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 3 - A g o / 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		

D E S T A Q U E S

	Produção de gás natural: Redução da produção em razão de paradas programadas para manutenção de plataformas (pag. 04)
Neste Boletim, detalhes sobre infraestrutura offshore de produção da Bacia do Espírito Santo (pag. 04)

	Queima de gás natural: Aumento da queima devido a problema no sistema de compressão do FPSO Capixaba e aos Testes de Longa Duração - TLD em áreas das Bacias do Solimões e de Campos (pag. 05)

	Consumo de gás natural: O segmento residencial continua batendo recordes de consumo (pag. 08)
Consumo industrial cai ligeiramente, mas continua na faixa dos 40 milhões de m³/dia (pag. 08)
Consumo termelétrico mantém-se em torno de 12 milhões de m³/dia, o equivalente a cerca de 1.800 MW-med (pags. 08 e 10)

	Legislação: ANP publica Resoluções sobre gasodutos que integram terminais de GNL, registros de autoprodutor e de autoimportador e autorização para a atividade de comercialização (pag. 18)

Agradecimento
A equipe do DGN gostaria de fazer um agradecimento especial ao colega Hermann Araújo, que se dedicou com afinco à publicação deste Boletim desde a sua primeira edição, em 2007. Caro Hermann, obrigado e boa sorte no seu novo desafio profissional.

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, Terminais 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	
66,88						
64,84	
Reinjeção	9,57	10,64	11,92	11,96	12,01	12,25	11,32	12,13	12,28	11,83	11,15						11,85	
Queima e perda	5,33	5,97	9,38	6,64	6,06	4,83	3,66	2,87	4,00	4,47	5,18						4,44	
Consumo nas unidades de E&P	7,89	7,90	8,45	9,72	10,01	10,13	9,92	10,17	10,15	10,23	9,95						10,08	

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	
2,95						
2,45	
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	3,21						3,51	

Oferta de gás nacional ao mercado	
21,73	
28,99	
22,10	
28,04	
31,85	
30,55	
30,08	
32,52	
33,35	
34,82	
34,44						
32,51	
I MPORTAÇÃO	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54	30,35						28,00	
Bolívia	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77						26,61	
Argentina	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,72	7,64	1,19	0,78	1,32	0,56	3,37	0,95	1,58						1,39	
Consumo em transporte na importação	0,95	1,23	0,58	0,89	0,58	1,10	0,99	0,67	0,68	1,14	1,07						0,89	
Oferta de gás importado ao mercado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40	29,28						27,11	

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

Venda nas distribuidoras de gás natural	
41,41	
49,59	
36,70	
49,73	
43,10	
47,50	
44,90	
43,45	
47,42	
50,23	
49,56						
46,60	

Consumo instalações industriais produtor (Refinarias/FAFENS)	
6,89	
7,50	
7,09	
9,12	
10,34	
10,21	
11,01	
9,94	
11,10	
11,33	
11,30						
10,75	

Consumo termelétrico direto do produtor (Fafen/Termobahia/Canoas/Termoceará/Termoaçú/Euz ébio Rocha)	
0,79	
1,60	
0,66	
2,84	
1,88	
2,02	
2,44	
2,53	
1,61	
2,65	
2,85						
2,28	
PARTI CI PAÇÃO DO GÁS NACI ONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
44,3%	
49,4%	
49,7%	
45,4%	
57,6%	
51,1%	
51,5%	
58,1%	
55,5%	
54,2%	
54,1%						
54,5%	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS, agosto 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 3 - A g o / 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	16,98						16,89	
Mar	32,51	41,97	41,35	46,33	49,57	46,04	45,02	45,68	49,42	50,04	49,90						47,95	
Gás Associado	37,02	39,77	46,50	47,12	50,01	48,75	47,67	49,02	50,48	51,32	50,16						49,63	
Gás Não Associado	12,72	19,39	11,41	15,72	16,24	14,06	13,76	13,53	16,19	15,95	16,72						15,21	
TOTAL	49,73	59,16	57,91	62,84	66,26	62,83	61,44	62,54	66,67	67,27	66,88						64,84	

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

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

Em relação ao mês de junho, a produção nacional de gás natural de julho apresentou redução de 0,39 milhões de metros cúbicos por dia, tendo o Estado do Rio de Janeiro maior influência no decréscimo.

7,0

6,0

5,0

5,9

5,4

Campos com maior produção de gás - julho/2011

5,1

7,0

6,5

6,0

Histórico de produção de gás - Campo

4,8	4,6

5,5

Milhões de m³/d

4,0

4,1

Milhões de m³/d

5,0

4,5

3,0

2,7

4,0

2,0

2,2

1,8	1,8

3,5

3,0

1,0

2,5

0,0

Rio Urucu         Leste do Urucu

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

2,0

set-10	out-10	nov-10	dez-10	jan-11	fev-11	mar-11           abr-11	mai-11	jun-11	jul-11 Rio Urucu		Marlim

Os campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 57,5% da produção nacional.

P L A T A F O R M A S

Os campos de maior influência na redução da produção nacional foram Marlim (Rio de Janeiro) e Rio Urucu (Amazonas).
A queda de produção no campo Rio Urucu foi compensada pelo aumento de produção na área exploratória SOL-T-171.

7,0

Plataformas com maior produção de gás - julho/2011

3,0

Histórico de produção de gás - Plataformas

6,0

2,5

5,0

5,3

4,6

2,0

Milhões de m³/d

4,0

Milhões m³/d

1,5

3,0

2,0

1,0

2,6

2,3

2,0	1,9

1,7	1,7	1,6	1,5

1,0

0,5

0,0

PEROA      PLATAFORMA FPSO CIDADE  PETROBRAS    PETROBRAS    PETROBRAS

FPSO

FPSO CIDADE  PETROBRAS  Plataforma de

0,0

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

DE MANATI 1 SÃO MATEUS	52 	54

40	CAPIXABA

DE VITÓRIA 	51

Mexilhão

FPSO CAPIXABA	PETROBRAS 37

As plataformas citadas no gráfico acima foram responsáveis por 37,7% da produção nacional de gás.

As plataformas com maior influência na redução da produção foram o FPSO CAPIXA- BA (Parque das Baleias - Espírito Santo) e a P-37 (Marlim - Rio de Janeiro). A redução da produção nas referidas plataformas está relacionada à parada programada para manutenção.

I N F R A E S T R U T U R A   DE   P R O D U Ç Ã O   (B A C I A   DO   E S P Í R I T O   S A N T O   -  O F F S H O R E )

Esta edição do boletim esquematiza a infraestrutura offshore de produção de gás natural da Bacia do Espírito Santo.

BACIA DO ESPÍRITO SANTO - Offshore	
Campos / Áreas	Prod. jul/2011 (MM m³/d)	Plataformas	Prod. jul/2011 (MM m³/d)	UPGN	Capacidade (MM m³/d)	
CAMARUPIM	0,81	FPSO Cidade de São Mateus	2,65	

Pólo Cacimbas / Pólo Lagoa Parda	

16,0 /
1,95	
CAMARUPIM NORTE	1,84					
CANAPU	1,44	FPSO Cidade de Vitória	1,65			
GOLFINHO	0,21					
CANGOÁ	0,42	Plataforma Peroá	5,26			
PEROÁ	4,84					
Campos onshore	0,16	-	0,16			
SOMA	9,72	-	9,72			
Os campos de Abalone, Argonauta, Baleia Franca, Cachalote, Jubarte e Ostra, apesar de pertencerem ao Estado do Espírito Santo, fazem parte da Bacia de Campos.

Na figura ao lado, as regiões amarelas são campos em fase de produção.

Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção ANP, agosto 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%

16,2% 16,0%

10,1% 10,1%

10,5%

9,5%

9,2%
8,0%

7,7%
6,6%

6,6%

7,7%

6,7%

Em relação ao mês de junho, a queima de gás natural de julho aumentou 0,71 milhão de m³/dia, sendo Espírito Santo e Amazonas os Estados de maior influência.

A queima de gás natural oriunda  de  área  exploratória
foi responsável por 23,9% do

6,0%

4,0%

6,0%  5,7%

4,6% 4,4%

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

6,0%	5,9%

total, maior percentual verifica- do desde janeiro de 2008.

2,0%

0,0%

2008	2009	2010	jan-11	fev-11	mar-11	abr-11	mai-11	jun-11	jul-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 - julho/2011

500

Histórico de queima de gás - Campo

540,9

500,0

493,0

468,6

400

400,0

Mil m³/dia

300,0

351,5	344,8

Exploração    Produção

310,2	301,9	287,5

256,7

Mil m³/d

300

200

200,0

165,8

100
100,0

0,0

LULA	BM-S-9         SOL-T-171        MARLIM         JUBARTE      RIO URUCU    ALBACORA    CACHALOTE     LESTE DO

RONCADOR

0
set-10	out-10          nov-10          dez-10	jan-11	fev-11          mar-11          abr-11          mai-11	jun-11	jul-11

LESTE

URUCU

Cachalote	SOL-T-171

As áreas e campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 68,0% da queima de gás no País. Os campos e áreas exploratórias de maior influência no aumento da queima de gás foram Cachalote (Espírito Santo) e SOL-T-171 (Amazonas).

P L A T A F O R M A S

A área exploratória SOL-T-171 apresentou o maior volume histórico de queima de gás natural. O campo de Cachalote apresentou notável redução da queima de gás natural nos meses de janeiro a junho deste ano, entretanto no mês de julho foi verificado aumento devido à problema de compressão na plataforma FPSO Capixaba.

700,0

Plataformas com maior queima de gás - julho/2011

1000,0

Histórico de queima de gás - Plataforma

600,0

500,0

593,5

498,5	493,0

Exploração    Produção

800,0

Mil m³/dia

400,0

600,0

300,0

315,3

Mil m³/dia

400,0

200,0

100,0

134,0	128,3

112,8	105,4	93,3

77,3

200,0

0,0

FPSO

FPSO CIDADE    DYNAMIC

PETROBRAS

ZEPHIR I         FPSO RIO

PETROBRAS   PETROBRAS

FPSO JK      FPSO CIDADE

0,0

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

CAPIXABA

DE SÃO
VICENTE

PRODUCER 	50

DAS OSTRAS	54 	43

DE NITEROI

FPSO RIO DAS OSTRAS	FPSO CAPIXABA
As plataformas de maior influência no aumento da queima de gás foram FPSO  CAPI-

As plataformas citadas no gráfico acima foram responsáveis por 49,3% da queima de
gás no País.

XABA (Parque das Baleias) e o FPSO RIO DAS OSTRAS (área exploratória BM-C- 36_C-M-401).

Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção ANP, agosto 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	28,77						26,61	
		BG	0,39	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	
	EPE	0,55	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	
	Subtotal	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77						26,61	

Argentina	Sulgás (TSB)	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	
	Subtotal	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,72	7,64	1,19	0,78	1,32	0,56	3,37	0,95	1,58						1,39	
Terminal GNL de Pecem *	0,00	0,00	0,64	2,49	0,18	0,20	0,39	0,56	2,33	0,95	1,58						0,88	
Terminal GNL da Baía de Guanabara *	0,00	0,00	0,08	5,15	1,01	0,58	0,93	0,00	1,04	0,00	0,00						0,51	
TOTAL	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54	30,35						28,00	
Consumo em transporte na importação	0,95	1,23	0,58	0,89	0,58	1,10	0,99	0,67	0,68	1,14	1,07						0,89	
Oferta de gás importado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40	29,28						27,11	
Fontes: ANP e TBG, agosto 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	
08/2011	27.403.121	55.299.073	121.270	9,58	Catar	Ri o de Janei ro - RJ	
Total 2011	144.181.160	338.395.596	742.096				
Fonte: Al i ceweb - MDIC, agosto de 2011.

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

Em relação ao mês anterior, a produção nacional de gás natural de julho de 2001 caiu cerca de 1%, de 67,27 milhões de m³/dia para 66,88 milhões de m³/dia. Na região Nordeste, nos Estados de Alagoas e Sergipe, a produção foi de 1,46 milhões de m³/dia e 2,98 mi- lhões de m³/dia, queda de 6,4% e 5,0%, respectivamente. Já nos Estados do Rio Grande do Norte e da Bahia, a produção aumentou 1,3% e 4,9%, respectivamente. Na região Sudeste, apenas em São Paulo a produção permaneceu estável. No Espírito Santo foi registrada elevação de 1,4% (+0,17 milhão de m³/dia), observada principalmente no campo de Peroá. No Rio de Janeiro, houve diminuição de 2,6% (-0,66 milhão de m³/dia), observada no campo de Marlim. Na região Norte, a produção em Urucu permaneceu estável em relação ao mês anterior, ficando em 11,80 milhões de m³/dia. Ao comparar com julho de 2010, a oferta de gás nacional cresceu 22,7%, atingindo 34,44 milhões de m³/dia.

Comparando-se julho de 2011 com o mês anterior, a oferta de gás natural importado permaneceu estável em cerca de 29 milhões de m³/dia. Houve redução de importação da Bolívia, que foi compensada pelo aumento da regaseificação de GNL. A quantidade de gás im- portado da Bolívia caiu 2,7%, saindo de 29,58 para 28,77 milhões de m³/dia. No que tange ao volume de GNL regaseificado houve aumento de 0,95 para 1,58 milhão de m³/dia em relação a junho deste ano, variação de 66%.

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 julho foram consumidos diariamente, em média, 63,72 milhões de m³ de gás. O consumo industrial somou, ao todo, 40,52 milhões de m³/dia, queda de 1,3% em comparação ao mês anterior. No entanto, em comparação com julho de 2010, a demanda indus- trial cresceu 6,2%. Já o consumo de gás natural veicular continua em movimento de queda. No mês de julho, a demanda veicular foi de 5,27 milhões de m³/dia, recuo de 3,1% em relação a junho e de 0,8% na comparação com julho de 2010.

O consumo do segmento residencial, por sua vez, foi de 1,07 milhão de m³/dia em julho, alta de 1,6% frente ao mês anterior e de 12,4% ante ao mês de julho do ano passado. A comercialização desse segmento praticamente dobrou nos últimos meses. Em fevereiro de 2011, por exemplo, o consumo havia sido 0,59 milhão m³/dia.

A demanda do setor comercial também aumentou, fechando o mês de julho com 0,75 milhão m³/dia, 7,8% superior ao mês anterior e 15,6% maior em comparação a julho de 2010. O consumo de gás para geração elétrica representou alta de 1,5% sobre os 11,95 milhões de m³/dia de junho deste ano. As Usinas Termelétricas localizadas no sistema elétrico de Manaus foram as principais responsáveis por este aumento, seguidas pelas Usinas localizadas nos Estados do Rio Grande do Norte, de São Paulo 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	40,52						39,54	66,3	
Autom otivo	7,01	6,63	5,77	5,50	5,11	5,40	5,28	5,28	5,43	5,43	5,27						5,31	8,9	
Residencial	0,66	0,72	0,74	0,79	0,63	0,59	0,69	0,86	0,86	1,05	1,07						0,82	1,4	
Com ercial	0,58	0,61	0,59	0,63	0,64	0,64	0,63	0,65	0,66	0,69	0,75						0,67	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	12,13						9,32	15,6	
Co-geração	1,92	2,26	2,43	2,90	3,22	3,24	3,19	3,08	2,94	3,12	2,96						3,11	5,2	
Matéria-prim a	-	-	-	-	0,70	0,60	0,77	0,59	0,81	0,75	0,82						0,72	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	0,21						0,14	0,2	
TOTAL	49,08	58,71	44,44	61,69	55,33	59,73	58,35	55,92	60,13	64,21	63,72						59,62	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	

16,14						

16,04		
TOTAL GERAL	62,16	72,19	59,02	77,89	71,66	74,93	74,73	70,96	77,16	80,36	79,85						75,66		
* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, agosto 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

15,6%

5,2%

1,2%    0,2%

M É D I A   2 0 1 1

1,1%
40,00

Milhões de m³/dia

30,00

1,4%

20,00

8,9%

66,3%

10,00

0,00

Média 2005

Média 2006

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Jan	Fev	Mar	Abr	Mai	Jun	Jul

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	0,47						0,42	0,9	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,10	3,67	3,85	3,77	3,96	3,81	3,83	3,98	3,98						3,88	8,3	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,75	3,60	2,61	3,11	2,89	2,99	2,75						2,96	6,3	
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	0,0	
Ceg (RJ)	6,00	8,46	5,67	8,55	7,45	7,43	7,06	6,91	7,31	6,78	6,29						7,03	15,1	
Ceg Rio (RJ)	4,33	9,14	3,76	6,09	3,71	5,11	3,38	2,25	2,60	4,67	4,59						3,76	8,1	
Cegás (CE)	0,47	0,51	0,72	1,38	0,41	0,46	0,44	0,42	1,21	1,32	1,38						0,81	1,7	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,08	0,50	0,92	1,05	1,37	1,58	1,95	2,15						1,36	2,9	
Com gas (SP)	13,89	14,28	11,66	13,45	12,40	14,08	13,49	13,49	13,26	13,59	13,30						13,37	28,7	
Com pagás (PR)	1,75	1,29	1,36	1,70	1,29	0,95	0,96	1,01	1,09	1,07	1,08						1,06	2,3	
Copergás (PE)	1,07	1,15	1,29	2,34	1,59	1,24	1,67	1,04	3,11	3,05	3,13						2,12	4,5	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,65	0,54	0,54	0,60	0,58	0,69	0,83	0,88						0,67	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	2,94						2,91	6,2	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,65	0,03	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01						0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,38	0,28	0,15	0,86	0,18	0,30	0,19	0,22	0,20	0,20	0,29						0,23	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						0,34	0,7	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41	0,40						0,40	0,8	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37	1,42						1,41	3,0	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,74	1,72	1,84	1,85	1,83	1,86	1,86	1,85						1,83	3,9	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,27	0,26	0,26	0,24	0,24	0,25	0,27	0,28						0,26	0,6	
Sulgás (RS)	1,75	1,74	1,31	1,49	1,35	1,54	1,74	1,78	1,98	1,94	2,01						1,76	3,8	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	41,41	49,59	36,70	49,73	43,10	47,50	44,90	43,45	47,42	50,23	49,56						46,60	100,0	
Fonte: Abegás, agosto 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	0,47						0,42	1,1	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,09	3,67	3,85	3,77	3,96	3,81	3,83	3,98	3,98						3,88	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	2,75						2,88	7,3	
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	0,0	
Ceg (RJ)	5,06	4,92	4,27	4,84	4,60	4,97	4,84	4,88	5,03	4,92	4,74						4,85	12,3	
Ceg Rio (RJ)	2,38	2,32	2,08	2,25	2,04	2,22	2,16	2,15	2,47	2,30	2,18						2,22	5,6	
Cegás (CE)	0,46	0,46	0,42	0,43	0,41	0,46	0,44	0,42	0,46	0,47	0,47						0,45	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						0,00	0,0	
Com gas (SP)	13,67	13,37	11,61	12,61	12,25	13,17	13,23	13,30	13,25	13,58	13,28						13,15	33,2	
Com pagás (PR)	0,85	0,87	0,81	0,96	0,79	0,95	0,96	1,01	1,08	1,07	1,08						0,99	2,5	
Copergás (PE)	1,02	0,99	0,89	0,98	0,97	1,00	0,95	0,97	1,00	1,02	1,04						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	0,88						0,67	1,7	
Gasm ig (MG)	1,53	1,62	1,26	1,86	2,59	2,75	2,89	2,92	2,95	2,93	2,79						2,83	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						0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,02	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01						0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,04	0,04	0,15	0,21	0,18	0,20	0,19	0,19	0,19	0,20	0,29						0,21	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						0,34	0,9	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41	0,40						0,40	1,0	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37	1,42						1,41	3,6	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,74	1,72	1,84	1,85	1,83	1,86	1,86	1,85						1,83	4,6	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,27	0,26	0,26	0,24	0,24	0,25	0,27	0,28						0,26	0,6	
Sulgás (RS)	1,36	1,38	1,31	1,49	1,35	1,54	1,74	1,78	1,98	1,94	2,01						1,76	4,5	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	35,76	36,27	32,05	36,80	36,80	39,35	39,34	39,67	40,53	40,93	40,29						39,56	100,0	
Fonte: Abegás, agosto 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 julho	2ª semana operativa de julho	3ª semana operativa de julho	4ª semana operativa de julho	5ª semana operativa de  julho

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho

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

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho

RAZÃO DO DESPACHO
(EX/IN) (IN)
(EL)

UTE
Norte Fluminense Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha

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

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Luis Carlos Prestes

RAZÃO DO DESPACHO
(EX/IN) (IN/EX) (-)

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho

RAZÃO DO DESPACHO
(EX/IN) (EX)
(-)

Euzébio Rocha

(IN)

Euzébio Rocha

(IN/EX)

Aureliano Chaves

(EX)

Barbosa L Sobrinho    (EL)

Euzébio Rocha

(IN/EX)

Aureliano Chaves

(EX)

Fernando Gasparian    (-)

Euzébio Rocha

(IN/EX)

1200

1000

800

600

400

200

25/06 (SAB)

26/06 (DOM)

27/06 (SEG)

28/06 (TER)

29/06 (QUA)

30/06 (QUI)

01/07 (SEX)

02/07 (SAB)

03/07 (DOM)

04/07 (SEG)

05/07 (TER)

06/07 (QUA)

07/07 (QUI)

08/07 (SEX)

09/07 (SAB)

10/07 (DOM)

11/07 (SEG)

12/07 (TER)

13/07 (QUA)

14/07 (QUI)

15/07 (SEX)

16/07 (SAB)

17/07 (DOM)

18/07 (SEG)

19/07 (TER)

20/07 (QUA)

21/07 (QUI)

22/07 (SEX)

23/07 (SAB)

24/07 (DOM)

25/07 (SEG)

26/07 (TER)

27/07 (QUA)

28/07 (QUI)

29/07 (SEX)

0

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

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

Semana	SE-CO	S	NE	N	
25/06/2011 a 01/07/2011	28,22	28,22	28,22	28,22	
02/07/2011 a 08/07/2011	27,49	27,49	27,49	27,49	
09/07/2011 a 15/07/2011	17,27	17,27	16,90	16,90	
16/07/2011 a 22/07/2011	20,72	20,72	20,72	20,72	
23/07/2011 a 29/07/2011	19,33	19,33	19,41	19,41	

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, julho 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
set/10	out/10	nov/10	dez/10	jan/11	fev/11	mar/11	abr/11	mai/11	jun/11	jul/11	ago/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 julho foi de cerca de 1.800 MW-med, ligeiramente inferior à do mês de junho. O Custo Marginal de Operação – CMO iniciou o mês em R$ 28,22/MWh e fechou em menos de R$ 20,00/MWh em todos os subsistemas. A queda no CMO entre o começo e o final de julho, superior a 31%, tem como principal razão o fato de as vazões observadas terem sido superiores aos valores previstos no início do mês. O perío- do seco, que compreende os meses de maio a novembro, tem apresentado afluências maiores do que a média histórica no ano de 2011. Consequentemente, o preço da energia tem permanecido abaixo dos menores valores de CVU das UTEs a gás natural disponíveis para geração. Logo, mais uma vez, não houve geração por razões energéticas, situação que perdura desde março deste ano.

No subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as UTEs Norte Fluminense e Euzébio Rocha despacharam durante todo o mês de julho por inflexibilidade e para exportar energia para a Argentina. A UTE Governador Leonel Brizola despachou, pelos mesmos motivos, durante quase todo o mês, excetuando os 5 primeiros dias. Aureliano Chaves também despachou com a finalidade de exportar energia elétrica para a Argentina, mas somente entre os dias 6 e 9 de julho. A usina Barbosa Lima Sobrinho despachou por razões elétricas durante a maior parte do mês, tendo interrompido a geração somente na última semana operativa. Além dessas, ainda despacharam de forma esporádica as UTEs Luis Carlos Prestes e Fernando Gasparian. A média de julho para o subsistema foi de cerca de 925 MW-med.

No subsistema Nordeste, a maior parcela da geração foi oriunda da UTE Termopernambuco, que despachou durante todo o mês (com exceção do dia 1º). Nos primeiros dias, a declaração de inflexibilidade dessa usina foi inferior à média mensal, mas, a partir do dia 8, ficou constante em torno de 500 MW- med. As UTEs Rômulo Almeida, Celso Furtado e Jesus Soares Pereira despacharam durante todo o mês por razões de exportação, tendo essas duas últimas usinas gerado, também, por inflexibilidade e fora da ordem do mérito. Termofortaleza gerou fora da ordem do mérito do início do mês até o dia 19 e, em de- corrência de sua saída, a média de geração da região Nordeste caiu nas últimas duas semanas. A semana que registrou maior geração foi a terceira, tendo superado média de 1.000 MW-med, e a média mensal da região foi superior a 870 MW-med. Por sua vez, a região Sul não registrou geração termelétrica em UTEs a gás natural.

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 U L H O   DE   2 0 1 1

Preço Petrobras para Distribuidora (Preços isentos de tributos e encargos)	Preço ao Consumidor I ndustrial 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	12,9840	21,4790	20,6410	20,1446	
Sudeste	Gás Nacional	12,7427	19,9593	16,2309	15,3967	
	Commodity	Transporte	Total		
Sudeste	Gás Importado	7,6962	1,7703	9,4665	19,9593	16,2309	15,3967	
Sul	Gás Importado	7,6934	1,7691	9,4625	20,8293	18,6651	18,2453	
Centro Oeste	Gás Importado	8,9398	1,7979	10,7377	21,1992	17,2680	16,5241	
Fonte: MME/SPG/DGN, agosto 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.
Segundo a Petrobras, a seu ex clusiv o critério, no mês de Julho/11 foi aplicado um desconto prov isório de aprox imadamente 9,7% sobre os preços contratuais do gás nacional para as distribuidoras da região Nordeste e Sudeste, a ex ceção da GASMIG.	
	
Dólar de conversão R$/US$ (julho/11):	1,5639	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	
Média 2010	2011	
Média 2011	
					
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		
PPT	3,71	4,21	3,86	4,25	4,56	4,63	4,71	4,85	4,85	4,87	4,90						4,77	
Fonte: MME/SPG/DGN, agosto 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	10,81						9,47	
NBP *	6,13	11,41	4,96	6,39	8,81	8,65	9,79	9,71	9,33	9,35	8,87						9,22	
Henry Hub	6,98	8,86	3,95	4,38	4,49	4,09	3,97	4,23	4,31	4,54	4,41						4,29	
Petróleo Brent	12,92	17,28	10,96	14,16	17,20	18,49	20,42	22,00	20,41	20,32	20,82						19,95	
Petróleo WTI	12,87	17,74	10,99	14,14	15,93	15,96	18,35	19,58	18,03	17,14	17,33						17,47	
Petróleo Brent (US$/Bbl)	72,53	97,01	61,50	79,48	96,54	103,76	114,60	123,49	114,55	114,04	116,88						111,98	
Petróleo WTI (US$/Bbl)	72,26	99,58	61,68	79,37	89,38	89,57	102,99	109,89	101,22	96,21	97,26						98,07	
Fontes:
Preço do Gás: w w w .theice.com, w w w .bloomberg.com/energy /, w w w .index mundi.com (FMI), agosto de 2011. Peço do Petróleo: Petrobras, agosto 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 JULHO DE 2011

	
4,4323				

													
			5,4587		4,2414		5,4019		4,1183		5,3451		

													
													
	16,4256		15,3364		15,7182		15,1768		15,2619		
15,0173		

24

US$/MMBtu 25

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

21

18	20

15

US$/MMBtu

15
12

9	10

6
5
3

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

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

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

60
55
50
45
21,7495
40

US$/MMBtu

35
30
25	6,0472
20
15	32,2169
10	22,4102
5
0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

US$/MMBtu 60

50

40

30

20

10

0

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

Preço sem Tributo	Tributo

GNV	Gasolina

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

			
	8,8632		
					
			6,1231		

					

32,8459		
30,8375		

					

45

40

US$/MMBtu

45

40

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

35	35

30	30

US$/MMBtu

25	25

20	20

15	15

10	10

5	5

0	0
Gás Natural 16 m³/mês	GLP

Tributo	Preço sem Tributo

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

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

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

30

25

US$/MMBtu 25

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

5,1912

US$/MMBtu

20

15

5,5399

3,6752

5,4831

3,4738

20

5,4263
15

10	19,2380

5

15,5645

13,6197

15,4050

12,8733

10

15,2454
5

0	0

2 mil m³/dia    OC equivalente   20 mil m³/dia   OC equivalente   50 mil m³/dia   OC equivalente Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

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

55
50
45
18,9052
40

US$/MMBtu

35
30
25
20	4,6957
33,2824
15
10	17,4017
5
0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

US$/MMBtu 60

50

40

30

20

10

0

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

Preço sem Tributo	Tributo

GNV	Gasolina

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

60
55
50	11,5308
45
40
5,8515

US$/MMBtu

35
30
25
20	42,7317
34,4894
15
10
5
0
Gás Natural 16 m³/mês	GLP
Faixa de Consumo - m³/dia

Tributo	Preço sem Tributo

US$/MMBtu
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0

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	5,6367

21

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

US$/MMBtu 25

20

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	5,7228	4,4301	5,6660

15

4,1718

5,6092
15

12
20,8888
9

6

3

0

10

16,0782	16,4175	15,9187	15,4604	15,7592
5

0

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

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

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

			
			
	24,8310		

			
					
	5,9743				

	
22,1402		30,3447		

60

55
50
45
40

US$/MMBtu

35

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

Tributo	Preço sem Tributo

US$/MMBtu 60

50

40

30

20

10

0

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

GNV	Gasolina

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

75
70
65
60	14,7661
55
50

US$/MMBtu

45
40
35	7,3655
30
54,7214
25
20
15	31,2064
10
5
0
Gás Natural 16 m³/mês	GLP

US$/MMBtu

75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5

0

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

Tributo	Preço sem Tributo

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

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

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

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

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

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

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

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

	Média
2007	Média
2008	Média
2009	Média
2010	2011	Média
2011	
					jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO NACIONAL	130,21	128,13	128,49	128,91	123,08	123,45	121,54	120,41	124,86	127,20							123,42	
Austral	23,53	22,86	26,24	28,58	26,37	27,12	25,87	30,26	30,68	31,61							28,65	
Golfo San Jorge	12,56	12,80	13,79	14,30	13,97	14,07	13,90	10,09	11,53	11,75							12,55	
Neuquina	76,64	74,85	71,54	71,22	69,51	69,29	69,05	68,08	69,53	70,68							69,36	
Noroeste	17,47	17,62	16,92	14,81	13,24	12,97	12,72	11,98	13,12	13,16							12,86	
	
Reinjeção	2,04	2,62	3,44	3,67	3,80	3,39	3,38	3,80	2,86	2,46							3,28	
Queima e Perda	2,39	2,40	2,71	3,13	5,27	5,33	4,77	4,56	5,30	4,65							4,98	
Conv ertido em Líquido	5,65	5,09	5,67	4,44	2,50	2,41	2,40	2,19	2,28	2,43							2,37	
Consumo nas unidades de E&P	12,52	12,89	15,80	13,14	12,77	12,73	12,77	10,53	11,49	12,38							12,11	
	
PRODUÇÃO DISPONÍVEL	107,61	105,14	100,86	104,53	98,74	99,59	98,22	99,33	102,93	105,28							100,68	
	
IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA + GNL	4,74	2,48	5,04	10,05	11,01	12,42	12,62	11,58	18,63	24,39							15,11	
Importação da Bolív ia	-	-	-	5,06	6,03	7,10	7,31	6,72	7,53	7,16							6,98	
Importação GNL	-	-	-	4,99	4,98	5,32	5,31	4,86	11,10	17,23							8,13	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	105,23	105,41	103,68	113,26	108,74	111,03	109,85	110,25	121,16	129,27							115,05	
Residencial	26,55	25,76	23,70	27,19	9,66	11,54	13,08	18,74	36,74	55,15							24,15	
Comercial	4,00	4,49	4,41	4,59	2,55	2,67	2,84	3,54	5,50	7,57							4,11	
Veicular	7,84	7,50	7,09	7,19	6,67	7,12	7,22	7,37	7,08	7,63							7,18	
Geração Elétrica	33,44	34,02	38,30	31,22	48,19	46,51	42,07	36,35	24,07	19,55							36,12	
Industriais	33,39	33,63	30,19	32,76	35,22	36,32	37,43	36,52	35,81	29,10							35,07	
Consumo no sistema	-	-	-	10,31	6,45	6,87	7,21	7,73	11,96	10,27							8,42	
	
EX PORTAÇÃO	7,00	2,36	2,22	1,19	1,03	0,98	0,91	0,63	0,39	0,39							0,72	
Brasil	0,34	0,19	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00							0,00	
Chile	6,40	1,98	2,09	0,97	0,72	0,77	0,62	0,29	0,19	0,18							0,46	
Uruguai	0,27	0,20	0,10	0,22	0,31	0,21	0,29	0,34	0,20	0,21							0,26	

Fonte: Petrobras

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

Os valores destacados em azul foram corrigidos em relação ao Boletim julho de 2011.

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

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;
Resolução 50, de 23 de setembro de 2011 - estabelece as informações a serem prestadas para a ANP relativas aos terminais de GNL e os critérios para definir os gasodutos que são parte integrante desses terminais;
Resolução 51, de 29 de setembro de 2011 - Regulamenta o registro de autoprodutor e autoimportador, previsto no Decreto nº 7.382/2010;
Resolução 52, de 29 de setembro de 2011 - Regulamenta a autorização da prática da atividade de comercialização de gás natural, o registro de agente vendedor, previsto no Decreto nº 7.382/2010, e o registro de contratos de compra e venda de gás natural.

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

Pelo MME:
Procedimentos para 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.

Fonte: Departamento de Gás Natural/MME, agosto/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	set-11	
GASAN II	Cubatão (SP)	Capuava (SP)	38,0	22	7,0	38,0	AO	jun-10	set-11	

LO: Licença de Operação  AO: Autorização de Operação

Fonte: Sala de monitoramento do MME/DGN, agosto 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 MME/DGN, agosto 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 agosto e setembro de 2011, foram emitidas as licenças abaixo relacionadas para os empreendimentos referentes à área de gás natural:

29/08/2011 - Emitida, pelo IBAMA, a Licença de Operação (LO) para o Teste de Longa Duração (TLD) na área do Pré-Sal nos blocos de Carioca NE, localizados na Bacia de Santos;
08/09/2011 – Emitida, pela CETESB, a Licença de Operação (LO) para o gasoduto GASAN II;
09/09/2011 – Emitida, pelo IBAMA, a Licença Prévia (LP) para a Perfuração Marítima - Blocos BFZA-2, 4, 5 e 6, localizados na Bacia da Foz do Amazonas.

Destaca-se ainda para o mês de agosto a chegada da Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência (em inglês Floating Production Storage and Offloading—FPSO) Anchieta em Cingapura, para iniciar as obras de modernização. Este FPSO será utilizado no campo de Baleia Azul – Piloto do Pré-sal.

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

Gasoduto GASPAL II
Aguardando a emissão da Autorização de Operação, prevista para 30 de setembro de 2011. Gasoduto GASAN II
Aguardando a emissão da Autorização de Operação, prevista para 30 de setembro de 2011.

Fonte: Sala de Monitoramento do DGN/MME, agosto/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, agosto 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 MME/DGN, agosto 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

Usina	Térmica	(MW)	Específico	UF	Compromisso	(R$/MWh)	
				(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	-	-	-	

Tipo de

Potência

Consumo

Termo de

Custo Variável

					

					
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

Usina

Tipos de 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
Tambaqui	Motor	0	85

100
156
85
85
85
70
85

100
65
65
60
60
60
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	
ca - Turbin cav - Turbi cc - Turbin ccv - Turbi		

Fontes: ANEEL/Petrobras, agosto de 2011.
ONS, Fax-preço semana operativa 30/07/2011 a 05/08/2011
DMSE/SEE/MME, agosto 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 volu- me 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.
O cálculo da competitividade do gás natural em julho de 2011 não levou em conta o desconto provisório de aproximadamente 9,7% aplicado pela Petrobras aos preços contratuais do gás nacional na Bahia e no Rio de Janeiro.

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