BOLETIM MENSAL DE ACOMPANHAMENTO DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL

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1 Ministério de Minas e Energia Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis Departamento de Gás Natural EDIÇÃO BOLETIM MENSAL DE ACOMPANHAMENTO DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL Destaques do mês de Março Produção nacional: Em relação ao mês de fevereiro/15, a produção de gás permaneceu estável, fechando o mês de março com produção total de 95,6 MMm³/dia. (pags. 3 e 4) Queima de gás natural: Queima de gás natural apresentou aumento de 16% em relação a fevereiro/15. (pag. 5) Importação: Aumento de 2,4% na importação, dando destaque à retomada do ingresso de gás pela Argentina com 2, MMm³/dia. (pag. 7) Consumo de gás natural: A oferta de gás ao mercado bate novo recorde com 15,1 MMm³/dia. (pags. 9 e 1) Sumário Balanço de Gás Natural no Brasil 2 Produção Nacional, Queima de Gás, Reinjeção e Consumo em E&P 3 Importação e Reexportação de Gás Natural 7 Oferta Interna Disponibilizada 8 Consumo de Gás Natural 9 Geração Termelétrica a Gás Natural 11 Preços e Competitividade 14 Balanço de Gás Natural na Bolívia, Chile, Argentina, Uruguai e Estados Unidos da América. 18 Legislação do Setor 2 Programa de Aceleração do Crescimento - PAC 21 ANEXOS Reservas Nacionais de Gás Natural 22 Infraestrutura de Transporte de Gás Natural 23 Unidades de Processamento de Gás Natural, Terminais de GNL e Evolução da Malha de Gás Natural 24 Parque Térmico a Gás Natural 26 Notas Metodológicas 26

2 Balanço de Gás Natural No Brasil BALANÇO DE GÁS NATURAL (em milhões de m 3 /dia) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 215 PRODUÇÃO NACIONAL 62,84 65,93 7,58 77,19 87,38 96,56 95,36 95,62 95,86 Reinjeção 12,53 11,7 9,68 1,64 15,73 2,72 2,73 21,87 21,12 Queima e perda 6,64 4,81 3,95 3,57 4,44 4,4 3,26 3,79 3,71 Consumo nas unidades de E&P 9,72 1,15 1,57 1,85 11,46 12,25 12,17 12,6 12,16 Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes 2,35 2,64 3,14 4,24 3,87 3,23 3,7 2,87 3,6 Absorção em UPGNs (GLP, C5+) 3,56 3,43 3,52 3,56 3,59 4,16 4,6 3,82 4,1 Oferta de gás nacional ao mercado 28,4 33,83 39,73 44,33 48,3 52,16 52,6 51,21 51,8 IMPORTAÇÃO 34,55 28,5 36,4 45,97 52,93 5,75 53,87 55,17 53,24 Bolívia 26,91 26,86 27,54 31,75 32,83 33,69 33,24 33,46 33,47 Argentina,,,,17,18, 1,24 2,6 1,9 Gás Natural Liquefeito - GNL * 7,64 1,64 8,5 14,57 19,92 17,7 19,39 19,65 18,68 Consumo em transporte na importação,89,93,93 1,18 1,22 1,21 1,24 1,27 1,24 Oferta de gás importado ao mercado 33,66 27,57 35,11 44,79 51,71 49,54 52,63 53,89 52, OFERTA TOTAL AO MERCADO 61,7 61,4 74,84 89,64 1, 11,7 14,69 15,1 13,8 Venda nas distribuidoras de gás natural 49,73 47,67 57,12 66,9 73,4 73,33 75,7 76,37 75,11 Consumo instalações industriais produtor (Refinarias/FAFENS) 9,12 11,28 12,69 12,48 14,1 15,26 16, 16,17 15,8 Consumos termelétricos direto do produtor e de Consumidores Livres (Celso Furtado/Rômulo Almeida/ Canoas/Termoceará/Termoaçú/Euzébio Rocha/ Cuiabá / Maranhão IV e V) 2,84 2,46 5,3 1,26 12,6 13,11 12,99 12,56 12,89 PARTICIPAÇÃO DO GÁS NACIONAL NA OFERTA TOTAL AO MERCADO (%) 45,4% 55,1% 53,9% 49,5% 48,3% 51,3% 49,7% 48,7% 49,9% Fonte: ANP, ABEGAS, TSB e PETROBRAS, abr/15 * Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês. Equipe do Departamento de Gás Natural: Symone Christine de Santana Araújo (Diretora), Aldo Barroso Cores Junior, Matheus Batista Bodnar, Breno Peixoto Cortez, Fernando Massaharu Matsumoto, Juliano Vilela Borges dos Santos, Rodrigo Willians de Carvalho e Jaqueline Meneghel Rodrigues Página 2

3 Produção Nacional, Queima de Gás, Reinjeção e Consumo em E&P Produção Nacional: Unidade da Federação PROD. NACIONAL (em milhões m 3 /dia) Terra Mar Gás Associado Gás Não Associado TOTAL jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez ,51 16,84 16,73 2,58 23,31 23,51 23,69 23,44 23,54 46,33 49,8 53,85 56,61 64,7 73,5 71,67 72,18 72,32 47,12 48,59 49,1 51,42 58,63 66,5 67,49 68,88 67,62 15,72 17,34 21,57 25,77 28,75 3,6 27,87 26,75 28,24 62,84 65,93 7,58 77,19 87,38 96,56 95,36 95,62 95, UF LOCALIZAÇÃO jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 215 Subtotal 1,84 1,54 1,53 1,61 1,47 1,21 1,23 1,2 1,21 Terra 1,55 1,27 1,39 1,37 1,26 1,3 1,4,99 1,2 AL Mar,3,28,15,24,21,18,19,2,19 Gás Associado,68,56,46,37,37,36,4,49,42 Gás Não Associado 1,17,98 1,7 1,23 1,9,85,83,7,79 Subtotal 1,57 11,4 11,44 11,37 12,89 13,74 13,86 13,56 13,72 Terra 1,57 11,4 11,44 11,37 12,89 13,74 13,86 13,56 13,72 AM Mar,,,,,,,,, Gás Associado 1,43 11,31 11,22 11,1 11,88 12,5 12,19 12,3 12,8 Gás Não Associado,14,9,22,27 1,1 1,69 1,67 1,54 1,63 Subtotal 9,31 7,1 8,79 8,69 8,48 8,52 8,64 8,6 8,59 Terra 3,12 2,9 2,66 2,71 2,56 2,74 2,85 2,94 2,84 BA Mar 6,19 4,11 6,14 5,98 5,92 5,78 5,79 5,67 5,74 Gás Associado 1,63 1,52 1,47 1,48 1,54 1,78 1,93 2,1 1,9 Gás Não Associado 7,68 5,49 7,33 7,21 6,94 6,74 6,72 6,59 6,68 Subtotal,12,9,8,9,9,9,7,7,8 Terra,,,,,,,,, CE Mar,12,8,7,9,9,9,7,7,8 Gás Associado,12,9,8,9,9,9,7,7,8 Gás Não Associado,,,,,,,,, Subtotal 7,39 11,85 1,68 12,1 13,1 13,75 12,79 1,72 12,41 Terra,27,25,26,22,2,25,24,22,24 ES Mar 7,12 11,6 1,42 11,87 12,81 13,51 12,55 1,5 12,17 Gás Associado 2,63 5,37 4,97 7,16 8,74 8,93 9,56 8,63 9,2 Gás Não Associado 4,76 6,47 5,71 4,94 4,27 4,82 3,23 2,9 3,39 Subtotal,,, 3,89 5,39 4,81 4,79 4,84 4,81 Terra,,, 3,89 5,39 4,81 4,79 4,84 4,81 MA Mar,,,,,,,,, Gás Associado,,,,,,,,, Gás Não Associado,,, 3,89 5,39 4,81 4,79 4,84 4,81 Subtotal 27,77 25,71 28,26 27,41 3,4 35,94 35,84 38,3 36,63 Terra,,,,,,,,, RJ Mar 27,77 25,71 28,26 27,41 3,4 35,94 35,84 38,3 36,63 Gás Associado 27,68 25,38 26,92 26,18 28,78 34,6 34,25 36,42 34,93 Gás Não Associado,9,33 1,35 1,23 1,63 1,88 1,59 1,61 1,7 Subtotal 1,89 1,74 1,54 1,5 1,34 1,3 1,25 1,18 1,24 Terra,74,75,71,76,74,69,67,65,67 RN Mar 1,15,99,83,74,6,61,58,54,58 Gás Associado 1,24 1,26 1,18 1,14 1,7 1,7 1,4 1, 1,4 Gás Não Associado,65,48,36,35,27,23,21,18,21 Subtotal 3,2 3,2 2,81 2,9 2,9 2,99 2,96 2,81 2,92 Terra,27,28,28,25,27,25,24,24,24 SE Mar 2,76 2,74 2,53 2,64 2,63 2,74 2,71 2,57 2,67 Gás Associado 2,61 2,64 2,48 2,59 2,62 2,71 2,68 2,53 2,64 Gás Não Associado,41,38,33,3,28,28,28,28,28 Subtotal,93 3,57 5,44 7,64 11,41 14,21 13,92 14,6 14,25 Terra,,,,,,,,, SP Mar,93 3,57 5,44 7,64 11,41 14,21 13,92 14,6 14,25 Gás Associado,1,45,23 1,29 3,54 5,44 5,37 5,7 5,51 Gás Não Associado,83 3,12 5,21 6,34 7,87 8,76 8,55 8,9 8,74 Total Brasil 62,84 65,93 7,58 77,19 87,38 96,56 95,36 95,62 95,86 Fonte: ANP, abr/15 Página 3

4 Milhões de m³/d Milhões m³/dia Produção Nacional: Concessionárias Do volume total produzido, 99,% estão concentrados em dez concessionárias (a Petrobras respondeu por 81,5% do total). O gráfico a seguir apresenta a distribuição da produção nacional das dez concessionárias. Concessionárias com maior volume de gás nacional 5, 4,87 77,9 Parnaíba Gás 4,5 Queiroz Galvão 4, BG Brasil Milhões de m³/d 3,5 3, 2,5 2, 1,5 3,39 2,55 1,45 1,46 1,39 BPMB Parnaíba Repsol Sinopec Shell Brasil Petrogal Brasil Brasoil Manati No mês de março, a produção nacional de gás natural manteve-se estável em relação ao mês anterior, com 95,6 milhões de m³/dia. 1,,5,57,57,47 Rio das Contas Petrobras, Produção Nacional: Campos e Áreas Exploratórias O gráfico abaixo apresenta os dez campos de maior produção de gás natural, responsáveis por 66,1% da produção nacional. O gráfico abaixo apresenta os cinco campos com maior variação de produção. 14, 12, 13,1 Campos e áreas de maior produção Produção preponderante Gás associado Gás não associado 14, 12, 11,9 13,1 Campos com maior variação de produção 1, 1, Milhões de m³/d 8, 6, 4, 7,8 6,6 6,5 6,2 5,7 5,3 4,8 3,8 3,4 Milhões de m³/d 8, 6, 4, 4, 3,4 4,8 5,3 2,, LULA MEXILHÃO RONCADOR LESTE DO URUCU RIO URUCU MANATI SAPINHOÁ GAVIÃO REAL MARLIM SUL JUBARTE Produção Nacional: UEP Unidade Estacionária de Produção 2,,,6, LULA CAMARUPIM NORTE JUBARTE BALEIA FRANCA SAPINHOÁ fev/15 mar/15 1,,5 O gráfico abaixo apresenta as dez UEP s de maior produção de gás natural no mês de março/215. O gráfico abaixo apresenta histórico de produção dos FPSOs Cidade de Angra dos Reis e Cidade de Paraty, ambos responsáveis pela produção no campo de Lula (RJ). 9, Plataformas de maior produção 5, Plataforma com maior redução de produção 8, 7,8 Produção preponderante 4,5 7, Gás associado Gás não associado 4, 6, 5,7 3,5 5, 4, 4,6 4,3 4,2 4, 3, 2,5 3, 2,9 2,9 2, 2, 2, 2, 1,5 1, 1,,5, Plataforma de Plataforma de FPSO CIDADE FPSO CIDADE FPSO CIDADE FPSO CIDADE PETROBRAS 52 FPSO CIDADE FPSO CIDADE PETROBRAS 53 Mexilhão Manati 1 DE PARATY DE ANGRA DOS DE DE SÃO PAULO DE ANCHIETA DE SANTOS REIS MANGARATIBA - abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 FPSO CIDADE DE ANGRA DOS REIS FPSO CIDADE DE PARATY As UEP s apresentadas no gráfico acima foram responsáveis por 4,4% da produção nacional. O aumento da produção no campo de Lula está relacionado principalmente aos FPSOs Cidade de Paraty e Cidade de Mangaratiba. Fonte: ANP e Petrobras, abr/15. Página 4

5 Mil m³/dia Queima de Gás em relação à produção O volume de queima de gás natural aumentou de 3,26 para 3,79 milhões de m³/d, influenciado principalmente pelo campos de Roncador e de Búzios. Queima de Gás: Campos e Áreas Exploratórias O gráfico abaixo apresenta os dez campos e áreas exploratórias com maior volume de queima gás natural no mês de março/15, sendo estes responsáveis por 71% do volume total. O gráfico abaixo apresenta os cinco campos e áreas exploratórias com maior variação na queima de gás natural. Destaca-se a antecipação da produção do campo de Búzios - Bacia de Santos em 1/3/ Campos e áreas de maior queima de gás natural Mil m³/d Queima de gás natural em relação à produção 18% 16% 16,2% 14% 12% 1% 8% 6% 1,5% 7,3% 5,6% 5,1% 4% 2,9% 4,2% 3,4% 4,% 3,9% 2% % ,%,%,%,%,%,%,%,%,% jan-15 fev-15 mar-15 abr-15 mai-15 jun-15 jul-15 ago-15 set-15 out-15 nov-15 dez Campos e áreas exploratórias com maior variação na queima de gás natural 5 Fase de produção Fase de exploração 5 Mil m³/dia Mil m³/d RONCADOR MARLIM Búzios LULA SAPINHOÁ JUBARTE ALBACORA LESTE LESTE DO URUCU TARTARUGA VERDE RIO URUCU 11 8 Búzios RONCADOR URUGUÁ LESTE DO URUCU LULA fev/15 mar/15 Queima de Gás: UEP - Unidade Estacionária de Produção O gráfico abaixo apresenta as dez UEPs com maior queima de gás natural no mês de março/15. 3 Plataformas de maior queima de gás natural O gráfico abaixo apresenta histórico de queima de gás natural das UEPs que operam nos campos de Buzios (Dynamic Producer) e Baleia Franca, Cachalote e Jubarte (FPSO Capixaba). 35 Plataformas com maior redução na queima de gás natural Fase de produção Fase de exploração PETROBRAS 58 FPSO CIDADE DE ILHA BELA PETROBRAS 5 FPSO RIO DAS PETROBRAS 26 OSTRAS SCHAHIN AMAZONIA As UEPs apresentadas no gráfico acima foram responsáveis por 43% do volume total de gás natural queimado no País. Fonte: ANP e sala de monitoramento do MME/DGN, abr/15. PETROBRAS 18 FPSO CIDADE FPSO CIDADE PETROBRAS 52 DE ANCHIETA DE ANGRA DOS REIS - jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 FPSO CAPIXABA DYNAMIC PRODUCER O FPSO Cidade de Ilha Bela apresentou redução de queima devido ao aumento de injeção de gás. Página 5

6 Reinjeção de Gás Natural: Unidade da Federação A reinjeção de gás natural em março/15 apresentou aumento de 5,5% quando comparado ao mês anterior. O Estado de São Paulo apresentou maior índice de Reinjeção no mar nos últimos anos (crescimento 27,6% em relação a fevereiro/15). TERRA MAR jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 215 ALAGOAS AMAZONAS BAHIA CEARÁ ESPÍRITO SANTO,35,39,33,18, MARANHÃO PARANÁ, RIO DE JANEIRO,52 1,,79 1,92 4,61 7,95 7,57 8,48 8,2 RIO GRANDE DO NORTE,5,5,5,3,3,5,5,5,5 SÃO PAULO - - -,69 1,83 2,32 2,79 3,56 2,9 SERGIPE 1,61 1,83 1,72 1,76 1,65 1,77 1,71 1,57 1,68 Total - MAR 3,9 3,27 2,88 4,58 8,43 12,9 12,13 13,65 12,64 ALAGOAS,27,19,11,2, -,,, AMAZONAS 8,2 6,9 6,11 5,44 6,45 7,4 7,3 7,4 7,25 BAHIA,93,67,56,58,82 1,21 1,28 1,15 1,21 CEARÁ ESPÍRITO SANTO MARANHÃO PARANÁ RIO DE JANEIRO RIO GRANDE DO NORTE, SÃO PAULO SERGIPE,2,2,3,2,3,3,3,3,3 Total - TERRA 9,43 7,79 6,8 6,6 7,3 8,63 8,6 8,22 8,48 Total - GERAL 12,53 11,6 9,68 1,64 15,73 2,72 2,73 21,87 21,12 Fonte: ANP, abr/15 Consumo Gás Natural nas atividades de E&P - Exploração e Produção: Unidade da Federação O consumo de gás natural nas atividades de exploração e produção permaneceram estáveis quando comparadas ao mês de fevereiro. O Estado de São Paulo apresentou no mês de março o maior índice de Consumo de Gás Natural dos últimos anos. MAR TERRA jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 215 ALAGOAS , AMAZONAS BAHIA,1,1,1,,,,,, CEARÁ,1,1, -,1 - -,3,11 ESPÍRITO SANTO,79 1,3 1,34 1,45 1,62 1,65 1,66 1,45 1,59 MARANHÃO PARANÁ RIO DE JANEIRO 7,14 6,98 7,47 7,39 7,71 8,23 8,12 8,15 8,17 RIO GRANDE DO NORTE,8,9,9,9,6,6,6,6,6 SÃO PAULO,1,3,5,28,42,65,69,72,69 SERGIPE,13,14,14,15,15,16,16,14,15 Total - Mar 8,17 8,56 9,9 9,36 9,98 1,76 1,69 1,56 1,67 ALAGOAS,1,1,,,,,,, AMAZONAS,43,46,46,45,43,44,45,44,44 BAHIA,2,19,18,17,18,18,19,19,18 CEARÁ,8,8,8,8,8,11,11,1,11 ESPÍRITO SANTO,13,12,12,13,16,16,15,16,15 MARANHÃO - - -,3,1,1,1,1,1 PARANÁ RIO DE JANEIRO RIO GRANDE DO NORTE,39,42,37,32,35,32,3,32,32 SÃO PAULO SERGIPE,32,3,27,3,26,28,26,28,28 Total - Terra 1,55 1,59 1,48 1,49 1,48 1,49 1,48 1,5 1,49 Total - Geral 9,72 1,15 1,57 1,85 11,46 12,25 12,17 12,6 12,16 Fonte: ANP, abr/15 Página 6

7 Importação e Reexportação de Gás Natural Importação por gasoduto e regaseificação de Gás Natural Liquefeito-GNL IMPORTAÇÕES DE GÁS NATURAL (em milhões m³/dia) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 215 Via MS PETROBRAS 26,9 26,85 26,66 3,64 31,23 31,49 31,19 31,32 31,33 PETROBRAS,,1,89 1,1 1,58 2,3 2,5 2,14 2,7 Bolívia Via MT MTGás,1,1,1,1,1,,,, Subtotal 26,91 26,86 27,56 31,75 32,82 33,69 33,24 33,46 33,46 Sulgás (TSB),,,,17,18, 1,24 2,6 1,1 Argentina Subtotal,,,,17,18, 1,24 2,6 1,1 Gás Natural Liquefeito - GNL * 7,64 1,64 8,5 14,57 19,93 17,7 19,39 19,65 18,7 Terminal GNL de Pecem * 2,49 1,13 1,95 3,53 3,65 3,23 3,9 3,73 3,61 Terminal GNL da Baía de Guanabara * 5,15,51 6,55 1,94 1,62 3,98 7,9 7,21 6,31 Terminal GNL da Bahia * ,65 9,86 7,59 8,72 8,76 TOTAL 34,55 28,5 36,4 45,97 52,93 5,75 53,87 55,17 53,24 Consumo em transporte na importação,89,93,93 1,18 1,22 1,21 1,24 1,27 1,24 Oferta de gás importado 33,66 27,57 35,11 44,79 51,71 49,54 52,63 53,89 52, Fontes: ANP e TBG, abr/15 * Os valores de importação de GNL correspondem aos volumes regaseificados no mês. Importação de Gás Natural Liquefeito-GNL (NCM: ) - (Portaria MME nº 232/212) Mês Valor Total (US$ FOB) Peso Líquido (Kg) Volume de GNL* (m³) Volume GN regas* (m³) Preço FOB* (US$/MMBTU) Total ,44 Trinidad e Tobago; Nigéria Origem Porto de Entrada Pecém - CE; Rio de Janeiro - RJ Total ,94 Emirados Árabes Unidos; Nigéria; Peru; Trinidad e Tobago; Catar; Reino Unido; Estados Unidos; Guiné Equatorial Pecém - CE; Rio de Janeiro - RJ ANUAL Total ,69 Trinidad e Tobago; Reino Unido; Estados Unidos; Catar Total ,56 Nigéria; Estados Unidos; Catar; Bélgica; Noruega; Espanha; Trinidad e Tobago; França Pecém - CE; Rio de Janeiro - RJ Pecém - CE; Rio de Janeiro - RJ MENSAL DETALHADO Total ,73 Total ,9 Total jan/ ,48 Nigéria; Catar; Espanha; Trinidad e Tobago; Argélia; Bélgica; Noruega; França; Angola; Egito; Portugal Catar, Estados Unidos, Noruega,Holanda, Nigéria, Trinidad e Tobago, Guiné Equatorial, Angola, Espanha, Portugal Catar, Espanha, França, Nigéria, Noruega, Holanda, Portugal e Trinidad e Tobago Pecém - CE; Rio de Janeiro - RJ Pecém - CE Aratu - BA Rio de Janeiro - RJ Pecém - CE Aratu - BA Rio de Janeiro - RJ fev/ ,28 Trinidad e Tobago Aratu - BA fev/ ,97 Bélgica Aratu - BA fev/ ,19 Nigéria Aratu - BA fev/ ,27 Argélia Aratu - BA fev/ ,61 Catar Aratu - BA fev/ ,26 Espanha Aratu - BA fev/ ,13 Trinidad e Tobago Rio de Janeiro - RJ fev/ ,45 Nigéria Rio de Janeiro - RJ Total fev/ ,93 Catar, Espanha, Bélgica, Nigéria, Argélia e Trinidad e Tobago Aratu - BA Rio de Janeiro - RJ mar/ ,78 Trinidad e Tobago Pecém-CE mar/ ,66 Estados Unidos Aratu - BA mar/ ,6 Nigéria Aratu - BA mar/ ,7 Trinidad e Tobago Aratu - BA mar/ ,96 Nigéria Rio de Janeiro - RJ Total mar/ ,65 Estados Unidos, Nigéria e Trinidad e Tobago Pecém - CE Aratu - BA Rio de Janeiro - RJ Fonte: Aliceweb - MDIC, abr/215 * FOB (Free on Board): mercadoria entregue embarcada na origem, não inclui frete e seguro. Os valores são calculados considerando-se a massa específica do GNL de 456 kg/m³, a razão de conversão volume gasoso-líquido de 6:1 e o poder calorífico do gás natural de 9.9 kcal/m³. Reexportação de Gás Natural Liquefeito-GN (NCM: ) - (Portaria MME nº 67/21) Mês Valor Total (US$ FOB) Peso Líquido (Kg) Volume de GNL* (m³) Volume GN regaseificável (m³) Preço FOB* (US$/MMBTU) Total ,41 Total ,53 Destino Argentina; Kuwait Japão; Argentina; Trinidad e Tobago Porto de Saída Rio de Janeiro - RJ Rio de Janeiro - RJ Total ,61 Argentina Rio de Janeiro - RJ abr/ ,41 Argentina Rio de Janeiro - RJ set/ ,35 Estados Unidos Rio de Janeiro - RJ out/ ,45 Argentina Rio de Janeiro - RJ Total ,13 Argentina Rio de Janeiro - RJ Fonte: Aliceweb - MDIC, abr/215 * FOB (Free on Board): mercadoria entregue embarcada na origem, não inclui frete e seguro. Os valores são calculados considerando-se a massa específica do GNL de 456 kg/m³, a razão de conversão volume gasoso-líquido de 6:1 e o poder calorífico do gás natural de 9.9 kcal/m³. Página 7

8 Oferta interna de gás natural (milhões de m³/dia) Oferta Interna Disponibilizada jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Oferta de gás nacional ao mercado Importação da Bolívia Importação da Argentina Gás Natural Liquefeito - GNL Total TR Guanabara TR Pecém TR Bahia * Os valores de GNL correspondem aos volumes médios regaseificados. Comentários A oferta total de gás natural ao mercado em março de 215 correspondeu ao novo recorde histórico, equivalente a 15,1 MMm³/dia. Os valores médios foram muito parecidos com os registrados em fevereiro, tendo como principal diferença o aumento da importação de gás natural a partir da Argentina para o atendimento à UTE Uruguaiana, no Rio Grande do Sul. A produção média de gás natural apresentou oscilação positiva de,26 MMm³/dia em relação à de fevereiro. Releva destacar que houve queda de 2,7 MMm³/dia no Espírito Santo, fruto da queda de produção nos campos de Camarupim, Jubarte e Baleia Branca. Em compensação, o produção no Rio de Janeiro subiu 2,19 MMm³/ dia, resultado do aumento de produção no campo de Lula. Apesar do aumento total da produção, a oferta líquida de gás nacional sofreu queda, resultado da elevação da reinjeção (destaque para Rio de Janeiro e São Paulo) e da queima e perda. Por fim, a importação da Bolívia e a regaseificação de gás natural liquefeito GNL tiveram aumento pouco significativo, de,22 e,26 MMm³/dia quando comparado aos valores do mês anterior. * MMm³/dia = milhão de metros cúbicos por dia. Página 8

9 Consumo de Gás Natural CONSUMO DE GÁS NATURAL POR SETOR (em milhões de m³/dia) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 215 Industrial * 35,41 4,87 41,82 41,27 43,19 44, 45,46 45,18 44,86 Automotivo 5,5 5,4 5,32 5,13 4,96 4,68 4,84 4,89 4,8 Residencial,79,87,92 1,,97,63,71,79,71 Comercial,63,68,72,75,77,68,73,77,72 Geração de Energia Elétrica * 15,77 1,58 23,3 38,92 47,37 49,35 5,63 5,97 5,31 Co-geração 2,9 3,1 2,92 2,46 2,57 2,3 2,3 2,46 2,36 Outros (inclui GNC),68,17,11,1,17,4,3,4,4 TOTAL 61,69 61,59 74,84 89,64 1, 11,7 14,69 15,1 13,8 Consumo nas unidades de E&P, Absorção em UPGNs (GLP, C5+) e Consumo em transporte e armazenamento / Ajustes 16,2 16,22 17,22 18,65 18,93 19,64 19,3 18,76 19,23 TOTAL GERAL 77,89 77,81 92,7 18,29 118,93 121,33 123,99 123,85 123,3 * Inclui consumo direto do produtor Fontes: Abegás, Petrobras e ANP, abr/15 Consumo de gás natural - em 215 2,3%,% 43,2% 48,5%,7%,7% 4,6% Industrial * Automotivo Residencial Comercial Geração de Energia Elétrica * Co-geração Outros (inclui GNC) As tabelas abaixo apresentam consumo das refinarias e Fafens, considerados como consumo industrial. Consumo de gás natural - FAFENS e Refinarias MÉDIA MÉDIA MÉDIA MÉDIA MÉDIA MÉDIA jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez FAFEN-BA 1,29 1,47 1,5 1,77 1,37 1,29 1,19 1,2,38 FAFEN-SE 1,9 1,29 1,16 1,28 1,11 1,4 1,32 1,41,45 TOTAL 2,38 2,76 2,66 3,5 2,48 2,69 2,51 2,6,83 MÉDIA MÉDIA MÉDIA MÉDIA MÉDIA MÉDIA jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez REPAR,48,58 1,17 1,1,92 1,12 1,13 1,1 1,8 REPLAN,92 1, 1,9 1,51 2,1 2,23 2,32 2,22 2,23 REDUC 1,77 1,84 2,1 1,71 1,94 2,28 2,48 2,1 2,27 REVAP 1,36 2,12 2,39 2,23 1,96 2,42 2,54 2,7 2,52 RPBC,6 1,12,88,77,69,63,55,5,55 RLAM,68,65,77,75,86,59,67 1,4,76 REGAP,21,27,46,54,7,79,79,78,78 REFAP 1,,38,42,4,46,67,73,82,73 RECAP,17,22,49,46,45,28,32,32,3 REMAN,16,2,19,21,18,19,2,2,19 LUBNOR,8,5,8,9,7,8,9,8,8 RPCC,2,4,5,6,6,7,6,7,6 TECAB,25,23,22,25,3,,,, TOTAL 6,69 8,7 1,21 9,97 11,32 11,33 11,87 11,83 11,67 Fonte: ANP, abr/15 Página 9

10 Consumo de Gás Natural Por Distribuidora CONSUMO DE GÁS NATURAL 215 POR DISTRIBUIDORA Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 215 (em milhões de m³/dia) Algás (AL),47,44,54,59,61,61,56,58,59 Bahiagás (BA) 3,67 3,84 3,74 4,46 3,89 4,5 4,6 3,64 3,91 BR Distribuidora (ES) 2,14 2,91 3,6 3,4 3,49 3,74 3,7 3,3 3,48 Cebgás (DF),1,1,1,1,1,,1,1,1 Ceg (RJ) 8,55 6,63 8,98 11,78 14,79 14,63 14,49 15,21 14,79 Ceg Rio (RJ) 6,9 4,32 6,59 9,4 1,55 11,3 11,15 11,23 11,14 Cegás (CE) 1,38 1,8 1,26 1,96 1,91 1,94 1,97 1,93 1,94 Cigás (AM),8 1,77 2,46 3,8 3,43 3,64 3,74 3,7 3,69 Comgas (SP) 13,45 13,25 14,4 14,95 14,95 13,69 14,81 14,95 14,47 Compagás (PR) 1,7 1,5 2,23 2,27 2,9 3,37 3,43 3,46 3,42 Copergás (PE) 2,34 2,36 2,43 2,93 3,29 3,3 2,68 3,24 3,9 Gas Brasiliano (SP),65,78,83,85,8,94,85,81,87 Gasmig (MG) 2,63 2,91 3,62 4,7 4,21 4,3 4,3 4,19 4,26 Gaspisa (PI),,,,,,,,, Mtgás (MT),,1,1,2,1,1,1,,1 Msgás (MS),86,24,99 1,81 2,59 2,76 3,6 2,43 2,74 Pbgás (PB),37,35,36,35,34,31,32,32,32 Potigás (RN),39,39,35,35,34,29,3,31,3 Gás Natural Fenosa (SP) 1,46 1,44 1,35 1,32 1,18 1,6 1,9 1,1 1,9 Scgás (SC) 1,74 1,83 1,84 1,85 1,82 1,65 1,76 1,77 1,72 Sergás (SE),27,26,28,28,29,27,29,28,28 Sulgás (RS) 1,49 1,8 1,79 1,94 1,97 1,73 3,1 4,16 2,99 Goiasgás (GO),,,,,,,,, Gasmar (MA),,,,,1,,,, TOTAL DISTRIBUIDORAS 49,73 47,67 57,13 66,98 73,4 73,33 75,7 76,37 75,13 Fonte: Abegás, abr/15 Consumo de Gás Natural Por Distribuidora sem o Segmento Termelétrico CONSUMO DE GÁS NATURAL POR DISTRIBUIDORA SEM O SEGMENTO TERMELÉTRICO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 215 (em milhões de m³/dia) Algás (AL),47,44,54,59,6,61,56,58,58 Bahiagás (BA) 3,67 3,83 3,74 3,61 3,7 3,58 3,71 3,25 3,52 BR Distribuidora (ES) 2,14 2,86 2,71 2,6 2,5 2,66 2,51 2,6 2,41 Cebgás (DF),1,1,1,1,,,1,1,1 Ceg (RJ) 4,84 4,86 4,59 4,17 4,2 3,95 3,93 4,39 4,9 Ceg Rio (RJ) 2,25 2,21 2,16 2,37 2,6 2,32 2,5 2,56 2,46 Cegás (CE),43,46,43,46,5,48,46,47,47 Cigás (AM),,,2,4,1,8,8,8,8 Comgas (SP) 12,61 13,1 12,97 12,89 12,4 11,6 12,16 12,17 11,97 Compagás (PR),96 1,1 1,2 1,4 1,1 1,28 1,34 1,44 1,35 Copergás (PE),98 1, 1,4 1,12 1,2 1,21 1,23 1,23 1,22 Gas Brasiliano (SP),65,78,83,85,8,94,85,81,87 Gasmig (MG) 1,86 2,84 2,88 2,86 3, 2,84 2,89 2,79 2,84 Gaspisa (PI),,,,,,,,, Mtgás (MT),,1,1,2,,1,1,,1 Msgás (MS),21,23,2,22,3,2,2,21,21 Pbgás (PB),37,35,36,35,3,31,32,32,32 Potigás (RN),39,39,35,35,3,29,3,31,3 Gás Natural Fenosa (SP) 1,46 1,44 1,35 1,32 1,2 1,6 1,9 1,1 1,9 Scgás (SC) 1,74 1,83 1,84 1,85 1,8 1,65 1,76 1,77 1,73 Sergás (SE),27,26,28,28,3,27,29,28,28 Sulgás (RS) 1,49 1,8 1,79 1,78 1,8 1,73 1,85 2,11 1,9 Goiasgás (GO),,,,,,,,, Gasmar (MA),1,1,,,,,,, TOTAL DISTRIBUIDORAS 36,8 39,71 39,12 38,23 38,6 37,9 38,6 37,96 37,7 Fonte: Abegás, abr/15 Página 1

11 Geração Termelétrica a Gás Natural 28/2 (SÁB) 1/3 (DOM) 2/3 (SEG) 3/3 (TER) 4/3 (QUA) 5/3 (QUI) 6/3 (SEX) 7/3 (SÁB) 8/3 (DOM) 9/3 (SEG) 1/3 (TER) 11/3 (QUA) 12/3 (QUI) 13/3 (SEX) 14/3 (SÁB) 15/3 (DOM) 16/3 (SEG) 17/3 (TER) 18/3 (QUA) 19/3 (QUI) 2/3 (SEX) 21/3 (SÁB) 22/3 (DOM) 23/3 (SEG) 24/3 (TER) 25/3 (QUA) 26/3 (QUI) 27/3 (SEX) 28/3 (SÁB) 29/3 (DOM) 3/3 (SEG) 31/3 (TER) 1/4 (QUA) 2/4 (QUI) 3/4 (SEX) 28/2 (SÁB) 1/3 (DOM) 2/3 (SEG) 3/3 (TER) 4/3 (QUA) 5/3 (QUI) 6/3 (SEX) 7/3 (SÁB) 8/3 (DOM) 9/3 (SEG) 1/3 (TER) 11/3 (QUA) 12/3 (QUI) 13/3 (SEX) 14/3 (SÁB) 15/3 (DOM) 16/3 (SEG) 17/3 (TER) 18/3 (QUA) 19/3 (QUI) 2/3 (SEX) 21/3 (SÁB) 22/3 (DOM) 23/3 (SEG) 24/3 (TER) 25/3 (QUA) 26/3 (QUI) 27/3 (SEX) 28/3 (SÁB) 29/3 (DOM) 3/3 (SEG) 31/3 (TER) 1/4 (QUA) 2/4 (QUI) 3/4 (SEX) Sistema Interligado Nacional SIN Regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste MW-med Leonel Brizola Norte Fluminense Araucária Mário Lago Baixada Fluminense Fernando Gasparian Barbosa Lima Sobrinho UTE Cuiabá Aureliano Chaves Euzébio Rocha Juiz de Fora Luíz Carlos Prestes William Arjona Luiz O R de Melo Santa Cruz Sepé Tiaraju Uruguaiana Semanal Região Nordeste 15 1 MW-med 5 Termopernambuco Termofortaleza Jesus Soares Pereira Celso Furtado Carlos Jereissati (Termoceará) Rômulo Almeida Camaçari Nordeste Página 11

12 Geração Termelétrica a Gás Natural Sistema Interligado Nacional SIN MW-med jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 MMm³/dia 28/2/215 1/3/215 2/3/215 3/3/215 4/3/215 5/3/215 6/3/215 7/3/215 8/3/215 9/3/215 1/3/215 11/3/215 12/3/215 13/3/215 14/3/215 15/3/215 16/3/215 17/3/215 18/3/215 19/3/215 2/3/215 21/3/215 22/3/215 23/3/215 24/3/215 25/3/215 26/3/215 27/3/215 28/3/215 29/3/215 3/3/215 31/3/215 1/4/215 2/4/215 3/4/ Norte Interligado 1 5 Maranhão III Maranhão IV Maranhão V Nova Venécia Manauara Parnaíba IV Aparecida Mauá Jaraqui Tambaqui Ponta Negra Cristiano Rocha Norte Interligado 5, Uruguaiana Usinas de Manaus Usinas do Maranhão Milhões de m³/d 4, 3, 2, 1,, CANOAS UTE Chesf Camaçari Juiz de Fora FAFEN UTE Termoceará Aureliano Chaves UTE_Euzebio Rocha TERMOBAHIA UTE Linhares UTE Willian Arjona Luis Carlos Prestes Termofortaleza UTE Cuiabá UTE Santa Cruz Termoaçú Barbosa Lima Sobrinho UTE Araucária UTE Baixada Fluminense Termopernambuco Fernando Gasparian Norte Fluminense Gov. Leonel Brizola Mario Lago Página 12

13 jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 jul/13 ago/13 set/13 out/13 nov/13 dez/13 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 Armazenamento e Afluências no SIN (desde 211) Energia Armazenada Percentual da Capacidade de Armazenamento Em MW-med % do valor total MW-med fev/15 mar/15 fev/15 mar/15 SE-CO S NE N SE-CO NE N S Máximo Energia Natural Afluente - ENA Percentual da de Longo Termo - MLT (desde 214) Influência no CMO da diferença entre ENA e MLT ,27 214, , , 14 1, SE-CO S NE N 6. 8, 6, 8 MLT 4. 4, , 2 jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 jul/14 ago/14 set/14 out/14 nov/14 dez/14 jan/15 fev/15 mar/15 SE-CO NE N S MLT do SIN CMO médio (R$/MWh) fev/15 mar/15, Evolução do Custo Marginal de Operação - CMO(R$/MWh) Semana SE-CO S NE N 28/2/215 a 6/3/ , ,34 7,85 462,98 7/3/215 a 13/3/ , ,26 639,56 345,5 14/3/215 a 2/3/ , ,44 759,12 538,73 21/3/215 a 27/3/ , ,34 1.4,32 737,71 28/3/215 a 3/4/ ,46 863,46 776,54 55,54 Fonte: ONS, abr/215 Acompanhamento das Térmicas a Gás Natural em Construção Máquina AVALIAÇÃO NO PERÍODO Situa Potência Ítem Usina Combustível ção Total (MW) Potência Simulação Und. Ato Legal Tendência (MW) PMO 4 x 22,5 81, DEZ/218 1 Novo Tempo (PE) NI 1.238, Gás Natural Sim 2 x 214, 428, DEZ/218 Gás Natural 1 168,8 JAN/214 JUL/216 2 Maranhão III (MA) EC 518,8 Sim Gás Natural 2 168,8 JAN/214 JAN/217 Vapor 3 181,2 MAI/214 JAN/217 Gás Natural 1 189,55 NOV/217 JAN/217 3 Mauá 3 (AM) EC 59,75 Sim Gás Natural 2 189,55 NOV/217 JAN/217 Vapor 3 211,65 NOV/217 JAN/218 4 Sepé Tiaraju (Canoas) (RS) EC 88 Vapor 2 88, DEZ/214 MAR/215 Sim 4 x 22,5 81, DEZ/218 5 Rio Grande (RS) NI Gás Natural Sim 2 x 214, 428, DEZ/218 Fonte: DMSE, abr/215 Comentários Mais uma vez, o consumo de gás natural no segmento termelétrico ficou acima de 5 MMm³/dia, atingindo o segundo maior valor do histórico. Destaque para o aumento da média de despacho das usinas termelétricas de Uruguaiana (+,81 MMm³/dia), Termopernambuco (+,57 MMm³/dia) e Baixada Fluminense (+,29 MMm³/dia). Em contraposição, apresentaram queda Luis Carlos Prestes (-,4 MMm³/dia) e Linhares (-,42 MMm³/dia). Página 13

14 Preços e Competitividade Preços no Brasil Mês de referência - Março de 215 Região Nordeste Sudeste Preço Petrobras para Distribuidora (Preços isentos de tributos e encargos) Contratos Nova Política Modalidade Firme Nova Política Modalidade Firme Preço (US$/MMBTU) sem desconto com desconto 11,727 11,732 Preço ao Consumidor Industrial por Faixa (em US$/MMBTU c/ impostos) 2. m³/dia 2. m³/dia 5. m³/dia 7, , , ,4558 7,419 16, , ,13 Região Contratos Preço (US$/MMBTU) Commodity Transporte Total m³/dia m³/dia m³/dia Sudeste Gás Importado 6,7555 1,7683 8, , , ,13 Sul Gás Importado 6,7724 1,8 8, ,67 15, ,4243 Centro Oeste Gás Importado 7,7399 1,8525 9, , ,79 14,5661 Fonte: MME/SPG/DGN, abr/15. * Dados originalmente obtidos da Petrobras, das Distribuidoras e do Banco Central. s regionais simples (não ponderadas por v olume). * Os preços ao consumidor final do segmento industrial foram calculados pelo MME com base nas informações de preço disponibilizadas nos sítios das distribuidoras ou das agências reguladoras estaduais. * Segundo a Petrobras, a seu ex clusiv o critério, no mês de março/15 foi aplicado um desconto prov isório equiv alente a 33% sobre os preços contratuais da nov a política de modalidade firme para as distribuidoras das regiões Nordeste e Sudeste. Fonte: MME/SPG/DGN, abr/15. Dólar de conversão R$/US$ (março/15): 2,6342 PREÇOS PARA O PPT () jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 215 PPT 4,25 4,74 4,6 4,55 4,53 4,2 4,11 3,99 4,1 Fonte: MME/SPG/DGN, abr/15. Nota: PPT: Programa Prioritário Termelétrico. O preço do gás natural para o PPT não inclui imposto e é calculado com base na Portaria Interministerial nº 234/2. Preços Internacionais PREÇOS INTERNACIONAIS 215 () jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 215 Gás russo na fronteira da Alemanha 8,22 1,6 11,98 11,19 1,44 9,5 9,29 9,29 9,36 NBP * 6,39 9,35 9,36 1,48 8,47 7,14 7,36 7,9 7,2 Henry Hub 4,38 4, 2,66 3,73 4,36 2,99 2,88 2,83 2,9 Petróleo Brent 14,16 19,82 19,95 19,39 17,64 8,51 1,29 9,96 9,59 Petróleo WTI 14,14 16,93 16,77 17,45 16,59 8,41 8,98 8,52 8,64 Petróleo Brent (US$/Bbl) 79,48 111,25 111,76 1,26 98,98 47,76 57,75 55,89 53,8 Petróleo WTI (US$/Bbl) 79,37 95,4 93,66 9,28 93,11 47,22 5,42 47,82 48,49 Fontes: Preço do Gás: mundi.com (FMI), abr/15. Preço do Petróleo: mundi.com (FMI), abr/15. * das cotações diárias para entrega no mês seguinte. Nota: Os preços internacionais estão sujeitos a reajustes segundo critérios das fontes acima citadas. Página 14

15 Competitividade do Gás Natural na Bahia (BAHIAGAS) 25 2 jan-7 mar-7 mai-7 jul-7 set-7 nov-7 jan-8 mar-8 mai-8 jul-8 set-8 nov-8 jan-9 jan/7 mar/7 mai/7 jul/7 set/7 nov/7 jan/8 mar/8 mai/8 jul/8 set/8 nov/8 jan/9 mar/9 mai/9 jul/9 set/9 nov/9 jan/1 mar/1 mai/1 jul/1 set/1 nov/1 jan/11 mar/11 mai/11 jul/11 set/11 nov/11 jan/12 mar/12 mai/12 jul/12 set/12 nov/12 jan/13 mar/13 mai/13 jul/13 set/13 nov/13 jan/14 mar/14 mai/14 jul/14 set/14 nov/14 jan/15 mar/15 jan/7 mar/7 mai/7 jul/7 set/7 nov/7 jan/8 mar/8 mai/8 jul/8 set/8 nov/8 jan/9 mar/9 mai/9 jul/9 set/9 nov/9 jan/1 mar/1 mai/1 jul/1 set/1 nov/1 jan/11 mar/11 mai/11 jul/11 set/11 nov/11 jan/12 mar/12 mai/12 jul/12 set/12 nov/12 jan/13 mar/13 mai/13 jul/13 set/13 nov/13 jan/14 mar/14 mai/14 jul/14 set/14 nov/14 jan/15 mar-9 mai-9 jul-9 set-9 nov-9 jan-1 mar-1 mai-1 jul-1 set-1 nov-1 jan-11 mar-11 mai-11 jul-11 set-11 nov-11 jan-12 mar-12 mai-12 jul-12 set-12 nov-12 jan-13 mar-13 mai-13 jul-13 set-13 nov-13 jan-14 mar-14 mai-14 jul-14 set-14 nov-14 jan-15 Comparativo de Preços entre Gás Natural Industrial e OCA1 na Bahia - março/ Comparativo de Preços entre Gás Natural para o Segmento Industrial (2. m³/dia) e Óleo Combustível na Bahia ,3571 3,6232 2,257 3,5949 2,212 3, ,735 1,1794 8,3643 1,1 8,1574 1, mil m³/dia OC equivalente 2 mil m³/dia OC equivalente 5 mil m³/dia OC equivalente Preço sem Tributo Tributo 2 mil m³/dia OC equivalente mar-15 6 Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina na Bahia - março/215 6 Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e a Gasolina na Bahia , ,32 12, , GNV Preço sem Tributo Tributo Gasolina GNV Gasolina mar/ Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP na Bahia - mar/ Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e o GLP na Bahia ,6788 3, ,339 19, Gás Natural 16 m³/mês GLP Tributo Preço sem Tributo Gás Natural 16 m³/mês GLP Ver nota na página 26. Página 15

16 jan-7 mar-7 mai-7 jul-7 set-7 jan-7 mar-7 mai-7 jul-7 set-7 nov-7 jan-8 mar-8 mai-8 jul-8 set-8 nov-8 jan-9 mar-9 mai-9 jul-9 set-9 nov-9 jan-1 mar-1 mai-1 jul-1 set-1 nov-1 jan-11 mar-11 mai-11 jul-11 set-11 nov-11 jan-12 mar-12 mai-12 jul-12 set-12 nov-12 jan-13 mar-13 mai-13 jul-13 set-13 nov-13 jan-14 mar-14 mai-14 jul-14 set-14 nov-14 jan-15 mar-15 jan-7 mar-7 mai-7 jul-7 set-7 nov-7 jan-8 mar-8 mai-8 jul-8 set-8 nov-8 jan-9 mar-9 mai-9 jul-9 set-9 nov-9 jan-1 mar-1 mai-1 jul-1 set-1 nov-1 jan-11 mar-11 mai-11 jul-11 set-11 nov-11 jan-12 mar-12 mai-12 jul-12 set-12 nov-12 jan-13 mar-13 mai-13 jul-13 set-13 nov-13 jan-14 mar-14 mai-14 jul-14 set-14 nov-14 nov-7 jan-8 mar-8 mai-8 jul-8 set-8 nov-8 jan-9 mar-9 mai-9 jul-9 set-9 nov-9 jan-1 mar-1 mai-1 jul-1 set-1 nov-1 jan-11 mar-11 mai-11 jul-11 set-11 nov-11 jan-12 mar-12 mai-12 jul-12 set-12 nov-12 jan-13 mar-13 mai-13 jul-13 set-13 nov-13 jan-14 mar-14 mai-14 Competitividade do Gás Natural em São Paulo (COMGAS) 25 Comparativo de Preços entre Gás Natural Insdustrial e OCA1 em São Paulo - março/ Comparativo de Preços entre Gás Natural para o Segmento Industrial (2. m³/dia) e Óleo Combustível em São Paulo ,6651 3,622 2,7742 3,5937 2,6559 3, ,5823 1,1762 1,289 1,967 9,8423 1, mil m³/dia OC equivalente 2 mil m³/dia OC equivalente 5 mil m³/dia OC equivalente Preço sem Tributo Tributo 2 mil m³/dia OC equivalente jul-14 set-14 nov-14 jan-15 mar Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina em São Paulo - março/215 3,197 11,8477 GNV Preço sem Tributo Tributo 11,112 19,1721 Gasolina Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e a Gasolina em São Paulo GNV Gasolina jan-15 mar Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP em São Paulo - março/215 6 Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e o GLP em São Paulo , ,2267 2, Gás Natural 16 m³/mês 19,5894 GLP Tributo Preço sem Tributo Gás Natural 16 m³/mês GLP Ver nota na página 26. Página 16

17 jan-7 mar-7 mai-7 jul-7 jan-7 mar-7 mai-7 jul-7 set-7 nov-7 jan-8 mar-8 mai-8 jul-8 set-8 nov-8 jan-9 mar-9 mai-9 jul-9 set-9 nov-9 jan-1 mar-1 mai-1 jul-1 set-1 nov-1 jan-11 mar-11 mai-11 jul-11 set-11 nov-11 jan-12 mar-12 mai-12 jul-12 set-12 nov-12 jan-13 mar-13 mai-13 jul-13 set-13 nov-13 jan-14 mar-14 mai-14 jul-14 set-14 nov-14 jan-15 mar-15 set-7 nov-7 jan-8 mar-8 mai-8 jul-8 set-8 nov-8 jan-9 mar-9 mai-9 jul-9 set-9 nov-9 jan-1 mar-1 mai-1 jul-1 set-1 nov-1 jan-11 mar-11 mai-11 jul-11 set-11 nov-11 jan-12 mar-12 mai-12 jul-12 set-12 nov-12 jan-13 mar-13 mai-13 jul-13 set-13 nov-13 jan-14 mar-14 mai-14 jul-14 set-14 nov-14 jan-15 Competitividade do Gás Natural no Rio de Janeiro (CEG) Os dados relacionados ao histórico de preços de óleo combustível no Rio de Janeiro estão em processo de revisão. 6 Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e Gasolina no Rio de Janeiro - março/215 6 Comparativo de Preços entre Gás Natural Veicular e a Gasolina no Rio de Janeiro , , ,89 19, GNV Tributo Preço sem Tributo Gasolina GNV Gasolina mar Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e GLP no Rio de Janeiro - março/215 7, ,5846 Gás Natural 16 m³/mês 4,73 17,3829 GLP Comparativo de Preços entre Gás Natural Residencial e o GLP no Rio de Janeiro Tributo Preço sem Tributo Gás Natural 16 m³/mês GLP Ver nota na página 26. Página 17

18 Balanço na Bolívia, Chile, Argentina, Uruguai e Estados Unidos Bolívia (em milhões de m 3 /dia) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 213 PRODUÇÃO NACIONAL 41,71 45,7 51,11 54,9 58, 58,34 55,28 58,7 59,98 59,65 6,1 59,26 6,3 56,9 6,55 58,44 Reinjeção,3,1,,,,,,,,,,,,,, Queima e perda,24,32,2,45,11,9,76,11,15,15,15,23,3,31,44,27 Consumo nas unidades de E&P,78,8,9,93,95,96,91,91,92,94,94,92,94,92,93,93 Conv ertido em líquido,47,49,5,54,57,56,55,57,57,55,56,57,57,57,59,56 Consumo no Transporte,96 1,5 1,1 1,2 1,21 1,56 1,9 1,3 1,38 1,39 1,37 1,29 1,28 1,24, 1,18 DISPONIBILIZADO 38,96 42,41 48,4 51,96 55,16 55,17 51,98 55,18 56,95 56,61 56,99 56,25 57,21 53,86 5,76 54,84 CONSUMO INTERNO DE GÁS 7,34 8,21 12,3 8,7 8,1 7,73 9,1 9,22 8,96 8,72 8,82 8,63 8,38 53,86 5,76 15,85 Residencial,14,17,2,23,25,22,24,23,27,26,28,27,25,27,25,25 Comercial,9,1,1,12,12,11,12,12,13,13,13,13,12,13,12,12 Veicular 1,23 1,42 1,5 1,68 1,71 1,62 1,69 1,66 1,74 1,76 1,82 1,84 1,85 1,84 1,86 1,75 Geração Elétrica 3,82 4,29 4,2 3,59 3,4 3,47 4,25 4,65 4,29 4,26 4,25 4,38 3,98 3,98, 3,71 Refinarias,26,26,3,27,29,25,25,26,27,28,25,23,24,25,,24 Indústria 1,8 1,97 2,2 2,18 2,25 2,6 2,46 2,31 2,57 2,29 2,5 2,46 2,45 2,46 2,32 2,36 EXPORTAÇÃO 31,63 34,2 39,9 43,89 47,15 47,44 42,97 45,96 47,7 47,63 47,75 46,95 48,32 44,93 46,22 46,41 BRASIL 26,79 26,74 27,5 31,62 31,29 31,65 3,83 31,16 31,65 31,35 31,45 31,4 31,71 31,69 31,67 31,42 Petrobras 26,78 26,74 27,5 31,62 31,29 31,64 3,81 31,13 31,62 31,32 31,45 31,4 31,67 31,69 31,67 31,41 MTgás,,,,,,2,1,3,3,3,,,3,,,1 BG,,,,,,,,,,,,,,,, ARGENTINA 4,84 7,46 12,4 12,27 15,86 15,77 12,13 14,77 16,1 16,25 16,31 15,91 16,58 13,24 14,55 14,97 Fontes: Demanda de Gás Local: Superintendência de Hidrocarburos e Superintendência de Eletricidade Produção: Informe mensal de produção nacional de gás natural por empresa - YPFB Ex portação: Balanço PEB Chile (em milhões de m 3 /dia) * * 212 jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 213 PRODUÇÃO NACIONAL 5,93 4,33 IMPORTAÇÃO * 1,18 4,35 OFERTADO AO MERCADO 7,11 8,68 CONSUMO INTERNO DE GÁS 7,11 8,68 11,32 12,72 12,67 Residencial e Comercial 1,22 1,29 1,61 1,62 1,38 Veicular,3,3,4,5 1,54 Geração Elétrica 1,35 2,31 5,59 7,37,6 Industriais,22,62 1,43 1,42 7,61 Petroquímica e Refinaria 4,25 4,38 2,6 2,23 2,5 Outros,4,5,5,5,4 Fonte: Comisión Nacional de Energía - CNE n/d: dados não disponíveis * Os dados de importação foram calculados pela diferença entre a produção e o consumo interno e englobam a importação de GNL e a importação por gasodutos da Argentina ** Os v alores médios de 212 foram calculados somente até o mês de junho. Após esse período, não há dados disponív eis. Uruguai (em milhões de m 3 /dia) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 214 IMPORTAÇÃO,19,21,24,18,17,7,9,11,11,21,25,25,21,19,17 Argentina,19,21,24,18,17,7,9,11,11,21,25,25,21,19,17 OFERTA DE GÁS,19,21,24,18,17,7,9,11,11,21,25,25,21,19,17 CONSUMO INTERNO DE GÁS,18,21,23,18,17,8,9,1,1,16,24,25,22,21,16 Residencial n/d,6,7,8,8,2,2,2,2,6,14,16,13,12,8 Comercial n/d,5,6,6,6,5,5,5,5,6,8,8,7,7,6 Veicular n/d,,,,,,,,,,,,,, Geração Elétrica n/d,6,6,1,,,,,,,,,,, Industriais n/d,,,1,1,,,2,1,3,,,1,,1 Consumo própio setor energético n/d,4,4,3,1,2,2,2,1,1,1,1,1,1,1 Página Fonte: Ministerio 18 de Industria, Energia y Mineria, fev/15 Página 18

19 Argentina (em milhões de m 3 /dia) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 214 PRODUÇÃO NACIONAL 128,91 124,69 12,58 114,27 113,64 115,97 113,65,,,,,,,,,, 19,13 Austral 28,58 29,63 3,42 28,81 27,44 27,21 27,21 Golfo San Jorge 14,3 13,35 14,26 14,34 14,52 15,15 15,15 Neuquina 71,22 69,8 65,34 62,19 63,75 65,7 65,7 Noroeste 14,81 12,63 1,56 8,93 7,92 7,91 7,91 Reinjeção 3,67 3,5 1,82,76,24,28,28 Convertido em Líquido 5,18 4,8 2,93 4,47 4,33 4,94 4,94 Queima e Perda 2,39 2,63 4,28 2,99 2,63 2,77 2,77 Consumo nas unidades de E&P 13,14 13,3 13,21 13,17 13,69 13,75 13,75 PRODUÇÃO DISPONÍVEL 14,53 11,17 98,34 92,88 92,75 94,23 94,23 IMPORTAÇÃO DA BOLÍVIA + GNL 1,5 18,43 24,9 32,38 32,89 2,3 2,3 Importação da Bolív ia 5,6 7,46 12,48 15,64 16,58 15,3 15,3 Importação GNL 4,99 1,97 12,42 16,74 16,31 5, 5, CONSUMO INTERNO DE GÁS 113,26 119,4 122,95 125,5 125,47 114,45 114,45 Residencial 27,19 28,39 31,14 32,62 3,63 12,5 12,5 Comercial 4,59 4,67 5,15 5,17 4,84 2,56 2,56 Veicular 7,19 7,45 7,61 7,5 7,75 7,54 7,54 Geração Elétrica 31,22 35,62 38,83 38,51 39,98 49,51 49,51 Industriais 32,76 34,21 33,79 33,71 34,59 34,87 34,87 Consumo no sistema 1,31 8,71 6,44 7,54 7,67 7,92 7,92 EXPORTAÇÃO 1,19,55,29,21,17,8,8 Brasil,,,,,,, Chile,97,32,12,7,2,, Uruguai,22,23,17,15,15,8,8 Estados Unidos (em milhões de m 3 /dia) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Produção de gás natural 2.23, 2.81,8 2.21, , , ,1 2.4, , , , ,5 2.46, 2.58, , , , , ,7 Gás não associado 1.119,2 1.28,6 954,3 971,1 873,9 Gás associado 44,5 452,9 458,5 385,4 421,2 Shale gás 37,3 451,5 659,8 817,6 923,6 Coalbed methane 156,1 148,8 138,1 119,6 11,7 Reinjeção 273,4 266,3 261,1 254,4 258,6 Consumo E&P 99, 99,8 12,7 18,2 11, 124,6 124,1 13, 122,7 132,5 124,9 129,6 135,5 119,9 128,8 121,9 128,1 126,9 Queima e perda 12,8 12,9 16,3 16,5 2,2 Contaminantes 56, 64,9 67,3 59,7 56,1 Absorção em UPGNs 79,4 82,8 88,2 97,4 13,7 17,8 19,2 118, 115,1 121,8 118,7 124,2 129,3 122,3 131,2 12,9 127,3 Oferta ao mercado 1.52, , , , , , , 1.866, ,5 1.91, , , , , ,7 1.88, , ,5 Importação 291,1 29,5 269,5 243,8 224,2 269,8 248,2 221,2 183,3 195,1 184,3 183,8 195, 184,2 28,5 27,8 231,8 29,4 Por gasoduto 256,1 257,1 242,3 23,1 216,7 262, 244,4 218,6 18,6 192,5 175,4 178,1 193,5 178,9 21,9 27,8 224,4 24,8 do Canadá 253,9 254,7 242,1 23,1 216,6 261,8 244,2 218,5 18,5 192,3 175,2 178, 193,4 178,8 21,8 27,7 224,3 24,7 do México 2,2 2,3,2,,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1 GNL 35, 33,4 27,2 13,6 7,5 7,8 3,8 2,5 2,7 2,6 9, 5,8 1,5 5,2 6,6, 7,3 4,6 Exportação 83,2 88,2 117, 125,7 122,2 123,1 14,2 141,3 111,4 17,8 19,6 116,4 18,9 19,5 18,6 13,5 115,2 116,3 Por gasoduto 8,7 83,2 111,4 123,5 121,9 123,1 137,4 141,2 111,4 15,9 19,6 113,8 16,2 16,9 15,9 13,4 115,1 115, para Canadá 54,4 57,4 72,7 75,4 7,8 74,8 85,5 86,4 59,6 47,2 5, 5,4 44,3 47,6 48,9 55,9 66, 59,7 para México 26,3 25,9 38,7 48,1 51,1 48,2 51,9 54,8 51,8 58,7 59,6 63,4 61,9 59,2 56,9 47,5 49,2 55,3 GNL 2,6 5, 5,5 2,2,2, 2,7,, 1,8, 2,6 2,7 2,7 2,7,, 1,3 para Brasil,,2,8,6,, 2,7,,,,,,,,,,,2 Oferta Líquida de gás estocado* -26,8-1,3-26,8, 42,8 886,5 736,2 333,7-198,6-45,8-422,2-364,9-351,8-385, -377,8 147,1 261,6-15,5 Estocagem -257,3-255,5-265,6-219,1-244,6-6,7-15,6-126,5-295, -499,1-462,1-422,9-421,1-428, -427, -183, -13,5-296,8 Oferta de gás estocado 23,6 254,2 238,9 219,1 287,5 947,2 841,7 46,2 96,3 48,3 4, 58, 69,3 43, 49,1 33,1 392,1 281,3 Consumo no transporte e distribuição 52, 52,3 53,1 55,5 58, 97,2 92,1 8, 59,2 56,6 53,1 57,1 6,6 54,9 6, 71,6 81,1 68,6 Outros combustíveis gasosos 5,1 4,9 4,6 4,7 4,4 4,6 6,1 3,8 4,6 4,7 4,6 4,6 2,8 4, 4,4 4,4 4,8 4,4 Ajustes -8,4 9,4-14,9-7,8-2,2 2,7 44,1 22,5 43,4 49, 44,8 47,1 34,2 7,6-16,7-87,1-27,2 13,7 Demanda 1.628, , 1.737, ,2 1.85, , , ,6 1.62, , , , 1.649, , , , , 1.891,6 Residencial 371,2 371,3 366,1 325,1 383,3 948,7 862, 659,8 318,6 185,3 114,2 13,4 99,4 111,1 2,2 495, 654,2 396, Comercial** 242,2 24,9 244,9 226, 255,1 521,6 492,8 393,8 224,6 163,1 127,9 124,4 127,6 135,3 191,3 328,9 389,3 268,4 Industrial 478,8 529,9 536, 554,2 575,5 66, 67,4 644,2 573,5 573,3 536,3 554,5 575,7 54,4 575,8 63,7 63,7 594,9 GNV 2,1 2,2 2,5 2,6 2,6 2,5 2,5 2,6 2,5 2,6 2,5 2,5 2,6 2,5 2,6 2,5 2,5 2,5 Geração termelétrica 533,8 573,7 588,1 79,4 633,8 64,3 56,5 526,1 51,4 61,8 656,6 767,1 844,4 72,3 662,5 547,3 574,3 629,8 Fonte: U.S. Energy Information Administration, mar/215 * Valores negativos indicam armazenamento de gás natural, enquanto que valores positivos indicam diponibilização de gás ao mercado. ** Inclui combustível veícular. n/d - Valores não disponíveis Página 19

20 Lei do Gás Lei n 11.99, de 4 de março de 29. Decreto de Regulamentação Decreto n 7.382, de 2 de dezembro de 21. Resolução CNPE Legislação do Setor Resolução nº 8, de 8 de dezembro de 29 (Estabelece diretrizes para a exportação de cargas ociosas de Gás Natural Liquefeito - GNL). Portarias do MME Portaria n 67, de 1 de março de 21 (Procedimentos para obtenção de autorização para exportação de cargas ociosas de GNL no mercado de curto prazo). Portaria n 472, de 5 de agosto de 211 (Diretrizes para o processo de chamada pública). Portaria nº 94, de 5 de março de 212 (Procedimentos de provocação por terceiros para a construção ou a ampliação de gasodutos de transporte). Portaria nº 232, de 13 de abril de 212 (Procedimentos para obtenção de autorizações para importação de gás natural). Portaria nº 13, de 24 de abril de 213 (Estabelece as regras e procedimentos para a solicitação e o recebimento, pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE, de dados dos agentes da indústria do gás natural e demais interessados para fins de elaboração dos Estudos de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário). Portaria nº 26, de 12 de junho de 213 (Define procedimentos para aprovação de projetos de investimento na área de infraestrutura de petróleo, de gás natural e de biocombustíveis, geridos e implementados por Sociedade de Propósito Específico - SPE e concessionárias e autorizatárias). Portaria MME nº 39, de 31 de outubro de 213 (Altera a Portaria MME n 26, de 12 de junho de 213). Portaria MME n 41, de 8 de agosto de 214 (Altera a Portaria MME n 26, de 12 de junho de 213). Portaria nº 317, de 13 de setembro de 213 (Proposição, mediante provocação da Petrobras, a construção do Gasoduto de Transporte entre os Municípios de Itaboraí e Guapimirim, no Estado do Rio de Janeiro) Portaria nº 45, de 12 de dezembro de 213 (Define diretrizes para a licitação de gasoduto de transporte entre os municípios de Itaboraí e Guapimirim, no Estado do Rio de Janeiro) Portaria n 128, de 26 de março de 214 (Aprova o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário do País - PEMAT 222) Portarias e Resoluções da ANP Portaria ANP nº 249, de 1º de novembro de 2 (Dispõe sobre as questões relacionadas com as queimas em flares e as perdas de gás natural, com os limites máximos de queimas e perdas autorizadas e não sujeitas ao pagamento de royalties e estabelece parâmetros para o controle das queimas e perdas de gás natural). Portaria ANP n 1, de 6 de janeiro de 23 (Estabelece os procedimentos para o envio das informações referentes às atividades de transporte e de compra e venda de gás natural ao mercado, aos Carregadores e à ANP). Resolução ANP n 6, de 3 de fevereiro de 211 (Aprova o Regulamento Técnico ANP n 2/211 - Regulamento Técnico de Dutos de Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural - RTDT). Resolução ANP nº 44, de 18 de agosto de 211 (Procedimentos gerais para a declaração de utilidade pública das áreas necessárias à implantação dos gasodutos concedidos ou autorizados e para instrução de processo com vistas à declaração de utilidade pública das áreas necessárias à exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, construção de refinarias, dutos e terminais, para fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa). Resolução ANP nº 5, de 23 de setembro de 211 (Estabelece as informações a serem prestadas para a ANP relativas aos terminais de GNL e os critérios para definir os gasodutos que são parte integrante desses terminais). Resolução ANP nº 51, de 29 de setembro de 211 (Regulamenta o registro de autoprodutor e autoimportador). Resolução ANP nº 52, de 29 de setembro de 211 (Regulamenta a autorização da prática da atividade de comercialização de gás natural, o registro de agente vendedor, previsto no Decreto nº 7.382/21, e o registro de contratos de compra e venda de gás natural). Resolução ANP nº 42, de 1 de dezembro de 212 (Fixa diretrizes e regras para o compartilhamento de infraestruturas do setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis). Resolução ANP nº 37, de 4 de outubro de 213 (Estabelece os critérios para a caracterização da Ampliação da Capacidade de Transporte de gasodutos de transporte, compostos por todas as suas tubulações e instalações auxiliares - Componentes e Complementos.) Resolução ANP nº 51, de 23 de dezembro de 213 (Regulamenta a autorização para a prática de atividade de Carregamento de gás natural, dentro da esfera de competência da União.) Resolução ANP nº 15, de 14 de março de 214 (Regulamenta os critérios para cálculo das Tarifas de Transporte referentes aos Serviços de Transporte firme, interruptível e extraordinário de gás natural; e o procedimento para a aprovação das propostas de Tarifa de Transporte de gás natural encaminhadas pelos Transportadores para os Gasodutos de Transporte objeto de autorização.) Resolução ANP nº 39, de 3 de julho de 214 (Aprova o Regulamento sobre os procedimentos para a realização de licitação para a concessão da atividade de transporte de gás natural, contemplando a construção ou ampliação e a operação de gasodutos de transporte de gás natural.) Fonte: Departamento de Gás Natural/MME, outubro/214. Página 2