlos Prestes (Ex-Três Lagoas)	ca		253	7,46	MS	191	106,42	292,49	140,34	
Mário Lago (Ex-Macaé Merchant)	ca		923	5,86	RJ	885	291,46	253,83	-	
Modular de Campo Grande (Willian Arjona)	ca		206	7,34	MS	-	197,85	-	-	
Norte Fluminense - Preço 1						400	-	37,80	-	
Norte Fluminense - Preço 2
Norte Fluminense - Preço 3 Norte Fluminense - Preço 4	cc		869	4,74	RJ	100
200
85	-
-
-	58,89
102,84
149,33	-
-
-	
TOTAL Sudeste/Centro-Oeste	-		5.549	-	-	4.450	-	-	-	

					

					
Sepé Tiaraju (Ex-Canoas)	ca		161	6,56	RS	153	-	385,22	-	
Uruguaiana (3)	cc		640	4,37	RS	-	141,18	-	-	
Araucária	cc		484	4,57	PR	458	-	215,00	-	
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	-	215,00	-	
Rômulo Almeida (Ex-FAFEN)	cav		138	6,24	BA	125	-	188,15	-	
Termoceará	ca		242	6,56	CE	217	185,73	492,29	-	
Termofortaleza	cc		347	4,78	CE	327	-	82,34	-	
Termopernambuco	cc		533	4,02	PE	494	-	70,16	-	
TOTAL Nordeste	-	2.160	-	-	1.598	-	-	-	
TOTAL GERAL	-	8.994	-	-	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	160	4,57	MS	ago/11 Santa Cruz	cc	200	4,26	RJ	jan/12
Sepé Tiaraju (Ex-Canoas)	cc	88	4,24	RS	out/12
UTEs em Construção

Usina	Térmica	(MW)	Específico	UF		
Tendência
(mil m³/d/MW)	
José de Alencar (5)	Motor	309	5,49	CE	jun/12	

Tipo de

Potência

Consumo

Data de

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	
Escolha (6)	cc	
MC2 Joinville (6)	Motor	
MC2 João Neiva (6)	Motor	

127	4,89	ES	jan/13
338	4,89	ES	jan/13
330	4,22	ES	dez/12
330	4,22	ES	dez/12

UTEs do Sistema Manaus

Tipos de
Usina	Máquinas

Potência (7)
(MW)
A converter	Convertidas

TOTAL

Compromisso de Geração (MW)

Mauá	ca	0	100
Aparecida	ca	35	121
Cristiano Rocha	Motor	85	0
Manauara	Motor	34	51
Gera	Motor	34	51
Jaraqui	Motor	0	70

100
156
85
85
85
70

100
65
65
60
60
60

Tambaqui	Motor	0	85	85	60

LEGENDA:	
a em Ciclo Aberto
na em Ciclo Aberto com produção de vapor a em Ciclo Combinado
na em Ciclo Combinado com produção de vapor tor a gás natural	
ca - Turbin cav - Turbi cc - Turbin ccv - Turbi Motor - Mo		

Fontes: ANEEL/Petrobras, julho de 2011.
ONS, Fax-preço semana operativa 25/06/2011 a 01/07/2011
DMSE/SEE/MME, julho de 2011.

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 f alta de gás natural;
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.
Empreendimentos pertencentes ao Leilão A-3, de 17/09/2008
Empreendimentos pertencentes ao Leilão A-5, de 30/09/2008
Inclui somente as máquinas com capacidade de operação a gás natural. A operação comercial utilizando esse combustível está prevista para dezembro/2011.

P á g i n a 23 

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 OC a serem pagos pelo consumo de um volume de óleo com energia equivalente ao volume de gás.
Os preço 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