diagnÓsticos e desafios do setor de gÁs natural
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DIAGNÓSTICOS E DESAFIOS DO SETOR de GÁS NATURAL. Agenda. Diagn ó stico do Setor de G á s Natural Principais Desafios e Caminhos para Solu ç ão. Agenda. Diagn ó stico do Setor de G á s Natural Principais Desafios e Caminhos para Solu ç ão. Oferta e Demanda de G á s Natural. - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
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1
DIAGNÓSTICOS E DESAFIOS DO
SETOR de GÁS NATURAL
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Agenda
• Diagnóstico do Setor de Gás Natural
• Principais Desafios e Caminhos para Solução
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Agenda
• Diagnóstico do Setor de Gás Natural
• Principais Desafios e Caminhos para Solução
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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
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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.
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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.
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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%
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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
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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
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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)
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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.
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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
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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
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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).
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15
Agenda
• Diagnóstico do Setor de Energia Elétrica
• Principais Desafios e Caminhos para Solução
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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