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. 24 - Mar/09 

NDÚSTRIA 	

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

Sumário

Balanço de Gás Natural no  2
Brasil

Reservas Nacionais, Produ-   3
ção Nacional e R/P
Produção Nacional por 	4
Estado
Reserva Nacional por 	5
Estado

Destinação do Gás Natu-	6
ral Nacional

Interesses espec iais:

Importações e	7

•	Sinteti ze aqui s eus interess es.

•	Sinteti ze aqui s eus interess es.

Oferta Interna

Consumo de Gás Natural	8

•	Sinteti ze aqui s eus interess es.

•	Sinteti ze aqui s eus interess es.

Balanço de Gás Natural	10
na Argentina

Balanço de Gás Natural	11
na Bolívia

Balanço de Gás Natural no  12
Chile e no Uruguai

Preços	13

Competitividade	14

A PRESENT A ÇÃO   DO   B OLETIM 

Em fevereiro de 2009, o mercado de gás natural apresentou comportamento similar ao do mês anterior, estabilizando-se após a significativa queda na demanda verificada a partir do final do ano de 2008.

A produção de gás natural apresentou ligeira recuperação, fechando o mês em 56,07 milhões de m³/dia, crescimento de 5% em relação ao mês de janeiro. Esse crescimento não se traduziu em maior oferta ao mercado, pois foi resultado do aumento da produção de petróleo, sem aproveitamento de gás natural, no FPSO Cidade de Niterói, no Campo de Marlim Leste – área de Jabuti, e na plataforma P-51, ambos no Estado do Rio de Janeiro. Ainda na região Su- deste, destaca-se a queda de 26% na produção do Espírito Santo, que fechou o mês em 1,91 milhões de m³/dia. Na região Nordeste, destaca-se a recuperação da produção de gás não- associado na Bahia, que cresceu cerca de 22%, resultado da retomada da atividade industrial no Estado. Na região Norte, a produção em Urucu manteve-se estável em 10,38 milhões de m³/dia.

A reinjeção, o consumo das unidades de E&P e a absorção em UPGNs mantiveram-se praticamente estáveis em relação ao mês anterior. Já a queima/perda cresceu 34% (+2,06 mi- lhões de m³/dia), em razão do não aproveitamento do gás associado produzido no Rio de Janei- ro, como foi comentado anteriormente. A importação de gás natural boliviano permaneceu no patamar de 20 milhões de m³/dia.

A oferta de gás nacional ao mercado permaneceu no mesmo patamar do mês de janei- ro, fechando fevereiro em 20,90 milhões de m³/dia. Já a oferta total de gás natural no Brasil caiu ligeiramente, fechando o mês em 40,73 milhões de m³/dia. O consumo industrial caiu cerca de 300 mil m³/dia e o consumo térmico cerca de 900 mil m³/dia. Em contrapartida, o consumo de GNV aumentou cerca de 400 mil m³/dia e o consumo de gás natural como matéria-prima na Bahia aumentou cerca de 480 mil m³/dia.

Infra-estrutura de Transporte

Por fim, no âmbito do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC),destacamos o
20
início da produção no FPSO Cidade de Niterói no campo de Marlim Leste – área de Jabuti, em
fevereiro, e o início da operação do terminal de regaseificação de GNL da Baía de Guanabara,

Destaques do PAC 	22
Andamento do Projeto de 	23
Lei do Gás

UPGN´s e Conversões de	24
Unidades

em março.

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

Acompanhamento TC	25
UTEs a Gás Natural no	26
Brasil

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	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											54,79	
Reinjeção	8,18	8,68	9,57	10,67	12,26	12,11											12,18	
Queima e perda	6,78	5,07	5,33	5,99	6,08	8,14											7,11	
Consumo nas unidades de E&P	
6,78	
7,68	
7,89	
7,92	
8,46	
8,24											
8,35	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
0,19	
1,04	
1,57	
2,10	
2,33	
3,17											
2,75	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,15	3,72	3,54	3,48	3,52	3,51											3,52	
Oferta de gás nacional ao mercado	
23,42	
22,32	
21,82	
29,01	
20,85	
20,90											
20,88	
																		
I MPORTAÇÃO	24,64	26,82	28,30	30,92	20,41	20,08											20,25	
Bolívia	23,68	25,52	27,84	30,54	20,41	20,08											20,25	
Argentina	0,96	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00											0,00	
Consumo em transporte na importação	
0,44	
0,72	
0,95	
1,23	
0,29	
0,26											
0,28	
Oferta de gás importado ao mercado	24,20	26,10	27,35	29,69	20,12	19,82											19,97	
																		
OFERTA TOTAL AO MERCADO	
47,61	
48,42	
49,17	
58,69	
40,96	
40,73											
40,85	
Venda nas distribuidoras de gás natural	
40,60	
41,26	
41,49	
49,62	
33,76	
33,41											
33,59	
Consumo instalações industriais produtor (Refinarias/FAFENS)	
6,11	
6,52	
6,89	
7,50	
6,16	
6,48											
6,32	
Consumo termelétrico direto do produtor (Fafen/Termobahia/Canoas)	
0,90	
0,64	
0,79	
1,58	
1,05	
0,84											
0,94	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS. Fev /09	

Os valores destacados em laranja foram revisados pela Petrobras em relação ao Boletim de fevereiro de 2009.

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.

No. 24 - Mar/09 

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	17	
											
	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	

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

Fonte: ANP, fevereiro de 2009.
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, 2006 e 2008 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 m 3/dia)	2006
Média	2007
Média	2008
Média	2009	2009
Média	
				jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
Terra	18,31	17,22	17,19	16,55	16,55											16,55	
Mar	30,20	32,51	41,97	36,96	39,52											38,24	
Gás Associado	37,42	37,02	39,77	42,12	44,09											43,10	
Gás Não Associado	11,08	12,72	19,39	11,39	11,98											11,68	
TOTAL	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07											54,79	
Fonte: ANP, fev ereiro 2009	

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	2008

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
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											10,37	
	Terra	9,24	9,72	10,23	10,36	10,38											10,37	
	Mar	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	
	Gás Associado	9,22	9,66	10,13	10,31	10,30											10,30	
	Gás Não Associad	0,03	0,07	0,09	0,05	0,08											0,07	

CE	Subtotal	0,27	0,21	0,18	0,19	0,19											0,19	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	
	Mar	0,27	0,21	0,18	0,18	0,19											0,19	
	Gás Associado	0,27	0,21	0,18	0,19	0,19											0,19	
	Gás Não Associad	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	

RN	Subtotal	3,23	2,96	2,54	2,33	2,09											2,21	
	Terra	0,73	0,86	0,87	0,84	0,74											0,79	
	Mar	2,51	2,10	1,67	1,49	1,35											1,42	
	Gás Associado	1,96	1,62	1,48	1,06	1,01											1,04	
	Gás Não Associad	1,27	1,34	1,06	1,26	1,08											1,17	

AL	Subtotal	2,80	2,48	2,23	1,87	1,95											1,91	
	Terra	2,41	2,10	1,88	1,51	1,59											1,55	
	Mar	0,40	0,39	0,35	0,36	0,36											0,36	
	Gás Associado	0,68	0,60	0,60	0,60	0,61											0,60	
	Gás Não Associad	2,12	1,89	1,63	1,27	1,34											1,31	

SE	Subtotal	1,67	1,50	2,35	2,71	2,70											2,71	
	Terra	0,23	0,26	0,25	0,24	0,24											0,24	
	Mar	1,44	1,24	2,10	2,47	2,47											2,47	
	Gás Associado	0,82	0,80	1,61	1,89	1,90											1,89	
	Gás Não Associad	0,85	0,70	0,73	0,81	0,81											0,81	

BA	Subtotal	5,19	7,24	9,22	7,05	8,26											7,66	
	Terra	5,15	4,06	3,52	3,36	3,30											3,33	
	Mar	0,04	3,18	5,70	3,70	4,97											4,33	
	Gás Associado	1,30	1,31	1,35	1,40	1,37											1,38	
	Gás Não Associad	3,89	5,93	7,87	5,66	6,89											6,27	

ES	Subtotal	2,49	2,64	7,68	2,58	1,91											2,25	
	Terra	0,55	0,23	0,44	0,23	0,31											0,27	
	Mar	1,94	2,41	7,24	2,35	1,61											1,98	
	Gás Associado	1,29	1,65	1,20	0,81	0,70											0,75	
	Gás Não Associad	1,20	0,99	6,48	1,77	1,21											1,49	

RJ	Subtotal	22,51	21,99	24,00	25,88	28,05											26,96	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	
	Mar	22,51	21,99	24,00	25,88	28,05											26,96	
	Gás Associado	21,76	21,07	23,14	25,86	28,02											26,94	
	Gás Não Associad	0,75	0,92	0,86	0,02	0,03											0,02	

SP	Subtotal	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54											0,54	
	Terra	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	
	Mar	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54											0,54	
	Gás Associado	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	
	Gás Não Associad	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54											0,54	

PR	Subtotal	0,11	0,09	0,06	0,00	0,00											0,00	
	Terra	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	
	Gás Associado	0,11	0,09	0,06	0,00	0,00											0,00	
	Gás Não Associad	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	
Total Brasil	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07											54,79	
Fonte: ANP, fev ereiro 2009

R ESER V A  N ACIONAL  POR  E ST AD O  ( EM  MILHÕES  DE  M 3 )

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

Amazonas	Total	44.402	44.549	47.893	49.075	49.448	51.465	53.232	52.774	52.143	
	Terra	44.402	44.549	47.893	49.075	49.448	51.465	53.232	52.774	52.143	
	Mar	0	0	0	0	0	0	0	0	0	
	Gás Associado	28.350	27.956	30.825	30.368	30.598	31.498	32.539	31.729	35.659	
	Gás Não Associado	16.052	16.593	17.068	18.706	18.850	19.967	20.693	21.045	16.485	

Ceará	Total	1.095	1.186	1.462	1.139	1.066	995	825	825	1.028	
	Terra	0	0	0	0	0	0	0	0	0	
	Mar	1.095	1.186	1.462	1.139	1.066	995	825	825	1.028	
	Gás Associado	1.095	1.186	1.462	1.139	1.066	995	825	825	1.028	
	Gás Não Associado	0	0	0	0	0	0	0	0	0	

Rio Grande do Norte	Total	20.678	19.849	20.806	20.440	21.207	17.618	16.444	13.696	10.248	
	Terra	3.837	3.918	3.585	3.151	2.870	2.558	2.397	1.942	1.585	
	Mar	16.841	15.931	17.221	17.289	18.337	15.059	14.047	11.755	8.663	
	Gás Associado	9.256	8.568	7.441	7.072	8.851	7.014	7.533	7.316	5.167	
	Gás Não Associado	11.422	11.281	13.364	13.369	12.356	10.604	8.911	6.380	5.081	

Alagoas	Total	7.233	6.769	5.838	5.266	5.159	4.608	4.057	3.892	3.788	
	Terra	5.961	5.616	4.719	4.286	3.961	3.525	3.241	3.042	3.058	
	Mar	1.272	1.154	1.118	980	1.198	1.084	815	850	730	
	Gás Associado	1.140	1.231	1.022	1.416	1.168	1.253	1.322	1.384	1.220	
	Gás Não Associado	6.094	5.538	4.815	3.849	3.991	3.355	2.734	2.508	2.568	

Sergipe	Total	5.646	4.996	4.680	3.386	4.115	3.519	3.792	3.603	3.667	
	Terra	786	864	820	861	829	768	814	761	989	
	Mar	4.861	4.132	3.860	2.525	3.286	2.751	2.978	2.842	2.678	
	Gás Associado	3.912	3.380	3.363	2.438	3.126	2.475	2.893	2.598	2.659	
	Gás Não Associado	1.734	1.617	1.318	949	989	1.044	899	1.006	1.008	

Bahia	Total	20.991	19.967	27.345	25.668	25.261	21.767	25.743	35.510	32.118	
	Terra	20.786	19.774	17.244	16.987	15.636	12.379	11.093	8.470	7.447	
	Mar	205	193	10.101	8.681	9.625	9.388	14.650	27.040	24.671	
	Gás Associado	9.733	9.410	10.053	7.604	7.834	6.470	6.280	4.910	4.210	
	Gás Não Associado	11.258	10.558	17.292	18.065	17.427	15.296	19.463	30.601	27.908	

Espírito Santo	Total	8.303	11.787	16.277	22.281	22.304	32.329	40.749	38.734	38.944	
	Terra	2.826	2.288	1.809	2.237	1.018	1.057	685	1.140	940	
	Mar	5.477	9.499	14.467	20.044	21.286	31.271	40.064	37.594	38.004	
	Gás Associado	1.245	711	4.231	9.715	11.119	15.207	22.708	24.903	28.148	
	Gás Não Associado	7.058	11.076	12.046	12.566	11.184	17.121	18.041	13.831	10.796	

Rio de Janeiro	Total	103.515	106.246	116.339	119.257	119.044	145.378	164.503	167.999	173.142	
	Terra	0	0	0	0	0	0	0	0	0	
	Mar	103.515	106.246	116.339	119.257	119.044	145.378	164.503	167.999	173.142	
	Gás Associado	102.465	105.039	115.539	118.554	118.393	123.976	133.468	141.921	149.099	
	Gás Não Associado	1.050	1.207	801	703	651	21.401	31.035	26.078	24.044	

São Paulo	Total	4.669	4.273	3.875	81.054	74.845	28.696	38.543	47.881	48.340	
	Terra	0	0	0	0	0	0	0	0	0	
	Mar	4.669	4.273	3.875	81.054	74.845	28.696	38.543	47.881	48.340	
	Gás Associado	0	0	0	0	4	4	1.438	1.405	1.345	
	Gás Não Associado	4.669	4.273	3.875	81.054	74.842	28.692	37.104	46.476	46.996	

Paraná	Total	43	68	34	61	26	15	9	569	610	
	Terra	0	0	0	0	0	0	0	1	142	
	Mar	43	68	34	61	26	15	9	568	468	
	Gás Associado	43	68	34	61	26	15	9	568	468	
	Gás Não Associado	0	0	0	0	0	0	0	1	142	

Santa Catarina	Total	0	0	0	44	11	7	7	206	205	
	Terra	0	0	0	0	0	0	0	0	0	
	Mar	0	0	0	44	11	7	7	206	205	
	Gás Associado	0	0	0	44	11	7	7	206	205	
	Gás Não Associado	0	0	0	0	0	0	0	0	0	
Fonte: ANP, fevereiro de 2009.	
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, 2006 e 2008 esses dados diferem daqueles apresentados na página da ANP (www.anp.gov.br). A Agência está providenciando os ajustes necessários.

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

DESTINAÇÃO DE GÁS NATURAL
(em milhões de m3/dia)	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	
					
PRODUÇÃO NACIONAL	48,49	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07											54,79	
Reinjeção	8,18	8,68	9,57	10,67	12,26	12,11											12,18	
Queima e perda	6,78	5,07	5,33	5,99	6,08	8,14											7,11	
Consumo nas unidades de E&P	
6,78	
7,68	
7,89	
7,92	
8,46	
8,24											
8,35	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
0,19	
1,04	
1,57	
2,10	
2,33	
3,17											
2,75	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	
3,15	
3,72	
3,54	
3,48	
3,52	
3,51											
3,52	
Oferta de gás nacional ao mercado	
23,42	
22,32	
21,82	
29,01	
20,85	
20,90											
20,88	
Fonte: ANP e PETROBRAS. Fev /09

O valor destacado em laranja foi revisado pela Petrobras em relação ao Boletim de fevereiro de 2009.

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

Média 2008

jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez     Média
2009

Ano de 2009

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 m ilhões m ³/dia)	2006	2007	2008	2009	
	Média 2006	Média 2007	Média 2008	
jan	
fev	
m ar	
abr	
m ai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2009	

Bolívia	
TBG	Petrobras	24,44	26,90	30,52	20,41	20,08											20,25	
		BG	0,50	0,39	0,00	0,00	0,00											0,00	
	EPE	0,57	0,55	0,03	0,00	0,00											0,00	
	Subtotal	25,52	27,84	30,54	20,41	20,08											20,25	

Argentina	Sulgás (TSB)	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00											0,00	
	Subtotal	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00											0,00	
TOTAL	26,82	28,30	30,92	20,41	20,08											20,25	
	
Consumo em transporte na importa	0,72	0,95	1,23	0,29	0,26											0,28	
Oferta de gás im portado	26,10	27,35	29,69	20,12	19,82											19,97	
																	
Fontes: ANP, fev ereiro 2009

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

Média 2008

jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez	Média
2009

Ano de 2009

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 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
%	
Industrial *	29,46	30,79	32,21	33,40	25,18	24,86											25,02	61,3%	
Autom otivo	5,28	6,31	7,01	6,63	5,66	6,07											5,86	14,4%	
Residencial	0,61	0,65	0,66	0,72	0,64	0,61											0,63	1,5%	
Com ercial	0,50	0,56	0,58	0,61	0,55	0,58											0,57	1,4%	
Geração de Energia Elétrica *	10,26	7,98	6,55	14,92	7,04	6,15											6,60	16,2%	
Co-geração	1,43	1,81	1,92	2,26	1,73	1,73											1,73	4,2%	
Outros	0,07	0,32	0,23	0,15	0,16	0,72											0,44	1,1%	
TOTAL	47,61	48,42	49,17	58,69	40,96	40,72											40,84	100,0%	
																			
Consum o nas unidades de E&P, Absorção em UPGNs (GLP, C5+) e Consum o em transporte e
arm azenam ento / Ajustes	

10,12	

13,16	

12,99	

13,50	

13,74	

14,92											

14,33		
TOTAL GERAL	57,73	61,58	62,16	72,19	54,69	55,64											55,17		
* Inclui consumo direto do produtor
Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, fev ereiro 2009.

C O N S U M O   D E   G Á S   N A T U R A L
M É D I A   2009 

4,2%	1,1%

16,0%

1,4%
1,5%

14,3%

61,5%

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 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											0,45	1%	
Bahiagás (BA)	3,57	3,35	3,36	3,47	2,19	2,92											2,56	8%	
BR Distribuidora (ES)	1,06	1,11	1,22	1,84	1,02	0,94											0,98	3%	
Cebgás (DF)	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01											0,01	0%	
Ceg (RJ)	5,32	5,37	6,00	8,46	5,03	5,16											5,10	15%	
Ceg Rio (RJ)	4,58	4,83	4,33	9,14	4,75	4,83											4,79	14%	
Cegás (CE)	0,74	0,62	0,50	0,51	0,65	0,41											0,53	2%	
Cigás (AM)	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											10,37	31%	
Com pagás (PR)	0,68	1,11	1,82	1,29	1,31	1,77											1,54	5%	
Copergás (PE)	2,76	1,47	1,07	1,15	1,12	0,78											0,95	3%	
Gas Brasiliano (SP)	0,28	0,36	0,43	0,48	0,48	0,45											0,47	1%	
Gasm ig (MG)	1,83	2,01	1,73	2,41	1,30	0,99											1,14	3%	
Gaspisa (PI)	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%	
Msgás (MS)	1,31	0,94	0,38	0,28	0,04	0,05											0,05	0%	
Pbgás (PB)	0,27	0,32	0,36	0,38	0,34	0,33											0,34	1%	
Potigás (RN)	0,34	0,37	0,40	0,40	0,34	0,36											0,35	1%	
São Paulo Sul (SP)	0,94	1,12	1,27	1,36	1,21	1,16											1,19	4%	
Scgás (SC)	1,30	1,44	1,54	1,57	1,43	1,46											1,44	4%	
Sergás (SE)	0,22	0,27	0,30	0,28	0,25	0,27											0,26	1%	
Sulgás (RS)	2,44	2,48	1,75	1,76	1,12	1,02											1,07	3%	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	0%	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	40,60	41,26	41,49	49,62	33,76	33,41											33,59	100%	
Fonte: Abegás, fev ereiro 2009

C ONSUM O  DE  G ÁS  N A T URAL  P OR  D ISTRIBUIDORA  SEM  O
S EGMENT O  T ERMELÉTRICO 

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	0,46	0,50	0,45	0,46											0,45	2%	
Bahiagás (BA)	3,53	3,35	3,36	3,47	2,19	2,79											2,49	9%	
BR Distribuidora (ES)	1,06	1,11	1,22	1,84	1,02	0,94											0,98	4%	
Cebgás (DF)	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01											0,01	0%	
Ceg (RJ)	4,28	4,74	5,06	4,92	3,97	4,04											4,00	14%	
Ceg Rio (RJ)	2,51	2,43	2,38	2,32	1,69	1,89											1,79	6%	
Cegás (CE)	0,44	0,45	0,46	0,46	0,44	0,41											0,43	2%	
Cigás (AM)	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											10,08	36%	
Com pagás (PR)	0,68	0,77	0,85	0,87	0,63	0,70											0,66	2%	
Copergás (PE)	0,88	0,98	1,02	0,99	0,85	0,78											0,81	3%	
Gas Brasiliano (SP)	0,28	0,36	0,43	0,48	0,48	0,45											0,47	2%	
Gasm ig (MG)	1,46	1,49	1,53	1,62	1,12	0,98											1,05	4%	
Gaspisa (PI)	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%	
Msgás (MS)	0,04	0,14	0,04	0,04	0,04	0,05											0,04	0%	
Pbgás (PB)	0,27	0,32	0,36	0,38	0,34	0,33											0,34	1%	
Potigás (RN)	0,34	0,37	0,40	0,40	0,34	0,36											0,35	1%	
São Paulo Sul (SP)	0,94	1,12	1,27	1,36	1,21	1,16											1,19	4%	
Scgás (SC)	1,30	1,44	1,54	1,57	1,43	1,46											1,44	5%	
Sergás (SE)	0,22	0,27	0,30	0,28	0,25	0,27											0,26	1%	
Sulgás (RS)	1,09	1,21	1,36	1,38	1,12	1,02											1,07	4%	
Goiasgás (GO)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	0%	
TOTAL DISTRIBUIDORAS	31,25	33,92	35,73	36,28	27,76	28,10											27,93	100%	
Fonte: Abegás, fev ereiro 2009

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

	Média 2007	2008	Média 2008	2009	Média 2009	
		jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		jan	fev	mar	abr	mai	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	126,61	128,13	127,34												127,34	
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	22,51	22,86	23,82												23,82	
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	13,50	12,80	13,55												13,55	
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	73,68	74,85	73,03												73,03	
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	16,92	17,62	16,94												16,94	
	
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	3,39	2,62	4,17												4,17	
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	2,37	2,40	2,33												2,33	
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	5,16	5,09	5,40												5,40	
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	12,69	12,89	13,04												13,04	
	
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	103,00	105,14	102,40												102,40	
	
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	3,40	2,48	4,51												4,51	
	
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	101,03	105,41	102,50												102,50	
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	10,25	25,76	8,38												8,38	
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	2,88	4,49	2,87												2,87	
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	7,48	7,50	7,03												7,03	
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	48,26	34,02	51,92												51,92	
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	32,16	33,63	32,30												32,30	
	
EXPORTAÇÃO	7,00	1,41	1,64	3,51	3,14	1,47	0,94	1,47	1,47	1,52	1,71	3,36	5,37	2,25	4,42												4,42	
Brasil	0,34	0,13	0,15	0,25	0,27	0,13								0,19	0,00												0,00	
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	5,30	1,98	4,34												4,34	
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	0,07	0,20	0,08												0,08	
																												
Fonte: Petrobras Argentina	

M É D I A   2009 

0,0%

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

1,7%	4,0%

9,6%

3,3%

75,2%

Reinjeção	Queima e Perda	Convertido em Líquido	
Consumo nas unidades de E&P	IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA	Consumo - Mercado Interno	
Exportação - Brasil	Exportação - Chile	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	39,13	41,99	
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	0,89	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	0,15	0,22	
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	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	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	0,90	0,85	
	
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	35,90	38,74	
	
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	5,55	5,72	
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	0,10	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	0,08	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	1,00	0,89	
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	2,64	2,88	
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	0,30	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	1,43	1,52	
	
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	30,36	33,02	
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	25,44	30,51	
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	25,44	30,48	
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	0,00	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	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	4,92	2,52	
																
Fontes:
Demanda de Gás Local: Superintendência de Hidrocarburos e Superintendência de Eletricidade; Produção: YPFB; Exportação: PEB
Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia;

Os dados do balanço de gás natural na Bolívia referentes ao mês de janeiro de 2009 não estavam disponíveis até o fechamento desta edição do Boletim.

M É D I A   2008 

0,5%

6,0%

2,1%

1,9%

1,2% 2,0%

13,6%

72,7%

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 de 2008 a janeiro de 2009 não estavam disponíveis até o fechamento desta edição do Boletim.

B ALANÇO  DE  G ÁS  N A T URAL  NO  U RUGUAI 
( EM   MILHÕES   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	0,16											0,16	
Argentina	0,31	0,27	0,16	0,16											0,16	
GNL	0,00	0,00	0,00	0,00											0,00	
	
OFERTA DE GÁS	0,31	0,27	0,16	0,16											0,16	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	0,28	0,27	0,16	0,16											0,16	
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 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 (comm. + transp. ou parc. var + parc. fixa)	
6,8672	
0,5924	
12,7063	
12,1887	
11,8827	

Sudeste	
Gás Nacional (comm. + transp. ou parc. var + parc. fixa)	
7,2310	
0,6238	

16,1666	

13,2903	

12,6674	
	
Gás Importado	Commodity	5,4306	0,4685				
		Transporte	1,7497	0,1509				

Sul	
Gás Importado	Commodity	5,4172	0,4673	
14,4450	
13,3048	
13,0748	
		Transporte	1,7436	0,1504				

Centro Oeste	
Gás Importado	Commodity	5,4359	0,4689	
14,3354	
11,6770	
11,1740	
		Transporte	1,7719	0,1528				
Fonte: Petrobras, fev /09.
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$/US$ (fev/09):	2,3127	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	2009	
	Média
2005	Média
2006	Média
2007	Média
2008	
jan	
fev	
m ar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média
2009	
PPT	3,21	3,44	3,71	4,21	3,68	3,67											3,67	
Fonte: MME/SPG/DGN,  fev /09.	

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											4,87	
Petróleo Brent	9,74	11,60	12,92	17,28	7,77	7,67											7,72	
Petróleo WTI	10,10	11,59	12,87	17,74	7,44	6,98											7,21	
	
Petróleo Brent (US$/Bbl)	54,65	65,13	72,53	97,01	43,59	43,07											43,33	
Petróleo WTI (US$/Bbl)	56,68	65,08	72,26	99,58	41,75	39,16											40,46	
Fonte: Petrobras, fev /09.	
Os valores destacados acima foram revisados pela Petrobras em relação ao Boletim de fevereiro de 2009.

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 FEVEREIRO DE 2009

12,0000

US$/MMBtu

9,0000

6,0000

3,0000

2,6519

9,8275

2,3585

6,6262

2,5228

9,3491

2,3201

6,5183

2,4395

9,0406

2,2817

6,4104

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 FEVEREIRO DE 2009

40,0000

30,0000

US$/MMBtu

20,0000

10,0000

4,4194

16,3776

14,2145

20,9339

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 FEVEREIRO DE 2009

25,0000

5,6481

20,0000

4,1508

US$/MMBtu

15,0000

10,0000

20,9312

18,4336

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

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

25,0000

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

20,0000

US$/MMBtu

15,0000

10,0000

5,0000

4,3627

16,1676

2,3423

6,5809

3,3308

12,3435

2,3039

6,4730

3,1822

11,7930

2,2655

6,3651

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

35,0000

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

30,0000

25,0000

US$/MMBtu

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

4,2839

15,8755

12,2911

19,2130

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 FEVEREIRO DE 2009

35,0000

7,9604

30,0000

25,0000

US$/MMBtu

20,0000

3,9671

15,0000

29,5002

10,0000

18,0107

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

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

20,0000

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

18,0000

16,0000

14,0000

US$/MMBtu

12,0000

10,0000

8,0000

6,0000

4,0000

3,2478

12,0358

2,6553

7,4601

2,6100

9,6723

2,6169

7,3522

2,4730

9,1647

2,5785

7,2444

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 no Rio de Janeiro FEVEREIRO DE 2009

30,0000

25,0000

US$/MMBtu

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

3,8983

14,4468

15,0704

18,2085

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 FEVEREIRO DE 2009

45,0000

35,0000

8,0133

US$/MMBtu

25,0000

4,4874

15,0000

29,6962

17,9041

5,0000

-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

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	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	
TOTAL - TRANSPETRO	4.268,0		
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	7.178,2		
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 

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	7.178	
Realizado no Ano		1.430	0	282	2	19	25	0	662	754	
Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, fev/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)	

Extensão

Diâmetro

Capacidade

Km	Licenças e Autorizações a

Início da

Início de

Gasodutos	Origem	Destino

TOTAL GERAL
Malha Nordeste Pilar - Ipojuca Malha Sudeste
Caraguatatuba - Taubaté	(km)	(polegadas)	(MM m³/dia)	Enterrado	Receber	Construção e	Operação
Montagem

mar-09	set-10

jul-08	out-10	
	2.412,5			837,3			
	187,0			0,0			
	187,0	24	5 a 15	0,0	LO, AO		
	888,5			78,7			
	96,0	26	15,0	0,0	LO, AO		

GASDUC III	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de Caxias)	
178,5	
38	
40,0	
12,5	
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	
abr-10	

GASBEL II	
Volta Redonda (SP)	
Betim (MG)	
267,0	
16 - 18	
6,9	
0,0	
LO, AO	
fev-09	
dez-09 (R)	
GASAN II	Cubatão (SP)	Capuava (SP)	38,0	22	7,0	0,0	LP, LI, AC, LO, AO	set-09 (R)	abr-10	
GASBAR	Paulínea (SP)	Barueri (SP)	100,0	16	5,0	0,0	LP, LI, AC, LO, AO	A definir	jan-14	
Paulínia - Jacutinga	Paulínea (SP)	Jacutinga (MG)	93,0	14	5,0	30,8	LO, AO	out-08	jul-09	
Japeri - Reduc	Japeri (RJ)	REDUC (RJ)	45,0	28	20,0	35,4	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	
GASENE			954,0			375,6				
Cacimbas - Catu	Cacimbas (ES)	Catu (BA)
(Pojuca)	954,0	26	20,0	375,6	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 CONSTRUÇÃO
Datas Revisadas neste boletim	Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, mar/09.

LP: Licença Prévia
LI: Licença de Instalação LO: Licença de Operação
AC: Autorização de Construção AO: Autorização de Operação

TERMI NAL DE REGAI SEFI CAÇÃO 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	
Fonte: Sala de monitoramento do DGN/MME, mar/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 

Ao longo dos meses de fevereiro e março foram emitidas licenças e autorizações para ações inseridas no Programa de Aceleração do Crescimento. No que tange à área de gás natural, destacam-se:

Licenciamento Ambiental:
13/02/2009 – Emitida a Licença de Operação (LO) para perfuração do Projeto integrado de gás Arabaiana e Guaiúba (Desenvolvimento da Produção - Ceará e Rio Grande do Norte)
19/02/2009 – Emitida a Licença de Operação (LO) para o campo de Marlim Leste na área de Jabuti 04/03/2009 – Emissão da LI de Paulínia – Trecho sul do Gasbol

Obtenção de autorizações junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis: 09/02/2009 – Emitida a Autorização de Construção (AC) do Plangas GLP
06/03/2009 – Emitida a Autorização de Construção (AC) do Gasoduto Pilar – Ipojuca
26/03/2009 – Emitida a Autorização de Operação (AO) para o Terminal de Regaseificação de Baía de Guanabara

Destacam-se ainda:
17/02/2009 – Chegada no Brasil do FPSO Cidade de São Mateus (Camarupim – ESS 164) 26/02/2009 - Início da produção no FPSO Cidade de Niterói (campo Marlim Leste – área de Jabuti) 02/03/2009 – Iniciado o teste de formação no piloto de Tupi
26/03/2009 - Início de operação do Terminal de GNL da Baia de Guanabara

Informações sobre o andamento das obras dos gasodutos até fev/2009:
Gasoduto Caraguatatuba – Taubaté
Abertura de Pista de 1,8 km
Túnel: Escavação de 27 m
Gasoduto Japeri – Reduc
Enterramento de 35,4 km de tubos, de um total de 45 km
Gasoduto Cacimbas – Catu
Enterramento de 375,6 km de tubos, de um total de 954 km
Gasoduto Paulínia - Jacutinga
Enterramento de 30,8 km de tubo, de um total de 93 km
Gasoduto GASDUC III
Enterramento de 12,5 km de tubo, de um total de 178,5 km
Túnel: Escavação de 1.180 m, de um total de 3.750 m

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

LEI  DO  GÁS 

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 deverá ser elaborada no prazo de 90 dias a contar da data de sanção.

Fonte: Câmara dos Deputados e Senado Federal, mar/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	Capacidade de processamento (mil m³/dia)	
Total			61.980,0	
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	
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	
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	
DPP-Cacimbas
Módulo I Peroá	Linhares (ES)	2006	3.600,0	
DPP-Cacimbas
Módulo II Peroá	Linhares (ES)	2008	1.900,0	
Estação de Tratamento de São Francisco	São Francisco do Conde (BA)	
2007	
6.000,0	
Fonte: ANP/SRP, conforme a Portaria ANP n.º 28/99.

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	167,80	
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	140,93	
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	115,66	
	
REGIÃO  SUL	
	
Araucária	219,00	
Sepé Tiaraju (Canoas)	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	175,91	
Termopernambuco	70,16	
Jesus Soares Pereira (Termoaçu)	287,83	

E VOLUÇÃO  DO  CMO(R$/MW H )

Semana	CMO SE-CO	CMO S	CMO NE	
	
28/02/2009 a 06/03/2009	61,39	61,39	57,32	
07/03/2009 a 13/03/2009	81,37	81,37	74,35	
14/03/2009 a 20/03/2009	107,67	107,67	92,39	
21/03/2009 a 27/03/2009	95,54	96,23	88,34	
28/03/2009 a 03/04/2009	104,81	104,84	94,86	
Fonte: ONS, março 2009.

N ÍVE I S  DOS  R ESER V A T ÓRIOS 

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 - 28/03/2009 a 03/04/2009

SE-CO	S	NE	N

U SI NA S  T ERMELÉTRICAS  A  G ÁS  N A T URAL  NO  B RASIL 

UTE em Operação	

Usina	Potência (MW)	Consumo Específico (mil m³/d/MW)	
UF	
	
Aureliano Chaves (Ex-Ibirité)	226	4,38	MG	
Juiz de Fora	87	5,98	MG	
Norte Fluminense	869	4,35	RJ	
Uruguaiana	640	4,37	RS	
Cuiabá	529	4,37	MT	
Modular de Campo Grande
(Willian Arjona)	
206	
7,30	
MS	
Santa Cruz	766	5,37	RJ	
Celso Furtado (Ex-Termobahia)	186	7,40	BA	
Araucária	484	4,57	PR	
Governador Leonel Brizola
(Ex-TermoRio)	
1.058	
4,89	
RJ	
Camaçari	347	7,77	BA	
Barbosa Lima Sobrinho
(Ex-Eletrobolt)	
379	
5,85	
RJ	
Luiz Carlos Prestes
(Ex-Três Lagoas)	
258	
7,46	
MS	
Mário Lago
(Ex-Macaé Merchant)	
923	
5,85	
RJ	
Termopernambuco	533	4,35	PE	
Sepé Tiaraju (Ex-Canoas)	161	6,56	RS	
Fernando Gasparian
(Ex-Nova Piratininga)	
386	
5,02	
SP	
Rômulo Almeida (Ex-FAFEN)	138	6,24	BA	
Jesus Soares Pereira
(Ex-Vale do Açú)	
368	
6,43	
RN	
Termofortaleza	347	4,78	CE	
Termoceará	242	6,56	CE	
	
UTE em Construção	

Usina	Potência (MW)	Consumo Específico (mil m³/d/MW)	
UF	
Euzébjio Rocha (Ex-Cubatão)	250	5,20	SP	

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

Usina	Potência (MW)	Consumo Específico (mil m³/d/MW)	
UF	
Leilão	
Data	
MC2 Cacimbaes	127	4,89	ES	A-5	30/9/2008	
Escolha	338	4,89	ES	A-5	30/9/2008	
MC2 Joinville	330	4,22	ES	A-5	30/9/2008	
MC2 João Neiva	330	4,22	SE	A-5	30/9/2008	
José de Alencar	300	5,49	CE	A-3	17/9/2008	
Linhares	204	5,66	ES	A-3	17/9/2008	
Fontes: ANEEL/Petrobras, março 2009.