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