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CONFERÊNCIA TERMELÉTRICASCONFERÊNCIA TERMELÉTRICASO que mudou no fornecimento de Gás NaturalO que mudou no fornecimento de Gás Natural
Clovis Correia Jr.Clovis Correia Jr.Coordenador de Energia Térmica
28/04/2008
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2
AGENDA
• Quem somos
• Disponibilidade do energético
• Riscos de abastecimento
• Hierarquia de despachos
• Competitividade
• Conclusão
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3
Associação de grandes grupos industriais
com um denominador comum:
“Defesa da disponibilidade, da qualidadee da competitividadeda energia”
ABRACE
• 60 Associados (grandes grupos industriais)
• Energia Elétrica: 22% do consumo no Brasil e 47% do consumoindustrial
• Energia Térmica*: 40% do consumo industrial brasileiro
• Consumo de energia elétrica dos associados superior ao consumo depaíses como Uruguai, Colômbia, Chile, Bolívia, Peru, Paraguai e Equador
• Representam cerca de 27% PIB brasileiro
Base: Pesquisa Associados 2007* Óleo Combustível e Gás NaturalCreate PDF with GO2PDF for free, if you wish to remove this line, click here to buy Virtual PDF Printer
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AGENDA
• Quem somos
• Disponibilidade do energético
• Riscos de abastecimento
• Hierarquia de despachos
• Competitividade
• Conclusão
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5Fonte: CCEE5Fonte: MME/BEN – Balanço Energético Exercício 2007 (dados preliminares)
Gás Natural na Matriz Energética
MundoBrasil
Hidráulica eEletricidade
2,2%
Urânio6,3%
Biomassa10,5%
Gás Natural20,7%
Petróleo eDerivados
35,0%
CarvãoMineral25,3%
Biomassa30,9%
Petróleo eDerivados
37,4%
Hidráulica eEletricidade
14,9% Gás Natural9,3%
CarvãoMineral
6,0%Urânio1,4%
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6Fonte: CCEEFonte: MME/BEN – Balanço Energético Nacional
Evolução da Matriz Energética(%)Brasil
100
3,2
15,7
12,0
14,945,845,8
1,4
6,0
9,3
37,454,254,2
2007*
100
2,3
10,9
12,1
15,741,041,0
0,9
7,1
5,4
45,559,059,0
2000
100
2,9
13,8
13,0
14,844,544,5
1,2
6,3
9,4
38,755,555,5
2005
100100100100TOTAL
3,01,50,90,3Outras
14,513,48,05,4Derivados de cana-de-açúcar
12,720,127,147,6Lenha e Carvão Veg.
14,814,19,65,1Eletricidade45,045,049,149,145,645,658,458,4RENOVÁVEL
1,60,40,00,0Urânio
6,06,85,13,6Carvão mineral
9,63,11,00,3Gás natural
37,840,748,337,7Petróleo e derivados55,055,050,950,954,454,441,641,6NÃO RENOVÁVEL
2006199019801970
100
3,2
15,7
12,0
14,945,845,8
1,4
6,0
9,3
37,454,254,2
2007*
100
2,3
10,9
12,1
15,741,041,0
0,9
7,1
5,4
45,559,059,0
2000
100
2,9
13,8
13,0
14,844,544,5
1,2
6,3
9,4
38,755,555,5
2005
100100100100TOTAL
3,01,50,90,3Outras
14,513,48,05,4Derivados de cana-de-açúcar
12,720,127,147,6Lenha e Carvão Veg.
14,814,19,65,1Eletricidade45,045,049,149,145,645,658,458,4RENOVÁVEL
1,60,40,00,0Urânio
6,06,85,13,6Carvão mineral
9,63,11,00,3Gás natural
37,840,748,337,7Petróleo e derivados55,055,050,950,954,454,441,641,6NÃO RENOVÁVEL
2006199019801970
* Dados preliminares
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7Fonte: CCEE
Evolução do consumo de Gás Natural*Brasil – mil m³/dia
Fonte: Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás)
* Vendas das distribuidoras até Fevereiro/08
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000ab
r/00
jul/0
0ou
t/00
jan/
01ab
r/01
jul/0
1ou
t/01
jan/
02ab
r/02
jul/0
2ou
t/02
jan/
03ab
r/03
jul/0
3ou
t/03
jan/
04ab
r/04
jul/0
4ou
t/04
jan/
05ab
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jul/0
5ou
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jan/
06ab
r/06
jul/0
6ou
t/06
jan/
07ab
r/07
jul/0
7ou
t/07
jan/
08
Industrial Automotivo Termoelétrico Res/Comer/Outros
Crescimento no período:Termoelétrico 27,95% a.a.Automotivo 26,92% a.a.Industrial 8,99% a.a.Res/Comer/Outros 7,43% a.a.
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8
31.377
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
2008*
26.932
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
2007
27.067
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
2006
26.496
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
2004
22.272
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
2002
24.183
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
2003
26.756
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
2005
18.127
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
2001
7,45%17.659ProduçãoLíquida
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH
Evolução a.a.(%)
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31.377
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2008*
26.932
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2007
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2006
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2004
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2002
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2003
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2001
7,45%17.659ProduçãoLíquida
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Evoluçãoa.a.(%)
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55.229
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53.885
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13,16%51.40648.65040.47636.70830.73823.715OfertaTOTAL
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 22.154
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$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 12.611
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tação
63.782
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 32.405
55.229
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 28.297
53.885
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 26.818
13,16%51.40648.65040.47636.70830.73823.715OfertaTOTAL
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 22.154
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 14.436
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 16.293
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 24.651
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 12.611
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 23,33%
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 6.056
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH Impor-
tação
16.228
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 47.554
13.732
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 41.497
12.092
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 41.792
9,95%10.77511.47310.9829.6368.0147.598Diferença**
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 37.175
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 27.072
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 29.492
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 40.630
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 22.724
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 14,48%
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 16.116
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH Vendas
Distrib.
16.228
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 47.554
13.732
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 41.497
12.092
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 41.792
9,95%10.77511.47310.9829.6368.0147.598Diferença**
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 37.175
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 27.072
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 29.492
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 40.630
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 22.724
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 14,48%
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH 16.116
$ LP DJ HP QmR SRGH VHU H[LELGD 7DOYH] R FRP SXWDGRU QmR WHQKD P HP yULD VXILFLHQWH SDUD DEULU D LP DJ HP RX WDOYH] HOD HVWHMD FRUURP SLGD 5HLQLFLH R FRP SXWDGRU H DEUD R DUTXLYR QRYDP HQWH 6H DLQGD DVVLP DSDUHFHU R [ YHUP HOKR SRGHUi VHU QHFHVVi ULR H[FOXLU D LP DJ HP H LQVHUL OD QRYDP HQWH Vendas
Distrib.
Balanço de Gás Natural no BrasilEvolução – Mill m³/dia
Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
* 2008 à média em Janeiro/08
** Consumo das refinarias, Fafen’s e Térmicas, além de consumo nos processos de tratamento e transporte que NÃO passam pelasdistribuidoras
Consumo Petrobrasrepresenta 52% da oferta
interna disponívelCreate PDF with GO2PDF for free, if you wish to remove this line, click here to buy Virtual PDF Printer
9
Falta de GásFatos Relevantes
Falta de planejamento integrado (Gás e Energia)
- Origem do problema: Racionamento de energia em 2001 aliado ao início deoperação do GASBOL (Take or Pay) - motivaram crescimento mercado Termelétricoa gás natural;
- Jan/03 a Ago/05, o preço do gás foi congelado estimulando o consumo parademais segmentos;
- Investimentos em gás foram adiados ou atrasados.
1997 2000 20052004 2006
Promulgação da Lei doPetróleo
Início do GASBOL
PPT
Crise na Bolívia
Plano de Massificaçãodo gás natural
Lastro térmico
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10
Disponibilidade de gás naturalCenário Atual
• Restrição de oferta para crescimento industrial no curto prazo – faltade gás em regime firme para atendimento demanda total;
• Demanda flexível (termelétricas);
• Contratos com distribuidoras renovados recentemente contemplamacréscimos de volumes (interruptíveis). E, como contra-partida, foiintroduzida nova política de preços;
• Preços: Mudança no patamar (transporte =_parcela fixa); aliado areajustes sucessivos (cesta de óleos =�parcela variável);
• Prioridade para geração termelétrica;
• Alternativas para indústria: impacto produção e/ou custos, perda decompetitividade com outros mercados com nova política de preços.
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11
AGENDA
• Quem somos
• Disponibilidade do energético
• Riscos de abastecimento
• Hierarquia de despachos
• Competitividade
• Conclusão
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12
Garantia Física de energia elétrica muito próxima à carga – fortevinculação à afluência – vide variação PLD nas últimas semanas, variandode R$ 40/MWh a R$ 570/MWh;
Início de período de inverno na Argentina – pressão política paradeslocamento de parte do gás boliviano compromissado com o Brasil paraatendimento ao mercado argentino gerando incertezas;
Atraso no cronograma das principais novas fontes de suprimento –GNL, PLANGÁS, Malhas, GASENE (trecho 3);
Planos de Contingenciamento estaduais – similar ao existente em SP
Riscos de abastecimentoPrincipais fatores
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13
Cenário A - valores atuais utilizados pelo ONS para operação do sistema.
Cenário B - considerando recomposição da disponibilidade térmica e importações, valores járeduzidos dos índices de indisponibilidades e manutenções.
5.418 5.418 5.4185.702
5.7025.702
4.798 4.798 4.7984.798 4.798 4.798
6.027 5.760 5.839 6.1995.662
6.103
7.800 7.838 8.1617.660 7.506 7.818
11.445 11.179 11.25711.901
11.36411.806
12.598 12.637 12.95912.459 12.304 12.617
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
jan/08 fev/08 mar/08 abr/08 mai/08 jun/08 jul/08 ago/08 set/08 out/08 nov/08 dez/08
(MW
)
Diferença Cenário A Cenário B
Oferta Energia TérmicaAnálise Impactos falta de gás
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14
Aumento excessivo preço mercado spot (PLD) – atingindo seu valormáximo (R$ 570,00/MWh) no início deste ano e valores muito superioresquando comparado ao mesmo período de anos anteriores;
Nível dos reservatórios – Redução dos estoques (EAR);
Custo do despacho para consumidores – ESS acumulado de janeiro amarço/08 = R$ 735 milhões (muito superior à multa imputada pela ANEEL àPetrobras pelo descumprimento do TC = R$ 85 milhões);
Cortes no fornecimento ao mercado industrial / GNV – similar aoocorrido no Rio de Janeiro em outubro/2007
Oferta Energia TérmicaAnálise Impactos falta de gás
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15
Oferta Energia TérmicaAvaliação Geração Térmica das UTE’s a GN
Demanda parque térmico a GN - Brasil MW Médios Mil m³/diaTermo Convencional 2.171 11.414Termo TC 6.164 32.400Capacidade atual instalada 8.335 43.814
Termo Convencional 367 1.929Termo TC * 2.819 14.818Despacho atual (Mar/08) 3.186 16.747
Termo Convencional 1.804 9.485Termo TC 3.345 17.582Capacidade Instalada e não despachada 5.149 27.067
Volumes de Gás para cobrir déficit MW Médios Mil m³/diaRedução demanda interna Petrobras** 750 3.942
Consumo GNV Brasil 1.332 7.000
GNL Pecém - Setembro/2008 1.332 7.000
GNL Baía de Guanabara - 1° Sem 2009 2.663 14.000
Novos Volumes possíveis para geração térmica 6.077 31.942
Saldo / Déficit 928 4.876*Termo de Compromisso (1º semestre/08) = 3.421 MW Médios ou 18.616 mil m³/dia.** Estimativa de consumo de GN baseda na deliberação do CMSE sobre possibilidade de utilização doconsumo interno das refinarias da Petrobras, em montante equivalente a 750 MW, de forma a disponibilizarObservação: A avaliação acima representa um balanço numérico. Os volumes considerados paradeslocamento ao mercado térmico, em alguns casos, possuem restrições logísticas, ou seja, nãonecessariamente conseguiriam atender a todas as térmicas "ociosas".
Fonte: ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico e ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
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16
Plano de Negócios 2008-2012Evolução da Oferta
Fonte: Petrobras – Plano de Negócios2008-2012 (Apresentação 13.02.08)
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17
Plano de Negócios 2008-2012Evolução da Oferta
Fonte: Petrobras – Plano de Negócios 2008-2012 (Apresentação 13.02.08)
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18
Balanço Gás Natural - BrasilAtual x PN 2008-2012
Observação: De 2000 a2007 - crescimento de
4,6% a.a.
31,38
72,9
32,41 30
0
31,1
GN Disponível Importação GNL
2008 2012
Crescimento de23,46% a.a.
Fonte: Petrobras – Plano de Negócios 2008-2012 e Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
Milhões de m³/dia
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19
AGENDA
• Quem somos
• Disponibilidade do energético
• Riscos de abastecimento
• Hierarquia de despachos
• Competitividade
• Conclusão
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20
Falso Dilema
Gás para:
Geração Termelétrica X Consumo Industrial
A indústria necessita:
1 - energia (elétrica e térmica) a preços competitivos;
2 – Informações confiáveis para planejamento.
A indústria obteve:
1 - Previsão frustrada na oferta de energia elétrica;
2 - Políticas de incentivo ao consumo (sinal preço) de gás;
3 - Fornecimento “interruptível” de gás natural sem regras claras antes dodéficit.
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21
AGENDA
• Quem somos
• Disponibilidade do energético
• Riscos de abastecimento
• Hierarquia de despachos
• Competitividade
• Conclusão
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22
Histórico da Regulação ePolítica de preços
1974 à • Preço único – fornecimento exclusivo Petrobras (inclusive distribuição)
• Mercado: Fertilizantes
1977 à • Inicia-se a vendas p/ outros segmentos
• Preço do gás combustível estabelecido em equivalência térmica com o óleoBTE mais um prêmio de 10%.
• Preço para Fertilizantes equiparado ao óleo ATE (70% do gás combustível)
1981 à • Volumes substanciais de gás natural com a entrada dos sistemas antecipados deprodução de petróleo
• Política de incentivo ao mercado de gás natural combustível, através de preçosfavorecidos (equivalência térmica com o óleo ATE) aos novos consumidores
• Todas as vendas de gás natural são feitas diretamente pela Petrobras
1983 à • Início do fornecimento de GN à CEG, substituindo a nafta para a geração degás canalizado para a distribuição domiciliar
• CEG inicia as vendas para as indústrias próximas à sua rede de distribuição
• Preço de venda da Petrobras à CEG foi reduzido, permitindo-se uma margemde 8% e preço ao consumidor final equiparado ao do óleo ATE.
Nota: A maior parte das informações do período 1974 até 2000 foram transcritas de umaapresentação da Petrobras no Fórum de Gás Natural em Santa Catarina (2000)
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23
Histórico da Regulação eAdministração de preços
1984 à • Com a política de uniformização de preços no Brasil, o critério de equivalênciatérmica (óleo ATE) foi estendido aos consumidores antigos
• A Decisão Plenária 2049 do CNP estabelece as bases para a Política de Preçosdo Gás Natural: “Equivalência térmica com o derivado de petróleo substituído”
• Preço do gás para concessionárias igual a 83,86% do preço do gás vendidodiretamente pela Petrobras
1988 à • A Constituição Federal de 1988 atribuiu exclusivamente aos Estados aexploração, direta ou mediante concessão, dos serviços locais de gás canalizado
• Cabe aos Estados, como poder concedente, fixar ou aprovar as tarifas dedistribuição
• Governo Federal fixa somente os preços de venda da Petrobras para asconcessionárias ( fins combustíveis, automotivo e petroquímico)
1991 à • Liberado o preço do gás natural vendido diretamente pela Petrobras aconsumidores industriais para uso como combustível industrial e como redutorsiderúrgico
• Inicia-se a transferência dos clientes diretos da Petrobras para asconcessionárias estaduais
1994 à • Portaria DNC-24, de 07/06/94 - Preço do gás natural vendido àsconcessionárias como combustível é, no máximo, igual a 75% do preço do óleocombustível 1A na base primária de distribuição, considerada a equivalênciatérmica entre os dois produtos.
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24
Histórico da Regulação eAdministração de preços
1999 à • Estabelece um período de transição preparando o mercado brasileiro para aabertura das importações (liberdade de preços);
• Estabelece que a relação entre o preço máximo de venda do gás natural, parafins combustíveis, às concessionárias de distribuição e o preço do óleocombustívelA1 Fob Refinaria, corresponderá a 86,22%. Mantém preçosdiferenciados para os segmentos veicular e petroquímico
2000 à • A Portaria MME/MF 003/2000 unifica o preço do gás natural nacional, semdistinção de utilização. Separa o preço do gás em duas parcelas, uma relativa àcommodity e outra relativa ao transporte;
• Programa Termelétrico introduzido pelo governo Federal, determina regras paraoperação de gás natural nas centrais térmicas. Portaria do MME n°43/2000,estabeleceu que a Petrobras deveria fornecer gás natural as plantas PPT a umpreço médio equivalente em reais de 2,26 US$/MMBTU
• O preço do gás de importação é negociado livremente de acordo com a Lei doPetróleo (Art 70). O preço CIF negociado (transporte e gás), proveniente dode transporte e de gás (GSA), é composto da seguinte maneira: Preço city gatepara a Petrobras = PG (commodity) + TT (tarifa de transporte postal)
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Histórico da Regulação eAdministração de preços
2002 à • Ocorre liberação dos preços, conforme Lei 9.478/97 (lei do petróleo);
2003 à • Congelamento dos preços de gás durante 32 meses, quando preço do barril depetróleo dobrou de valor, dando sinal equivocado de preço;
2007 à • Retomada reajustes conforme portaria MF/MME 03/2000 representando, entremaio/07 e jan/08, um reajuste acumulado na commodity do gás nacional de 42%
2008 à • Implantação da nova política de preços com filosofia de tarifa postal eincremento da ordem de 20% nos preços do gás nacional para as Distribuidoras com repasseao mercado.
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Competitividade Gás Natural NacionalProdutor – US$/MMBTU
Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
Observação: Valores com Pis/Cofins sem ICMS.*Preço do GN Nacional = Commodity + Transporte da Bahia
ComparativoPreçosProdutor (US$/MMBTU)Jan/04a23/Mar/08
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
jan-
04m
ar-0
4m
ai-0
4ju
l-04
set-0
4no
v-04
jan-
05m
ar-0
5m
ai-0
5ju
l-05
set-0
5no
v-05
jan-
06m
ar-0
6m
ai-0
6ju
l-06
set-0
6no
v-06
jan-
07m
ar-0
7m
ai-0
7ju
l-07
set-0
7no
v-07
jan-
08m
ar-0
8
GLP Diesel ÓleoA1 GN* HenryHub 1US$=R$1,75
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Competitividade Gás Natural Nacional - ProdutorTaxa Acumulada de Reajuste
Fonte: Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e Fundação Getúlio Vargas (FGV)
Observação: Valores com Pis/Cofins sem ICMS.Preço do GN = Commodity
Competitividade - PreçoProdutorReajuste acumuladode Jul/04aMar/08
13,72%
28,15%
54,60%52,82%
20,03%
-40,00%
-20,00%
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
jul/0
4se
t/04
nov/
04ja
n/05
mar
/05
mai
/05
jul/0
5se
t/05
nov/
05ja
n/06
mar
/06
mai
/06
jul/0
6se
t/06
nov/
06ja
n/07
mar
/07
mai
/07
jul/0
7se
t/07
nov/
07ja
n/08
mar
/08
GLP Diesel ÓleoA1 GN IGPM Fonte: ANP
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28
Competitividade Gás NaturalTarifa Industrial por Estado (Abr/08)
Tarifa de Venda por EstadoUS$/MMBTU (ex-impostos)
7,00
8,00
9,00
10,00
11,00
12,00
13,00
14,00
10.000 50.000 100.000 250.000 500.000 1.000.000
PR SC RS PE MG SP CE ES RJ ALBA SE RN
Observação: Valores ex-impostos1US$=R$1,75
Fonte: Distribuidoras de Gás Canalizado e Agências Reguladoras
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29
Projeções de preços GN Nacional(2008-2012 / Ex-impostos)
(1) Commodity + Transporte (Transporte do Estado de São Paulo)
(2) Nova Política de Preços da Petrobras (Contrato assinado com a Comgás)
US$1 = R$ 1,75
ComparativoPortaria 03 x Nova Metodologia
9,35
8,10
12,09
9,43
7,00
8,00
9,00
10,00
11,00
12,00
13,00
jan/
08m
ar/0
8m
ai/0
8ju
l/08
set/0
8no
v/08
jan/
09m
ar/0
9m
ai/0
9ju
l/09
set/0
9no
v/09
jan/
10m
ar/1
0m
ai/1
0ju
l/10
set/1
0no
v/10
jan/
11m
ar/1
1m
ai/1
1ju
l/11
set/1
1no
v/11
jan/
12m
ar/1
2m
ai/1
2ju
l/12
set/1
2no
v/12
US$/MMBTU
Portaria 03 (1) Nova Metodologia (2)
Observação: Para a projeção foram congeladosas cotações dos óleos e o dólar do mês deAbr/08
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30
Competitividade Gás NaturalTipos de contratação
Fonte: Petrobras
• Firme Inflexível: compromisso de comercialização com pagamentopor quantidades mínimas contratadas, por parte do cliente, e arespectiva garantia de entrega por parte da Petrobras.
• Interruptível: o fornecimento de gás pode ser interrompido apenaspelo fornecedor, de acordo com as condições previamentenegociadas. O preço do gás natural tem um desconto em relaçãoàquele de um contrato padrão Firme Inflexível.
• Firme Flexível: o fornecimento de gás natural é plausível deinterrupção, de acordo com as condições negociadas. O supridor temo compromisso de cobrir os custos adicionais incorridos peloconsumidor final, decorrentes do uso do combustível substituto (óleocombustível).
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AGENDA
• Quem somos
• Disponibilidade do energético
• Riscos de abastecimento
• Hierarquia de despachos
• Competitividade
• Conclusão
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Sustentabilidade da indústria de Gás no BrasilConsiderações Finais
• Planejamento nacional integrado (gás e energia) envolvendoGovernos (Federal e Estaduais) e Sociedade;
• Homologação de um Marco Regulatório para o setor de Gás de modoa gerar regras claras, estimular a competitividade em todas as etapasda cadeia, fomentando novos investimentos e clarificando suainterface com setor elétrico;
• Política de preços transparente e que permita a competitividade daindústria brasileira;
• Garantia de oferta (acelerar a produção nacional, GNL, investimentosna Bolívia) e prosseguir com as rodadas de licitação;
• Estímulo ao mercado industrial flexível
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Clovis Correia JrClovis Correia Jr..Coordenador de Energia Térmica
clovis@abrace.org.brwww.abrace.org.br
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