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Desafios ao Suprimento de Gás Natural
Disponibilidade e infra-estrutura nacional
Ildo Luis Sauer
Diretor de Gás & EnergiaRio de Janeiro, 12 de setembro de 2006
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos
futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos
administradores da Companhia. Os termos “antecipa”, “acredita”,
“espera”, “prevê”, “pretende”, “planeja”, “projeta”, “objetiva”,
“deverá”, bem como outros termos similares, visam a identificar
tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou
incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os
resultados futuros das operações da Companhia podem diferir
das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear
exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não
se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas
informações ou de seus desdobramentos futuros.
Sumário
Panorama do Setor
– Oferta e consumo de gás natural
– Evolução esperada e matriz energética
– Trajetória de Amadurecimento
– Aspectos Regulatórios
Desafio: Equilíbrio Oferta x Demanda
– Introdução do GNL
– Incremento da Produção Nacional
– Crescimento do Consumo
Considerações Finais
Panorama do Setor– Oferta e consumo de gás natural
– Evolução esperada e matriz energética
– Trajetória de Amadurecimento
– Aspectos Regulatórios
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
Ja
n
Fe
v
Ma
r
Abr
Ma
i
Jun
Jul
Ago
Se
t
Out
No
v
De
z
Ja
n
Fe
v
Ma
r
Abr
Ma
i
Jun
Jul
Ago
Se
t
Out
No
v
De
z
Ja
n
Fe
v
Ma
r
Abr
Ma
i
Jun
Jul
Ago
Se
t
Out
No
v
De
z
Ja
n
Fe
v
Ma
r
Abr
Ma
i
Jun
Jul
Ago
Se
t
Out
No
v
De
z
Ja
n
Fe
v
Ma
r
Abr
Ma
i
Jun
Jul
Ago
Se
t
Out
No
v
De
z
Ja
n
Fe
v
Ma
r
Abr
Ma
i
Jun
Jul
2001 2002 2003 2004 2005 2006
Acompanhamento do Volume Mensal de Vendas
Industrial Automotivo Residencial Comercial Cogeração Geração Elétrica GNC
Crescimento contínuo em todos os setores e significância crescente de alguns antes marginais.
Evolução do Mercado Brasileiro
média 2006
41 milhões m3/dia
Industrial 24.096
Automotivo 5.990
Residencial 625
Comercial 539
Cogeração 2.549
Geração Elétrica 7.142
GNC 185
Total 41.125
Jan a Jul 2006
(milhões m3/dia)1
0,7
12,9
14,7
13,4
13,8
14,3
14
14,1
14,7
15,7
16,3
15,8
16,1
17,7
18
,9
21,7
25,5
30
,1
30,4
33,3
32,8
34,9
37,3
0,3 0,4 0,2
2,2 2,5 2,2 2,7 3,1 3,4
3,3 4
,0
5,3
6,1
7,5
8,0
7,8
7,0
6,3
7,8
9,4
10,4
10,9
10,7
0
10
20
30
40
50
60
NÃO ASSOCIADO ASSOCIADO
Crescente participação do gás natural não associado na produção.
Evolução da Produção
média 2006
Produção: 49 milhões m3/diaEntrega: 27 milhões m3/dia
Gasoduto Bolívia-Brasil
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
5,7
10,411,9
14,0
19,922,8
24,0
Volumes Importados (milhões m3/dia)
média 2006
Importação: 24 milhões m3/diaPico: 28 milhões m3/dia (5 e 6 set)
Fonte: TBG
Principais Fatores:
Principais fatores:
consumo industrial (preço);
substituição por limpo (meio-ambiente);
inserção termelétrica (programa de governo)
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
2003 2004 2005 2010 2015
7,7%
8,9% 9,3%
11,0%
15,0%
Participação na Matriz Energética
Participação crescente do gás natural na matriz energética e Petrobras sendo o principal agente do setor, atuando como investidor e catalisador de investimentos.
Preços competitivos na indústria
Inserção termelétrica
Meio-ambiente: combustível limpo
Transição e Amadurecimento
Meta Petrobras: Garantir a rentabilidade dos investimentos em toda a cadeia do gás natural, desenvolvendo e estabelecendo um mercado confiável,
incluindo o GNL.
Quadro Atual Quadro Futuro
Os investimentos totais (Petrobras e Parceiros) relacionados à Cadeia do Gás Natural no mercado brasileiro somam US$ 22,1 bilhões no
período 2007-2011
Área/Cadeia de Gás
Natural
ParcelaPetrobras2007-11
ParcelaParceiros2007-11
Total
Mercado Brasileiro 17,6 4,5 22,1
E&P 11,0 3,9 14,9
Abastecimento 0,0 0,0 0,0
Gás e Energia 6,6 0,5 7,1
Internacional 0,0 0,1 0,1
Outros Mercados 0,3 0,0 0,3
Total Gás Natural 17,9 4,5 22,4
US$ bilhões
Investimentos Previstos
27,5
34,1
49,4
65,2
70,6
70
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Milhões m3/dia
Curva de entrega de gás natural
Gasodutos
existentes
Novos Gasodutos
PN 2007-11
Manaus
Belém
Natal
Recife
Salvador
Rio de Janeiro
São Paulo
Porto Alegre
Cacimbas – Catu
Cabiúnas – Vitória
Expans. Gasbol Sul
Caraguatatuba – Taubaté
Brasília
Catu – Carmópolis – Pilar
Campinas – Rio
Gasduc III e Japeri-Reduc
Gaspal II / Gasan II
Vitória -Cacimbas
Coari-Manaus
Ampliação da malha de gasodutos
Principais Projetos
Malha de Gasodutos do Sudeste
Malha de Gasodutos do Nordeste
Gasoduto Sudeste–Nordeste (GASENE)
Gasoduto Urucu-Coari-Manaus
Gasduc III
Ampliação do Trecho Sul do Gasbol
Ampliação da malha de gasodutos
7,1
48,47,1
48,4
24,8
38,6
20
71
30
0
20
40
60
80
100
120
140
Consumido em 2005 Demanda Esperada 2011(*)
Oferta Esperada 2011
Termelétricas Industrial Outros
GNL Produção Doméstica Importação da Bolívia
Milhões m3/dia
a. Consumo potencial de GN para geração elétrica considerando despacho pleno e simultâneo das UTEs
b. Produção Doméstica @ 9.400 kcal/m3
121,0
17,7% a.a.
121,0
45,4
Mercado Brasileiro de Gás Natural - 2011
Não
Térmico
11,2% a.a.
Lei nº 9478, de 06 de agosto de 1997
Ausência de restrição legal
Art. 56. Observadas as disposições das leis pertinentes, qualquer empresa ou
consórcio de empresas que atender ao disposto no art. 5° poderá receber
autorização da ANP, para construir instalações e efetuar qualquer modalidade
de transporte de petróleo, seus derivados e gás natural, seja para suprimento
interno ou para importação e exportação
Requisitos para atração de investimentos estão presentes:
– Ambiente Estável(Econômico, Político, Social, Institucional)
– Mercado com elevado potencial de crescimento
Retorno adequado aos riscos do negócio
Rede de transporte atual:
– 9.179 km (Petrobras maior investidor)
– Investimentos em gasodutos de 5,2 bilhões de dólares
Aspectos Regulatórios
2 2 2
3 3
4
5 5
6 6
7 7
8 8
Índice calculado com base na: (i) penetração do GN na matriz energética; (ii) extensão e
densidade da rede; (iii) grau de diversificação setorial do consumo do GN; e (iv) número de
participantes no setor
Fonte:UFRJ
Uruguai Peru Brasil Chile Bolívia AlemanhaColômbia FrançaEspanha EUAItáliaAustráliaArgentina Reino Unido
Grau de maturidade do setor
Emergentes Em transição Maduros
Índice de Desenvolvimento do Setor
0
2
4
6
8
10
12
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Nível de concorrência
Grau de maturidade
0
2
4
6
8
10
12
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Nível de concorrência
Grau de liberalização da
regulamentação
EUA
UK
ItáliaAustrália
Argentina
ColômbiaEspanha
Chile
BolíviaPeruBrasilUruguai
R2 = 91%
EUA UK
Itália
Austrália
EspanhaArgentina
Colômbia
ChileBolívia
Peru
Uruguai
Brasil
R2 = 13%
R2 = 1%
Alemanha
França
França
Alemanha
0
2
4
6
8
10
12
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Nível de concorrência
Grau de maturidade
0
2
4
6
8
10
12
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Nível de concorrência
Grau de liberalização da
regulamentação
EUA
UK
ItáliaAustrália
Argentina
ColômbiaEspanha
Chile
BolíviaPeruBrasilUruguai
R2 = 91%
EUA UK
Itália
Austrália
EspanhaArgentina
Colômbia
ChileBolívia
Peru
Uruguai
Brasil
R2 = 13%
R2 = 1%
Alemanha
França
França
Alemanha
Nota: Nível de concorrência definido em função de número de competidores, desenvolvimento dos mercados secundário e de curto prazo e concentração da oferta; Grau
de maturidade definido em função de participação do GN na matriz energética, desenvolvimento da infra-estrutura e concentração dos agentes; Grau de
liberalização da regulamentação definido em função de eficácia do livre acesso, grau de separação, poder da agência reguladora e grau de abertura do mercado
final. Fonte: UFRJ
–O nível de concorrência possível do mercado é dependente do grau de maturidade da indústria
–Entretanto, uma maior liberalização da regulamentação não gera necessariamente uma maior concorrência
Mercados: pouco maduros, baixa concorrência e diferentes marcos regulatórios
Mercado x Regulação
A proposta para o Brasil deverá permitir o desenvolvimento do setor, alavancando os agentes e o arcabouço regulatório existente
Ajustes na regulamentação podem permitir a continuidade do desenvolvimento do setor.
Planejador: CNPE, MME e EPE
Regulador competente: ANP
Desenvolvimento e operação do setor:
–Petrobras com grandes investimentos passados e previstos
–Outros agentes investindo no setor
Arcabouço regulatório: Lei 9478/97
Prioridades do modelo de desen-volvimento:
- Estabilidade do suprimento
- Investimento em infra-estrutura
Desenvolvi-mento do
setor de gás
no Brasil
Aspectos Regulatórios
Evolução histórica (até 2005)
Curto / médio prazoLongo prazo
– Suprimento (desenvolvimento de reservas e importações)
– Estabilidade do suprimento
– Investimento em infra-estrutura
– Aumento da competição gás-gás e eficiência
Tempo
Obje
tivo
s pr
iorizados
Est
ágio
de
dese
nvolviment
o do
seto
rComo efetuar a transição ?
Regulação ou política para o desenvolvimento do setor?
A regulamentação pode ter um papel crítico no
desenvolvimento do setor
Gasoduto x Gás(Tubulação x molécula)
Adequar a implantação da infra-estrutura à disponibilidade de suprimento de gás
O que priorizar ?
Análise da Transição
Desafio:
Equilíbrio Oferta x Demanda– Introdução do GNL
– Incremento da Produção Nacional
– Crescimento do Consumo
AUMENTO DA CAPACIDADE DE
PRODUÇÃO E TRANSPORTEIMPORTAÇÃO DE GNL
GERENCIAMENTO DA OFERTA
xGERENCIAMENTO DA DEMANDA
CRESCIMENTO
DO CONSUMO
NÃO-TÉRMICO
CONJUNTURA
BOLIVIANA
LIMITAÇÕES NA
LOGISTICA
NECESSIDADE DE
MAIOR INSERÇÃO
TERMELÉTRICA
PRODUÇÃO DE
GÁS NÃO-
ASSOCIADO
DESPACHO
SIMULTÂNEO DAS
UTEs
REGRAS DOS
LEILÕES DE
ENERGIA
PRODUÇÃO DE
GÁS ASSOCIADO
Desafio: Equilíbrio Oferta x Demanda
–Introdução do GNL– Incremento da Produção Nacional
– Crescimento do Consumo
Demanda de Gás Natural: Firme x Flexível
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Ano
Demanda Firme Demanda Flexível
Oferta firme e
regular para a
demanda industrial,
residencial e
automotiva.
Oferta flexível para
as UTEs ou
para suprir falhas em
outras fontes de
oferta.
GNL: Oferta Flexível para Demanda Flexível
O desenvolvimento do mercado de GNL permitirá que o Brasil tenha acesso a um suprimento flexível para atender à demanda das UTEs,
ocasional e de difícil previsão, além de prover alternativas em eventuais restrições da produção nacional ou da importação boliviana.
“O mercado de GNL está passando por uma profunda mudança. A competição está se intensificando, levando a preços mais competitivos e crescente flexibilidade.”(Wood McKenzie)
“As negociações spot de GNL corresponderam a 10% do
mercado em 2005 e o suprimento flexível é esperado atingir mais de
30%, levando em consideração o atual modelo de negócio para a
novas plantas ainda em construção.” (novos terminais de
recebimento de GNL que ainda não firmaram contratos de longo
prazo).(CERA)
GNL: Oferta Flexível para Demanda Flexível
Alternativas consideradas – Região Nordeste
SUAPE
ARATU
PECÉM
Oportunidades para GNL flexível
Alternativas consideradas – Região Sul / Sudeste
TEBIG
CARAGUATATUBA
B.GUANABARA
SEPETIBA
SÃO FRANCISCO DO SUL
Oportunidades para GNL flexível
A Petrobras está viabilizando a importação de GNL ao longo da costa brasileira através de unidades de regaseificação embarcada.
FSRUFloating Storage and Regasification Unit
SRVShuttle and Regasification Vessel
Projetos em desenvolvimento:
–Terminal offshore em Pecém - 6 MMm³/d (fev/2009, cerca de US$ 40 milhões)
–Terminal offshore na Baía da Guanabara – 12/14 MMm³/d (fev/2009, cerca de US$ 140 milhões).
Tarifa de regaseificação estimada: US$0,80/MMBTU
Oportunidades para GNL flexível
Suprimento de GNL
– Negociação para compra de GNL de fornecedores do mercado internacional, especialmente os localizados na Bacia do Atlântico;
– Proposta comercial diferenciada para os períodos de inverno e verão no Hemisfério Norte em função da forte diferença de preços observada;
– Condição ideal de fornecimento: despachos termelétricos preventivos durante o verão do hemisfério norte evitando suprimento no inverno (estocar água).
Aluguel de navios para armazenamento e regaseificação
– Contato com empresas de navegação visando o afretamento de navios para serem utilizados como FSRU (Floating Storage and Regasification Unit).
Oportunidade para GNL flexível
– Introdução do GNL
–Incremento da Produção
Nacional– Crescimento do Consumo
27,5
34,1
49,4
65,2
70,6
70
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Albacora
Leste
(P-50)
2006 Golfinho Mód 1
2006
Jubarte
(P-34)
2006
Manati
2006
Piranema
2006
Urucu
Início da
venda do gás
2007
Golfinho
Mód 2
2007
Roncador
(P-54)
2007
Peroá-
Cangoa
Fase 2
2007Roncador
(P-52)
2007
Cavalo
Marinho
2010
Marlim Leste
(P-53)
2009
Mexilhão
2009
Marlim Sul
Mód 2
(P-51)
2008
Frade
2009
Roncador
(P-55)
2011
Jubarte Fase 2
(P-57)
2010
SPS25
2009
Albacora
Complementar
2007
GN
asso
cia
do
GN
Não
asso
cia
do
Peroá-
Cangoa
Fase 1
2006
Espadarte
Mód. 2
2007
ESS164
2008
Canapu
2008
ESS130
2008
Tambaú/Uruguá
2010
RJS633
2010
Parque das
Conchas
2011
Milhões m3/dia
Curva de entrega de gás natural
Origem do Gás Natural no Brasil
Em 2010 63,5% do Gás Natural ofertado será não associado (Não inclui GNL).
97
,3%
97
,0%
98
,7%
85
,9%
84
,7%
86
,7%
83
,8%
82
,0%
81
,2%
82
,6%
80
,3%
74
,9%
72
,5%
70
,2%
70
,3%
73
,6%
73
,5%
70
,9%
59
,8%
58
,3%
50
,2%
50
,5%
36
,5%
36
,5%
6,3
%
14
,2%
24
,8%
25
,3%
33
,8%
33
,7%
27
,0%
15
,8%
15
,9%
16
,5%
15
,4%
14
,8%20
,2%
26
,4%
29
,7%
29
,8%
2,7% 3,0% 1,3%
14
,1%
15
,3%
13
,3%
16
,2%
18
,0%
18
,8%
17
,4%
19
,7%
25
,1%
27
,5%
1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2010
ASSOCIADO NÃO ASSOCIADO BOLIVIANO
0
50
100
150
200
250
300
350
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Custos F&D - média de 3 anos Preço do petróleo (Brent)
Evolução dos custos de E&P da indústria e do preço de petróleo
Fonte : Custos - PFC -Média das empresas: Exxon, BP, Shell, Total, Chevron, COP, Eni, Repsol, Petrobras
Preços – Platt´s
1995=100
Nome Tpo Companhia Início Término Duração Taxa Diária
US$
LA
(m)
Situação no final de 2003
DEEPWATER DISCOVERY DRSH SHELL 27/11/2003 06/01/2004 40 179,100.00 3.047
GSF C R LUIGS DRSH BHP PETROLEUM 11/11/2003 01/01/2004 51 105,000.00 2.743
DISCOVERER
ENTERPRISE
DRSH BP 17/7/02003 10/12/2004 512 198,600.00 3.047
SAIPEM 10000 DRSH ENI 02/07/2003 31/12/2003 182 205,000.00 3.047
DISCOVERER SPIRIT DRSH UNOCAL 01/11/2003 29/02/2004 120 203,835.00 3.047
DISCOVERER DEEP SEAS DRSH CHEVRONTEXACO 16/11/2003 14/02/2004 90 205,000.00 3.047
BELFORD DOLPHIN DRSH ONGC 30/11/2003 29/03/2004 120 176,256.00 3.047
Média: 159 181,827.29
Fonte: PETRODATA.
Situação no início de 2005
DEEPWATER DISCOVERY DRSH SHELL 01/01/2005 26/08/2005 237 285,000.00 3.047
GSF C R LUIGS DRSH BHP PETROLEUM 15/02/2005 26/02/2007 741 225,000.00 2.743
DISCOVERER
ENTERPRISE
DRSH BP 20/01/2005 08/12/2007 1.052 182,648.00 3.047
SAIPEM 10000 DRSH ENI 11/01/2005 01/07/2007 901 225,000.00 3.047
DISCOVERER SPIRIT DRSH UNOCAL 7/12/2004 18/03/2007 831 270,000.00 3.047
DISCOVERER DEEP SEAS DRSH CHEVRONTEXACO 20/10/2004 21/01/2007 823 240,000.00 3.047
BELFORD DOLPHIN DRSH ONGC 28/08/2004 29/11/2006 823 176,256.00 3.047
Média: 772 229,129.14
Análise do Mercado de Sondas Marítimas
Cenários Nacional e Internacional
Nome Tipo Companhia Início Término Duração Taxa Diária
US$
LA
(m)Situação no início de 2006
DEEPWATER DISCOVERY DRSH DEVON 01/12/2005 14/11/2011 2.172 475,000.00 3.047
GSF C R LUIGS DRSH BHP 01/04/2009 1.184 392,500.00 3.047
DISCOVERER ENTERPRISE DRSH BP 27/09/2005 07/12/2010 1.897 520,000.00 3.047
SAIPEM 10000 DRSH TOTAL 31/07/2005 31/07/2007 730 225,000.00 3.047
DISCOVERER SPIRIT DRSH ANADARKO 18/12/2005 28/04/2009 1.224 475,000.00 3.047
DISCOVERER DEEP SEAS DRSH CHEVRON 27/12/2005 23/01/2011 1.853 485,000.00 3.047
BELFORD DOLPHIN DRSH ANADARKO 28/08/2004 17/11/2010 1.966 420,000.00 3.047
Média: 1.575 427,500.00
Fonte: PETRODATA.
* As taxas diárias apresentadas são referentes ao último contrato da Unidade.
* O prazo contratual apresentado corresponde ao prazo dos contratos vigentes no início de 2006.
02/01/2006
Cenários Nacional e Internacional
Análise do Mercado de Sondas Marítimas
– Introdução do GNL
– Incremento da Produção Nacional
–Crescimento do Consumo
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
jan
fev
mar
ab
rm
ai
jun jul
ag
oset
ou
tn
ov
de
zja
nfe
vm
ar
ab
rm
ai
jun jul
ag
oset
ou
tn
ov
de
zja
nfe
vm
ar
ab
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ai
jun jul
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ab
rm
ai
jun jul
ag
oset
ou
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ov
de
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vm
ar
ab
rm
ai
jun
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
% PREÇO DO GN NACIONAL no City-Gate / OC na refinaria
Referência Paulínea , ex impostos
Necessidade de Alinhamento de Preços
Preços dos Energéticos no Brasil
9,9
3
9,8
6
7,9
6
4,1
6
3,7
8
3,3
8
2,6
8
14,2
8
14,0
8
9,7
7
7,9
3
6,6
6
5,3
2
4,1
5
-
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
Diesel Gasolina GLP OCA1 OC7A GN Boliviano GN Nacional
Base Refinaria - (1US$ = R$ 2,70 - 2004)(1US$ = R$ 2,20 - 2006)
Comparativo de Preços dos Energéticos sem Impostos (US$/MMBtu)
(dez/2004) (Ago/2006)
Necessidade de Alinhamento de Preços
Estados Unidos: Henry Hub
0
2
4
6
8
10
12
14
16
jan
/02
ma
r/0
2
ma
i/0
2
jul/0
2
se
t/0
2
no
v/0
2
jan
/03
ma
r/0
3
ma
i/0
3
jul/0
3
se
t/0
3
no
v/0
3
jan/0
4
ma
r/0
4
ma
i/0
4
jul/0
4
se
t/0
4
no
v/0
4
jan
/05
ma
r/0
5
ma
i/0
5
jul/0
5
se
t/0
5
nov/0
5
jan
/06
ma
r/0
6
ma
i/0
6
US
$/M
MB
TU
Fonte: Bloomberg
Tendência para o Novo Patamar: Referencial Internacional
0,002,004,006,008,00
10,0012,0014,0016,0018,0020,00
nov/05dez/05jan/06fev/06mar/06abr/06mai/06jun/06jul/06ago/06
US
$/M
MB
TU
Europa: NBP (National Balancing Point) - UK
Fonte: Bloomberg
Tendência para o Novo Patamar: Referencial Internacional
Considerações Finais
A crescente inserção do gás natural na matriz energética brasileira
é resultado de elevados investimentos em toda a cadeia de
suprimento e tem propiciado o desenvolvimento dessa indústria no
País;
A Petrobras tem sido o principal agente da indústria brasileira de
gás natural e continuará a realizar, isoladamente e em parceria,
crescentes investimentos para a ampliação da oferta – nacional e
importada – bem como para a consolidação da infra-estrutura;
O forte crescimento na demanda de gás natural decorre da sua
competitividade frente aos energéticos substitutos, tendendo a ser
menos intenso num cenário de estreitamento do diferencial gás x
óleo;
Considerações Finais
As descobertas de gás nacional permitem um forte
crescimento da oferta em linha com o potencial de
crescimento do mercado, mantendo-se ainda significativa
complementação com o gás natural importado;
As ações para viabilizar as alternativas de suprimento
através de GNL são necessárias e estão em andamento;
O GNL será o fator de ajuste da oferta ao perfil da
demanda buscando atender o mercado termelétrico com baixo
custo fixo e aumentar e segurança para o abastecimento
energético brasileiro.
Considerações Finais
O DESAFIO É A NOSSA ENERGIA
° °
Desafios ao Suprimento de Gás Natural
Disponibilidade e infra-estrutura nacional
Ildo Luis Sauer
Diretor de Gás & EnergiaRio de Janeiro, 12 de setembro de 2006
