RIO OIL&GAS EXPO AND CONFERENCE

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1 RIO OIL&GAS EXPO AND CONFERENCE Painel: O Impacto do Planejamento Energético nos Investimentos Futuros na Área de Gás Natural MAURÍCIO TIOMNO TOLMASQUIM Presidente da Empresa de Pesquisa Energética Setembro/2006

2 Estrutura da Oferta de Energia no Brasil PRODUÇÃO PRIMÁRIA DE ENERGIA (10 6 tep) (%) outras 3 5 cana 9 15 lenha hidráulica 9 15 gás natural petróleo

3 Crescimento da Oferta por tipo de fonte (Brasil 2004/2005) ENERGIA NÃO RENOVÁVEL 1,0% Petróleo e Derivados 0,8% Gás Natural 7,4% -2,0% Carvão M ineral e Derivados -18,0% Urânio (U308) e Derivados ENERGIA RENOVÁVEL 3,5% En ergia Hidráulica e Eletricidade 5,2% Lenha e Carvão Vegetal 1,4% Produtos da Cana-de-açúcar 3,9% O utras R enováveis 3,1% OIE TOTAL 2,1% -20% -15% -10% -5% 0% 5% 10%

4 Evolução da Demanda de Gás por Segmento milhões m 3 / d TAXAS MÉDIAS ANUAIS DE CRESCIMENTO TRANSPORTES (GNV) 44,5% GERAÇÃO ELÉTRICA 31,5% COMERCIAL/PÚBLICO 16,2% RESIDENCIAL 15,4% SETOR ENERGÉTICO (autoconsumo) 14,6% INDUSTRIAL 13,0% CONSUMO FINAL NÃO-ENERGÉTICO (matéria prima) -1,2% TOTAL 14,7% INDUSTRIAL TRANSPORTES COMERCIAL/PÚBLICO RESIDENCIAL SETOR ENERGÉTICO CONSUMO FINAL NÃO- ENERGÉTICO GERAÇÃO ELÉTRICA

5 PROJEÇÃO DE DEMANDA DE GÁS NATURAL - NÃO TERMELÉTRICA O trabalho de projeção da demanda potencial de gás, para os próximos 10 anos, foi coordenado pela EPE, em parceria com a ABEGAS e participação direta das Cias. Distribuidoras estaduais, a partir de um conjunto de premissas definidas por um Grupo de Trabalho que também incluiu IBP, ANP, ABRAGET e PETROBRAS.

6 Premissas de Competitividade para a Projeção de Demanda Foram considerados três cenários para relação de preços entre o gás natural e seus energéticos concorrentes. Partiu-se da relação entre gás (city-gate) e OC ATE (exrefinaria) de 56% em 2005, alcançando os seguintes patamares em 2010: Caso 1: GN/OC = 70% Caso 2: GN/OC = 85% Caso 3: GN/OC = 100% Constante entre 2010 e 2015 Com estas relações para o OC ATE estabeleceu-se as equivalências competitivas entre o gás natural e os demais combustíveis (OC BTE, diesel, gasolina e álcool).

7 Demanda não termelétrica no Brasil Milhões m³/d ano cenário 70% cenário 85% cenário 100%

8 Evolução da Demanda por Segmento Região NE Automotivo 17% 2006 Res/Com 1% Automotivo 15% 2015 Res/Com 2% Industrial 82% Industrial 83% Total = 7,5 M m³/d Total = 11,5 M m³/d Taxa = 4,9% a.a.

9 Evolução da Demanda por Segmento Regiões SE e CO Automotivo 18% 2006 Res/Com 5% Automotivo 21% 2015 Res/Com 6% Industrial 77% Industrial 73% Total = 25,8 M m³/d Total = 41,4 M m³/d Taxa = 5,4% a.a.

10 Evolução da Demanda por Segmento Região Sul Automotivo 15% 2006 Res/Com 1% Automotivo 22% 2015 Res/Com 3% Industrial 84% Industrial 75% Total = 4,0 M m³/d Total = 6,7 M m³/d Taxa = 6,0% a.a.

11 GERAÇÃO TERMELÉTRICA

12 Oferta Interna de Eletricidade 2005 Hidrelétrica 340,5 TWh 77,1% Importação 36,5 TWh 8,3% Nuclear 9,5 TWh 2,2% Gás natural 18,2 TWh 4,1% Carvão 7,2 TWh 1,6% Renováveis (*) 17,4 TWh 3,9% Deriv. Petróleo 12,4 TWh 2,8% (*) inclui biomassa, eólica e outras renováveis não convencionais; PCH incluída em hidrelétrica Fonte: EPE/BEN

13 Geração Termelétrica GÁS NATURAL URÂNIO DERIVADOS DO PETRÓLEO BIOMASSA OUTRAS SECUNDÁRIAS CARVÃO Fonte: EPE/BEN, TWh

14 Capacidade Termelétrica a Gás Natural por Região Plano Decenal 2006 a 2015 Termelétricas existentes Sistema Potência instalada (MW) NE 848 SE-CO-S N - Total Termelétricas com previsão de aumento de capacidade Sistema Potência instalada (MW) NE SE-CO-S N - Total Termelétricas previstas Sistema Potência instalada (MW) NE 340 SE-CO-S 576 N Total 1.927

15 Demanda Termelétrica de Gás Máxima (Termelétricas em operação/ampliação/construção) Demanda Termelétrica ,7 Milhões m³/d ano

16 PROJEÇÕES DE DEMANDA DE GÁS NATURAL - TERMELÉTRICA Em 2007 e 2008, utilizou-se a premissa de possibilidade de duplicação dos níveis históricos (últimos 4 anos) de geração termelétrica, ou seja, de 30% para 60% da capacidade instalada; A partir de 2007, considerou-se que um conjunto de termelétricas a gás natural serão convertidas para óleo diesel, flexibilizando a geração a partir do gás natural (relação em anexo); A partir de 2009, utilizou-se uma estimativa para os valores de demanda termelétrica de gás natural, considerando um Cenário Newave com 95% de probabilidade de não serem excedidos.

17 Projeção de Demanda de Gás Natural no Brasil Milhões m 3 /d TÉRMICAS (Capacidade instalada do parque térmico) 57 Milhões de m 3 /dia CIAS DISTRIBUIDORAS (Cenário 85% de competitividade) CONSUMO INDUSTRIAL PETROBRAS Anos

18 Projeção de Demanda de Gás Natural no Brasil Milhões m 3 /d 120 Premissa: Atendimento do parque termelétrico: Ano 2007 e % 47 Milhões de m 3 /dia TÉRMICAS (Cenário de despacho térmico c/ percentil 95%) CIAS DISTRIBUIDORAS (Cenário 85% de competitividade) CONSUMO INDUSTRIAL PETROBRAS Anos

19 Projeção de Demanda de Gás Natural no Brasil Cenário de despacho c/ percentil de 95%) 128 Milhões m 3 /d Premissa: Atendimento do parque termelétrico: Ano 2007 e % TÉRMICAS BICOMBUSTÍVEIS Milhões de m 3 /dia 80 TÉRMICAS A GÁS (Não convertidas) CIAS DISTRIBUIDORAS (Cenário 85% competitividade) 20 CONSUMO INDUSTRIAL PETROBRAS Anos UTE's com previsão para conversão para bicombustível: Termorio (parcial), Canoas, TermoIbirité, Vale do Açu, Eletrobolt, Termoceará, Nova Piratinga, Cubatão e W. Arjona (parcial).

20 OFERTA DE GÁS NATURAL

21 Previsões de Oferta de Gás Natural Oferta Brasil Campos Descobertos : Previsão elaborada pela EPE com informações fornecidas pela ANP sobre reservas e histórico de produção dos campos, bem como dos índices de disponibilidade por área operacional; Importação da Bolívia: Capacidade máxima atual do GASBOL e oferta para atendimento da TermoCuiabá; Importação da Argentina : Oferta para atendimento da TermoUruguaiana; Importação de GNL : Volume informado pela Petrobras na divulgação do seu Plano de Negócios, previsto pela EPE a partir de 2009; Oferta Brasil de Novas Descobertas: Estimativa, elaborada pela EPE, do potencial de produção de gás natural baseada em método não convencional, de avaliação do valor de mercado das reservas que poderiam existir nos blocos exploratórios licitados pela ANP, a partir dos bônus oferecidos pelas empresas vencedoras das licitações.

22 Previsão de Oferta de Gás Natural no Brasil 160 Oferta Brasil - Campos Descobertos 152 Milhões m 3 /d 140 Oferta Brasil CD + BO + AR Oferta Brasil CD + BO + AR + GNL Total de Oferta com Novas Descobertas Milhões de m 3 /dia Anos

23 BALANÇO DE OFERTA E DEMANDA DE GÁS NATURAL

24 Projeção de Oferta e Demanda de Gás Natural no Brasil Oferta total com: Campos Descobertos Importação da Bolívia Importação da Argentina Importação de GNL Oferta total com novas descobertas 152 Milhões m 3 /d Premissa: Atendimento do parque termelétrico: TÉRMICAS BICOMBUSTÍVEIS (Reconvertidas para gás) 100 Ano 2007 e % 32 Milhões de m 3 /dia 80 TÉRMICAS A GÁS (Não convertidas) 60 CIAS DISTRIBUIDORAS (Cenário 85% de competitividade) CONSUMO INDUSTRIAL PETROBRAS Anos

25 Expansão da Malha de Gasodutos na Região Sudeste GASODUTOS CARAGUATATUBA - TAUBATÉ GASBEL II PAULÍNIA - JACUTINGA JAPERI - REDUC CAMPINAS - RIO DE JANEIRO (SP - RJ) CABIÚNAS - VITÓRIA (RJ - ES) VITÓRIA - CACIMBAS (ES) OPERAÇÃO jan/09 mai/08 mar/08 dez/08 dez/06 set/07 dez/06 Vitória Jacutinga

26 Expansão da Malha de Gasodutos na Região Nordeste UTE Fortaleza Aracati CE RN Guamaré Termoceará RN PB GASODUTOS DOW - ARATU - CAMAÇARI (BA) CATU - CARMÓPOLIS (BA - SE) ATALAIA - ITAPORANGA (SE) CARMÓPOLIS - PILAR (SE - AL) Trecho Pilar - Ipojuca (AL - PE) AÇU - SERRA DO MEL (RN) Trecho 01 Catu - Itaporanga Trecho 02 Itaporanga - Carmópolis OPERAÇÃO out/06 set/07 nov/06 nov/06 out/06 jun/09 set/08 26 x 232 km 26 x 229 km 24 x 204 km Catu BA Cabo Ipojuca Jundiá AL PE PE AL Pilar SE Carmópolis Atalaia SE (Suape) (UTE Pernambuco) UTE Camaçari Rlam/ Termobahia Candeias Dow Aratu Camaçari

27 Integração das Malhas Sudeste e Nordeste GASENE Juazeiro Campina Grande João Pessoa Nordestão Caruaru Recife Cabo Garanhuns Gasalp Arapiraca Maceió Aracaju Feira de Santana Gaseb Brasília Anápolis Goiânia Januária Jequié Salvador Ilhéus Trecho Cacimbas (ES) Catu (BA) 980 Km Penápolis Itumbiara Uberlândia Uberaba Barretos São José do Rio Preto Bolívia- Brasil Campinas São Paulo Gasan Gaspal Belo Horizonte Gasbel Teófilo Otoni Governador Valadares Gasvol Cabiúnas Rio de Janeiro Gasduc I/II Lagoa Parda/Aracruz Vitória Aracruz/Vitória Gasvit Operação : 2009

28 Expansão da Malha de Gasodutos na Região Norte GASODUTOS URUCU - PORTO VELHO (AM - RO) COARI - MANAUS (AM) URUCU - COARI - GLP Duto (AM) Rio Iça Ri o Gasoduto Urucu-Coari Ja pu r á Gasoduto Coari- Manaus Até 10.5 MM m3/d Até 10.5 MM m3/d R io Rio Negro OPERAÇÃO REPRESA BALBINA MANAUS 900 Mw PROVINCIA DO JURUÁ CARAUARI Rio Juruá Rio Tefé Rio Tapuá TEFÉ Soli m ões Rio Urucu Rio Coari 2 MM m3/d 2 MM m3/d COARI Rio Madeira PROVINCIA DO URUCU Rio Purus Rio Purus Gasoduto Urucu-Porto Velho RIO BRANCO REPRESA DE SAMUEL PORTO VELHO Térmicas de Rondônia

29 CONSIDERAÇÕES FINAIS As palavras chaves para o posicionamento estratégico do setor de gás natural no Brasil devem ser FLEXIBILIDADE e DIVERSIFICAÇÃO, através de: Contratos de fornecimento interruptível (Curto prazo); Termelétricas bicombustíveis (Curto prazo); GNL; Intensificação do esforço exploratório no Brasil para gás natural.

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