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 5 - O u 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 em setembro cai quase 2% em relação ao mês de agosto. Principais campos responsáveis pela queda são Peroá, no Espírito Santo, e Piranema, em Sergipe.   (pag. 04)
Neste Boletim, detalhes sobre a infraestrutura na Bacia de Campos – Parte 1 (pag. 04)

Queima de gás natural: Queima de gás natural volta a subir em setembro em razão da retomada de Teste de Longa Duração (TLD) em poço do campo de Jubarte e também do comissionamento na plataforma P-56 (pag. 05)

Consumo de gás natural: Ligeira queda no consumo em setembro – aproximadamente 1% – distribuída por vários segmentos (pags. 08 a 11)

Seminário sobre a Lei do Gás e o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (PEMAT)

No dia 29 de novembro, o MME organizou e sediou seminário no qual foram discutidos os avanços e desafios da nova Lei do Gás e a metodologia de elaboração dos estudos de planejamento do setor que subsidiarão o PEMAT. Gostaríamos de agradecer aos mais de 200 participantes dos mais diversos segmentos da indústria do gás natural que nos honraram com a sua presença e de informar que o material utilizado nas apresentações se encontra disponível no endereço http://www.mme.gov.br/spg.

Feliz Natal a todos.

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

Média

Média

Média

Média

2011

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

Média

(em milhões de m3/dia)

2007

2008

2009

2010

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

2011

PRODUÇÃO NACI ONAL	49,73      59,16      57,91	62,84	66,26      62,83      61,44     62,54     66,67     67,27     66,88     66,52     65,26	65,07

Reinjeção	9,57	10,64      11,92	11,96	12,01      12,25      11,32     12,13     12,28     11,83     11,15     10,36      9,38	11,41

Queima e perda	5,33	5,97	9,38	6,64	6,06	4,83	3,66	2,87	4,00	4,47	5,18	4,54	5,44	4,56

Consumo nas unidades de E&P	7,89	7,90	8,45	9,72	10,01      10,13	9,92      10,17     10,15     10,23      9,95      10,40     10,02	10,11

Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	1,66	2,18	2,67	2,93	2,59	1,44	3,20	1,21	3,27	2,51	2,91	3,51	2,49	2,57

Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,54	3,48	3,39	3,56	3,74	3,63	3,26	3,65	3,61	3,42	3,26	3,48	3,37	3,49

Oferta de gás nacional ao mercado	21,73      28,99      22,10	28,04	31,85      30,55      30,08     32,52     33,35     34,82     34,44     34,23     34,56	32,93

I MPORTAÇÃO	28,30      30,92      22,92	34,55	24,05      30,28      29,26     24,07     27,45     30,54     30,35     30,93     30,00	28,55

Bolívia	27,84	30,54	22,20	26,91	22,86	29,50	27,94	23,51	24,08	29,58	28,77	29,11	28,62	27,11	
Argentina	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,72	7,64	1,19	0,78	1,32	0,56	3,37	0,95	1,58	1,82	1,38	1,44	
Consumo em transporte na importação	0,95	1,23	0,58	0,89	0,58	1,10	0,99	0,67	0,68	1,14	1,07	1,18	1,04	0,94	
Oferta de gás importado ao mercado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40	29,28	29,75	28,96	27,61	

OFERTA TOTAL AO MERCADO	
49,08	
58,69	
44,45	
61,70	
55,33	
59,73	
58,35	
55,92	
60,13	
64,21	
63,72	
63,98	
63,51	
60,54	

Venda nas distribuidoras de gás natural	
41,41	
49,59	
36,70	
49,73	
43,10	
47,50	
44,90	
43,45	
47,42	
50,23	
49,56	
48,93	
48,23	
47,04	

Consumo instalações industriais produtor (Refinarias/FAFENS)	
6,89	
7,50	
7,09	
9,12	
10,34	
10,21	
11,01	
9,94	
11,10	
11,33	
11,30	
12,00	
12,27	
11,05	

Consumo termelétrico direto do produtor (Fafen/Termobahia/Canoas/Termoceará/Termoaçú/Euz	
0,79	
1,60	
0,66	
2,84	
1,88	
2,02	
2,44	
2,53	
1,61	
2,65	
2,85	
3,05	
3,02	
2,45	
ébio Rocha)															
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%	
54,4%	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS, outubro 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

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 5 - O u 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	17,00				16,90	
Mar	32,51	41,97	41,35	46,33	49,57	46,04	45,02	45,68	49,42	50,04	49,90	49,62	48,26				48,17	
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	49,92				49,74	
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	15,34				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	65,26				65,07	

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	11,78				11,40	
	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	11,78				11,40	
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				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	11,71				11,31	
	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	0,07				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	0,09				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	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	0,09				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	0,09				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	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	1,74				1,84	
	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	0,73				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	1,01				1,09	
	Gás Associado	1,62	1,48	1,42	1,24	1,48	1,27	1,32	1,31	1,24	1,28	1,31	1,30	1,25				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	0,49				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				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				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				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	0,57				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	0,95				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	2,33				3,12	
	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				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	2,04				2,84	
	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	1,94				2,74	
	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				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	6,73				6,89	
	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	2,79				2,96	
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	3,94				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	1,45				1,59	
	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	5,29				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	12,04				11,94	
	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	0,17				0,26	
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	11,87				11,68	
	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	5,39				5,35	
	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	6,65				6,59	
	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	25,27				25,44	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	
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	25,27				25,44	
	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	25,18				25,42	
	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	0,09				0,02	
	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	3,76				2,83	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	
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	3,76				2,83	
	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	2,35				1,38	
	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	1,41				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				0,00	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	
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				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				0,00	
	Gás Não Associado	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	
	Total Brasil	49,73	59,16	57,91	62,84	66,26	62,83	61,44	62,54	66,67	67,27	66,88	66,52	65,26				65,07	
Fonte: ANP, outubro 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 agosto, a produção nacional de gás natural apresentou redução de 1,26 milhões de m³/dia, tendo os Estados do Espírito Santo e Sergipe maior influência no decréscimo.

7,0

6,0

5,8

Campos com maior produção de gás - setembro/2011

6,0

Histórico de produção de gás - Campo

5,0

5,3

5,0

5,0

Milhões de m³/d

4,0

3,0

2,0

4,5

3,9

3,5

2,5

2,2	2,2	2,2

Milhões de m³/d

4,0

3,0

2,0

1,0

1,0

0,0

RIO URUCU      LESTE DO
URUCU

RONCADOR   MARLIM SUL      MANATI	PEROÁ	MARLIM        MEXILHÃO   CAMARUPIM
NORTE

MARLIM LESTE

0,0

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

Os campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 56,7% da produção nacional.

Os campos de maior influência na redução da produção nacional foram Peroá (localizado no Estado do Espírito Santo) e Piranema (localizado no Estado de Sergi- pe). O gráfico acima apresenta histórico de produção dos referidos campos.

I N F R A E S T R U T U R A   DE   P R O D U Ç Ã O   (B A C I A   DE   C A M P O S   -  P A R T E   1) 

Nesta e nas próximas duas edições do boletim será apresentada a infraestrutura de produção da Bacia de Campos. Em função da complexa infraestrutura existente, a Bacia de Campos foi esquematicamente divida em 3 partes, cuja primeira será apre- sentada nesta edição.

No mês de setembro a Bacia de Campos produziu 25,77 milhões de m³/dia, por meio de 41 campos em fase de produção e 01 área exploratória, o que representa 39,5% do total produzido no País.

A parte 1 apresenta a infraestrutura existente no norte da Bacia de Campos, cujos campos de produção pertencem ao Estado do Espírito Santo.

Produção	Escoamento	Processamento	Transporte	
Instalação	Campos	Diâmetro (pol)	Extensão (Km)			
FPSO Espírito Santo	Ostra	Rígido = 12 (dn)	87,5	

UTG Sul Capixaba	
Gasoduto Cabiúnas- Vitória	
	Argonalta					

FPSO Capixaba	Cachalote	Duto flexível=9,12; Duto rígido=12 (dn)	Flexível = 16,1
Rígido = 83,5			
	Baleia Franca					
	
Jubarte					
P-57		Duto flexível=9,12; Duto rígido=12 (dn)	Flexível = 16,1
Rígido = 83,5			
P-34 (FPSO JK)		-	-	-	-	

A tabela a seguir apresenta a produção por campo e por plataforma, além da queima de gás por plataforma e o percentual da produção que foi queimada.

BACIA DE CAMPOS - Parte 1	
Campos / Áreas	Prod. set/2011 (Mm³/d)	Plataformas	Prod. set/2011 (Mm³/d)	Queima de gás	UPGN	Capacidade (M m³/d)	
Ostra	699,1	FPSO Espírito Santo	734,9	2,32 Mm³/d
(0,3%)	

UTG Sul Capixaba	

2.500	
Argonalta	35,8						
Cachalote	850,1	
FPSO Capixaba	
1.868,1	59,72 Mm³/d
(3,2%)			
Baleia Franca	234,3						

Jubarte	
1.711,4						
		P-57	578,2	22,26 Mm³/d
(3,8%)			
		P-34 (FPSO JK)	349,4	291,79 Mm³/d
(83,5%)		
SOMA	3.530,6	-	3.530,6	376,1
(10,6%)		
Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção ANP, outubro 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%

10,5%
10,1%10,1%
9,5%  9,2%
8,0%
7,7%

6,6%

6,6%

7,7%

6,8%

8,3%

7,3%

7,0%

Em relação ao mês de agosto, a queima de gás natural au- mentou 0,91 milhão de m³/dia, sendo o Rio de Janeiro o Estado de maior influência. Ressalta-se que o volume queimado no mês de setem- bro foi o segundo maior do ano, entretanto menor  que a

6,0%

		Fases de exploração e produção	
		Somente fase de produção	

4,0%

6,0% 5,7%

4,6%4,4%

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

6,0%	5,8%

6,1%

média do ano de 2010.

2,0%

0,0%

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

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

1.000

Campos com maior queima de gás - setembro/2011

1.200

Histórico de queima de gás - Campo

900

800

884

826

1.000

700

600

574

Exploração    Produção

800

Mil m³/dia

500

477

Mil m³/d

600

400

300

200

100

339	336

276

226

141	138

400

200

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

RONCADOR      BM-S-40         MARLIM
LESTE

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
MARLIM	MARLIM SUL	JUBARTE

As áreas e campos citados no gráfico acima foram responsáveis por 77,5% da queima de gás no País. A maior influência no aumento da queima de gás foi dos campos de Marlim, Marlim Sul (localizados no Estado do Rio de Janeiro) e Jubarte (localizado no Espírito Santo). O gráfico ao lado apresenta histórico de queima de gás dos referidos campos.
P L A T A F O R M A S

O aumento da queima de gás natural no campo de Marlim Sul deveu-se ao comissio- namento realizado na plataforma P-56, que entrou em operação no mês de agosto. Quanto ao campo de Jubarte o aumento da queima de gás é atribuído a retomada do TLD no poço 1-BRSA-108A-ESS. Já o aumento da queima de gás no campo de Marlim foi esparso entre as plataformas P-19, 20, 26, 33 e 35.

800

Plataformas com maior queima de gás - setembro/2011

800

Histórico de queima de gás - Plataforma

700

683

600

Exploração    Produção

600

500

Mil m³/dia

400

409

Mil m³/dia

400

300

297	292

200

100

220

166

141	127	122	122

200

0
PETROBRAS  FPSO CIDADE  PETROBRAS

FPSO JK        PETROBRAS  FPSO CIDADE

ZEPHIR I       PETROBRAS  FPSO RIO DAS  PETROBRAS

0

	VICENTE			DOS REIS					PETROBRAS 56	FPSO JK	

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

56	DE SÃO 	19

26	DE ANGRA

54	OSTRAS	33

As plataformas citadas no gráfico acima foram responsáveis por 47,4% da queima de gás no País.
Fonte: Superintendência de Desenvolvimento de Produção ANP, outubro de 2011.

As plataformas de maior influência no aumento da queima de gás foram P-56 (localizada no campo de Marlim Sul) e FPSO JK (localizado no campo de Jubarte). O gráfico acima apresenta histórico de queima de gás das referidas plataformas. Ressal- ta-se que a plataforma FPSO JK não possui sistema que propicie a reinjeção ou a disponibilização do gás natural ao mercado e que a redução da queima de gás verifi- cada entre os meses de março a agosto foi devida à interrupção do TLD no poço 1- BRSA-108A-ESS.

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

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

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

Argentina	Sulgás (TSB)	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	
	Subtotal	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,72	7,64	1,19	0,78	1,32	0,56	3,37	0,95	1,58	1,82	1,38				1,44	
Terminal GNL de Pecem *	0,00	0,00	0,64	2,49	0,18	0,20	0,39	0,56	2,33	0,95	1,58	0,36	1,20				0,86	
Terminal GNL da Baía de Guanabara *	0,00	0,00	0,08	5,15	1,01	0,58	0,93	0,00	1,04	0,00	0,00	1,46	0,18				0,58	
TOTAL	28,30	30,92	22,92	34,55	24,05	30,28	29,26	24,07	27,45	30,54	30,35	30,93	30,00				28,55	
Consumo em transporte na importação	0,95	1,23	0,58	0,89	0,58	1,10	0,99	0,67	0,68	1,14	1,07	1,18	1,09				0,94	
Oferta de gás importado	27,35	29,69	22,35	33,66	23,48	29,18	28,27	23,40	26,78	29,40	29,28	29,75	28,91				27,60	
Fontes: ANP e TBG, outubro 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	
10/2011	22.181.453	38.796.703	85.080	11,06	Estados Unidos	Rio de Janeiro - RJ	
Total 2011	199.979.734	442.957.625	971.398				
Fonte: Aliceweb - MDIC, novembro 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 A rgentina	Importação da Bolívia	Oferta de gás nacional ao mercado

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

C O M E N T Á R I O S

A oferta de gás natural em setembro oscilou negativamente cerca de 1% em relação ao mês anterior. A oferta de gás nacional subiu 0,33 mi- lhão de m³/dia, apesar da queda na produção (- 1,26 milhão de m³/dia, influenciada predominantemente pela redução registrada entre os dias 3 e 9 de setembro na produção da Bacia do Espírito Santo), e do aumento da queima de gás (0,90 milhão de m³/dia), conforme detalhado nas páginas 3, 4 e 5. Houve queda no volume de gás reinjetado (- 0,98 milhão de m³/dia), no volume absorvido em UPGNs (- 0,11 milhão de m³/dia), no volume consumido em unidade de exploração e produção (- 0,38 milhão de m³/dia) e no volume consumido em transporte e armazenamento (- 1,02 milhão de m³/dia). Em contra- partida ao aumento da oferta líquida de gás nacional ao mercado, as importações apresentaram queda, tanto a boliviana (- 0,49 milhão de m³/dia) como a de gás natural liquefeito - GNL (- 0,44 milhão de m³/dia). Com isso, a participação do gás nacional na oferta total ao mercado subiu de 53,5% em agosto para 54,4% em setembro.

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

C O M E N T Á R I O S

O consumo diário de gás natural no mês de setembro atingiu média de 62,38 milhões de m³, valor 2,8% inferior à maior média registra- da no ano (em junho) e 1,1% inferior à do mês anterior. Desse montante, 65,7% foram consumidos pelo segmento industrial, participação inferior à média anual para esse segmento (66,1%). O consumo termelétrico apresentou ligeira queda (- 0,19 milhão de m³/dia) em relação ao mês de agosto, mas ainda assim ficou acima da média de 2011 (+1,04 milhão de m³/dia), em função de consumo reduzido apresentado durante o período úmido. O segmento automoti- vo apresentou consumo de 5,46 milhões de m³/dia, o maior valor do histórico de 2011, o que representou 8,7% do consumo total no mês. Os demais seg- mentos representam 8,4% do consumo total de gás natural.

A média diária de consumo de gás natural em 2011 até o mês de setembro foi de 60,31 milhões, 2,63 milhões de m³ superior à média dos nove primeiros meses do ano passado. O segmento que mais contribuiu para o aumento de consumo foi o industrial, que cresceu 14,53% segundo esse critério. Também apresentaram elevação os consumos residencial (+ 9,39%), comercial (+ 8,39%) e de co-geração (+ 5,99%), mas seus volumes somados represen- tam menos de 8% do total consumido. Por outro lado, apresentaram queda de consumo os segmentos automotivo (- 2,72%), e o de geração termelétrica (- 22,23%), esse último em decorrência dos melhores resultados registrados no volume hidrológico acumulado no decorrer de 2011, quando comparado ao histórico dos últimos anos.

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	41,01				39,89	66,1	
Autom otivo	7,01	6,63	5,77	5,50	5,11	5,40	5,28	5,28	5,43	5,43	5,27	5,42	5,46				5,34	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	1,04				0,86	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	0,73				0,68	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	10,68				9,64	16,0	
Co-geração	1,92	2,26	2,43	2,90	3,22	3,24	3,19	3,08	2,94	3,12	2,96	2,94	2,74				3,05	5,1	
Matéria-prim a	-	-	-	-	0,70	0,60	0,77	0,59	0,81	0,75	0,82	0,69	0,49				0,69	1,1	
Outros (inclui GNC)	0,23	0,15	0,64	0,68	0,04	0,05	0,16	0,17	0,17	0,17	0,21	0,29	0,24				0,17	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	62,38				60,31	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	

16,11	

16,15	

16,38	

14,20				

15,87		
TOTAL GERAL	62,16	72,19	58,95	77,89	71,66	74,93	74,73	70,95	77,16	80,32	79,87	79,46	76,58				76,18		
* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, outubro 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

16,0%

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

M É D I A   2 0 1 1

40,00

1,1%

Milhões de m³/dia

30,00

1,4%

20,00

8,9%

66,1%

10,00

0,00

Média    Média    Média    Média    Média    Média

Jan        Fev       Mar        Abr        Mai        Jun        Jul        Ago        Set

Industrial *	Automotivo	Residencial

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Ano de 2011

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	0,48	0,45				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	3,53				3,83	8,1	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,75	3,60	2,61	3,11	2,89	2,99	2,75	2,94	2,99				2,96	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				0,01	0,0	
Ceg (RJ)	6,00	8,46	5,67	8,55	7,45	7,43	7,06	6,91	7,31	6,78	6,29	6,35	6,07				6,85	14,6	
Ceg Rio (RJ)	4,33	9,14	3,76	6,09	3,71	5,11	3,38	2,25	2,60	4,67	4,59	5,04	4,58				3,99	8,5	
Cegás (CE)	0,47	0,51	0,72	1,38	0,41	0,46	0,44	0,42	1,21	1,32	1,38	0,48	0,86				0,78	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	2,48	2,53				1,62	3,4	
Com gas (SP)	13,89	14,28	11,66	13,45	12,40	14,08	13,49	13,49	13,26	13,59	13,30	13,38	13,48				13,39	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				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	2,09				2,14	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	0,93				0,72	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	3,09				2,94	6,3	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,65	0,03	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01				0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,38	0,28	0,15	0,86	0,18	0,30	0,19	0,22	0,20	0,20	0,29	0,31	0,26				0,24	0,5	
Pbgás (PB)	0,36	0,38	0,36	0,37	0,32	0,37	0,35	0,34	0,34	0,35	0,34	0,35	0,36				0,35	0,7	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41	0,40	0,38	0,38				0,39	0,8	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37	1,42	1,49	1,44				1,42	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	1,86				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	0,28				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	1,95				1,80	3,8	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	41,41	49,59	36,70	49,73	43,10	47,50	44,90	43,45	47,42	50,23	49,56	48,93	48,23				47,04	100,0	
Fonte: Abegás, outubro 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	0,45				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	3,50				3,82	9,6	
BR Distribuidora (ES)	1,22	1,84	1,34	2,14	2,71	3,08	2,61	3,11	2,89	2,99	2,75	2,94	2,99				2,90	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				0,01	0,0	
Ceg (RJ)	5,06	4,92	4,27	4,84	4,60	4,97	4,84	4,88	5,03	4,92	4,74	4,90	4,90				4,86	12,2	
Ceg Rio (RJ)	2,38	2,32	2,08	2,25	2,04	2,22	2,16	2,15	2,47	2,30	2,18	2,28	2,07				2,21	5,5	
Cegás (CE)	0,46	0,46	0,42	0,43	0,41	0,46	0,44	0,42	0,46	0,47	0,47	0,48	0,49				0,46	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				0,00	0,0	
Com gas (SP)	13,67	13,37	11,61	12,61	12,25	13,17	13,23	13,30	13,25	13,58	13,28	13,38	13,48				13,21	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	1,07				1,01	2,5	
Copergás (PE)	1,02	0,99	0,89	0,98	0,97	1,00	0,95	0,97	1,00	1,02	1,04	1,04	1,02				1,00	2,5	
Gas Brasiliano (SP)	0,43	0,48	0,53	0,65	0,54	0,54	0,60	0,58	0,69	0,83	0,88	0,90	0,93				0,72	1,8	
Gasm ig (MG)	1,53	1,62	1,26	1,86	2,59	2,75	2,89	2,92	2,95	2,93	2,79	3,05	2,94				2,87	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				0,00	0,0	
Mtgás (MT)	0,02	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01				0,01	0,0	
Msgás (MS)	0,04	0,04	0,15	0,21	0,18	0,20	0,19	0,19	0,19	0,20	0,29	0,31	0,26				0,22	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	0,36				0,35	0,9	
Potigás (RN)	0,40	0,40	0,37	0,39	0,34	0,41	0,40	0,40	0,41	0,41	0,40	0,38	0,38				0,39	1,0	
Gás Natural Fenosa (SP)	1,27	1,36	1,26	1,46	1,42	1,50	1,45	1,32	1,40	1,37	1,42	1,49	1,44				1,42	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	1,86				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	0,28				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	1,95				1,80	4,5	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00				0,00	0,0	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	35,76	36,27	32,05	36,80	36,80	39,35	39,34	39,67	40,53	40,93	40,29	40,91	40,40				39,80	100,0	
Fonte: Abegás, outubro 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 setembro        2ª semana operativa de setembro      3ª semana operativa de setembro        4ª semana operativa de setembro

 5ª s eman a op era ti va d e s et embro 

3000

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)

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

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

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

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

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

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

1ª semana operativa de outubro

UTE
Norte Fluminense Gov Leonel Brizola Macaé Merchant
Barbosa L Sobrinho Euzébio Rocha
Juiz de Fora Aureliano  Chaves

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

2500

2000

1500

1000

500

27/08 (SAB)

28/08 (D OM)

29/08 (SEG)

30/08 (TER)

31/08 (QUA)

01/09 (QUI)

02/09 (SEX)

03/09 (SAB)

04/09 (D OM)

05/09 (SEG)

06/09 (TER)

07/09 (QUA)

08/09 (QUI)

09/09 (SEX)

10/09 (SAB)

11/09 (D OM)

12/09 (SEG)

13/09 (TER)

14/09 (QUA)

15/09 (QUI)

16/09 (SEX)

17/09 (SAB)

18/09 (D OM)

19/09 (SEG)

20/09 (TER)

21/09 (QUA)

22/09 (QUI)

23/09 (SEX)

24/09 (SAB)

25/09 (D OM)

26/09 (SEG)

27/09 (TER)

28/09 (QUA)

29/09 (QUI)

30/09 (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 setembro       2ª semana operativa de setembro       3ª semana operativa de setembro        4ª semana operativa de setembro

 5ª s eman a op era ti va d e s et embro 

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

1ª semana operativa de outubro

UTE
Termopernambuco

RAZÃO DO DESPACHO
(IN)

Jesus Soares Pereira    (EX)

Jesus Soares Pereira    (EX)

Jesus Soares Pereira     (EX/PE/GFOM)

Jesus Soares Pereira    (EX/PE/GFOM)

Termofortaleza

(IN/GFOM)

Celso Furtado

(EX/PE)

Celso Furtado

(EX/PE)

Celso Furtado

(EX/IN/GFOM)

Celso Furtado

(EL/GFOM)

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

1000

Rômulo  Almeida

(EX)

Rômulo  Almeida

(EX)

Rômulo  Almeida

(EX/GFOM)

Rômulo  Almeida

(EL/GFOM)

Celso Furtado Rômulo  Almeida Carlos  Jereissati

(EL/GFOM) (EL/GFOM) (EL)

900

800

700

600

500

400

300

200

100

27/08 (SAB)

28/08 (DOM)

29/08 (SEG)

30/08 (TER)

31/08 (QUA)

01/09 (QUI)

02/09 (SEX)

03/09 (SAB)

04/09 (DOM)

05/09 (SEG)

06/09 (TER)

07/09 (QUA)

08/09 (QUI)

09/09 (SEX)

10/09 (SAB)

11/09 (DOM)

12/09 (SEG)

13/09 (TER)

14/09 (QUA)

15/09 (QUI)

16/09 (SEX)

17/09 (SAB)

18/09 (DOM)

19/09 (SEG)

20/09 (TER)

21/09 (QUA)

22/09 (QUI)

23/09 (SEX)

24/09 (SAB)

25/09 (DOM)

26/09 (SEG)

27/09 (TER)

28/09 (QUA)

29/09 (QUI)

30/09 (SEX)

0

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

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

Semana	SE-CO	S	NE	N
27/08/2011 a 02/09/2011	11,78	1,39	11,78	11,78
03/09/2011 a 09/09/2011	16,62	1,91	16,62	16,62
10/09/2011 a 16/09/2011	20,38	12,73	20,38	20,38
17/09/2011 a 23/09/2011	23,15	17,00	23,15	23,15
24/09/2011 a 30/09/2011	40,46	40,31	40,46	40,46
Fonte: ONS, outubro 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
nov/10     dez/10     jan/11	fev/11     mar/11     abr/11     mai/11     jun/11	jul/11	ago/11     set/11     out/11
SE-CO	S	NE	N

350

300

250

% da Média de Longo Termo

200

150

100

50

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

C O M E N T Á R I O S

A geração termelétrica a gás natural no mês de setembro foi de cerca de 1.460 MW-med, 4% inferior à do mês de agosto. A despei- to do avanço do período seco, o nível dos reservatórios continuou alto, reflexo dos elevado valores de Energia Natural Afluente observados no decorrer dos meses anteriores. Isso contribuiu para que a geração termelétrica de setembro de 2011 tenha se mantido abaixo da média regis- trada em setembro de 2010 (cerca de 5.400 MW-med).

A geração nas quatro primeiras semanas do mês de setembro foi inferior a 1.340 MW-med, tendo ultrapassado os 2.400 MW-med na quinta e última semana. Esse aumento pode ser explicado pela reduzida afluência registrada no final do mês. Pela primeira vez desde fe- vereiro, a Energia Natural Afluente – ENA na região Sudeste/Centro-Oeste foi inferior à Média de Longo Termo – MLT, o que contribuiu para a elevação do Custo Marginal de Operação – CMO para patamar superior a R$ 40,00/MWh em todos os subsistemas na última semana do mês de setembro.

A UTE Norte Fluminense, em conjunto com as UTEs Governador Leonel Brizola e Euzébio Rocha, geraram durante praticamente todo o mês de setembro e foram responsáveis pela maior parte da geração a gás na região Sudeste. Na região Nordeste, as UTEs Termoper- nambuco, Jesus Soares Pereira, Celso Furtado e Rômulo Almeida geraram todos os dias do mês de setembro. Apesar disso, a responsável pela elevação da média de geração na região Nordeste da última semana do mês foi a UTE Termofortaleza, que gerou somente nos últimos 8 dias do mês.

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   -  S E T E M B R 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	12,3575	16,3925	18,6235	18,2902	
Sudeste	Gás Nacional	11,9912	20,5680	16,4387	15,5872	
	Commodity	Transporte	Total		
Sudeste	Gás Importado	7,6962	1,7703	9,4665	20,5680	16,4387	15,5872	
Sul	Gás Importado	7,6934	1,7702	9,4635	19,1628	17,1540	16,7732	
Centro Oeste	Gás Importado	8,9398	1,7979	10,7377	18,9470	15,4334	14,7686	
Fonte: MME/SPG/DGN, outubro 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 Setembro/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$/US$ (setembro/11):	1,7498	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	
Média 2007	
Média 2008	
Média 2009	
Média 2010	2011	
Média 2011	
					
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		
PPT	3,71	4,21	3,86	4,25	4,56	4,63	4,71	4,85	4,85	4,87	4,90	4,85	4,72				4,77	
Fonte: MME/SPG/DGN, outubro 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	10,72				9,75	
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	10,18				9,27	
Henry Hub	6,98	8,86	3,95	4,38	4,49	4,09	3,97	4,23	4,31	4,54	4,41	4,05	3,89				4,22	
Petróleo Brent	12,92	17,28	10,96	14,16	17,20	18,49	20,42	22,00	20,41	20,32	20,82	19,61	20,15				19,94	
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	14,55				16,92	
Petróleo Brent (US$/Bbl)	72,53	97,01	61,50	79,48	96,54	103,76	114,60	123,49	114,55	114,04	116,88	110,05	113,12				111,89	
Petróleo WTI (US$/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	81,66				94,94	
Fontes:
Preço do Gás: w w w .theice.com, w w w .bloomberg.com/energy /, w w w .index mundi.com (FMI), outubro de 2011. Preço do Petróleo: Petrobras, outubro 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 SETEMBRO DE 2011

21

US$/MMBtu 25

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

18
3,9638	4,8788	3,7933	4,8280
15

20
3,6831	4,7773

US$/MMBtu

12	15

9
10
14,6895	13,7070	14,0574	13,5644	13,6491	13,4219
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 SETEMBRO DE 2011

	

	19,4385		

			
	5,3748				
					
			28,5234		
	19,9184				

55

50
45
40
35

US$/MMBtu

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 SETEMBRO DE 2011

40

35
7,9241

US$/MMBtu

45

40

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

5,4725	35
30
30

US$/MMBtu

25
25
20
20
15	29,3659	28,7026
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 SETEMBRO DE 2011

25

US$/MMBtu 25

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

20	4,6397

US$/MMBtu

15

4,9514

3,2847

4,9006

3,1047

20

4,8498
15

10
17,1942

5

13,9109

12,1728

13,7683

11,5056

10

13,6258

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 SETEMBRO DE 2011

			
			
	16,8975		

			
	4,2072				
			29,5110		
	15,5915				

50

45

US$/MMBtu 60

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

40	50

35
40

US$/MMBtu

30

25
30

20

15	20

10
10
5

0	0
GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Preço sem Tributo	Tributo

GNV	Gasolina

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

55
50
45
10,3057
40
35

US$/MMBtu 60
55
50
45
40

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

US$/MMBtu

30
25
20	38,1918
15
10
5
0

5,2297	35
30
25
20
31,1345
15
10
5
0

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

Tributo	Preço sem Tributo

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

	Ver nota na página 24.

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

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

27

24

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

21	5,0379

18

US$/MMBtu

15

5,1148	3,9594	5,0641

3,7287

20

5,0133
15

12

9	18,6698

6

3

10

14,3702	14,6731	14,2276	13,8183	14,0850
5

0	0

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

Preço sem Tributo	Tributo

20.000	OC equivalente

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

	
			
	9,3116		

			
	5,2660				
			39,5692		
					
	19,5154				

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 SETEMBRO DE 2011

70
65
60
55	13,1973
50
45

US$/MMBtu

40
35
30	6,5680
25	48,9078
20
15	27,9106
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	47,69					44,35		
Reinjeção	2,16	0,88	1,35	0,30	0,00	0,01	0,05	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00					0,01	0,0	
Queima e perda	0,22	0,22	0,19	0,24	0,42	0,15	0,14	0,16	0,11	0,14	0,43	0,17					0,22	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	0,71					0,78	1,8	
Conv ertido em líquido	0,51	0,49	0,45	0,47	0,45	0,49	0,49	0,46	0,47	0,50	0,49	0,50					0,48	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	1,17					1,10	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	45,14					41,76	94,2	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	5,03	5,72	6,38	7,34	7,62	7,21	6,64	7,36	8,28	8,54	8,71	9,01					7,92	17,9	
Residencial	0,07	0,09	0,12	0,14	0,15	0,16	0,16	0,17	0,17	0,17	0,18	0,19					0,17	0,4	
Comercial	0,06	0,07	0,08	0,09	0,09	0,11	0,09	0,10	0,11	0,11	0,10	0,11					0,10	0,2	
Veicular	0,69	0,89	1,08	1,23	1,35	1,39	1,36	1,39	1,36	1,39	1,36	1,45					1,38	3,1	
Geração Elétrica	2,50	2,88	3,11	3,82	3,99	3,30	3,01	3,54	4,48	4,71	4,79	4,98					4,10	9,2	
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					0,26	0,6	
Indústria	1,48	1,52	1,72	1,80	1,77	2,00	1,76	1,94	1,91	1,89	2,01	2,02					1,91	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	36,13					33,84	76,3	
BRASIL	27,60	30,51	22,04	26,79	22,68	29,40	27,87	23,32	23,92	29,47	28,65	28,97					26,79	60,4	
Petrobras	26,62	30,48	22,04	26,78	22,68	29,40	27,87	23,32	23,92	29,47	28,65	28,97					26,79	60,4	
EPE	0,54	0,02	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	0,0	
BG	0,44	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	0,0	
ARGENTINA	4,62	2,52	4,66	4,84	6,00	7,11	7,33	6,73	7,37	7,15	7,61	7,16					7,06	15,9	
																			
Fontes:
Demanda de Gás Local: Superintendência de Hidrocarburos e Superintendência de Eletricidade Produção: Informe mensal de produção nacional de gás natural por empresa - YPFB
Ex portação: Balanço PEB	

Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia

Poder Calorífico:
Gás Boliv iano: 9.696 kcal/m³

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

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

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

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

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

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, outubro/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.

P á g i n a 19 

* 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), Licença de Operação (LO) para o gasodu- to 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-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, outubro 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	
P á g i n a 21 

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, outubro 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, novembro de 2011.
ONS, Fax-preço semana operativa 19/11/2011 a 25/11/2011
DMSE/SEE/MME, novembro 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.

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