Ministéri o  de  M i nas  e  Energia 
Secretaria  de  P e tró l eo,  Gás  Natural  e  Co mbustíveis  Reno váveis Departamento  de  Gás  Natura l		
EDIÇÃO 
No. 22 - Jan/09 

NDÚSTRIA 	

B OLETIM  M ENSAL  DE A COM PANHAMENTO  DA  I
DE  G ÁS  N AT URAL 		

A PRESENT A ÇÃO   DO   B OLETIM 

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 Natural	7
Nacional

Importações e	8
Oferta Interna

Consumo de Gás Natural	9

Balanço de Gás Natural na  10
Argentina

Balanço de Gás Natural na  11
Bolívia

Balanço de Gás Natural no   12
Chile e no Uruguai

Preços	13

Competitividade	14

Nesta edição do Boletim, além das observações habituais que fazemos nesta apre- sentação, reservamos um espaço na próxima página para tecer comentários a respeito do setor de gás natural em 2008. Esperamos, com isso, dar destaque aos fatos mais relevantes ocorridos no ano que passou.

Em relação aos dados de dezembro de 2008, registramos leve recuperação da pro- dução nacional, que cresceu 0,3%, fechando o mês em 59,12 milhões de m³/dia. Na região Sudeste, destaca-se o crescimento de 24,6% (+1,62 milhões de m³/dia) na produção do Espíri- to Santo, que retornou ao nível médio verificado no segundo semestre de 2008, após queda significativa em novembro. Na região Nordeste, destaca-se a queda de 14,4% na produção da Bahia (-1,31 milhões de m³/dia), em decorrência da redução do consumo industrial. Na região Norte, a produção em Urucu manteve-se estável em 10,34 milhões de m³/dia.

A reinjeção subiu 2,4% (+0,28 milhões de m³/dia) e o consumo das unidades de E&P manteve-se constante em relação ao mês anterior. Na queima e perda houve aumento de 3,7% (+0,23 milhões de m³/dia). A importação de gás natural apresentou queda de 13,3% (-3,92 milhões de m³/dia) ainda em razão do acidente ocorrido no trecho sul do GASBOL. A operação do gasoduto foi retomada no dia 09 de dezembro, após 16 dias de interrupção.

A oferta de gás nacional ao mercado subiu ligeiramente, fechando o mês em 27,21 milhões de m³/dia e a oferta total de gás natural no Brasil caiu 6,4% (-3,54 milhões de m³/dia), fechando o mês em 51,95 milhões de m³/dia.

A queda na oferta foi consequência da queda na demanda. Houve redução significati- va do consumo no setor industrial, que foi parcialmente compensada pelo aumento no seg- mento térmico. A redução da demanda industrial deveu-se, em sua maior parte, às festas de fim de ano e à concessão de férias coletivas por algumas empresas, e também à perda mo- mentânea de competitividade do gás natural frente ao óleo combustível. Adicionalmente, tam- bém contribuiu a interrupção do fornecimento à Santa Catarina e ao Rio Grande do Sul. Em relação ao mês anterior, o consumo nas distribuidoras caiu 7,7% (-3,63 milhões de m³/dia)e o

Infra-estrutura de
Transporte

20	consumo termelétrico direto do produtor cresceu ligeiramente.

Destaques do PAC 	22

Por fim, no âmbito do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC),destacamos a emissão das Licenças de Instalação dos gasodutos GASBEL II e Sul Capixaba, em dezembro
de 2008, e o início da produção da Plataforma P-51, em janeiro de 2009.

Andamento do Projeto de	23
Lei do Gás

UPGN´s e Conversões de	24
Unidades

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

Acompanhamento TC	25

C OM ENTÁRI OS  S OBRE  O  A NO  DE  2008 

O ano de 2008 foi marcado pelo crescimento significativo da produção e da oferta de gás natural na- cional, pela entrada em operação de mais de 700km de novos gasodutos, pela instalação do primeiro terminal de GNL e pela aprovação da nova Lei do Gás.

A produção nacional média de gás natural em 2008 foi de 59,16 milhões de m³/dia, 16% superior a 2007. No Sudeste, destaca-se, em especial, o crescimento da produção no Espírito Santo, em razão da entrada em operação da Fase II do campo de Peroá, que elevou a produção no Estado de 3,28 milhões de m³/dia em dezembro de 2007 para 8,21 milhões de m³/dia em dezembro de 2008. Em termos de média anual, o crescimento em relação ao ano anterior foi de quase 200%. No Rio de Janeiro, o aproveitamento do gás natural produzido nas plataformas P-52 e P- 54, que entraram em operação em novembro e dezembro 2007, respectivamente, permitiu elevar a produção no Esta- do de 23,24 milhões de m³/dia em dezembro de 2007 para 24,97 milhões de m³/dia em dezembro de 2008, compen- sando com folga o declínio natural de produção. O mesmo deve acontecer, em menor escala, com as plataformas P- 51 e P-53 (bacia de Campos), que entraram em operação, em novembro de 2008 e janeiro de 2009, respectivamente. O atraso da entrada em operação dessas duas plataformas, e também dos campos de Camarupim e Canapu (bacia do Espírito Santo – gás não-associado) e Lagosta (bacia de Santos – gás não-associado), fizeram com que as metas do Plangás para 2008 não fossem plenamente alcançadas. Todos esses campos estarão em operação até abril de 2009.

A importação de gás natural da Bolívia aumentou 9,3% em relação à média do ano anterior, ficando em 30,92 milhões de m³/dia, o que corresponde a plena utilização da capacidade de transporte do GASBOL – Gasoduto Bolí- via-Brasil. Em 2008, o gás natural boliviano correspondeu, em média, a 49,9% da oferta interna disponibilizada. Em 2007 esse percentual era de 56,6%. A importação da Argentina caiu ainda mais, e hoje representa apenas 0,6% da oferta interna disponibilizada. Essa queda se deveu ao agravamento dos problemas de abastecimento interno daque- le país, que não exporta gás para o Brasil desde junho de 2008. Em relação à importação de gás boliviano pela Ar- gentina, destaca-se o aumento de cerca de 2 milhões de m³/dia, em média, ocorrido em razão da diminuição da im- portação brasileira após o acidente no trecho sul do Gasbol. A maior parte desse gás foi exportado pela Argentina ao Chile.

Em relação à ampliação da infra-estrutura de transporte de gás natural, destaca-se a entrada em operação do gasoduto Cabiúnas-Vitória (GASCAV), em fevereiro de 2008, que permitiu escoar o gás natural do Espírito Santo para a região norte do Rio de Janeiro, garantindo o pleno atendimento das UTEs Norte Fluminense e Mario Lago (Macaé Merchant). Isso ocorreu em um período crítico para o setor elétrico, pois o baixo nível dos reservatórios das hidrelétri- cas, no final de 2007, havia exigido que o CMSE – Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico determinasse o despa- cho de todas as térmicas a gás natural do País (Resolução 08 de 20/12/2007). Os outros dois gasodutos que entra- ram em operação em 2008 foram o Campinas-Rio de Janeiro: Trecho Taubaté-Japeri, que permitiu aumentar a oferta às UTEs do Rio de Janeiro em cerca de 1,5 milhão de m³/dia, e o Catu-Carmópolis: Trecho Catu-Itaporanga, que per- mitiu levar o gás natural da Bahia para Pernambuco, após a entrada em operação da estação de compressores de Pilar.

Destacam-se também, em 2008, a conclusão das conversões a bicombustível das UTEs Canoas, Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) e Carlos Jereissati (Termoceará) e a conclusão da construção da UTE Termoaçu, no Rio Grande do Norte. Esses empreendimentos, assim como os de Exploração e Produção (novos campos) e os gasodu- tos, estão inseridos no âmbito do PAC – Programa de Aceleração de Crescimento.

C OM ENTÁRI OS  S OBRE  O  A NO  DE  2008 

Em relação à demanda de gás natural no País, o ano de 2008 foi caracterizado, primeiramente, pelo cresci- mento significativo do consumo no setor de geração de energia elétrica em razão da determinação de despacho das usinas termelétricas por razões de garantia do suprimento do País. O consumo médio nesse setor em 2008 atingiu o recorde de 14,9 milhões de m³/dia, aumento de 128% em relação à 2007. No setor de co-geração houve crescimento de 18% no consumo, que em termos absolutos representam + 0,34 milhões de m³/dia.

No setor automotivo, pode-se dizer que houve estabilização do consumo, consolidando-se a tendência verifi- cada em 2007. Apesar da queda, em termos médios, de 5,4% em relação ao ano anterior, o consumo de GNV mante- ve-se estável durante todos os meses de 2008, variando entre 6,5 e 6,9 milhões de m³/dia. A média anual de consu- mo ficou em 6,6 milhões de m³/dia. Os consumos nos setores residencial e comercial mantiveram-se estáveis.

No setor industrial houve crescimento do consumo até o mês de julho de 2008, quando se verificou a marca recorde de 35,68 milhões de m³/dia. Nesse período, a subida rápida das cotações do petróleo no mercado internacio- nal contribuíram para o aumento da competitividade do gás natural em relação aos seus energéticos competidores, notadamente o óleo combustível. Isso ocorreu porque os preços do gás boliviano e do gás nacional são corrigidos com amortecimento em relação às cotações internacionais do petróleo, de maneira a absorver as variações bruscas que ocorrem no mercado spot. Nesse período, o consumo só não cresceu mais em função da inexistência de oferta firme.

O ano de 2008 foi, sobretudo, um ano atípico, pois a cotação do petróleo subiu cerca de 40% entre os meses de janeiro e julho, quando atingiu valores históricos acima de US$ 140/barril, e caiu mais de 60% entre agosto e no- vembro, quando atingiu patamares inferiores a US$ 50/barril. Esse comportamento incomum comprometeu momenta- neamente a competitividade do gás natural, pois enquanto a cotação do óleo combustível no mercado internacional caía, o preço do gás natural continuou sofrendo majorações em função das altas cotações nos meses anteriores. Pa- ra agravar a situação, houve desvalorização do câmbio, que impactou imediatamente no preço pago pelo gás bolivia- no, principalmente, para os consumidores dos Estados de São Paulo e da Região Sul. Essa falta de competitividade do gás natural em relação ao óleo combustível é momentânea, e a tendência é que seja revertida com a acomodação do preço internacional do petróleo.

Em razão desses fatos, a partir de setembro houve queda gradual do consumo industrial, que se intensificou nos meses de novembro e dezembro. A despeito desse fato, é importante destacar que em 2008 o consumo de gás natural no Brasil cresceu 20% em relação ao ano anterior, fechando o ano em 59 milhões de m³/dia.

A avaliação do comportamento do setor de gás natural em 2008 sugere alguns desafios para 2009. Se, por um lado, as previsões de aumento significativo da oferta de gás nacional e a instalação de terminais importação de GNL sinalizam o aumento da segurança de abastecimento, por outro, a volatilidade da demanda térmica e o impacto da variável preço no comportamento da demanda não-térmica exigirão o aprimoramento das ações de planejamento do setor para os próximos anos. A ampliação da malha de transporte trará maior flexibilidade de operação ao sistema, mas será necessário, sobretudo, encarar o desafio de buscarmos soluções para garantir que o despacho do setor elétrico não provoque oscilações tão significativas e tão repentinas na demanda, a ponto de impactar negativamente na oferta e comprometer os investimentos nas atividades de exploração e produção.

B ALANÇO  DE  G ÁS  N A T URAL  N O  B RASI L

BALANÇO DE GÁS NATURAL
(em  milhões de m3/dia)	2005	2006	2007	2008	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2008	
	
PRODUÇÃO  NACIONAL	48,49	48,50	49,73	54,32	58,79	57,79	58,10	57,60	61,04	60,39	61,06	60,70	62,07	58,93	59,12	59,16	
Reinjeção	8,18	8,68	9,57	9,77	10,29	10,24	10,70	10,22	11,01	10,88	11,01	10,42	10,31	11,45	11,73	10,67	
Queima e perda	6,78	5,07	5,33	5,96	5,24	4,66	4,70	5,81	6,63	6,07	6,01	6,65	7,49	6,19	6,42	5,99	
Consumo nas unidades de E&P	6,78	7,68	7,89	7,21	7,63	7,36	7,24	7,97	8,32	8,21	8,26	8,19	8,13	8,25	8,29	7,92	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	0,19	1,04	1,57	3,61	3,05	2,29	1,15	0,98	2,43	1,91	1,76	1,61	2,05	2,39	1,96	2,10	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,15	3,72	3,54	3,58	3,41	3,46	3,56	3,40	3,32	3,43	3,50	3,54	3,54	3,48	3,51	3,48	
Oferta de gás nacional ao mercado	23,42	22,32	21,82	24,18	29,16	29,78	30,75	29,22	29,34	29,90	30,53	30,29	30,56	27,17	27,21	29,01	
	
IMPORTAÇÃO	24,64	26,82	28,30	32,41	32,58	32,20	31,74	31,42	31,28	31,29	31,35	30,47	31,19	29,50	25,58	30,92	
Bolív ia	23,68	25,52	27,84	31,25	31,22	31,15	31,07	31,20	31,27	31,29	31,35	30,47	31,19	29,50	25,58	30,54	
Argentina	0,96	1,30	0,46	1,16	1,36	1,05	0,67	0,22	0,01	0,00	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,37	
Consumo em transporte na importação	0,44	0,72	0,95	1,27	1,28	1,28	1,27	1,28	1,28	1,28	1,29	1,25	1,28	1,18	0,83	1,23	
Oferta de gás importado ao mercado	24,20	26,10	27,35	31,13	31,30	30,93	30,47	30,15	30,00	30,01	30,07	29,22	29,91	28,32	24,75	29,69	
	
OFERTA TOTAL AO MERCADO	47,61	48,42	49,17	55,32	60,46	60,70	61,22	59,36	59,34	59,91	60,59	59,51	60,47	55,49	51,95	58,69	
Venda nas distribuidoras de gás natural	40,60	41,26	41,49	47,55	51,00	50,98	50,82	49,77	50,43	50,42	51,04	51,23	51,71	47,06	43,43	49,62	
Consumo instalações industriais produtor (Refinarias/FAFENS)	
6,11	
6,52	
6,89	
6,26	
7,32	
7,59	
7,96	
8,08	
7,66	
8,21	
8,36	
7,20	
7,31	
7,01	
7,01	
7,50	
Consumo termelétrico direto do produtor (Fafen/Termobahia/Canoas)	
0,90	
0,64	
0,79	
1,50	
2,13	
2,13	
2,45	
1,51	
1,25	
1,28	
1,20	
1,08	
1,46	
1,42	
1,52	
1,58	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS. Dez/08

Equipe do Departamento de Gás Natural:
Marco Antonio Martins Almeida (Diretor), Symone Christine de Santana Araújo, Hugo Leonardo Gosmann, Hermann Helinski de Araújo, Breno Peixoto Cortez, Bruna Tonani Pereira, Juliano Vilela Borges e Aldo Barroso Cores Junior.

R ESER V A S  N ACIONAIS  DE  G ÁS  N A T URAL 

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

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

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

P RODUÇÃO  N ACIONAL  DE  G ÁS  N A T URAL 

PROD.  NACIONAL
(em  milhões m3/dia)	2006
Média	2007
Média	2008	2008
Média	
			jan	fev	m ar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
Terra	18,31	17,22	17,65	17,69	17,31	17,30	16,35	17,41	17,16	17,38	17,23	17,04	16,94	16,85	17,19	
Mar	30,20	32,51	36,67	41,11	40,49	40,80	41,26	43,63	43,24	43,68	43,47	45,04	41,99	42,28	41,97	
Gás Associado	37,42	37,02	38,18	38,78	37,49	38,39	38,26	40,75	40,26	40,43	40,75	41,82	41,01	41,14	39,77	
Gás Não Associado	11,08	12,72	16,14	20,02	20,30	19,71	19,34	20,29	20,14	20,62	19,95	20,26	17,92	17,98	19,39	
TOTAL	48,50	49,73	54,32	58,79	57,79	58,10	57,60	61,04	60,39	61,06	60,70	62,07	58,93	59,12	59,16	
Fonte: ANP, dezembro 2008

R ESER V A S  X  R/P  ( BRAS IL )

400.000	30

350.000
25

300.000

Revervas (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

Ano

Reservas	R/P

P RODUÇÃO  N ACIONAL  POR  E ST ADO  ( EM  MILHÕES  DE  M 3 / DI A )

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

AM	Subtotal	9,24	9,72	10,35	10,38	10,38	10,14	9,42	10,22	10,10	10,35	10,34	10,33	10,41	10,34	10,23	
	Terra	9,24	9,72	10,35	10,38	10,38	10,14	9,42	10,22	10,10	10,35	10,34	10,33	10,41	10,34	10,23	
	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	
	Gás Associado	9,22	9,66	10,25	10,28	10,27	10,03	9,31	10,10	9,99	10,26	10,25	10,23	10,36	10,30	10,13	
	Gás Não Associado	0,03	0,07	0,09	0,10	0,10	0,11	0,11	0,12	0,11	0,09	0,09	0,10	0,05	0,04	0,09	

CE	Subtotal	0,27	0,21	0,13	0,19	0,17	0,19	0,19	0,19	0,20	0,19	0,19	0,18	0,17	0,20	0,18	
	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	
	Mar	0,27	0,21	0,13	0,19	0,17	0,18	0,19	0,19	0,20	0,19	0,19	0,18	0,17	0,20	0,18	
	Gás Associado	0,27	0,21	0,13	0,19	0,17	0,19	0,19	0,19	0,20	0,19	0,19	0,18	0,17	0,20	0,18	
	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	

RN	Subtotal	3,23	2,96	2,75	2,80	2,63	2,58	2,54	2,63	2,67	2,62	2,48	2,32	2,25	2,25	2,54	
	Terra	0,73	0,86	0,93	0,99	0,91	0,92	0,90	0,94	0,92	0,87	0,81	0,78	0,74	0,76	0,87	
	Mar	2,51	2,10	1,83	1,82	1,71	1,66	1,64	1,69	1,75	1,75	1,67	1,55	1,51	1,49	1,67	
	Gás Associado	1,96	1,62	1,55	1,67	1,60	1,56	1,45	1,70	1,70	1,47	1,40	1,27	1,23	1,22	1,48	
	Gás Não Associado	1,27	1,34	1,20	1,13	1,03	1,02	1,09	0,93	0,97	1,15	1,08	1,06	1,02	1,03	1,06	

AL	Subtotal	2,80	2,48	2,52	2,48	2,36	2,38	2,34	2,41	2,33	2,31	2,12	1,51	2,05	1,99	2,23	
	Terra	2,41	2,10	2,15	2,10	1,99	2,02	1,97	2,05	1,97	1,95	1,76	1,31	1,68	1,63	1,88	
	Mar	0,40	0,39	0,37	0,37	0,37	0,36	0,37	0,37	0,36	0,36	0,36	0,20	0,37	0,36	0,35	
	Gás Associado	0,68	0,60	0,61	0,59	0,55	0,62	0,62	0,62	0,71	0,63	0,57	0,50	0,58	0,59	0,60	
	Gás Não Associado	2,12	1,89	1,91	1,89	1,81	1,76	1,72	1,80	1,62	1,68	1,56	1,01	1,47	1,40	1,63	

SE	Subtotal	1,67	1,50	1,83	1,91	1,82	1,92	1,84	2,25	2,67	2,72	2,68	2,81	2,98	2,76	2,35	
	Terra	0,23	0,26	0,25	0,26	0,25	0,26	0,25	0,26	0,24	0,25	0,25	0,26	0,24	0,24	0,25	
	Mar	1,44	1,24	1,59	1,66	1,57	1,66	1,58	1,98	2,43	2,47	2,42	2,56	2,73	2,52	2,10	
	Gás Associado	0,82	0,80	1,10	1,16	1,12	1,24	1,16	1,58	1,96	1,95	1,91	2,13	2,12	1,95	1,61	
	Gás Não Associado	0,85	0,70	0,73	0,75	0,69	0,68	0,68	0,67	0,71	0,78	0,77	0,68	0,86	0,80	0,73	

BA	Subtotal	5,19	7,24	9,31	9,61	9,26	9,36	9,17	8,61	9,21	9,71	9,40	10,14	9,09	7,78	9,22	
	Terra	5,15	4,06	3,81	3,78	3,47	3,65	3,48	3,46	3,41	3,48	3,41	3,61	3,34	3,38	3,52	
	Mar	0,04	3,18	5,50	5,83	5,79	5,72	5,69	5,14	5,80	6,23	5,99	6,53	5,75	4,40	5,70	
	Gás Associado	1,30	1,31	1,39	1,44	1,38	1,40	1,31	1,29	1,27	1,32	1,31	1,43	1,30	1,40	1,35	
	Gás Não Associado	3,89	5,93	7,92	8,16	7,88	7,96	7,85	7,32	7,94	8,39	8,09	8,70	7,79	6,38	7,87	

ES	Subtotal	2,49	2,64	3,18	7,21	8,08	8,14	7,25	8,93	8,26	8,49	8,70	9,08	6,59	8,21	7,68	
	Terra	0,55	0,23	0,18	0,18	0,32	0,31	0,33	0,49	0,52	0,48	0,64	0,76	0,53	0,50	0,44	
	Mar	1,94	2,41	3,01	7,03	7,76	7,82	6,93	8,44	7,75	8,01	8,06	8,33	6,06	7,71	7,24	
	Gás Associado	1,29	1,65	1,31	1,26	1,21	1,29	1,26	1,21	1,07	1,16	1,25	1,25	1,06	1,08	1,20	
	Gás Não Associado	1,20	0,99	1,88	5,96	6,88	6,85	6,00	7,72	7,20	7,33	7,46	7,83	5,53	7,13	6,48	

RJ	Subtotal	22,51	21,99	23,34	23,30	22,21	22,64	23,99	24,95	24,11	23,92	24,19	25,59	24,86	24,97	24,00	
	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	
	Mar	22,51	21,99	23,34	23,30	22,21	22,64	23,99	24,95	24,11	23,92	24,19	25,59	24,86	24,97	24,00	
	Gás Associado	21,76	21,07	21,77	22,14	21,12	22,00	22,89	23,98	23,27	23,36	23,84	24,81	24,17	24,40	23,14	
	Gás Não Associado	0,75	0,92	1,57	1,16	1,09	0,64	1,10	0,97	0,83	0,55	0,35	0,79	0,69	0,58	0,86	

SP	Subtotal	0,98	0,89	0,85	0,87	0,82	0,69	0,79	0,78	0,75	0,66	0,56	0,09	0,52	0,62	0,66	
	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	
	Mar	0,98	0,89	0,85	0,87	0,82	0,69	0,79	0,78	0,75	0,66	0,56	0,09	0,52	0,62	0,66	
	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	
	Gás Não Associado	0,98	0,89	0,85	0,87	0,82	0,69	0,79	0,78	0,75	0,66	0,56	0,09	0,52	0,62	0,66	

PR	Subtotal	0,11	0,09	0,07	0,04	0,08	0,07	0,08	0,09	0,10	0,09	0,05	0,02	0,01	0,01	0,06	
	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	
	Mar	0,11	0,09	0,07	0,04	0,08	0,07	0,08	0,09	0,10	0,09	0,05	0,02	0,01	0,01	0,06	
	Gás Associado	0,11	0,09	0,07	0,04	0,08	0,07	0,08	0,09	0,10	0,09	0,05	0,02	0,01	0,01	0,06	
	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	
Total Brasil	48,50	49,73	54,32	58,79	57,79	58,10	57,60	61,04	60,39	61,06	60,70	62,07	58,93	59,12	59,16	
Fonte: ANP, dezembro 2008

D ES TINAÇÃO  DO  G ÁS  N A T URAL  N ACI ONAL 

DESTINAÇÃO DE GÁS NATURAL
(em milhões de m3/dia)	2006	2007	2008	
	Média
2006	Média
2007	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média
2008	
	
PRODUÇÃO  NACIONAL	48,50	49,73	54,32	58,79	57,79	58,10	57,60	61,04	60,39	61,06	60,70	62,07	58,93	59,12	59,16	
Reinjeção	8,68	9,57	9,77	10,29	10,24	10,70	10,22	11,01	10,88	11,01	10,42	10,31	11,45	11,73	10,67	
Queima e perda	5,07	5,33	5,96	5,24	4,66	4,70	5,81	6,63	6,07	6,01	6,65	7,49	6,19	6,42	5,99	
Consumo nas unidades de E&P	7,68	7,89	7,21	7,63	7,36	7,24	7,97	8,32	8,21	8,26	8,19	8,13	8,25	8,29	7,92	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	1,04	1,57	3,61	3,05	2,29	1,15	0,98	2,43	1,91	1,76	1,61	2,05	2,39	1,96	2,10	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,72	3,54	3,58	3,41	3,46	3,56	3,40	3,32	3,43	3,50	3,54	3,54	3,48	3,51	3,48	
Oferta de gás nacional ao mercado	22,32	21,82	24,18	29,16	29,78	30,75	29,22	29,34	29,90	30,53	30,29	30,56	27,17	27,21	29,01	
Fonte: ANP e PETROBRAS. Dez/08

G RÁFICO  DA  D ESTINAÇÃO  DO  G ÁS  N A T URAL  N ACI ONAL 

70,00

60,00

Destinação do gás natural nacional (em milhões de m³/dia)

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

0,00

Média 2005

Média 2006

Média 2007

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

Ano de 2008

Oferta de gás nacional ao mercado	Reinjeção

Queima e perda	Consumo nas unidades de E&P

Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	Absorção em UPGNs (GLP, C5+)

I MPORT AÇÕES  DE  G ÁS  N A T URAL 

IMPORTAÇÕES DE GÁS NATURAL
(em  milhões m ³/dia)	2006	2007	2008	
	Média 2006	Média 2007	
jan	
fev	
m ar	
abr	
m ai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2008	

Bolívia	
TBG	Petrobras	24,44	26,90	31,01	31,19	31,11	31,07	31,20	31,27	31,29	31,34	30,46	31,19	29,50	25,58	30,52	
		BG	0,50	0,39	0,01	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	0,23	0,03	0,05	0,00	0,00	0,00	0,00	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,03	
	Subtotal	25,52	27,84	31,25	31,22	31,15	31,07	31,20	31,27	31,29	31,35	30,47	31,19	29,50	25,58	30,54	

Argentina	Sulgás (TSB)	1,30	0,46	1,16	1,36	1,05	0,67	0,22	0,01	0,00	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,37	
	Subtotal	1,30	0,46	1,16	1,36	1,05	0,67	0,22	0,01	0,00	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,37	
TOTAL	26,82	28,30	32,41	32,58	32,20	31,74	31,42	31,28	31,29	31,35	30,47	31,19	29,50	25,58	30,92	
	
Consumo em transporte na importação	0,72	0,95	1,27	1,28	1,28	1,27	1,28	1,28	1,28	1,29	1,25	1,28	1,18	0,83	1,23	
Oferta de gás im portado	26,10	27,35	31,13	31,30	30,93	30,47	30,15	30,00	30,01	30,07	29,22	29,91	28,32	24,75	29,69	
	
Fontes: ANP, dezembro 2008	
Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia BG: Grupo BG	

G RÁFICO  DA  O FERT A  I NTE R NA  D ISPONI BI LIZADA 

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 2005

Média 2006

Média 2007

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

Ano de 2008

Oferta de gás nacional ao mercado	Importação da Bolívia	Importação da Argentina

C ONSUM O  DE  G ÁS  N A T URAL  P OR  S ET OR 

CONSUMO DE GÁS NATURAL
POR SETOR (em m ilhões de m ³/dia)	
Média 2006	
Média 2007	2008	
Média 2008	2008	
			
jan	
fev	
m ar	
abr	
m ai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		Média
%	
Industrial *	30,79	32,21	32,26	32,76	33,54	34,54	35,41	34,92	35,68	35,62	34,10	33,94	31,80	26,25	33,40	56,9%	
Autom otivo	6,31	7,01	6,66	6,71	6,94	6,78	6,69	6,71	6,52	6,57	6,62	6,59	6,36	6,44	6,63	11,3%	
Residencial	0,65	0,66	0,55	0,60	0,64	0,68	0,72	0,80	0,83	0,79	0,80	0,82	0,72	0,72	0,72	1,2%	
Com ercial	0,56	0,58	0,57	0,60	0,60	0,62	0,61	0,64	0,60	0,63	0,63	0,64	0,58	0,60	0,61	1,0%	
Geração de Energia Elétrica *	7,98	6,55	13,46	17,36	16,61	16,11	13,38	13,93	13,95	14,65	14,75	15,54	13,32	15,99	14,92	25,4%	
Co-geração	1,81	1,92	1,59	2,19	2,31	2,44	2,47	2,20	2,19	2,16	2,43	2,75	2,54	1,80	2,26	3,8%	
Outros	0,32	0,23	0,23	0,23	0,07	0,05	0,08	0,14	0,14	0,18	0,18	0,19	0,16	0,15	0,15	0,3%	
TOTAL	48,42	49,17	55,32	60,46	60,70	61,22	59,36	59,34	59,91	60,59	59,51	60,47	55,49	51,95	58,69	100%	
	
Consum o nas unidades de E&P, Absorção em UPGNs (GLP, C5+) e Consum o em
transporte e arm azenam ento / Ajustes	

13,16	

12,99	

14,41	

14,10	

13,11	

11,95	

12,35	

14,07	

13,55	

13,51	

13,35	

13,72	

14,11	

13,76	

13,50		
TOTAL GERAL	61,58	62,16	69,72	74,56	73,81	73,17	71,72	73,40	73,46	74,11	72,86	74,19	69,60	65,72	72,19		
* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, dezembro 2008.

C O N S U M O   D E G Á S 
N A T U R A L
M É D I A   2008 

25,4%

3,8%     0,3%

1,0%
1,2%

56,9%

11,3%

Industrial *	Automotivo

Residencial	Comercial

Geração de Energia Elétrica *	Co-geração Outros

C ONSUM O  DE  G ÁS  N A T URAL  P OR  D ISTRIBUIDORA 
CONSUMO DE GÁS NATURAL POR DISTRIBUIDORA
(em milhões de m³/dia)	
Média 2006	
Média 2007	2008	
Média 2008	2008	
			
jan	
fev	
m ar	
abr	
m ai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		Média
%	
Algás (AL)	0,46	0,50	0,50	0,49	0,50	0,48	0,51	0,50	0,50	0,50	0,50	0,53	0,48	0,47	0,50	1%	
Bahiagás (BA)	3,35	3,36	3,62	3,21	3,45	3,55	3,58	3,28	3,53	3,63	3,82	3,94	3,66	2,36	3,47	7%	
BR Distribuidora (ES)	1,11	1,22	1,71	1,57	1,73	2,00	2,05	1,96	2,09	2,09	2,07	2,02	1,58	1,19	1,84	4%	
Cebgás (DF)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0%	
Ceg (RJ)	5,37	6,00	7,21	8,60	8,00	8,21	8,14	8,12	8,57	8,47	9,25	9,46	8,83	8,70	8,46	17%	
Ceg Rio (RJ)	4,83	4,33	5,73	8,72	9,91	9,57	8,46	10,05	9,86	10,03	10,02	10,03	8,01	9,34	9,14	18%	
Cegás (CE)	0,62	0,50	0,56	0,63	0,75	0,47	0,46	0,47	0,47	0,47	0,47	0,49	0,47	0,42	0,51	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%	
Com gas (SP)	13,04	13,89	13,84	15,00	15,19	15,23	14,82	14,53	14,75	14,39	14,07	13,74	13,86	11,97	14,28	29%	
Com pagás (PR)	1,11	1,82	1,63	0,76	0,85	0,90	2,02	1,63	1,12	1,92	0,91	1,35	0,80	1,63	1,29	3%	
Copergás (PE)	1,47	1,07	2,02	1,69	1,20	0,98	0,99	0,99	0,99	1,00	1,01	1,02	1,00	0,94	1,15	2%	
Gas Brasiliano (SP)	0,36	0,43	0,42	0,32	0,29	0,31	0,35	0,49	0,58	0,61	0,63	0,63	0,64	0,54	0,48	1%	
Gasm ig (MG)	2,01	1,73	2,49	2,56	2,47	2,60	2,50	2,55	2,06	2,21	2,61	2,55	2,29	2,02	2,41	5%	
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%	
Mtgás (MT)	0,58	0,65	0,01	0,02	0,02	0,23	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,01	0,00	0,00	0,03	0%	
Msgás (MS)	0,94	0,38	1,41	0,67	0,14	0,05	0,05	0,07	0,06	0,04	0,12	0,17	0,51	0,07	0,28	1%	
Pbgás (PB)	0,32	0,36	0,39	0,37	0,36	0,33	0,37	0,40	0,39	0,38	0,40	0,39	0,39	0,36	0,38	1%	
Potigás (RN)	0,37	0,40	0,38	0,38	0,39	0,40	0,42	0,42	0,42	0,42	0,43	0,44	0,38	0,33	0,40	1%	
São Paulo Sul (SP)	1,12	1,27	1,36	1,39	1,36	1,33	1,35	1,41	1,48	1,41	1,34	1,40	1,37	1,15	1,36	3%	
Scgás (SC)	1,44	1,54	1,51	1,58	1,60	1,60	1,60	1,65	1,67	1,65	1,71	1,76	1,41	1,04	1,57	3%	
Sergás (SE)	0,27	0,30	0,29	0,29	0,28	0,28	0,29	0,29	0,29	0,30	0,29	0,28	0,26	0,25	0,28	1%	
Sulgás (RS)	2,48	1,75	2,48	2,75	2,47	2,31	1,78	1,58	1,56	1,50	1,54	1,47	1,11	0,63	1,76	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%	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	41,26	41,49	47,55	51,00	50,98	50,82	49,77	50,43	50,42	51,04	51,23	51,71	47,06	43,43	49,62	100%	
Fonte: Abegás, dezembro 2008

B ALANÇO  DE  G ÁS  N A T URAL  NA  A RGENTINA 
( EM   MILHÕES   DE   M 3 / DIA )

	Média 2007	2008	Média 2008	
		jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO NACIONAL	130,21	119,60	125,61	127,00	127,26	126,89	129,19	137,22	133,68	136,96	126,64	120,95		128,27	
Austral	23,53	20,63	21,66	22,44	22,49	22,42	22,34	23,66	25,64	25,08	23,46	22,04		22,90	
Golfo San Jorge	12,56	12,47	13,10	12,55	12,58	12,54	9,53	14,31	13,11	13,75	13,33	12,88		12,74	
Neuquina	76,64	69,45	72,94	74,39	74,53	74,32	78,93	79,67	77,26	80,14	72,94	69,91		74,95	
Noroeste	17,47	17,05	17,91	17,62	17,66	17,61	18,39	19,58	17,67	17,99	16,91	16,12		17,68	
	
Reinjeção	2,04	2,61	2,61	3,06	3,06	3,06	1,33	2,61	1,44	1,62	3,37	3,27		2,55	
Queima e Perda	2,39	2,38	2,38	2,43	2,43	2,43	2,48	2,38	2,39	2,38	2,44	2,33		2,40	
Conv ertido em Líquido	5,65	5,17	5,17	5,01	5,01	5,01	4,80	5,16	4,86	5,16	5,05	5,47		5,08	
Consumo nas unidades de E&P	12,52	12,69	12,69	13,51	13,51	13,51	10,23	12,69	13,55	12,69	13,79	13,10		12,91	
	
PRODUÇÃO DISPONÍVEL	107,61	96,75	102,76	102,99	103,25	102,88	110,35	114,38	111,44	115,11	101,99	96,78		105,33	
	
IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA	4,74	3,02	2,80	2,91	2,29	1,98	2,14	2,81	1,65	1,75	1,59	3,40		2,39	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	105,23	98,38	103,93	102,40	102,84	103,40	111,56	115,72	111,61	115,34	101,88	96,81		105,81	
Residencial	26,55	8,45	8,90	10,53	19,71	33,34	52,08	43,63	44,68	46,17	20,01	11,41		27,17	
Comercial	4,00	2,16	2,28	2,58	3,58	5,17	7,49	6,68	7,01	7,25	3,85	3,00		4,64	
Veicular	7,84	7,46	7,38	7,44	7,39	7,56	7,54	7,63	7,64	7,90	7,52	7,10		7,51	
Geração Elétrica	33,44	45,35	46,14	43,29	34,25	25,81	18,85	28,96	20,89	21,59	32,96	41,88		32,72	
Industriais	33,39	34,96	39,23	38,56	37,91	31,52	25,60	28,82	31,39	32,43	37,54	33,42		33,76	
	
EX PORTAÇÃO	7,00	1,41	1,64	3,51	3,14	1,47	0,94	1,47	1,47	1,52	1,71	3,36		1,97	
Brasil	0,34	0,13	0,15	0,25	0,27	0,13	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00		0,08	
Chile	6,40	1,06	1,26	3,04	2,67	1,12	0,73	1,22	1,23	1,27	1,53	3,27		1,67	
Uruguai	0,27	0,22	0,23	0,22	0,20	0,22	0,21	0,25	0,24	0,25	0,18	0,09		0,21	
															
Fonte: Petrobras Argentina	

M É D I A   2008 

1,3% 0,2% 1,9%
0,1%

1,8%	3,8%

9,7%

1,8%

79,5%

Reinjeção	Queima e Perda	Convertido em Líquido	
Consumo nas unidades de E&P

Exportação - Brasil	IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA

Exportação - Chile	Consumo - Mercado Interno

Exportação - Uruguai	

B ALANÇO  DE  G ÁS  N A T URAL  NA  B OLÍ V IA 
( EM   MILHÕES   DE   M 3 / DIA )

	Média 2006	Média 2007	2008	Média 2008	
			jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO NACIONAL	40,24	41,72	42,62	42,44	42,45	42,30	42,58	42,52	43,19	42,11	41,32	41,74	41,44		42,25	
Reinjeção	3,03	2,16	1,54	1,56	1,34	1,15	1,03	0,88	0,66	0,48	0,40	0,32	0,34		0,88	
Queima e perda	0,41	0,22	0,33	0,28	0,15	0,15	0,20	0,15	0,17	0,19	0,32	0,32	0,27		0,23	
Consumo nas unidades de E&P	0,76	0,78	0,78	0,79	0,79	0,78	0,80	0,81	0,82	0,82	0,78	0,81	0,80		0,80	
Conv ertido em líquido	0,54	0,51	0,51	0,51	0,51	0,51	0,50	0,49	0,49	0,48	0,45	0,49	0,49		0,49	
Consumo no Transporte	n/d	0,80	0,92	0,85	0,85	0,86	0,83	0,90	0,74	0,82	0,79	0,83	0,87		0,84	
	
DISPONIBILIZADO	35,50	37,24	38,54	38,45	38,81	38,85	39,22	39,29	40,31	39,32	38,58	38,97	38,67		39,00	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	4,27	5,03	4,53	4,50	4,85	5,61	6,11	6,03	6,38	6,43	6,47	6,24	5,95		5,74	
Residencial	n/d	0,07	0,08	0,09	0,08	0,09	0,09	0,11	0,10	0,10	0,10	0,09	0,09		0,09	
Comercial	n/d	0,06	0,06	0,07	0,06	0,08	0,07	0,08	0,08	0,07	0,09	0,08	0,07		0,07	
Veicular	n/d	0,69	0,78	0,80	0,84	0,87	0,86	0,89	0,90	0,89	0,93	0,97	0,98		0,88	
Geração Elétrica	n/d	2,50	2,00	1,89	2,12	2,64	3,22	3,15	3,51	3,53	3,54	3,31	3,03		2,90	
Refinarias	n/d	0,22	0,29	0,29	0,27	0,27	0,23	0,23	0,24	0,24	0,25	0,24	0,27		0,26	
Indústria	n/d	1,48	1,32	1,36	1,48	1,66	1,64	1,57	1,55	1,60	1,56	1,55	1,51		1,53	
	
EX PORTAÇÃO	31,23	32,22	34,01	33,96	33,96	33,24	33,09	33,26	33,94	32,90	32,09	32,73	32,72		33,26	
Brasil	26,50	27,60	31,13	31,24	31,16	31,06	31,20	31,20	31,25	31,31	30,42	31,20	29,45		30,97	
Petrobras	24,43	26,62	31,01	31,20	31,11	31,05	31,17	31,17	31,25	31,31	30,42	31,20	29,45		30,94	
EPE	1,12	0,54	0,11	0,04	0,05	0,01	0,03	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00		0,02	
BG	0,94	0,44	0,01	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	2,88	2,72	2,80	2,18	1,89	2,06	2,69	1,59	1,67	1,53	3,27		2,30	
																
Fontes:
Demanda de Gás Local: Superintendência de Hidrocarburos e Superintendência de Eletricidade; Produção: YPFB; Exportação: PEB
Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia; n/d: não disponível

M É D I A   2008 

0,5%

5,4%

2,1%

1,9%

1,2% 2,0%

13,6%

73,3%

Reinjeção	Queima e perda
Consumo nas unidades de E&P	Convertido em líquido
Consumo no Transporte	Consumo - Mercado interno
Brasil	Argentina

B ALANÇO  DE  G ÁS  N A T URAL  NO  C HI LE 
( EM   MILHÕES   DE   M 3 / DIA )

	Média 2006	Média 2007	2008	Média 2008	
			jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
PRODUÇÃO NACIONAL	6,02	5,51	5,37	5,38	5,18	5,03	5,09	5,25							5,22	
	
IMPORTAÇÃO *	15,78	6,63	1,31	1,19	3,22	2,89	1,21	0,78							1,76	
Argentina	15,78	6,63	1,31	1,19	3,22	2,89	1,21	0,78							1,76	
	
OFERTADO AO MERCADO	21,80	12,15	6,68	6,57	8,40	7,91	6,30	6,03							6,98	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	21,80	12,15	6,68	6,57	8,40	7,91	6,30	6,03							6,98	
Residencial e Comercial	1,44	1,45	0,82	0,82	0,90	1,19	1,39	1,39							1,09	
Veicular	0,09	0,06	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03							0,03	
Geração Elétrica	6,12	2,71	0,78	0,80	2,45	2,02	0,53	0,10							1,11	
Industriais	2,58	0,91	0,21	0,22	0,26	0,25	0,16	0,25							0,23	
Petroquímica e Refinaria	11,53	6,97	4,81	4,67	4,73	4,37	4,13	4,21							4,48	
Outros	0,04	0,05	0,02	0,02	0,03	0,05	0,05	0,06							0,04	

Fonte: Comisión Nacional de Energía - CNE Dados Preliminares
* 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 julho a novembro de 2008 não estavam disponíveis até o fecha- mento desta edição do Boletim.

B ALANÇO  DE  G ÁS  N A T URAL  NO  U RUGUAI 
( EM   MILHÕES   DE   M 3 / DIA )

BALANÇO DO GÁS NATURAL NO URUGUAI
(milhões de m3/dia)	
	Média 2007	2008	Média 2008	
		jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
	
IMPORTAÇÃO	0,31	0,30	0,27	0,25	0,29	0,29	0,39	0,33	0,29	0,26	0,26	0,18	0,16	0,27	
Argentina	0,31	0,30	0,27	0,25	0,29	0,29	0,39	0,33	0,29	0,26	0,26	0,18	0,16	0,27	
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	
	
OFERTA DE GÁS	0,31	0,30	0,27	0,25	0,29	0,29	0,39	0,33	0,29	0,26	0,26	0,18	0,16	0,27	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	0,28	0,28	0,28	0,24	0,29	0,30	0,36	0,32	0,29	0,26	0,26	0,18	0,16	0,27	
Residencial	0,05	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Comercial	0,05	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Veicular	0,00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Geração Elétrica	0,00	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Industriais	0,16	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	
Consumo propio sector energético	0,02	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	

Fonte: Ministerio de Industria, Energia y Mineria	

P RE ÇOS  DE  G ÁS  N A T URAL 

PREÇOS	Preço Petrobras para Distribuidora	Preço ao Consumidor Industrial 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 (comm. + transp. ou parc. var + parc. fixa)	
6,9098	
0,6171	
12,5359	
12,0446	
11,7522	

Sudeste	
Gás Nacional (comm. + transp. ou parc. var + parc. fixa)	
7,4883	
0,6688	

15,5478	

12,7787	

12,1815	
	
Gás Importado	Commodity	7,3220	0,6539				
		Transporte	1,7432	0,1557				

Sul	
Gás Importado	Commodity	7,3069	0,6526	
13,5679	
12,4957	
12,2838	
		Transporte	1,7448	0,1558				

Centro Oeste	
Gás Importado	Commodity	7,3325	0,6549	
13,8462	
11,2786	
10,7927	
		Transporte	1,7593	0,1571				
Fonte: Petrobras, dez/08.
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/08):	2,3944	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	
	Média
2005	Média
2006	Média
2007	
jan	
fev	
m ar	
abr	
m ai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média
2008	
PPT	3,21	3,44	3,71	3,99	4,07	4,12	4,23	4,30	4,45	4,57	4,65	4,40	4,12	3,93	3,74	4,21	
Fonte: MME/SPG/DGN, dez/08.

PREÇOS INTERNACIONAIS
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2008	
Henry Hub	8,89	6,74	6,98	7,98	8,55	9,41	10,18	11,27	12,68	11,08	8,25	7,62	6,74	6,70	5,84	8,86	
Petróleo Brent	9,74	11,60	12,92	16,39	16,93	18,47	19,42	21,87	23,63	23,73	20,14	17,48	12,80	9,36	7,19	17,28	
Petróleo WTI	10,10	11,59	12,87	16,57	17,00	18,79	20,07	22,34	23,91	23,75	20,77	18,46	13,65	10,23	7,39	17,74	
	
Petróleo Brent (US$/Bbl)	54,65	65,13	72,53	92,00	95,04	103,66	108,97	122,73	132,63	133,18	113,03	98,13	71,86	52,51	40,35	97,01	
Petróleo WTI (US$/Bbl)	56,68	65,08	72,26	92,98	95,39	105,45	112,63	125,38	134,19	133,30	116,58	103,61	76,62	57,41	41,45	99,58	
Fonte: Petrobras, dez/08.

C OMPE TITIV I DADE  DO  G ÁS  N A T URAL  NA  B AHIA 

15,0000

Comparativo de Preços entre Gás Natural Industrial e OCA1 na Bahia DEZEMBRO DE 2008

12,0000

US$/MMBtu

9,0000

6,0000

3,0000

2,6223

9,7181

2,4612

6,9148

2,4977

9,2563

2,4241

6,8106

2,4172

8,9579

2,3870

6,7064

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

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina na Bahia DEZEMBRO DE 2008

40,0000

30,0000

US$/MMBtu

20,0000

10,0000

4,4165

16,3669

13,7371

19,1364

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

0,0000

GNV	Gasolina

Preço sem Tributo	Tributo

30,0000

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP na Bahia DEZEMBRO DE 2008

25,0000

5,5165

20,0000

4,0091

US$/MMBtu

15,0000

10,0000

20,4436

17,9649

5,0000

0,0000

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

Preço sem Tributo	Tributo

C OMPE TITIV I DADE  DO  G ÁS  N A T URAL  NA  B AHIA 

US$/MMBtu 25,000

Comparativo de Preços entre Gás Natural para o Seguimento 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

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 35,000

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

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

C OMPE TITIV I DADE  DO  G ÁS  N A T URAL  EM  S ÃO  P AULO  (COMGAS) 

20,0000

Comparativo de Preços entre Gás Natural Insdustrial e OCA1 em São Paulo DEZEMBRO DE 2008

18,0000

16,0000

14,0000

US$/MMBtu

12,0000

10,0000

8,0000

6,0000

4,0000

3,8824

14,3877

2,4412

6,8586

2,9121

10,7919

2,4041

6,7544

2,7715

10,2707

2,3670

6,6502

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.

2,0000

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

Preço sem Tributo	Tributo

35,0000

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina em São Paulo DEZEMBRO DE 2008

30,0000

25,0000

US$/MMBtu

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

3,6633

13,5757

11,8793

18,5307

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

0,0000

GNV	Gasolina

Preço sem Tributo	Tributo

40,0000

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP em São Paulo DEZEMBRO DE 2008

35,0000

30,0000

7,6888

25,0000

US$/MMBtu

20,0000

3,8318

15,0000

28,4936

10,0000

17,5135

5,0000

0,0000

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

Preço Petrobras	Tributo

C OMPE TITIV I DADE  DO  G ÁS  N A T URAL  EM  S ÃO  P AULO  (COMGAS) 

US$/MMBtu 25,000

Comparativo de Preços entre Gás Natural para o Seguimento 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

US$/MMBtu 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

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

US$/MMBtu 60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

C OMPE TITIV I DADE  DO  G ÁS  N A T URAL  NO  R IO  DE  J ANE IRO  (CEG) 

20,0000

18,0000

16,0000

14,0000

US$/MMBtu

12,0000

Comparativo de Preços entre Gás Natural Insdustrial e OCB1 no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2008

3,2349

No gráfico ao lado, para cada faixa, os preços de gás natural são comparados aos

10,0000

8,0000

6,0000

4,0000

11,9883

2,7650

7,7683

2,6843

9,9477

2,7279

7,6641

2,5661

9,5098

2,6908

7,5599

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

2,0000

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

Preço sem Tributo	Tributo

35,0000

Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2008

30,0000

25,0000

US$/MMBtu

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

3,9790

14,7459

14,5092

17,6050

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

0,0000

GNV	Gasolina

Preço sem Tributo	Tributo

55,0000

Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP no Rio de Janeiro DEZEMBRO DE 2008

45,0000

35,0000

US$/MMBtu

7,2968

25,0000

4,3343

15,0000

27,0410

5,0000

17,3075

-5,0000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

Faixa de Consumo - m³/dia

Preço sem Tributo	Tributo

C OMPE TITIV I DADE  DO  G ÁS  N A T URAL  NO  R IO  DE  J ANE IRO  (CEG) 

US$/MMBtu 25,000

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

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

20.000	OC equivalente

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

US$/MMBtu

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

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

US$/MMBtu

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

G ASODUT O  DE  T RANS PORTE  E XISTENTE 

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 II	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de Cax ias)	183,0	16	8,3	1982	
LAGOA PARDA x VITÓRIA	Lagoa Parda (ES)	Vitória (ES)	100,0	8	1,4	1983	
NORDESTÃO I	Guamaré (RN)	Cabo (PE)	424,0	12	2	1985	
GASVOL	REDUC (RJ)
(Duque de Cax ias)	EsVOL (RJ)
(Volta Redonda)	101,0	14 e 18	1,5 e 5,1	1986	
GASPAL	ESVOL (RJ)
(Volta Redonda)	Mauá (SP)	325,0	22	2	1988	
SANTIAGO (CATU) x CAMAÇARI	Santiago (BA) (Pojuca)	Camaçari (BA)	32,0	18	2	1992	
GASAN	Cubatão (SP)	Capuav a (SP)	42,0	12	1,3	1993	
GASVIT	Serra (ES)	Viana (ES)	46,0	8	0,3	1996	
GASBEL	REDUC (RJ)
(Duque de Cax ias)	REGAP (MG)	357,0	16	3,6	1996	
URUCU x COARI - GARSOL(**)	Urucu (AM)	Coari (AM)	281,0	18	0	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	
Terminal Pecém - Gasfor I	Porto de Pecém/Píer 2 (CE)	Gasoduto Gasfor I (CE)	20,0	20	7	2009	
TOTAL - TRANSPETRO	4.288,0		
Transportadora - TBG (2)	
Corumbá - Campinas	Corumbá (MS)	Campinas (SP)	1.264,0	32	30,08	1999	
Campinas - Guararema	Campinas (SP)	Guararema (SP)	153,0	24	12	1999	
Campinas - Araucária	Campinas (SP)	Araucária (PR)	470,2	24	6	2000	
Araucária - Biguaçu	Araucária (PR)	Biguaçu (SC)	277,2	20	4,8	2000	
Biguaçu - Siderópolis	Biguaçu (SC)	Siderópolis (SC)	179,4	18	2,4	2000	
Siderópolis - Porto Alegre	Siderópolis (SC)	Porto Alegre (RS)	249,4	16	1,8	2000	
TOTAL - TBG	2.593,2		
Transportadora - TS B (3)	
Uruguaiana - Porto Alegre (Trecho 01)	Div isa com Argentina	Uruguaiana (RS)	25,0	24	12	2000	
Uruguaiana - Porto Alegre (Trecho 03)	Canoas (RS)	Pólo Petroquímico de Triunfo (RS)	25,0	24	12	2000	
TOTAL - TSB	50,0		
Transportadora Gás Ocidente (4)	

Gasoduto Lateral Cuiabá	Div isa com a Bolívia (San Matias)	
Cuiabá (MT)	
267,0	
18	
2,8	
2002	
TOTAL BRAS I L	7.198,2		
Transpetro - jan/06
TBG - dez/05
TSB - dez/05
ANP - mai/05
TBG: Transportadora Brasileira Gasoduto Bolív ia - Brasil S.A. TSB: Transportadora Sulbrasileira de Gás
* Capacidade líquida de transporte, não inclue o gás natural consumido na mov imentação
** Gasoduto transportando GLP. Irá transportar GN após a conclusão do GLP duto Urucu - Coari

G ASODUT OS  NO  E XTERIOR  D EDI C ADOS  À  E XPORT AÇÃO  DE  G ÁS 
N A T URAL  AO  B RASI L

Gasodutos	Origem	Destino	Extensão (km)	Diâmetro (Pol)	Capacidade (MMm³/dia)*	I nício de Operação	
Trecho Boliviano - GTB (1)	
GTB até Chiquitos	Rio Grande (Bolívia)	Est. Chiquitos (Bolívia)	
557,0	32	32,34	1999	
GTB após Chiquitos	Est. Chiquitos (Bolívia)	Mutum
Divisa com o Brasil (GASBOL)		32	30,08	1999	
Gas Oriente Boliviano (2)	
Est. Chiquitos - Brasil	Est. Chiquitos (Bolívia)	Divisa com o Brasil (San Matias)	362,0	18	2,8	2002	
	
Trecho Argentino - TGM (3)	
Aldea Brasileira - Uruguaiana	Aldea Brasileira (Argentina)	Divisa com o Brasil Eixo do Rio Uruguai	450,0	24	2,8	2000	
TOTAL	1.369,0		
TBG - dez/05
www.gasorienteboliviano.com
http://www.enargas.gov.ar/Publicaciones/Informes/Trim/08-027/Gasoductos.pdf TGM: Transportadora de Gas del Mercosur
GTB: Gás TransBoliviano S.A.
* Capacidade líquida de transporte, não inclue o gás natural consumido na movimentação

E VOLUÇÃO  DA  M ALHA  DE  G ÁS  N A T URAL  (KM) 

	Até 1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	
Acumulado	4.004	5.434	5.434	5.716	5.718	5.737	5.762	5.762	6.424	7.002	
Realizado no Ano		1.430	0	282	2	19	25	0	662	578	
	Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, jan/09.	

A MPLIAÇÃO  DA  I NFRA - ESTRUTURA   DE   T RANSPORTE  DE   G ÁS 
N A T URAL  DO  B RASI L

Pilar (AL)	Ipojuca (PE)	

Caraguatatuba (SP)	
Taubaté (SP)	

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
Pilar - Ipojuca
Malha Sudeste

Caraguatatuba - Taubaté	2.327,5			673,5		
	187,0			0,0		
	187,0	24	5 a 15	0,0	AC, LO, AO	fev-09 (R)	set-10 (R)	
	803,5			39,5				
	96,0	26	15,0	0,0	LO, AO	jul-08	out-10	

GASDUC III	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de Caxias)	
178,5	
38	
40,0	
1,3	
LO, AO	
jul-08	
set-09	

GASPAL II	
Guararema (SP)	
Mauá (SP)	
60,0	
22	
12,0	
0,0	
LP, LI, AC, LO, AO	
set-09 (R)	
set-10 (R)	

GASBEL II	
Volta Redonda (SP)	
Betim (MG)	
267,0	
16 - 18	
6,9	
0,0	
AC, LO, AO	
fev-09 (R)	
mar-10 (R)	
GASAN II	Cubatão (SP)	Capuava (SP)	38,0	22	7,0	0,0	LP, LI, AC, LO, AO	set-09 (R)	set-10 (R)	
Paulínia - Jacutinga	Paulínea (SP)	Jacutinga (MG)	93,0	14	5,0	10,9	LO, AO	out-08	jul-09	
Japeri - Reduc	Japeri (RJ)	REDUC (RJ)	45,0	28	20,0	22,5	LO, AO	mai-08	abr-09 (R)	
Ramal Terminal Ubu	Gasoduto Cabiúnas - Vitória (ES)	UTG Sul Capixaba (ES)	11,0	10	2,0	0,0		A definir	2009	

Terminal Baia Guanabara - REDUC	
Terminal Flexível de GNL (Baía de Guanabara) (RJ)	
Manifold (Campos Elíseos/Duque de Caxias) (RJ)	
Duto terrestre: 4,77
Duto maritmo: 10,26	

28	

14 a 20	

4,8	

LO, AO	

jan-08	
mar-09 (R)	
GASENE			954,0			251,0				
Cacimbas - Catu	Cacimbas (ES)	Catu (BA) (Pojuca)	954,0	26	20,0	251,0	LO, AO	abr-08	mar-10	
Malha Norte			383,0			383,0				
Coari - Manaus	Coari (AM)	Manaus (AM)	383,0	20	10,5	383,0	LO e AO	jul-06	set-09	

Gasodutos em estudo										
Urucu - Porto Velho	Urucu (AM)	Porto Velho (RO)	520,0	14	2,3	0,0	LO e AO	A definir	A definir	

GASODUTOS EM CONSTRUÇÃO
Datas Revisadas neste boletim                                                                                                                                                                                                 Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, jan/09.

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

TERMINAL DE REGAISEFICAÇÃO DE GÁS NATURAL	
Capacidade (MM m³/dia)	LICENÇAS E
AUTORIZAÇÕES  A RECEBER	
CONCLUSÃO DAS OBRAS	
INÍCIO DE OPERAÇÃO	
	
BAÍA DE GUANABARA – RJ	14	LO, AO	jan-09	abr-09 (R)	
PORTO DE PECÉM - CE	6	AO	out-08 (R)	jan-09 (R)	
(R) Datas Revisadas neste boletim		

AC: Autorização de Construção AO: Autorização de Operação

Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, jan/09.

D EST A QUES   DO   P ROGRAMA   DE   A CELERAÇÃO   DO   C RE SCIME N T O
( PAC)  NA  Á REA  DE  G ÁS  N A T URAL 

Durante o mês de dezembro de 2008 foram emitidas duas licenças de Instalação (LI) referentes aos projetos do gaso- duto GASBEL II e do gasoduto Sul Capixaba, que integram o escoamento de gás natural da UTG Sul Capixaba.

Destacam-se ainda nos meses de Dezembro de 2008 e Janeiro de 2009:
22/01/09 - Início da produção da plataforma P-51 (Campo de Marlim Sul Módulo 1)
05/01/09 - Saída do FPSO Cidade de São Mateus (Camarupim – ESS 164)
01/01/09 - Chegada do FPSO Cidade de Niterói (Campo de Marlim Leste Mod.2 – Área de Jabuti)
31/12/08 - Conclusão da Unidade de Compressão da UTG – Cubatão (Plangas – RPBC)
16/12/08 - Chegada do FPSO Espírito Santo no Brasil (Parque das Conchas)

Informações sobre o andamento das obras dos gasodutos até dez/2008:
Gasoduto Japeri – Reduc
Realizado o abaixamento de 22,5 km de tubos, de um total de 45 km
Gasoduto Cacimbas – Catu
Realizado o abaixamento de 251 km de tubos, de um total de 954 km
Gasoduto Coari – Manaus
Enterramento de 383 km de tubo, de um total de 383 km
Gasoduto Paulínia - Jacutinga
Enterramento de 10,9 km de tubo, de um total de 93 km
Gasoduto GASDUC III
Enterramento de 1,3 km de tubo, de um total de 178,5 km
Túnel: Continua a escavação com avanço de 400 m.

Fonte: Sala de Monitoramento do DGN / MME, jan/2009.

A NDAMENT O  DE  P ROJET O S  DE  L EI 

Tramitação na Câmara Federal
Em 06/11/2007, foi aprovada a redação final do PL 6.673/06 por unanimidade;
Em 09/11/2007 o projeto foi enviado ao Senado por meio do Ofício de nº 653/07/PS-GSE.

Tramitação no Senado Federal
Em 12/11/2007, o projeto foi protocolado na Casa sob o número SF PLC 90/2007;
Em 14/11/2007, o projeto foi encaminhado à CCJ – Comissão de Constituição, Justiça e Cidadania; Em 16/11/2007, foi designado o Senador Jarbas Vasconcelos como relator da matéria;
Em 20/05/2008, o relator, Senador Jarbas Vasconcelos, apresentou parecer com proposta de alteração dos artigos 2º, 3º, 27, 36, 55 e 56, além de pequenos ajustes de redação.
Em 02/07/2008, quando seria votado o parecer do relator, o Senador Aloísio Mercadante apresentou voto em separado, mas retirou-o em seguida. Acordou-se que a matéria seria apreciada posteriormente.
Em 09/07/2008, o Senador Tasso Jereissati apresentou cinco emendas ao projeto, propondo alterações nos artigos 4º, 12, 36, 38 e 50.

Situação Atual:
Em 25/11/2008, após uma série de reuniões coordenadas pelo Ministério de Minas e Energia, os principais agen- tes da indústria de gás natural firmaram acordo estabelecendo o entendimento de consenso sobre os princípios que de- veriam balizar o novo marco regulatório. Os termos do acordo foram levados ao conhecimento do Senado Federal, com o objetivo de acelerar a tramitação do projeto.
Em 04/12/2008, o projeto foi aprovado pela CCJ do Senado Federal com 10 emendas que incorporaram integral- mente o acordo firmado pelos agentes. No mesmo dia, tramitando em regime de urgência, o projeto foi aprovado pelo plenário e encaminhado à Câmara dos Deputados;
Em 11/12/2008, as modificações aprovadas no Senado Federal foram aprovadas também na Câmara dos Depu- tados e o projeto irá à sanção presidencial.

Fonte: Câmara dos Deputados e Senado Federal, jan/2009.

U NIDADE  DE  P ROCE SSAME NT O  DE  G ÁS  N A T URAL  NO  B RASI L

Unidades produtoras	
Município (UF)	
Início de operação	2006	2007	
			Capacidade de processamento (mil m³/dia)	Gás Processado (mil m³/dia)	Gás Absorvido (mil m³/dia)	Gás Seco (Residual) (mil m³/dia)	
C5+
(m³/dia)	
GLP
(ton/dia)	Gás Processado (mil m³/dia)	Gás Absorvido (mil m³/dia)	Gás Seco (Residual) (mil m³/dia)	
C5+
(m³/dia)	
GLP
(ton/dia)	
Total	48.080,0	36.665,8	3.706,2	32.680,9	1.157,1	2.706,6	36.170,1	3.547,8	32.308,7	1.017,7	2.656,3	
UPGN Urucu I	Coari (AM)	1993	600,0	644,6	30,2	614,4	11,7	56,5	664,9	31,4	633,5	12,1	58,7	
UPGN Urucu II	Coari (AM)	2000	6.000,0	5.003,5	423,8	4.579,6	175,9	785,7	5.561,7	455,8	5.105,8	208,7	835,4	
UPGN Urucu III	Coari (AM)	2004	3.000,0	2.881,0	243,5	2.637,5	106,2	449,0	3.104,9	263,5	2.841,4	117,0	484,9	
UPGN LUBNOR	Fortaleza (CE)	1987	350,0	210,8	16,2	186,4	-	-	153,8	9,6	137,5	9,7	19,5	
UPGN Guamaré I	Guamaré (RN)	1985	2.000,0	1.027,8	92,8	935,0	95,2	146,6	863,4	80,3	783,1	81,8	131,2	
UPGN Guamaré II	Guamaré (RN)	2001	2.000,0	1.238,2	107,8	1.130,4	104,7	177,8	1.111,3	107,2	1.004,1	92,4	182,4	
UPGN Guamaré III	Guamaré (RN)	2006	2.000,0	1.153,7	91,4	1.062,3	82,8	157,2	1.317,6	102,0	1.215,6	81,9	177,5	
UPGN Pilar	Pilar (AL)	2003	1.800,0	1.864,1	80,9	1.783,0	91,1	125,7	1.729,8	71,9	1.657,9	80,9	111,8	
UPGN Atalaia	Aracaju (SE)	1981	2.800,0	2.683,1	185,7	2.497,4	169,7	299,8	2.584,3	179,3	2.405,0	169,3	287,9	
UPGN Carmópolis	Carmópolis (SE)	1989	350,0											
UPGN Candeias	Candeias (BA)	1972	1.980,0	2.328,2	108,1	2.207,8	-	-	2.063,4	82,0	1.970,8	-	-	
UPGN Catu	Pojuca (BA)	1962	1.400,0	1.281,7	61,6	1.161,2	-	-	1.374,9	66,5	1.231,7	-	-	
URGN-3 Bahia	Pojuca (BA)	2005	2.500,0	2.212,0	151,8	2.060,2	-	-	1.808,2	117,5	1.690,7	-	-	
UPGN Lagoa Parda	Linhares (ES)	1983	400,0	66,7	1,5	65,2	4,0	1,4	105,7	5,7	128,1	6,5	9,7	
DPP-Lagoa Parda	Linhares (ES)	2003	1.500,0	1.118,3	4,4	1.113,9	18,9	-	936,9	1,6	935,3	6,1	-	

UPGN-U-2500-REDUC	Duque de Caxias (RJ)	
1983	
2.500,0	
1.509,5	
217,4	
1.306,4	
156,5	
316,2	
784,5	
93,4	
688,1	
75,9	
142,8	
UPGN-U-2600-REDUC	Duque de Caxias (RJ)	1987	2.000,0	1.122,3	96,6	936,1	124,9	133,3	786,4	80,0	700,3	65,5	162,9	
URGN Cabiúnas	Macaé (RJ)	1987	3.500,0	326,1	30,7	270,8	-	-	1.111,6	101,0	932,7	-	-	
UPGN Cabiúnas	Macaé (RJ)	1987	600,0	399,0	20,8	367,6	15,5	57,4	369,8	18,8	333,8	10,1	51,8	
URL Cabiúnas I	Macaé (RJ)	2002	5.400,0	4.698,7	833,4	3.836,7	-	-	4.787,4	837,7	3.861,7	-	-	
URL Cabiúnas II	Macaé (RJ)	2004	5.400,0	4.896,6	907,8	3.929,0	-	-	4.949,6	842,4	4.051,7	-	-	

Fontes:
Petrobras Abast e E&P.
Início de operação e capacidade de processamento: ANP/SRP, conforme a Portaria ANP n.º 28/99.
Nota:
Todo o gás rico da UPGN de Carmópolis é processado na UPGN de Atalaia.

C ONVERSÕES  DE  U NIDADES  —  V ALORES  T ÍP IC OS *

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 COMP ANHAMENT O  DO  T ERMO  DE  C OM PROMI S SO  (TC) 

ANO	2009	2009	2010	a pa rtir de 2010	
SEMESTRE	1º Se m	2º Se m	1º Se m	2º Se m	
SE-CO	CCBS (Euzé bio Rocha )	0	0	193	193	
	Ele trobolt (Ba rbosa Lima Sobrinho)	325	325	325	325	
	Ibirite rmo (Aure lia no Cha ve s)	0	212	212	212	
	Juiz de Fora	79	79	79	79	
	Norte Flumine nse - Preço 1	400	400	400	400	
	Norte Flumine nse - Preço 2	100	100	100	100	
	Norte Flumine nse - Preço 3	200	200	200	200	
	Norte Flumine nse - Preço 4	85	85	85	85	
	Nova Pira tininga (Fe rna ndo Ga spa ria n)	261	261	522	522	
	Pira tininga 1 e 2 (óle o)	0	0	0	0	
	Pira tininga 3 e 4 (óle o)	260	260	260	260	
	Ma ca é Me rcha nt (Má rio La go)	885	885	885	885	
	Te rmorio Tota l (Gov. Le one l Brizola )	998	998	998	998	
	Trê s La goa s (Luís Ca rlos Pre ste s)	191	191	191	191	
	TOTAL	3.784	3.996	4.450	4.450	
S	Ara ucá ria	230	230	458	458	
	Ca noas (Sepé Tiaraju)	153	153	153	153	
	TOTAL	383	383	611	611	
NE	FAFEN (Rômulo Alme ida )	125	125	125	125	
	Forta le za	327	327	327	327	
	Te rmoba hia (Ce lso Furta do)	150	150	150	150	
	Te rmoceará (S. C. Je re issa ti)	217	217	217	217	
	Te rmope rna mbuco	494	494	494	494	
	Va le do Açu (Je sus Soares Pe re ira) 	285	285	285	285	
	TOTAL	1.597	1.597	1.597	1.597	
TOTAL GERAL	5.765	5.977	6.659	6.659	

CV U S  DAS  T ÉR MI CA S  DO  TC 

UTE's a gás natural integrantes do TC	Custo Variavel (R$/MWh)	
	
REGIÃO SE/CO	
	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - TC	139,23	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - Teste	149,67	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - Leilão	152,43	
Aureliano Chaves (Ibiritermo)	77,46	
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)	180,00	
Mário Lago (Macaé Merchant)	253,83	
Gov. Leonel Brizola (Termorio) - Leilão	118,32	
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	100,08	
	
REGIÃO  SUL	
	
Araucária	219,00	
Sepé Tiaraju (Canoas) - (gás natural)	385,22	
	
REGIÃO NE	
	
Rômulo Almeida (FAFEN-BA)	188,15	
Termofortaleza	80,65	
Celso Furtado (Termobahia)	204,43	
Termoceará (Sen. C. Jereissati)	492,29	
Termoceará (Sen. C. Jereissati) - Leilão	171,92	
Termopernambuco	70,16	
Jesus Soares Pereira (Termoaçu)	287,83	

E VOLUÇÃO  DO  CMO(R$/MW H )

Semana	CMO SE-CO	CMO S	CMO NE	
	
29/11/2008 a 05/12/2008	95,08	94,88	95,08	
06/12/2008 a 12/12/2008	104,2	104,2	104,2	
13/12/2008 a 19/12/2008	115,29	115,29	115,29	
20/12/2008 a 26/12/2008	92,28	92,28	92,28	
27/12/2008 a 02/01/2009	76,51	76,51	76,51	
03/01/2009 a 09/01/2009	41,95	15,34	15,34	
10/01/2009 a 16/01/2009	67,69	67,69	34,46	
17/01/2009 a 23/01/2009	139,80	139,80	96,45	
24/01/2009 a 30/01/2009	111,54	111,54	80,66	
Fonte: ONS, janeiro 2009.

N ÍVE I S  DOS  R ESER V A T ÓRIOS 

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

Energia Armazenada no SIN - 2008

Jan    Fev    Mar    Abr    Mai    Jun     Jul     Ago    Set     Out    Nov   Dez

SE-CO	S	NE	N

Fonte : ONS, Fax-Preço semana operativa - 24/01/2009 a 30/01/2009