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Perspectivas de Abastecimento do Perspectivas de Abastecimento do Gás NaturalGás Natural
IV SEMINÁRIO DE PETRÓLEO E GÁS NO BRASIL
14 de abril de 2008Auditório da Bolsa de Valores do Rio de Janeiro
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 2
1. Ciclo de Crescimento Sustentável da Economia
2. Estabilidade do Marco Regulatório (ainda podemos melhorar! Lei do Gás “desconcentradora” do mercado)
CENÁRIO MACRO POSITIVOCENÁRIO MACRO POSITIVOPilares para o Desenvolvimento
3. Segurança Jurídica e Respeito aos Contratos (apesar das ameaças de alteração da Lei do Petróleo)
4. Preços de Energia atrativos para o Investimento
5. Planejamento Eficiente e Imparcial no setor elétrico
6. “Investment Grade” => Acesso ao Mercado Internacional de Capitais
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TemárioTemário
Ø CENÁRIO DE GÁS NATURALØ INTEGRAÇÃO GÁS NATURAL E ENERGIA
ELÉTRICAØ NOVOS DESAFIOS DA MATRIZ ENERGÉTICA
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 4
TemárioTemário
Ø CENÁRIO DE GÁS NATURALØ INTEGRAÇÃO GÁS NATURAL E ENERGIA
ELÉTRICAØ NOVOS DESAFIOS DA MATRIZ ENERGÉTICA
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ESTRUTURA DO GN NO BRASILESTRUTURA DO GN NO BRASILGasodutosGasodutos e e DivisãoDivisão de Mercados 2008de Mercados 2008
REMAN
REGAP
REVAP
Belém
São Luis
Maceió
RLAM
REDUC
RECAPRPBC
REPLAN
REPAR
REFAP
Porto Velho
Cuiabá
Goiânia
Guamaré
Fortaleza
Natal
João Pessoa
Recife
Aracaju
VITÓRIA
REGÊNCIA
LAGOA
PARDA
CAMPOS
CABIÚNAS
ARRAIAL DO CABO
S.FRANCISCO DO SUL
GUARAREMA
CURITIBA
S.PAULO
PILAR
CABO
CORUMBÁ
RUC-4 (E&P)Porto Terminal
(Urucu)
Terminal
do Solimões
Coari
CampoGrande
Não seconectan
Não se conectan
Bolívia
30 Mm3/d
Argentina
3 Mm3/d GN
2 GW EE ~12 Mm3/d Sul / SudesteC. Oeste
20 Mm3/d
Nordeste
15 Mm3/d
Norte 6 Mm3/d
GNL7Mm3/d
GNL14 Mm3/d
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 6
Demanda BrasilDistribuidoras (ex- Refinarias e Química)
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
abr/00 jul/
00ou
t/00jan
/01ab
r/01 jul/01
out/01
jan/02
abr/02 jul
/02ou
t/02jan
/03ab
r/03
jul/03
out/03
jan/04
abr/0
4jul/
04ou
t/04jan
/05ab
r/05
jul/05
out/05
jan/06
abr/0
6jul/
06ou
t/06jan
/07ab
r/07 jul/07
Mil
M3/
d
Industrial GNV Res/Com/Cog Térmico
15,6 % a.a. período21,9% a.a. até 20051,2% a.a. 2005/2007
• Políticas comerciais de incentivo para desenvolver mercado não térmico• Explosão do consumo de gás
1nascimento
2racionamento
3massificação
4estagnação
DEMANDA DE GN NO BRASILDEMANDA DE GN NO BRASIL
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Ø 50% de gás natural importado;
Ø Petrobras detém 99% dos contratos firmes de transporte de GN a exceção de Uruguaiana e Cuiabá, e controla as empresas transportadoras de gás;
Ø Petrobras comercializou 95% do gás contratado pelas distribuidoras, e detém contratos / obrigações de venda de gás acima de 65 Mm3/d;
Ø Petrobras participa das distribuidoras de gás de todos os estados a exceção da CEG e das distribuidoras de SP.
Ø Petrobras controla 85% da capacidade de geração termoelétrica a Gás Natural;
ESTRUTURA CONTRATUAL GN BRASILESTRUTURA CONTRATUAL GN BRASIL
ESTRUTURA CONTRATUAL ORIGINADA ANTES DA NOVA LEI DO PETRÓLEO RESULTANTE DA FALTA DE POLÍTICAS DE DESENVOLVIMENTO PARA O GN
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??
ESTATÍSTICAS DE MERCADOESTATÍSTICAS DE MERCADOBalanço Brasil Média Jan-Fev 2008
OFERTAOFERTA DEMANDADEMANDA
DisponibilidadeDisponibilidade
ProduçãoProdução ReinjeçãoReinjeção QueimaQueima E&PE&P
48,0 1,6 5,6 7,0
61,4 GNV6,7
Refin/Quím7,7
TOTAL61,4
Outros3,5
Importação GSABolívia
31,7
Importação BGBolívia
0,0
Importação CuiabáBolívia
0,0
Importação Argentina
-Valores em Mm³/d eq GN
-Outros (Res/Com/Cog)
Fontes: ANP, Abegas, ONS
4,1
Líquidos de GN (C2+)Líquidos de GN (C2+)
Consumo em transporte: -1,7
Jan-Fev 2008/
Jan-Fev 2007
Jan-Fev2008
Jan-Fev2007
24% 14% 19% -10%
36%
??
34,3
??Térmico17,8
??Industrial25,8
??1,3
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 9
CRISE ENERGÉTICA ARGENTINACRISE ENERGÉTICA ARGENTINA
592.869
540.429516.662
541.548
683.796
745.331
829.454
438.951 446156423.818
619.295
579.056
774.307
743.927
541.857
713.755
612.496
817.327806.876
688.333
62,366,3
63,1
67,5 68,672,9
75,9
83,5
94,9
101,6105,8
116,2
122,9125,8 125,4
138,1
143,5141,3 141,9 142,7
34,130,7
25,2 24,121,6 19,4 19,6 20,3 19,9 18,4 19,3 19,0 18,5 17,8 15,6
12,2 10,3 8,5 8,6 8,2
-
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Milh
ões
M3
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
Milh
ões
M3/
d e
Res
/Pro
d e
m a
no
s
Reservas Provadas Produção Relação Res/Prod anos
Privatização 92/93: investimentos, aumento consumoIntervenção Governo: preços tabelados, redução investimentos, aumento consumo
Concentração Competição e Regulação Congestão
Reforma do setor:privatização, desconcentração e nova regulação do gás
Intervenção e quebra do modelo
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Fonte: Raul Garcia Consultores
CRISE ENERGÉTICA ARGENTINACRISE ENERGÉTICA ARGENTINA
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Produção Máxima (360 dias) 44Disponibilidade Máxima 41
Mercado Interno 7
Disponibilidade Líquida 34
Contratos Bolívia 42,2Cuiabá 2,3 0GSA (inclui gás combust) 31,5 31,5BG – Comgas 0,7Argentina 7,7 2,5
US$ 40 a 50 milhões/ano para manter essa
produção
Depois dosCortes
DISPONIBILIDADE GÁS 2008DISPONIBILIDADE GÁS 2008
Perspectivas da Oferta de GN da Perspectivas da Oferta de GN da BolíviaBolívia
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 12
38,5
43,341,4 41,1
42,2 42,2 42,3 42,2
45,844,8
42,2 41,939,4 39,3 39,8 39,6 39,8 40,5
42,443,4
45,5 46,248,0
49,250,5
57,0
-
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
Mm
³/d
Res/Com 1,1 1,0 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,2 1,4 1,4 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3 1,1 1,2
Cogeração 2,3 2,3 2,3 2,3 2,4 2,4 2,4 2,4 2,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,4 2,4 2,1 2,3 2,2 2,3 2,4 2,4 2,7 3,1 3,1 1,6 3,0
GNV 5,6 5,9 6,0 6,0 6,1 6,1 6,1 6,5 6,7 6,8 6,7 7,1 6,6 6,7 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,2 7,2 7,1 7,1 7,1 6,7 6,7
Térmico 6,7 10,2 7,9 7,6 8,0 7,6 7,3 7,0 10,4 9,0 7,1 8,2 5,5 4,6 4,9 5,1 3,3 3,9 6,5 5,8 8,6 9,1 11,1 12,2 15,1 20,6
Industrial 22,8 23,8 24,0 24,0 24,5 24,7 25,2 25,0 25,0 25,2 24,7 22,9 23,7 24,4 24,4 24,3 26,0 26,0 25,3 26,5 26,1 26,0 25,5 25,5 26,0 25,4
jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev
2.006 2.007 2.008
ESTATÍSTICAS DE MERCADOESTATÍSTICAS DE MERCADODemanda de GN no Brasil por Setor
A diferença entre os números de oferta (anteriormente mostrados) e demanda são equivalentes aos consumos pelas fábricas de fertilizantes e refinarias da Petrobras e a separação de líquidos de gás natural nas UPGNs (gasolina natural e GLP). Fontes: ANP, Abegas
Aumento Despacho
Termoelétrico
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ESTATÍSTICAS DE MERCADOESTATÍSTICAS DE MERCADOBalançoBalanço Oferta x Demanda 2008Oferta x Demanda 2008exex-- sistemas sistemas isoladosisolados (Norte, Uruguaiana, Cuiaba)(Norte, Uruguaiana, Cuiaba)
Disponib.Propria
35
Bolivia ??
30
GNL2008 / 09 ??
21
DEMANDADEMANDAOFERTAOFERTA
35
65
86
Mm3/d
Prioridade
Menor
Maior
GNV7
Resid / Comerc3
10
Industrial
28
38
RefinaríasPetroquímica
10
48
Térmico7.400 MW
43
17 Falta 26
91- 5
POSSIBILIDADE DE DÉFICIT DE GN
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15,0
10,0
10,0
2,5
17,5
PETROBRAS GAS ENERGY
ES (Peroa-Cangoá e Golfinho)
55,0 Mm³/dia
Campos
Santos
Outros campos do ES41,9
Mm³/dia
Marlim Leste e níciode queda
Entrada do BS 400-Mexilhão
Canapu, P Baleias e capacidade máxima
Golfinho
2011
Entrada BS 400 BS 500, Marlim e P Baleias
Produção
(E&P)
14,0
9,5
18,5
PLANGAS PLANGAS èè ......éé a Solua Soluçãção?? Oferta Sudeste o?? Oferta Sudeste
PLANGASPLANGAS
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Projeção de Expansão da Oferta NacionalProjeção de Expansão da Oferta Nacional
-
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
jan
fev
mar ab
r
mai
jun
jul
ago
set
ou
t
nov
dez
jan
fev
mar ab
r
mai
jun
jul
ago
set
ou
t
nov
dez
jan
fev
mar ab
r
mai
jun
jul
ago
set
ou
t
nov
dez
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
2007 2008 2009 2010 2011 2012
mil
m³/
d
Campos Existentes SE Novos Campos Gás Associado Santos Espírito Santo Total Nordeste
MERCADO DE GÁS NATURALMERCADO DE GÁS NATURALBrasil Brasil –– ProjeçãoProjeção da Ofertada Oferta
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ARGENTINA
COLOMBIA
ECUADOR
PERU
BRAZIL
PARAGUAY
URUGUAY
VENEZUELA
BOLIVIA Cuiabá
Belo Horizonte
Porto Alegre
Buenos Aires
Santiago
Lima
VitóriaRio de Janeiro
São Paulo
Recife
Salvador
Montevideo
La Paz
Fortaleza
Caracas
Manaus
Porto Velho
Urucu
Brasília
Terminal de Regas
Gasoducto Existente
Gasoducto Previsto
Terminal RegaseificaçãoBahia Guanabara –RJ (14 Mm³/d)
Investimento: US$ 140 milhões
Fonte: Petrobras
Terminal Regas
Porto Pecém –CE (7 Mm³/d)
Investimento: US$ 40 milhões
Em Pecém a Petrobras vai usar o píer existente que será conectado ao Gasfor (Recife –
Fortaleza).
No Rio de Janeiro um píer será construído e conectado à malha de
gasodutos da Reduc.
Possíveis Fornecedores
Nigéria Trinidad & Tobago
Angola Argélia Catar
OFERTA DE GNLOFERTA DE GNL
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COMPETITIVIDADE DE PREÇOSCOMPETITIVIDADE DE PREÇOSPreços Praticados
Evolução dos Preços Praticados
14,38
13,86
6,75
7,75
23,34
11,16
1,002,003,00
4,005,006,00
7,008,009,0010,00
11,0012,0013,00
14,0015,0016,00
17,0018,0019,00
20,0021,0022,00
23,0024,0025,00
jan/
06
fev/
06
mar
/06
abr/0
6
mai
/06
jun/
06
jul/0
6
ago/
06
set/0
6
out/0
6
nov/
06
dez/
06
jan/
07
fev/
07
mar
/07
abr/0
7
mai
/07
jun/
07
jul/0
7
ago/
07
set/0
7
out/0
7
nov/
07
dez/
07
jan/
08
fev/
08
US
$/M
Btu
OCA1 GLP GN Bolívia QDCb City Gate GN Bolívia QDCa City Gate
GN Nacional Fórmula CIty Gate Óleo Diesel FO 1,0% USGC
Novo Preço PB 9,44
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MERCADO DE GÁS NATURALMERCADO DE GÁS NATURALBrasil Brasil –– ProjeçãoProjeção da Demandada Demanda
CENÁRIO COM RESTRIÇÃOCENÁRIO COM RESTRIÇÃO
Demanda com Restrição
67.278
80.444
89.05793.787
98.155 100.718 103.424 106.281
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
140000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
mil
m³/
d
Industrial Demanda Térmica Líquidos GN & Sistema Transpetro + TBG GNV Refinarias/Químicas Residencial/Comercial/Outros Cogeração Série6
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CENÁRIO OTIMISTA (sem restrição oferta)CENÁRIO OTIMISTA (sem restrição oferta)
Demanda com GNL
71.347
86.397
97.050
104.400111.741
117.407123.635
130.482
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
140000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
mil
m³/
d
Industrial Demanda Térmica Líquidos GN & Sistema Transpetro + TBG GNV Refinarias/Químicas Residencial/Comercial/Outros Cogeração Série6
MERCADO DE GÁS NATURALMERCADO DE GÁS NATURALBrasil Brasil –– ProjeçãoProjeção da Demandada Demanda
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Refinarias / Outros
O mercado flexível possibilita uma redução no crescimento da demanda - diminui o descompasso entre oferta e demanda e racionaliza investimentos.
Indústrias
Térmicas
Refinarias / Outros
Indústrias
Térmicas
GASFLEX
Redução da Demanda
Brasil10 Mm3/d
50% Refinarias50% Indústria
GNFlexGNFlexèè SoluSoluçãção para aumento de oferta curto prazoo para aumento de oferta curto prazo
DESENVOLVIMENTO DO GÁS DESENVOLVIMENTO DO GÁS FLEXÍVELFLEXÍVEL
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Bal. Oferta x Demanda Brasil TC Revisado (s/ Uruguaiana e Cuiabá)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
130000
jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
ou
t
nov
dez
jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
ou
t
nov
dez
jan
fev
mar
abr
mai
jun jul
ago
set
ou
t
nov
dez
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
1o. T
2o. T
3o. T
4o. T
2007 2008 2009 2010 2011 2012
mil
m³/
d
Líquidos GN & Sistema Transpetro + TBG Industrial CogeraçãoGNV Residencial/Comercial/Outros Refinarias/Químicas
Demanda Térmica Capacidade Instalada (termoelétricas) Total Potencial Oferta Máxima c/ GNL
Oferta sem GNL
TC Revisado
Real
Projeções
Térmicas sem GN
ESTATÍSTICAS DE MERCADOESTATÍSTICAS DE MERCADOProjeção Balanço Oferta vs. Demanda - Brasil
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CENÁRIO REGIONAL DE GÁS NATURAL CENÁRIO REGIONAL DE GÁS NATURAL Crises Sistêmicas e DesintegraçãoCrises Sistêmicas e Desintegração
Ø Argentina: Preços subsidiados; Interferência Política; Ruptura de Contratos; Dependência Energética; Paralisação dos Investimentos; Crise de Abastecimento.
Ø Bolívia: Nacionalização da Indústria; Crise Político-Social; Instabilidade Jurídica; Perda de Oportunidades; Dependência de Capital Externo; Crise de Identidade; Paralisação dos Investimentos; Descumprimentos de Contratos.
Ø Chile: Desabastecimento; Alternativas Externas; Fracasso dos Projetos de Integração; Busca pela Independência Energética; Preços Elevados; Incentivos para Investidores.
ØBrasil: Restrição da Oferta de Gás; Concentração da Indústria; Ausência de Competição; Penalização do mercado; Dificuldades no Contrato de Importação; Instabilidade no Suprimento; Crises cíclicas.
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• As novas modalidades contratuais negociadas pela Petrobras com as Distribuidoras que serão repassadas ao mercado industrial, inserem novas variáveis de risco no mercado de gás que podem ter um efeito negativo sobre o crescimento futuro.
• Por outro lado o aumento da oferta de gás natural no longo prazo e o crescimento da participação das termoelétricas na produção de energia representa uma grande oportunidade para o desenvolvimento da indústria de gás, baseado na integração gás-eletricidade.
• É fundamental o envolvimento das empresas nas discussões do Marco Regulatório Setorial (Lei do Gás e outros) para que se estabeleçam condições favoráveis e de abertura da indústria do gás no longo prazo.
ConclusõesConclusões
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TemárioTemário
Ø CENÁRIO DE GÁS NATURALØ INTEGRAÇÃO GÁS NATURAL E ENERGIA
ELÉTRICAØ NOVOS DESAFIOS DA MATRIZ ENERGÉTICA
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DESEQUILÍBRIO ELÉTRICODESEQUILÍBRIO ELÉTRICO
O que aconteceu?
- “Probleminha” do Gás Naturalou
- Falha no Planejamento Elétrico
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*Configuração de oferta e demanda do Plano mensal de Operação (PMO) de Fevereiro de 2008
0
10
20
30
40
50
60
70
GW
méd
io
Dem 53.2 56.2 59.0 61.6 64.2
EA 51.9 55.3 59.5 61.2 63.0
EA-Dem -1.3 -0.9 0.5 -0.4 -1.1
%Dem -2.5% -1.6% 0.9% -0.6% -1.8%
2008 2009 2010 2011 2012
Desequilíbrio em 2008-2009Não há tempo de construir nova capacidade
Desequilíbrio em 2008-2009Não há tempo de construir nova capacidade
Desequilíbrio em 2011-2012Há tempo de construir nova capacidade
Desequilíbrio em 2011-2012Há tempo de construir nova capacidade
Fonte: PSR
RISCO DE DESABASTECIMENTO ELÉTRICO
DESEQUILÍBRIO ELÉTRICODESEQUILÍBRIO ELÉTRICOBalanço de Energia Firme Balanço de Energia Firme vsvs. Demanda. Demanda
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ENERGIA ASSEGURADA 2008ENERGIA ASSEGURADA 2008
57,0
Oferta Previstaem 2004
51,4
Oferta 2008PMO Jan 08
2,3
GW
0,3
3,0
- 5,6
BrasilTérmicas PB
sem GNBolívia
UTE Cuiabá
ArgentinaCIEN
UTE Uruguaiana
Fonte: PSR e Gas Energy
www.gasenergy.com.brwww.gasenergy.com.br 28
% Total Energia Armazenada - 03 de Abril
41,77
78,79
70,22
88,73
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
% E
ner
gia
Arm
azen
ada
Sul 71,8 63,0 48,9 41,2 31,0 29,7 31,5 38,5 42,8 40,7 48,2 55,3 63,3 69,8 80,3 82,6 90,8 76,7 79,7 61,9 61,6 59,7 75,5 72,7 63,3 48,2 43,2 41,7
SE/CO 71,1 78,5 85,3 87,2 84,5 78,2 70,3 59,1 49,5 45,2 42,3 53,3 78,4 84,5 86,6 86,6 85,5 82,6 79,5 72,1 62,0 51,7 48,2 46,1 50,8 65,2 77,7 78,7
Nordeste 77,4 77,8 89,6 98,3 95,5 89,8 80,6 70,5 60,4 52,2 52,5 61,9 77,5 84,6 94,8 95,4 90,4 83,5 73,7 65,5 53,6 40,1 29,3 26,6 30,6 47,8 63,0 70,2
Norte 73,6 90,4 94,5 97,2 98,0 93,8 77,6 54,5 44,5 36,2 33,6 35,6 48,1 91,5 97,8 99,6 99,0 93,0 81,9 61,2 45,9 35,8 30,5 30,1 29,9 44,1 82,2 88,7
2006 2007
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr
MONITORAMENTO SETOR ELÉTRICOMONITORAMENTO SETOR ELÉTRICOSituação dos reservatórios
Fonte: ONS
Seca no SulTransf SE è SUL
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Consumo Diário Termelétricas SE/CO - Mm³/d
7,208,20
117,14140,0
122,9
255,9
550,3
200,5212,2
181,3
223,9
237,7
169,7150,5
189,3199,8
247,0
473,3
569,6
163,5
216,9
135,3
174,4
71,1
85,2
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
28/1
0/07
01/1
1/07
05/1
1/07
09/1
1/07
13/1
1/07
17/1
1/07
21/1
1/07
25/1
1/07
29/1
1/07
03/1
2/07
07/1
2/07
11/1
2/07
15/1
2/07
19/1
2/07
23/1
2/07
27/1
2/07
31/1
2/07
04/0
1/08
08/0
1/08
12/0
1/08
16/0
1/08
20/0
1/08
24/0
1/08
28/0
1/08
01/0
2/08
05/0
2/08
09/0
2/08
13/0
2/08
17/0
2/08
21/0
2/08
25/0
2/08
29/0
2/08
04/0
3/08
08/0
3/08
12/0
3/08
16/0
3/08
20/0
3/08
24/0
3/08
28/0
3/08
01/0
4/08
05/0
4/08
09/0
4/08
Mm
³/d
-
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
R$
Consumo de gás Termo de Compromisso (Mm³/d) PLD R$Fonte: ONS
MONITORAMENTO SETOR ELÉTRICOMONITORAMENTO SETOR ELÉTRICOConsumo Térmico – SE/CO
Despacho continua
acima do TC
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Termelétricas RJ
12.775 12.10410.982 10.838
5.5806.072
20.060
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
CapacidadeInstalada
TermoCompromisso (1° Sem. 2008)
PMO Abril
Referências 2ª Sem Mar 3ª Sem Mar 4ª Sem Mar 1ª Sem Abr
mil
m³/
d
Fonte: ONS
MONITORAMENTO SETOR ELÉTRICOMONITORAMENTO SETOR ELÉTRICOConsumo Térmico – Rio de Janeiro / Março
Geração acima do
Compromisso
5.6876.839 7.076
6.0175.2786.072
20.060
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
CapacidadeInstalada
TermoCompromisso
PMO
Referências 1ª Semana 2ª Semana 3ª Semana 4ª Semana
mil
m³/
d
Jan/08
TC 14.1302º. Semestre
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Fonte: Instituto Ascende Brasil e PSR
Oferta de Referência (PMO Fev/08) e Demanda Baixa (4,7% aa)
APAGÃO OU APAGÁSAPAGÃO OU APAGÁS
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APAGÃO OU APAGÁSAPAGÃO OU APAGÁS
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APAGÃO OU APAGÁSAPAGÃO OU APAGÁS
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APAGÃO OU APAGÁSAPAGÃO OU APAGÁS
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0
10
20
30
40
50
60
70
GW
méd
io
EA 51.9 55.4 59.6 61.3 63.1
Dem 53.1 56.2 59.0 61.6 64.2
EA-Dem -1.2 -0.8 0.6 -0.3 -1.1
%Dem -2.3% -1.5% 1.0% -0.5% -1.7%
2008 2009 2010 2011 2012 5% REDUÇÃO NO CONSUMO= 2,5 A 3 GWEquivalentes a 15 a 20 Mm³/d
“Governo do RJ criou seu programa de Racionalização”
Bom para o BolsoBom para o BrasilBom para o Planeta
MONITORAMENTO SETOR ELÉTRICOMONITORAMENTO SETOR ELÉTRICORacionalização do Consumo
Fonte: Instituto Ascende Brasil e PSR
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INTEGRACAO GÁSINTEGRACAO GÁS--ELETRICIDADEELETRICIDADEEfeito “Sanfona”
Sobra ÁguaSobra Gás
Déficit ÁguaEscassez Gás
Movimentos Cíclicos
O modelo de operação do Setor Elétrico não considera as variáveis da cadeia de suprimento de combustível das térmicas o que aumenta riscos e encarece o seguro.
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Operação do Sistema ElétricoOperação do Sistema ElétricoOtimização Elétrica x Otimização Energética
ONS
Hídrica Termo
Gás
Nuclear
OC
Biomassa
Carvão
“À medida que evoluímos, a experiência indica necessidade de aperfeiçoamentos, como o que aconteceueste ano. Acho necessário fazer uma reflexão sobre essaforma de operar.”Hermes Chipp – Entrevista Canal Energia - Abril 2008
XCusto Marginal??
e a Infra-estrutura?
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• O balanço de Energia Estrutural de energia firme é deficitário para os próximos 5 anos e portanto as termoelétricas devem manter níveis de despacho elevados.
• A entrada de nova capacidade termoelétrica a óleo combustível como reserva “fria” do sistema somada a conversão do mercado industrial para Firme-flexível, impõe uma reavaliação do modelo de operação do sistema elétrico para evitar gargalos e desabastecimento.
• Duas medidas para garantir a segurança de abastecimento ao setor elétrico e a indústria deveriam ser avaliadas:
1. Operar com um despacho termoelétrico mínimo na base (um pouco de cada fonte; sistema rodízio de plantas).2. Programação Antecipada de Despacho das térmicas
(Armazenamento Virtual).
ConclusõesConclusões
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TemárioTemário
Ø CENÁRIO DE GÁS NATURALØ INTEGRAÇÃO GÁS NATURAL E ENERGIA
ELÉTRICAØ NOVOS DESAFIOS DA MATRIZ ENERGÉTICA
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~ 670 Mm³/d~ 60 Mm3/d GN
PNE 2030PNE 2030Matriz Energética Brasil
~ 1.690 Mm³/d~ 270 Mm3/d GN
Drivers!!Crescimento
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PNE 2030PNE 2030Matriz Energética Brasil
Aumento da Diversidade de Fontes Energéticas!!
Cresce:
Gás NaturalCana de AçúcarEnergias RenováveisNuclear
Mantêm:
HídricaCarvão Mineral
Reduz:
PetróleoCarvão Vegetal
1. Introdução de novos Atores2. Revisão dos padrões operativos3. Otimização Energética x Otimização Elétrica4. Maior complexidade na tomada de decisões
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Mercado Estimado EPE – 2030 (25% Térmico è com despacho médio )
63,9
TCF’s
Balanço Gás Nacional
Importação Bolívia (até 2030)
GNL*
Disponibilidade Estimada GAS ENERGY 16,1
(47,8)
9,3
5,8
Oportunidade p/ Novos Investimentos (32,7)
* GNL – A partir de 10 Mm³/d 2008 e 20 Mm³/d em diante
PNE 2030Potencial para Investimento GN
Pré Sal è 15 Tcf ??
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PROPOSTA DE MODELO ALTERNATIVOPROPOSTA DE MODELO ALTERNATIVO
Para buscar a implementação de um modelo competitivo da indústria de Gás Natural no Brasil nós deveríamos ter pelo menos:1. Determinação do Agente Dominante reduzir sua participação no
mercado para 50% no máximo mediante licitação de parte dos contratos de importação e comercialização;
2. Proibição ao Agente Dominante de comprar gás produzido por terceiros e proibição de renovação dos contratos existentes;
3. Proibição de participação de produtores e/ou comercializadores na operação de gasodutos e máxima participação de 25% no capital;
4. Proibição de participação de produtores na operação de distribuidoras e máxima participação de 25% no capital;
5. Privatização dos ativos de transporte de propriedade do agente dominante;
6. Regulação das tarifas dos gasodutos existentes; 7. Previsão de consumidor livre acima de um certo volume com transição
para as distribuidoras
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REGAS – Terminais Importação GNL
Anunciados
ExistentesEm Construção
LIQUEFAÇÃO – Terminais Exportação GNL
Pecem, Brazil7 Mm3/d(2008)
Baia de Guanabara, Brazil14 Mm3/d (2009)
Sul – 8 a 10 Mm3/dQuintero, Chile8 –12 Mm3/d
(2009)
Mejillones, Chile8 Mm3/d
Peru LNG (2010)4.2 MTPA GNL18 Mm3/d GN
Uruguai – 8 Mm3/dArgentina10 a 15 Mm3/d2008 ??
PROJETOS DE GNLPROJETOS DE GNL
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BACIA DE SANTOSBACIA DE SANTOSBS-400, 500, Novos Campos - Localização
Fonte: Petrobras
Potencial100 Mm3/d
2015
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ARGENTINA
COLOMBIA
ECUADOR
PERU
BRAZIL
PARAGUAY
URUGUAY
VENEZUELA
BOLIVIA Cuiabá
Belo Horizonte
Porto Alegre
Buenos Aires
Santiago
Lima
VitóriaRio de Janeiro
Recife
Salvador
Montevideo
La Paz
Fortaleza
Manaus
Porto Velho
Urucu
Brasília
Terminal de Regas
Gasoduto Existente
Gasoduto Previsto
Fuente: Petrobras
São Francisco do Sul
Projetos Tupi + JupiterEtano ??Separacao GLP e C5+Liquefacao Offshore
SOLUÇÕES ESTRUTURAISSOLUÇÕES ESTRUTURAISDesenvolvimento Investimentos Pré-SalTupi e Júpiter è Liquefação Off Shore
“Visão de Futuro”Sistema Satélite de GNL
1. Liquefação Offshore2. Transporte Marítimo3. Armazenagem4. Terminais longo costa
integrados com Térmicas (sem necessidade malha gasodutos)
5. Exportação Excedentes
MercadoSecundário
Casamento comDespacho Térmicoè GNL Spot
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CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS
CURTO PRAZOSÃO PEDRO E O ESPÍRITO SANTO
MÉDIO E LONGO PRAZOS PRÉ SAL E LEI DO GÁS
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Muito Obrigado
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55 51 3061 2741
MUITO OBRIGADO