SETOR DE GÁS NATURAL

NO BRASIL

Maria Paula Martins

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SETOR DE GÁS NATURAL NO BRASIL

Maria Paula Mart ins

Rio de Janeiro Agosto de 2006

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Sumário 1. Informações Técnicas 4 2. Cadeia Produtiva 5

2.1 Produção 5

2.2 Principais empresas – Participações cruzadas 7

2.3 Gasodutos em operação 9

2.4 Gasodutos em construção/contratação 9

2.5 Gasodutos em fase de estudo 9 3. Reservas e Produção Nacional 10

3.1 Reservas 10

3.2 Produção 13 4. Importação 17

4.1 Até maio de 2006 17

4.2 Decreto Boliviano nº28701/2006 18

4.3 Reflexos do Decreto Boliviano 19

4.4 Estratégia Brasileira de Abastecimento 20

5. Principais Usos 21

6. Legislação 21

6.1 O vácuo regulatório 22

6.2 Projeto de Lei do Senado nº 226/2005 23

6.3 Projeto de Lei da Câmara dos Deputados nº 6.666/2006 24

6.4 Projeto de Lei Executivo nº 6.673/2006 24

7. Preços 25

8. Desafios para a expansão 26

9. Referências Bi lbiográficas 27

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SETOR DE GÁS NATURAL NO BRASIL

Maria Paula Mart ins Resumo O trabalho aborda as condições necessárias para a expansão do setor de gás natural no Brasil, considerando a produção, reservas, principais usos, segmentos da cadeia produtiva, fontes de matéria-prima, produção e importação, crise da Bolívia, principais agentes, a legislação em vigor, os aspectos regulatórios, formação de preços, mercado, monopólio e livre concorrência.

1 . Informações Técnicas O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos leves, em estado gasoso à temperatura ambiente e pressão atmosférica normais, sendo encontrado em acumulações rochosas porosas marítimas ou terrestres, associado ou não ao petróleo. O gás associado é encontrado nos reservatórios de petróleo, dissolvido no óleo ou sob a forma de capa de gás do reservatório. Sua produção se dá conjuntamente com óleo, sendo separado durante o processo de produção e configurando-se em co-produto do petróleo. Já o gás não-associado encontra-se em reservatórios de hidrocarbonetos isoladamente ou com pequenas quantidades de óleo, sendo a produção comercial apenas do gás natural.

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A composição físico-química do gás natural varia de campo para campo, em função da matéria orgânica da qual é originário, bem como dos processos naturais a que foi submetido. Predominantemente, o gás natural é composto por metano e quantidades menores de etano, propano e outros hidrocarbonetos de maior peso molecular, apresentando ainda impurezas contaminantes, tais como nitrogênio, dióxido de carbono, água e compostos de enxofre. A tabela a seguir mostra as composições físico-químicas de alguns campos de gás natural.

Tabela I – Composição Físico-Química

Fonte: Petrobras

Golfinho Componente (% vol) Peroá

Maastrichtiano Campaniano

Bacia de Campos Recôncavo Bolívia

Metano 94,74 92,00 80,64 89,44 88,85 89,09

Etano 1,76 4,19 8,94 6,70 8,99 5,93

Propano e maiores 1,22 1,74 7,56 2,72 0,51 2,89

Sulfetos de hidrogênio traços traços traços traços traços traços

CO² 0,91 0,43 0,63 0,34 0,86 0,65

N² 1,38 1,62 2,24 0,80 0,79 1,20

Densidade relativa do ar (ar=1)

0,592 0,607 0,706 0,623 0,612 0,631

Poder calorífero Inferior MJ/Nm³

36,27 35,41 40,20 40,26 39,25 39,89

As especificações do gás natural, de origem nacional ou importado, a ser comercializado em todo o território nacional, são definidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis – ANP, através da Portaria ANP nº 104/2002. Em virtude do gás natural ser inodoro, incolor, inflamável e asfixiante, são adicionados compostos à base de enxofre em concentração suficiente para lhe dar cheiro marcante, mas sem atribuir características corrosivas. O gás natural produz uma combustão limpa, com reduzida emissão de poluentes e melhor rendimento térmico que outros energéticos.

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2 . Cadeia Produtiva 2.1 Descrição A cadeia produtiva do gás natural pode ser dividida em duas partes. A primeira refere-se às atividades relacionadas à obtenção do produto propriamente dito, chamada up-stream e a segunda refere-se às atividades que utilizam o produto como insumo, chamada down-stream. As atividades de up-stream são exploração, explotação, produção e processamento do gás natural. A exploração compreende um conjunto de atividades que avalia a probabilidade de ocorrência do gás natural em uma determinada formação geológica, estudando o potencial gaseífero de uma região geográfica, geologia, perfuração de poços exploratórios e viabilidade comercial da formação geológica ou campo. As atividades de explotação são aquelas desenvolvidas para permitir a operação comercial dos poços, compreendendo perfuração, completação e recompletação de poços, colocação das cabeças de vedação, válvulas, comandos remotos, unidades de bombeio, injeção e reinjeção e demais acessórios que permitirão a produção dentro dos padrões de segurança. A produção abrange a elevação do gás natural do reservatório, o processamento primário no campo, a separação água-gás-condensado-óleo e o transporte até a base de armazenamento ou estação de tratamento. O processamento envolve todas as atividades realizadas com o gás natural após sua produção. No processamento primário realizado no campo são retiradas as frações pesadas do gás natural associado, de modo a permitir sua compressão para a estação de tratamento mais próxima, onde serão recuperados os hidrocarbonetos líquidos e separado o gás residual que será transportado ou armazenado. O transporte pode ocorrer por gasodutos ou sob as formas de gás comprimido ou liquefeito. O armazenamento se dá em formações desativadas ou especialmente construídas para esse fim. Essa atividade não vem sendo desenvolvida no Brasil, não havendo ainda legislação específica. As atividades de down-stream a partir da distribuição do gás natural estão relacionadas ao fornecimento do produto aos usuários finais.

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Todas as atividades de up-stream fazem parte da concessão dos campos petrolíferos/gaseíferos outorgadas pela Agência Nacional do petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP. O transporte é objeto de autorização outorgada pela ANP, assim como as atividades de compressão e liquefação. No Brasil, a distribuição de gás canalizado é de atribuição dos Estados e do Distrito Federal, que poderão, em seus territórios, explorar diretamente ou através de concessão, nos termos definidos pelo Art. 25 da Constituição Federal.

PRODUÇÃO IMPORTAÇÃO

Up-

stre

am

ANP TRANSPORTE

CITY GATE

Dow

n-st

ream

Agências Reguladoras

Estaduais

DISTRIBUIÇÃO

CONSUMIDORES

2.2 Principais Empresas – Participações Cruzadas

2.1.1 Exploração, Produção e Processamento

Desde a quebra do monopólio do petróleo e edição da Lei nº 9.478/97, muitas empresas estrangeiras têm participado dos leilões de blocos realizados pela ANP. Até outubro de 2005 foram realizados sete leilões. Todas as áreas que já estavam sendo objeto de estudos, exploração e explotação pela Petrobrás no momento de promulgação da Lei do petróleo, foram consideradas concedidas como Round Zero. A única empresa que está produzindo gás natural no Brasil é a Petrobras, apesar de outras empresas se encontrarem em processo de exploração de petróleo e gás. Tal fato se deve ao longo período dispendido entre estudos sísmicos, perfuração exploratória e desenvolvimento dos campos para produção comercial. Com relação à atividade de processamento, encontram-se em funcionamento no Brasil 28 Unidades de Processamento de Gás Natural – UPGN’s, das quais 27 são de propriedade

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integral da Petrobras, que também participa acionariamente da unidade restante, detendo 20% do capital da UPGN-UEG Araucária Desta forma, na cadeia produtiva que abrange as atividades de exploração, produção e processamento do gás natural no Brasil, há um monopólio de fato exercido pela Petrobras. 2.1.2 Transporte

As empresas autorizadas pela ANP para realização de transporte através de gasodutos são:

• Transpetro – subsidiária integral da Petrobras, que atua no transporte marítimo, dutoviário e na operação de terminais de petróleo e derivados.

• TSB – Transportadora Sulbrasileira de Gás – é um consórcio responsável pela construção e administração do gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre. A GASPETRO, subsidiária da Petrobras, participa em 25% do capital da TSB.

• TBG – Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S/A – é responsável pela administração nacional do gasoduto Bolívia-Brasil, com 2.593 Km de extensão em território brasileiro. O controle acionário, de 51% das ações é exercido pela GASPETRO.

Outras empresas de transporte de gasodutos, cujos gasodutos encontram-se em fase de construção, são:

• GTB – Gás Transboliviano S.A – empresa estabelecida na Bolívia e operadora do Gasoduto Bolívia Brasil naquele país. A GASPETRO, detém 11% do capital da GTB.

• TNG Participações Ltda – é uma sociedade de propósito específico, que tem por finalidade a construção e operação do gasoduto Urucu – Porto Velho. A GASPETRO detém 50% das cotas do capital.

• TCC – Transportadora Campinas-Cubatão – é uma SPE, que tem a GASPETRO como detentora de 99,99% do capital social.

• TSM – Transportadora São Paulo-Minas - é uma SPE, que tem a GASPETRO, como detentora de 99,99% do capital social.

• TNS – Transportadora do Nordeste e Sudeste - é uma SPE, que tem a GASPETRO, como detentora de 99,99% do capital social.

Como pode ser observado, o Sistema Petrobras, através de participações cruzadas, tem o domínio do mercado de transporte do gás natural no Brasil, destacando que a Transpetro, subsidiária integral da Petrobras, isoladamente detém 45,9% da malha de transportes brasileira e que a TBG, 51% da Gaspetro, detém 47,6% da malha total.

2.1.3 Distribuição

No mercado de Distribuição, encontram-se constituídas 24 concessionárias de distribuição estadual de gás canalizado, sendo que a Petrobras participa acionariamente de 19 companhias, através de sua subsidiária Gaspetro, além de deter 100% da concessão do

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Estado do Espírito Santo através da subsidiária integral Petrobras Distribuidora - BR. As 4 empresas que não tem participação da Petrobras são as 3 do Estado de São Paulo e a CEG, na região metropolitana do Rio de Janeiro. 2.1.4 Outras participações cruzadas

É importante destacar ainda que a Petrobras, além de deter direta ou indiretamente participação nas atividades anteriormente descritas, também possui 96% da capacidade nominal do refino nacional de petróleo, responsável pela produção de alguns dos produtos deslocados pelo gás natural, tais como gasolina, óleo combustível, óleo diesel, GLP e querosene iluminante. Ainda, nas vendas dos derivados de petróleo no Brasil, a Petrobras Distribuidora – BR, responde por 22% do mercado de GLP, 28% do mercado de diesel e 69% do mercado de óleo combustível. 2.3 Gasodutos em operação

A malha de gasodutos brasileira ainda não se encontra integrada, sendo composta pelos seguintes trechos:

• Malha RJ-MG-SP o Cabiúnas-Reduc o Reduc-Regap o Reduc-Esvol o Esvol-São Paulo o Esvol-Tevol o RPBC-Capuaba o RPBC-Comgás

• Malha ES o Lagoa Parda-Vitória o Serra-Viana

• Malha SE-BA o Atalaia-Catu o Santiago-Camaçari 14” o Santiago-Camaçari 18” o Candeias-Camaçari o Aratu-Camaçari

• Malha CE-RN-PB-PE-AL o Guamaré-Pecem o Guamaré-Cabo o Alagoas-Pernambuco

• Gasoduto Bolívia-Brasil • Gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre

2.4 Gasodutos em construção/contratação

• Gasene

9

o Cacimbas-Vitória o Cabiúnas-Vitória o Cacimbas-Catu

• Malha Norte o Coari-Manaus o Urucu-Porto Velho

• Malha SP-MG o Campinas-Cubatão o São Paulo - Minas

2.5 Gasodutos em fase de estudo

Gasoduto do Sul

3. Reservas e Produção Nacional As reservas e a produção nacional de gás natural disponíveis referem-se apenas à Petrobras, que ainda se configura como a única companhia petrolífera/gaseífera com reservas provadas e em fase de produção no Brasil. As informações relativas às reservas de gás natural apresentadas neste trabalho estão de acordo com o código geral para avaliação de reservas publicado pela “Society of Petroleum Engineers (SPE)” e com o Regulamento Técnico ANP n.º 001/2000 sobre Reservas de Petróleo e Gás Natural. Entende-se como Reservas os recursos descobertos de gás natural, comercialmente recuperáveis, a partir de uma data de referência. A estimativa desses valores incorpora um certo grau de incerteza quanto às informações de geociências, engenharia e de natureza econômica. Em função disso, elas são classificadas como:

• Reservas Provadas - são aquelas que, com base na análise de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar comercialmente com elevado grau de certeza;

• Reservas Prováveis - são aquelas cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas provadas;

• Reservas Possíveis - são aquelas cuja análise dos dados geológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservas prováveis;

• Reservas Totais - representa o somatório das reservas provadas, prováveis e possíveis.

3.1 Reservas

No período compreendido entre os anos de 1994 e 2005, as reservas provadas de gás natural cresceram 54%, correspondendo a uma taxa média de 4,5% a.a. Este

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crescimento está relacionado principalmente às descobertas decorrentes do esforço contínuo do país para diminuir o grau de dependência do petróleo. As principais descobertas ocorreram na Bacia de Campos (bacia sedimentar onde se encontra a maior concentração de campos gigantes do país, tais como Albacora, Marlim e Roncador), bem como na Bacia do Solimões (bacia sedimentar na qual se encontram o Pólo de Urucu, onde boa parte do gás é reinjetado, e a jazida de Juruá, ainda sem aplicação comercial). A evolução das reservas de gás natural no país apresenta um comportamento muito próximo ao das reservas de petróleo, devido principalmente à ocorrência de gás natural sob a forma associada. Também foram feitas descobertas relevantes na Bacia do Espírito Santo, que já desponta como a segunda maior província petrolífera/gaseífera do país. As reservas provadas nacionais, em dezembro de 2005, totalizaram 306 bilhões de metros cúbicos, representando um decréscimo de cerca de 9% em relação a 2004, em decorrência da modificação das reservas do Estado de São Paulo. A tabela a seguir mostra as reservas brasileiras provadas e totais, por Estado e por Bacia Sedimentar, em milhões de metros cúbicos, posição de 31.12.2005.

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Tabela II - Reservas Nacionais em 31/12/2005

Local Estado

Reservas

Provadas

(milhões de m³)

Reservas

Totais (milhões

de m³)

Alagoas 3.524,52 4.822,16 Amazonas 51.465,40 84.361,43 Bacia do Amazonas 0,00 4.853,23 Bacia do Solimões 51.465,40 79.508,20 Bahia 12.378,64 19.752,17 Bacia do Recôncavo 11.750,46 19.098,34 Bacia do Tucano Sul 606,48 606,48 Bacias Tucano Central 21,70 47,35 Ceará 0,00 0,00 Espírito Santo 1.057,21 1.414,22 Paraná 0,00 732,83 Rio Grande do Norte 2.558,46 2.971,34 Sergipe 768,10 1.087,18

Terra

SUB-TOTAL 71.752,33 115.141,33

Alagoas 1.083,53 1.337,49 Bahia 9.387,95 29.716,60 Bacia do Recôncavo 72,97 72,97 Bacia de Camamu 9.314,98 29.643,63 Ceará 994,71 1.105,09 Espírito Santo 31.271,34 45.523,73 Bacia de Campos 7.764,27 9.968,09 Bacia do Espírito Santo 23.507,07 35.555,64 Paraná 14,61 87,93 Rio de Janeiro 145.377,63 197.404,65 Bacia de Campos 121.588,76 165.219,06 Bacia de Santos 23.788,87 32.185,59 Rio Grande do Norte 15.059,30 18.264,56 Santa Catarina 7,31 14,61 São Paulo 28.695,69 41.205,60 Sergipe 2.750,52 4.651,94

Mar

SUB-TOTAL 234.642,59 339.312,20

TOTAL 306.394,92 454.453,53

Fonte: ANP – Boletim Anual de Reservas OBS (1): Inclui as reservas dos campos de Acajá-Burizinho, Inhambu, Papa-Terra, Uruguá, Tambaú e Canapu, ainda não formalmente reconhecidas pela ANP. OBS (2): As reservas dos campos de Argonauta, Nautilus, Ostra e Abalone não estã contempladas na tabela acima. OBS (3): As reservas dos campos de Roncador e Frade estão apropriadas totalmente no Estado do Rio de Janeiro.

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3.2 Produção

A produção nacional de gás natural refere-se, exclusivamente, à produção da Petrobras, que atualmente ainda é a única empresa produtora de gás natural no Brasil. No período 1994-2005, a produção de gás natural cresceu em 129,5%, há uma taxa média anual de cerca de 10,8% a.a., principalmente em decorrência do início de operação das jazidas da Bacia de Campos, sendo 58,3% originária dos campos marítimos. É importante observar que o volume de gás natural produzido não é disponibilizado para venda em sua totalidade, uma vez que parte do volume extraído é destinada a:

• Consumo próprio - parcela da produção utilizada para suprir as necessidades das instalações de produção;

• Queima e perda - parcela do volume extraído do reservatório que foi queimada ou perdida ainda na área de produção;

• Reinjeção - parcela do gás natural produzido que é injetada nos reservatórios;

• LGN - parcela de hidrocarbonetos mais pesados (etano, GLP e gasolina natural) extraída do gás natural nas plantas de processamento;

As tabelas de III a VII apresentam a evolução da produção, reinjeção, queima e perdas, consumo próprio e disponibilidade total da produção brasileira de gás natural, por Estado, no período de 2000 a 2005, em mil m³/dia.

Tabela III – Produção Nacional de gás natural

Produção Nacional de Gás Natural em mil m³/dia

ESTADO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ALAGOAS 2.023

2.090

2.142

2.515

3.253

3.202

AMAZONAS 5.480

6.650

7.516

8.199

9.920

9.773

BAHIA 5.194

5.388

5.526

5.934

6.182

5.436

CEARÁ 274

255

302

274

345

304

ESPÍRITO SANTO 869

1.066

1.155

1.396

1.397

1.422

PARANÁ 129

105

26

155

179

186

RIO DE JANEIRO 5.674

6.352

8.867

8.247

8.573

1.828

RIO GRANDE DO NORTE

3.466

3.281

3.727

3.476

3.741

3.607

SÃO PAULO

13

888 942 1.080 1.064 1.050 1.040

SERGIPE 2.393

2.224

2.196

2.007

1.856

1.692

TOTAL 36.391 38.353 42.535 43.266 46.496 48.491

Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção submetido à ANP. Notas: Os dados referentes ao ano de 2003 foram retificados em 09/04. O valor total da produção inclui os volumes de reinjeção, queimas e perdas e consumo próprio de gás natural.

Tabela IV – Reinjeção de gás natural

Reinjeção em mil m³/dia

ESTADO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ALAGOAS 481

544

522

667

519

327

AMAZONAS 4.286

5.393

6.237

6.686

7.946

5.986

BAHIA 604

711

594

495

404

123

CEARÁ -

-

-

-

-

-

ESPÍRITO SANTO 10

13

15

-

-

-

PARANÁ -

-

-

-

-

-

RIO DE JANEIRO 470

370

521

383

547

1.390

RIO GRANDE DO NORTE

1.006

670

737

260

97

27

SÃO PAULO -

-

-

-

-

-

SERGIPE 619

593

642

527

394

327

TOTAL 7.476 8.294 9.269 9.016 9.907 8.180

Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção submetido à ANP.

Tabela V - Queima e Perdas de gás natural

Queima e Perdas em mil m³/dia ESTADO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ALAGOAS

9

10

12

15

15

20

AMAZONAS

495

271

233

315

635

2.485

BAHIA

14

139 110 78 84 88 91

CEARÁ

36

44

31

32

22

23

ESPÍRITO SANTO

75

61

70

169

115

136

PARANÁ

128

100

24

152

175

180

RIO DE JANEIRO

5.259

6.240

5.156

3.461

2.744

3.633

RIO GRANDE DO NORTE

291

292

203

180

133

114

SÃO PAULO

-

1

2

2

2

2

SERGIPE

62

50

44

45

94

94

TOTAL

6.495

7.180

5.852

4.455

4.024

6.779

Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção submetido à ANP.

Ressalta-se o crescimento de 68% das queimas ocorrido em 2005 quando comparado ao ano anterior. Tal fato, além de reverter um processo de redução de queimas que vinha sendo adotado desde 2001, decorre do esforço empreendido pela Petrobras em atingir a autosuficiência do petróleo para o Brasil, passando a produzir mais óleo e gás em campos sem escoamento de gás natural. Cabe destacar que as queimas e perdas de gás natural são objeto de regulamentação específica estabelecida pela Portaria ANP nº 249, de 01.11.2000, que estabelece os limites máximos de queimas e perdas autorizadas e não sujeitas ao pagamento de royalties bem como parâmetros para o controle das queimas e perdas do gás natural. As categorias de queimas e perdas são: Autorizadas; Autorizadas sem incidência de royalties; e Autorizadas com incidência de royalties. Todas essas categorias são objeto de apreciação pela ANP, por ocasião da apresentação do Plano de Desenvolvimento e do Programa Anual de Produção do campo ou no Programa de Teste de Poço. Os motivos de queimas e perdas são: Segurança; Emergência; Limitação Operacional; Manutenção Programada; Obra em Andamento; Baixa Produção de Gás Natural; Contaminação; Economicidade; Ventilação em Tanques; Teste de Poço; e Outros. Não estão sujeitas ao pagamento de royalties, desde que aprovadas e autorizadas pela ANP, as queimas e perdas referentes a: Segurança e Comprovada Necessidade Operacional.

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Tabela VI - Consumo próprio de gás natural

Consumo próprio mil m³/dia ESTADO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ALAGOAS

3

3

4

16

31

31

AMAZONAS

277

278

317

343

391

318

BAHIA

215

214

221

260

269

213

CEARÁ

145

100

149

164

140

142

ESPÍRITO SANTO

54

61

63

95

98

130

PARANÁ

1

5

1

2

3

5

RIO DE JANEIRO

3.060

3.121

3.387

3.729

3.982

4.782

RIO GDE DO NORTE

660

597

597

666

720

748

SÃO PAULO

9

9

9

8

8

16

SERGIPE

337

363

393

328

426

392

TOTAL

4.762

4.752

5.141

5.612

6.069

6.776

Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção submetido à ANP. Nota: Refere-se ao consumo próprio nas áreas de produção e das UPGNs Urucu I e II, Guamaré I e II, Atalaia, Carmópolis, Candeias, Catu e Lagoa Parda.

Tabela VII - Disponibilidade de gás natural nacional

Disponibilidade do Gás Nacional mil m³/dia

ESTADO 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ALAGOAS

1.530

1.533

1.604

1.817

2.687

2.824

AMAZONAS

422

709

728

855

949

984

BAHIA

4.236

4.353

4.632

5.096

5.421

5.009

CEARÁ

93

110

122

78

183

139

ESPÍRITO SANTO

730

930

1.007

1.132

1.184

1.156

PARANÁ

-

-

-

-

-

-

RIO DE JANEIRO

6.885

6.620

9.803

10.674

11.300

12.023

16

RIO GDE DO NORTE

1.509

1.721

2.191

2.371

2.791

2.719

SÃO PAULO

879

932

1.069

1.054

1.040

1.023

SERGIPE

1.375

1.218

1.116

1.107

942

879

TOTAL

17.659

18.126

22.272

24.183

26.496

26.756

Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção submetido à ANP. Nota: Os dados referentes ao ano de 2003 foram retificados em 10/09/04. Como pode ser visualizado, a disponibilidade de gás natural nacional é, em média, 53% inferior à produção nacional, em decorrência do consumo próprio, da queima e perdas e da reinjeção em reservatórios. Os valores apresentados de produção, reinjeção, queima, perdas, consumo próprio e disponibilidades de gás natural nacional devem estar previstos nos Planos de Desenvolvimento de cada campo, assim como devem ser atualizados nos Planos Anuais de Produção, apresentados à ANP.

4. Importação 4.1 Produção As importações brasileiras de gás natural tiveram início em julho de 1999, quando a Petrobras passou a adquirir gás boliviano através do Gasoduto Bolívia-Brasil – GASBOL. Em 2000 foi iniciada a importação do gás argentino pela SULGÁS, que foi seguida, em 2001, por duas outras empresas importadoras, a EPE-Empresa Produtora de Energia Ltda e a BG Comércio e Importação Ltda, adquirindo gás da Bolívia. Os preços do gás natural importado são estabelecidos na forma pactuada através dos respectivos contratos de fornecimento.

Tabela VIII – Importação Brasileira de Gás Natural

Ano Gás Natural (mil m³/dia)

2000 6.0562001 12.6112002 14.4362003 16.2932004 22.1542005 24.651

Fonte: ANP.

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4.2 Decreto Boliviano nº28701/2006

Em 1º de maio de 2006 o Governo da Bolívia publicou o Decreto nº 28701, de nacionalização dos hidrocarbonetos, através do qual o Estado obriga todas as empresas petrolíferas em atividades de produção de gás e petróleo no território boliviano a entregar para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YFBP toda sua produção de hidrocarbonetos. De acordo com o Art.2, inciso II, a YPFB passará a exercer, em nome e representação do Estado, a propriedade de todos os hidrocarbonetos produzidos na Bolívia, sua comercialização, definição de condições, volumes e preços para os mercados interno e externo, além da industrialização. Todas as empresas petrolíferas operando na Bolívia deverão, no prazo máximo de 180 dias, acatar as disposições do referido decreto presidencial, regularizando suas atividades mediante contratos, sob pena de serem impedidas de continuarem operando no país. Durante o período de transição, foram estabelecidos percentuais para o valor da produção de acordo com a produção de gás natural apurada no ano de 2005. Assim, os campos de gás que em 2005 produziram mais de 3 milhões de metros cúbicos diários, deverão destinar 82% de sua receita para o Estado, sendo 18% de regalias e participações, 32% de impostos diretos de hidrocarbonetos e 32% de participação adicional para YPFB. Os 18% restantes da receita serão destinados a cobrir os custos de operação, amortização de investimentos e lucro das companhias petrolíferas. Os demais campos manterão os percentuais de distribuição que já vinham sendo praticados antes da edição do decreto. Além disso, o Ministério de Hidrocarburos y Energia definirá, caso a caso através de auditorias, os investimentos realizados pelas companhias petrolíferas, suas amortizações, custos de operação e rentabilidade por campo, tendo em vista a fixação de indenização ou participação que caberá a cada companhia nos contratos que serão firmados no prazo de até 180 dias. Com o Decreto, o Estado da Bolívia assume o controle e administração da produção, transporte, refino, armazenagem, distribuição, comercialização e industrialização dos hidrocarbonetos no país, ficando o Ministério de Hidrocarburos y Energia com a responsabilidade de regular e normatizar estas atividades até que novos regulamentos sejam elaborados por lei. Ainda durante o período de transição, transferem-se gratuitamente as ações dos cidadãos bolivianos que formavam parte do Fundo de Capitalização Coletiva das empresas Chaco AS, Andina AS e Transredes AS, ficando o Estado responsável pelo pagamento equivalente aos dividendos dessas ações. Com relação ao controle acionário das companhias petrolíferas, o decreto promove a nacionalização de 50% mais 1 ação das empresas Chaco AS, Andina AS, Transredes AS,

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Petrobras Bolívia Refinación AS e Compañia Logística de Hidrocarburos de Bolívia AS, que passarão à propriedade da YPFB. Finalizando, o referido decreto determina que os ministros de Estado, o presidente da YPFB e as Forças Armadas da Nação se encarreguem da execução e cumprimento do mesmo.

4.3 Reflexos do Decreto Boliviano

A nacionalização das reservas e da cadeia produtiva do petróleo e gás na Bolívia acarretou no primeiro momento um conflito diplomático entre os dois países e uma crise econômica e política no Brasil. Sob a ótica diplomática, verificou-se a manifestação de compreensão do Presidente da República do Brasil em relação às decisões do Governo da Bolívia, além de solidariedade em relação ao povo boliviano. Já o Presidente da Bolívia, fez pronunciamentos à imprensa internacional com ataques diretos à atuação da Petrobras em seu país. A decisão da Bolívia provoca conseqüências bastante diferenciadas para a Petrobrás e o Brasil. Na visão exclusiva da Petrobras, sua retirada da Bolívia pode representar a perda de US$ 1 bilhão investidos no país, o que representa cerca de apenas 1% dos seus ativos apurados no Balanço Consolidado de 2005, pouco afetando suas demonstrações contábeis, lucratividade e desempenho de suas ações. Além disso, as relações da Petrobras com a Bolívia se caracterizam de duas formas distintas, uma como investidora naquele país e outra como compradora do energético gás natural da empresa boliviana YPFB, com contrato de take-or-pay denominado Gás Supply Agreement (GSA), que define reajuste de preços com periodicidade trimestral. Cabe destacar que a entrega de gás natural decorrente do GSA não esteve ameaçada em momento nenhum, tendo sido questionado o preço praticado e seus critérios de reajuste por parte do Governo Boliviano. Na visão do Brasil, o mercado brasileiro de gás natural vem sendo desenvolvido desde o ano 2000 no sentido de ampliar sua participação na matriz energética e buscar o aproveitamento do gás boliviano de contrato take-or-pay, que atualmente corresponde a cerca de 50% do gás consumido em território nacional. Dessa forma, como a demanda brasileira por gás vinha atingindo as expectativas de utilização do gás boliviano, não houve esforços empreendidos no sentido de aumentar a produção nacional significativamente. No entanto, para o Brasil o gás boliviano é vital, pois no curto e médio prazo não há perspectiva de redução da dependência da Bolívia através de ampliação da oferta nacional

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de gás natural. Eventuais reajustes de preços, em condições diversas daquelas definidas no GSA, poderão onerar, substancialmente, a economia brasileira. A título de exemplo, a oferta de gás natural no Estado de São Paulo é representada por 25% de gás nacional e 75% de gás boliviano. Em conseqüência, o Brasil tem feito gestões diplomáticas para cumprimento do contrato de importação de gás natural boliviano e renegociação das concessões da Petrobras por um lado, ao mesmo tempo em que a Petrobras tem buscado uma solução nos Tribunais Arbitrais Internacionais para a nacionalização de seus ativos ocorrida em 01/05/2006. 4.4 Estratégia Brasileira de Abastecimento

Em face da instabilidade política e fragilidade diplomática provocada pelo decreto do Governo boliviano, ficou claro para as autoridades brasileiras a necessidade urgente elaboração de um plano de contingenciamento e de adoção de medidas que visem reduzir a dependência do gás natural da Bolívia no horizonte mais próximo possível. Nesse sentido, foi realizada reunião do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE em 18.05.2006, com a presença do Presidente da república do Brasil, na qual foi anunciado um Plano de Redução de Dependência Energética, a de antecipação da produção de diversos campos de gás natural, principalmente nas Bacias de Campos, Santos e Espírito Santo, de 2010 para 2008 e a substituição do gás natural pelo álcool nas usinas termelétricas. A Petrobras anunciou investimentos de US$ 17 bilhões em exploração, produção e transporte de gás natural para equilibrar a oferta e demanda no país até 2010. A maior parte desses recursos será aplicada na antecipação da produção de gás nas bacias do Espírito Santo, Campos e Santos, visando uma produção adicional de 24,2 milhões de metros cúbicos por dia, sendo 16,7 milhões de metros cúbicos por dia no Espírito Santo, 6,0 milhões de metros cúbicos por dia em Campos e 1,5 milhões de metros cúbicos por dia em Santos. Para cumprir essa meta, a Petrobras desenvolverá de forma acelerada dois novos campos de óleo e gás no Espírito Santo (1-ESS-164 e 1-ESS-130), aumentar a oferta de gás do campo de Marlim na Bacia de Campos e ampliar a produção em torno do Campo de Merluza na Bacia de Santos. Adicionalmente, o Governo Brasileiro também está analisando a possibilidade de importação de Gás Natural Liquefeito – GNL da Nigéria, como alternativa de suprimento para o mercado nacional. Para implementar essa importação, será necessária a implantação de planta de regaseificação na região portuária que for definida como importadora. Cabe destacar que essa regaseificação também deverá ocorrer próxima aos gasodutos de escoamento das regiões a serem atendidas. Desta forma, as localidades sob estudo são os Portos do Rio de Janeiro e Pecém, no Ceará.

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Vale lembrar que o preço do GNL no mercado internacional encontra-se em torno de US$ 7,0/MMBTU, no city gate de transferência para a rede de distribuição, enquanto o gás boliviano é entregue por US$ 4,78/MMBTU no mesmo ponto.

5 . Principais Usos Os principais usos do gás natural são: matéria-prima petroquímica; redutor siderúrgico; combustível industrial; geração termelétrica; cogeração, gás natural veicular – GNV; uso residencial e comercial. O gás natural utilizado como combustível nas indústrias substitui todos os outros energéticos, tais como óleo combustível, óleo diesel, carvão, lenha e energia elétrica. O gás natural é usado em larga escala na indústria química/petroquímica como matéria-prima, além de seu uso como combustível, na produção de insumos para fabricação de plásticos produzidos a partir do etano do gás natural e gás de síntese, que gera uma série de outros produtos, dentre os quais a amônia, matéria-prima de fertilizantes. Na siderurgia, o gás natural é aplicado como redutor na fabricação de ferro-esponja, que é a matéria-prima utilizada na produção do aço. No setor comercial, o gás natural é utilizado em substituição ao gás liquefeito de petróleo – GLP e em cogeração, alimentando sistemas de refrigeração e iluminação e substituindo a energia elétrica. No setor residencial, o gás natural é usado em cocção e aquecedores, substituindo o GLP e energia elétrica, respectivamente. O consumo automotivo do gás natural apresenta-se, de modo geral, como complementar aos outros combustíveis, tais como gasolina, diesel e álcool. Cabe destacar que a utilização do gás natural veicular se dá sob a forma de gás natural comprimido – GNC. No setor elétrico, o gás natural vem sendo usado na geração termelétrica, em substituição ao óleo combustível, óleo diesel e carvão. Há que se lembrar, ainda, que o gás natural também tem sido comercializado sob as formas de gás natural comprimido – GNC e gás natural liquefeito – GNL.

6. Legislação 6.1 Vácuo regulatório O gás natural ainda não tem uma legislação específica, sendo regido pela Lei do Petróleo, a Lei nº 9.478/97, como se fosse um subproduto ou derivado do petróleo.

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O Art. 69 da Lei do Petróleo estatuiu que durante o período de transição, compreendido entre a data de publicação da Lei até o dia 31 de dezembro de 2001, os reajustes e revisões de preços dos derivados básicos de petróleo e gás natural, praticados pelas unidades produtoras ou de processamento, seriam efetuados segundo diretrizes e parâmetros específicos estabelecidos, em ato conjunto, pelos Ministérios de Estado da Fazenda e de Minas e Energia. O art. 2º da mesma Lei criou o Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, que tem, entre suas atribuições, segundo Decreto nº 3.520 de 21.06.2000, a proteção dos interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos; incremento da utilização do gás natural; e promoção da livre concorrência. O CNPE, com base nessas atribuições, editou a Resolução nº 6, de 05.12.2001, estabelecendo a proposta de manutenção do controle de preços do gás natural, após o término do período de transição findo em 31.12.2001, que deveria ser implementado por Projeto de Lei determinando que o controle de preços se daria até que ocorresse uma efetiva competição na comercialização do gás natural, nos termos a serem definidos conjuntamente pelo Ministério de Minas e Energia e Ministério da Fazenda. Após a publicação da supracitada portaria, caberia ao Poder Executivo Federal a elaboração do referido Projeto de Lei, o que não ocorreu. Dessa forma, passou a haver o vácuo legislativo e duplicidade de interpretações. Se por um lado não há legislação em vigor sobre o controle de preços do gás, por outro lado não há livre concorrência no mercado produtor de gás natural, visto que a Petrobras ainda se configura como monopolista na produção de gás natural no Brasil. Face ao exposto, desde dezembro de 2001, o mercado produtor de gás no Brasil experimenta a situação de operar como monopolista sem preços regulados, tendo seus preços definidos de forma livre, sem critérios conhecidos, sob a falsa interpretação de que há livre concorrência, exclusivamente decorrente da falta de cumprimento do papel disciplinador que deveria estar sendo exercido pelo Poder Executivo federal. Tal fato contraria todas as boas práticas econômicas, a transparência e a defesa dos interesses dos usuários finais, que deveriam ser preservadas pelo Poder Público. Dessa forma, se faz necessária a aprovação de legislação disciplinadora dos preços do gás natural produzido até que esteja assegurada a livre concorrência neste segmento de mercado. Entretanto, o que se observa é a tramitação de três projetos de lei no Congresso Nacional, sendo um de autoria do Senador Rodolpho Tourinho, um de autoria do Deputado Luciano Zica e outro de autoria do Poder Executivo Federal, todos ignorando a questão do domínio econômico hoje existente na produção do gás natural no Brasil e a inexistência de concorrência na comercialização do produtor.

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6.2 Projeto de Lei do Senado nº 226/2005

Para solucionar, parcialmente, a inexistência de legislação específica sobre o setor de gás natural, encontra-se em tramitação no Senado Federal o Projeto de Lei nº 226, de 2005, de autoria do Senador Rodolpho Tourinho, que dispõe sobre a indústria do gás natural no Brasil. O grande mérito do Projeto de Lei é elaborar uma legislação exclusiva relativa ao gás natural, importante energético não poluente. O Projeto de Lei traz muitas novidades. A criação do Operador do Sistema Nacional de Transporte de gás natural – ONGÁS, que tem por finalidade promover o uso eficiente dos gasodutos de transporte e unidades de armazenagem de gás natural e das figuras do carregador e da armazenagem de gás natural, dentre outros, proporcionarão maior segurança aos investidores e consumidores. Outra novidade importante e bem vinda é a introdução de mecanismos de transparência para as empresas integradas do setor de gás que detenham mais de vinte por cento do capital de qualquer das atividades de produção, transporte, armazenagem e comercialização. Essas empresas integradas deverão, obrigatoriamente, ter estrutura gerencial própria, relatórios de desempenho para cada atividade, planos orçamentários, financeiros e de investimento individualizados, além de vedação de exercício de cargos administrativos e gerenciais em mais de uma empresa, permitindo melhor fiscalização dos agentes envolvidos. Entretanto, o Projeto de Lei não trata do controle de preços do gás natural enquanto não houver, efetivamente, livre concorrência na produção, sendo omisso quanto à existência de um monopólio de fato da Petrobras. Outra omissão do PL está relacionada à inexistência de uma limitação da participação de empresas produtoras de gás natural na atividade de distribuição. Ou seja, mantém o domínio econômico da Petrobrás, única empresa atuante em toda a cadeia produtiva, sem resguardar os usuários finais do gás natural. Concluindo, o PL do Gás, quando aprovado, manterá a regulação nos termos já existentes, ou seja, a produção, o processamento, o transporte, o carregamento, a importação e comercialização são regulados pela ANP enquanto a distribuição é regulada pelos Estados e Distrito Federal, nos termos definidos pelo Art. 25 da Constituição Federal. Cabe destacar que as condutas anti-concorrenciais na formação de preços decorrentes do domínio econômico, das participações cruzadas, da verticalização e do monopólio da produção do gás natural somente poderão ser objeto de análise caso ocorra denúncia de abusos junto ao Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência – CADE.

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6.3 Projeto de Lei da Câmara dos Deputados nº 6.666/2006

Em fevereiro de 2006 foi apresentado pelo Deputado Luciano Zica o Projeto de Lei nº 6.666, que altera a Lei nº 9.478/97, que dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do petróleo e dá outras providências. O PL nº 6666/2006 propõe a alteração de cinco artigos e criação de um novo artigo à Lei do Petróleo, tendo em vista regulamentar as atividades de transporte e transferência de gás natural. No que se refere ao transporte de gás natural, o projeto mantém o regime de autorização que vem sendo praticado, facultando a qualquer empresa ou consórcio de empresas receber autorização da ANP para construir instalações e efetuar qualquer modalidade de transporte e estocagem de gás natural, seja para suprimento interno ou para importação e exportação. Quanto ao livre acesso aos gasodutos de transporte, o PL mantém o acesso negociado, estabelecendo que o transportador, mediante acordo previamente firmado com os interessados e, havendo disponibilidade de capacidade, permitirá acesso não discriminatório a suas instalações, salvo quando houver motivo técnico fundamentado ou econômico para negar tal acesso e quando se tratar de instalação de transporte com menos de 10 anos de operação comercial. Note-se que as portarias da ANP estabelecem o livre acesso para gasodutos de mais de 6 anos em operação comercial, prazo bem inferior ao proposto pelo PL. Foi criada uma Comissão Especial na Câmara dos Deputados para analisar o Projeto de Lei do Gás, ao qual foi apensado o PL nº 6.673, de autoria do Executivo.

6.4 Projeto de Lei Executivo nº 6.673/2006

Em 3 de março de 2006, o Presidente da República, através do Despacho nº 130, encaminhou ao Congresso Nacional o texto de Projeto de Lei que dispõe sobre a movimentação, estocagem e comercialização de gás natural, altera e acresce dispositivos à Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 e dá outras providências. O projeto apresentado prioriza o uso do produto para usinas termelétricas e trata o gás para uso industrial como mercado secundário, o que se apresenta como inconstitucionalidade, pois a distribuição do gás canalizado é de responsabilidade dos Estados e Distrito Federal, nos termos definidos pelo Art. 25 da Constituição Federal. Outra inconstitucionalidade pode ser identificada no Art. 31, Parágrafo Único, ao definir o consumo próprio como aquele destinado ao uso específico e exclusivo do proprietário do gás, possibilitando ao produtor o uso do gás natural em outras atividades não especificadas nos contratos de concessão de petróleo e gás.

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O Projeto também amplia os poderes do Sistema Petrobras, sem restringir o domínio econômico do setor e retira atribuições do CNPE e da ANP, que passarão a ser de responsabilidade do Ministério de Minas e Energia. Finalmente, fica mantida a omissão quanto a definição do preço do gás produzido enquanto não existir livre concorrência nesse segmento de mercado, cabendo ao Congresso Nacional efetuar as correções necessárias.

7. Preços A questão da definição dos preços do gás natural apresenta-se como o fator de maior instabilidade dessa indústria. O preço do gás natural nacional tem sido fixado arbitrariamente pela Petrobras enquanto o preço do gás importado da Bolívia é estabelecido no contrato de compra e venda (GSA). Ambos são acrescidos pela tarifa de transporte e os critérios tarifários de transporte de gás natural são definidas pela ANP em função da distância do ponto de entrega do produtor e do ponto de recebimento da distribuidora. No entanto, a definição de gasoduto de transporte e gasoduto de distribuição varia de Estado para Estado, ocasionando disparidade de tarifas muito grandes para distâncias semelhantes, quando comparados todos os Estados da Federação. As tarifas de distribuição também variam de um Estado para outro, em decorrência dos diferentes contratos de concessão firmados entre os governos estaduais e as companhias distribuidoras de gás canalizado. Outro fator diferenciador das tarifas de distribuição refere-se à origem do gás, se nacional ou importado, este último definido por contrato. Entretanto, o preço de venda do gás nacional do produtor, leia-se Petrobras, para as distribuidoras é o mesmo para o Brasil todo, ou seja, a formação de preços do gás produzido não leva em consideração a produção regional do gás natural, nem tampouco se o gás é associado ou não associado. As distribuidoras representam um mercado cativo para a Petrobras e encontram-se desprotegidas pela legislação brasileira quanto ao abuso do domínio econômico. Logo, pode-se concluir que o consumidor final também é refém da Petrobras na questão de definição do preço final do gás natural, que também é responsável pela definição dos preços de alguns dos principais energéticos substitutos do gás natural, como é o caso do GLP, do GNV, do óleo diesel e do óleo combustível. A Lei do petróleo previa preços livres com base na livre concorrência. Como não há competição nesse mercado, os preços deveriam ser fixados pelo Governo Federal, mas não o são.

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Mais uma vez salientamos a necessidade urgente do Governo Federal adotar medidas protetoras aos consumidores e regular o monopólio existente no mercado de gás natural no Brasil.

8. Desafios para a expansão

A indústria do gás no Brasil ainda apresenta desafios característicos de um mercado incipiente, visto que o uso comercial do gás natural no País não data mais do que seis ou sete anos. A edição do decreto do Governo da Bolívia introduziu um ingrediente adicional nesse mercado brasileiro ainda em fase de expansão, promovendo instabilidade de preços e de continuidade do abastecimento. Neste novo contexto, o Governo Brasileiro deverá implantar as diretrizes do Conselho Nacional de Planejamento Energético – CNPE no sentido de buscar a redução da dependência energética brasileira, com antecipação da produção de gás natural prevista de 2010 para 2008 e substituição do gás natural por álcool nas usinas termelétricas. No que tange à antecipação de produção de gás, tais propostas são arrojadas e dependerão de um excelente desempenho administrativo e empresarial da Petrobras na implementação de investimentos em infra-estrutura de produção e de transporte para o sucesso das metas. Há, ainda, a necessidade de serem definidas metas de produção, que sejam capazes de elevar o Brasil para a posição de auto-suficiente no gás natural, possibilitando o corte na importação de gás boliviano. Além disso, o Governo Federal deve vencer sua inércia e elaborar, com urgência, um decreto dispondo sobre o controle de preços do gás natural produzido no País enquanto persistir o monopólio atualmente existente. O grande desafio de curto prazo é vencer a falta de sintonia existente entre os diversos organismos públicos federais e estaduais envolvidos no setor energético brasileiro, o que permitiria uma melhor coordenação de ações políticas e regulação tanto no curto quanto no longo prazo, garantindo uma ampla e adequada sinalização dos objetivos e ações do governo ao mercado. E por fim, o maior desafio é o estabelecimento de regras que garantam a consolidação de um ambiente de livre concorrência e redefinam as relações entre a Petrobras e suas subsidiárias, de forma a evitar o domínio econômico e práticas anti-concorrenciais.

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9. Referências Bibl iográficas

1. Bahiagás. Coordenação: Vieira, Petrônio Lerche. “Gás Natural – Benefícios Ambientais no Estado da Bahia”, Salvador, 2005, Solisluna Design e Editora.

2. Séries ANP – N° I – “Regulação” e Nº II – “Indústria Brasileira de Gás Natural:

Regulação Atual e Desafios Futuros”, Rio de Janeiro, 2001, ANP. 3. SCG/ANP – “Participações Cruzadas na Indústria Brasileira de Gás Natural”, Rio de

Janeiro, 2002, ANP. 4. Anuário Estatístico Brasileiro do petróleo e do Gás Natural 2005, Rio de Janeiro,

2005, ANP.

5. Boletim Mensal do Gás, Rio de Janeiro, Novembro de 2005, ANP. 6. Pesquisa na Internet: www.anp.gov.br, www.abegas.org.br, www.aneel.gov.br,

www.epe.gov.br, www.gasenergia.com.br, www.ctgas.com.br, www.conpet.gov.br, www.petrobras.com.br.

7. Tourinho, Rodolpho – Projeto de Lei nº 226/2005, Brasília, 2005, Senado Federal. 8. Zica, Luciano – Projeto de Lei nº 6.666/2006, Brasília, 2006, Câmara dos

Deputados

9. Câmara dos Deputados – Projeto de Lei nº 6.673/2006, Brasília, 2006, Comissão

Especial 10. Souto, João José de Nora - “O gás natural na matriz energética: desafios e

perpectivas”, Brasília, 2005, II Encontro da Frente Parlamentar em Defesa da Infra-Estrutura Nacional.

11. Nepomuceno, Francisco – “Investimentos da Petrobras para a Área de Gás 2006-

2010”, Brasília, 2005, II Encontro da Frente Parlamentar em Defesa da Infra-Estrutura Nacional.

12. Manso, Rogério – “O gás na matriz energética: Desafios e Perspectivas –

Formação de preços do gás importado e nacional”, Brasília, 2005, II Encontro da Frente Parlamentar em Defesa da Infra-Estrutura Nacional.

13. Martins, Victor de Souza – “O gás natural no Brasil e o Marco Regulatório”,

Brasília, 2005, II Encontro da Frente Parlamentar em Defesa da Infra-Estrutura Nacional.

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14. Bolívia – Decreto nº 28701, de 01.05.2006

15. Gabrielli, José Sérgio – “A Petrobras e as medidas adotadas na Bolívia” 16. BNDES – Informe Setorial de Infra-estrutura nº 1 17. Almeida, Edmar – “Crise do gás boliviano e o futuro da indústria de GN no Brasil” –

Boletim Infopetro – Mar-abr/06 18. Rosa, Luiz Pinguelli – “Seminário sobre gás natural e conseqüências da

nacionalização na Bolívia” – Seminário Valor Econômico