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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 24,8
5,2
8,2 7,1
11,2
11,5 9,7 5,6
5,3
4,9 6,3
7,1
6,6 6,6
7,2
1,8
2,7
3,6
4,3
5,3 6,3
6,9
1,41,51,1
1,0
0,9
0,9
0,8
0
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20
30
40
50
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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
milhõesdem
3
/d
Industrial Geração e Cogeração
Refinarias e Fafens* Automotivo
Residencial, 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
10,5
12,9
15,0
20,4
23,1 24,7 24,0
2,1
1,3
1,0
1,2
0,9 1,3
0,6
0
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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
milhõesdem3
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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
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jan/05 jul/05 jan/06 jul/06 jan/07 jul/07
milhõesm
3
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5%
10%
15%
20%
Demanda Mensal Não Térmica
Taxa de Crescimento 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
Hidráulica
91%
Derivados de
Petróleo
5%
Lenha e
Carvão
Vegetal
0%
Outras Fontes
1%
Carvão e
Derivados
2%Bagaço de
Cana
1%
Gás Natural
0%
• 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
Hidráulica
83%
Derivados
de Petróleo
3%Bagaço de
Cana
2%
Carvão e
Derivados
2% Outras
Fontes
5%
Gás Natural
5%
Lenha e
Carvão
Vegetal
0%
8
Indicadores de Expansão da Geração
no PDE (2007-2016)
0
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30
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2007 2016
GW
Gás Natural Nuclear
Carvão 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.
Térmica
16%
Hidro
84%
jan 2007: 92 GW
9
Oferta e Demanda Potencial
de Gás Natural Boliviano
271
605 581
442 406
345
276 236 200 198
0
200
400
600
800
1.000
1997 2000 2003 2006
US$milhões
0
10
20
30
40
50
1997 2000 2003 2006
Milhõesdem3
/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: YPFB
Fonte: YPFB
Investimentos em E&P
(Petróleo e GN) na Bolívia
Produção de GN na Bolívia
30 30
5,3
40,2 35,5
7,7
27,75,3
2,5
2,5
0
20
40
60
80
100
2006 2010 2006 2006
Milhõesdem3
/dia
Contrato Gasbol Contrato Argentina
Consumo Interno Contrato Lateral Cuiabá
Produção Total Produção Disponível
45,5
65,5
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 70
7371 70
49
65
30
25
25
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Milhõesm
3
/dia
Projeção Petrobras Cenário CBIE (atrasos)
11
Plano de Negócios Petrobras 2008 -12
GNL
23%
Importação
da Bolívia
22%
Produção
doméstica
55%
134 milhões m
3
/d
Milhões m3
/d
Oferta 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 2012
Variação
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 a
despacho máximo em 2012. Outros incluem segmentos
residencial, comercial, veicular, refinarias e plantas de
fertilizantes.
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
Argélia
Trinidad
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$/MMBTU
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$/MMBTU
GNL Importado 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
milKm
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 oferta
doméstica
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2008 03 - apresentação diagnósticos-desafios

  • 1. 1 DIAGNÓSTICOS E DESAFIOS DO SETOR de GÁS NATURAL
  • 2. 2 Agenda • Diagnóstico do Setor de Gás Natural • Principais Desafios e Caminhos para Solução
  • 3. 3 Agenda • Diagnóstico do Setor de Gás Natural • Principais Desafios e Caminhos para Solução
  • 4. 4 Oferta e Demanda de Gás Natural 14,8 16,6 18,4 20,3 22,8 24,3 24,8 5,2 8,2 7,1 11,2 11,5 9,7 5,6 5,3 4,9 6,3 7,1 6,6 6,6 7,2 1,8 2,7 3,6 4,3 5,3 6,3 6,9 1,41,51,1 1,0 0,9 0,9 0,8 0 10 20 30 40 50 60 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 milhõesdem 3 /d Industrial Geração e Cogeração Refinarias e Fafens* Automotivo Residencial, 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 10,5 12,9 15,0 20,4 23,1 24,7 24,0 2,1 1,3 1,0 1,2 0,9 1,3 0,6 0 10 20 30 40 50 60 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 milhõesdem3 /d Gás Nacional Importação Bolívia Importação Argentina até junho
  • 5. 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 milhõesm 3 /d 0% 5% 10% 15% 20% Demanda Mensal Não Térmica Taxa de Crescimento Mês/Mês do Ano Anterior  Vendas de gás para outros segmentos mostram tendência de desaceleração desde do fim de 2005.
  • 6. 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. 7 Estrutura da Oferta de Energia Elétrica Hidráulica 91% Derivados de Petróleo 5% Lenha e Carvão Vegetal 0% Outras Fontes 1% Carvão e Derivados 2%Bagaço de Cana 1% Gás Natural 0% • 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 Hidráulica 83% Derivados de Petróleo 3%Bagaço de Cana 2% Carvão e Derivados 2% Outras Fontes 5% Gás Natural 5% Lenha e Carvão Vegetal 0%
  • 8. 8 Indicadores de Expansão da Geração no PDE (2007-2016) 0 10 20 30 40 2007 2016 GW Gás Natural Nuclear Carvão 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. Térmica 16% Hidro 84% jan 2007: 92 GW
  • 9. 9 Oferta e Demanda Potencial de Gás Natural Boliviano 271 605 581 442 406 345 276 236 200 198 0 200 400 600 800 1.000 1997 2000 2003 2006 US$milhões 0 10 20 30 40 50 1997 2000 2003 2006 Milhõesdem3 /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: YPFB Fonte: YPFB Investimentos em E&P (Petróleo e GN) na Bolívia Produção de GN na Bolívia 30 30 5,3 40,2 35,5 7,7 27,75,3 2,5 2,5 0 20 40 60 80 100 2006 2010 2006 2006 Milhõesdem3 /dia Contrato Gasbol Contrato Argentina Consumo Interno Contrato Lateral Cuiabá Produção Total Produção Disponível 45,5 65,5 Demanda Potencial Oferta Existente
  • 10. 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 70 7371 70 49 65 30 25 25 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Milhõesm 3 /dia Projeção Petrobras Cenário CBIE (atrasos)
  • 11. 11 Plano de Negócios Petrobras 2008 -12 GNL 23% Importação da Bolívia 22% Produção doméstica 55% 134 milhões m 3 /d Milhões m3 /d Oferta 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 2012 Variação 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 a despacho máximo em 2012. Outros incluem segmentos residencial, comercial, veicular, refinarias e plantas de fertilizantes.
  • 12. 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 Argélia Trinidad Egito GNL Mercados
  • 13. 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$/MMBTU 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$/MMBTU GNL Importado GN boca do poço EUA Henry Hub Spot
  • 14. 14 Infra-estrutura de Transporte 5,5 10,1 0 2 4 6 8 10 12 2007 2009 milKm 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. 15 Agenda • Diagnóstico do Setor de Energia Elétrica • Principais Desafios e Caminhos para Solução
  • 16. 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 oferta doméstica Otimizar o atendimento das usinas térmicas Dar mais eficiência à política de preços Aperfeiçoar o ambiente institucional