Termelétricas - O que mudou no fornecimento de Gás Natual - ABRACE - Clovis Correia Jr

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



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


4

AGENDA

• Quem somos




• Competitividade

• Conclusão



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%



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



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

r/05

jul/0

5ou

t/05

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.



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


2007

27.067


2006

26.496


2004

22.272


2002

24.183


2003

26.756


2005

18.127


2001

7,45%17.659ProduçãoLíquida


Evolução a.a.(%)

$ 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 2000


31.377


2008*

26.932


2007

27.067


2006

26.496


2004

22.272


2002

24.183


2003

26.756


2005

18.127


2001

7,45%17.659ProduçãoLíquida


Evoluçãoa.a.(%)

$ 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 2000


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


53.885


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 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 Impor-

tação

63.782


55.229


53.885


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 Impor-

tação

16.228


13.732


12.092


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 Vendas

Distrib.

16.228


13.732


12.092


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 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



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.



11

AGENDA

• Quem somos




• Competitividade

• Conclusão



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



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



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



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



16

Plano de Negócios 2008-2012Evolução da Oferta

Fonte: Petrobras – Plano de Negócios2008-2012 (Apresentação 13.02.08)



17

Plano de Negócios 2008-2012Evolução da Oferta

Fonte: Petrobras – Plano de Negócios 2008-2012 (Apresentação 13.02.08)



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



19

AGENDA

• Quem somos




• Competitividade

• Conclusão



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.



21

AGENDA

• Quem somos




• Competitividade

• Conclusão



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)



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.



24


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)



25


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.



26

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



27

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



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



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



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).



31

AGENDA

• Quem somos




• Competitividade

• Conclusão



32

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



Clovis Correia JrClovis Correia Jr..Coordenador de Energia Térmica

[email protected]



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Termelétricas - O que mudou no fornecimento de Gás Natual - ABRACE - Clovis Correia Jr