M i n i s t é r i o d e M i n a s e E n e r g i a
S e c r e t a r i a d e P e t r ó l e o , G á s N a t u r a l e C o m b u s t í v e i s R e n o v á v e i s D e p a r t a m e n t o d e G á s N a t u r a l		
E D I Ç Ã O

N o . 3 0 - S e t / 0 9

N D Ú STR I A	

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

Sumário

Balanço de Gás Natural no   2
Brasil

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

Destinação do Gás Natu-	5
ral Nacional

Importações e	6
Oferta Interna

Consumo de Gás Natural	7

Int er ess es e spe cia is:

•	Sintetize a qui seus interes ses.

•	Sintetize a qui seus interes ses.

•	Sintetize a qui seus interes ses.

Balanço de Gás Natural	9
na Argentina

•	Sintetize a qui seus interes ses.

Balanço de Gás Natural	10
na Bolívia

Balanço de Gás Natural no  11
Chile e no Uruguai

Preços	12

Competitividade	13

Infraestrutura de	19
Transporte

Destaques do PAC  e Lei	21
do Gás

UPGN´s e Tabela de Con-  22
versões de Unidades

Acompanhamento TC,
CVU das Térmicas, CMO  23
e Níveis dos Reservatórios

UTEs a Gás Natural no	24
Brasil

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

Em agosto de 2009, o mercado de gás natural apresentou queda de 2% em relação ao mês anterior em razão da redução do consumo na geração de energia elétrica, a despeito do crescimento do consumo em outros setores, especialmente o industrial. No segmento térmico a queda foi de cerca de 1,9 milhões de m³/dia, basicamente no Rio de Janeiro, no Paraná e no Ceará. No segmento industrial houve crescimento do consumo em cerca de 270 mil m³/dia em São Paulo, 250 mil m³/dia no Rio de Janeiro e 100 mil m³/dia na Bahia, confirmando a tendência de retomada gradual da demanda.

A oferta de gás nacional ao mercado apresentou leve crescimento em relação ao mês anterior, fechando agosto com 21,12 milhões de m³/dia. Na Bahia houve queda de 1,54 mil m³/dia na produção de campos de gás não associado e no Rio de Janeiro houve crescimento de 900 mil m³/dia na produção de campos de gás associado. A produção de gás no Espírito Santo permaneceu no mesmo patamar do mês anterior, aproximadamente 1,7 milhões de m³/dia, bem aquém da média de 2008 que foi de 7,68 milhões de m³/dia.

A importação de gás natural boliviano apresentou queda de 10%, totalizando 22,1 mi- lhões de m³/dia. Para setembro esse volume deve cair um pouco, em razão do aproveitamento adicional de gás natural associado e do baixo nível de despacho das usinas termelétricas a gás, que em agosto e setembro apresentaram o menor nível de consumo dos últimos anos.

Quanto à queima e perda, houve redução em quase 23% em relação ao mês anterior, confirmando a tendência de aumento do aproveitamento do gás associado produzido nas plata- formas    que    entraram    em    operação    recentemente.    A     previsão     é     de     que esse volume caia ainda mais em setembro.

No âmbito do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), destacamos o início da produção de gás natural no Campo Merluza-Lagosta, em 31/08/2009, o início da oferta de gás na Plataforma P-54 (Campo Marlim Sul Módulo 1) e no campo de Marlim Leste - Área de Jabuti, em 24/08 e 20/09/2009, respectivamente e a conclusão do gasoduto Urucu-Coari-Manaus, em 02/10/2009. Quanto ao licenciamento ambiental, destacamos a emissão da licença prévia (LP) para os campos de Cachalote/Baleia Franca e Uruguá - Tambaú.

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

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

BALANÇO DE GÁS NATURAL
(em milhões de m3/dia)	2005	2006	2007	2008	2009	2009	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	Média 2008	jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez	Média 2009	
PRODUÇÃO NACI ONAL	48,49	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07	57,79	56,11	58,41	59,08	58,01	57,04					57,00	
Reinjeção	8,18	8,68	9,57	10,67	12,26	12,11	11,38	11,41	11,34	12,00	11,68	12,28					11,81	
Queima e perda	6,78	5,07	5,33	5,99	6,08	8,14	10,14	9,98	9,26	13,36	12,08	9,85					9,86	

Consumo nas unidades de E&P	
6,78	
7,68	
7,89	
7,92	
8,46	
8,24	
7,91	
7,85	
8,04	
7,95	
7,97	
8,30					
8,09	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
0,19	
1,04	
1,57	
2,08	
2,52	
3,05	
3,11	
3,20	
2,93	
2,82	
3,03	
2,13					
2,85	
Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	3,15	3,72	3,54	3,48	3,52	3,51	3,44	3,26	3,83	2,78	3,16	3,37					3,36	

Oferta de gás nacional ao mercado	
23,42	
22,32	
21,82	
29,03	
20,66	
21,02	
21,81	
20,41	
23,01	
20,17	
20,09	
21,12					
21,04	
I MPORTAÇÃO	24,64	26,82	28,30	30,92	20,80	20,08	20,43	21,09	26,87	28,47	25,46	23,08					23,29	
Bolívia	23,68	25,52	27,84	30,54	20,41	20,08	19,86	20,98	26,87	27,29	24,40	22,14					22,75	
Argentina	0,96	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,00	0,00	0,39	0,00	0,57	0,11	0,00	1,19	1,06	0,94					0,53	

Consumo em transporte na importação	
0,44	
0,72	
0,95	
1,23	
0,29	
0,26	
0,26	
0,31	
0,94	
0,96	
0,70	
0,40					
0,51	
Oferta de gás importado ao mercado	24,20	26,10	27,35	29,69	20,51	19,82	20,17	20,78	25,93	27,52	24,77	22,68					22,77	

OFERTA TOTAL AO MERCADO	
47,61	
48,42	
49,17	
58,72	
41,18	
40,84	
41,98	
41,19	
48,94	
47,69	
44,85	
43,80					
43,81	

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

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

Consumo termelétrico direto do produtor (Fafen/Termobahia/Canoas/Termoceará/ Termoaçú)	
0,90	
0,64	
0,79	
1,60	
1,26	
0,95	
1,00	
0,68	
0,39	
0,78	
1,03	
0,29					
0,80	
PARTI CI PAÇÃO DO GÁS NACI ONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
49,2%	
46,1%	
44,4%	
49,4%	
50,2%	
51,5%	
52,0%	
49,5%	
47,0%	
42,3%	
44,8%	
48,2%					
48,0%	
Fonte: ANP, ABEGAS, PETROBRAS. Set/09

Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês.
Os valores destacados em azul foram corrigidos em relação ao Boletim de agosto de 2009.

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

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

BRASIL	Reservas	216.574	219.692	244.548	327.673	322.485	306.395	347.903	365.688	364.236	
	R/P (anos)	21	20	20	26	24	21	24	25	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	

N o . 3 0 - S e t / 0 9

Fonte: ANP, setembro 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 R O D U Ç Ã O  N A C I O N A L  DE  G ÁS  N A T U R A L

PROD. NACIONAL
(em milhões m 3/dia)	2006
Média	2007
Média	2008
Média	2009	2009
Média	
				jan	fev	mar	abr	mai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
Terra	18,31	17,22	17,19	16,55	16,55	16,35	16,85	16,19	16,51	16,74	16,73					16,56	
Mar	30,20	32,51	41,97	36,96	39,52	41,44	39,26	42,23	42,56	41,27	40,31					40,44	
Gás Associado	37,42	37,02	39,77	42,12	44,09	47,59	46,35	46,15	47,31	46,80	47,91					46,04	
Gás Não Associado	11,08	12,72	19,39	11,39	11,98	10,20	9,76	12,26	11,77	11,21	9,13					10,96	
TOTAL	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07	57,79	56,11	58,41	59,08	58,01	57,04					57,00	
Fonte: ANP, setembro 2009	

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

400.000	30

350.000
25

300.000

Reservas (milhões de m³)

20
250.000

R/P (anos)

200.000	15

150.000
10

100.000

5
50.000

0	0
2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008

Ano

Reservas	R/P

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

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

AM	Subtotal	9,24	9,72	10,23	10,36	10,38	9,96	10,42	10,47	10,46	10,47	10,41					10,37	
	Terra	9,24	9,72	10,23	10,36	10,38	9,96	10,42	10,47	10,46	10,47	10,41					10,37	
	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	
	Gás Associado	9,22	9,66	10,13	10,31	10,30	9,96	10,22	10,29	10,28	10,28	10,21					10,23	
	Gás Não Associado	0,03	0,07	0,09	0,05	0,08	0,00	0,21	0,18	0,18	0,19	0,21					0,14	

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

RN	Subtotal	3,23	2,96	2,54	2,33	2,09	2,02	2,09	2,17	2,14	2,20	2,04					2,13	
	Terra	0,73	0,86	0,87	0,84	0,74	0,70	0,72	0,68	0,72	0,78	0,73					0,74	
	Mar	2,51	2,10	1,67	1,49	1,35	1,32	1,36	1,49	1,42	1,42	1,31					1,40	
	Gás Associado	1,96	1,62	1,48	1,06	1,01	1,57	1,59	1,56	1,54	1,60	1,47					1,42	
	Gás Não Associado	1,27	1,34	1,06	1,26	1,08	0,44	0,50	0,61	0,61	0,60	0,57					0,71	

AL	Subtotal	2,80	2,48	2,23	1,87	1,95	2,13	2,13	1,70	1,88	2,04	2,18					1,98	
	Terra	2,41	2,10	1,88	1,51	1,59	1,78	1,80	1,36	1,56	1,71	1,85					1,64	
	Mar	0,40	0,39	0,35	0,36	0,36	0,35	0,33	0,34	0,33	0,33	0,33					0,34	
	Gás Associado	0,68	0,60	0,60	0,60	0,61	1,18	1,26	1,02	1,10	0,76	0,78					0,91	
	Gás Não Associado	2,12	1,89	1,63	1,27	1,34	0,95	0,87	0,68	0,78	1,28	1,40					1,07	

SE	Subtotal	1,67	1,50	2,35	2,71	2,70	2,75	2,33	2,59	2,68	2,79	2,60					2,64	
	Terra	0,23	0,26	0,25	0,24	0,24	0,27	0,26	0,24	0,23	0,26	0,27					0,25	
	Mar	1,44	1,24	2,10	2,47	2,47	2,48	2,07	2,34	2,45	2,53	2,33					2,39	
	Gás Associado	0,82	0,80	1,61	1,89	1,90	2,71	2,27	2,52	2,62	2,30	2,14					2,29	
	Gás Não Associado	0,85	0,70	0,73	0,81	0,81	0,04	0,06	0,06	0,06	0,49	0,46					0,35	

BA	Subtotal	5,19	7,24	9,22	7,05	8,26	7,65	8,08	8,03	8,68	9,03	7,49					8,03	
	Terra	5,15	4,06	3,52	3,36	3,30	3,33	3,35	3,23	3,32	3,19	3,11					3,27	
	Mar	0,04	3,18	5,70	3,70	4,97	4,32	4,73	4,80	5,36	5,84	4,38					4,76	
	Gás Associado	1,30	1,31	1,35	1,40	1,37	2,13	2,03	1,92	1,91	1,63	1,61					1,75	
	Gás Não Associado	3,89	5,93	7,87	5,66	6,89	5,53	6,05	6,11	6,77	7,40	5,88					6,28	

ES	Subtotal	2,49	2,64	7,68	2,58	1,91	3,47	2,33	4,95	3,52	1,61	1,67					2,75	
	Terra	0,55	0,23	0,44	0,23	0,31	0,33	0,30	0,21	0,22	0,34	0,36					0,29	
	Mar	1,94	2,41	7,24	2,35	1,61	3,15	2,03	4,74	3,30	1,27	1,31					2,47	
	Gás Associado	1,29	1,65	1,20	0,81	0,70	0,92	0,87	0,91	0,85	1,01	1,49					0,94	
	Gás Não Associado	1,20	0,99	6,48	1,77	1,21	2,56	1,46	4,04	2,67	0,60	0,17					1,81	

RJ	Subtotal	22,51	21,99	24,00	25,88	28,05	29,10	28,04	27,81	29,04	29,21	30,11					28,40	
	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	
	Mar	22,51	21,99	24,00	25,88	28,05	29,10	28,04	27,81	29,04	29,21	30,11					28,40	
	Gás Associado	21,76	21,07	23,14	25,86	28,02	28,94	27,94	27,78	28,91	29,12	30,09					28,33	
	Gás Não Associado	0,75	0,92	0,86	0,02	0,03	0,16	0,10	0,03	0,13	0,10	0,02					0,07	

SP	Subtotal	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54	0,53	0,53	0,55	0,57	0,56	0,42					0,53	
	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	
	Mar	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54	0,53	0,53	0,55	0,57	0,56	0,42					0,53	
	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	
	Gás Não Associado	0,98	0,89	0,66	0,54	0,54	0,53	0,53	0,55	0,57	0,56	0,42					0,53	

PR	Subtotal	0,11	0,09	0,06	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	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	
	Mar	0,11	0,09	0,06	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	Gás Associado	0,11	0,09	0,06	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	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	
Total Brasil	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07	57,79	56,11	58,41	59,08	58,01	57,04					57,00	
Fonte: ANP, setembro 2009

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

DESTINAÇÃO DE GÁS NATURAL
(em milhões de m3/dia)	2005	2006	2007	2008	2009	2009	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	Média 2008	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2009	
						
PRODUÇÃO NACIONAL	48,49	48,50	49,73	59,16	53,51	56,07	57,79	56,11	58,41	59,08	58,01	57,04					57,00	
Reinjeção	8,18	8,68	9,57	10,67	12,26	12,11	11,38	11,41	11,34	12,00	11,68	12,28					11,81	
Queima e perda	6,78	5,07	5,33	5,99	6,08	8,14	10,14	9,98	9,26	13,36	12,08	9,85					9,86	

Consumo nas unidades de E&P	
6,78	
7,68	
7,89	
7,92	
8,46	
8,24	
7,91	
7,85	
8,04	
7,95	
7,97	
8,30					
8,09	
Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes	
0,19	
1,04	
1,57	
2,08	
2,52	
3,05	
3,11	
3,20	
2,93	
2,82	
3,03	
2,13					
2,85	

Absorção em UPGNs (GLP, C5+)	
3,15	
3,72	
3,54	
3,48	
3,52	
3,51	
3,44	
3,26	
3,83	
2,78	
3,16	
3,37					
3,36	

Oferta de gás nacional ao mercado	
23,42	
22,32	
21,82	
29,03	
20,66	
21,02	
21,81	
20,41	
23,01	
20,17	
20,09	
21,12					
21,04	
						
PARTICIPAÇÃO DO GÁS NACIONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%)	
49,2%	
46,1%	
44,4%	
49,4%	
50,2%	
51,5%	
52,0%	
49,5%	
47,0%	
42,3%	
44,8%	
48,2%					
48,0%	
Fonte: ANP e PETROBRAS. Set/09

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

70,00

60,00

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

50,00

40,00

30,00

20,00

10,00

0,00

Média  Média  Média  Média

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

2005

2006

2007

2008

Ano de 2009

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

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

Bolívia	
TBG	Petrobras	24,44	26,90	30,52	20,41	20,08	19,86	20,98	26,87	27,29	24,40	22,14					22,75	
		BG	0,50	0,39	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	EPE	0,57	0,55	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	Subtotal	25,52	27,84	30,54	20,41	20,08	19,86	20,98	26,87	27,29	24,40	22,14					22,75	

Argentina	Sulgás (TSB)	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
	Subtotal	1,30	0,46	0,37	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	
Gás Natural Liquefeito - GNL *	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1,19	1,06	0,94					0,40	
TOTAL	26,82	28,30	30,92	20,41	20,08	19,86	20,98	26,87	28,47	25,46	23,08					23,15	
					
Consumo em transporte na importação	0,72	0,95	1,23	0,29	0,26	0,26	0,31	0,94	0,96	0,70	0,40					0,51	
Oferta de gás importado	26,10	27,35	29,69	20,12	19,82	19,60	20,66	25,93	27,52	24,77	22,68					22,64	
																	
Fonte: ANP, setembro 2009

Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês.
Os valores destacados em azul foram corrigidos em relação ao Boletim de agosto de 2009.

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

70,00

60,00

50,00

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	Gás Natural Liquefeito - GNL *

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

CONSUMO DE GÁS NATURAL
POR SETOR (em milhões de m³/dia)	
Média 2005	
Média 2006	
Média 2007	
Média 2008	2009	
Média 2009	2009	
					
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		Média
%	
Industrial *	29,46	30,79	32,24	33,40	25,18	24,86	25,00	26,91	27,92	28,36	29,86	30,45					27,32	62,4%	
Automotivo	5,28	6,31	7,01	6,63	5,66	6,07	5,92	5,74	5,69	5,68	5,55	5,57					5,73	13,1%	
Residencial	0,61	0,65	0,66	0,72	0,64	0,61	0,57	0,68	0,78	0,84	0,85	0,87					0,73	1,7%	
Comercial	0,50	0,56	0,58	0,61	0,55	0,58	0,58	0,56	0,60	0,60	0,56	0,61					0,58	1,3%	
Geração de Energia Elétrica *	10,26	7,98	6,43	14,94	7,26	6,26	7,52	4,69	10,85	9,14	4,71	2,82					6,66	15,2%	
Co-geração	1,43	1,81	1,92	2,26	1,73	1,73	1,68	1,89	2,51	2,48	2,65	2,82					2,18	5,0%	
Outros	0,07	0,32	0,23	0,15	0,16	0,72	0,71	0,72	0,59	0,60	0,67	0,66					0,60	1,4%	
TOTAL	47,61	48,42	49,08	58,72	41,17	40,83	41,98	41,18	48,93	47,69	44,85	43,79					43,80	100,0%	

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

10,12	

13,16	

12,99	

13,50	

14,51	

14,80	

14,46	

14,32	

14,80	

13,55	

14,11	

13,79					

14,29		
TOTAL GERAL	57,73	61,58	62,16	72,19	55,68	55,63	56,43	55,50	63,73	61,23	58,96	57,58					58,09		
* Inclui consumo direto do produtor

Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, setembro 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   2 0 0 9

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

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

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

CONSUMO DE GÁS NATURAL
POR DISTRIBUIDORA SEM O SEGMENTO TERMELÉTRICO
(em m ilhões de m ³/dia)	
Média 2005	
Média 2006	
Média 2007	
Média 2008	2009	
Média 2009	2009	
					
jan	
Fev	
m ar	
abr	
m ai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez		Média
%	
Algás (AL)	0,42	0,46	0,50	0,50	0,45	0,46	0,37	0,46	0,47	0,47	0,47	0,43					0,45	1%	
Bahiagás (BA)	3,53	3,35	3,36	3,47	2,19	2,79	2,50	2,64	3,13	2,95	3,15	3,40					2,84	9%	
BR Distribuidora (ES)	1,06	1,11	1,22	1,84	1,02	0,94	0,87	0,96	1,11	1,29	1,49	1,52					1,15	4%	
Cebgás (DF)	0,00	0,00	0,00	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01					0,01	0%	
Ceg (RJ)	4,28	4,74	5,06	4,92	3,97	4,04	4,09	4,03	4,19	4,13	4,19	4,22					4,10	13%	
Ceg Rio (RJ)	2,51	2,43	2,38	2,32	1,69	1,89	1,89	1,95	2,10	2,09	2,06	2,27					1,99	7%	
Cegás (CE)	0,44	0,45	0,46	0,46	0,44	0,41	0,41	0,40	0,40	0,42	0,45	0,43					0,42	1%	
Cigás (AM)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	0%	
Com gas (SP)	11,49	12,88	13,67	13,37	10,18	9,99	10,02	10,32	11,41	12,22	12,41	12,70					11,16	37%	
Com pagás (PR)	0,68	0,77	0,85	0,87	0,63	0,70	0,79	0,79	0,74	0,88	0,85	0,88					0,78	3%	
Copergás (PE)	0,88	0,98	1,02	0,99	0,85	0,78	0,85	0,83	0,84	0,88	0,89	0,91					0,85	3%	
Gas Brasiliano (SP)	0,28	0,36	0,43	0,48	0,48	0,45	0,39	0,38	0,41	0,45	0,60	0,65					0,48	2%	
Gasm ig (MG)	1,46	1,49	1,53	1,62	1,12	0,98	1,01	1,10	1,08	1,21	1,41	1,44					1,17	4%	
Gaspisa (PI)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00					0,00	0%	
Mtgás (MT)	0,00	0,01	0,02	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01					0,01	0%	
Msgás (MS)	0,04	0,14	0,04	0,04	0,04	0,05	0,08	0,19	0,13	0,07	0,18	0,19					0,12	0%	
Pbgás (PB)	0,27	0,32	0,36	0,38	0,34	0,33	0,34	0,33	0,36	0,37	0,37	0,38					0,35	1%	
Potigás (RN)	0,34	0,37	0,40	0,40	0,34	0,36	0,36	0,35	0,36	0,36	0,38	0,37					0,36	1%	
São Paulo Sul (SP)	0,94	1,12	1,27	1,36	1,21	1,16	0,96	1,10	1,22	1,26	1,25	1,29					1,18	4%	
Scgás (SC)	1,30	1,44	1,54	1,57	1,43	1,46	1,49	1,51	1,58	1,60	1,66	1,67					1,55	5%	
Sergás (SE)	0,22	0,27	0,30	0,28	0,25	0,27	0,26	0,25	0,25	0,24	0,25	0,27					0,26	1%	
Sulgás (RS)	1,09	1,21	1,36	1,38	1,12	1,02	1,18	1,25	1,31	1,43	1,46	1,39					1,27	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%	
TOTAL  DISTRIBUIDORAS	31,25	33,92	35,76	36,28	27,76	28,10	27,90	28,84	31,10	32,34	33,54	34,42					30,50	100%	
Fonte: Abegás, setembro 2009

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

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

Os dados do balanço de gás natural na Argentina referentes ao mês de julho de 2009 não estavam disponíveis até o fechamento desta edi- ção do Boletim.

M É D I A   2 0 0 9

0,0%

1,8% 0,1%2,2%   1,8%	4,0%

9,5%

3,8%

76,8%

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

BALANÇO DO GÁS NATURAL NA BOLÍVIA
(m ilhões de m 3/dia)	
	Média 2006	Média 2007	Média 2008	2009	Média 2009	
				jan	fev	m ar	abr	m ai	jun	jul	ago	set	out	nov	dez		
PRODUÇÃO NACIONAL	40,24	41,72	41,99	34,32	35,83	34,60	35,60	40,91	41,79	40,22						37,61	
Reinjeção	3,03	2,16	0,88	2,21	1,58	1,98	1,39	0,39	0,31	0,57						1,20	
Queima e perda	0,41	0,22	0,22	0,21	0,19	0,21	0,17	0,17	0,19	0,35						0,21	
Consumo nas unidades de E&P	0,76	0,78	0,80	0,78	0,79	0,78	0,78	0,78	0,77	0,82						0,79	
Conv ertido em líquido	0,54	0,51	0,49	0,45	0,46	0,45	0,45	0,47	0,46	0,46						0,46	
Consumo no Transporte	n/d	0,80	0,85	0,62	0,74	0,73	0,62	1,13	0,96	0,92						0,82	
	
DISPONIBILIZADO	35,50	37,24	38,74	30,05	32,07	30,45	32,19	37,97	39,10	37,10						34,13	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	4,27	5,03	5,72	5,47	5,87	5,52	5,93	6,39	6,75	6,98						6,13	
Residencial	n/d	0,07	0,09	0,10	0,11	0,10	0,11	0,12	0,13	0,13						0,11	
Comercial	n/d	0,06	0,07	0,07	0,08	0,10	0,09	0,08	0,11	0,08						0,09	
Veicular	n/d	0,69	0,89	1,03	1,02	1,03	1,04	1,05	1,07	1,08						1,05	
Geração Elétrica	n/d	2,50	2,88	2,38	2,87	2,46	2,69	3,31	3,35	3,63						2,96	
Refinarias	n/d	0,22	0,26	0,27	0,27	0,29	0,27	0,24	0,29	0,28						0,27	
Indústria	n/d	1,48	1,52	1,62	1,52	1,54	1,73	1,59	1,80	1,78						1,65	
	
EX PORTAÇÃO	31,23	32,22	33,02	24,57	26,22	24,93	26,26	31,56	32,35	30,13						28,00	
Brasil	26,50	27,60	30,51	20,23	19,91	19,68	20,80	26,75	27,19	24,24						22,69	
Petrobras	24,43	26,62	30,48	20,23	19,91	19,68	20,80	26,75	27,19	24,24						22,69	
EPE	1,12	0,54	0,02	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	
BG	0,94	0,44	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00						0,00	
Argentina	4,74	4,62	2,52	4,34	6,31	5,25	5,46	4,81	5,16	5,89						5,32	

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

Legenda:
EPE: Empresa Produtora de Energia n/d: não disponív el

M É D I A   2 0 0 9

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

	Média
2006	Média
2007	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	6,02	5,51	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	5,93	4,30												4,30	
	
IMPORTAÇÃO *	15,78	6,63	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	1,18	4,69												4,69	
Argentina	15,78	6,63	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	1,18	4,69												4,69	
	
OFERTADO AO MERCADO	21,80	12,15	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	n/d	7,11	8,99												8,99	
	
CONSUMO INTERNO DE GÁS	21,80	12,15	6,68	6,57	8,40	7,90	6,30	6,01	6,50	5,95	5,96	6,61	8,12	10,33	7,11	8,99												8,99	
Residencial e Comercial	1,44	1,45	0,82	0,82	0,90	1,18	1,39	1,23	1,73	1,60	1,39	1,42	1,31	0,85	1,22	0,80												0,80	
Veicular	0,09	0,06	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03												0,03	
Geração Elétrica	6,12	2,71	0,78	0,80	2,45	2,02	0,53	0,25	0,41	0,19	0,39	0,97	2,52	4,83	1,35	3,54												3,54	
Industriais	2,58	0,91	0,21	0,22	0,26	0,25	0,16	0,24	0,17	0,18	0,15	0,16	0,20	0,38	0,22	0,56												0,56	
Petroquímica e Refinaria	11,53	6,97	4,81	4,67	4,73	4,37	4,13	4,21	4,10	3,89	3,95	3,98	4,02	4,21	4,25	4,04												4,04	
Outros	0,04	0,05	0,02	0,02	0,03	0,05	0,05	0,06	0,06	0,06	0,05	0,05	0,04	0,03	0,04	0,02												0,02	

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

Os dados do balanço de gás natural no Chile referentes ao período de fevereiro a julho de 2009 não estavam disponíveis até o fechamento desta edição do Boletim.

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

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

Fonte: Ministerio de Industria, Energia y Mineria	

P R E Ç O S  DE  G ÁS  N A T U R A L  (A G O S T O  DE  2 0 0 9 )

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)	
8,7552	
0,6026	
16,2841	
15,6067	
15,2142	

Sudeste	
Gás Nacional (comm. + transp. ou parc. var + parc. fixa)	
8,5166	
0,5862	

18,9174	

15,2435	

14,4922	
	
Gás Importado	Commodity	4,3389	0,2986				
		Transporte	1,7497	0,1204				

Sul	
Gás Importado	Commodity	4,3356	0,2984	
16,8416	
15,5271	
15,2681	
		Transporte	1,7434	0,1200				

Centro Oeste	
Gás Importado	Commodity	4,7575	0,3274	
17,9674	
14,6355	
14,0050	
		Transporte	1,7719	0,1220				
Fonte: Petrobras, set/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$/US$ (ago/09):	1,8452	

PREÇOS PARA O PPT
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	2009	
	Média 2005	Média 2006	Média 2007	Média 2008	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média 2009	
PPT	3,21	3,44	3,71	4,21	3,68	3,67	3,65	3,67	3,76	3,84	3,92	3,95					3,77	
Fonte: MME/SPG/DGN, set/09.	

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

PREÇOS INTERNACIONAIS
(US$/MMBtu)	2005	2006	2007	2008	2009	
	Média
2005	Média
2006	Média
2007	Média
2008	
jan	
fev	
mar	
abr	
mai	
jun	
jul	
ago	
set	
out	
nov	
dez	Média
2009	
Henry Hub	8,89	6,74	6,98	8,86	5,23	4,51	3,96	3,49	3,83	3,80	3,38	3,14					3,92	
Petróleo Brent	9,74	11,60	12,92	17,28	7,77	7,67	8,29	8,97	10,23	12,21	11,51	12,98					9,95	
Petróleo WTI	10,10	11,59	12,87	17,74	7,44	6,98	8,55	8,88	10,51	12,42	11,42	12,66					9,86	
	
Petróleo Brent (US$/Bbl)	54,65	65,13	72,53	97,01	43,59	43,07	46,54	50,34	57,42	68,55	64,61	72,83					55,87	
Petróleo WTI (US$/Bbl)	56,68	65,08	72,26	99,58	41,75	39,16	48,00	49,82	59,02	69,68	64,10	71,05					55,32	
Fonte: Petrobras, set/09.	

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

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

18,0000

15,0000

US$/MMBtu

12,0000

9,0000

6,0000

3,0000

3,4025

12,6092

3,7405

10,5090

3,2406

12,0093

3,6924

10,3738

3,1362

11,6223

3,6442

10,2386

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 AGOSTO DE 2009

			

	18,4338		

5,3575				

25,5951		
	19,8542				

45,0000

40,0000

35,0000

30,0000

US$/MMBtu

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

5,0000

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Preço sem Tributo	Tributo

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

	

					
	7,1578		5,2024		

					
	26,5261		
25,6389		

40,0000

35,0000

30,0000

25,0000

US$/MMBtu

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

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

Tributo	Preço sem Tributo

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

US$/MMBtu 25,000

Comparativo de Preços entre Gás Natural para o 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 60,000

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

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

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

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

25,0000

20,0000

US$/MMBtu

15,0000

10,0000

5,0000

4,5414

16,8299

3,7530

10,5442

3,4192

12,6711

3,7049

10,4090

3,2690

12,1144

3,6568

10,2737

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 em São Paulo AGOSTO DE 2009

	

	
16,0231		

					
	4,6999				

22,6340		
	17,4171				

45,0000

40,0000

35,0000

30,0000

US$/MMBtu

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

5,0000

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

GLP:
11.750 kcal/kg

Preço sem Tributo	Tributo

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

50,0000

45,0000

40,0000

9,3651

35,0000

US$/MMBtu

30,0000

25,0000

4,9723

20,0000

15,0000

10,0000

34,7061

24,3848

5,0000

0,0000

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

Tributo	Preço sem Tributo

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

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

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

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

18,0000

15,0000

US$/MMBtu

12,0000

9,0000

6,0000

			
			
	4,1298		

4,0740		
3,2395		
4,0259		
3,9778		
									
3,0490				

	
15,3047												
			11,4461		12,0053		11,3109		11,2994		11,1756		

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.

3,0000

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

Preço sem Tributo	Tributo

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

	

	
19,5576		

			
	4,3967				

22,0161		
	16,2935				

45,0000

40,0000

35,0000

30,0000

US$/MMBtu

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

0,0000

GNV	Gasolina
Faixa de Consumo - m³/dia

Tributo	Preço sem Tributo

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

	
	
10,7997		

			
					
			5,7324		
					
	40,0225				
			25,5157		

55,0000

50,0000

45,0000

40,0000

35,0000

US$/MMBtu

30,0000

25,0000

20,0000

15,0000

10,0000

5,0000

0,0000

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

Tributo	Preço sem Tributo

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

US$/MMBtu

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

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

20.000	OC equivalente

US$/MMBtu

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

60,000

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

Poder Calorífico Superior
(PCS)

Óleo Combustível:
10.100 kcal/kg

Gasolina:
11.200 kcal/kg

Gás Natural:
9.400 kcal/m³

GLP:
11.750 kcal/kg

0,000

GNV	Gasolina

US$/MMBtu

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

60,000

55,000

50,000

45,000

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0,000

Gás Natural 16 m³/mês	GLP

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

	GAS ODUTOS D	E TRANS PORTE					
							
Gasodutos Existentes no Brasil	Origem	Destino	Extensão (km)	Diâmetro (Pol)	Capacidade (MMm³/dia)*	I nício de Operação	
Transportadora - Transpetro (1)	
CANDEIAS x ARATU	Candeias (BA)
(São Francisco do Conde)	Aratu (BA)
(Simões Filho)	20,0	12	1	1970	
GASEB	Atalaia (SE)	Catu (BA) (Pojuca)	224,0	14	1,3	1974	
SANTIAGO (CATU) x CAMAÇARI	Santiago (BA) (Pojuca)	Camaçari (BA)	32,0	14	1,2	1975	
CANDEIAS x CAMAÇARI	Candeias (BA)
(São Francisco do Conde)	Camaçari (BA)	37,0	12	1	1981	
GASDUC I	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de 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	
Japeri - Reduc	Japeri (RJ)	REDUC (RJ)	45,0	28	20	2009	
TOTAL - TRANSPETRO	4.313,0		
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 Bolív ia (San Matias)	
Cuiabá (MT)	
267,0	
18	
2,8	
2002	
TOTAL BRAS I L	7.223,2		
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 A S O D U T O S  NO  E X T E R I O R  D E D I C A D O S  À  E X P O R T A Ç Ã O  DE  G ÁS 
N A T U R A L  AO  B R A S I L

GAS ODUTOS NO EXTERI OR DEDI CADOS À EXPORTAÇÃO AO BRAS I 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 V O L U Ç Ã O  DA  M ALHA  DE  G ÁS  N A T U R A L  ( K M )

Evolução da Malha de Gás Natural (KM)	
	Até 1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	
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, set/09.

A M P L I A Ç Ã O  DA  I NFRA - E S T R U T U R A  DE  T R A N S P O R T E  DE  G ÁS 
N A T U R A L	DO  B R A S I L	
	AMPLIAÇÃO DA INFRA-ESTRUTURA DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL DO BRASIL	

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

fev-09	set-10

jul-08	out-10	
	2.368,0			1.359,9			
	187,0			0,0			
	187,0	24	5 a 15	0,0	LO, AO		
	849,0			252,7			
	96,0	26	15,0	24,8	LO, AO		
GASDUC III	Cabiúnas (RJ) (Macaé)	REDUC (RJ)
(Duque de Caxias)	183,0	38	40,0	128,7	LO, AO	jul-08	dez-09 (R)	

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

GASBEL II	
Volta Redonda (SP)	
Betim (MG)	
268,0	
16 - 18	
6,9	
7,8	
LO, AO	
mai-09	
abr-10	
GASAN II	Cubatão (SP)	Capuava (SP)	38,0	22	7,0	0,0	LI, AC, LO, AO	dez-09 (R)	nov-10 (R)	
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	91,4	LO, AO	out-08	nov-09 (R)	
Ramal Terminal Ubu	Gasoduto Cabiúnas - Vitória (ES)	UTG Sul Capixaba (ES)	11,0	10	2,0	0,0		A definir	2009	
GASENE			949,0			724,3				
Cacimbas - Catu	Cacimbas (ES)	Catu (BA) (Pojuca)	949,0	26	20,0	724,3	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	out-09 (R)	

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

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

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

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

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

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

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

Licenciamento Ambiental:
14/09/2009 – Emissão, pelo IBAMA, da LP do Campo de Uruguá - Tambaú.
30/09/2009 – Emissão, pelo IBAMA, da LP para o Desenvolvimento dos Campos de Cachalote e Baleia Franca.
02/10/2009 - Emissão, pelo IPAAM, da LO do Gasoduto Urucu-Coari-Manaus.

Destaques dos meses de agosto, setembro e outubro:
24/08/2009 – Iniciada a oferta de gás da Plataforma P-54 (Campo Marlim Sul Módulo 1). 31/08/2009 -  Iniciada a produção de gás natural no campo Merluza—Lagosta. 01/09/2009 – Iniciado procedimento de partida da UPCGN III (PLANGÁS CABIÚNAS). 20/09/2009 - Iniciado o aproveitamento de gás no campo Marlim Leste  - Área Jabuti. 02/10/2009  - Concluído o gasoduto Urucu-Coari-Manaus.

Informações sobre o andamento das obras dos gasodutos até agosto/2009:
Gasoduto Caraguatatuba – Taubaté

Enterramento de 24,8 km de tubos, de um total de 96 km
Túnel: Escavação de 245 m
Gasoduto Cacimbas – Catu

Enterramento de 724,3 km de tubos, de um total de 954 km
Gasoduto Paulínia - Jacutinga

Enterramento de 91,4 km de tubo, de um total de 93 km
Gasoduto GASDUC III

Enterramento de 128,7 km de tubo, de um total de 178,5 km Túnel: Escavação de 3.750 m concluída em 18/08/2009
Gasoduto Pilar – Ipojuca

Abertura de pista de 118,7 km, de um total de 187 km

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

L E I  D O  G Á S

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

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

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

Fontes: DGN/MME, setembro/2009.

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

Unida de s produtora s	
Município (UF)	
Início de ope ra çã o	Ca pa cida de de proce ssa me nto (mil m³/dia )	
TOTAL BRASIL			61.980,0	
REGIÃO SUDESTE	
UGN-RPBC	Cubatão (SP)	1993	2.400,0	
UPGN-U-2500-REDUC	Duque de Caxias (RJ)	1983	2.500,0	
UPGN-U-2600-REDUC	Duque de Caxias (RJ)	1987	2.000,0	
URGN Cabiúnas	Macaé (RJ)	1997	3.500,0	
UPGN Cabiúnas	Macaé (RJ)	1987	600,0	
URL Cabiúnas I	Macaé (RJ)	2002	5.400,0	
URL Cabiúnas II	Macaé (RJ)	2004	5.400,0	
UPGN Lagoa Parda	Linhares (ES)	1983	400,0	
DPP-Lagoa Parda	Linhares (ES)	2003	1.500,0	
DPP-Cacimbas Módulo I Peroá	Linhares (ES)	2006	3.600,0	
DPP-Cacimbas Módulo II Peroá	Linhares (ES)	2008	1.900,0	
Tota l Sude ste	29.200,0	
REGIÃO NORDESTE	
UPGN Candeias	Candeias (BA)	1972	1.980,0	
UPGN Catu	Pojuca (BA)	1962	1.400,0	
URGN-3 Bahia	Pojuca (BA)	2005	2.500,0	
UPGN Pilar	Pilar (AL)	2003	1.800,0	
UPGN Atalaia	Aracaju (SE)	1981	2.800,0	
UPGN Carmópolis	Carmópolis (SE)	1989	350,0	
UPGN Guamaré I	Guamaré (RN)	1985	2.000,0	
UPGN Guamaré II	Guamaré (RN)	2001	2.000,0	
UPGN Guamaré III	Guamaré (RN)	2006	2.000,0	
UPGN LUBNOR	Fortaleza (CE)	1987	350,0	
Estação de Tratamento de São Francisco	São Francisco do Conde (BA)	
2007	
6.000,0	
Tota l Norde ste	23.180,0	
REGIÃO NORTE	
UPGN Urucu I	Coari (AM)	1993	600,0	
UPGN Urucu II	Coari (AM)	2000	6.000,0	
UPGN Urucu III	Coari (AM)	2004	3.000,0	
Tota l  Norte	9.600,0	
Fonte: ANP/SRP, conforme a Portaria ANP n.º 28/99.

C O N V E R S Õ E S  DE  U N I D A D E S  —  V A L O R E S  T Í P I C O S *

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

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

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

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

UTE's a gás natural integrantes do TC	Custo Variavel (R$/MWh)	
	
REGIÃO SE/CO	
	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - TC	250,87	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - Teste	149,67	
Barbosa Lima Sobrinho (Eletrobolt) - Leilão	168,71	
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)	317,98	
Mário Lago (Macaé Merchant)	253,83	
Gov. Leonel Brizola (Termorio) - Leilão	141,92	
Gov. Leonel Brizola (Termorio) - Teste	147,56	
Gov. Leonel Brizola (Termorio)  - TC	214,48	
Luís Carlos Prestes (Três Lagoas) - Teste	140,34	
Luís Carlos Prestes (Três Lagoas) - Leilão	116,33	
	
REGIÃO  SUL	
	
Araucária	219,00	
Sepé Tiaraju (Canoas)	385,22	
	
REGIÃO NE	
Rômulo Almeida (FAFEN-BA)	188,15	
Termofortaleza	102,72	
Celso Furtado (Termobahia)	204,43	
Termoceará (Sen. C. Jereissati)	492,29	
Termoceará (Sen. C. Jereissati) - Leilão	177,37	
Termopernambuco	70,16	
Jesus Soares Pereira (Termoaçu)	287,83	

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

Semana	CMO SE-CO	CMO S	CMO NE	
	
29/08/2009 a 04/09/2009	7,87	7,87	7,87	
05/09/2009 a 11/09/2009	7,66	7,66	7,66	
12/09/2009 a 18/09/2009	3,87	0,00	4,00	
19/09/2009 a 25/09/2009	3,98	0,00	4,05	
26/09/2009 a 02/10/2009	1,99	0,00	2,00	
Fonte: ONS, setembro 2009.

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

Energia Armazenada no SIN - Últimos 12 meses

100,00
90,00

% do valor total

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

Fonte : ONS, Fax-Preço semana operativa - 26/09/2009 a 02/10/2009

SE-CO	S	NE	N

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

Usinas Termelétricas a Gás Natural no Brasil	
	
UTE em Operação	

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

Usina	Tipo de
Térmica	Potência
(MW)	Consumo Específico
(mil m³/d/MW)	
UF	
Santa Cruz	cc	200	5,37	RJ	
Euzébio Rocha (Ex-Cubatão)	cc	250	5,20	SP	
Linhares	ca	204	5,66	ES	

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

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