Cenário de Oferta e Demanda de GN Foco no Estado do RJ RELATÓRIO 1

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1 Cenário de Oferta e Demanda de GN Foco no Estado do RJ RELATÓRIO 1 Apresentado em: 25 de agosto de 2011 Revisão em: 05 de setembro de 2011

2 Patrocínios e Apoios Patrocinadores Apoio 2 Patrocínios e Apoios

3 Conteúdo 1. Cenário Gas Energy de GN Brasil 1. Histórico Oferta e Demanda 2. Projeções Balanço Oferta demanda 3. Política atual de precificação do gás 2. Oferta e Demanda do RJ 1. Histórico e situação atual 2. Particularidades do estado do RJ 3. Distribuidoras de GN no RJ: CEG e CEG Rio 3. Projeções Gas Energy de GN no RJ 1. Projeção de Balanço Oferta e Demanda 3 Conteúdo

4 1- Cenário Gas Energy de GN Brasil 4

5 5 1.1 Histórico Oferta e Demanda

6 Abertura do Upstream 34 companhias de óleo e gás (2008) Tendência de ampliar participação de novos players na produção Fonte: Petrobras 6 Oferta e Demanda de GN

7 Players no Upstream Hoje existem mais de 70 grupos econômicos atuando no upstream brasileiro 7 Oferta e Demanda de GN

8 Novos Agentes no Upstream Campos já licitados pelo modelo de Concessão Área do Pré-sal Nome da Descoberta Contrato Rodada Operador Outros Participantes Parati BM-S-010, Bloco 1 2 Petrobras 65% BG 25%, Partex 10% Tupi (Lula) BM-S-011, Bloco 1 2 Petrobras 65% BG 25%, Galp Energia 10% Carioca BM-S-009, Bloco 2 2 Petrobras 45% BG 30%, Repsol YPF 25% Caramba BM-S Petrobras 80% Galp Energia 20% Júpiter BM-S Petrobras 80% Galp Energia 20% Bem-te-vi BM-S Petrobras 66% Shell 20%, Galp Energia 14% Guará BM-S-009, Bloco 1 2 Petrobras 45% BG 30%, Repsol YPF 25% Iara BM-S-011, Bloco 2 2 Petrobras 65% BG 25%, Galp Energia 10% Azulão BM-S Exxon 40% Amerada Hess 40%, Petrobras 20% Corcovado BM-S BG 40% Petrobras 60% Todas áreas estão localizadas na Bacia de Santos Fonte: Petrobras, ANP 8 Oferta e Demanda de GN 8

9 Cenário de Oferta após 2016: o Pré-sal Só em três areas: bilhões boe Lula (ex- Tupi) 5 a 8 bilhões boe Iara 3 a 4 bilhões boe Guara 2 a 3 bilhões boe Tcf 8 bi boe = 48 Tcf Área total da Província: km² Área já concedidas: km² (28%) Área concedida c/ partic. Petrobras: km² (24%) Área sem concessão: km² Até 800 km de comprimento / 200km de largura / km² Fonte: Petrobras 9 Oferta e Demanda de GN

10 O Impacto do Pré-sal: Petróleo Produção de Petróleo Posicionamento relevante Maiores Produtores de Petróleo Produção (milhões de barris/dia) Maiores Consumidores de Petróleo Consumo (milhões de barris/dia) Rússia 10,0 EUA 18,7 Arábia Saudita 9,7 China 8,6 EUA 7,2 Japão 4,4 Irã 4,2 Índia 3,2 China 3,8 Rússia 2,7 Canadá 3,2 Arábia Saudita 2,6 México 3,0 Alemanha 2,4 Emirados Árabes 2,6 Brasil 2,4 Iraque 2,5 Coréia do Sul 2,3 Kuwait 2,5 Canadá 2,2 Venezuela 2,4 México 1,9 Noruega 2,3 França 1,8 Nigéria 2,1 Irã 1,7 Brasil 2,0 Reino Unido 1,6 Argélia 1,8 Itália 1,6 Angola 1,8 Espanha 1,5 Cazaquistão 1,7 Indonésia 1,3 Líbia 1,7 Holanda 1,1 Reino Unido 1,4 Taiwan 1,0 Qatar 1,3 Singapura 1,0 Brasil com Pré-sal passará para 4º no ranking de produtores de petróleo (5,2 Mbpd 2018 a 2020) Produção crescerá mais que o consumo: tendência é se tornar exportador de petróleo e derivados * Ceteris Paribus Fonte: EIA, Gas Energy e BP Statistical Review 10 Oferta e Demanda de GN

11 O Impacto do Pré-sal: Gás Natural Brasil cresce 19 posições no ranking e passa a ser o maior produtor de Gás Natural na América Latina *Ceteris Paribus **Brasil com Pré-Sal (ex Bol e GNL) 120 Mm³/d Fonte: EIA, Gas Energy e BP Statistical Review 11 Oferta e Demanda de GN

12 Cenário de Oferta após 2016: o gás onshore Solimões Amazonas HRT Orteng OGX Queiroz Galvão - Outros Mm3/d Mm3/d Foz do Amazonas São Francisco Pelotas Para - Maranhão Parnaíba Santos Potiguar Campos Ceara & Potiguar AP Sergipe Alagoas & Recôncavo & Tucano Bahia Sul Espírito Santo Bacia do Solimões 2ª maior reserva de GN do país, com mais de 130 bilhões m³ de reservas provada e prováveis. Bacia do Parnaíba A OGX anunciou em Agosto 2010 uma descoberta de ~10-15 Tcf de GN na Bacia do Parnaíba. A Produção diária poderá chegar a 15 Mm3/d. Bacia do São Francisco Possui 350 mil km2 totais de área, sendo 118 mil km2 sob concessão. A previsão é que se tenha conhecimento do volume nos próximos meses. 12 Oferta e Demanda de GN

13 Oferta de Gás Natural no Brasil (Ex-Norte) * OBS: Os líquidos de gás natural, produzidos nas UPGN, estão incluídos nos valores de produção disponível. Fonte: Gas Energy * Valores Preliminares Dados: ANP, Abegas, MME, ONS 13 Oferta e Demanda de GN

14 Produção de Gás Natural no Sudeste * *Valores preliminares * Fonte: Gas Energy; Dados: ANP 14 Oferta e Demanda de GN

15 Produção de Gás Natural no Nordeste * * *Valores preliminares Fonte: Gas Energy; Dados: ANP 15 Oferta e Demanda de GN

16 Importação de GN da Bolívia Média 2008: 30,0 Mm 3 /d Média 2009: 22,2 Mm 3 /d Média 2010: 26,9 Mm 3 /d Média 2011*: 26,3 Mm 3 /d TOP Anual 80% *Média 2011 até mês de agosto. Nota: Importações brutas - não sendo ainda deduzidas as perdas e o consumo para a compressão. Elaboração: Gas Energy Dados: YPFB 16 Oferta e Demanda de GN

17 Importações de GNL * *Valores preliminares Fonte: Gas Energy Dados: MME 17 Oferta e Demanda de GN

18 Demanda de Gás Natural Brasil (Ex-Norte) Nota: Demanda não considera o consumo em refinarias/química Fonte: Gas Energy Dados: ANP, Abegas, MME, ONS 18 Oferta e Demanda de GN

19 Balanço Brasil Julho 2011 (Preliminar) OFERTA TOTAL IMPORT. BOLIVIA 28,3 47% 29,2 13% -2% IMPORT. GNL* 1,7 14% 8,9-21% 0% OFERTA DOM. JULHO 2011 milhões de metros cúbicos por dia 31,7 5% 3,0 5% -5% GNV PERDAS E AJUSTES 9% 5,3-2% -3% 2,1 UPGN* 19% REFINO / QUÍM.* 12,0 15% 24% 2,7 RES. / COM. PRODUÇÃO BRUTA 6% 3% 1,9 11% 4% PRODUÇÃO DISP.* 54,8-1% GNC/OUTROS 36,6 REINJEÇÃO QUEIMA E&P 2% 1,5 62% 62% 15% 4,7 3,8 9,7-2% 15% -41% 2% Acumul / 10 0% -1% -1% Participação Percentual 100% DEMANDA TOTAL 61,7 61,7 Jul 11 / Jun 11 INDUSTRIAL GERAÇÃO TERM. COGERAÇÃO Acumul / 10 BRASIL Jul 11 / Jun 11 Ex-Norte *Valores preliminares Fonte: Gas Energy Dados: ANP, Abegas, MME, ONS 19 Balanço Oferta e Demanda de GN

20 Balanço Sudeste/Sul/CO Julho 2011 (Preliminar) OFERTA TOTAL IMPORT. BOLIVIA SUDESTE / CO / SUL 28,3 56% 25,2 15% -3% IMPORT. GNL* 0,7 9% 4,1-35% -6% OFERTA DOM. JULHO 2011 milhões de metros cúbicos por dia 15,8 4% 1,6-9% -1% GNV PERDAS E AJUSTES 10% 4,3-2% -3% 9,7 REFINO / QUÍM. * UPGN* 15% 6,9 22% 15% 1,9 RES. / COM. PRODUÇÃO BRUTA 15% 4% 1,8 11% 4% PRODUÇÃO DISP.* 41,2-1% GNC 27,4 REINJEÇÃO QUEIMA E&P 2% 0,7 87% 119% 37% 1,8 3,5 8,4-2% 49% -43% 2% Acumul / 10-3% 0% -1% Participação Percentual 100% DEMANDA TOTAL 44,7 44,7 Jul 11 / Jun 11 INDUSTRIAL GERAÇÃO TERM. COGERAÇÃO Acumul / 10 Jul 11 / Jun 11 *Valores preliminares Fonte: Gas Energy Dados: ANP, Abegas, MME, ONS 20 Balanço Oferta x Demanda de GN

21 Balanço Nordeste Julho 2011 (Preliminar) OFERTA TOTAL IMPORT. BOLIVIA 0,0 24% 4,0 0% 5% IMPORT. GNL* 1,0 28% 4,8 13% 6% OFERTA DOM. JULHO 2011 milhões de metros cúbicos por dia 15,9 8% 1,3 14% -10% GNV PERDAS E AJUSTES 6% 0,9-5% -2% -7,6 UPGN * 30% REFINO / QUÍM. * 5,1 28% 15% 0,8 RES. / COM. PRODUÇÃO BRUTA -15% 0% 0,1 5% -1% PRODUÇÃO DISP.* 13,6-1% GNC 9,1 REINJEÇÃO QUEIMA E&P 4% 0,8 2% 30% -21% 2,9 0,3 1,3-2% 2% -11% 2% Acumul / 10 2% -2% -1% Participação Percentual 100% DEMANDA TOTAL 16,9 16,9 Jul 11 / Jun 11 INDUSTRIAL GERAÇÃO TERM. COGERAÇÃO Acumul / 10 NORDESTE Jul 11 / Jun 11 *Valores preliminares Fonte: Gas Energy Dados: ANP, Abegas, MME, ONS 21 Balanço Oferta x Demanda de GN

22 1.2 Projeções Balanço Oferta e Demanda Adotando premissas aprovadas pela Secretaria 22

23 Premissas para a Projeção da Oferta de GN Foram desenvolvidos dois cenários de projeção : Cenário Conservador Cenário Agressivo Horizonte das Projeções: até 2020 Importação Bolívia: manutenção do contrato atual Importação GNL: expansão da capacidade atual Pré-sal: crescimento acelerado da oferta de GN Campos existentes: taxas de declínio por bacia Considerou-se que as produções de gás dos sistemas isolados da rede de gasodutos passam a interferir no balanço e devem ser considerados na medida em que, ao serem transformados em energia elétrica, competirão em um dos mercados finais do gás nacionalmente, como pode ser observado no leilão A-3 de Projeção da Oferta e Demanda de GN

24 Premissas de Projeção da Oferta de GN - Resumo OFERTA CENÁRIO CONSERVADOR CENÁRIO AGRESSIVO PRODUÇÃO NACIONAL: Campos ex-pré-sal Taxas de declínio por bacia p/ campos em produção Curvas de produção p/ novos campos Considera sistemas isolados (bacias Solimões e Parnaíba) Campos Pré-sal Gas Oil Ratio: 220 (m 3 gás por m 3 óleo) Taxa de declínio: 10% Reinjeção: 15% Queima: 5% Uso nas plataformas: 5% Reinjeção CO 2 : 5% Gas Oil Ratio: 300 (m 3 gás por m 3 óleo) Taxa de declínio: 10% Reinjeção: 10% Queima: 5% Uso nas plataformas: 5% Reinjeção CO 2 : 5% Novas Descobertas: Chegam a 13,3 Mm³/d em 2020 Chegam a 16,0 Mm³/d em 2020 IMPORTAÇÃO BOLÍVIA: Manutenção da capacidade (não considera expansão do Gasbol) IMPORTAÇÃO GNL: Total 2020 de 48 Mm 3 /d CE 7 Mm³/d RS - 6 Mm³/d (2016) BA - 14 Mm³/d (2015) RJ - 21 Mm³/d (2015) ampliação (7) Total 2020 de 48 Mm 3 /d CE 7 Mm³/d RS - 6 Mm³/d (2014) BA - 14 Mm³/d (2014) RJ - 21 Mm³/d (2014) ampliação(7) 24 Projeção da Oferta e Demanda de GN

25 Premissas para Projeção da Oferta de GN - Pré-sal CENÁRIO CONSERVADOR plataformas de b/d = Capacidade Produção = 2,4 M b/d equivalente a 381 mil m 3 /d óleo GOR (gas oil ratio) : 220 m 3 gás para 1 m 3 óleo Capacidade de Produção GN = 84 Mm 3 /d Taxa de declínio: 10% Reinjeção: 15% Queima: 5% CENÁRIO AGRESSIVO plataformas de b/d = Capacidade Produção = 2,9 M b/d equivalente a 453 mil m 3 /d óleo GOR (gas oil ratio) : 300 m 3 gás para 1 m 3 óleo Capacidade de Produção GN = 134 Mm 3 /d Taxa de declínio: 10% Reinjeção: 10% Queima: 5% Elaboração: Gas Energy 25 Projeção da Oferta e Demanda de GN

26 Projeção da Disponibilidade de Oferta Cenário Conservador Por origem * Descontadas perdas em transporte e consumo nas UPGN s * Elaboração: Gas Energy 26 Projeção da Oferta e Demanda de GN

27 Projeção da Disponibilidade de Oferta Cenário Conservador Por tipo * Descontadas perdas em transporte e consumo nas UPGN s Elaboração: Gas Energy 27 Projeção da Oferta e Demanda de GN

28 Projeção da Disponibilidade de Oferta Cenário Conservador Por players * Descontadas perdas em transporte e consumo nas UPGN s Elaboração: Gas Energy 28 Projeção da Oferta e Demanda de GN

29 Projeção da Disponibilidade de Oferta Cenário Agressivo - Por origem * Descontados reinjeção, queima e consumo E&P. Elaboração: Gas Energy 29 Projeção da Oferta e Demanda de GN

30 Projeção da Disponibilidade de Oferta Cenário Agressivo Por Tipo * Descontados reinjeção, queima e consumo E&P. Elaboração: Gas Energy 30 Projeção da Oferta e Demanda de GN

31 Projeção da Disponibilidade de Oferta Cenário Agressivo Por Players * Descontados reinjeção, queima e consumo E&P. Elaboração: Gas Energy 31 Projeção da Oferta e Demanda de GN

32 Cenários de Projeção da Demanda de GN CENÁRIO CONSERVADOR CENÁRIO AGRESSIVO Manutenção do crescimento econômico Manutenção da relação de preços do gás natural frente ao óleo combustível Baixo crescimento da malha de gasodutos (km rede) Demanda térmica: Inserção de novas UTEs na matriz Retomada das conversões de veículos leves para o uso do GNV Crescimento econômico mais acelerado Maior competitividade na relação de preços do gás natural frente ao óleo combustível Perspectivas de maiores investimentos na malha de gasodutos (Km rede) Demanda térmica: Inserção de novas UTEs na matriz Estímulo a produção de veículos leves e pesados dual fuel 32 Projeção da Oferta e Demanda de GN

33 Premissas de Projeção da Demanda de GN - Resumo DEMANDA CONSERVADOR AGRESSIVO INDUSTRIAL / COGERAÇÃO: PIB Industrial Inv. em km de rede ( ): 3,5% aa 3% aa MODELO DE REGRESSÃO MULTIVARIÁVEL ( ): 4,5% aa ( ): 3,5% aa ( ): 15% aa ( ): 10% aa Relação Preço GN/OC (Oil EIA) Manutenção da relação atual (0,80) Preço mais competitivo para o gás (0,60) TERMOELÉTRICA: Capacidade instalada (já leiloada) Cap. Adicional: 0,5 GW/ano a partir 2015 Cap. Adicional: 1,0 GW/ano a partir 2015 REFINARIAS / QUÍMICA: Refinarias Abreu Lima:2 Mm³/dia (2012) + 1 Mm 3 /dia (2013) Comperj: 2 Mm³/dia (2015) + 2 Mm³/dia (2018) Comperj Petroquímica: 2 Mm³/dia (2018) Base PDE EPE Conservador + Ref. Premium I: 3,5 Mm³/dia (2016) + 3,5 Mm³/dia (2019) Ref. Premium II: 4 Mm³/dia ( 2017) Química Amônia/Uréia: 2 plantas (1,5 Mm³/dia cada) 2017/2018 Metanol: 1 planta (2 Mm³/dia) 2018 Conservador + 1 planta de Uréia e Amônia (1,5 Mm³/dia) Metanol: 1 planta (2 Mm³/dia)-2018 GNV: Retomada das conversões de veículos leves, c/ tx. de sucateamento. Conservador + 5% veículos novos GNV fábrica + 5% ônibus novos para municípios SP/RJ (2015) a 20% (2020). OUTROS SETORES: Crescimento de 3% aa 33 Projeção da Oferta e Demanda de GN

34 Comprovação do Modelo: Demanda Industrial de GN Modelo apresenta aderência de 94% com o realizado Fonte: Gas Energy 34 Projeção da Oferta e Demanda de GN

35 Projeção Demanda Termoelétricas: Esclarecimento Visão Petrobras 2015: adicional de 9 Mm 3 /d + Termoelétricas no ES: ~ 6 Mm 3 /d Termoelétrica da MPX leiloada no A ( ~500 MW -> 1 Mm 3 /d) Nova termoelétrica ainda a ser leiloada ( ~500 MW -> 1 Mm 3 /d) = Visão Gas Energy 2015: adicional 17 Mm 3 /d A Petrobras não considerou as térmicas a GN do Grupo Bertin vencedoras do leilão A visto que havia rompido o pré-contrato de gás. Com a compra pela MPX de dois projetos e a retomada das negociações para o fornecimento de GN para as duas remanescentes no ES, e adicionalmente com o resultado do A-3 de 2011, alteramos para mais as previsões da PB apresentadas no Plano de Negócios Projeção da Oferta e Demanda de GN

36 Premissas Projeção da Demanda de GNV - Brasil CENÁRIO CONSERVADOR Retomada do número de conversões de veículos leves aos níveis do período de 2003 a 2007 Taxa de depreciação dos veículos ao longo do período. CENÁRIO AGRESSIVO - INCENTIVOS AO GNV Retomada das conversões (Cenário Conservador) (+) 5% dos veículos leves novos com GNV de fábrica (+) Nova frota de ônibus municípios SP/RJ (5% dual fuel em 2015 até 20% em 2020) 36 Projeção da Oferta e Demanda de GN

37 Bases para Projeção da Demanda de GNV Conversões Veículos Leves: Retomada do número de conversões verificadas no período de 2003 a 2007 Aumento gradativo: de 50 mil em 2011 até 250 mil em 2020 Depreciação: 5% dos veículos até 2014 e 10% a partir de 2015 Consumo médio de GNV/veículo/dia: crescimento gradativo de 4,2 em 2011 a 4,7 m 3 /d/v em 2020 (retomada do patamar de 2007) Veículos Flex Novos com GNV de fábrica: 5% da frota nova com GNV a partir de 2015 Não considera depreciação no período da projeção Frota de Ônibus: Tendência de crescimento com base no histórico DENATRAN de 2004 a % da frota nova com GNV a partir de 2015, chegando a 20% em 2020, para os municípios de SP e RJ Consumo de GNV por ônibus de 320 m³/d/ônibus 37 Projeção da Oferta e Demanda de GN

38 Evolução das conversões a GNV de Veículos Leves Elaboração: Gas Energy Fonte: NVG Journal e Gas Energy 38 Projeção da Oferta e Demanda de GN

39 Mm³/d Projeção da Demanda de GNV Cenário Conservador: somente conversões Cenário Agressivo: Conversões + 5% Veículos Leves novos + Ônibus novos (municípios RJ/SP) 18,0 16,0 16,0 14,0 1,6 2,2 12,0 10,0 8,0 Conversões 0,1 0,8 0,3 1,6 0,6 2,3 1,1 3,1 3,9 4,7 6,0 4,0 2,0 6,5 7,0 7,3 7,8 7,9 8,2 8,5 8,9 9,1 0, Conversões 5% Frota veículos flex de 5% a 20% Frota ônibus dual fuel Elaboração: Gas Energy 39 Projeção da Oferta e Demanda de GN

40 Demanda GNV Brasil Comentários Finais O estímulo às conversões (kit gás) pode levar a demanda de GNV aos patamares observados em 2007 (7,0 Mm³/d) já em Até 2020, mantendo o ritmo das conversões previsto no cenário base, o consumo de GNV apresentará uma taxa de crescimento média anual de 5,3% a.a., chegando a 9,1 Mm 3 /d. O GNV como alternativa combustível para veículos leves flex tem enorme potencial de demanda, podendo elevar o consumo do GNV em 4,7 Mm 3 /d em 2020 com 5% da frota flex a GNV. O desenvolvimento de uma política de renovação da frota de ônibus com uso do GNV pode incrementar consideravelmente a demanda. Adotando 20% da frota nova apenas nos municípios de SP e RJ (representam 15% da frota nacional) é capaz de incrementar a demanda de GNV em 2 Mm 3 /d. 40 Projeção da Oferta e Demanda de GN

41 Projeção da Demanda Total Gás Natural BRASIL 10 % aa 6 % aa 11 % aa 6 % aa Não considera consumo das UPGNs Elaboração: Gas Energy 41 Projeção da Oferta e Demanda de GN

42 Projeção Demanda Taxas de Crescimento Taxa Média Anual de Crescimento (%aa) SEGMENTOS CONSERVADOR CENÁRIOS AGRESSIVO INDUSTRIAL+ COGERAÇÃO 3% 9% GNV 5% 12% REFINARIAS 8% 14% PETROQUÍMICA 12% 18% REFINARIA/COMERCIAL 3% 3% TÉRMICAS (DESPACHO MÉDIO) 9% 11% DEMANDA TOTAL (DESP. MÉDIO) 6% 11% TÉRMICAS (DESPACHO 100%) 7% 9% DEMANDA TOTAL (DESP. 100%) 6% 10% 42 Projeção da Oferta e Demanda de GN

43 Projeção da Demanda de GN Mm 3 /dia CENÁRIO CONSERVADOR CENÁRIO AGRESSIVO Não considera consumo das UPGNs Elaboração: Gas Energy 43 Projeção da Oferta e Demanda de GN

44 Projeção do Balanço Oferta x Demanda GN CENÁRIO CONSERVADOR * diferença entre o despacho máximo e o despacho médio Fonte: Gas Energy 44 Projeção da Oferta e Demanda de GN

45 Projeção do Balanço Oferta x Demanda GN CENÁRIO AGRESSIVO * diferença entre o despacho máximo e o despacho médio Fonte: Gas Energy 45 Projeção da Oferta e Demanda de GN

46 Projeção do Balanço Oferta x Demanda GN CENÁRIO MISTO: OFERTA AGRESSIVA X DEMANDA CONSERVADORA * diferença entre o despacho máximo e o despacho médio Fonte: Gas Energy 46 Projeção da Oferta e Demanda de GN

47 Considerações Finais Balanço Oferta x Demanda Expectativa de grande crescimento das reservas / produção de petróleo e gás natural; Transição de um modelo importador para exportador líquido de recursos energéticos; O Pré-sal será desenvolvido sob a ótica do petróleo; busca de soluções para o gás natural; Novos atores no upstream oferecerão alternativas de oferta de gás em mercados ainda não desenvolvidos (ex onshore) A lei do gás promoverá novas opções de comercialização do gás e reforça os papéis do MME e da ANP como agentes planejadores e reguladores; A nível estadual, as agências reguladoras trabalhando no sentido de flexibilizar seus mercados consumidores livres. 47 Projeção Oferta e Demanda - Considerações

48 Considerações Finais Balanço Oferta x Demanda Resumidamente, para a observação de um cenário sustentado de crescimento do GN no Brasil os fatores abaixo são fundamentais: Ciclo de crescimento econômico duradouro Investimentos no desenvolvimento da oferta de GN ( Pré-sal, Pós-sal, onshore, regas) Investimentos na infraestrutura de transporte e distribuição de GN Aumento da participação do GN na matriz de geração elétrica Incentivos regulatórios ao aumento do GN na matriz energética Competitividade relativa de precificação do GN 48 Projeção da Oferta e Demanda de GN - Considerações

49 Comparações Projeção Gas Energy com PDE e Plano Petrobras 49

50 Balanço Oferta e Demanda GN- PE Petrobras Fonte: Petrobras 50 Comparação Projeção da Oferta e Demanda de GN

51 Projeção da Oferta Comparação PDE x Petrobras x Gas Energy Elaboração: Gas Energy 51 Comparação Projeção da Oferta e Demanda de GN

52 Projeção da Oferta Comparação Gas Energy x Petrobras x PDE Mm 3 /d Oferta Nacional não desconta perdas de transporte e consumo UPGNs Elaboração: Gas Energy 52 Comparação Projeção da Oferta e Demanda de GN

53 Projeção da Demanda Comparação PDE x Petrobras x Gas Energy Elaboração: Gas Energy 53 Comparação Projeção da Oferta e Demanda de GN

54 Projeção da Demanda Comparação Gas Energy x Petrobras x PDE Mm 3 /d * Despacho térmicas 100% nos cenários Gas Energy. Elaboração: Gas Energy 54 Comparação Projeção da Oferta e Demanda de GN

55 Balanço Oferta e Demanda Comparação Gas Energy x Petrobras x PDE Mm 3 /d CENÁRIOS OFERTA DEMANDA SALDO PETROBRAS PDE( ) GAS ENERGY CEN. MODERADO GAS ENERGY CEN. MISTO GAS ENERGY CEN. AGRESSIVO CENÁRIOS OFERTA DEMANDA SALDO PETROBRAS PDE( ) GAS ENERGY CEN. MODERADO GAS ENERGY CEN. MISTO GAS ENERGY CEN. AGRESSIVO * Na oferta ainda devem ser descontadas as perdas no transporte Elaboração: Gas Energy 55 Comparação Projeção da Oferta e Demanda de GN

56 Considerações Finais Comparação Balanços GE x PB O cenário de oferta apresentado pela Petrobras é mais baixo que os cenários Gas Energy e PDE: Petrobras não considera terceiros. Petrobras não considera campos nos quais as reservas não foram ainda confirmadas. Pré-sal: provavelmente está sendo considerado um GOR (relação de gás óleo) menor no cenário Petrobras. O cenário de demanda indicado no Plano da Petrobras fica entre os cenários conservador e agressivo da Gas Energy: Refino e UPGNs: Demanda maior apresentada pela Petrobras. Termoelétricas: cenário de aumento de capacidade distinto entre Petrobras e Gas Energy. No PDE, não são previstas expansões da capacidade pós Comparação Projeção da Oferta e Demanda de GN

57 1.3 Política atual de precificação do gás 57

58 Precificação do GN no Brasil A Petrobras vende para as distribuidoras um conjunto de commodity + transporte aplicando formulas de precificação e reajuste diferentes dependendo da origem do gás: Gás Natural da Bolívia: Período Contratual Volume: Máximo de 30 Mm³/dia; ToP 80% Referência cesta de óleos (commodity) e PPI (transporte) Atende 100% Estados do Sul, SPS e Gás Brasiliano, ~65% Comgas e ~50% Gasmig Gás Natural de origem nacional: Período Contratual Referência cesta de óleos (parcela variável) e IGPM (parcela fixa) Introdução das características Firme, Flexível e Interruptível Atende 100% Estados do NE, RJ, ~35% da Comgás e ~50% Gasmig Cargas de GNL ainda bastante marginais Objetivo atender mercado termoelétrico Leilões de Gás Deságio em relação aos preços de contrato e curto prazo (4 a 6 meses) Contratos firmes no mercado secundário consumidores livres 58 Precificação do Gás 58

59 Correlação WTI, Henry Hub, FO USGC Afastamento do Fuel Oil Valorização dos óleos leves e esgotamento da capacidade de Refino Correlação alta FO2-WTI HH não acompanha as altas do petróleo Fonte: EIA e Platts 59 Precificação do Gás

60 Evolução histórica dos preços combustíveis (ex-distribuição e impostos) Pico do Petróleo PREÇOS JAN/01 AGO/11 GN Nac (R$/m³) 0,20 0,69 GN Bol (US$/MBtu) 3,48 9,53 WTI (US$/bbl) 29,59 86,93 Furacão Katrina Renovação Contratos PB/Distribuidoras HH (US$/MBtu) 7,83 4,01 NBP (US$/Mbtu) 3,17 9,33 Crise Econômica Efeitos da crise e do Shale gas nos EUA/queda das importações GNL Variações na base para as unidades de referência, não há efeito câmbio. Elaboração Gas Energy Fontes: ANP, EIA 60 Precificação do Gás

61 Competitividade do GN FOB (city gate) NBP ~ 8,7 Valores estimados de OC A1, GLP, Diesel NBP preço de GN no mercado spot da Inglaterra hub National Balance Point Elaboração Gas Energy Fontes: ANP, MME, EIA, BP 61 Precificação do Gás

62 Relações contratuais das distribuidoras de GN Junho/11 Volume* (Mm³/d) SP 15,5 RJ 10,3 ES 2,9 MG 2,9 Nordeste 8,7 MS 0,26 PR 0,95 SC 1,8 RS 1,7 *Considera termoelétricas 100% Nac Gasmig: Mix (50% Nac e 50% Bol) 100% Nac 100% Bol Comgás: Mix (65% Bol e 35% Nac) GBD: 100% Bol SPS: 100% Bol Mercado Cativo: contratos Petrobras com as distribuidoras Fonte: Gas Energy 62 Precificação do Gás

63 Fórmula de Precificação do Gás Boliviano PV = 50% x PVt(-1) + 50% x PV (0) x [50% x (FO1/FO1 (0) ) + 25% x (FO2/FO2 (0) ) + 25% x (FO3/FO3 (0) )] Preço Trimestre Anterior P(0): Preço inicial do contrato FO1: FO 3.5% Cargoes FOB Med Basis Italy FO2: FO 1.0% USGC (US Gulf Coast Waterbone) FO3: FO 1.0% Sulphur Cargoes FOB NWE 63 Precificação do Gás 63 63

64 US$/MBtu Formação do Preço Gás Boliviano Estimado Preço no City Gate Preço para Indústria Preço para Indústria (com Impostos) 17,35 Preço do Contrato (QDCb) 9,53 13,53 4,00 3,82 Preço Gás 3º Trim. 11 7,71 8,07 0,36 1,46 +ICMS 12% +PIS 1,65% +COFINS 7,60% 0,32 7,39 * ~ 85% royalties e IDH Commodity Boca de Poço Rio Grande (Bolívia) Transporte GTB (Bol) Transporte TBG (BR) Tarifa de Distribuição * Participações Governamentais 85% Fonte: Estimativas Gas Energy 64 Precificação do Gás

65 Fórmula de Precificação do Gás Nacional Preço do Gás = Parcela Fixa (PF) + Parcela Variável (PV) PF Remuneração de investimentos em ativos de transporte, processamento e regaseificação do gás natural. REAJUSTE ANUAL PV Remuneração dos investimentos em disponibilização de gás natural ao mercado realizados no PLANGAS (NE e SE), associado ao valor da molécula, que varia de acordo com as cotações de uma cesta de óleos combustíveis no mercado internacional. REAJUSTE TRIMESTRAL 65 Precificação do Gás 65

66 Fórmula de Precificação do Gás Nacional PV = 50% x PVt(-1) + {50% x PV (0) x [50% x (FO1/FO1 (0) ) + 25% x (FO2/FO2 (0) ) + 25% x (FO3/FO3 (0) )] x (TC/TC (0) )} Preço Trimestre Anterior Novo Preço Trimestre Vigente PVt: Parcela variável atualizada PV(0) ~= 5,0 US$/MBtu em Maio/07 FO1: FO 3.5% Cargoes FOB Med Basis Italy FO2: FO 1.0% USGC (US Gulf Coast Waterbone) FO3: FO 1.0% Sulphur Cargoes FOB NWE TC: PTAX 800 Banco Central 66 Precificação do Gás 66

67 US$/MBtu Formação do Preço Gás Nacional (Praticado) Estimado Câmbio médio do mês de agosto: 1,59 R$/US$ Preço no City Gate Preço para Indústria Preço para Indústria (com Impostos) 20,05 Preço Gás 3º Trim. 11 7,91 ~1,50 8,91 ~1,00 11,64 2,73 Desconto de 14,3% 1,95 US$/MBtu 15,64 4,00 4,41 +ICMS 12% +PIS 1,65% +COFINS 7,60% 6,41 * Commodity Boca de Poço Processamento e Transporte Submarino * Participações Governamentais 8 a 10% Pagamento de 5 a 10% de royalties? Transporte Parcela Fixa Logística BR, GNL, Gasene, Tratamento Tarifa de Distribuição Fonte: Estimativas Gas Energy 67 Precificação do Gás

68 Leilões de GN Objetivo da Petrobras: Comercializar o gás não requerido pelas térmicas Início do mercado secundário: revenda de gás comercializado mas não consumido; Leilões de venda exclusivamente para clientes com contratos de longo prazo com a Petrobras (possibilidade de participação direta dos CLIENTES LIVRES) restritos a: Consumidores não térmicos Preços de leilão para volumes consumidos acima do de referência (contratos firmes), normalmente média dos últimos 3 meses; 68 Precificação do Gás

69 Leilões de GN Volumes Ofertados vs. Volumes Arrematados Preços Estimados vs. Volumes Arrematados No último leilão (13º Leilão Eletrônico de Gás Natural), realizado em 25/07/2011, foram vendidos 8,1 Mm³/d, 4% a mais do que o leilão anterior e 65% do valor total ofertado. Deságio obtido de 51% em relação ao preço médio dos contratos de longo prazo. 69 Precificação do Gás 69

70 2- Oferta e Demanda do RJ 70

71 Histórico e situação atual

72 Histórico de Produção de GN Rio de Janeiro Bruta Disponível Fonte: Gas Energy Dados: ANP 72 Oferta e Demanda RJ

73 Histórico de Demanda de GN Rio de Janeiro Industrial sem crescimento no RJ Industrial Comgas cresceu 10% no período GNV caiu 10% no RJ * Não inclui o consumo Refinarias/UPGNs Fonte: Gas Energy Dados: ANP 73 Oferta e Demanda RJ

74 Balanço Rio de Janeiro Junho 2011 OFERTA TOTAL JUNHO 2011 milhões de metros cúbicos por dia 100% RIO DE JANEIRO IMPORT. BOLIVIA 0,0 32% INDUSTRIAL 3,9 5% -8% IMPORT. GNL 0,6 31% GERAÇÃO TERM. 3,8-26% 75% OFERTA DOM. 11,6 1% COGERAÇÃO 0,2-3% -13% GNV PERDAS E AJUSTES 21% 2,6 0% -1% 1,4 UPGN* 10% REFINO* 1,2 26% 8% 1,5 RES. / COM. PRODUÇÃO BRUTA -10% 5% 0,6-1% 19% PRODUÇÃO DISP. 25,7-2% 14,5 REINJEÇÃO QUEIMA E&P -1% 1,5 2,5 7,2 1% 64% -53% -5% -13% -2% 0% Participação Percentual Acumul / 10 Jun 11 / Maio 11 DEMANDA TOTAL 12,2 12,2 Acumul / 10 Jun 11 / Maio 11 * Valores estimados Fonte: Gas Energy Dados: ANP, Abegas, MME, ONS 74 Oferta e Demanda RJ

75 Particularidades do estado do RJ

76 Produção Disponível - Sudeste Peroá-Cangoá (não associado) Dados: ANP, Abegas, MME, ONS 76 Particularidades no RJ

77 Logística Abastecimento Rio de Janeiro Legenda GASCAR GASPAL GASVOL GASDUC I GASDUC II GASDUC III GASCAB I GASCAB II GASCAB III Enchovão Enchova/BF Garopão GASBEL II GASBEL I GASJAP GASCAV Campo UPGN Cidade GNL Elaboração: Gas Energy 77 Particularidades no RJ

78 Rotas Escoamento Gás do Pré-Sal 78 Particularidades do RJ

79 2.3 Distribuidoras de GN RJ CEG e CEG Rio 79

80 CEG e CEG Rio Atendidas com 100% de GN Nacional Desde o 2º Trimestre 2011, a Petrobras tem aplicado descontos nos preços do GN Nacional (9,7% no 2º e 14,3% no 3º Trimestres) CEG: Região Metropolitana RJ 16 municípios CEG Rio: Regiões Norte e Noroeste Fluminense, Baixada Litorânea, Médio Paraíba, Serrana, Centro Sul e Baía de Ilha Grande 72 municípios CEG ( consumidores) CEG Rio ( consumidores) Vendas (2010) 8,5 Mm³/dia 6,1 Mm³/dia N O. C L I E N T E S Residencial Comercial Industrial GNV Geração Elétrica 3 3 Cogeração 7 1 Elaboração: Gas Energy 80 Distribuidoras de GN RJ

81 Principais Consumidores RJ Consumo Industrial RJ (jul/11): 3,6 Mm³/d Matéria Prima RJ : Intermitente Seis Usinas Termoelétricas: UTE Leonel Brizola (1.058 MW) (TERMORIO) UTE Norte Fluminense (869 MW) UTE Barbosa Lima Sobrinho (386 MW) (ELETROBOLT) UTE Mário Lago (923 MW) (MACAÉ) UTE Roberto Silveira (30 MW) UTE Santa Cruz (564 MW) Elaboração: Gas Energy 81 Distribuidoras de GN RJ

82 Segmento Industrial Consumidor Cativo Classe CEG Consumidor Cativo - Segmento Industrial m³/mês Tarifa limite COM Impostos R$/m³ Tarifa limite SEM Impostos R$/m³ Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Industrial Consumidor Cativo CEG ,4564 2, ,0356 1, ,8119 1, ,5039 1, ,3833 1, ,2544 0, ,1020 0, ,0980 0, ,0869 0, acima ,0491 0,8262 Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Industrial Consumidor Cativo Comgas Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% CEG: Tarifas Calculadas em Cascata Comgas: Cada segmento é independente Fonte: CEG e Comgas (Agosto 2011) 82 Distribuidoras de GN RJ

83 Segmento Industrial Consumidor Livre Classe CEG Consumidor Livre - Segmento Industrial m³/mês Tarifa limite COM Impostos R$/m³ Tarifa limite SEM Impostos R$/m³ Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Industrial Consumidor Livre CEG ,0176 1, ,9042 0, ,7289 0, ,4876 0, ,3931 0, ,2921 0, ,1726 0, ,1695 0, ,1608 0, acima ,1312 0,1033 Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Industrial Consumidor Livre Comgas Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% CEG: Tarifas Calculadas em Cascata Comgas: Cada segmento é independente. Desconto médio de 0,06 R$/m³ na margem aplicada aos consumidores potencialmente livres do segmento industrial Fonte: CEG e Comgas (Agosto 2011) 83 Distribuidoras de GN RJ

84 Segmento Petroquímico Consumidor Cativo CEG Consumidor Cativo - Segmento Petroquímico Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Petroquímico Consumidor Cativo CEG Classe Tarifa limite COM Impostos R$/m³ Tarifa limite SEM Impostos R$/m³ faixa única 0,9130 0,7190 Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% CEG: Tarifas Calculadas em Cascata Comgas: Tarifas Calculadas em Cascata Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Petroquímico Consumidor Cativo COMGAS Fonte: CEG e Comgas (Agosto 2011) 84 Distribuidoras de GN RJ

85 Segmento Petroquímico Consumidor Livre CEG Consumidor Livre - Segmento Petroquímico Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Petroquímico Consumidor Livre CEG Classe Tarifa limite SEM Impostos R$/m³ faixa única 0,0245 Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% CEG: Tarifas Calculadas em Cascata Comgas: Tarifas Calculadas em Cascata. Desconto médio de 1,9% na margem aplicada aos consumidores potencialmente livres do segmento petroquímico Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Petroquímico Consumidor Livre COMGAS Fonte: CEG e Comgas (Agosto 2011) 85 Distribuidoras de GN RJ

86 Segmento Cogeração CEG Segmento Cogeração Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Cogeração CEG Tarifa limite Tarifa limite Classe m³/mês COM Impostos SEM Impostos R$/m³ R$/m³ ,4564 2, ,0356 1, ,8119 1, ,5039 1, ,3833 1, ,2544 0, ,1020 0, ,0980 0,8647 Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Cogeração COMGAS 9 acima de ,0869 0,8559 Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% CEG: Tarifas Calculadas em Cascata Comgas: Tarifas Calculadas em Cascata Fonte: CEG e Comgas (Agosto 2011) 86 Distribuidoras de GN RJ

87 Segmento Residencial Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Residencial CEG Classe CEG Segmento Residencial Tarifa limite m³/mês COM Impostos R$/m³ Tarifa limite SEM Impostos R$/m³ ,4275 2, ,5402 3, ,5594 4, acima 83 5,8825 4,6325 Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Residencial COMGAS Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% CEG: Tarifas Calculadas em Cascata Comgas: Os encargos variáveis são aplicados em cascata e o encargo fixo é aplicado na classe do consumo Fonte: CEG e Comgas (Agosto 2011) 87 Distribuidoras de GN RJ

88 Segmento Comercial CEG Segmento Comercial e Outros Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Comercial CEG Classe m³/mês Tarifa limite COM Impostos R$/m³ Tarifa limite SEM Impostos R$/m³ ,1026 4, ,6151 3, ,3729 3, ,1458 3, ,7257 2, acima de ,0266 2,3834 Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% CEG: Tarifas Calculadas em Cascata Comgas: Cada segmento é independente. Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento Comercial COMGAS Fonte: CEG e Comgas (Agosto 2011) 88 Distribuidoras de GN RJ

89 Segmento GNV Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento GNV CEG Classe CEG Segmento GNV Tarifa limite COM Impostos R$/m³ Tarifa limite SEM Impostos R$/m³ faixa única 1,0498 0,8267 Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% CEG: Faixa única Comgas: Faixa única, considerada a classe Postos Comparativo das Tarifas de GN para o Segmento GNV COMGAS Fonte: CEG (Agosto 2011) 89 Distribuidoras de GN RJ

90 Segmento Geração Elétrica Consumidor Cativo: T = (( 31, 470 R + 0,286) x (c + 40) 2,8 26, 81 x IGPMn IGPMo x 1, x 1,02 x 1,0379) + CG Consumidor Livre: T = (( 31, 470 R (c + 40) 2,8 + 0,286) x 26, 81 x IGPMn IGPMo x 1, x 1,02 x 1,0379) Impostos: ICMS: 12,0% COFINS: 7,60% PIS/COFINS: 1,65% Onde: T = Tarifa c = Somatório do consumo mensal, expresso em Mm³ (6 casas decimais) R = Fator redutor cujo valor máximo é 1. (1 para térmicas A ) IGPMn = Índice Geral de Preços do Mercado da Fundação Getúlio Vargas do mês de novembro do ano anterior. IGPMo = Índice Geral de Preços do Mercado da Fundação Getúlio Vargas do mês de junho de 2000, equivalente a 183,745 CG = preço de compra do gás natural que será determinado caso a caso em função dos contratos de compra específicos para cada usina. Fonte: CEG (Agosto 2011) 90 Distribuidoras de GN RJ

91 Comparativo das Tarifas de GN para o Setor Industrial Consumos acima de m 3 /dia Fonte: Gas Energy com dados divulgados pelas distribuidoras estaduais (Atualizado em Ago/2011) 91 Precificação do Gás 91

92 3- Projeção Gas Energy de GN no RJ 92

93 3.1 Projeção de Balanço Oferta e Demanda 93

94 Premissas: Projeção da Oferta de GN Rio de Janeiro Premissas dos Cenários Conservador e Agressivo Oferta Caso Base Cenário Conservador Cenário Agressivo GNL: RJ - 21 Mm³/d (2015) ampliação (7) Cenário Conservador Bacia de Campos Pré-sal Taxas de declínio por bacia p/ campos em produção Curvas de produção p/ novos campos - Cenário Conservador 2015 Início da Rota 2 em Cabiúnas (13 Mm³/d) 2017 Início da Rota 3 em Maricá (15 Mm³/d) 94 Projeção da Oferta e Demanda de GN RJ

95 Projeção de Oferta de GN Rio de Janeiro Caso Base Cenário Conservador *Média até julho 2011 Elaboração: Gas Energy 95 Projeção da Oferta e Demanda de GN RJ

96 Projeção de Oferta de GN Rio de Janeiro Cenário Agressivo *Média até julho 2011 Elaboração: Gas Energy 96 Projeção da Oferta e Demanda de GN RJ

97 Premissas: Projeção da Demanda de GN Rio de Janeiro Demanda Caso Base Cenário Conservador Cenário Agressivo Industrial / Cogeração: Termoelétrica: Refinarias / UPGN: Premissas e taxas adotadas 3% aa Despacho médio de 30% da capacidade instalada para térmicas já instaladas e de 50% para as novas termoelétricas Entrada de UTE Santa Cruz Nova (0,8 Mm³/d) 2014 Entrada UTE Baixada Fluminense (3,18 Mm³/d) ,3% aa Base consumo atual Entrada 1 trem Comperj (2 Mm³/d) 2018 Entrada 2 trem (2 Mm³/d) + Petroquímica Comperj (2 Mm³/d) Cenário Conservador Siderúrgica do Açu (3 Mm³/d) Cenário Conservador Entrada UTE do Açu (3 Mm³/d) 2017 Entrada UTE do Comperj (5 Mm³/d) Cenário Conservador GNV: 5,4% aa Cenário Conservador Outros Setores: 3% aa Cenário Conservador 97 Projeção da Oferta e Demanda de GN RJ

98 Balanço Oferta e Demanda de GN Rio de Janeiro Caso Base Cenário Conservador *Média até julho 2011 Elaboração: Gas Energy 98 Projeção da Oferta e Demanda de GN RJ

99 Balanço Oferta e Demanda de GN Rio de Janeiro Cenário Agressivo *Média até julho 2011 Elaboração: Gas Energy 99 Projeção da Oferta e Demanda de GN RJ

100 Projetos Estruturantes para uma Política de Gás Comperj Porto do Açu Porto de Maricá Condomínio Industrial Rio Estrela Termoelétricas Estruturantes Complexo do C1 GTL Gas To Liquids (Small & Regular) GNL Small & Regular GNL Lite 100 Projeção da Oferta e Demanda de GN RJ

101 Considerações finais O cenário de projeção de demanda não são considerados os projetos estruturantes no Estado, apenas o crescimento do consumo atual conforme as taxas projetadas para mercado brasileiro; Observa-se que existe uma sobre oferta mesmo considerando apenas o abastecimento via oferta regional (Campos + GNL); Cabe salientar que parte dessa oferta existe um comprometimento com o mercado de MG (~3 Mm³/d em julho/2011); Além da oferta regional, o RJ também poderia contar com o abastecimento via SP (Santos) ou ES; 101 Projeção da Oferta e Demanda de GN RJ

102 OBRIGADO!

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