1

DIAGNÓSTICOS E DESAFIOS DO

SETOR de GÁS NATURAL

2

Agenda

• Diagnóstico do Setor de Gás Natural

• Principais Desafios e Caminhos para Solução

3

Agenda

• Diagnóstico do Setor de Gás Natural

• Principais Desafios e Caminhos para Solução

4

Oferta e Demanda de Gás Natural

14,8 16,6 18,4 20,3 22,8 24,3 24,85,2

8,2 7,111,2

11,5 9,7 5,65,3

4,9 6,37,1

6,6 6,67,2

1,82,7

3,6

4,35,3 6,3

6,9

1,41,51,11,0

0,90,9

0,8

0

10

20

30

40

50

60

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

milh

ões d

e m

3/d

I ndustrial Geração e CogeraçãoRefinarias e Fafens* AutomotivoResidencial, Comercial e Outros

até junho

Oferta de Gás Natural

Demanda de Gás Natural Entre 2001 e 2006, a demanda de gás passou de 28 para 48,5 milhões m3/d, registrando um crescimento de 12% a.a..

Participação das importações na oferta de gás passou de 45% em 2001 para 54% em 2006. 95% das importações originaram-se da Bolívia.

Oferta de gás nacional cresceu 8% a.a. entre 2001 e 2006, as importações de gás boliviano aumentaram 19% a.a..

Mercado sofreu queda em 2007 devido uma menor venda para o segmento térmico.

Nota: Gás nacional corresponde à produção nacional deduzida do gás queimado e perdido, reinjetado, consumido no E&P, LGN e movimentação, nas UPGN estimados com base nos dados da Petrobras e ANP.

* Dados para Refinarias e Fafens são estimativas baseadas em dados da Petrobras, Brasil Energia e ANP.

15,3 19,0 20,5 22,3 23,4 22,5 21,3

10,512,9

15,020,4

23,1 24,7 24,0

2,11,3

1,0

1,20,9 1,3 0,6

0

10

20

30

40

50

60

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

milh

ões d

e m

3/

d

Gás Nacional Importação Bolívia Importação Argentina

até junho

5

Vendas de Gás Natural

Vendas Usinas Térmicas e Co-geração

Vendas Segmentos Não Térmicos

Vendas de gás para usinas térmicas mostram tendência de queda desde fins de 2005.

Fonte: Revista Brasil Energia

0

10

20

30

40

jan/ 05 jul/ 05 jan/ 06 jul/ 06 jan/ 07 jul/ 07

milh

ões m

3/d

0%

5%

10%

15%

20%

Demanda Mensal Não TérmicaTaxa de Crescimento Mês/ Mês do Ano Anterior

0

4

8

12

16

jan/ 05 nov/ 05 set/ 06 jul/ 07

milh

ões d

e m

3/d

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

Demanda Mensal TérmicaTaxa de Variação Mês/ Mês do Ano Anterior

Vendas de gás para outros segmentos mostram tendência de desaceleração desde do fim de 2005.

6

Termo de Compromisso ANEEL e Petrobras

Em 26 de dezembro, testes realizados pelo ONS revelaram que somente 2,15 GW médios (44%) dos 4,84 GW médios programados poderiam ser entregues devido a falta de combustível.

Em Maio de 2007, Petrobras e ANEEL firmaram termo de compromisso (TC) para oferta de combustível compatível com a capacidade de geração simultânea de 24 usinas térmicas (17 movidas a gás e 7 com outras fontes)

A Petrobras deverá prover combustível suficiente para assegurar uma crescente disponibilidade que cresce 2,5 GW no 2o semestre de 2007 para 6,7 GW em 2011.

Obs: As distribuidoras poderiam figurar como Intervenientes

Falta de gás para o despacho térmico evidencia um contexto de restrição de oferta no Brasil.

Como as usinas não são despachadas simultaneamente, esta restrição não se revela no cotidiano da indústria.

O acompanhamento do TC irá mostrar a dimensão desta restrição.

7

Estrutura da Oferta de Energia Elétrica

Hidráulica91%

Derivados de Petróleo

5%

Lenha e Carvão Vegetal

0%

Outras Fontes1%

Carvão e Derivados

2%Bagaço de Cana1%

Gás Natural0%

• Entre 1975 e 2005, a participação do gás natural na oferta de energia elétrica subiu de 0% para 5%, porém a fonte hidráulica ainda mantém a hegemonia com 83% da oferta.

Estrutura da Oferta de Eletricidade em 1975 e 2005

1975 2005

Fonte: BEN (2006).

79 TWh 403 TWh

Hidráulica83%

Derivados de Petróleo

3%Bagaço de Cana2%

Carvão e Derivados

2% Outras Fontes

5%

Gás Natural5%

Lenha e Carvão Vegetal

0%

8

Indicadores de Expansão da Geração no PDE (2007-2016)

0

10

20

30

40

2007 2016

GW

Gás Natural NuclearCarvão Óleo Combustível e Diesel Biomassa Gás de Processo

13%

15

28

59 %

13 %9 %

18 %

48%

12%

14%

12 %

2%

Térmica 20%

Hidro 80%

2016: 137 GW

Capacidade Instalada no SIN

Capacidade Instalada de Usinas Térmicas por Fonte

Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia 2007/2016 (Versão Consulta Pública). Dados para 2007 referentes a Janeiro.

PDE (2007-2016) prevê uma expansão de 45 GW da capacidade instalada (4,5 GW/ano) com queda da participação do gás natural e aumento do carvão e biomassa.

Térmica16%

Hidro 84%

jan 2007: 92 GW

9

Oferta e Demanda Potencial de Gás Natural Boliviano

271

605 581

442 406345

276 236 200 198

0

200

400

600

800

1.000

1997 2000 2003 2006

US

$ m

ilh

ões

0

10

20

30

40

50

1997 2000 2003 2006

Milh

ões d

e m

3/

dia

Fonte: Superintendência de Hidrocarburos, YPFB, CBIE. A produção disponível é a total deduzida dos volumes queimados, reinjetados, usados como combustível e LGN.

Produção está estagnada na Bolívia e não é suficiente para cumprir os contratos firmados muito menos os novos volumes acordados com a Argentina.

Fonte: YPFBFonte: YPFB

Investimentos em E&P (Petróleo e GN) na Bolívia

Produção de GN na Bolívia

30 30

5,3

40,2 35,5

7,727,75,3

2,5

2,5

0

20

40

60

80

100

2006 2010 2006 2006

Milh

ões

de

m3/d

ia

Contrato Gasbol Contrato ArgentinaConsumo I nterno Contrato Lateral CuiabáProdução Total Produção Disponível

45,565,5

Demanda Potencial Oferta Existente

10

Fonte: Petrobras

Evolução da Oferta de Gás Nacional

Petrobras estima oferta doméstica em 70 milhões m3/d em 2011. Entre 2007 e 2009, a oferta doméstica mais do que dobra.

Cenários de Oferta e Demanda de Gás Natural

29

44

56 60 64 68 707371 70

49

65

30

25

25

0102030405060708090

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Milh

ões m

3/d

ia

Projeção Petrobras Cenário CBI E (atrasos)

11

Plano de Negócios Petrobras 2008 -12

GNL23%

I mportação da Bolívia

22%

Produção doméstica

55%134 milhões m3/ d

Milhões m3/dOferta Projetada para 2012

• A Petrobras projeta importações de GNL de 31,1 milhões de m3/d que superam o fluxo de gás boliviano para 2012.

• Maior diversificação e segurança da oferta de importações e menor perspectiva de integração regional no Cone Sul.

Segmentos 2006 2012Variação

Anual

Termelétricas 6 48 41%

Industrial 24 42 10%

Outros 16 44 18%

Não Térmico 40 86 14%

Total 46 134 19%

Demanda de Gás

Fonte: Petrobras. Demanda termelétrica contempla adespacho máximo em 2012. Outros incluem segmentosresidencial, comercial, veicular, refinarias e plantas defertilizantes.

12

GNL na Estratégia da Petrobras

• Regaseificação de GNL para suprimento da demanda não firme de gás das usinas térmicas no Nordeste (6 milhões m3/d) e Sudeste (14 milhões m3/d) a partir de 2009.

• Indicação de uma 3o planta de 11 milhões m3/d em 2012 sem localização definida.

• Aquisição de GNL em contratos de curto prazo sem clausulas de take or pay (TOP) para evitar custos fixos.

• Risco de alta nos preços compensados pelos baixos custos fixos nos períodos que as usinas não despacham.

África Ocidental

ArgéliaTrinidad

Egito

GNL

Mercados

13

Preços do GN nos EUA (médias mensais) Devido a sua dimensão (22% do consumo mundial de GN), liquidez, e disponibilidade de infra-estrutura, o mercado dos EUA é referência para o preço do GNL na Bacia do Atlântico, cujas variações tendem a acompanhar o preço do gás em Henry Hub (Louisiana) que é o maior centro de comercialização nos EUA.

A entrada do Brasil como importador de GNL na Bacia do Atlântico expõe parte da demanda no país à volatilidade dos preços spot nos EUA.

Precificação do GNL na Bacia do Atlântico

0

5

10

15

20

2/ 1/ 03 2/ 3/ 04 2/ 5/ 05 2/ 7/ 06 2/ 9/ 07

US

$/

MM

BTU

Preço diário Média 2003-2006

US$ 6,72/ MMBTU

Preço Spot no Henry Hub nos EUA (cotações diárias)

Fonte: EIA/DOE e BP Statistical Review 2007.

0,0

4,0

8,0

12,0

16,0

jan/ 03 nov/ 03 set/ 04 jul/ 05 mai/ 06 mar/ 07

US

$/M

MB

TU

GNL I mportado GN boca do poço EUA Henry Hub Spot

14

Infra-estrutura de Transporte

5,5

10,1

0

2

4

6

8

10

12

2007 2009

mil K

m

4,6

Evolução da Infra-estrutura de gasotudos de transporte

A malha de gasodutos de transporte de 5,5 mil km terá um acréscimo de 4,6 mil km entre 2007-2009 de acordo com o Plano de Expansão da Energia PDE (2007-2016).

Oportunidade de mais segurança da oferta e expansão do consumo. Porém é importante dar transparência a alocação dos custos entre regiões e clientes.

Fonte: EPE (PDE 2007-2016).

15

Agenda

• Diagnóstico do Setor de Energia Elétrica

• Principais Desafios e Caminhos para Solução

16

Principais Desafios

Foco das ações: Petrobrás cumprir o

cronograma de expansão da oferta doméstica e a construção de novos gasodutos;

Petrobrás renovar os contratos com as distribuidoras estaduais;

instituir 4 tipos de contrato: firme, flexível, interruptível e preferencial (GNL);

Manter credibilidade do energético de modo que garanta o fornecimento de gás a todas as classes consumidoras.

Expandir a ofertadoméstica

Otimizar o atendimentodas usinas térmicas

Dar mais eficiência à

política de preços

Aperfeiçoar o ambiente institucional