Infra-estrutura de Transporte de Gás Natural no Brasil e Interconexão nos Países do Cone

Sul

Buenos Aires, 12 de agosto de 2008

Mesa Redonda sobre Energia e o Mercado de Carbono no Cone Sul

José Cesário Cecchi

Tathiany Rodrigues MoreiraSuperintendência de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás

Natural – SCM

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP

Quadro Atual da Indústria de Gás Natural no Brasil

Apesar da flexibilização do monopólio, a Petrobras possui forte presença em todo o setor, atuando muitas vezes como instrumento de políticas públicas;

Riscos de insuficiência de gás para o atendimento a totalidade da demanda nacional;

Indefinição sobre um Plano de Contingência que estabeleça destinos prioritários para o gás;

Indefinição quanto ao modelo a ser estabelecido pela Lei do Gás (em tramitação no Congresso Nacional);

Forte incerteza de cunho político e regulatório nos países da América do Sul que são potenciais fornecedores de gás natural para o Brasil;

Não há uma infra-estrutura de transporte integrada e suficiente para o atendimento de mercados já contratados, bem como não há garantia de oferta adequada para o atendimento da demanda interna total (produto nacional + produto importado) no curto prazo.

O Gás Natural na Matriz Energética Brasileira

Reserva Provada: 365 trilhões de m3 (2007)

Produção: 49,73 milhões de m3/día (2007)

Produção Nacional Líquida: 29,73 milhões de m3/día (2007)*

Importação: 28,3 milhões de m3/día (2007)

Infra-estrutura de Transporte: 5.488 km com capacidade de transporte de 71,5 milhões de m3/dia (2007)

Vendas nas Distribuidoras de Gás Natural: 41,5 milhões de m3/día (2007) 80% nos mercados industrial e de geração elétrica

* Produção após descontadas reinjeção, queimas, perdas e consumo próprio na produção e transporte. Inclui o consumo próprio da Petrobras.

Características da Geração Termelétrica a Gás Natural no Brasil

• Importância crescente da geração termelétrica à gás natural devido àexpectativa de aceleração do crescimento econômico e aos atrasos na implantação de novos empreendimentos hidrelétricos;

• Necessidade de garantir o suprimento de gás natural para a geração termelétrica, priorizando este consumo de modo a evitar um comprometimento na oferta de eletricidade;

• Destaque aos resultados dos testes de operação simultânea realizados desde 2006, principalmente para usinas localizadas nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste Resultado: falta de gás para o atendimento à demanda térmica, sem comprometer o mercado não-térmico.

Previsão de Oferta e Demanda de Energia Elétrica (2008-2012)

Fonte: Instituto Acende Brasil, 2008

Potenciais Soluções

Para assegurar a oferta de gás natural à totalidade da demanda interna, apontam-se as seguintes potenciais soluções:

(1) Aumento da Produção Nacional

(2) Promoção de Novas Rodadas de Licitações

(3) Importações de GNL

(4) Interconexões Energéticas no Cone Sul

Potenciais Soluções (1):Aumento da Produção Nacional

Plano de Antecipação da Produção de Gás Natural (Plangás) – Programa focado na

expansão da oferta de gás natural na região Sudeste dos atuais 15 milhões m3/dia para 40

milhões m3/dia (2008) e 55 milhões m3/dia (2010).

(1.292 km de duto, com previsão de capacidade de escoamento de 121,8 milhões m3/dia).

Plano de Aceleração do Crescimento (PAC) – Forte complementaridade com o

Plangás, além de apresentar empreendimentos integrantes do Projeto Malhas.

(2.117 km de duto, com previsão de capacidade de escoamento de 62,8 milhões m3/dia,

incluindo neste volume o atendimento do mercado pelos empreendimentos de GNL).

Infra-estrutura Atual de Transporte de Gás Natural

Gasodutos: 7.720,5 km

Transferência: 2.232,5 km

Transporte: 5.488,0 km

Salvador

FortalezaUrucu

Coari

Cáceres

Corumbá

Cuiabá

Paulínia

Guararema

Uruguaiana

P. Alegre

Bacia de

CamposBacia de

Santos

Rio Grande

Porto Velho

UPGNsCapitais

Refinarias

Gasodutos em operação

Legenda:

Fonte: SCM/ANP (Abril/2007)

Exceto a firma Gasocidente, as outras firmas possuem participação da Petrobras.

Evolução da Malha de Gasodutos

Fonte: Petrobras

Infra-estrutura Prevista de Transporte de Gás Natural

Regaseificação de GNL no Rio de Janeiro/RJ

Regaseificação de GNL em Pecém/CE

Projeto GASENE

Potenciais Soluções (2): Rodadas de Licitações

Objetivos das Rodadas:

Ampliar as reservas brasileiras de petróleo e gás natural;

Manter a auto-suficiência na produção de petróleo;

Minimizar a dependência externa de gás natural;

Atrair novos investimentos para o setor de E&P;

Aumento contínuo do conhecimento sobre o potencial das bacias sedimentares brasileiras; e

Incentivar as empresas nacionais fornecedoras de bens e serviços (Conteúdo Local).

Potenciais Soluções (3): Importações de GNL

Nova oportunidade de oferta de gás natural para o Brasil: duas unidades de importação de GNL estão sendo implementadas nas regiões Nordeste (Porto de Pecém/CE) e Sudeste (Baía da Guanabara/RJ), através de regaseificação a bordo (FSRU).

O Terminal Flexível de GNL da Baía da Guanabara compreende a implantação de um Píer de GNL próximo ao Terminal da Ilha D’água, na Baía da Guanabara – RJ, consistindo no recebimento de GNL do navio supridor, estocagem e regaseificação de GNL à vazão máxima de 14 milhões m³/dia, podendo atingir 20 milhões m3/dia

O Terminal Flexível de GNL de Pecém consistirá no recebimento de GNL de navio supridor, estocagem e regaseificação de GNL à vazão máxima de 7 milhões m³/dia.

Potenciais Soluções (4):Interconexões Energéticas no Cone Sul

Centros ConsumidoresReservas de Gás NaturalReserva Hidráulica

BRASIL

URUGUAI

PARAGUAI

BOLÍVIA

PERU

Asunción·

Lima

Santa Cruz

São PauloRio de Janeiro

·

··

·

Concepción

Buenos Aires

·

·

Santiago

Mejillones ·

·

ARGENTINACHILE

Fonte: OLADE

Projetos de Interconexão que envolvem o Brasil (Rede de Gasodutos do Sul)

PARAGUAY

BRASIL

URUGUAY

BOLÍVIAPERU

CH

ILE

ARGENTINA

Cuiaba

Gas pipelines Proyectos

Lima

Pisco

Buenos Aires

Montevideo

Porto Alegre

Sao Paulo

Camisea

Gasod. Humay -Tocopilla

Gasod. Uruguaiana – Porto Alegre

Gasod. Noroeste Argentino GNEA

1

32

1

2

3

Aproveitamento das reservas de

Camisea/Peru e Bolívia

Fonte: Banco Mundial

Projetos de Interconexão que envolvem o Brasil (Rede de Gasodutos do Sul)

Projetos de Gasodutos Selecionados

(i) Gasoduto Humay-Tocopilla: investimento de US$ 1,29 bilhão Tarifa de transporte de US$ 1,009/MMBTU

(ii) Gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre: investimento de US$ 478,6 milhãoTarifa de transporte de US$ 0,578/MMBTU

(iii) Gasoduto Noroeste Argentino GNEA: investimento de US$ 5,05 bilhãoTarifa de transporte de US$ 0,606/MMBTU

Gasoduto GTB: Tarifa de Transporte de US$ 0,340 /MMBTU

Gasoduto TBG: Tarifa de Transporte de US$ 1,204 /MMBTU

Instabilidade Institucional na Região

Retirada da oferta de gás no Brasil devido à Argentina• Política de preços baixos inviabilizaram os investimentos em E&P;

• Em 2004: crise de suprimento de gás natural na Argentina

– interrupção do fornecimento para o Chile

– proibição do uso de gás natural em geração elétrica destinada àexportação de energia

– O Brasil perdeu: 2.000 MW médios de energia firme da interconexão Brasil-Argentina e 300 MW médios da usina de Uruguaiana. Total da perda: 2.300 MW médios.

Fonte: Instituto Acende Brasil, 2008

Retirada da oferta de gás no Brasil devido à Bolívia

• Nacionalização dos ativos em 1º de maio de 2006;

• A capacidade líquida da produção de gás da Bolívia é de 34 milhões de m3/dia, mas os contratos assinados com o Brasil e a Argentina somam 42 milhões de m3/dia;

• Em 2007, a Bolívia interrompeu o suprimento à usina de Cuiabá: perda de 200 MW médios;

• Em 14/02/08, o governo boliviano avisou às autoridades brasileiras que limitará o fornecimento de gás à 27 milhões de m3/dia no período de inverno: pediu “waiver” da multa contratual.

Fonte: Instituto Acende Brasil, 2008

Instabilidade Institucional na Região

Diagnóstico da Situação Atual no Cone Sul

• Existem reservas significativas de gás natural a serem monetizadas no Cone Sul (e na América Latina);

• Há carência de infra-estrutura de transporte;

– O desenvolvimento exige investimentos de longo prazo;

– Pode ser comprometido em função de problemas políticos internos aos países, que aumentam as incertezas do processo de integração;

– Estados Nacionais apresentam limitações quanto à capacidade financeira para a realização destes investimentos.

• De forma geral, agentes privados aparecem como os principais financiadores de projetos em infra-estrutura;

• Não existe harmonização regulatória entre os países;

• Governos têm um papel fundamental no processo de integração das redes energéticas (p.ex.: Gasoduto Bolívia-Brasil).

Dificuldades para a Integração Energética

Necessidade de estabelecer um marco regulatório estável, que alcance os países envolvidos no processo de integração;

o Critérios de despacho;o Comercialização;o Normas de qualidade e especificação;o Resolução de conflitos; o Acesso às redes;

Resistência por parte dos agentes nacionais que possam sofrer efeitos negativos do processo de integração;

Estabelecimento de medidas protecionistas;

Países estão buscando soluções próprias para resolver seu problema interno de abastecimento: implementação de projetos de GNL para diminuir a dependência e aumentar as fontes de suprimento.

Considerações Finais

Os países do Cone Sul apresentam grande potencial para o crescimento do mercado de gás natural, devido ao seu volume de reservas e ao expressivo aumento da demanda;

Necessidade de esforço integrado para o estabelecimento de regras conjuntas, que possibilitem a efetiva interconexão, aumentando o fluxo de gás natural entre os países;

Regras claras e estáveis para a atração de investimentos privados, que farão parceria com o setor público;

Importante papel dos Reguladores de cada país para: (i) buscar a harmonização regulatória no processo de integração; (ii) estimular a competição, garantindo o acesso não-discriminatório; e (iii) garantir o perfeito funcionamento dos mercados energéticos.

Todavia, a realidade atual é que cada país está buscando garantir seu suprimento, com confiabilidade, através de soluções nem sempre de menor custo;

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANPwww.anp.gov.br