Gas natural energia_eletrica_fertilizantes_pn_2011-2015

Gás Natural, Energia Elétrica e Fertilizantes

09 de agosto de 201109 de agosto de 2011

Detalhamento do Plano de Negócios

Contextualização do Mercado de Gás Natural no Brasil

em 2011

Até 20062007 a 2011

Estações de Compressão

25 +17

Pontos de Entrega

130 +43

EstaEsta ççõesões de de CompressãoCompressão e e PontosPontos de de EntregaEntrega

EvoluEvolu ççãoão dada Infraestrutura Infraestrutura de de TransporteTransporte (km)(km)

km

Concluído o Ciclo de Investimentos em Logística de Transporte de Gás Natural

2 Terminais de Regaseificação (2009)

21 MM m3/d

9.7289.538

7.991

7.086

6.098

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

2007 2008 2009 2010 2011

2007–2011: US$ 15 bilhões

Gasodutos

Estações de CompressãoPontos de EntregaEstações de Distribuição

GNL

666

Demanda das Térmicas: Petrobras + Terceiros

Firme

Flexível30

24

30

24

30

24

202020152011

13

11

84

63

Refino

UPGN

Fertilizantes61

32

1639

25

18

Demanda Petrobras: Refino + Fertilizantes

4153

63

Não Termelétrico

Demanda Distribuidoras de GN

202020152011

2011 2015 2020

2011 2015 2020

7 7 7

2011 2015 2020

Baia de GuanabaraPecém

Bahia41

20

1441

20

1421

14

Oferta Boliviana

Oferta de GN Nacional ao Mercado

Oferta via Terminais de Regaseificação de GNL

1113

259

Inflexível

Flexível40

13

3725

2011 2015 2020


A contratar (5,5 GW)

76(15,1 GW)59

(10,7 GW)38(6,7 GW)

DEMANDA em 2011PCS 9.400 kcal/m³

4969

93

9

9

6

Região Norte

Demais Regiões

55

78

102

OFERTA em 2011

Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural (milhões m3/d)

Firme

Flexível


Região Norte

Demais Regiões

RefinoUPGNFertilizantes

Não Termelétrico

Inflexível

Flexível

Oferta 106 96Capacidade de Oferta Superior à Demanda

Demanda

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

jan-10

fev-10

mar-10

abr-10

mai-10

jun-10

jul-10

ago-10

set-10

out-10

nov-10

dez-10

jan-11

fev-11

mar-11

abr-11

mai-11

jun-11

jul-11

ago-11

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

jan-10

fev-10

mar-10

abr-10

mai-10

jun-10

jul-10

ago-10

set-10

out-10

nov-10

dez-10

jan-11

fev-11

mar-11

abr-11

mai-11

jun-11

jul-11

ago-11

GNL Baía de Guanabara

GNL Pecém

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

jan-10

fev-10

mar-10

abr-10

mai-10

jun-10

jul-10

ago-10

set-10

out-10

nov-10

dez-10

jan-11

fev-11

mar-11

abr-11

mai-11

jun-11

jul-11

ago-11

Bolívia GNLE&P: Petrobras

milh

ão m

3 /d

25,726,4+ 3%

Até1S11

25,731,7+ 24%

Até1S10

Até1S11Até

1S10

1,6

Até1S10

1,4

Até1S11

Suprimento de Gás Natural: Panorama do Primeiro Sem estre de 2011

- 13%

0

10

20

30

40

50

jan-10

fev-10

mar-10

abr-10

mai-10

jun-10

jul-10

ago-10

set-10

out-10

nov-10

dez-10

jan-11

fev-11

mar-11

abr-11

mai-11

jun-11

jul-11

ago-11

Mercado Não Termelétrico

0

10

20

30

40

50

jan-10

fev-10

mar-10

abr-10

mai-10

jun-10

jul-10

ago-10

set-10

out-10

nov-10

dez-10

jan-11

fev-11

mar-11

abr-11

mai-11

jun-11

jul-11

ago-11

Mercado Termelétrico

1S10

36,1

1S11

39,5+ 10%

7,68,8+ 15%

1S10 1S11

milh

ão m

³/dia

milh

ão m

³/dia

Demanda de Gás Natural: Panorama dos Principais Mer cados Primeiro Semestre de 2011

13

25

2011

38(6,7 GW)

41

2011

Mercado Industrial Mercado Automotivo

Mercado Comercial e Residencial Mercado Total

Segmentação do Mercado Não-TermelétricoPrimeiro Semestre de 2011

11,4

3,2

6,93,9

25,3

11,9

3,5

7,45,7

28,6

0

5

10

15

20

25

30

35

40

+5%

+10%

+8%+47%

+13%

OutrosCerâmicaQuímicaSiderurgiaIndustrial

20112010

0,0

1,00,7

3,8

5,5

0,0

1,00,7

3,7

5,3

0

1

2

3

4

5

6

+4%

-5%+2%

-3%

-3%

Norte e Centro Oeste

NordesteSulSudesteAutomotivo

20112010

1,3 1,2

0,0 0,1 0,0

1,4 1,3

0,1 0,1 0,00

1

2

3

4

5

6

-8%+4%+19%

+8%+8%

Norte e Centro Oeste

NordesteSulSudesteComercial e Residencial

20112010

4,01,3

5,5

25,3

36,1

4,21,4

5,3

28,6

39,5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

+10%

+5%+8%

-3%

+13%

OutrosComercial e Residencial

AutomotivoIndustrialtotal

20112010

milh

ão m

³/dia

milh

ão m

³/dia

milh

ão m

³/dia

milh

ão m

³/dia

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.0001-ja

n8-ja

n15

-jan

22-ja

n29

-jan

5-fe

v12

-fev

19-fe

v26

-fev

5-m

ar

12-

mar

19-

mar

26-

mar

2-a

br

9-a

br

16-a

br

23-a

br

30-a

br

7-m

ai

14-m

ai

21-m

ai

28-m

ai

4-ju

n11

-jun

18-ju

n25

-jun

2-ju

l9-

jul

16-

jul

23-

jul

30-

jul

6-ag

o13-

ago

20-

ago

27-

ago

3-s

et

10-s

et

17-s

et

24-s

et

1-o

ut

8-o

ut

15-o

ut

22-o

ut

29-o

ut

5-no

v12

-nov

19-n

ov

26-n

ov

3-de

z10

-dez

17-d

ez

24-d

ez

31-d

ez

Incerteza da Geração Termelétrica: Volatilidade Cri a OportunidadesM

Wm

ed

2011 2010

1,9 GWmed

2,2 GWmed

2,1 GWmed

2,0 GWmed 1,7

GWmedProjeção 2011Petrobras

Oportunidade de Preços Reduzidos

24/jun 6,3

GWmed

2,1 GWmed

ONS (GWmed)Planejado: 1,5

XRealizado: 2,5

10 10

22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22 22

10 10 10

3,1

3,6 4,5

4,3 6,2

5,9

4,6

4,6 5,7 6,7

6,2

6,4 7,0

6,9

6,9

6,6

7,0

6,4

5,3 5,8 7,3

7,1

6,2

6,3

6,6

15 15 15 15

7,56,7 7,3

2,4

6,8

4,7

0

5

10

15

20

25

ma

i/09

jun

/09

jul/0

9

ag

o/0

9

set/0

9

ou

t/09

no

v/0

9

de

z/0

9

jan

/10

fev/

10

ma

r/1

0

ab

r/1

0

ma

i/10

jun

/10

jul/1

0

ag

o/1

0

set/1

0

ou

t/10

no

v/1

0

de

z/1

0

jan

/11

fev/

11

ma

r/1

1

ab

r/1

1

ma

i/11

jun

/11

Volume (milhão m³/d)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Preço Médio (US$ / MMBtu)

Total Ofertado Mercado Secundário Retirado Leilão Preço Médio

Oportunidade de Menores Preços de Gás: Leilões Elet rônicos

Volume Ofertado x Volume Retirado x Preço MédioDeságio Médio no Período (Contratos de Longo Prazo) : 42%

1ºe

2ºLe

ilões

(ab

r/09

)

3º, 4

ºe

5ºLe

ilões

(m

ai/0

9)

6ºLe

ilão

(jun/

09)

7ºe

8ºLe

ilões

(ju

l/09)

9ºLe

ilão

(set

/09)

10º

Leilã

o (m

ar/1

0)

11º

Leilã

o (n

ov/1

0)

12º

Leilã

o (m

ar/1

1)

13º

Leilã

o (ju

l/11)

Volume Contratado x Volume Retirado x Preço Médio

0,6

1,1 1,1

0,5

0,9

0,8

4,8 4,9

5,9

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0a

br/

11

ma

i/11

jun

/11

Volume (milhão m³/d)

0

1

2

3

4

5

6

Preço Médio (US$ / MMBtu)

Total Contratado Retirado Preço Médio

Clientes de oportunidade, consumidores de outros energéticos, atraídos momentaneamente para o uso do gás natural.

� Combustíveis Deslocados:

• Coque Verde• Carvão Mineral

Oportunidade de Menores Preços de Gás: Mercado Secu ndário

Contratos de Longo Prazo no Mercado Mundial – Compar ativo de Preços

ALEMANHA (0,35 milhões de km²)BRASIL ( 8,51 milhões de km²)

Fonte: BP StatiscalReview, jun/2011

GasodutosTransporte + Distribuição

360.000 kmFonte: Gazprom Germania, mai/

2010


27.727 kmFonte: Petrobras e Distribuidoras,

mai/2010

Preços ao Consumidor Industrial(inclui margem da distribuidora)

0

4

8

12

16

20

jan/

09

mar

/09

mai

/09

jul/0

9

set/0

9

nov/

09

jan/

10

mar

/10

mai

/10

jul/1

0

set/1

0

nov/

10

jan/

11

mar

/11

US

$/M

MB

tu

Brasil Alemanha

Fonte:Petroleum Industry Research Associates - PIRA, junho/2011 (consumidor industrial 27 mil m³/d)Petrobras, a partir de dados de São Paulo, maio2011


1998 17,5

1999 20,7

2000 25,8

2001 32,7

2002 38,6

2003 43,3

2004 51,5

2005 54,0

2006 56,9

2007 57,9

2008 67,5

2009 54,2

2010 72,5

Consumo (milhões m³/dia)

1998 218,35

1999 219,60

2000 217,72

2001 227,10

2002 226,30

2003 234,37

2004 235,24

2005 236,30

2006 238,85

2007 227,14

2008 222,56

2009 213,76

2010 222,70


São PauloTemperaturas Anuais ºCMédia 19,42 Máxima 28,00 Mínima 12,00

Fonte: Weather Channel

BerlimTemperaturas Anuais ºCMédia 8,67 Máxima 23,00 Mínima -3,00

Fonte: Weather ChannelOBS: Preços sem impostos

Contratos de Longo Prazo no Mercado Mundial – Compar ativo de Preços

EUA (9,83 milhões de km²)BRASIL ( 8,51 milhões de km²)



27.727 kmFonte: Petrobras e Distribuidoras,

mai/2010

Fonte:EIA - DoE, junho/2011Petrobras, a partir de dados de São Paulo (consumidor industrial 27 mil m³/d) , maio/2011

Fonte: Weather Channel Fonte: Weather Channel

São PauloTemperaturas Anuais ºCMédia 19,42 Máxima 28,00 Mínima 12,00

Nova IorqueTemperaturas Anuais ºCMédia 11,50 Máxima 28,00 Mínima -5,00

Gasodutos Transporte + Distribuição

2.420.000 kmFonte: EIA - DoE, jun2010 - Huron Consulting Group

Preços ao Consumidor Industrial(inclui margem da distribuidora)

0

4

8

12

16

20

jan/0

9

mar

/09

mai/0

9

jul/0

9

set/0

9

nov

/09

jan/1

0

mar

/10

mai/1

0

jul/1

0

set/1

0

nov

/10

jan/1

1

mar

/11

US

$/M

MB

tu

Brasil EUA (Nova Iorque)

1998 17,5

1999 20,7

2000 25,8

2001 32,7

2002 38,6

2003 43,3

2004 51,5

2005 54,0

2006 56,9

2007 57,9

2008 67,5

2009 54,2

2010 72,5


1998 1.725,85

1999 1.738,19

2000 1.810,18

2001 1.725,31

2002 1.784,89

2003 1.728,26

2004 1.736,95

2005 1.707,62

2006 1.682,33

2007 1.791,87

2008 1.805,14

2009 1.771,91

2010 1.872,25



Fonte: EIA - DoE, jun/2010 - Huron Consulting Group

OBS: Preços sem impostos

Plano de Negócios 2011- 15 Gás e Energia

Investimentos:Foco em E&P e Projetos que Sustentam o Aumento de Prod ução de Óleo

Pré-Sal

US$ 53,4 Bilhões

Pós-Sal

US$ 64,3 Bilhões

17%

65%

Desenvolvimento da Produção

18%ExploraçãoInfraestrutura

Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi

Pet

robr

asE

&P

no B

rasi

l 3.070

2.1002.004

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Mil bpd

Lula Piloto

FPSO BW Cidade

Angra dos Reis

100.000 bpd

Cachalote e

Baleia Franca

FPSO Capixaba

100.000 bpd

Marlim Sul

Módulo 3

SS P-56

100.000 bpd

Jubarte

FPSO P-57

180.000 bpd

Baleia Azul

FPSO Cidade de

Anchieta

100.000 bpd

(Reaproveita-

mento FPSO

Espadarte)

Roncador

Módulo 4

FPSO P-62

180.000 bpd

Roncador

Módulo 3

SS P-55

180.000 bpd

Papa-Terra

TLWP P-61 &

FPSO P-63

150.000 bpd

Guará (Norte)

FPSO

150.000 bpd

Projetos do Pré-sal e da Cessão Onerosa

Parque das Baleias

FPSO P-58

180.000 bpd

Tiro/Sidon

FPSO Cidade de

Itajaí

80.000 bpd

Tiro Piloto

SS-11

Atlantic Zephir

30.000 bpd

Mexilhão

Jaqueta

GNA

TLD Guará

FPSO Dynamic

Producer

30.000 bpd

ESP/Marimbá

FPSO

40.000 bpd

Uruguá

FPSO Cidade de

Santos

35.000 bpd

Projetos de GNA

Aruanã

FPSO

100.000 bpd

Guará Piloto 2

FPSO Cidade de

São Paulo

120.000 bpd

Lula NE

FPSO Cidade de

Paraty

120.000 bpd

Maromba

FPSO

100.000 bpdSiri

Jaqueta e FPSO

50.000 bpd

Cernambi Sul

FPSO

150.000 bpd

FPSO P-67

Replicante 2

150.000 bpd

BMS-9 ou 11

4 TLDs

no Pré-sal

FPSO P-66

Replicante 1

150.000 bpd

BMS-9 ou 11

�

�

�

�

�

�Baleia Azul

Pós-sal

FPSO

60.000 bpd

Juruá GNA Projetos do Pós-sal

Tambaú

FPSO Cidade de

Santos

GNA

TLDs

�

�

TLDs Lula NE e

Cernambi

FPSO BW Cidade

São Vicente

30.000 bpd

�

TLD Carioca

FPSO Dynamic

Producer

30.000 bpd

Franco 1

Cessão Onerosa

FPSO

150.000 bpd

3 TLDs

no Pré-sal

5 TLDs

no Pré-sal5 TLDs

no Pré-sal

�Oferta de Gás Natural no Brasil:

2015: 78 milhões m³/dia


65% Associado

35% Não Associado

67% Associado

24% Não Associado

9% Novas Descobertas

PN 2011-15US$ 224,7 bilhões

70,6

13,2 3,13,8

127,5 (*)

2,44,1

E&P RTC

Gás,Energia e Gás Química Petroquímica

Distribuição Biocombustíveis

Corporativo

31%

6%2%

2%1% 1%

57%

(*) US$ 22,8 bi em Exploração

Investimentos em Gás e Energia PN 2011-2015: US$ 13, 2 bilhões

Pré-Sal

US$ 53,4 Bilhões

Pós-Sal

US$ 64,3 Bilhões

17%

65%

Desenvolvimento da Produção

18%ExploraçãoInfraestrutura

Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi

Gás

e E

nerg

iaE

&P

no B

rasi

l 3.070

2.1002.004

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Mil bpd

Lula Piloto

FPSO BW Cidade

Angra dos Reis

100.000 bpd

Cachalote e

Baleia Franca

FPSO Capixaba

100.000 bpd

Marlim Sul

Módulo 3

SS P-56

100.000 bpd

Jubarte

FPSO P-57

180.000 bpd

Baleia Azul

FPSO Cidade de

Anchieta

100.000 bpd

(Reaproveita-

mento FPSO

Espadarte)

Roncador

Módulo 4

FPSO P-62

180.000 bpd

Roncador

Módulo 3

SS P-55

180.000 bpd

Papa-Terra

TLWP P-61 &

FPSO P-63

150.000 bpd

Guará (Norte)

FPSO

150.000 bpd

Projetos do Pré-sal e da Cessão Onerosa

Parque das Baleias

FPSO P-58

180.000 bpd

Tiro/Sidon

FPSO Cidade de

Itajaí

80.000 bpd

Tiro Piloto

SS-11

Atlantic Zephir

30.000 bpd

Mexilhão

Jaqueta

GNA

TLD Guará

FPSO Dynamic

Producer

30.000 bpd

ESP/Marimbá

FPSO

40.000 bpd

Uruguá

FPSO Cidade de

Santos

35.000 bpd

Projetos de GNA

Aruanã

FPSO

100.000 bpd

Guará Piloto 2

FPSO Cidade de

São Paulo

120.000 bpd

Lula NE

FPSO Cidade de

Paraty

120.000 bpd

Maromba

FPSO

100.000 bpdSiri

Jaqueta e FPSO

50.000 bpd

Cernambi Sul

FPSO

150.000 bpd

FPSO P-67

Replicante 2

150.000 bpd

BMS-9 ou 11

4 TLDs

no Pré-sal

FPSO P-66

Replicante 1

150.000 bpd

BMS-9 ou 11

�

�

�

�

�

�Baleia Azul

Pós-sal

FPSO

60.000 bpd

Juruá GNA Projetos do Pós-sal

Tambaú

FPSO Cidade de

Santos

GNA

TLDs

�

�

TLDs Lula NE e

Cernambi

FPSO BW Cidade

São Vicente

30.000 bpd

�

TLD Carioca

FPSO Dynamic

Producer

30.000 bpd

Franco 1

Cessão Onerosa

FPSO

150.000 bpd

3 TLDs

no Pré-sal

5 TLDs

no Pré-sal5 TLDs

no Pré-sal

�Oferta de Gás Natural no Brasil:



65% Associado

35% Não Associado

67% Associado

24% Não Associado

9% Novas Descobertas

Investimentos G&E 2011-15

US$ 13,2 bilhões

0,3 0,8

2,8

3,4

5,9

Plantas de gás-química (Nitrogenados) Internacional

GNL Malha

Energia Elétrica

45%

6%2%

26%

21%

US$ 13,2 bilhões

0,3 0,8

2,8

3,4

5,9


GNL Malha

Energia Elétrica

45%

6%2%

26%

21%

Investimentos em Gás, Energia e Gás Química 2011-201 5


a) Fechado o ciclo de investimentos na ampliação da malha de transporte de gás natural (2007–2011: US$ 15 bilhões)

b) Novos pontos de entrega de gás natural, gestão junto às distribuidoras visando aumento das vendas e diversificação das modalidades contratuais

c) Atuação na cadeia de GNL –regaseificação e liquefação – para escoamento do gás do pré-sal e atendimento do mercado termelétrico

d) Maiores investimentos na conversão do gás natural em uréia, amônia, metanol e outros produtos

e) Investimentos em geração de energia termelétrica a gás natural

US$ 13,2 bilhões

0,3 0,8

2,8

3,4

5,9


GNL Malha

Energia Elétrica

45%

6%2%

26%

21%

�


�a) Fechado o ciclo de investimentos na ampliação da malha de transporte de gás natural (2007–2011: US$ 15 bilhões)






US$ 13,2 bilhões

0,3 0,8

2,8

3,4

5,9


GNL Malha

Energia Elétrica

45%

6%2%

26%

21%

Atuação Mais Próxima do Mercado, em Conjunto com as Distribuidoras

•Rede de Distribuição (km) – 0

•Nº de Clientes – 10

•Vol. Comercializado (mil m³/dia) - 6





•Nº de Clientes – 20.274


•Rede de Distribuição (km) – 0,3


•Vol. Comercializado (mil m³/dia) – 12






•Vol. Comercializado (mil m³/dia) – 1.824







Distribuidora não-operacional

•Rede de Distribuição (km) – 9.467

•Nº de Clientes – 1.085.045


•Rede de Distribuição (km) – 4.968




























Distribuidora

não-operacional









� 27 companhias estaduais

• 23 operacionais: 46,4 milhões m³/dia comercializados (1º semestre de 2011).

• Participação da Petrobras em 21 companhias: 25% do volume comercializado (11,4 milhões m³/dia).

Fontes: Distribuidoras de Gás Locais e Abegás (em MT, RJ e SP). Volumes referem-se ao primeiro semestre de 2011.SP e RJ: Somatório das Companhias Distribuidoras LocaisMT: Atende por meio de GNC.

Gás Brasiliano Distribuidora (GBD): Aquisição em 29 de Julho de 2011

� Volumes de vendas em 2010: 650 mil m³/dia.

� Área de concessão abrange 375 municípios.

� Rede de distribuição de 765 km (2011).

� Número de Clientes: 6.338 (2011).

� O contrato de concessão teve início em dezembro de

1999 com duração de 30 anos, podendo ser estendido

por mais 20 anos.

Área de Concessão e Rede de Distribuição (GBD)

Área de Concessão GBD

Em operação (765 km)

Em construção (17 km)

A construir (50 km)

SP Sul

Comgás

GBD

Área de Concessão e Rede de Distribuição (GBD)

Área de Concessão GBD

Em operação (765 km)

Em construção (17 km)

A construir (50 km)

SP Sul

Comgás

GBD

UFN V

Fonte: 2011 IFCT e 2012 a 2015 Plano de Negócios da GBD.

Volume Projetado (mil m³/dia)

120 153 153 163 163

682 833 887 923 924

5432 4 98764 2525252422

110

1.257

8311.020 1.075 1.122

2.492

2011 2012 2013 2014 2015

Residencial Comercial GNV GNC Industrial Termelétrico UFN V Total52015 (milhão

m³/dia)9 25 163 924 110 1.257

Crescimento Mínimo Potencial: +200%

Gás Brasiliano DistribuidoraAlternativas de Suprimento em Estudo: Unidade de Fe rtilizantes V – Uberaba

MODELO DISTRIBUIÇÃO

MG

+151 km GBD(a construir)

+8 km Gasmig

MG

MODELO TRANSPORTE


�

�







US$ 13,2 bilhões

0,3 0,8

2,8

3,4

5,9


GNL Malha

Energia Elétrica

45%

6%2%

26%

21%

Atuação na Cadeia de GNL: Regaseificação

� Terminal de Regaseificação da Bahia• Fase: 3

• Entrada em Operação: jan/2014

• Capacidade de Regaseificação: 14 milhões m³/dia

c) Atuação na cadeia de GNL – regaseificação e liquefação – para escoamento do gás do pré-sal e atendimento do mercado termelétrico

O c e a n oA t l â n t i c o

GE -CORP /GED IA br i l - 20 11

F ont e d o s D ad os: P E TR O B R A S e I B G E

S i s te m a de C o or d en ada s Ge og r á f i c a s

( G eo gr aph i c C oor d i n a te S y st em ) - D a tu m S A D 6 9

±0 4 8 km

Catu

Candeias

Aratu

Camaçari

Malha Bahia

TEMADRE

Para Cacimbas

Para SergipeCatu-Itaporanga

Salvador

Malha de GasodutosGasoduto de InterligaçãoTerminal de GNL

São Sebastiãodo Passe

BA

praia

15 km

9 km

19 km

Santo Amaro

GASCAC

Interligação com a Malha

Bahia

Interligação com o GASCAC (km 920)

Atuação na Cadeia de GNL: Regaseificação e Liquefação (FSO de Gás)

� Permite o fornecimento de etano para o Comperj(matéria-prima), aumentando a rentabilidade do projeto petroquímico

� O FSO de Gás permanece na carteira de projetos do PN 2011-2015, e será sempre uma alternativa àmedida que o E&P aponte a necessidade de novas rotas para transporte de gás.

PRÉ-SAL:Rotas de Escoamento

Gasoduto de Transferência

3b

3a

Atuação na Cadeia de GNL: Regaseificação e Liquefação (FSO de Gás)

� Notícias de Hoje: 09 de agosto de 2011

• Recebidas as propostas técnicas e comerciais dos consórcios Technip/Modec/JGC, SBM/Chiyoda e Saipem.

• A abertura da proposta comercial se dará no dia 25 de agosto de 2011.

• A definição da melhor proposta: 31 de outubro de 2011.

Separação Óleo / Gás

Separação Óleo / Gás

Separação do Gás, liquefação e

armazenamento

C5+Offloading de - GNL- Propano e Butano

Gás + Óleo

Gás + Óleo

Gás

Gás

Gás

PRÉ-SAL:Rotas de Escoamento

Gasoduto de Transferência

3b

3a

3 Propostas Comerciais Válidas

� O FSO de Gás permanece na carteira de projetos do PN 2011-2015, e será sempre uma alternativa àmedida que o E&P aponte a necessidade de novas rotas para transporte de gás.


�

�

�







US$ 13,2 bilhões

0,3 0,8

2,8

3,4

5,9


GNL Malha

Energia Elétrica

45%

6%2%

26%

21%

Projeção da Produção de Fertilizantes no Brasil:Amônia, Ureia e Metanold) Maiores investimentos principalmente na

conversão do gás natural em uréia e amônia

813 813 813 813 813 813

1.109 1.061 1.061

2.271 2.271 2.271

2.936 2.936 2.936 2.936

684

684

684

684

294213291291

1313

1110

865

33 3

0

1.000

2.000

3.000

4.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020-

5

10

15

20

25

Amônia Ureia Metanol Consumo GN

Produção de Fertilizantes

UFN III (Set/2014)

UFN V (Set/2015)UFN IV (Jun/2017)

* Planta de arla 32 na Bahia com capacidade para consumir 23 mil ton/ano de ureia em 2011 e 71 mil ton/ano a partir de 2012** Entrada da planta de sulfato de amônio em Sergipe em 2013, consumindo 78 mil ton/ano de amônia.OBS: Consumo de gás considera demanda para este nível de produção durante todo o ano.

*

**

� O Brasil importa atualmente 53% do volume de amônia consumida no País e alcançará a autossuficiência em 2015.

� A dependência da uréia importada, que é de 53% em 2011, será reduzida a 28% em 2015, 16% em 2017 e 22% em 2020.

� No mercado de metanol, a importação é de 68% e reduzirá para 20% em 2017 e 29% em 2020.

Mil

ton / ano

Milhão

m³ / dia


�

�

�






�


US$ 13,2 bilhões

0,3 0,8

2,8

3,4

5,9


GNL Malha

Energia Elétrica

45%

6%2%

26%

21%

Geração de Energia a Gás Natural


Leilão A-3 2011: UTE Baixada Fluminense

(512 MWmed)

Capacidade Instalada a Gás Natural

6,1 6,1 6,1

1,95,5

-2468

101214

2011

2015

2020

GW

Energia a Contratar – Petrobras Fornecedor de Gás / Gerador de Energia

Parque Instalado Petrobras

666


Firme

Flexível30

24

30

24

30

24

202020152011

13

11

84

63

Refino

UPGN

Fertilizantes61

32

1639

2518


4153

63

Não Termelétrico


202020152011

2011 2015 2020

2011 2015 2020

7 7 7

2011 2015 2020


Bahia41

20

1441

20

1421

14

Oferta Boliviana



1113

259

Inflexível

Flexível40

13

3725

2011 2015 2020



76(15,1 GW)59

(10,7 GW)38

(6,7 GW)

DEMANDA em 2015PCS 9.400 kcal/m³

4969

93

9

9

6

Região Norte

Demais Regiões

55

78

102

OFERTA em 2015


Firme

Flexível


Região Norte

Demais Regiões

Refino

UPGNFertilizantes

Não Termelétrico

Inflexível

Flexível

Bahia

A contratar

106 96149 151Oferta DemandaCapacidade de Oferta Equilibrada à Demanda

Estratégias de Gestão do Portfólio de Produtos

INTEGRAINTEGRAÇÇÃOÃO

COM O COM O E&PE&P

FORFORÇÇA DE VENDAS A DE VENDAS SEM DESTRUISEM DESTRUIÇÇÃO ÃO

DE VALOR DO DE VALOR DO PORTFPORTFÓÓLIO DE LIO DE

COMBUSTCOMBUSTÍÍVEIS DO VEIS DO ABASTECIMENTOABASTECIMENTO

GESTÃO DOS GESTÃO DOS PROJETOS PROJETOS G&EG&E

Mercado para o Gás Natural, para

Garantir o Crescimento da

Produção de Óleo do E&P

Atuação Focada na Ampliação do Mercado de Gás

Natural

Rigor no Acompanhamento

das Obras

Prazo

CustoManutenção

do VPL

UFN III: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados IIIProdução Ureia :1.210 mil ton / anoAmônia: 81 mil ton / anoFase: 3 (Fase 4: ago/11)Operação: set/2014Situação Atual: Terraplenagem

UFN IV: Complexo GasquímicoProdução (mil ton/ano): Ureia: 763; Melamina: 30; Ácido Acético: 200;Ácido Fórmico: 25; Metanol: 790. Fase: 2 (Fase 3: ago/11)Operação: jun/2017Situação Atual: Concluídos 10 Projetos Conceituais

Sulfato de Amônio (FAFEN-SE)Produção de Sulfato de Amônio: 303 mil ton / anoFase: 3 (Fase 4: set/11)Operação: mai/2013Situação Atual: Licitação para contratação dos projetos básico e executivo (turn-key)

Planta de Amônia (UFN V)Produção Amônia: 519 mil ton / anoFase 3 (Fase 4: ago/11)Operação: set/2015Situação Atual: Projeto Básico. Concluídasas sondagens.

8

5

6

7

Terminal de Regaseificação da Bahia

Capacidade de Regaseificação: 14 MM m³/dFase: 3 (Fase 4: nov/11)Operação: jan/2014Situação Atual: Projeto básico

UPGN CabiúnasCapacidade de Processamento: 13 MM m³/dFase: 3 (Fase 4: out/11)Operação: ago/2014Situação Atual: Aquisição de equipamentos críticos

1

2

UTE Baixada FluminenseCapacidade de Geração: 512 MWFase: 3 (Leilão A-3 2011: ago/11)Operação: mar/2014Situação Atual: Pronta para participar do leilão A-3 – 2011 (Autoprodutor)

4

Principais Projetos da Carteira do Gás e Energia

3

567

81

24

3

FSO de GásCapacidade de Processamento: 13 MM m³/dFase: 3 (Fase 4: out/11)Operação: a definirSituação Atual: Licitação do EPC e Operação a concluir em 25/ago/11.

Lucro Operacional G&E

Evolução do Resultado do Gás e Energia

(R$ bilhão nominal)

2002 2003 2004 2005

-0.9

-0.3-0.6

-0.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.0

-0.5

-1.5

-2.0

0.7+R$ 3.5 bi

1T112010

1.9

2009

1.3

2008

-0.5

2007

-1.6

2006

-1.0-1.0

666


Firme

Flexível30

24

30

24

30

24

202020152011

173149106 20015196

13

11

84

63

Refino

UPGN

Fertilizantes61

32

1639

2518


4153

63

Não Termelétrico


202020152011

2011 2015 2020

2011 2015 2020

7 7 7

2011 2015 2020


Bahia41

20

1441

20

1421

14

Oferta Boliviana



1113

259

Inflexível

Flexível40

13

3725

2011 2015 2020



76(15,1 GW)59

(10,7 GW)38

(6,7 GW)

PCS 9.400 kcal/m³

4969

93

9

9

6

Região Norte

Demais Regiões

55

78

102


Déficit?

DEMANDA em 2020OFERTA em 2020

Oferta Demanda

Gás Natural, Energia Elétrica e Fertilizantes

09 de agosto de 201109 de agosto de 2011

Detalhamento do Plano de Negócios

Obrigada!

Documents

Gas natural energia_eletrica_fertilizantes_pn_2011-2015