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 4 - S e t / 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: Produção mantém-se estável em relação ao mês de julho. Queda na produção dos campos de Manati e de Marlim são compensadas pelo aumento da produção em outros campos da Bacia de Campos (pag. 04)
Neste Boletim, detalhes sobre a plataforma P-56, que entrou em operação no mês de agosto (pag. 04)

	Queima de gás natural: Redução da queima de gás natural em razão do término do Teste de Longa Duração (TLD) na área BM-S-9 e da conclusão de procedimentos de manutenção no sistema de compressão do FPSO Capixaba (pag. 05)

	Consumo de gás natural: Consumo industrial permanece estável e consumo termelétrico cai 10% em relação ao mês anterior (pags. 08 e 10)

	PAC: Entram em operação os gasodutos GASPAL II e GASAN II. (pags. 19 e 21)

	Seminário sobre a Lei do Gás e o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (PEMAT)
O MME organizará e sediará, no dia 29 de novembro próximo, seminário para discutir os avanços e desafios da nova Lei do Gás e a metodologia de elaboração dos estudos de planejamento do setor que subsidiarão o PEMAT. Informações detalhadas do programa do evento e do procedimento de inscrição serão veiculadas no site do Ministério.

S U M Á R I O

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

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

PRODUÇÃO NACI ONAL	
49,73	
59,16	
57,91	
62,84	
66,26	
62,83	
61,44	
62,54	
66,67	
67,27	
66,88	
66,52					
65,05	
Reinjeção	9,57	10,64	11,92	11,96	12,01	12,25	11,32	12,13	12,28	11,83	11,15	10,36					11,67	
Queima e perda	5,33	5,97	9,38	6,64	6,06	4,83	3,66	2,87	4,00	4,47	5,18	4,54					4,45	
Consumo nas unidades de E&P	7,89	7,90	8,45	9,72	10,01	10,13	9,92	10,17	10,15	10,23	9,95	10,40					10,12	

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	
3,51					
2,58	
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	3,48					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	
34,23					
32,73	
I MPORTAÇÃO	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54	30,35	30,93					28,37	
Bolívia	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77	29,11					26,92	
Argentina	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,72	7,64	1,19	0,78	1,32	0,56	3,37	0,95	1,58	1,82					1,45	
Consumo em transporte na importação	0,95	1,23	0,58	0,89	0,58	1,10	0,99	0,67	0,68	1,14	1,07	1,18					0,93	
Oferta de gás importado ao mercado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40	29,28	29,75					27,44	

OFERTA TOTAL AO MERCADO	
49,08	
58,69	
44,45	
61,70	
55,33	
59,73	
58,35	
55,92	
60,13	
64,21	
63,72	
63,98					
60,17	

Venda nas distribuidoras de gás natural	
41,41	
49,59	
36,70	
49,73	
43,10	
47,50	
44,90	
43,45	
47,42	
50,23	
49,56	
48,93					
46,89	

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

Consumo termelétrico direto do produtor (Fafen/Termobahia/Canoas/Termoceará/Termoaçú/Euz ébio Rocha)	
0,79	
1,60	
0,66	
2,84	
1,88	
2,02	
2,44	
2,53	
1,61	
2,65	
2,85	
3,05					
2,38	
PARTI CI PAÇÃO DO GÁS NACI ONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
44,3%	
49,4%	
49,7%	
45,4%	
57,6%	
51,1%	
51,5%	
58,1%	
55,5%	
54,2%	
54,1%	
53,5%					
54,4%	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS, setembro 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, Breno Peixoto Cortez, Juliano Vilela Borges dos Santos, Matheus Batista Bodnar, André Barros Martins e Fernando Massaharu Matsumoto.

N o . 5 4 - S e t / 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	16,90					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	49,62					48,16	
Gás Associado	37,02	39,77	46,50	47,12	50,01	48,75	47,67	49,02	50,48	51,32	50,16	50,35					49,72	
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	16,17					15,33	
TOTAL	49,73	59,16	57,91	62,84	66,26	62,83	61,44	62,54	66,67	67,27	66,88	66,52					65,05	

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	11,57					11,35	
	Terra	9,72	10,23	10,36	10,57	10,84	11,19	10,75	11,36	11,49	11,82	11,80	11,57					11,35	
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					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	11,52					11,26	
	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	0,06					0,09	
	Subtotal	0,21	0,18	0,15	0,12	0,05	0,08	0,08	0,09	0,09	0,09	0,09	0,10					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					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	0,09					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	0,10					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					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	1,82					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	0,74					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	1,08					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	1,30					1,31	
	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	0,52					0,54	
	Subtotal	2,48	2,23	2,03	1,84	1,64	1,44	1,44	1,55	1,62	1,56	1,46	1,52					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	1,24					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					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					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					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	3,19					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	0,29					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	2,89					2,94	
	Gás Associado	0,80	1,61	2,24	2,61	3,00	3,13	2,68	2,80	2,99	2,75	2,58	2,81					2,84	
	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					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	6,86					6,91	
	Terra	4,06	3,52	3,21	3,12	3,08	3,00	3,07	2,88	3,14	2,95	2,86	2,88					2,98	
BA	Mar	3,18	5,70	5,16	6,19	5,00	4,80	2,64	2,40	3,86	4,16	4,60	3,97					3,93	
	Gás Associado	1,31	1,35	1,72	1,63	1,72	1,68	1,72	1,61	1,66	1,53	1,46	1,50					1,61	
	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	5,35					5,30	
	Subtotal	2,64	7,68	2,94	7,39	11,81	9,62	11,82	11,33	12,41	12,75	12,92	12,73					11,92	
	Terra	0,23	0,44	0,30	0,27	0,34	0,31	0,30	0,31	0,31	0,26	0,16	0,17					0,27	
ES	Mar	2,41	7,24	2,64	7,12	11,47	9,31	11,51	11,02	12,10	12,49	12,76	12,56					11,65	
	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					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	7,39					6,58	
	Subtotal	21,99	24,00	28,76	27,77	26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54	24,88	25,39					25,46	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
RJ	Mar	21,99	24,00	28,76	27,77	26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54	24,88	25,39					25,46	
	Gás Associado	21,07	23,14	28,71	27,68	26,15	25,15	25,39	25,73	25,46	25,54	24,88	25,31					25,45	
	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	0,08					0,01	
	Subtotal	0,89	0,66	0,60	0,93	2,43	2,13	1,42	2,14	3,39	3,44	3,44	3,35					2,72	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
SP	Mar	0,89	0,66	0,60	0,93	2,43	2,13	1,42	2,14	3,39	3,44	3,44	3,35					2,72	
	Gás Associado	0,00	0,00	0,00	0,10	0,67	0,54	0,14	0,49	1,93	2,18	2,19	1,92					1,26	
	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	1,44					1,46	
	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					0,00	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
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					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					0,00	
	Gás Não Associado	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	Total Brasil	49,73	59,16	57,91	62,84	66,26	62,83	61,44	62,54	66,67	67,27	66,88	66,52					65,05	
Fonte: ANP, setembro 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 julho, a produção nacional de gás natural de agosto apresentou redução de 0,36 milhões de metros cúbicos por dia, tendo o Estado da Bahia maior in- fluência no decréscimo.

7,0

Campos com maior produção de gás - agosto/2011

8,0

Histórico de produção de gás - Campo

6,0

5,0

Milhões de m³/d

4,0

5,7

5,3

5,0

4,6	4,5

4,0

7,0

6,0

Milhões de m³/d

5,0

3,0

4,0

2,0

2,1	2,1

1,9	1,8

3,0

2,0

1,0

1,0

0,0

RIO URUCU      LESTE DO
URUCU

RONCADOR        PEROÁ       MARLIM SUL      MANATI          MARLIM          MARLIM
LESTE

CAMARUPIM  BARRACUDA NORTE

0,0

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

Os campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 55,6% da produção nacional.
A produção do campo de Peroá é realizada por 5 poços, sendo que um destes atingiu produção superior a 2 MM m³/d, ou seja, 46,5% do total do campo.

P L A T A F O R M A S

Os campos de maior influência na redução da produção nacional foram Manati (localizado no Estado da Bahia) e Marlim (localizado no Estado do Rio de Janeiro).
A queda da produção no campo de Marlim deveu-se à parada de produção não pro- gramada e ao atraso na execução de serviços de manutenção. Essa queda foi com- pensada pelo aumento da produção nos campos de Marlim Sul, Barracuda e Lingua- do, também na Bacia de Campos.

6,0

Plataformas com maior produção de gás - agosto/2011

8,0

Histórico de produção de gás - Plataforma

5,0

5,0

7,0

4,0

4,0

6,0

Milhões m³/d

5,0

Milhões de m³/d

3,0

2,7

4,0

2,0

2,3

2,0	1,9	1,9

1,8	1,7	1,6

3,0

2,0

1,0

1,0

0,0

PEROA	PMNT 1        FPSO CIDADE
SÃO MATEUS

P-52	P-54	P-40		FPSO CAPIXABA

PLATAFORMA  PLATAFORMA   FPSO CIDADE DE MEXILHÃO  DE PIRANEMA    DE VITÓRIA

0,0

set-10         out-10         nov-10         dez-10         jan-11         fev-11         mar-11        abr-11         mai-11         jun-11          jul-11         ago-11 PMNT 1	PETROBRAS 35

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

As plataformas com maior influência na redução da produção foram a P-35 (localizada no campo de Marlim) e PMNT 1 (localizada no campo de Manati).
A produção da PMNT 1 é realizada por 6 poços, entretanto devido ao desgaste prema- turo em equipamentos foi necessária a interrupção da produção de alguns deles para realização de procedimentos de manutenção.

I N F R A E S T R U T U R A   DE   P R O D U Ç Ã O   (P L A T A F O R M A   P - 5 6 )

Esta edição do boletim apresenta informações a respeito da plataforma P-56.

A Plataforma do tipo semissubmersível P-56 foi colocada em produção no dia 15 de agosto de 2011 no campo de Marlim Sul, localizado na Bacia de Campos. A plataforma possui as seguintes capacida- des:
Processamento de óleo: 100 mil barris/d
Processamento de gás natural: 6 milhões de m³/d.

O gás natural produzido na plataforma será inicialmente escoado por um gasoduto de aproximada- mente 15 Km até a plataforma P-51, sendo posteriormente direcionado para o Terminal de Cabiúnas.

Fontes: Superintendência de Desenvolvimento de Produção ANP, setembro de 2011.
Petroleo Brasileiro S.A. (website) Website: http://www2.planalto.gov.br/

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%

16,2% 16,0%

10,1% 10,1%

10,5%

9,5%   9,2%
8,0%

7,7%
6,6%

6,0% 5,7%

6,0%

6,6%

7,7%

6,8%	6,8%
6,0%	5,8%	5,9%

Em relação ao mês de julho, a queima de gás natural caiu 0,64 milhão de m³/dia, sendo Espírito Santo e São Paulo os Estados de maior influência.

4,0%

4,6% 4,4%

5,3%	5,5%

2,0%

0,0%

2008	2009	2010	jan-11	fev-11	mar-11	abr-11	mai-11	jun-11	jul-11	ago-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

700

Campos com maior queima de gás - agosto/2011

1.400

Histórico de queima de gás - Campo

600

500

611

548

479

Exploração    Produção

1.200

1.000

400

428

Mil m³/d

800

Mil m³/dia

300

200

100

288

248	238

148	137

124

600

400

200

0
MARLIM	LULA	SOL-T-171    MARLIM SUL   RIO URUCU    RONCADOR      LESTE DO
URUCU

MARLIM LESTE

BM-S-40         JUBARTE

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
Cachalote	Jubarte	BM-S-9

As áreas e campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 71,6% da queima de gás no País. Os campos e áreas exploratórias de maior influência na redução da queima de gás foram BM-S-9 (localizada em São Paulo), Cachalote e Jubarte (localizados no Espírito Santo).

P L A T A F O R M A S

A redução da queima de gás na área BM-S-9 deveu-se ao término do TLD no poço 1BRSA594SPS. A queima no campo de Cachalote retornou aos níveis verificados nos meses de janeiro a junho deste ano, da mesma forma a queima no campo de Jubarte retornou aos níveis verificados nos meses de abril a junho deste ano.

500,0

474,5

Plataformas com maior queima de gás - agosto/2011

1.000

Histórico de queima de gás - Plataforma

450,0

400,0

Exploração    Produção

800

350,0

Mil m³/dia

300,0

250,0

318,1

254,6

Mil m³/dia

600

200,0

150,0

100,0

137,3	127,1	123,4

115,3	108,0	108,0

97,7

400

200

50,0

0,0

FPSO CIDADE DE SÃO VICENTE

P-56	P-19	ZEPHIR I	P-26	P-54	FPSO RIO     FPSO CIDADE FPSO CIDADE
DAS OSTRAS   DE VITÓRIA    DE NITEROI

P-52

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 FPSO CAPIXABA	DYNAMIC PRODUCER

As plataformas citadas no gráfico acima foram responsáveis por 41,1% da queima de gás no País.

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

As plataformas de maior influência na redução da queima de gás foram FPSO Capixa- ba (localizada no campo de Cachalote) e a Dynamic Producer (localizada no BM-S-9). A redução da queima de gás natural no FPSO Capixaba é atribuída à conclusão da manutenção do sistema de compressão dessa plataforma.

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

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

Bolívia	
TBG	Petrobras	26,90	30,52	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77	29,11					26,92	
		BG	0,39	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	EPE	0,55	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	Subtotal	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77	29,11					26,92	

Argentina	Sulgás (TSB)	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	Subtotal	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,72	7,64	1,19	0,78	1,32	0,56	3,37	0,95	1,58	1,82					1,45	
Terminal GNL de Pecem *	0,00	0,00	0,64	2,49	0,18	0,20	0,39	0,56	2,33	0,95	1,58	0,36					0,82	
Terminal GNL da Baía de Guanabara *	0,00	0,00	0,08	5,15	1,01	0,58	0,93	0,00	1,04	0,00	0,00	1,46					0,63	
TOTAL	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54	30,35	30,93					28,37	
Consumo em transporte na importação	0,95	1,23	0,58	0,89	0,58	1,10	0,99	0,67	0,68	1,14	1,07	1,18					0,93	
Oferta de gás importado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40	29,28	29,75					27,44	
Fontes: ANP e TBG, setembro 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				
Total 2010	777.457.112	2.168.100.111	4.754.606				
02/2011	25.374.670	61.637.990	135.171	7,96	Trinidad e Tobago	Rio de Janeiro - 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	Rio de Janeiro - 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	Trinidad e Tobago	Rio de Janeiro - RJ	
06/2011	13.741.247	33.888.160	74.316	7,84	Estados Unidos	Pecém - CE	
06/2011	11.915.910	30.493.149	66.871	7,56	Trinidad 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	Rio de Janeiro - RJ	
09/2011	17.545.715	34.324.762	75.274	9,89	Catar	Pecém - CE	
09/2011	16.071.406	31.440.564	68.949	9,89	Catar	Rio de Janeiro - RJ	
Total 2011	177.798.281	404.160.922	886.318				
Fonte: Aliceweb - MDIC, outubro 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

O oferta interna de gás natural em agosto manteve-se estável em relação ao mês anterior, com participação do gás nacional de aproximadamente 54%. A produção nacional de gás natural caiu cerca de 1%, de 66,88 milhões de m³/dia para 66,52 milhões de m³/dia. Na região Nordeste, nos Estados de Alagoas e Sergipe, a produção foi de 1,52 milhões de m³/dia e 3,19 milhões de m³/dia, aumento de 4,0% e 7,0%, respectivamente. Já no Estado da Bahia, a produção caiu 8%. No Rio de Janeiro, houve aumento de 2% (+0,5 milhão de m³/dia). Na região Norte, a produção em Urucu caiu ligeiramente em relação ao mês anterior, ficando em 11,57 milhões de m³/dia.

A oferta de gás natural importado cresceu 2% em relação ao mês anterior, totalizando 29,75 milhões de m³/dia. Por um lado, a importação da Bolívia manteve-se estável em torno de 29 milhões de m³/dia e, por outro, a regaseificação de GNL aumentou de 1,58 para 1,86 milhão de m³/dia em relação a julho deste ano, variação de +15%.

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 agosto foram consumidos diariamente, em média, 63,08 milhões de m³ de gás natural. O consumo industrial somou, ao todo, 41,28 milhões de m³/dia, crescimento de 2% em comparação ao mês anterior. Em comparação com agosto de 2010, porém, o cresci- mento da demanda industrial foi de 14% (quase 5 milhões de m³/dia a mais). Já o consumo de gás natural veicular manteve-se praticamente estável em relação a julho, fechando o mês em 5,42 milhões de m³/dia.

O consumo do segmento residencial, após dois meses consecutivos de pico, recuou para 0,90 milhão de m³/dia em agosto, queda de 16% frente ao mês anterior. A demanda do setor comercial também recuou, fechando o mês de agosto em 0,69 milhão m³/dia, 8% menor do que no mês anterior. O consumo de gás para geração elétrica apresentou queda de 10% em relação aos 12,13 milhões de m³/dia de julho deste ano. A parada das Usinas Termelétricas localizadas no Ceará e a redução de quase 40% no despacho da UTE Termopernambuco foram as principais responsáveis por essa queda.

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	41,28					39,76	66,2	
Autom otivo	7,01	6,63	5,77	5,50	5,11	5,40	5,28	5,28	5,43	5,43	5,27	5,42					5,33	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	0,90					0,83	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	0,69					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	10,87					9,51	15,8	
Co-geração	1,92	2,26	2,43	2,90	3,22	3,24	3,19	3,08	2,94	3,12	2,96	2,94					3,09	5,1	
Matéria-prim a	-	-	-	-	0,70	0,60	0,77	0,59	0,81	0,75	0,82	0,69					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	0,29					0,16	0,3	
TOTAL	49,08	58,71	44,44	61,69	55,33	59,73	58,35	55,92	60,13	64,21	63,72	63,08					60,06	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	

14,51	

16,20	

16,34	

15,20	

16,38	

15,03	

17,03	

16,15	

16,11	

16,38					

16,08		
TOTAL GERAL	62,16	72,19	58,95	77,89	71,66	74,93	74,73	70,95	77,16	80,37	79,83	79,46					76,14		
* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, setembro 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

15,8%

5,1%
1,2%     0,3%

M É D I A   2 0 1 1

50,00

1,1%

Milhões de m³/dia

40,00
1,4%

30,00

20,00

8,9%

66,2%

10,00

Industrial *	Automotivo	Residencial

0,00

Média 2005

Média 2006

Média 2007

Média 2008

Média 2009

Média 2010

Jan         Fev        Mar         Abr         Mai         Jun         Jul         Ago
Ano de 2011

Comercial	Geração de Energia Elétrica *	Co-geração

Matéria-prima	Outros (inclui GNC)

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

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

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR DISTRIBUIDORA
(em m ilhões de m ³/dia)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	
Média 2010	2011	
Média 2011	2011	
					
Jan	
Fev	
Mar	
Abr	
Mai	
Jun	
Jul	
Ago	
Set	
Out	
Nov	
Dez		Média
%	
Algás (AL)	0,50	0,50	0,45	0,47	0,42	0,31	0,47	0,39	0,43	0,43	0,47	0,48					0,43	0,9	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,10	3,67	3,85	3,77	3,96	3,81	3,83	3,98	3,98	3,71					3,86	8,2	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,75	3,60	2,61	3,11	2,89	2,99	2,75	2,94					2,96	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					0,01	0,0	
Ceg (RJ)	6,00	8,46	5,67	8,55	7,45	7,43	7,06	6,91	7,31	6,78	6,29	6,35					6,95	14,8	
Ceg Rio (RJ)	4,33	9,14	3,76	6,09	3,71	5,11	3,38	2,25	2,60	4,67	4,59	5,04					3,92	8,4	
Cegás (CE)	0,47	0,51	0,72	1,38	0,41	0,46	0,44	0,42	1,21	1,32	1,38	0,48					0,77	1,6	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,08	0,50	0,92	1,05	1,37	1,58	1,95	2,15	2,48					1,50	3,2	
Com gas (SP)	13,89	14,28	11,66	13,45	12,40	14,08	13,49	13,49	13,26	13,59	13,30	13,38					13,37	28,5	
Com pagás (PR)	1,75	1,29	1,36	1,70	1,29	0,95	0,96	1,01	1,09	1,07	1,08	1,08					1,07	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	2,37					2,15	4,6	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,65	0,54	0,54	0,60	0,58	0,69	0,83	0,88	0,90					0,69	1,5	
Gasm ig (MG)	1,74	2,40	1,50	2,63	2,59	2,84	2,96	2,92	2,95	3,16	2,94	3,05					2,93	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					0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,65	0,03	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01					0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,38	0,28	0,15	0,86	0,18	0,30	0,19	0,22	0,20	0,20	0,29	0,31					0,24	0,5	
Pbgás (PB)	0,36	0,38	0,36	0,37	0,32	0,37	0,35	0,34	0,34	0,35	0,34	0,35					0,35	0,7	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41	0,40	0,38					0,39	0,8	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37	1,42	1,49					1,42	3,0	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,74	1,72	1,84	1,85	1,83	1,86	1,86	1,85	1,89					1,84	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	0,28					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	1,95					1,79	3,8	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	41,41	49,59	36,70	49,73	43,10	47,50	44,90	43,45	47,42	50,23	49,56	48,93					46,89	100,0	
Fonte: Abegás, setembro 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	0,48					0,43	1,1	
Bahiagás (BA)	3,36	3,47	3,09	3,67	3,85	3,77	3,96	3,81	3,83	3,98	3,98	3,71					3,86	9,7	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,71	3,08	2,61	3,11	2,89	2,99	2,75	2,94					2,89	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					0,01	0,0	
Ceg (RJ)	5,06	4,92	4,27	4,84	4,60	4,97	4,84	4,88	5,03	4,92	4,74	4,90					4,86	12,2	
Ceg Rio (RJ)	2,38	2,32	2,08	2,25	2,04	2,22	2,16	2,15	2,47	2,30	2,18	2,28					2,22	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	0,48					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					0,00	0,0	
Com gas (SP)	13,67	13,37	11,61	12,61	12,25	13,17	13,23	13,30	13,25	13,58	13,28	13,38					13,18	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	1,08					1,00	2,5	
Copergás (PE)	1,02	0,99	0,89	0,98	0,97	1,00	0,95	0,97	1,00	1,02	1,04	1,04					1,00	2,5	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,65	0,54	0,54	0,60	0,58	0,69	0,83	0,88	0,90					0,69	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	3,05					2,86	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					0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,02	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01					0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,04	0,04	0,15	0,21	0,18	0,20	0,19	0,19	0,19	0,20	0,29	0,31					0,22	0,6	
Pbgás (PB)	0,36	0,38	0,36	0,37	0,32	0,37	0,35	0,34	0,34	0,35	0,34	0,35					0,35	0,9	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41	0,40	0,38					0,39	1,0	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37	1,42	1,49					1,42	3,6	
Scgás (SC)	1,54	1,57	1,58	1,74	1,72	1,84	1,85	1,83	1,86	1,86	1,85	1,89					1,84	4,6	
Sergás (SE)	0,30	0,28	0,26	0,27	0,26	0,26	0,24	0,24	0,25	0,27	0,28	0,28					0,26	0,7	
Sulgás (RS)	1,36	1,38	1,31	1,49	1,35	1,54	1,74	1,78	1,98	1,94	2,01	1,95					1,79	4,5	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	35,76	36,27	32,05	36,80	36,80	39,35	39,34	39,67	40,53	40,93	40,29	40,91					39,73	100,0	
Fonte: Abegás, setembro 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 agosto	2ª semana operativa de agosto	3ª semana operativa de agosto	4ª semana operativa de agosto	1ª semana operativa de setembro

1800

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Macaé Merchant Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha

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

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Macaé Merchant Barbosa L Sobrinho
Euzébio Rocha

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

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha

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

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Macaé Merchant Luis Carlos Prestes
Barbosa L Sobrinho
Euzébio Rocha

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

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Macaé Merchant Luis Carlos Prestes
Barbosa L Sobrinho
Euzébio Rocha

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

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

30/07 (SAB)

31/07 (DOM)

01/08 (SEG)

02/08 (TER)

03/08 (QUA)

04/08 (QUI)

05/08 (SEX)

06/08 (SAB)

07/08 (DOM)

08/08 (SEG)

09/08 (TER)

10/08 (QUA)

11/08 (QUI)

12/08 (SEX)

13/08 (SAB)

14/08 (DOM)

15/08 (SEG)

16/08 (TER)

17/08 (QUA)

18/08 (QUI)

19/08 (SEX)

20/08 (SAB)

21/08 (DOM)

22/08 (SEG)

23/08 (TER)

24/08 (QUA)

25/08 (QUI)

26/08 (SEX)

27/08 (SAB)

28/08 (DOM)

29/08 (SEG)

30/08 (TER)

31/08 (QUA)

01/09 (QUI)

02/09 (SEX)

0

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

Região Nordeste
  1ª semana operativa de agosto	2ª semana operativa de agosto	3ª semana operativa de agosto	4ª semana operativa de agosto	1ª semana  operativa de setembro

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

Jesus Soares Pereira   (EX)

Jesus Soares Pereira   (EX)

Jesus Soares Pereira   (EX)

Jesus Soares Pereira   (EX)

Jesus Soares Pereira   (EX)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(EX/PE)
(EX)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(EX/PE)
(EX)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(EX/PE)
(EX)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(EX/PE)
(EX)

Celso Furtado
Rômulo Almeida

(EX/PE)
(EX)

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

30/07 (SAB)

31/07 (DOM)

01/08 (SEG)

02/08 (TER)

03/08 (QUA)

04/08 (QUI)

05/08 (SEX)

06/08 (SAB)

07/08 (DOM)

08/08 (SEG)

09/08 (TER)

10/08 (QUA)

11/08 (QUI)

12/08 (SEX)

13/08 (SAB)

14/08 (DOM)

15/08 (SEG)

16/08 (TER)

17/08 (QUA)

18/08 (QUI)

19/08 (SEX)

20/08 (SAB)

21/08 (DOM)

22/08 (SEG)

23/08 (TER)

24/08 (QUA)

25/08 (QUI)

26/08 (SEX)

27/08 (SAB)

28/08 (DOM)

29/08 (SEG)

30/08 (TER)

31/08 (QUA)

01/09 (QUI)

02/09 (SEX)

0

Termopernambuco	Termofortaleza	Jesus Soares Pereira	Celso Furtado	Rômulo Almeida	Média Semanal

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

Semana	SE-CO	S	NE	N
30/07/2011 a 05/08/2011	16,56	10,29	16,56	16,56
06/08/2011 a 12/08/2011	11,69	7,60	11,71	11,71
13/08/2011 a 19/08/2011	12,79	8,29	12,85	12,85
20/08/2011 a 26/08/2011	17,04	10,66	17,04	17,04
27/08/2011 a 02/09/2011	11,78	1,39	11,78	11,78
Fonte: ONS, setembro de 2011

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)

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
out/10	nov/10	dez/10	jan/11	fev/11	mar/11	abr/11	mai/11	jun/11	jul/11	ago/11	set/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 agosto foi de cerca de 1.520 MW-med, 15% inferior à do mês de julho. Os níveis dos reservatórios dos subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul apresentaram valores acima da Média de Longo Termo - MLT durante todo o mês. O cenário hidrológico positivo contribuiu para que o Custo Marginal de Operação – CMO apresentasse queda de 29% no decorrer de agosto. De acordo com o Operador Nacional do Siste- ma Elétrico - ONS o nível atual de armazenamento dos reservatórios é um dos mais altos dos últimos 10 anos, com exceção do Nordeste.

Na região Sudeste/Centro-Oeste, geraram durante praticamente todo o mês as usinas termelétricas - UTEs Governador Leonel Brizola, Euzébio Rocha e Norte Fluminense, com fins de exportação e por inflexibilidade, tendo esta última gerado, também, por razões elétricas. Além delas, também registra- ram geração as UTEs Barbosa Lima Sobrinho e Macaé Merchant, por razões elétricas. O que motivou tais despachos foi a manutenção realizada em transfor- madores da subestação de Grajaú, no Rio de Janeiro. Na região Sul, mais uma vez, não foi registrada geração termelétrica a gás natural. Na região Nordeste, a UTE Termopernambuco gerou por inflexibilidade, enquanto as UTEs Jesus Soares Pereira, Celso Furtado e Rômulo Almeida geraram predominantemente com finalidade de exportar energia para a Argentina. As quatro usinas dessa região geraram todos os dias do mês de agosto.

Destacamos a realização, no dia 17 de agosto, do 12º Leilão de Energia Nova (A-3), destinado ao atendimento do mercado nacional de energia elétrica a partir de 1º de março de 2014. Foram contratados dois empreendimentos a gás natural, que arremataram 1.029,1 MW. A potência equivale a 37,5% dos 2.744,6 MW contratados de 51 usinas, o que posicionou o gás natural como segunda fonte mais expressiva no certame. O primeiro lugar ficou com as usinas eólicas, que totalizaram 38,9%. As UTEs a gás natural contratadas tiveram preço médio de R$ 103,26/MWh, e os seus contratos terão duração de 20 anos.

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   -  A G O S T 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	13,5398	17,9441	20,4054	20,0402	
Sudeste	Gás Nacional	13,1385	22,5359	18,0116	17,0786	
	Commodity	Transporte	Total		
Sudeste	Gás Importado	7,6962	1,7703	9,4665	22,5359	18,0116	17,0786	
Sul	Gás Importado	7,6934	1,7691	9,4625	20,9963	18,7953	18,3780	
Centro Oeste	Gás Importado	8,9398	1,7979	10,7377	20,7598	16,9101	16,1817	
Fonte: MME/SPG/DGN, agosto de 2011.
Dados originalmente obtidos da Petrobras, Distribuidoras e Banco Central. Médias regionais simples (não ponderadas por v olume).
Os preços ao consumidor final do segmento industrial foram calculados pelo MME com base nas informações de preço disponibilizadas nos sítios das distribuidoras ou das agências reguladoras estaduais.
Segundo a Petrobras, a seu ex clusiv o critério, no mês de Agosto/11 foi aplicado um desconto prov isório de aprox imadamente 15,2% sobre os preços contratuais do gás nacional para as distribuidoras da região Nordeste e Sudeste, a ex ceção da GASMIG.	
	
Dólar de conversão R$/US$ (agosto/11):	1,5970	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	
Média 2010	2011	
Média 2011	
					
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		
PPT	3,71	4,21	3,86	4,25	4,56	4,63	4,71	4,85	4,85	4,87	4,90	4,85					4,78	
Fonte: MME/SPG/DGN, setembro 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	10,72					9,63	
NBP *	6,13	11,41	4,96	6,39	8,81	8,65	9,79	9,71	9,33	9,35	8,87	8,72					9,15	
Henry Hub	6,98	8,86	3,95	4,38	4,49	4,09	3,97	4,23	4,31	4,54	4,41	4,05					4,26	
Petróleo Brent	12,92	17,28	10,96	14,16	17,20	18,49	20,42	22,00	20,41	20,32	20,82	19,61					19,91	
Petróleo WTI	12,87	17,74	10,99	14,14	15,93	15,96	18,35	19,58	18,03	17,14	17,33	15,38					17,21	
Petróleo Brent (US$/Bbl)	72,53	97,01	61,50	79,48	96,54	103,76	114,60	123,49	114,55	114,04	116,88	110,05					111,74	
Petróleo WTI (US$/Bbl)	72,26	99,58	61,68	79,37	89,38	89,57	102,99	109,89	101,22	96,21	97,26	86,30					96,60	
Fontes:
Preço do Gás: w w w .theice.com, w w w .bloomberg.com/energy /, w w w .index mundi.com (FMI), setembro de 2011. Peço do Petróleo: Petrobras, setembro 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 AGOSTO DE 2011

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	4,3431

US$/MMBtu

15

12

20
5,3456	4,1562	5,2900	4,0355	5,2344

15

9	10
16,0950	15,0185	15,4024	14,8623	14,9550	14,7061
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 AGOSTO DE 2011

	

	21,2987		

			

	5,9254				

31,4769		
	
21,9590				

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

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 AGOSTO DE 2011

45

40
8,6823
35
5,9962
30

US$/MMBtu

45

40

35

30

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

US$/MMBtu

25	25

20	20
15	32,1757	30,2574	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 )

30

25

5,0836
20

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

US$/MMBtu 25

20

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

US$/MMBtu

5,4251

15

3,5990

5,3695

3,4018

5,3139
15

10	18,8393

5

15,2419

13,3375

15,0857

12,6065

10

14,9295

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 AGOSTO DE 2011

55
50
45
40	18,5133
35

US$/MMBtu

30
25
20	4,5805
15	32,2441
10
16,9749
5
0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Preço sem Tributo	Tributo

US$/MMBtu 60

50

40

30

20

10

0

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

GNV	Gasolina

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

	
			
	11,2918		

			5,7303		

					
	
41,8460				
			33,7745		

					

60

55
50
45

40

US$/MMBtu

35
30
25
20
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 )

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

30

27

US$/MMBtu 25

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

24
5,5198
21

US$/MMBtu

18

15

5,6041	4,3383	5,5485

4,0854

20

5,4929
15

12
20,4558
9

6

3

0

10

15,7450	16,0772	15,5888	15,1399	15,4325
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 AGOSTO DE 2011

	

	24,2650		

			
					
	5,7970				

	
21,4830		29,4530		

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

50

40

30

20

10

0

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 AGOSTO DE 2011

75
70
65
60	14,4600
55
50

US$/MMBtu

45
40
35	7,1846
30
25	53,5872
20
15	30,5126
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

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

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, setembro/2011.

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	

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

Fonte: Sala de monitoramento do MME/DGN, setembro 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	

31/01/2012	
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, s etembro 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 Setembro e Outubro de 2011, foram emitidas as licenças abaixo relacionadas para os empreendimentos referentes à área de gás natural:

08/09/2011 – Emitida, pela CETESB/Secretaria de Meio Ambiente do Estado de São Paulo (SMA), a Licença de Operação (LO) para o gaso- duto GASAN II
09/09/2011 – Emitida, pelo IBAMA, Licença Prévia (LP) para Perfuração Marítima - Blocos BFZA-2, 4, 5 e 6 - Bacia da Foz do Amazonas 16/09/2011 – Emitida, pelo IBAMA, a Licença Prévia (LP) para o Projeto “P-62 - Campo de Roncador Módulo 4”
23/09/2011 - Emitida, pelo IBAMA, a Licença de Instalação (LI) para o Projeto “Plataforma P-55 - Campo Roncador Módulo 3”
10/10/2011 – Emitida, pelo INEA/RJ, a Licença de Instalação ( LI) de Terraplanagem, para início das obras do Projeto “Ampliação da Capaci-
dade de Processamento do Terminal de Cabiúnas”
24/10/2011 - Emitida, pelo IBAMA, a Licença Prévia (LP) para o Projeto “Gasoduto de Escoamento - Sul/Norte Capixaba” Destacam-se ainda, para os Empreendimentos da área de Gás Natural, as seguintes ações:
16/09/2011 - Início da exportação de gás produzido no campo de LULA para a UTGCA (Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba) 14/10/2011 - Iniciada a Operação do Terminal de Ilha Redonda-RJ do Projeto “Plangás GLP”
12/10/2011 – Iniciada a operação do TLD em Carioca NE

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

Gasoduto GASPAL II
Emitida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis(ANP) a Autorização de Operação (AO) em 14/10/2011. Empreendimento concluído.
Gasoduto GASAN II
Emitida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis(ANP) a Autorização de Operação (AO) em 07/10/2011. Empreendimento concluído.

Fonte: Sala de Monitoramento do DGN/MME Outubro/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, setembro 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 S   DE   T R A N S P O R T E   E X I S T E N T E S   NO   B R A S I L

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

Extensão

Diâmetro

Capacidade

I nício de

CANDEIAS x ARATU

Candeias (BA)
(São Francisco do Conde)

Aratu (BA)
(Simões Filho)

GASEB	Atalaia (SE)	Catu (BA) (Pojuca)	224,0	14	1,3	1974	
SANTIAGO (CATU) x CAMAÇARI	Santiago (BA)
(Pojuca)	Camaçari (BA)	32,0	14	1,2	1975	
CANDEIAS x CAMAÇARI	Candeias (BA)
(São Francisco do Conde)	Camaçari (BA)	37,0	12	1	1981	
GASDUC I	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de Caxias)	183,0	16	8,3	1982	
LAGOA PARDA x VITÓRIA	Lagoa Parda (ES)	Vitória (ES)	100,0	8	1,4	1983	
NORDESTÃO I	Guamaré (RN)	Cabo (PE)	424,0	12	2	1985	
GASVOL	REDUC (RJ)
(Duque de Caxias)	EsVOL (RJ)
(Volta Redonda)	101,0	14 e 18	1,5 e 5,1	1986	
GASPAL	ESVOL (RJ)
(Volta Redonda)	Mauá (SP)	325,0	22	2	1988	
SANTIAGO (CATU) x CAMAÇARI	Santiago (BA) (Pojuca)	Camaçari (BA)	32,0	18	2	1992	
GASAN	Cubatão (SP)	Capuava (SP)	42,0	12	1,3	1993	
GASVIT	Serra (ES)	Viana (ES)	46,0	8	0,3	1996	
GASBEL	REDUC (RJ)
(Duque de Caxias)	REGAP (MG)	357,0	16	3,6	1996	
URUCU x COARI - GARSOL(**)	Urucu (AM)	Coari (AM)	278,0	18	4,1	1998	
GASFOR I	Guamaré (RN)	Pecém (CE)	383,0	10 e 12	2	1999	
GASALP	Pilar (AL)	Cabo (PE)	204,0	12	2,6	2000	
CANDEIAS x DOW	Candeias (BA)
(São Francisco do Conde)	Dow Química (BA)	15,0	14	1,5	2002	
Ramal TermoFortaleza (CE) I e II	Fortaleza (CE)	TermoFortaleza (CE)	2,0			2003	
Ramal Aracati	Aracati (CE)	Aracati (CE)	7,0			2004	
Ramal UTE-Pernambuco	Cabo (PE)	TermoPernambuco	12,0			2004	
SANTA RITA x SÃO MIGUEL DO TAIPU	Santa Rita (PB)	São Miguel do Taipu (PB)	25,0	8	1,3	2005	
Açu - Serra do Mel	Açu (RN)	Serra do Mel (RN)	31,0	14	2,32	2007	
Catu - Carmópolis - Trecho 02: Itaporanga - Carmópolis	Itaporanga (SE)	Carmópolis (SE)	67,0	26	12	2007	
Atalaia - Itaporanga	Atalaia (SE)	Itaporanga (SE)	29,0	14	3,1	2007	
Carmópolis - Pilar	Carmópolis (SE)	Pilar (AL)	177,0	26	16	2007	
DOW (CANDEIAS) ARATU-CAMAÇARI	Candeias (BA)
(São Francisco do Conde)	Camaçari (BA)	28,0	14	1,0	2007	
Cacimbas - Vitória	Cacimbas (ES)	Vitória (ES)	130,0	16 - 26	20	2007	
CAMPINAS - RIO DE JANEIRO (Trecho Paulínia-Taubaté)	Paulínea (SP)	Taubaté (SP)	200,0	28	8,6	2007	
CAMPINAS - RIO DE JANEIRO (Taubaté - Japeri)	Taubaté (SP)	Japeri (RJ)	255,0	28	8,6	2008	
Cabiúnas – Vitória (GASCAV)	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	Vitória (ES)	303,0	28	20	2008	
Catu - Carmópolis - Trecho 01: Catu - Itaporanga	Catu (BA) (Pojuca)	Itaporanga (SE)	196,0	26	12	2008	
Japeri - Reduc	Japeri (RJ)	REDUC (RJ)	45,0	28	20	2009	
Gasoduto Coari - Manaus	Coari (AM)	Manaus (AM)	383,0	20	10,5	2009	
Gasoduto Paulínia - Jacutinga	Paulínea (SP)	Jacutinga (MG)	93,0	14	5	2009	
Ramal Terminal Ubu	Gasoduto Cabiúnas - Vitória (ES)	UTG Sul Capixaba (ES)	10,0	10	2	2010	
GASDUC III	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de Caxias)	179,0	38	40	2010	
Cacimbas - Catu	Cacimbas (ES)	Catu (BA) (Pojuca)	954,0	26	20	2010	
GASBEL II	Volta Redonda (SP)	Betim (MG)	267,0	16-18	5	2010	
Pilar - Ipojuca	Pilar (AL)	Ipojuca (PE)	189,0	24	5 a 15	2010	
Caraguatatuba - Taubaté	Caraguatatuba (SP)	Taubaté (SP)	96,0	26	15	2011	
GASPAL II	Guararema (SP)	Mauá (SP)	60,0	22	12	2011	
GASAN II	Cubatão (SP)	Capuava (SP)	38,0	22	7	2011	
TOTAL - TRANSPETRO			6.579,0				
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)	Divisa com Argentina	Uruguaiana (RS)	25,0	24	12	2000	
Uruguaiana - Porto Alegre (Trecho 03)	Canoas (RS)	Pólo Petroquímico de Triunfo (RS)	25,0	24	12	2000	
TOTAL - TSB			50,0				
Transportadora Gás Ocidente (4)							

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

(San Matias)

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 NO EXTERIOR DEDICADOS À EXPORTAÇÃO AO BRASIL	

Gasodutos	
Origem	
Destino	Extensão (km)	Diâmetro (Pol)	Capacidade (MMm³/dia)*	Início 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	

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

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

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

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

TERMINAL DE

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

Tipo de

	(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	-	-	-	

Usina	Térmica

Potência
(MW)

Específico

UF	Compromisso

(R$/MWh)

					

					
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	Térmica	(MW)	Específico	UF		
Tendência
(mil m³/d/MW)	
Cacimbaes (6)	cc	127	4,89	ES	jan/13	
Escolha (6)	cc	338	4,89	ES	jan/13	
Maranhão IV (antiga MC2 Joinville) (6),(7)	ca	338	n/d	MA	dez/12	
Maranhão V (antiga MC2 João Neiva) (6),(7)	ca	338	n/d	MA	dez/12	
Maranhão III (8)	cc	499	n/d	MA	dez/13	
Baixada Fluminense (8)	cc	530	n/d	MA	dez/13	

Tipo de

Potência

Consumo

Data de

UTEs do Sistema Manaus

Tipos de
Usina	Máquinas

Potência (9)
(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

Fontes: ANEEL/Petrobras, agosto de 2011.
ONS, Fax-preço semana operativa 30/07/2011 a 05/08/2011
DMSE/SEE/MME, agosto de 2011.

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 tor a gás natural	
ca - Turbin cav - Turbi cc - Turbin ccv - Turbi Motor - Mo		

NOTAS:
UTE Cuiabá indisponível segundo Despacho ANEEL nº 4.332, de 20/11/2009;
UTEs Piratininga 1 e 2 e Piratininga 3 e 4 constam do Termo de Compromisso;
UTE Uruguaiana indisponível por falta de gás natural;
Os consumos específicos de ciclo fechado foram estimados em função dos incrementos de potência instalada e dos consumos específicos atuais em ciclo aberto.
Empreendimentos pertencentes ao Leilão A-3, de 17/09/2008
Empreendimentos pertencentes ao Leilão A-5, de 30/09/2008
A mudança das características e a transferência de titularidade dessas usinas foi autorizada pela ANEEL por meio da Resolução Autorizativa 3.032, de 16 de agosto de 2011.

para dezembro/2011.

Empreendimentos pertencentes ao Leilão A-3, de 17 e 18/08/2011

Inclui somente as máquinas com capacidade de operação a gás natural. A operação comercial utilizando esse combustível está prevista

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 do gás natural boliviano.
O cálculo da competitividade do gás natural em agosto de 2011 não levou em conta o desconto provisório de aproximadamente 15,2% 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