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 . 3 4 - J a n / 1 0

N D Ú STR I A	

B O L ET I M  M EN SAL  DE A C O MPAN H A MEN TO  DA  I
DE  G ÁS  N AT U R AL		

Sumário

Balanço de Gás Natural no   4
Brasil

Reservas Nacionais, Produ-   5
ção  Nacional e R/P
Produção Nacional por 	6
Estado

Destinação do Gás Natu-	7
ral Nacional

Importações e	8
Oferta Interna

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

Nesta edição do Boletim, além das observações habituais que fazemos nesta apresentação, reservamos um espaço nas próximas páginas para analisar o desempe- nho do setor de gás natural em 2009. Esperamos, com isso, dar destaque aos fatos mais relevantes ocorridos no ano que passou.

Em relação aos dados de dezembro de 2009, registramos subida de 2% na pro- dução nacional, que fechou o mês em 60,44 milhões de m³/dia, recorde no ano. Na regi- ão Nordeste, destaca-se o crescimento de 13% na produção da Bahia (+1,15 milhões de m³/dia), que retornou ao nível médio verificado em 2008. Na região Sudeste, houve ele- vação na produção do Espírito Santo (+0,23 milhões m³/dia) e queda na produção do Rio de Janeiro (-0,44 milhões de m³/dia). Na região Norte, a produção em Urucu mante-
ve-se estável em 10,46 milhões de m³/dia.

Consumo de Gás Natural	9

Int er ess es e spe cia is:

•	Sintetize a qui seus interes ses.

•	Sintetize a qui seus interes ses.

•	Sintetize a qui seus interes ses.

Balanço de Gás Natural	11
na Argentina

•	Sintetize a qui seus interes ses.

Balanço de Gás Natural	12
na Bolívia

Balanço de Gás Natural no  13
Chile e no Uruguai
Preços 	14
Competitividade 	15
Infraestrutura de 	21
Transporte

Destaques do PAC  e Lei	23
do Gás

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

Acompanhamento TC,
CVU das Térmicas, CMO  26
e Níveis dos Reservatórios

UTEs a Gás Natural no	27
Brasil

A reinjeção subiu 4% (+0,50 milhões de m³/dia) e o consumo das unidades de E&P manteve-se praticamente constante em relação ao mês anterior. Pelo sexto mês consecutivo houve queda na queima e perda em razão da elevação do nível de aprovei- tamento de gás natural associado em unidades de produção da bacia de Campos. Em dezembro esse volume foi de 7,46 milhões de m³/dia, redução de 6% em relação ao mês anterior.

A oferta de gás nacional bateu o recorde anual, fechando o mês em 25,14 mi- lhões de m³/dia. Já a oferta total ao mercado caiu apenas 1% (-0,23 milhões de m³/dia), fechando o mês em 45,29 milhões de m³/dia. Em razão disso, a importação de gás natu- ral apresentou queda de 5% (-1,13 milhões de m³/dia). A demanda manteve-se pratica- mente estável em todos os segmentos de consumo.

Por fim, no âmbito do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), destaca- mos a conclusão do gasoduto GASDUC III, que foi inaugurado no dia 3 de fevereiro. O Gasduc III aumenta a flexibilidade na oferta e a capacidade de transporte para atender o mercado do Sudeste, região de maior consumo de gás natural do país. Além de permitir o crescimento da oferta para o mercado não térmico, com o Gasduc III está garantido o pleno atendimento das usinas Mario Lago (922 MW), Barbosa Lima Sobrinho (394 MW), Leonel Brizola (1.036 MW) e Norte Fluminense (869 MW) – que juntas tem capacidade instalada de 3.221 MW.

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

C O M E N T Á R I O S  S O B R E  O A N O  D E  2 0 0 9

O ano de 2009 foi um ano de avanços importantes, mas também de grandes desafios para o setor de gás natural brasileiro.

Entre os avanços está a sanção da Lei do Gás, marco regulatório que abre novas perspectivas para o setor. A Lei 11.909, de 4 de março de 2009, trouxe inovações que contribuirão para consolidar a indústria do gás natural no Brasil. Destacam-se a introdução do regime de concessão para novos gasodutos, a atribuição de competência ao MME no planejamento da expansão da malha de transporte, a regulamentação das atividades de estocagem e de armazenamento, o acesso regulado aos gasodutos e o tratamento legal aos aspectos da contingência no suprimento.

O mercado de gás natural enfrentou desafios, entre eles a redução da demanda industrial causada pela crise financeira internacional de 2008, e a queda do consumo térmico em função do elevado nível de chuvas, especialmente no segundo semestre. Ao longo de todo o ano houve oferta reprimida de gás nacional, principalmente nos campos de produção de gás não associado dos Estados do Espírito Santo e da Bahia. Houve ainda perda de competitividade do gás natural frente aos energéticos com os quais disputa mercado, em especial por causa da regra contratual de formação do preço do gás vendido às distribuidoras, que contém sistemática de amortecimento de volatilidades.

O ano de 2009 também foi marcado pela entrada em operação dos dois primeiros terminais de regaseificação de GNL, o de Pecém/CE, em janeiro, e o da Baía de Guanabara, em março, com capacidades de 7 e 14 milhões de m³/dia, respectivamente. A instalação desses terminais, além de permitir a diversificação das fontes de importação de gás natural, traz a flexibilidade necessária ao atendimento da demanda térmica do País, que apresenta grandes variações ao longo do ano em função dos níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas.

Em 2009, foram concluídos mais de 500 km de gasodutos de transporte, entre eles o Japeri-Reduc, em maio, e o Paulínia-Jacutinga, em novembro. O primeiro permite que o gás boliviano chegue ao mercado fluminense e o segundo garante o suprimento de gás à região sul de Minas Gerais. Merece destaque a entrada em operação, em novembro, do gasoduto Urucu-Coari-Manaus, que permite escoar a produção de gás natural dos polos de Urucu e Juruá para atendimento do mercado do Amazonas, principalmente para a geração de energia elétrica.

A produção nacional média de gás natural em 2009 foi de 57,91 milhões de m³/dia, 2% inferior a 2008, porém, a oferta reprimida de gás nacional foi de aproximadamente 6 milhões de m³/dia. No Sudeste, destaca-se, em especial, o crescimento da produção no Rio de Janeiro, em razão da entrada em operação do FPSO Cidade de Niterói e do aumento do aproveitamento de gás nas plataformas P-51, P-53 e P-54, que elevou a produção no Estado de 24,97 milhões de m³/dia em dezembro de 2008 para 28,95 milhões de m³/dia em dezembro de 2009.

Em razão do aumento gradual do aproveitamento do gás dessas plataformas e também de procedimentos de manutenção em outras unidades de produção e de processamento na bacia de Campos na metade do ano, houve crescimento substancial da queima em 2009, que atingiu o pico de 13,36 milhões de m³/dia em junho, aproximadamente o dobro da média anual dos últimos anos. A partir de julho esses volumes foram decrescendo, até atingir 7,46 milhões de m³/dia em dezembro de 2009.

O Estado do Espírito Santo foi o que apresentou a maior queda de produção, fechando o ano em 2,94 milhões de m³/dia, redução de 62% em relação aos 7,68 milhões de m³/dia em 2008. O nível de produção nos campos de gás não associado do Estado, especialmente os de Peroá I e II, foi modulado para compensar as variações na demanda. Da mesma forma, mas em menor grau, a produção de gás não associado na Bahia, especialmente no campo de Manati, foi reduzida em aproximadamente 1,2 milhões de m³/dia em relação ao ano anterior. A produção média de gás no Estado em 2009 foi de 8,37 milhões de m³/dia, queda de 9% em relação aos 9,22 milhões de m³/dia de 2008.

C O M E N T Á R I O S  S O B R E  O A N O  D E  2 0 0 9  ( C O N T I N U A Ç Ã O )

A importação de gás natural da Bolívia caiu 27% em relação à média de 2008, ficando em 22,20 milhões de m³/dia, abaixo da capacidade máxima de transporte do Gasoduto Bolívia-Brasil, que é de 30 milhões de m³/dia. A despeito disso, em 2009, a participação do gás natural boliviano na oferta total manteve-se praticamente estável, 49,7% em média, o que reflete a queda nas demandas industrial e térmica. A redução da importação a partir de julho de 2009 também foi influenciada pelo aumento da oferta de gás nacional decorrente do aproveitamento da produção nas novas plataformas da bacia de Campos. A importação de gás natural da Argentina, reduzida a zero em junho de 2008 por causa do agravamento dos problemas de abastecimento interno daquele país, não foi retomada em 2009.

Em relação à demanda de gás natural no País, o ano de 2009 foi caracterizado, primeiramente, pela acentuada queda do consumo no setor industrial nos primeiros três meses do ano. A partir de abril houve crescimento gradual do consumo, principalmente em decorrência dos leilões de curto prazo efetuados pela Petrobras. A despeito dessa recuperação, o consumo médio em 2009 foi 15% inferior a 2008 nesse setor.

O comportamento do consumo no segmento de geração de energia elétrica variou ao longo do ano de 2009. No primeiro trimestre, com a interrupção do despacho de térmicas por razões de garantia do suprimento energético, o consumo foi reduzido para cerca de 7 milhões de m³/dia, em comparação com os 14 milhões no final de 2008. Em abril o consumo caiu para 4,7 milhões de m³/dia com a queda do Custo Marginal de Operação. Em maio e junho o consumo subiu novamente para aproximadamente 10 milhões de m³/dia, em função da decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, de 22 de abril de 2009, de adotar um nível meta para os reservatórios ao final do período úmido. Por fim, no segundo semestre, em função da alta pluviosidade nas regiões Sul e Sudeste, o consumo ficou abaixo de 3 milhões de m³/dia.

Os consumos nos segmentos residencial, comercial e de cogeração permaneceram estáveis em relação ao ano anterior. No segmento automotivo houve queda de 13% em relação a 2008, basicamente por causa da competitividade do GNV frente ao álcool e à gasolina.

No primeiro semestre de 2009, a competitividade do gás natural em relação aos seus energéticos competidores ficou comprometida, especialmente no segmento industrial, responsável por mais de 60% do consumo total. Isso ocorreu porque os preços do gás boliviano e do gás nacional são reajustados com amortecimento em relação às cotações internacionais do petróleo, de maneira a absorver as variações bruscas que ocorrem no mercado spot. Essa sistemática, além de evitar que a volatilidade da cotação do petróleo impacte negativamente na organização do mercado de gás natural, permite, sobretudo, o planejamento dos agentes do setor, que podem projetar o preço do gás para vários meses à frente, com relativa precisão.

O reajuste do preço leva em conta a média de uma cesta de óleos no trimestre anterior e possui um amortecimento de 50%, por isso, a competitividade do gás natural aumenta nos períodos de subida do preço do petróleo, mas fica prejudicada nos momentos de queda, pois há uma defasagem de tempo entre a queda na cotação das cestas de óleos e a verificação do seu impacto no preço do gás natural, exatamente como ocorreu nos primeiros meses de 2009. Conforme antecipamos há um ano, essa situação foi se revertendo à medida que a cotação internacional do petróleo foi subindo novamente, de modo que a partir do início do segundo semestre o gás natural já tinha recuperado a sua competitividade frente ao óleo combustível nos principais mercados do País.

Nos próximos anos, a tendência é de que o mercado de gás natural continue crescendo, afinado com as perspectivas de oferta crescente de gás nacional. Em relação à infraestrutura de transporte, em 2010 está prevista a conclusão de importantes gasodutos, entre eles, o último trecho do GASENE entre Cacimbas/ES e Catu/BA, que enfim interligará as malhas das regiões Sudeste e Nordeste. Por fim, com a conclusão do processo de regulamentação da Lei do Gás, entrará no topo da agenda do setor a discussão do Plano de Expansão da Malha Dutoviária – PEMAT relativo ao planejamento de novos gasodutos para os próximos 10 anos.

B A L A N Ç O  DE  G ÁS  N A T U R A L  N O  B R A S I L

BALANÇO DE GÁS NATURAL
(em milhões de m3/dia)	2005	2006	2007	2008	2009	2009	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	Média 2008	jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez	Média 2009	
PRODUÇÃO NACI ONAL	48,49	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07	57,79	56,11	58,41	59,08	58,01	57,04	59,96	59,45	59,12	60,44	57,91	
Reinjeção	8,18	8,68	9,57	10,64	12,26	12,11	11,38	11,41	11,34	12,00	11,68	12,28	11,91	11,85	12,18	12,68	11,92	
Queima e perda	6,78	5,07	5,33	5,97	6,08	8,14	10,14	9,98	9,26	13,36	12,08	9,85	9,99	8,29	7,94	7,46	9,38	

Consumo nas unidades de E&P	
6,78	
7,68	
7,89	
7,90	
8,46	
8,24	
7,91	
7,85	
8,04	
7,95	
7,97	
8,30	
8,76	
9,12	
9,43	
9,36	
8,45	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
0,19	
1,04	
1,57	
2,14	
2,30	
2,85	
2,92	
3,03	
2,92	
2,80	
3,00	
2,00	
2,38	
3,58	
2,09	
2,68	
2,71	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,15	3,72	3,54	3,48	3,52	3,51	3,44	3,26	3,83	2,78	3,16	3,37	3,58	3,41	3,17	3,11	3,35	

Oferta de gás nacional ao mercado	
23,42	
22,32	
21,82	
29,03	
20,88	
21,22	
22,00	
20,58	
23,02	
20,19	
20,12	
21,25	
23,35	
23,20	
24,31	
25,15	
22,10	
I MPORTAÇÃO	24,64	26,82	28,30	30,92	20,80	20,08	20,43	21,09	26,87	28,47	25,46	23,08	22,51	24,05	21,69	20,56	22,92	
Bolívia	23,68	25,52	27,84	30,54	20,41	20,08	19,86	20,98	26,87	27,29	24,40	22,14	20,69	22,50	21,05	20,14	22,20	
Argentina	0,96	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,00	0,00	0,39	0,00	0,57	0,11	0,00	1,19	1,06	0,94	1,81	1,55	0,64	0,42	0,72	

Consumo em transporte na importação	
0,44	
0,72	
0,95	
1,23	
0,50	
0,46	
0,44	
0,48	
0,95	
0,97	
0,72	
0,52	
0,44	
0,56	
0,45	
0,42	
0,58	
Oferta de gás importado ao mercado	24,20	26,10	27,35	29,69	20,30	19,62	19,99	20,61	25,91	27,50	24,74	22,55	22,06	23,49	21,24	20,15	22,35	

OFERTA TOTAL AO MERCADO	
47,61	
48,42	
49,17	
58,72	
41,18	
40,84	
41,98	
41,19	
48,94	
47,69	
44,85	
43,80	
45,41	
46,69	
45,55	
45,29	
44,45	

Venda nas distribuidoras de gás natural	
40,60	
41,26	
41,49	
49,62	
33,76	
33,41	
34,42	
32,86	
41,56	
40,69	
37,21	
36,95	
36,76	
38,39	
37,87	
36,50	
36,70	

Consumo instalações industriais produtor (Refinarias/FAFENS)	
6,11	
6,52	
6,89	
7,50	
6,16	
6,48	
6,56	
7,65	
6,98	
6,22	
6,61	
6,55	
8,03	
8,07	
7,48	
8,29	
7,09	

Consumo termelétrico direto do produtor (Fafen/Termobahia/Canoas/Termoceará/ Termoaçú)	
0,90	
0,64	
0,79	
1,60	
1,26	
0,95	
1,00	
0,68	
0,39	
0,78	
1,03	
0,29	
0,62	
0,22	
0,20	
0,50	
0,66	
PARTI CI PAÇÃO DO GÁS NACI ONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
49,2%	
46,1%	
44,4%	
49,4%	
50,7%	
52,0%	
52,4%	
50,0%	
47,0%	
42,3%	
44,8%	
48,5%	
51,4%	
49,7%	
53,4%	
55,5%	
49,7%	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS. Jan/10
* Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês.
NOTA: Os valores de consumo em transporte no GASBOL foram revisados em relação à edição de novembro de 2009. Os novos valores correspondem aos volumes efetiva- mente realizados. Anteriormente, o consumo no GASBOL era estimado a partir de uma tabela com valores de referência.

Equipe do Departamento de Gás Natural:
Symone Christine de Santana Araújo (Diretora), Hugo Leonardo Gosmann, Hermann Helinski de Araújo, Breno Peixoto Cortez , Juliano Vilela Borges e Aldo Barroso Cores Junior.

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

BRASIL	Reservas	216.574	219.692	244.548	327.673	322.485	306.395	347.903	365.688	364.236	
	R/P (anos)	21	20	20	26	24	21	24	25	21	
											
	Terra	78.597	77.009	76.070	76.597	73.761	71.752	71.462	68.131	66.305	
	Mar	137.977	142.683	168.477	251.075	248.724	234.642	276.441	297.558	297.931	
	Gás Associado	157.237	157.550	173.969	178.411	182.195	188.914	209.022	217.764	229.209	
	Gás Não Associado	59.337	62.143	70.578	149.262	140.290	117.482	138.881	147.925	135.027	

N o . 3 4 - J a n / 1 0

Fonte: ANP, janeiro de 2010.
Nota:
1) Os dados relativos às Reservas Provadas de Gás Natural estão atualizados, de acordo com a Superintendência de Desenvolvimento de Produção da ANP. No entanto, exce- to os anos de 2002, 2005, 2006 e 2008 esses dados diferem daqueles apresentados na página da ANP (www.anp.gov.br). A Agência está providenciando os ajustes necessá- rios.

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 milhões m 3/dia)	2006
Média	2007
Média	2008
Média	2009	2009
Média	
				jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
Terra	18,31	17,22	17,19	16,55	16,55	16,35	16,85	16,19	16,51	16,74	16,73	16,39	16,64	16,47	16,77	16,56	
Mar	30,20	32,51	41,97	36,96	39,52	41,44	39,26	42,23	42,56	41,27	40,31	43,57	42,81	42,65	43,67	41,35	
Gás Associado	37,42	37,02	39,77	42,12	44,09	47,59	46,35	46,15	47,31	46,80	47,91	48,35	47,09	47,24	47,01	46,50	
Gás Não Associado	11,08	12,72	19,39	11,39	11,98	10,20	9,76	12,26	11,77	11,21	9,13	11,61	12,36	11,88	13,44	11,41	
TOTAL	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07	57,79	56,11	58,41	59,08	58,01	57,04	59,96	59,45	59,12	60,44	57,91	
Fonte: ANP, janeiro 2010	

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

400.000	30

350.000
25

300.000

Reservas (milhões de m³)

20
250.000

R/P (anos)

200.000	15

150.000
10

100.000

5
50.000

0	0
2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008

Ano

Reservas	R/P

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

UF	
LOCALIZAÇÃO	2006
Média	2007
Média	2008
Média	2009	2009
Média	
					jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		

AM	Subtotal	9,24	9,72	10,23	10,36	10,38	9,96	10,42	10,47	10,46	10,47	10,41	10,14	10,39	10,35	10,46	10,36	
	Terra	9,24	9,72	10,23	10,36	10,38	9,96	10,42	10,47	10,46	10,47	10,41	10,14	10,39	10,35	10,46	10,36	
	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	0,00	0,00	
	Gás Associado	9,22	9,66	10,13	10,31	10,30	9,96	10,22	10,29	10,28	10,28	10,21	9,94	10,19	10,15	10,28	10,20	
	Gás Não Associado	0,03	0,07	0,09	0,05	0,08	0,00	0,21	0,18	0,18	0,19	0,21	0,20	0,20	0,20	0,18	0,16	

CE	Subtotal	0,27	0,21	0,18	0,19	0,19	0,19	0,17	0,15	0,10	0,11	0,12	0,16	0,15	0,16	0,16	0,15	
	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	0,00	0,00	
	Mar	0,27	0,21	0,18	0,18	0,19	0,18	0,17	0,15	0,10	0,11	0,12	0,16	0,15	0,16	0,16	0,15	
	Gás Associado	0,27	0,21	0,18	0,19	0,19	0,19	0,17	0,15	0,10	0,11	0,12	0,16	0,15	0,16	0,16	0,15	
	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	0,00	0,00	

RN	Subtotal	3,23	2,96	2,54	2,33	2,09	2,02	2,09	2,17	2,14	2,20	2,04	2,08	2,03	1,93	1,92	2,09	
	Terra	0,73	0,86	0,87	0,84	0,74	0,70	0,72	0,68	0,72	0,78	0,73	0,77	0,77	0,75	0,79	0,75	
	Mar	2,51	2,10	1,67	1,49	1,35	1,32	1,36	1,49	1,42	1,42	1,31	1,31	1,26	1,18	1,13	1,34	
	Gás Associado	1,96	1,62	1,48	1,06	1,01	1,57	1,59	1,56	1,54	1,60	1,47	1,49	1,44	1,35	1,33	1,42	
	Gás Não Associado	1,27	1,34	1,06	1,26	1,08	0,44	0,50	0,61	0,61	0,60	0,57	0,59	0,59	0,58	0,59	0,67	

AL	Subtotal	2,80	2,48	2,23	1,87	1,95	2,13	2,13	1,70	1,88	2,04	2,18	2,21	2,16	1,97	2,19	2,03	
	Terra	2,41	2,10	1,88	1,51	1,59	1,78	1,80	1,36	1,56	1,71	1,85	1,87	1,82	1,63	1,86	1,69	
	Mar	0,40	0,39	0,35	0,36	0,36	0,35	0,33	0,34	0,33	0,33	0,33	0,35	0,35	0,34	0,33	0,34	
	Gás Associado	0,68	0,60	0,60	0,60	0,61	1,18	1,26	1,02	1,10	0,76	0,78	0,78	0,81	0,78	0,82	0,87	
	Gás Não Associado	2,12	1,89	1,63	1,27	1,34	0,95	0,87	0,68	0,78	1,28	1,40	1,44	1,35	1,19	1,37	1,16	

SE	Subtotal	1,67	1,50	2,35	2,71	2,70	2,75	2,33	2,59	2,68	2,79	2,60	2,62	2,48	2,58	2,62	2,62	
	Terra	0,23	0,26	0,25	0,24	0,24	0,27	0,26	0,24	0,23	0,26	0,27	0,26	0,26	0,25	0,27	0,25	
	Mar	1,44	1,24	2,10	2,47	2,47	2,48	2,07	2,34	2,45	2,53	2,33	2,36	2,23	2,34	2,35	2,37	
	Gás Associado	0,82	0,80	1,61	1,89	1,90	2,71	2,27	2,52	2,62	2,30	2,14	2,16	2,05	2,14	2,20	2,24	
	Gás Não Associado	0,85	0,70	0,73	0,81	0,81	0,04	0,06	0,06	0,06	0,49	0,46	0,46	0,44	0,44	0,42	0,38	

BA	Subtotal	5,19	7,24	9,22	7,05	8,26	7,65	8,08	8,03	8,68	9,03	7,49	9,25	8,58	8,58	9,73	8,37	
	Terra	5,15	4,06	3,52	3,36	3,30	3,33	3,35	3,23	3,32	3,19	3,11	3,01	3,10	3,18	3,09	3,21	
	Mar	0,04	3,18	5,70	3,70	4,97	4,32	4,73	4,80	5,36	5,84	4,38	6,24	5,48	5,40	6,64	5,16	
	Gás Associado	1,30	1,31	1,35	1,40	1,37	2,13	2,03	1,92	1,91	1,63	1,61	1,57	1,70	1,78	1,65	1,72	
	Gás Não Associado	3,89	5,93	7,87	5,66	6,89	5,53	6,05	6,11	6,77	7,40	5,88	7,68	6,89	6,80	8,08	6,64	

ES	Subtotal	2,49	2,64	7,68	2,58	1,91	3,47	2,33	4,95	3,52	1,61	1,67	2,24	3,80	3,49	3,72	2,94	
	Terra	0,55	0,23	0,44	0,23	0,31	0,33	0,30	0,21	0,22	0,34	0,36	0,34	0,31	0,32	0,31	0,30	
	Mar	1,94	2,41	7,24	2,35	1,61	3,15	2,03	4,74	3,30	1,27	1,31	1,90	3,49	3,17	3,41	2,64	
	Gás Associado	1,29	1,65	1,20	0,81	0,70	0,92	0,87	0,91	0,85	1,01	1,49	1,71	1,79	1,50	1,62	1,18	
	Gás Não Associado	1,20	0,99	6,48	1,77	1,21	2,56	1,46	4,04	2,67	0,60	0,17	0,53	2,02	1,99	2,10	1,76	

RJ	Subtotal	22,51	21,99	24,00	25,88	28,05	29,10	28,04	27,81	29,04	29,21	30,11	30,54	28,99	29,39	28,95	28,76	
	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	0,00	0,00	
	Mar	22,51	21,99	24,00	25,88	28,05	29,10	28,04	27,81	29,04	29,21	30,11	30,54	28,99	29,39	28,95	28,76	
	Gás Associado	21,76	21,07	23,14	25,86	28,02	28,94	27,94	27,78	28,91	29,12	30,09	30,54	28,98	29,38	28,95	28,71	
	Gás Não Associado	0,75	0,92	0,86	0,02	0,03	0,16	0,10	0,03	0,13	0,10	0,02	0,00	0,01	0,01	0,00	0,05	

SP	Subtotal	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54	0,53	0,53	0,55	0,57	0,56	0,42	0,71	0,86	0,67	0,70	0,60	
	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	0,00	0,00	
	Mar	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54	0,53	0,53	0,55	0,57	0,56	0,42	0,71	0,86	0,67	0,70	0,60	
	Gás 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	0,00	0,00	
	Gás Não Associado	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54	0,53	0,53	0,55	0,57	0,56	0,42	0,71	0,86	0,67	0,70	0,60	

PR	Subtotal	0,11	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	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	0,00	0,00	
	Mar	0,11	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	0,00	
	Gás Associado	0,11	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	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	0,00	0,00	
Total Brasil	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07	57,79	56,11	58,41	59,08	58,01	57,04	59,96	59,45	59,12	60,44	57,91	
Fonte: ANP, janeiro 2010

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

DESTINAÇÃO DE GÁS NATURAL
(em milhões de m3/dia)	2005	2006	2007	2008	2009	2009	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	Média 2008	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2009	
						
PRODUÇÃO NACIONAL	48,49	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07	57,79	56,11	58,41	59,08	58,01	57,04	59,96	59,45	59,12	60,44	57,91	
Reinjeção	8,18	8,68	9,57	10,64	12,26	12,11	11,38	11,41	11,34	12,00	11,68	12,28	11,91	11,85	12,18	12,68	11,92	
Queima e perda	6,78	5,07	5,33	5,97	6,08	8,14	10,14	9,98	9,26	13,36	12,08	9,85	9,99	8,29	7,94	7,46	9,38	

Consumo nas unidades de E&P	
6,78	
7,68	
7,89	
7,90	
8,46	
8,24	
7,91	
7,85	
8,04	
7,95	
7,97	
8,30	
8,76	
9,12	
9,43	
9,36	
8,45	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
0,19	
1,04	
1,57	
2,14	
2,30	
2,85	
2,92	
3,03	
2,92	
2,80	
3,00	
2,00	
2,38	
3,58	
2,09	
2,68	
2,71	

Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	
3,15	
3,72	
3,54	
3,48	
3,52	
3,51	
3,44	
3,26	
3,83	
2,78	
3,16	
3,37	
3,58	
3,41	
3,17	
3,11	
3,35	

Oferta de gás nacional ao mercado	
23,42	
22,32	
21,82	
29,03	
20,88	
21,22	
22,00	
20,58	
23,02	
20,19	
20,12	
21,25	
23,35	
23,20	
24,31	
25,15	
22,10	
							
PARTICIPAÇÃO DO GÁS NACIONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
49,2%	
46,1%	
44,4%	
49,4%	
50,7%	
52,0%	
52,4%	
50,0%	
47,0%	
42,3%	
44,8%	
48,5%	
51,4%	
49,7%	
53,4%	
55,5%	
49,7%	
Fonte: ANP e PETROBRAS. Jan/10
Os valores destacados em azul foram corrigidos em relação ao Boletim de dezembro de 2009.

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

70,00

60,00

Des tinaç ão  do  g ás  natural  nac ional
(m ilhões  de  m ³/dia)

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

0,00

Média 2005

Média 2006

Média 2007

Média 2008

jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	s et	out	nov	dez	Média
2009
Ano de 2009

Oferta de gás nac ional ao merc ado	R einjeç ão

Queima e perda	C ons umo nas unidades de E&P

C ons umo em trans porte e armaz enamento / A jus tes	A bs orç ão em UPG Ns (G L P, C 5+)

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

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

Bolívia	
TBG	Petrobras	24,44	26,90	30,52	20,41	20,08	19,86	20,98	26,87	27,29	24,40	22,14	20,69	22,50	21,05	20,14	22,20	
		BG	0,50	0,39	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	EPE	0,57	0,55	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Subtotal	25,52	27,84	30,54	20,41	20,08	19,86	20,98	26,87	27,29	24,40	22,14	20,69	22,50	21,05	20,14	22,20	

Argentina	Sulgás (TSB)	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
	Subtotal	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1,19	1,06	0,94	1,81	1,55	0,64	0,42	0,63	
TOTAL	26,82	28,30	30,92	20,41	20,08	19,86	20,98	26,87	28,47	25,46	23,08	22,51	24,05	21,69	20,56	22,83	
					
Consumo em transporte na importação	0,72	0,95	1,23	0,50	0,46	0,44	0,48	0,95	0,97	0,72	0,52	0,44	0,56	0,45	0,42	0,58	
Oferta de gás importado	26,10	27,35	29,69	19,91	19,62	19,41	20,50	25,91	27,50	24,74	22,55	22,06	23,49	21,24	20,15	22,26	
																	
Fonte: ANP, janeiro 2010

Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia BG: Grupo BG

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

Os valores destacados em azul foram corrigidos em relação ao Boletim de dezembro de 2009.

G R Á F I C O  DA  O F E R T A  I N T E R N A  D I S P O N I B I L I Z A D A

70,00

60,00

50,00

O ferta  interna  de  g ás  natural
(m ilhões  de  m ³/dia)

40,00

30,00

20,00

10,00

0,00

Média 2005

Média 2006

Média 2007

Média 2008

jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	s et	out	nov	dez	Média
2009
Ano de 2009

Oferta de gás nac ional ao merc ado	Importaç ão da B olív ia	Importaç ão da A rgentina	G ás Natural L iquefeito - G NL *

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

CONSUMO DE GÁS NATURAL
POR SETOR (em milhões de m³/dia)	
Média 2005	
Média 2006	
Média 2007	
Média 2008	2009	
Média 2009	2009	
					
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		Média
%	
Industrial *	29,46	30,79	32,24	33,40	25,18	24,86	25,00	26,91	27,92	28,36	29,86	30,45	31,89	33,29	32,32	31,80	28,99	65,2%	
Automotivo	5,28	6,31	7,01	6,63	5,66	6,07	5,92	5,74	5,69	5,68	5,55	5,57	5,74	5,70	5,87	6,08	5,77	13,0%	
Residencial	0,61	0,65	0,66	0,72	0,64	0,61	0,57	0,68	0,78	0,84	0,85	0,87	0,84	0,81	0,74	0,66	0,74	1,7%	
Comercial	0,50	0,56	0,58	0,61	0,55	0,58	0,58	0,56	0,60	0,60	0,56	0,61	0,60	0,61	0,63	0,63	0,59	1,3%	
Geração de Energia Elétrica *	10,26	7,98	6,43	14,94	7,26	6,26	7,52	4,69	10,85	9,14	4,71	2,82	2,93	2,80	2,24	2,53	5,31	12,0%	
Co-geração	1,43	1,81	1,92	2,26	1,73	1,73	1,68	1,89	2,51	2,48	2,65	2,82	2,87	2,83	3,06	2,89	2,43	5,5%	
Outros	0,07	0,32	0,23	0,15	0,16	0,72	0,71	0,72	0,59	0,60	0,67	0,66	0,55	0,63	0,67	0,70	0,61	1,4%	
TOTAL	47,61	48,42	49,08	58,71	41,17	40,83	41,98	41,18	48,93	47,69	44,85	43,79	45,41	46,68	45,54	45,28	44,44	100,0%	

Consumo nas unidades de E&P, Absorção em UPGNs (GLP, C5+) e Consumo em transporte e
armazenamento / Ajustes	

10,12	

13,16	

12,99	

13,50	

14,51	

14,80	

14,46	

14,32	

14,80	

13,55	

14,11	

13,79	

14,87	

16,26	

14,82	

15,16	

14,62		
TOTAL GERAL	57,73	61,58	62,16	72,19	55,68	55,63	56,43	55,50	63,73	61,23	58,96	57,58	60,27	62,94	60,36	60,44	59,06		
* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, janeiro 2010

C O N S U M O   D E   G Á S   N A T U R A L
M É D I A   2 0 0 9

12,0%

5,5%

1,4%

1,3%

1,7%

13,0%

65,2%

Industrial *	Automotivo

Residencial	Comercial

Geração de Energia Elétrica *	Co-geração

Outros

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

CONSUMO DE GÁS NATURAL POR  DISTRIBUIDORA
(em m ilhões de m ³/dia)	
Média 2005	
Média 2006	
Média 2007	
Média 2008	2009	
Média 2009	2009	
					
Jan	
Fev	
Mar	
Abr	
Mai	
Jun	
Jul	
Ago	
Set	
Out	
Nov	
Dez		Média
%	
Algás (AL)	0,42	0,46	0,50	0,50	0,45	0,46	0,37	0,46	0,47	0,47	0,47	0,43	0,47	0,47	0,47	0,46	0,45	1%	
Bahiagás (BA)	3,57	3,35	3,36	3,47	2,19	2,92	2,50	2,64	3,13	2,95	3,15	3,41	3,22	3,57	3,81	3,75	3,10	8%	
BR Distribuidora (ES)	1,06	1,11	1,22	1,84	1,02	0,94	0,87	0,96	1,11	1,29	1,49	1,52	1,67	1,73	1,68	1,83	1,34	4%	
Cebgás (DF)	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0%	
Ceg (RJ)	5,32	5,37	6,00	8,46	5,03	5,16	5,82	4,79	7,86	5,88	5,00	5,19	5,15	5,88	6,12	6,14	5,67	15%	
Ceg Rio (RJ)	4,58	4,83	4,33	9,14	4,75	4,83	5,19	4,14	6,18	5,16	3,00	2,66	2,22	2,24	2,52	2,29	3,76	10%	
Cegás (CE)	0,74	0,62	0,47	0,51	0,65	0,41	0,41	0,55	0,40	1,12	1,05	0,60	0,46	1,29	0,84	0,89	0,72	2%	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0%	
Com gas (SP)	11,89	13,04	13,89	14,28	10,71	10,03	10,05	10,33	11,46	12,24	12,41	12,70	12,80	12,99	12,59	11,67	11,66	32%	
Com pagás (PR)	0,68	1,11	1,75	1,29	1,31	1,77	1,52	1,30	2,42	2,50	1,09	0,89	0,85	0,92	0,84	0,85	1,36	4%	
Copergás (PE)	2,76	1,47	1,07	1,15	1,12	0,78	1,14	1,12	0,84	1,40	1,71	1,66	2,37	1,35	1,05	0,96	1,29	4%	
Gas Brasiliano (SP)	0,28	0,36	0,43	0,48	0,48	0,45	0,39	0,38	0,41	0,45	0,60	0,65	0,63	0,67	0,65	0,57	0,53	1%	
Gasm ig (MG)	1,83	2,01	1,74	2,40	1,30	0,99	1,45	1,20	2,04	1,84	1,67	1,66	1,24	1,49	1,52	1,61	1,50	4%	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0%	
Mtgás (MT)	0,65	0,58	0,65	0,03	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0%	
Msgás (MS)	1,31	0,94	0,38	0,28	0,04	0,05	0,08	0,19	0,13	0,11	0,18	0,19	0,19	0,21	0,24	0,19	0,15	0%	
Pbgás (PB)	0,27	0,32	0,36	0,38	0,34	0,33	0,34	0,33	0,36	0,37	0,37	0,38	0,39	0,39	0,38	0,38	0,36	1%	
Potigás (RN)	0,34	0,37	0,40	0,40	0,34	0,36	0,36	0,35	0,36	0,36	0,38	0,37	0,39	0,38	0,37	0,35	0,37	1%	
São Paulo Sul (SP)	0,94	1,12	1,27	1,36	1,21	1,16	0,96	1,10	1,22	1,26	1,25	1,29	1,35	1,46	1,49	1,36	1,26	3%	
Scgás (SC)	1,30	1,44	1,54	1,57	1,43	1,46	1,49	1,51	1,58	1,60	1,66	1,67	1,67	1,67	1,65	1,54	1,58	4%	
Sergás (SE)	0,22	0,27	0,30	0,28	0,25	0,27	0,26	0,25	0,25	0,24	0,25	0,27	0,27	0,28	0,27	0,27	0,26	1%	
Sulgás (RS)	2,44	2,48	1,75	1,74	1,12	1,02	1,18	1,25	1,31	1,43	1,46	1,39	1,43	1,37	1,36	1,37	1,31	4%	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0%	
TOTAL  DISTRIBUIDORAS	40,60	41,26	41,41	49,59	33,76	33,41	34,42	32,86	41,56	40,69	37,21	36,95	36,76	38,39	37,87	36,50	36,70	100%	
Fonte: Abegás, janeiro 2010

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 2005	
Média 2006	
Média 2007	
Média 2008	2009	
Média 2009	2009	
					
jan	
Fev	
m ar	
abr	
m ai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		Média
%	
Algás (AL)	0,42	0,46	0,50	0,50	0,45	0,46	0,37	0,46	0,47	0,47	0,47	0,43	0,47	0,47	0,47	0,46	0,45	1%	
Bahiagás (BA)	3,53	3,35	3,36	3,47	2,19	2,79	2,50	2,64	3,13	2,95	3,15	3,40	3,22	3,57	3,80	3,75	3,09	10%	
BR Distribuidora (ES)	1,06	1,11	1,22	1,84	1,02	0,94	0,87	0,96	1,11	1,29	1,49	1,52	1,67	1,73	1,68	1,83	1,34	4%	
Cebgás (DF)	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0%	
Ceg (RJ)	4,28	4,74	5,06	4,92	3,97	4,04	4,09	4,03	4,19	4,13	4,19	4,22	4,33	4,55	4,75	4,76	4,27	13%	
Ceg Rio (RJ)	2,51	2,43	2,38	2,32	1,69	1,89	1,89	1,95	2,10	2,09	2,06	2,27	2,18	2,22	2,34	2,29	2,08	6%	
Cegás (CE)	0,44	0,45	0,46	0,46	0,44	0,41	0,41	0,40	0,40	0,42	0,45	0,43	0,43	0,45	0,44	0,41	0,42	1%	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0%	
Com gas (SP)	11,49	12,88	13,67	13,37	10,18	9,99	10,02	10,32	11,41	12,22	12,41	12,70	12,80	12,99	12,59	11,66	11,61	36%	
Com pagás (PR)	0,68	0,77	0,85	0,87	0,63	0,70	0,79	0,79	0,74	0,88	0,85	0,88	0,85	0,92	0,84	0,85	0,81	3%	
Copergás (PE)	0,88	0,98	1,02	0,99	0,85	0,78	0,85	0,83	0,84	0,88	0,89	0,91	0,95	0,97	0,97	0,94	0,89	3%	
Gas Brasiliano (SP)	0,28	0,36	0,43	0,48	0,48	0,45	0,39	0,38	0,41	0,45	0,60	0,65	0,63	0,67	0,65	0,57	0,53	2%	
Gasm ig (MG)	1,46	1,49	1,53	1,62	1,12	0,98	1,01	1,10	1,08	1,21	1,41	1,44	1,24	1,49	1,52	1,46	1,26	4%	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0%	
Mtgás (MT)	0,00	0,01	0,02	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,00	0,01	0%	
Msgás (MS)	0,04	0,14	0,04	0,04	0,04	0,05	0,08	0,19	0,13	0,07	0,18	0,19	0,19	0,21	0,24	0,19	0,15	0%	
Pbgás (PB)	0,27	0,32	0,36	0,38	0,34	0,33	0,34	0,33	0,36	0,37	0,37	0,38	0,39	0,39	0,38	0,38	0,36	1%	
Potigás (RN)	0,34	0,37	0,40	0,40	0,34	0,36	0,36	0,35	0,36	0,36	0,38	0,37	0,39	0,38	0,37	0,35	0,37	1%	
São Paulo Sul (SP)	0,94	1,12	1,27	1,36	1,21	1,16	0,96	1,10	1,22	1,26	1,25	1,29	1,35	1,46	1,49	1,36	1,26	4%	
Scgás (SC)	1,30	1,44	1,54	1,57	1,43	1,46	1,49	1,51	1,58	1,60	1,66	1,67	1,67	1,67	1,65	1,54	1,58	5%	
Sergás (SE)	0,22	0,27	0,30	0,28	0,25	0,27	0,26	0,25	0,25	0,24	0,25	0,27	0,27	0,28	0,27	0,27	0,26	1%	
Sulgás (RS)	1,09	1,21	1,36	1,38	1,12	1,02	1,18	1,25	1,31	1,43	1,46	1,39	1,43	1,37	1,36	1,37	1,31	4%	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0%	
TOTAL  DISTRIBUIDORAS	31,25	33,92	35,76	36,27	27,76	28,10	27,90	28,84	31,10	32,34	33,54	34,42	34,46	35,81	35,83	34,47	32,05	100%	
Fonte: Abegás, janeiro 2010

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

	Média
2007	Média
2008	2009	Média
2009	
			jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO  NACIONAL	130,21	128,13	127,34	123,61	132,72	132,97	125,67	131,58	129,63	123,74	133,06	132,74	124,28		128,85	
Austral	23,53	22,86	23,82	23,89	25,63	25,90	24,73	27,19	27,33	24,00	29,01	28,43	27,94		26,17	
Golfo San Jorge	12,56	12,80	13,55	13,44	14,41	14,99	13,85	13,64	14,03	10,80	14,46	14,56	14,05		13,80	
Neuquina	76,64	74,85	73,03	69,62	74,72	73,64	70,90	74,09	72,00	72,94	72,59	72,46	65,34		71,94	
Noroeste	17,47	17,62	16,94	16,66	17,96	18,44	16,19	16,66	16,27	16,00	17,00	17,29	16,95		16,94	
	
Reinjeção	2,04	2,62	4,17	3,28	3,28	4,28	1,98	1,34	1,08	1,97	4,67	2,85	4,37		3,02	
Queima e Perda	2,39	2,40	2,33	2,29	2,29	3,29	2,67	2,42	2,57	2,50	3,11	3,04	2,90		2,67	
Conv ertido em Líquido	5,65	5,09	5,40	5,38	5,38	6,38	5,92	5,11	5,05	5,00	6,31	6,09	5,84		5,62	
Consumo nas unidades de E&P	12,52	12,89	13,04	13,07	13,07	14,07	12,89	13,10	13,25	13,00	20,77	23,30	21,03		15,51	
	
PRODUÇÃO  DISPONÍVEL	107,61	105,14	102,40	99,59	108,70	104,95	102,21	109,61	107,68	101,27	98,20	97,46	90,14		102,02	
	
IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA + GNL	4,74	2,48	4,51	5,80	5,49	5,72	5,02	5,38	6,15	5,70	8,86	3,40	1,61		5,24	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	105,23	105,41	102,50	102,50	109,96	109,01	105,49	114,21	112,84	105,83	106,30	98,65	89,02		105,12	
Residencial	26,55	25,76	8,38	8,38	10,73	15,21	14,72	49,29	53,70	38,00	35,45	23,79	14,84		24,77	
Comercial	4,00	4,49	2,87	2,87	2,61	3,21	3,10	7,21	7,69	6,58	5,87	4,44	3,63		4,55	
Veicular	7,84	7,50	7,03	7,03	7,02	7,11	6,88	6,94	7,08	7,30	7,40	7,09	6,70		7,05	
Geração Elétrica	33,44	34,02	51,92	51,92	54,61	50,88	49,24	30,94	27,04	25,45	25,04	29,37	31,39		38,89	
Industriais	33,39	33,63	32,30	32,30	34,99	32,60	31,55	19,83	17,33	28,50	32,54	33,96	32,46		29,85	
	
EX PORTAÇÃO	7,00	2,25	4,42	2,88	4,24	1,66	1,73	0,78	0,99	1,14	0,76	2,22	2,73		2,14	
Brasil	0,34	0,19	0,00	0,00	0,00	0,00	0,18	0,18	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00		0,03	
Chile	6,40	1,98	4,34	2,79	4,17	1,58	1,48	0,45	0,85	1,01	0,64	2,13	2,61		2,00	
Uruguai	0,27	0,20	0,08	0,09	0,07	0,08	0,07	0,15	0,14	0,13	0,12	0,09	0,12		0,10	

Fonte: Petrobras	Poder Calorífico (Gás Seco):
Gás Argentino: 9.300 kcal/m³	
		Valor estimado até 22/jan/2010	

Importação da Bolívia:	5,14%

0,1%

2,3%  2,0%	4,2%

M É D I A   2 0 0 9

11,6%

78,4%

Reinjeção	Queima e Perda
Convertido em Líquido	Consumo nas unidades de E&P
Consumo - Mercado Interno	Exportação - Brasil
Exportação - Chile	Exportação - Uruguai

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

BALANÇO DO GÁS NATURAL NA BOLÍVIA
(m ilhões de m 3/dia)	
	Média 2006	Média 2007	Média 2008	2009	Média 2009	
				jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
PRODUÇÃO NACIONAL	40,24	41,72	41,99	34,32	35,83	34,60	35,60	40,91	41,79	40,22	37,63	36,49	36,72	34,44		37,14	
Reinjeção	3,03	2,16	0,88	2,21	1,58	1,98	1,39	0,39	0,31	0,57	1,06	1,02	1,84	1,97		1,30	
Queima e perda	0,41	0,22	0,22	0,21	0,19	0,21	0,17	0,17	0,19	0,35	0,14	0,12	0,14	0,19		0,19	
Consumo nas unidades de E&P	0,76	0,78	0,80	0,78	0,79	0,78	0,78	0,78	0,77	0,82	0,79	0,78	0,80	0,74		0,78	
Conv ertido em líquido	0,54	0,51	0,49	0,45	0,46	0,45	0,45	0,47	0,46	0,46	0,45	0,44	0,45	0,43		0,45	
Consumo no Transporte	n/d	0,80	0,85	0,62	0,74	0,73	0,62	1,13	0,96	0,92	0,98	1,12	1,07	1,02		0,90	
						
DISPONIBILIZADO	35,50	37,24	38,74	30,05	32,07	30,45	32,19	37,97	39,10	37,10	34,21	33,01	32,42	30,09		33,51	
						
CONSUMO INTERNO DE GÁS	4,27	5,03	5,72	5,47	5,87	5,52	5,93	6,39	6,75	6,98	6,73	6,80	6,82	6,92		6,38	
Residencial	n/d	0,07	0,09	0,10	0,11	0,10	0,11	0,12	0,13	0,13	0,15	0,11	0,15	0,12		0,12	
Comercial	n/d	0,06	0,07	0,07	0,08	0,10	0,09	0,08	0,11	0,08	0,08	0,07	0,08	0,08		0,08	
Veicular	n/d	0,69	0,89	1,03	1,02	1,03	1,04	1,05	1,07	1,08	1,10	1,13	1,16	1,16		1,08	
Geração Elétrica	n/d	2,50	2,88	2,38	2,87	2,46	2,69	3,31	3,35	3,63	3,33	3,45	3,50	3,41		3,13	
Refinarias	n/d	0,22	0,26	0,27	0,27	0,29	0,27	0,24	0,29	0,28	0,26	0,23	0,24	0,25		0,26	
Indústria	n/d	1,48	1,52	1,62	1,52	1,54	1,73	1,59	1,80	1,78	1,81	1,80	1,69	1,90		1,71	
						
EX PORTAÇÃO	31,23	32,22	33,02	24,57	26,22	24,93	26,26	31,56	32,35	30,13	27,49	26,21	25,60	23,17		27,14	
Brasil	26,50	27,60	30,51	20,23	19,91	19,68	20,80	26,75	27,19	24,24	21,96	20,50	22,33	20,86		22,22	
Petrobras	24,43	26,62	30,48	20,23	19,91	19,68	20,80	26,75	27,19	24,24	21,96	20,50	22,33	20,86		22,22	
EPE	1,12	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		0,00	
BG	0,94	0,44	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00		0,00	
Argentina	4,74	4,62	2,52	4,34	6,31	5,25	5,46	4,81	5,16	5,89	5,53	5,71	3,27	2,31		4,91	

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

Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia n/d: não disponív el
Os valores destacados em azul foram corrigidos em relação ao Boletim de dezembro de 2009.

Poder Calorífico:
Gás Boliv iano: 9.316 kcal/m³

M É D I A   2 0 0 9

13,2%

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

1,2%

2,4%

17,2%

59,8%

Reinjeção	Queima e perda

Consumo nas unidades de E&P	Convertido em líquido

Consumo no Transporte	Consumo - Mercado interno

Brasil	Argentina

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

	Média
2006	Média
2007	Média
2008	2009	Média
2009	
				jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO NACIONAL	6,02	5,51	5,93	5,22	4,19	5,35	5,55	5,60	5,49	5,59	5,34	4,44				5,20	
				
IMPORTAÇÃO *	15,78	6,63	1,18	4,66	5,01	4,57	1,57	1,86	0,79	0,81	2,76	6,00				3,11	
Argentina	15,78	6,63	1,18	4,66	5,01	4,57	1,57	1,86	0,79	0,81	2,76	6,00				3,11	
	
OFERTADO AO MERCADO	21,80	12,15	7,11	9,88	9,20	9,92	7,12	7,46	6,28	6,40	8,10	10,44				8,31	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	21,80	12,15	7,11	9,88	9,20	9,92	7,12	7,46	6,28	6,40	8,10	10,44				8,31	
Residencial e Comercial	1,44	1,45	1,22	0,81	0,75	0,82	1,03	1,33	1,23	1,44	1,99	1,97				1,26	
Veicular	0,09	0,06	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03				0,03	
Geração Elétrica	6,12	2,71	1,35	3,50	4,23	3,82	1,01	1,21	0,30	0,25	1,32	2,41				2,01	
Industriais	2,58	0,91	0,22	0,56	0,33	0,28	0,27	0,16	0,15	0,11	0,46	1,44				0,42	
Petroquímica e Refinaria	11,53	6,97	4,25	4,96	3,83	4,94	4,73	4,68	4,51	4,51	4,24	4,54				4,55	
Outros	0,04	0,05	0,04	0,02	0,03	0,03	0,05	0,05	0,06	0,06	0,06	0,05				0,05	

Fonte: Comisión Nacional de Energía - CNE n/d: dados não disponív eis
* Os dados de importação foram calculados pela diferença entre a produção e o consumo interno.

Os dados do balanço de gás natural no Chile referentes aos meses de outubro e novembro de 2009 não estavam disponíveis até o fecha- mento desta edição do Boletim.

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

BALANÇO DO GÁS NATURAL NO URUGUAI
(m ilhões de m 3/dia)	
	Média
2007	Média
2008	2009	Média
2009	
			jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
			
IMPORTAÇÃO	0,31	0,27	0,16	0,18	0,15	0,18	0,18	0,25	0,25	0,22	0,21	0,19	0,19	0,16	0,19	
Argentina	0,31	0,27	0,16	0,18	0,15	0,18	0,18	0,25	0,25	0,22	0,21	0,19	0,19	0,16	0,19	
GNL	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	
			
OFERTA DE GÁS	0,31	0,27	0,16	0,18	0,15	0,18	0,18	0,25	0,25	0,22	0,21	0,19	0,19	0,16	0,19	
			
CONSUMO INTERNO DE GÁS	0,28	0,25	0,16	0,17	0,15	0,17	0,19	0,23	0,25	0,20	0,13	0,14	0,19	0,16	0,18	
Residencial	0,05	0,05	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Comercial	0,05	0,05	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Veicular	0,00	0,00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Geração Elétrica	0,00	0,00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Industriais	0,16	0,12	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Consumo própio setor energético	0,02	0,03	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	

Fonte: Ministerio de Industria, Energia y Mineria	

Os valores destacados em azul foram corrigidos em relação ao Boletim de dezembro de 2009.

P R E Ç O S  DE  G ÁS  N A T U R A L  (D E Z E M B R O D E  2009) 

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

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

Nordeste	
Gás Nacional (parcela fixa + parcela variável)	
9,7982	
0,6397	
18,0187	
17,2999	
16,8819	

Sudeste	Gás Nacional (parcela fixa + parcela variável)	
9,4830	
0,6191	

19,4559	

15,7978	

15,0248	
	
Gás Importado	Commodity	4,8269	0,3151				
		Transporte	1,7497	0,1142				

Sul	
Gás Importado	Commodity	4,8252	0,3150	
17,9178	
16,0880	
15,7408	
		Transporte	1,7434	0,1138				

Centro Oeste	
Gás Importado	Commodity	5,5410	0,3617	
18,9416	
15,4290	
14,7644	
		Transporte	1,7719	0,1157				

Fonte: MME/SPG/DGN, jan/2010.
Dados originalmente obtidos da Petrobras, Distribuidoras e Banco Central.
Os dados do preço ao consumidor final do segmento industrial foram calculados pelo MME com base nos dados diponibilizados em publicações específicas.	
	
Dólar de conversão R$/US$ (dez/09):	1,7503	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	2009	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	Média 2008	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2009	
PPT	3,21	3,44	3,71	4,21	3,68	3,67	3,65	3,67	3,76	3,84	3,92	3,95	4,00	4,06	4,08	4,10	3,86	
Fonte: MME/SPG/DGN, jan/10.	

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

PREÇOS INTERNACIONAIS
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	2009	
	Média
2005	Média
2006	Média
2007	Média
2008	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média
2009	
Henry Hub	8,89	6,74	6,98	8,86	5,23	4,51	3,96	3,49	3,83	3,80	3,38	3,14	2,99	4,00	3,68	5,34	3,95	
Petróleo Brent	9,74	11,60	12,92	17,28	7,77	7,67	8,29	8,97	10,23	12,21	11,51	12,98	12,01	12,96	13,66	13,23	10,96	
Petróleo WTI	10,10	11,59	12,87	17,74	7,44	6,98	8,55	8,88	10,51	12,42	11,42	12,66	12,37	13,49	13,91	13,26	10,99	
	
Petróleo Brent (US$/Bbl)	54,65	65,13	72,53	97,01	43,59	43,07	46,54	50,34	57,42	68,55	64,61	72,83	67,39	72,75	76,66	74,28	61,50	
Petróleo WTI (US$/Bbl)	56,68	65,08	72,26	99,58	41,75	39,16	48,00	49,82	59,02	69,68	64,10	71,05	69,41	75,73	78,05	74,41	61,68	
Fonte: Petrobras, jan/10.	

C O M P E T I T I V I D A D E  DO  G ÁS  N A T U R A L  NA  B A H I A

Comparativo de Preços entre Gás Natural Industrial e OCA1na Bahia DEZEMBRO DE 2009

21,0000

18,0000

15,0000

US$/MMBtu

12,0000

9,0000

6,0000

3,0000

3,7744

13,9876

4,4984	3,6042	4,4476	3,4939	4,3969

12,6383	13,3567	12,4957	12,9478	12,3532

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

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

Preço sem Tributo	Tributo

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina na Bahia DEZEMBRO DE 2009

	

	19,4333		

	5,8329				

					
	
21,6159		
23,8213		

50,0000

45,0000

40,0000

35,0000

US$/MMBtu

30,0000

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

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

5,0000

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Preço sem Tributo	Tributo

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP na Bahia DEZEMBRO DE 2009

			
	
7,7337		
			
5,5445		

					

	28,6603		27,4419		

40,0000

35,0000

30,0000

25,0000

US$/MMBtu

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

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

Preço sem Tributo	Tributo

C O M P E T I T I V I D A D E  DO  G ÁS  N A T U R A L  NA  B A H I A

US$/MMBtu

25,000

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

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

20.000	OC equivalente

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

US$/MMBtu

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

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

0,000

GNV	Gasolina

US$/MMBtu

60,000

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

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

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

Comparativo de Preços entre Gás Natural Insdustrial e OCA1 em São Paulo DEZEMBRO DE 2009

25,0000

20,0000

US$/MMBtu

15,0000

10,0000

4,5908

17,0129

4,5040

3,4079	4,4532

3,2494

4,4025

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

5,0000

12,6540	12,6294	12,5114	12,0419	12,3689

energia equivalente ao volume de gás.

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

Preço sem Tributo	Tributo

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina em São Paulo DEZEMBRO DE 2009

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

	

	16,8918		

	
4,8886				

			25,4906		
	18,1166				

45,0000

40,0000

35,0000

30,0000

US$/MMBtu

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

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

Preço sem Tributo	Tributo

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP em São Paulo DEZEMBRO DE 2009

			
	
9,8729		

			5,2419		

	36,5878				

					

50,0000

45,0000

40,0000

35,0000

US$/MMBtu

30,0000

25,0000

20,0000

15,0000

29,8484

10,0000

5,0000

0,0000

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

Preço sem Tributo	Tributo

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

US$/MMBtu 25,000

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

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

20.000	OC equivalente

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

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

US$/MMBtu

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

0,000

GNV	Gasolina

US$/MMBtu

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

60,000

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

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

Comparativo de Preços entre Gás Natural Insdustrial e OCB1 no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2009

21,0000

18,0000

15,0000

US$/MMBtu

12,0000

9,0000

4,3209

16,0129

4,7252

3,3822

4,6744

3,1814

4,6237

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

6,0000

3,0000

13,2755	12,5341	13,1329

12,9904
11,7898

energia equivalente ao volume de gás.

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

Preço sem Tributo	Tributo

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2009

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

	

	20,7396		

					
	4,6653				

24,5700		
	17,2891				

50,0000

45,0000

40,0000

35,0000

US$/MMBtu

30,0000

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

5,0000

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

GLP:
11.750 kcal/kg

Preço sem Tributo	Tributo

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2009

	
			
	11,3543		

			
			
			6,2343		

	
42,0778				
					
			27,3133		

60,0000

55,0000

50,0000

45,0000

40,0000

US$/MMBtu

35,0000

30,0000

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

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

Preço sem Tributo	Tributo

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

US$/MMBtu

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

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

20.000	OC equivalente

Preço dos combustíveis ao consumidor final.

US$/MMBtu

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

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

0,000

GNV	Gasolina

US$/MMBtu

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

60,000

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

G A S O D U T O  DE  T R A N S P O R T E  E X I S T E N T E

Gasodutos Existentes no Brasil	Origem	Destino	Extensão (km)	Diâmetro (Pol)	Capacidade (MMm³/dia)*	I nício de Operação	
Transportadora - Transpetro (1)	
CANDEIAS x ARATU	Candeias (BA)
(São Francisco do Conde)	Aratu (BA) (Simões Filho)	20,0	12	1	1970	
GASEB	Atalaia (SE)	Catu (BA) (Pojuca)	224,0	14	1,3	1974	
SANTIAGO (CATU) x CAMAÇARI	Santiago (BA) (Pojuca)	Camaçari (BA)	32,0	14	1,2	1975	
CANDEIAS x CAMAÇARI	Candeias (BA)
(São Francisco do Conde)	Camaçari (BA)	37,0	12	1	1981	
GASDUC I	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de 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)	281,0	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	
GASDUC III	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de Caxias)	183,0	38	40	2010	
TOTAL - TRANSPETRO	4.972,0		
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 (San Matias)	
Cuiabá (MT)	
267,0	
18	
2,8	
2002	
TOTAL BRAS I L	7.882,2		

G A S O D U T O S  NO  E X T E R I O R  D E D I C A D O S  À  E X P O R T A Ç Ã O  DE  G ÁS 
N A T U R A L  AO  B R A S I L

GASODUTOS 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	
TOTAL	1.369,0		

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

Evolução da Malha de Gás Natural (KM)		
		
	Até 1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	
Acumulado	4.004	5.434	5.434	5.716	5.718	5.737	5.762	5.762	6.424	7.178	7.699	
Realizado no Ano		1.430	0	282	2	19	25	0	662	754	521	
	Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, jan/10.	

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

AMPLIAÇÃO DA INFRA-ESTRUTURA DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL DO BRASIL

Gasodutos	Origem	Destino

Extensão (km)

Diâmetro (polegadas)

Capacidade (MM m³/dia)

Km Enterrado

Licenças e Autorizações a Receber

Início da Construção e Montagem

Início de Operação

TOTAL GERAL
Malha Nordeste

1.707,0	1.286,7
187,0	76,0

Pilar - Ipojuca	Pilar (AL)	Ipojuca (PE)	187,0	24	5 a 15	76,0	LO, AO	fev-09	set-10

Malha Sudeste

562,0	252,7

Caraguatatuba - Taubaté	Caraguatatuba (SP)	Taubaté (SP)	96,0		26	15,0	74,0		LO, AO	jul-08		out-10 GASPAL II		Guararema (SP)	Mauá (SP)	60,0		22	12,0	0,0	LI, AC, LO, AO	mar-10 (R)	fev-11 (R) GASBEL II	Volta Redonda (SP)	Betim (MG)	268,0	16 - 18		6,9	178,7		LO, AO	mai-09		abr-10 GASAN II		Cubatão (SP)	Capuava (SP)	38,0		22		7,0	0,0	LI, AC, LO, AO	abr-10 (R)	mar-11 (R)
GASBAR	Paulínea (SP)	Barueri (SP)	100,0	16	5,0	0,0	LP, LI, AC, LO, AO	A definir	jan-14

GASENE

Catu (BA)

958,0	958,0

Cacimbas - Catu	Cacimbas (ES)

(Pojuca)	958,0	26	20,0	958,0	LO, AO	abr-08	mar-10

GASODUTOS EM CONSTRUÇÃO

(R) Datas Revisadas neste boletim	Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, Fev/10.

LP: Licença Prévia
LI: Licença de Instalação LO: Licença de Operação

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

INÍCIO DE OPERAÇÃO	
	
BAÍA DE GUANABARA – RJ	14	jan-09	abr-09	
PORTO DE PECÉM - CE	6	dez-08	jan-09	
COMPLEXO DE GNL	14	A definir	jan-13	
Terminal de Liquefação de Gás – OFF SHORE	10	A definir	jan-15	

AC: Autorização de Construção AO: Autorização de Operação

Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, Fev/10.

D E S T A Q U E S  DO  P R O G R A M A  DE  A C E L E R A Ç Ã O  DO  C R E S C I M E N T O
( PA C )  NA  Á R E A  DE  G ÁS  N A T U R A L

Destaques de Janeiro de 2010.

GASDUC III
Conclusão das obras em janeiro e inauguração no dia 03 de fevereiro. Gasoduto Caraguatatuba – Taubaté
Enterramento de 74 km de tubos, de um total de 96 km
Túnel: Concluída a escavação convencional e iniciada em 10/11 a escavação com TBM. Escavação total com 438m Gasoduto Cacimbas – Catu
Enterramento de 958 km de tubos, de um total de 958 km Gasoduto Pilar – Ipojuca
Enterramento de 76 km de tubo, de um total de 187 km Gasoduto GASBEL II
Enterramento de 178 km de tubo, de um total de 268 km

Fonte: Sala de Monitoramento do DGN / MME, janeiro/2010.

L E I  D O  G Á S

No final de 2008, o novo marco regulatório do setor de gás natural foi aprovado pela Câmara dos Deputados e pelo Senado Federal. A Lei 11.909/2009, mais conhecida como Lei do Gás, foi sancionada pelo Presidente da República em 04 de março de 2009 e abre novas perspectivas para o setor no Brasil.

Entre os avanços que a nova Lei trouxe e que contribuirão para a consolidação da indústria do gás natural no Brasil, destacam-se a introdução do regime de concessão para novos gasodutos, a atribuição de competência ao MME no planejamen- to da expansão da malha de transporte, a regulamentação das atividades de estocagem e de armazenamento, o acesso regula- do aos gasodutos e o tratamento legal aos aspectos da contingência no suprimento.

A regulamentação da Lei 11.909/2009 está em andamento. A primeira minuta de Decreto, elaborada pelo Ministério de Minas e Energia, foi disponibilizada às associações que reúnem os principais agentes do setor, que apresentaram suas suges- tões e comentários aos técnicos do Ministério. O próximo passo será a consolidação dessas sugestões para subsidiar a elabora- ção da versão final do texto.

Fontes: DGN/MME, janeiro 2010.

B A L A N Ç O  D O S  D E S T A Q U E S  DO  PA C  EM  2009 

Ao longo do ano de 2009, foram emitidas 27 licenças/autorizações relativas a projetos da área de gás natural inseridos no Programa de Aceleração do Crescimento, conforme tabela abaixo:
Licenças / Autorizações	jan/09	fev/09	mar/09	abr/09	mai/09	jun/09	jul/09	ago/09	set/09	out/09	nov/09	dez/09	Total	
Licença de Perfuração	2												2	
Licença Prévia	1			1				2				1	5	
Licença de Instalação	2	1							1				4	
Licença de Operação		2	2			2			2			1	9	
Autorização de Construção	1	2											3	
Autorização de Operação		1							2		1		4	
Total	6	6	2	1	0	2	0	2	5	0	1	2	27	
Foram também notificadas à ANP treze descobertas de hidrocarbonetos no pré-sal, sendo oito na Bacia de Santos e cinco na Bacia de Campos.

Principais destaques do ano de 2009

MÊS	DESTAQUES	
Dez/09	Entrada em operação do campo de Golfinho Complementar	
Nov/09	Entrada em operação do gasoduto Paulínia – Jacutinga	
Out/09	Concluídas as obras de construção e montagem do gasoduto Urucu – Coari – Manaus	
Set/09	Iniciado procedimento de partida da UPCGN III	
Ago/09	Iniciado o aproveitamento de gás na ampliação de Manati (Desenvolvimento da Produção –
Bahia)
Concluído o empreendimento de Merluza/Lagosta
Início do aproveitamento de gás da plataforma P-51 – Campo de Marlim Sul Módulo 2 Iniciada a oferta de gás da Plataforma P-54 (Campo Marlim Sul Módulo 1)	
Jul/09	Iniciada a produção no campo de Abalone (Parque das Conchas) Início do aproveitamento de gás na área de Jabuti
Iniciada a produção do poço em Abalone no Parque das Conchas	
Jun/09	Início da operação do campo de Frade
Iracema – novo poço confirma potencial de petróleo leve em Tupi e reforça as estimativas do potencial de 5 a 8 bilhões de barris de óleo leve e gás natural recuperável nos reservatórios do pré-sal, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos – bloco BM-S-11	
Mai/09	Conclusão do Gasoduto Japeri – Reduc Iniciada a produção do TLD de Tupi	
Abr/09	Iniciado o aproveitamento de gás natural na Plataforma P-53
Descoberta de hidrocarbonetos em Corcovado-1 – águas profundas da Bacia de Santos Concluída a primeira monobóia do empreendimento PDET – Escoamento da Bacia de Campos	
Mar/09	GNL Baía de Guanabara: início de fornecimento de gás	
Fev/09	Entrada em operação do FPSO Niterói no campo de Jabuti	
Jan/09	GNL Pecém/CE: operação comercial - início de fornecimento de gás
Conclusão da Construção e Montagem do Terminal de GNL de Baía de Guanabara.
Descoberta no pré-sal Campo de Azulão – descoberta da Esso, primeira operadora privada a encontrar óleo no pré-sal da Bacia de Santos
   Pialamba - descoberta de importante acumulação de gás em águas rasas na parte sul da Bacia de Santos	

Fonte: Sala de Monitoramento do DGN/MME, janeiro/2010.

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

Unida de s produtora s	
Município (UF)	
Início de ope ra çã o	Ca pa cida de de proce ssa me nto (mil m³/dia )	
TOTAL BRASIL			61.980,0	
REGIÃO SUDESTE	
UGN-RPBC	Cubatão (SP)	1993	2.400,0	
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	3.500,0	
UPGN Cabiúnas	Macaé (RJ)	1987	600,0	
URL Cabiúnas I	Macaé (RJ)	2002	5.400,0	
URL Cabiúnas II	Macaé (RJ)	2004	5.400,0	
UPGN Lagoa Parda	Linhares (ES)	1983	400,0	
DPP-Lagoa Parda	Linhares (ES)	2003	1.500,0	
DPP-Cacimbas Módulo I Peroá	Linhares (ES)	2006	3.600,0	
DPP-Cacimbas Módulo II Peroá	Linhares (ES)	2008	1.900,0	
Tota l Sude ste	29.200,0	
REGIÃO NORDESTE	
UPGN Candeias	Candeias (BA)	1972	1.980,0	
UPGN Catu	Pojuca (BA)	1962	1.400,0	
URGN-3 Bahia	Pojuca (BA)	2005	2.500,0	
UPGN Pilar	Pilar (AL)	2003	1.800,0	
UPGN Atalaia	Aracaju (SE)	1981	2.800,0	
UPGN Carmópolis	Carmópolis (SE)	1989	350,0	
UPGN Guamaré I	Guamaré (RN)	1985	2.000,0	
UPGN Guamaré II	Guamaré (RN)	2001	2.000,0	
UPGN Guamaré III	Guamaré (RN)	2006	2.000,0	
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	23.180,0	
REGIÃO NORTE	
UPGN Urucu I	Coari (AM)	1993	600,0	
UPGN Urucu II	Coari (AM)	2000	6.000,0	
UPGN Urucu III	Coari (AM)	2004	3.000,0	
Tota l  Norte	9.600,0	
Fonte: ANP/SRP, conforme a Portaria ANP n.º 28/99.

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) 1 TCF (trilhão de pés cúbicos)
1 MMBTU
1 Mtpa (milhão de tonelada por ano de GNL)
1.000 MW capacidade instalada (Ciclo Combinado)
1.000 MW capacidad instalada (Ciclo Aberto)	0,028 BCM (bilhões m³) 28,32 BCM (bilhões m³)
26,81 m³
3,60 milhões m³/dia de gás natural 4,50 milhões m³/dia
7,00 milhões m³/dia	
		
* Considerações:
Poder calorífico do gás natural: 9.400 kcal/m³
GNL: Conversão de volume 600:1 e densidade 0,46 kg/m³;
Consumos em Ciclo Aberto e em Ciclo Combinado: valores típicos de referência (variam de térmica para térmica);

A C O M P A N H A M E N T O  DO  T E R M O  DE  C O M P R O M I S S O  ( T C )

ANO	2009	2010	a pa rtir de 2010	
SEMESTRE	2º Se m	1º Se m	2º Se m	
SE-CO	CCBS (Euzé bio Rocha )	0	193	193	
	Ele trobolt (Ba rbosa Lima Sobrinho)	325	325	325	
	Ibirite rmo (Aure lia no Cha ve s)	212	212	212	
	Juiz de Fora	79	79	79	
	Norte Flumine nse - Pre ço 1	400	400	400	
	Norte Flumine nse - Pre ço 2	100	100	100	
	Norte Flumine nse - Pre ço 3	200	200	200	
	Norte Flumine nse - Pre ço 4	85	85	85	
	Nova Pira tininga (Fe rna ndo Ga spa ria n)	261	522	522	
	Pira tininga 1 e 2 (óle o)	0	0	0	
	Pira tininga 3 e 4 (óle o)	260	260	260	
	Ma ca é Me rcha nt (Má rio La go)	885	885	885	
	Te rmorio Tota l (Gov. Le one l Brizola )	998	998	998	
	Trê s La goa s (Luís Ca rlos Pre ste s)	191	191	191	
	TOTAL	3.996	4.450	4.450	
S	Ara ucá ria	230	458	458	
	Ca noa s (Se pé Tia ra ju)	153	153	153	
	TOTAL	383	611	611	
NE	FAFEN (Rômulo Alme ida )	125	125	125	
	Forta le za	327	327	327	
	Te rmoba hia (Ce lso Furta do)	150	150	150	
	Te rmoce a rá (S. C. Je re issa ti)	217	217	217	
	Te rmope rna mbuco	494	494	494	
	Va le do Açu (Je sus Soa re s Pe re ira )	285	285	285	
	TOTAL	1.597	1.597	1.597	
TOTAL GERAL	5.977	6.659	6.659	

C V U S  D A S  T É R M I C A S  DO  TC 

UTE's a gá s na tura l inte gra nte s do TC	Custo Va ria ve l (R$/MWh)	
REGIÃO SE/CO	
Euzébio Rocha (CCBS)	185,69	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - TC	250,87	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - Teste	149,67	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - Leilão	168,81	
Aureliano Chaves (Ibiritermo)	188,89	
Juiz de Fora	150,00	
Norte Fluminense - Patamar 1	37,80	
Norte Fluminense - Patamar 2	51,93	
Norte Fluminense - Patamar 3	90,69	
Norte Fluminense - Patamar 4	131,68	
Fernando Gasparian (Nova Piratininga)	317,98	
Mário Lago (Macaé Merchant)	253,83	
Gov. Leonel Brizola (Termorio) - Leilão	142,03	
Gov. Leonel Brizola (Termorio) - Teste	147,56	
Gov. Leonel Brizola (Termorio)  - TC	214,48	
Luís Carlos Prestes (Três Lagoas) - Teste	140,34	
Luís Carlos Prestes (Três Lagoas) - Leilão	116,40	
REGIÃO  SUL	
Araucária	219,00	
Sepé Tiaraju (Canoas)	385,22	
REGIÃO NE	
Rômulo Almeida (FAFEN-BA)	188,15	
Termofortaleza	102,72	
Celso Furtado (Termobahia)	204,43	
Termoceará (Sen. C. Jereissati)	492,29	
Termoceará (Sen. C. Jereissati) - Leilão	177,54	
Termopernambuco	70,16	
Jesus Soares Pereira (Termoaçu)	287,83	

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

EVOLUÇÃO DO CMO - MÉDIA SEMANAL (R$/MWh)	
Semana	CMO SE-CO	CMO S	CMO NE	
	
26/12/2009 a 01/01/2010	0,29	0,29	0,57	
02/01/2010 a 08/01/2010	0,00	0,00	0,01	
09/01/2010 a 15/01/2010	0,00	0,00	0,00	
16/01/2010 a 22/01/2010	0,00	0,00	0,00	
23/01/2010 a 29/01/2010	0,00	0,00	0,77	
30/01/2010 a 05/02/2010	0,00	0,00	0,00	
Fonte: ONS, janeiro 2010.

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

Energia Armazenada no SIN - Últimos 12 meses

100,00
90,00

% do valor total

80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00

Fonte : ONS, Fax-Preço semana operativa - 30/01/2010 a 05/02/2010

SE-CO	S	NE	N

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

Usinas Termelétricas a Gás Natural no Brasil	
	
UTE em Operação	

Usina	
Tipo de Térmica	
Potência (MW)	
Consumo Específico (mil m³/d/MW)	
UF	
	
Aureliano Chaves (Ex-Ibirité)	cc	226	4,38	MG	
Juiz de Fora	ca	87	5,98	MG	
Norte Fluminense	cc	869	4,35	RJ	
Uruguaiana	cc	640	4,37	RS	
Cuiabá	cc	529	4,37	MT	
Modular de Campo Grande
(Willian Arjona)	
ca	
206	
7,30	
MS	
Celso Furtado (Ex-Termobahia)	cav	186	7,40	BA	
Araucária	cc	484	4,57	PR	
Governador Leonel Brizola
(Ex-TermoRio)	
ccv	
1.058	
4,89	
RJ	
Camaçari	ca	347	7,77	BA	
Barbosa Lima Sobrinho
(Ex-Eletrobolt)	
ca	
379	
5,85	
RJ	
Luiz Carlos Prestes
(Ex-Três Lagoas)	
ca	
258	
7,46	
MS	
Mário Lago
(Ex-Macaé Merchant)	
ca	
923	
5,85	
RJ	
Termopernambuco	cc	533	4,35	PE	
Sepé Tiaraju (Ex-Canoas)	ca	161	6,56	RS	
Fernando Gasparian
(Ex-Nova Piratininga)	
cc	
386	
5,02	
SP	
Rômulo Almeida (Ex-FAFEN)	cav	138	6,24	BA	
Jesus Soares Pereira
(Ex-Vale do Açú)	
cav	
368	
6,43	
RN	
Termofortaleza	cc	347	4,78	CE	
Termoceará	ca	242	6,56	CE	
Euzébio Rocha (Ex-Cubatão)	cc	250	5,20	SP	
	
UTE em Construção	

Usina	Tipo de
Térmica	Potência
(MW)	Consumo Específico
(mil m³/d/MW)	
UF	
Santa Cruz	cc	200	5,37	RJ	
Linhares	ca	204	5,66	ES	

Usinas a Gás Natural Vendidas no Último Leilão de Geração de Empreendimentos Novos	

Usina	Tipo de
Térmica	Potência
(MW)	Consumo Específico
(mil m³/d/MW)	
UF	
Leilão	
Data	
MC2 Cacimbaes	cc	127	4,89	ES	A-5	30/09/2008	
Escolha	cc	338	4,89	ES	A-5	30/09/2008	
MC2 Joinville	Motor cc	330	4,22	ES	A-5	30/09/2008	
MC2 João Neiva	Motor cc	330	4,22	SE	A-5	30/09/2008	
José de Alencar	Motor cc	300	5,49	CE	A-3	17/09/2008	
Fontes: ANEEL/Petrobras, janeiro 2010.