Economical Analysis of Underground Gas Storage (UGS) facilities.

1. ANÁLISE ECONÔMICA DE INSTALAÇÕES DE ESTOCAGEM
SUBTERRÂNEA DE GÁS NATURAL (ESGN)
Gabriel de F. da Costa, Claudia M. C. Bonelli, Marcelo F. Alfradique

2. AGENDA
• Introdução
• Metodologia
• Parâmetros Técnicos
• Parâmetros Econômicos
• Estudos de Caso
• Resultados
• Conclusões

3. INTRODUÇÃO
• Garantia de Suprimento
• Arbitragem de Preços
• Venda de gás natural flexível
• Peak-Shaving para Produtores
• Modalidades:
• Reserva de Capacidade (US$/MMBtu/mês)
• Venda do Serviço (US$/MMBtu)

4. INTRODUÇÃO
Tarifa de Reserva de Capacidade:
depende do CAPEX, OPEX e
Capacidade de Estocagem
Tarifa de Venda do Serviço:
depende do regime de injeções e
retiradas, e do inventário máximo
que será utilizado na campanha
Venda do
Serviço
(US$/MMBtu)
Reserva de
Capacidade
(US$/MMBtu/mês)

5. CAPEX e OPEX
Tipo de
ESGN
Profundidade
(m)
Volume de gás
útil (milhões
de m³)
Custo de
investimento
(U$S/m³)
Custo de
operação
(U$S/m³)
Campo
Depletado
< 1.000 500 – 1.000 0,14 - 0,17 0,008 - 0,017
1.000 - 2.000 500 – 1.000 0,10 - 0,30 0,010
> 2.000 500 – 1.000 0,07 - 0,36 0,006 - 0,016
Aquífero > 1.000
< 500 0,42 - 0,66 0,019
500 – 1.000 0,22 - 0,42 0,006 - 0,020
> 1.000 0,12 - 0,26 -
Caverna
Salina
< 1.000 < 500 0,94 0,054 - 0,170
1.000 – 2.000 - 0,49 - 0,62 -
Fonte: Elaboração própria EPE, com base em MUÑOZ (2012).
OPEX
7% ao
ano
Fonte: EIA (2015).

6. Parâmetros Técnicos e Econômicos
• Campo Depletado
• 3 anos de construção
• Vida útil de 30 a 40 anos
• 30 anos de Fluxo de Caixa
• TIR de 10% e 15%
• CAPEX = US$ 100 milhões
(já considera gás de base)
• OPEX = 7% ao ano
• Capacidade Útil = 120 MMm³
-250
-200
-150
-100
-50
-
50
100
150
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 24 25 26 27 28 29 30
miUS$2006
Caverna Salina Aquífero Campo Depletado
Fonte: adaptado de EDI (2016).

7. CASO BASE: Viabilidade de um Projeto de ESGN
• Modelo de Negócio: Reserva de Capacidade
• Cobrança por US$/MMBtu/mês
• Independe do regime de injeções/retiradas,
mas está limitado aos fatores técnicos do
projeto (recomendado: um ciclo por ano).
(40)
(35)
(30)
(25)
(20)
(15)
(10)
(5)
-
5
10
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
FluxodeCaixaDescontado(US$mi)
Resultados
TIR de 10%:
Tarifa de US$ 0,47 /MMBtu/mês
(foi usada para os próximos Casos)
TIR de 15%:
Tarifa de US$ 0,63 /MMBtu/mês

8. CASO 1: Arbitragem de Preços de GNL
• Compra e injeção por 9 meses
(quando o GNL está mais barato)
• Retirada e venda por 3 meses
(quando o GNL está mais caro)
• Preço do GNL comprado, regaseificado e injetado:
US$ 7,00 /MMBtu (média do 1º semestre de 2017)
• Preço do GNL que deve ser vendido: calculado
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Inventário
(milhõesdem³)
InjeçãoeRetirada
(milhõesdem³/dia)
Injeção Retirada Inventário
-
5
10
15
20
out/06 jul/09 abr/12 dez/14 set/17 jun/20
PreçomédioFOBdo
GNLspotcontratado
peloBrasil
(US$/MMBtu)
Resultado
O preço do GNL deve ser US$ 6,16 /MMBtu
mais caro no inverno, para que a estratégia
seja viável.
Já houve diferenças desta ordem!

9. CASO 2: Venda de Gás Natural para UTEs
• Compra e injeção por 10 meses
(de um produtor, em base firme)
• Retirada e venda por 2 meses
(para UTE que aceitaria pagar preços de GNL)
• Preço do gás natural comprado e injetado: US$ 7,00
/MMBtu (400 mil m³/d, base firme)
• Preço do gás natural que deve ser vendido: calculado
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
0,0
0,4
0,8
1,2
1,6
2,0
2,4
2,8
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Inventário
(milhõesdem³)
InjeçãoeRetirada
(milhõesdem³/dia)
Injeção Retirada Inventário
Resultado
A UTE deve estar disposta a pagar US$ 5,15 /MMBtu
a mais, no contrato flexível, do que o valor de venda
do gás natural pelo produtor em base firme.

10. CASO 3: Peak-Shaving para Produtores
• Compra e injeção no pico de produção
(até 1 milhão de m³/d por 6 meses)
• Retirada e venda no “vale” de produção
(até 1 milhão de m³/d por 6 meses)
• Preço do gás natural comprado e injetado:
US$ 0,00 /MMBtu (será vendido o serviço)
• Preço do serviço: calculado
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Inventário
(milhõesdem³)
InjeçãoeRetirada
(milhõesdem³/dia)
Injeção Retirada Inventário
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
milhõesdem³/d
Produção Líquida de um projeto de E&P hipotético
Pico “Vale”
Plateau de ProduçãoResultado
O serviço de peak-shaving deve ser oferecido
ao produtor a um preço de US$ 5,75 /MMBtu
para que a estratégia seja viável.

11. CASO 4: Análise Usando Dados Históricos
• A demanda térmica de gás natural do RJ (CEG
e CEG-Rio) teve variações importantes entre
2010 e 2017, assim como os preços de GNL
no mercado internacional.
• Caso houvesse estocagem, o operador da
ESGN poderia ter comprado volumes firmes
com as CDLs por ano, a preços de gás natural
nacional, que seriam injetados e retirados, e
repassados às UTEs conforme a necessidade.
• Neste caso, as UTEs poderiam estar dispostas
a pagar pelo gás natural o mesmo valor que
pagariam pelo GNL, já regaseificado, em cada
mês.
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
-
5
10
15
20
25
jan/10
abr/10
jul/10
out/10
jan/11
abr/11
jul/11
out/11
jan/12
abr/12
jul/12
out/12
jan/13
abr/13
jul/13
out/13
jan/14
abr/14
jul/14
out/14
jan/15
abr/15
jul/15
out/15
jan/16
abr/16
jul/16
out/16
jan/17
abr/17
jul/17
out/17
Inventário(milhãodem³)
CompraeVenda(milhõesdem³/d)
Compra da CDL
Venda para as UTEs
Inventário

12. CASO 4: Análise Usando Dados Históricos
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
-
5
10
15
20
25
jan/10
abr/10
jul/10
out/10
jan/11
abr/11
jul/11
out/11
jan/12
abr/12
jul/12
out/12
jan/13
abr/13
jul/13
out/13
jan/14
abr/14
jul/14
out/14
jan/15
abr/15
jul/15
out/15
jan/16
abr/16
jul/16
out/16
jan/17
abr/17
jul/17
out/17
Inventário(milhãodem³)
CompraeVenda(milhõesdem³/d)
Compra da CDL
Venda para as UTEs
Inventário
Resultados
• Seriam necessários projetos de ESGN
somando 1 milhão de m³ de gás útil
(aproximadamente 8 projetos similares ao
do Caso Base).
• ESGN corresponderia a 5% da demanda
diária máxima (factível, considerando EUA
18%, França 29%, Alemanha 24%).
• VPL igual a US$ 790 milhões, ou seja,
US$ 99 milhões/ano (12% do CAPEX por
ano, considerando 8 projetos de US$ 100
milhões).
A estratégia seria viável.

13. RESULTADOS
• Caso Base: US$ 0,47 ou US$ 0,63 /MMBtu/mês
• Caso 1: GNL no inverno US$ 6,16 /MMBtu mais caro
• Caso 2: UTE pagaria US$ 5,15 /MMBtu pela flexibilidade
• Caso 3: produtor pagaria US$ 5,75 /MMBtu pelo peak-shaving
• Caso 4: o VPL teria sido positivo, US$ 99 milhões/ano
Fonte: Gazprom.

14. CONCLUSÕES
• Diversas estratégias possíveis
para monetização da atividade
de ESGN
• Campanhas de 1 ano ou mais
• Viabilidade com US$ 5 a US$ 6
/MMBtu de pagamento pelos
serviços
• Depende de quanto os usuários
estarão dispostos a pagar, o
que por sua vez dependerá do
custo de oportunidade
(ex: diferença de preços de GNL no
mercado internacional, ou valor da
flexibilidade para UTEs).
• A TIR depende da percepção de risco
• Deve ser observada a incidência de
margem de distribuição, tarifa de
transporte, impostos e tributos
• Duplo pagamento de alguma destas
parcelas (tanto na injeção quanto na
retirada) pode comprometer a
viabilidade