Cenários Energia - Gás by analeta

R$ 250,00

Carta ao Leitor

Uma publicação exclusiva para o Gás

ISSN 2527-0990 Diretor Presidente Celso Knoedt

No momento em que o Brasil busca estabelecer um novo marco regulatório para o setor de gás, capaz de, desta vez, destravar os negócios e estimular um consenso mínimo entre todos os agentes envolvidos, a Editora Brasil Energia

Diretores Patrícia Quintão Rosely Maximo Editora Rosely Maximo

lança esta primeira edição de Cenários - Gás, parte de um projeto que incorpora um portal dinâmico e exclusivo para o tema e este anuário impresso. Neste anuário, é possível colher detalhada informação não apenas sobre o Gás Natural mas também sobre outras fontes com os quais compete diretamente, o GLP e o Biogás. Como publicação independente e exclusiva do segmento, Cenários - Gás reúne análises de nossa equipe jornalística especializada e também de 10 renomados colunistas convidados, reúne planilhas e infográficos

Redatores Amanda Magalhães Antônio Carlos Sil Carolina Lapa Gabriela Medeiros Gustavo Gaudarde Lívia Neves Marcelo Furtado Marcos Sardenberg Matheus Gagliano Pesquisa Alessandra Alves

com séries históricas e outros indicadores, organizados em seções que facilitam

Fotos

a leitura. Após uma ampla matéria sobre o Panorama no Brasil, o anuário faz

e Cortesia Empresas

uma radiografia do setor de gás brasileiro desde a Oferta do gás nacional e o

Programação Visual

importado até a Demanda do mercado térmico, automotivo, industrial, residencial, comercial e de cogeração. Já o novo portal Cenários - Gás hospeda não só a informação contida no anuário impresso mas um robusto acervo complementar de dados recuperáveis

Somafoto, Banco de Imagens Brasil Energia

Ana Beatriz Leta Impressão Aerographic

VENDAS Alessandra Alves tel.: (21) 3503-0306 vendas@brasilenergia.com.br

na forma de planilhas, legislação e regulação de referência e outros documentos

loja.editorabrasilenergia.com

tais como mapas e infográficos, considerados relevantes para o entendimento da

Atendimento ao leitor tel.: (21) 3503-0302

Indústria de Gás no Brasil. Completa a edição um Guia de Empresas, organizadas pelos segmentos em que atuam. Cenários - Gás tem por missão reunir e disponibilizar ao assinante, num só lugar e a qualquer momento, um acervo de dados e informações que diariamen-

PUBLICIDADE Diogo Rohloff tel.: (21) 3503-0334 publicidade@brasilenergia.com.br Rio de Janeiro Bianca Bandeira - (21) 3503-0309 Elia Carvalho - (21) 97918-3539 Lúcia Ribeiro - (21) 97015-4654

te são geradas por empresas e órgãos públicos, de forma confiável e inteligente. Faço votos que você aproveite bem essa nova publicação da Editora Brasil Energia e desde já deixo disponível meu email para críticas e sugestões que

Marcio Schumann - (21) 3503-0319 São Paulo Alex Martin - tel/fax: (11) 3641-5282 Fernando Polastro - tel/fax: (11) 5081-6681

possam contribuir para que façamos um produto cada vez melhor.

Rosely Maximo

Cenários Gás é uma publicação

rosely@brasilenergia.com.br

Av. Presidente Wilson, 165 Grupo 413 - Centro

da Editora Brasil Energia Ltda CEP 20030-020 - Rio Tel (21) 3503-0303

4 Cenários Gás 2017/2018

Sumário

Panorama no Brasil

Oferta e Produção

08 Desinvestimento da Petrobras e mudanças na regulação favorecem a participação de novos agentes

20 Disponibilidade do gás pode chegar a 100 milhões de m³/dia, desde que solucionado o escoamento

Distribuição e Comercialização

Biogás

A evolução dos mercados e os projetos de expansão das distribuidoras

Gás de resíduos pode agregar mais de 14 GW ao parque gerador

Infraestrutura e Transporte

28 Redes de gasodutos, UPGNs e Terminais de GNL disponíveis e a ampliação necessária para atender o aumento da oferta

GLP

Setor se moderniza e planeja investir em infraestrutura

Artigos 73 Augusto Salomon - Mudanças no setor precisam de visão sistêmica Cid Tomanik - Em busca de um novo cenário Edmar de Almeida - Construção de um Mercado Competitivo de Gás Natural no Brasil Ieda Gomes - Importação de Gas Natural: Evolução e Perspectivas de Curto Prazo Márcio Ávila - A tributação na cadeia do GN, GLP e Biogás Michelle Hallack e Miguel Vazquez - Desenhando o mercado de gás no Brasil: princípios, passos e desafios Lavínia Hollanda - O consumidor digital e o papel da inovação na indústria de gás natural Cynthia Silveira - Estocagem de Gás Natural para o Brasil - Considerações técnico-econômicas Fernanda Delgado - O polígono do pré-sal X Vaca Muerta e a liderança da integração energética Sul-Americana

Guia de Empresas 94

Cenários Gás 2017-2018 5

Panorama no Brasil Nova chance para o gás Desinvestimento da Petrobras e busca por segurança no abastecimento energético abrem caminhos para mudanças na regulação que favoreçam a participação de novos agentes

em solução renovável fruto do avanço da tecnologia, nem opção fóssil consolidada na expansão industrial: por que, então, falar sobre gás natural? O hidrocarboneto gasoso voltou com força às mesas de debate do setor elétrico após a crise hídrica vivida no Brasil em 2014, cujas consequências ainda recaem sobre os reservatórios das grandes hidrelétricas. A necessidade de aumentar a segurança da matriz energética – papel que, por anos, foi cumprido pelo óleo diesel – cresce junto às discussões sobre a necessidade global de reduzir a emissão de poluentes. A convergência de fatores favoráveis ao

gás natural se torna ainda mais significativa quando combinada à saída da Petrobras desse mercado. Depois de diversas tentativas fracassadas de alavancar a indústria de gás natural, o governo e o mercado encontraram no plano de desinvestimento da Petrobras o impulso perfeito para dinamizar o setor. Como principal empresa de óleo e gás do país, a estatal foi responsável pela criação do mercado de gás, e fez grandes investimentos em projetos de infraestrutura essenciais para estabelecer o mercado, como gasodutos de transporte e unidades de processamento (UPGNs). O gás natural, contudo, nunca foi prioridade para a petroleira e, devido à

Cláudio Ferreira

Térmica a gás Mário Lago, em Macaé (RJ)

concentração histórica do mercado, seu desenvolvimento foi lento. O governo ainda fez algumas tentativas, como o Plano Nacional do Gás Natural (Plangas), lançado em 1987, e a própria Lei do Gás, de 2009, mas poucas das ações propostas saíram do papel e tiveram resultados práticos. A impressão que ficou no setor é que só haveria diversificação de agentes e competição no mercado de fato quando a própria Petrobras decidisse que não iria mais fazer parte de todos os elos da cadeia de gás. É precisamente esse momento que o Brasil vive hoje. A estatal já vendeu ativos importantes e outros estão na lista.

O início da abertura A Gaspetro, subsidiária com participação em grande parte das distribuidoras de gás natural do

país, foi o primeiro ativo do setor a ser vendido, ainda que parcialmente. A japonesa Mitsui Gás & Energia comprou 49% da empresa no final de 2015, por US$ 540 milhões. Em seguida, foi a vez da Nova Transportadora do Sudeste (NTS), cujo portfólio de gasodutos de transporte na região Sudeste ultrapassa 2,5 mil km. A compradora de 90% da NTS foi a canadense Brookfield, a um custo de US$ 5,19 bilhões – maior valor arrecadado pela Petrobras com a venda de um único ativo até agora. Uma negociação com a francesa Total rendeu ainda R$ 2,2 bilhões para a estatal brasileira. O acordo inclui 50% de duas usinas termelétricas a gás instaladas na Bahia, Rômulo de Almeida (138 MW) e Celso Furtado (186 MW), o compartilhamento de um terminal de regaseificação de GNL

Cenários Gás 2017-2018 9

Panorama no Brasil

de 14 milhões de m³/dia também localizado no estado, além de outros ativos de exploração e produção de petróleo em áreas do pré-sal. Em outros casos, como no setor de gás liquefeito de petróleo (GLP) – combustível comumente utilizado em cidades onde não há rede de gasodutos – a Petrobras decidiu sair totalmente do negócio. A distribuidora Liquigás foi vendida integralmente para o grupo Ultragaz por R$ 2,8 milhões. Há ainda outros ativos de gás natural que devem entrar na lista de desinvestimento, incluindo termelétricas, terminais de regas e UPGNs.

Regulação em debate Nos bastidores do setor, a crença é que o setor de gás natural brasileiro está dando início a uma nova fase de desenvolvimento, o que não se deve somente ao feirão de ativos. O governo, por meio do Ministério de Minas e Energia (MME), aproveitou o momento e decidiu atender a um antigo pedido do setor e revisar o marco regulatório do gás natural, com dois principais objetivos: garantir que a saída da Petrobras não prejudique o funcionamento do mercado e adequar as regras para estimular a entrada de novos agentes.

Essa revisão está sendo conduzida pelo Comitê Técnico para o Desenvolvimento da Indústria do Gás Natural (CT-GN), com membros do MME, da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e de representantes dos mais diversos elos do mercado de gás natural. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabeleceu 19 diretrizes estratégicas para o comitê, que preveem a remoção de obstáculos econômicos e regulatórios às atividades de exploração e produção de gás natural, a promoção da independência comercial e operacional de agentes transportadores, a padronização de regras estaduais e federais aplicadas sobre a movimentação do energético, entre outras medidas voltadas ao fortalecimento de um mercado competitivo. No exterior, o que não falta é interesse por mercados que estejam, de fato, em desenvolvimento. Um estudo elaborado pela consultoria Strategy&, a pedido da Associação Brasileira de Distribuidoras de Gás Natural (Abegás), indicou que o Brasil tem potencial para atrair, até 2030, US$ 27 bilhões em investimentos somente nas atividades de midstream e downstream – isso, claro,

Comparativo de Preços do Gás Natural e GNL (US$/MBTU) 20

Nova Política Modalidade Firme (considera renegociado) Gás russo na fronteira da Alemanha

10 Cenários Gás 2017/2018

Gás Importado - Bolívia NBP

Henry Hub

GNL Spot (Aliceweb)

Fonte: MME

Única

Quando o maior duto de distribuição de gás do Nordeste é nosso, não é só a energia que aumenta, o orgulho de ser baiano também.

Antônio Mario Neves de Jesus, Deisy de Assis Coelho e Anderson Donizetti de Oliveira são colaboradores da Bahiagás.

O desenvolvimento não pode parar e por isso já estão previstos R$ 505 milhões para a construção do maior duto de distribuição de gás natural do Nordeste e o segundo maior do país: o Gás Sudoeste. O crescimento está no DNA da Bahiagás. Foi assim desde o nascimento e tem sido assim até hoje. Nosso gás já chega para mais de 46 mil clientes em toda a Bahia. Ampliamos a rede urbana das maiores cidades do estado: Salvador, Feira de Santana e Itabuna. É assim que a Bahiagás continua crescendo e vai continuar levando mais energia, mais eficiência e muito mais economia para indústrias, comércios, residências e veículos nos quatro cantos da Bahia.

Panorama no Brasil

Previsibilidade na oferta Com características próprias e crescimento heterogêneo, os elos de uptream, midstream e downstream da cadeia do gás natural vivem períodos de desenvolvimento distintos, e, por isso, encaram obstáculos que precisam ser endereçados separadamente. Há, contudo, dificuldades que afetam operações e atividades de todos os elos do setor, devido à relação de interdependência que existe entre elas.

12 Cenários Gás 2017/2018

Brasil: Reservas provadas de GN 500 450

Terra

Mar

400 bilhões m3

350 300 250 200 150 100 50 0

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Fonte: ANP/SDP

Vendas nacionais de GN 32 28

bilhões m3

24 20 16 12 8 4 0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Fonte: Petrobras/Unidade de Negócios Gás Natural Nota: Inclui as vendas para as Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados (Fafen) pertencentes à Petrobras e as vendas para geração térmica.

Utilização do GN do poço ao posto 80 70 60 50 bilhões m3

se os principais entraves para o desenvolvimento da indústria de gás natural forem resolvidos. E quais são esses entraves? Na visão de consultorias como Strategy&, Prysma ET&T e FGV Energia, eles estão muito ligados a imbróglios regulatórios e jurídicos, como, por exemplo, o tributário. A questão está relacionada à adequação da cobrança do ICMS à movimentação de gás. Atualmente, a tributação diferenciada entre os estados da federação atrapalha o desenvolvimento de novos negócios, como a utilização do mecanismo de swap, além de dificultar a operação de players com interesse em trazer terminais de regas para o país, já que a tributação sobre o GNL é em função do local de chegada da carga – o que gera conflitos de bitributação, já que o energético pode sair do terminal e entrar na costa por outro destino que não o de recebimento. Essa é uma das discussões que o comitê coordena, junto ao Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz). Outros pontos cruciais para o desenvolvimento do setor, que devem ter novas definições com o avançar do trabalho do comitê, incluem o acesso de terceiros a infraestruturas essenciais, como terminais de GNL e UPGNs; a decisão sobre a entrada de usinas a gás na base do sistema elétrico brasileiro, para dar segurança à matriz e também para promover o consumo firme do energético; a implantação de um modelo de gestão independente da rede de gasodutos de transporte; e o incentivo à criação de mercados de curto prazo e secundário de gás natural, para dinamizar um setor marcado por contratos firmes de longo prazo.

40 30 20 10 0

2007 2008 2009

2010

2011

2012

Reinjeção Queima e perda Consumo próprio total

2013 LGN

Vendas

2014

2015 2016

Importação

Fontes: ANP/SDP; ANP/SCM; Petrobras/Unidade de Negócios Gás Natural ¹Inclui as vendas para as Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados (Fafen) pertencentes à Petrobras e para geração térmica. ²Volume de gás natural absorvido nas UPGNs (GLP, C5+, etano e propano). ³Refere-se ao consumo próprio da Petrobras nas áreas de produção, refino, processamento e movimentação de gás natural.

Panorama no Brasil

Um exemplo claro é a falta de previsibilidade de novos leilões para a condução de atividades exploratórias em bacias sedimentares. Por muito tempo, a questão afligiu os mais diversos segmentos da cadeia de valor de gás e petróleo, não somente as empresas de exploração e produção. Distribuidoras de gás natural, por exemplo, dependem diretamente da garantia de oferta do energético para realizar novos investimentos na construção de gasodutos. Por isso, quando o calendário de leilões para o período de 2017 a 2019 foi aprovado pelo CNPE, o setor comemorou. “Isso coloca o Brasil de uma maneira muito diferenciada no mercado internacional. A partir do calendário de rodadas, as empresas podem planejar a entrada e a operação no Brasil”, explicou Edmar Luiz de Almeida, líder do Grupo de Economia da Energia (GEE) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

Opção pela reinjeção Uma das vontades da indústria, e agora também do governo, é que o mercado de gás natural

se desenvolva de forma independente do petróleo. A dependência tem base geológica: grande parte da produção de gás está associada ao óleo – caso de campos offshore, como os do pré-sal. O gás também pode ser do tipo não-associado, mas esse geralmente é o caso de campos menores, localizados em terra. “O gás associado é aquele que, no reservatório geológico, se encontra dissolvido no petróleo ou sob a forma de uma capa de gás. Nesse caso, normalmente privilegia-se a produção inicial do óleo, utilizando-se o gás para manter a pressão do reservatório”, de acordo com a ANP. No caso do gás associado, a reinjeção para recuperação secundária de petróleo tem sido uma opção muito utilizada. Em 2016, o Brasil produziu 103,8 milhões de m³/dia de gás natural, sendo que apenas pouco mais da metade, 56,6 milhões de m³/dia, foi destinada ao mercado interno. Uma parcela significativa do volume que não foi ofertado, de 30,2 milhões de m³/dia, foi injetada de volta nos reservatórios. E esse volume dobrou em dois anos. Em 2014, a reinjeção de gás foi de 15,7

Caminhos do gás • 105 milhões m3/dia • Produzido por 39 concessionárias • 24,2 milhões m3/dia em terra e 81,2 milhões m3/dia no mar • 30,24 milhões reinjeção; 4,05 milhões perda; 12,89 milhões consumo em unidades de E&P; 4,21 milhões absorção em UPGNs

9.000 KM DE GASODUTOS PROCESSADO NAS UPGNs

PRODUÇÃO • 18 UPGNs • Capacidade para 100 milhões m3/dia

IMPORTAÇÃO • 32,1 milhões de m3/dia - 28,3 milhões de m3/dia pelo Gasbol - 3,81 milhões de m3/dia de GNL

14 Cenários Gás 2017/2018

• Pessoa jurídica autorizada pela ANP a operar as instalações de transporte • 5 transportadoras operando: TAG, NTS, TSB, TBG e Gasocidente

TRANSPORTADOR

milhões de m³/d. A conclusão que se chega é que, apesar da produção de gás natural ter crescido quase 20% em dois anos, a entrega do energético ao mercado interno ficou estagnada, com crescimento somente no volume destinado à recuperação de petróleo. No entanto, segundo Sylvie D’Apote, sócia-diretora da Prysma, essa é somente uma das fases da atividade de produção. A consultora fala sobre Lula, campo do pré-sal com o maior volume de gás reinjetado do país: “conforme a produção de petróleo se encaminha para o máximo, há um aumento no volume de gás reinjetado. Mas Lula é um megacampo. No futuro, teremos novos poços e novas plataformas, e esse gás natural produzido deve chegar ao mercado brasileiro”, afirmou.

Estímulos à demanda A disponibilidade estagnada do gás nacional ao mercado interno não se deve somente à escolha das petroleiras pela recuperação do óleo. Há também dúvidas sobre a real demanda pelo energético no país. Desde que entrou em recessão eco-

nômica, o volume de gás natural consumido no Brasil sofreu forte queda. Só entre 2015 e 2016, a redução foi de 20%, passando de 77,2 milhões de m³/dia para 61,4 milhões de m³/dia de gás, de acordo com dados da Abegás. O decréscimo se deve, em grande parte, à baixa demanda por energia elétrica e ao arrefecimento da indústria – segmentos que mais consomem gás natural. Por outro lado, consumidores de menor porte, como comércio e residências, têm ampliado a utilização do energético, reflexo dos investimentos realizados pelas distribuidoras em novos gasodutos. Também em 2016, o consumo residencial de gás cresceu quase 15% no país, enquanto o comercial teve alta próxima a 5%. Contudo, segundo estudo da Strategy& sobre o mercado de gás natural brasileiro, o potencial para o aumento do consumo é muito maior, caso sejam feitos os ajustes adequados. Com base em dados da EPE, a consultoria estima que a demanda brasileira pode chegar a 209 milhões de m³/dia de gás em 2030 – patamar 2,5 vezes superior ao registrado antes da crise econômica.

• Ato ligado à transferência de titularidade de um volume de gás natural para uma determinada utilização ou aplicação. Nenhuma comercializadora exclusiva em operação.

COMERCIALIZAÇÃO

• Serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados, diretamente ou mediante concessão • 24 distribuidoras estaduais • Venda de 61,43 milhões m3/dia

DISTRIBUIÇÃO CARREGADOR • Pessoa jurídica usuária do serviço prestado pelo operador e proprietária dos produtos movimentados. Ou, agente que utilize ou pretenda utilizar o serviço de movimentação de gás natural em gasoduto de transporte, mediante autorização da ANP • 4 carregadores atuantes: Petrobras, Sulgas, MTGás e Tradener

Cenários Gás 2017-2018 15

Panorama no Brasil

Para que isso aconteça, no entanto, seriam necessárias algumas ações, como o alinhamento do preço do gás natural a parâmetros de mercado. A falta de transparência com relação à precificação do energético não é novidade. Por décadas, agentes do setor criticaram a política de preços da Petrobras,

que subsidiava alguns produtos em detrimento de outros, por ser prejudicial ao mercado. Contudo, a nova gestão da petroleira já deu sinais de que os preços ficarão de acordo com o mercado internacional. No Brasil, o mercado de gás natural, que agora cria bases para se consolidar, agradece.

Glossário AGENTES Produtor Companhia ou indivíduo operando no negócio de produção de petróleo Transportador Pessoa jurídica autorizada pela ANP a operar as instalações de transporte Carregador Pessoa jurídica usuária do serviço prestado pelo operador e proprietária dos produtos movimentados. Ou, agente que utilize ou pretenda utilizar o serviço de movimentação de gás natural em gasoduto de transporte, mediante autorização da ANP

CAPACIDADES DE TRANSPORTE Capacidade Contratada de Entrega Capacidade diária que o Transportador se obriga a disponibilizar para o Carregador em determinado Ponto de Entrega, conforme o respectivo Contrato de Serviço de Transporte Capacidade Contratada de Transporte Volume diário de gás natural que o Transportador é obrigado a movimentar para o Carregador, nos termos do respectivo contrato de transporte Capacidade de Transporte Volume máximo diário de gás natural que o Transportador pode movimentar em um determinado Gasoduto de Transporte

Comercialização Ato ligado à transferência de titularidade de um volume de gás natural para uma determinada utilização ou aplicação

Capacidade Disponível Parcela da capacidade de movimentação do Gasoduto de Transporte que não tenha sido objeto de contratação sob a modalidade firme

Distribuição Serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados, diretamente ou mediante concessão

Capacidade Disponível Operacional Diferença entre a Capacidade Operacional e a soma da Preferência do Proprietário com o somatório das Capacidades Contratadas sob a forma de Transporte Firme e de contrato de serviço de transporte entre Transportadores Interconectados fora da referida preferência em uma Instalação de Transporte

CLASSIFICAÇÃO DE GASODUTOS Escoamento da produção Conectam as instalações de produção às estações de tratamento e processamento do gás ou a unidades de liquefação Transferência Podem desempenhar a mesma função dos gasodutos de produção. No entanto, eles se diferenciam dos primeiros por ser uma infraestrutura de uso exclusivo de seu proprietário, conectando suas próprias instalações (produção, coleta, transferência, estocagem e processamento) entre si. Transporte Movimentam o gás desde instalações de processamento, estocagem ou outros gasodutos de transporte até gasodutos de transporte, instalações de estocagem ou pontos de entrega a concessionários de distribuição.Em outros termos, movimentam o gás processado

Capacidade Disponível de Transporte Diferença entre a capacidade máxima de transporte e a soma das capacidades contratadas de transporte para serviço de transporte firme Capacidade Máxima de Transporte Máximo volume diário de gás natural que o transportador pode movimentar em sua instalação de transporte, considerando as pressões dos pontos de recepção e entrega, dentro das faixas de variação estabelecidas em contrato Capacidade Ociosa Parcela da capacidade de movimentação do Gasoduto de Transporte contratada que, temporariamente, não esteja sendo utilizada Capacidade Ociosa de Transporte Diferença entre a soma das capacidades contratadas de transporte para serviço de transporte firme e o volume diário de gás natural programado para o serviço de transporte firme

Integrantes dos terminais de GNL Conectam estes terminais à malha de gasodutos. São assim considerados caso sejam dedicados e utilizados exclusivamente pelo terminal de GNL

Capacidade Operacional Máximo volume mensal de Produtos que o Transportador pode movimentar em uma Instalação de Transporte entre Pontos de Recepção e de Entrega, consideradas as condições operacionais vigentes

Distribuição Conectam os city gates ligados à malha de transporte ao consumidor final do gás natural ou outras fontes de fornecimento de gás direto ao consumidor final

Distribuição de gás canalizado Serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados, diretamente ou mediante concessão, nos termos do § 2º do Art. 25 da Constituição Federal

16 Cenários Gás 2017/2018

Balanço de gás natural (em milhões de m³/dia) 2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Produção nacional

62,85

65,96

70,58

77,19

87,38

96,24

103,8

Reinjeção

24,29

11,97

11,06

9,68

10,64

15,73

24,29

Queima e perda

6,62

4,81

3,95

3,57

4,44

3,83

4,05

Consumo nas unidades de E&P

9,72

10,15

10,57

10,85

11,46

12,2

12,89

Absorção em UPGNs (GLP, C5+)

3,56

3,43

3,52

3,56

3,59

3,77

4,21

Oferta Nacional

30,97

36,51

42,87

48,57

52,17

52,15

52,4

Importação - Bolívia

26,91

26,84

27,54

31,75

32,83

32,03

28,33

Importação - Argentina

0,16

0,18

0,46

Regaseificação de GNL

7,66

1,65

8,5

14,56

19,92

17,94

3,81

Oferta importada

34,57

28,48

36,04

46,47

52,93

50,43

32,13

Oferta Total

84,54

65,54

64,99

78,91

95,05

105,1

102,58

Consumo - Gasbol

0,89

0,93

1,17

1,22

1,19

1,09

Consumo em outros gasodutos, desequilibrio, perdas e ajustes

2,99

2,51

2,95

2,54

4,61

2,75

3,18

Consumo nos gasodutos, desequilíbrio, perdas e ajustes

3,87

3,44

3,88

3,7

5,83

3,94

4,28 40,82

35,36

41,03

41,81

42,98

43,61

Automotivo

Industrial

5,5

5,4

5,32

5,13

4,96

4,82

4,96

Residencial

0,79

0,87

0,92

0,97

1,11

Comercial

0,63

0,68

0,72

0,75

0,77

0,79

0,83 29,59

15,79

10,39

23,03

40,08

46,84

45,9

Cogeração

Geração Elétrica

2,91

3,01

2,92

2,46

2,57

2,5

2,37

Outros (inclui GNC)

0,69

0,17

0,11

0,1

0,17

0,04

0,58

61,67

61,55

75,03

91,34

99,26

98,63

80,26

Demanda Total Fontes: ANP, Abegás, Petrobras e TSB.

Produção de gás natural associado e não associado por estado 2007-2016 (em milhões de m3/ano) 30.000 Associado

25.000

Não associado 20.000 15.000 10.000 5.000 0

18.152 21.593 21.142 22.938 24.072 25.832 28.174 31.895 35.126 37.890 2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Cenários Gás 2017-2018 17

Panorama no Brasil Arcabouço legal

A lista abaixo reúne legislação, regulamentação e normas técnicas que afetam o setor de gás natural. LEGISLAÇÃO ESPECÍFICA Lei 9.478/1997 Lei 11.909/2009 Decreto 7.382/2010 Lei 12.351/2010 Decreto 9.041/2017 Decreto 8.637/2016 Decreto 4.136/2002 REGULAMENTAÇÃ0 Resolução CNPE 8/2009 Resolução ANP 40/2016 Resolução ANP 11/2016 Resolução ANP 52/2015 Resolução ANP 17/2015 Resolução ANP 37/2013 Resolução ANP 52/2011 Resolução ANP 51/2011 Resolução ANP 44/2011 Resolução ANP 6/2011 Resolução ANP 17/2010 Resolução ANP 16/2008 Resolução ANP 17/2004 Resolução ANP 251/2000 Resolução ANP 50/2011 Resolução ANP 42/2012 Resolução ANP 51/2013 Resolução ANP 15/2014 Resolução ANP 39/2014 Resolução Conjunta ANP/INMETRO 1/2013 Resolução Conjunta ANEEL/ANATEL/ANP 1/1999 Cálculo de Tarifas de Transporte ANP PORTARIAS ANP 249/2000 ANP 1/2003 ANP 125/2002 ANP 118/2000 MME 232/2012 MME 67/2010 MME 472/2011 MME 94/2012 MME 130/2013 MME 206/2013 MME 390/2013 MME 410/2014 MME 317/2013 MME 450/2013 NORMAS TÉCNICAS Norma ABNT NBR 12.712 Norma ABNT NBR 12.280-1 Norma ABNT NBR 15.280-2 Norma ASME B31.4 Norma ASME B31.8

Lei do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Lei que regulamenta o transporte, tratamento, regaseificação, processamento, liquefação e comercialização de gás natural Regulamenta a Lei 11.909/2009 Lei que regulamenta o Regime de Partilha de Produção Regulamenta a Lei 12.351/2010 Programa de estímulo à competitividade da cadeia produtiva, de desenvolvimento e aprimoramento de fornecedores de petróleo e gás natural Dispõe sobre a especificação das sanções aplicáveis às infrações às regras de prevenção, controle e fiscalização da poluição causada por lançamento de óleo e outras substâncias nocivas ou perigosas em águas sob jurisdição nacional, prevista na Lei nº 9.966, de 28 de abril de 2000, e dá outras providências Estabelece diretrizes para a exportação de cargas ociosas de Gás Natural Liquefeito - GNL Regulamento Técnico de Envio de Dados e Informações de Transporte de Gás Natural Regulamenta o uso das instalações de transporte dutoviário de gás natural, mediante remuneração adequada ao Transportador Regras para Autorização de Construção e Operação de instalações de movimentação de petróleo, gás natural, inclusive GNL Estocagem Subterrânea de Gás Natural - Regulamento Técnico do Plano de Desenvolvimento de Campos de Grande Produção (ANEXO I), o Regulamento Técnico da Revisão do Plano de Desenvolvimento de Campos de Grande Produção (ANEXO II) e o Regulamento Técnico do Plano de Desenvolvimento de Campos de Pequena Produção (ANEXO III) Critérios para a caracterização da ampliação da capacidade de transporte de gasodutos de transporte Comercialização de Gás Natural Registro de autoprodutor e autoimportador Declaração de Utilidade Pública das áreas necessárias à implantação de Gasodutos Regulamento Técnico ANP nº 2/2011 - Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural - RTDT Polos de processamento de gás natural Estabelece a especificação do gás natural, de origem nacional ou importada (RTDT - Capítulo IV) Envio de dados de movimentação de produtos para a ANP Regras para Livre Acesso a Terceiros Estabelece as informações a serem prestadas para a ANP relativas aos terminais de GNL e os critérios para definir os gasodutos que são parte integrante desses terminais Fixa diretrizes e regras para o compartilhamento de infraestruturas do setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis Regulamenta a autorização para a prática de atividade de Carregamento de gás natural, dentro da esfera de competência da União Regulamenta os critérios para cálculo das Tarifas de Transporte referentes aos Serviços de Transporte firme, interruptível e extraordinário de gás natural; e o procedimento para a aprovação das propostas de Tarifa de Transporte de gás natural encaminhadas pelos Transportadores para os Gasodutos de Transporte objeto de autorização Aprova o Regulamento sobre os procedimentos para a realização de licitação para a concessão da atividade de transporte de gás natural, contemplando a construção ou ampliação e a operação de gasodutos de transporte de gás natural Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural Regulamenta Conjunto para compartilhamento de infraestrutura entre os Setores de Energia Elétrica, Telecomunicações e Petróleo (RTDT Capítulos III e IV, onde couber) Precificação/Tarifas Dispõe sobre as questões relacionadas com as queimas em flares e as perdas de gás natural, com os limites máximos de queimas e perdas autorizadas e não sujeitas ao pagamento de royalties e estabelece parâmetros para o controle das queimas e perdas de gás natural Procedimentos para o envio das informações referentes às atividades de transporte e de compra e venda de gás natural ao mercado, aos carregadores e à ANP Interferência em faixa de domínio de dutos de petróleo, seus derivados ou gás natural Regulamenta as atividades de distribuição de gás natural liquefeito (GNL) a granel e de construção, ampliação e operação das centrais de distribuição de GNL Procedimentos gerais para a obtenção de autorização com vistas ao exercício da atividade de importação de gás natural, inclusive na forma liquefeita - GNL Procedimentos gerais para a obtenção de autorização com vistas à exportação de cargas ociosas de Gás Natural Liquefeito - GNL no mercado de curto prazo, denominado spot Diretrizes para o processo de chamada pública Procedimentos de provocação por terceiros para a construção ou a ampliação de gasodutos de transporte Estabelece as regras e procedimentos para a solicitação e o recebimento, pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE, de dados dos agentes da indústria do gás natural e demais interessados para fins de elaboração dos Estudos de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário Define procedimentos para aprovação de projetos de investimento na área de infraestrutura de petróleo, de gás natural e de biocombustíveis, geridos e implementados por Sociedade de Propósito Específico - SPE e concessionárias e autorizatárias Altera a Portaria MME n° 206, de 12 de junho de 2013 Altera a Portaria MME n° 206, de 12 de junho de 2013 Proposição, mediante provocação da Petrobras, a construção do Gasoduto de Transporte entre os Municípios de Itaboraí e Guapimirim, no Estado do Rio de Janeiro Define diretrizes para a licitação de gasoduto de transporte entre os municípios de Itaboraí e Guapimirim, no Estado do Rio de Janeiro Projeto de sistemas de transmissão e distribuição de gás combustível (RTDT - Capítulo II) Dutos Terrestres - Parte 1 - Projeto (RTDT – Capítulo II) Dutos Terrestres - Parte 2 - Construção e Montagem (RTDT - Capítulos III e IV) Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids (RTDT - Capítulo IV) Gas Transmission and Distribution Pipelines Systems (RTDT - Capítulo IV)

* Elaborada por Vieira Rezende Advogados com acréscimos extraídos de publicação do MME

18 Cenários Gás 2017/2018

Oferta e Produção Desafios do gás nacional Disponibilidade do produto no país pode chegar a 100 milhões de m³/dia, mas é preciso solucionar o escoamento e o tratamento desse gás

recessão econômica impôs à indústria de gás uma condição indesejável: na virada de 2016 para 2017, sobra gás natural no mercado brasileiro, provocando, inclusive, corte de produção e substituição do gás boliviano pela produção nacional. A boa notícia é que a outra face dessa conjuntura está no aumento da oferta de gás nacional, com a manutenção dos investimentos da Petrobras e seus sócios no pré-sal de Santos, bacia que se consolida como a principal província produtora de gás no país. No primeiro trimestre de 2017, a Bacia de Santos entregou 28 milhões de m³/dia de gás natural, ultrapassan-

do mês a mês novos recordes de produção. Metade desse gás é produzido no campo de Lula, que passou a ser atendido, em 2016, pelo Rota 2, que interliga a produção à Cabiúnas, no Rio de Janeiro. Com isso, o Brasil recupera sua capacidade de disponibilização de gás natural na ordem de 60 milhões de m³/ dia – chegando a um pico de 67 milhões de m³/dia em novembro de 2016 –, com a Bacia de Santos sendo suficiente para pagar as perdas causadas pelo declínio de produção em Campos. Contudo, enquanto os resultados demonstram que a entrada do gás do pré-sal na matriz brasileira é uma realidade, há uma série de outros projetos

com potencial para aumentar a oferta de gás nacional que tiveram investimentos antecipados.

100 milhões de m³/dia Considerando a capacidade de expansão de investimentos no desenvolvimento de campos, a produção bruta de gás natural no pré-sal de Santos pode chegar a 100 milhões de m³/dia (cenário base) em 2025, com uma faixa de variação entre 87 milhões de m³/dia e 120 milhões de m³/dia. Os cenários fazem parte de um estudo do Grupo de Economia da Energia (GEE) da UFRJ, que identificou uma série de incógnitas quanto ao percentual desse volume que pode vir a ser disponibilizado ao mercado. Além da capacidade de investimento em escoamento desse gás, ainda é preciso mais tempo para identificar, dada a geologia dos próximos campos que entrarão em operação, a necessidade de reinjeção do gás como técnica de recuperação secundária. Com essa incerteza, o GEE estima que a disponibilização do gás do pré-sal para o mercado possa variar entre 28 milhões de m³/dia a 55 milhões de m³/dia, com um cenário base de 40 milhões de m³/dia em 2025.

Infraestrutura offshore A despeito dos projetos potenciais que tiveram suas decisões de investimento postergadas, a Petrobras tem hoje em operação as Rotas 1 (Ca-

raguatatuba, em SP) e 2 (Cabiúnas, no RJ), totalizando uma capacidade nominal de 23 milhões de m³/dia. Atualmente, está contratado o trecho subsea do Rota 3 (Comperj, RJ), que elevará a capacidade para 44 milhões de m³/dia.

Projetos futuros Rota 3 - Allseas foi contratada e já iniciou o lançamento do trecho offshore do gasoduto. O plano prevê a conexão do campo de Búzios, onde são previstos cinco FPSOs entre 2018 e 2020, com a UPN do Comperj. O projeto conta com incertezas na retomada das obras da unidade de processamento, pendente de relicitação. Também precisa ser contratado o trajeto terrestre (Maricá–Itaboraí). A previsão é entrada de operação no terceiro trimestre de 2018. Rota 4 - O projeto consiste na tentativa de viabilizar um gasoduto interligando o pré-sal à São Paulo, mas está paralisado devido às condições do mercado nacional e à queda nos preços do petróleo. É desenvolvido pela Cosan e pode ser a primeira rota de escoamento de gás offshore independente da Petrobras.

Novos campos Santos - No pré-sal de Santos, Carcará, operado pela Statoil, poderá ser uma nova fonte de gás na região. Ainda em exploração, a área tem grandes volumes de gás e deve entrar em desenvolvimento na próxima década.

FPSO Pioneiro de Libra: TLD para observar o comportamento do reservatório

Cenários Gás 2017-2018 21

Oferta e Produção

Espírito Santo - Petrobras fez uma série de descobertas em águas profundas da Bacia do Espírito Santo e, atualmente, a empresa, junto com a Statoil, opera blocos na região que entrarão em fase de perfuração nos próximos anos. É um potencial novo polo produtor na bacia, que chegou a ter planos de produção firmados pela Petrobras, mas acabou postergado quando a estatal voltou os esforços para o desenvolvimento, majoritariamente, do pré-sal de Santos. Sergipe - Outro projeto que entrou nos planos da Petrobras para o horizonte 2020 e encontra-se indefinido é a conclusão da delimitação das descobertas em águas profundas de Sergipe. A estatal, em diferentes consórcios, encontrou, com base em estudos preliminares, um volume de 1 bilhão de barris de óleo equivalente (boe), com uma expressiva parcela de gás, ainda não revelada. Em 2014, chegou-se a iniciar estudos para construção de uma unidade de processamento de gás e infraestrutura de escoamento na região. Campos - A despeito do declínio na produção, acentuado em 2016, e o fim da oferta de áreas que praticamente interrompeu a exploração na província, Campos tem alguns projetos futuros contratados que dependerão da produção do gás associado para viabilizar a extração do óleo. O mais expressivo é Pão de Açúcar, onde a operação foi assumida pela Statoil no lugar da Repsol-Sinopec, que permanece como sócia. Um dos principais desafios do projeto é justamente o gás: o futuro campo fica a 200 km da costa em uma região sem infraestrutura de escoamento.

22 Cenários Gás 2017/2018

Novos polos Carcará, no Pré-Sal de Santos, descobertas nas águas profundas das bacias do Espírito Santo e de Sergipe e projetos já contratados em Campos prometem adicionar novos volumes de gás natural no país nas próximas décadas

Disponibilidade de gás

Gás disponível (Mm³/dia) Gás(Mm³/dia) disponível (Mm³/dia) Gás disponível

Parcelas médias mensais, excluindo queima. Disponibilidade de gás Injeção e consumo nos próprios campos Parcelas médias mensais, excluindo queima, injeção e consumo nos próprios campos 60K

Disponibilidade de gás

40K médias mensais, excluindo queima, injeção e consumo nos próprios campos Parcelas 60K Disponibilidade de gás 20K

Parcelas médias mensais, excluindo queima, injeção e consumo nos próprios campos 0K 40K 60K

2009

2011

2013

2015

2017

20K Desenvolvimento do pré-sal de Santos, com protagonismo de Lula, transforma província na maior 40K fonte de gás nacional. Energético é escoado por Rio de Janeiro e São Paulo 0K Campos

Camamu 2011 Espírit o Sant o

2009

20K Sant os

2013

Out ras bacias 2015

2017

Desenvolvimento do pré-sal de Santos, com protagonismo de Lula, transforma província na 0K de gás nacional. Energético é escoado por Rio de Janeiro e São Paulo maior fonte

Distribuição por destinação 2009 2011 2013 Out ras bacias 2015 Campos Camamu

2017

Médias anuais da produçãopor total dedestinação gás natural, incluindo todos os usos e perdas Distribuição Desenvolvimento do pré-sal de Santos, com protagonismo de Lula, transforma província na Sant os

Espírit o Sant o

Sant os o Sant o Médias anuais da produção totalEspírit de gás natural, incluindo todos os usos e perdas 100K Distribuição por destinação 50K

Disponibilidade de gás (%) Disponibilidade de gás (%) Disponibilidade de gás (%)

Produção (Mm³/dia) Produção (Mm³/dia) Produção (Mm³/dia)

maior fonte de gásda nacional. Energético é escoado por Rio de Janeiro e São Paulo Médias anuais produção total de gás natural, 100K 100% incluindo todos os usos e perdas Campos Camamu Distribuição por destinaçãoOut ras bacias

100% 50%

Médias anuais da produção total de gás natural, incluindo todos os usos e perdas

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

100% 50% 0%

2008

100K 50K 0K

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

Recordes 50K 0Ksuscessivos na produção e entrega de gás para o mercado são acompanhados 0%50% de forte queda no percentual da produção que é disponibilizada, devido à injeção no pré-sal de Santos

Injeção (armazenament o)

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

Disponibilidade (%)

2009

2008

Disponibilidade (%) Injeção (armazenament o) Recordes suscessivos na produção e entrega de gás para o mercado são acompanhados 0K Queima (recuperação secundária) de forte queda no percentual da produção que éInjeção disponibilizada, devido à injeção no0% pré-sal de Santos Consumo nas unidades de produção Gás disponível

Recordes produção e entrega de gás para o mercado são acompanhados Queimasuscessivos na estaduais Injeção (recuperação secundária) Produções de forte queda no percentual da produção que é disponibilizada, devido à injeção no pré-sal Consumo nas por unidades de produção disponível(inclui onshore e offshore) Disponibilidade localização dos camposGás produtores de Santos

Disponibilidade (%) (armazenament o) Produções estaduaisInjeção 17.684 16.090 secundária) 15.263 17.861 RJ 13.871 14.079 15.600 14.928 Queima Injeção (recuperação

Est ado

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Disponibilidade por localização dos campos produtores (inclui onshore e offshore) 9.461

2016 19.244

Consumo nas unidades de produção Gás disponível 6.303 580 823 3.109 SP 649 Produções estaduais (em 5.206 mil m3/dia)8.947 1.558 4.969 9.447 8.306 9.969 10.156 ES 6.590

9.895 2015 2016 9.191 8.522 13.871 14.079 15.600 14.928 17.684 16.090 15.263 17.861 19.244 RJ 7.030 8.085 6.064 7.988 7.852 7.376 7.071 6.454 BA 7.988 580 823 3.109 5.206 6.303 8.947 9.461 9.895 649 SP Disponibilidade por localização dos campos produtores (inclui onshore e offshore) 0 3.836 5.381 4.261 5.222 MA 1.558 4.969 9.447 8.306 9.969 10.156 9.191 8.522 6.590 ES Est ado 2008 2009 2010 2011 2012 1.175 1.393 3.330 4.270 2013 5.004 2014 5.691 2015 5.736 2016 4.774 1.120 AM 7.030 8.085 6.064 7.988 7.852 7.376 7.071 6.454 7.988 BA 13.871 14.079 RJ 1.324 15.600 1.370 14.928 1.198 17.684 1.360 16.090 1.537 15.263 1.411 17.861 1.114 19.244 1.123 1.600 AL 0 3.836 5.381 4.261 5.222 MA 580 823 3.109 5.206 6.303 8.947 649 SP 857 972 978 725 631 811 940 9.461 811 9.895 678 SE 1.175 1.393 3.330 4.270 5.004 5.691 5.736 1.120 4.774 AM 1.558 4.969 9.447 8.306 9.969 10.156 9.191 8.522 6.590 ES 1.788 1.459 1.284 1.126 966 998 840 696 RN 1.324 1.370 1.198 1.360 1.537 1.411 1.114 1.600 1.123618 AL 7.030 8.085 6.064 7.988 7.852 7.376 7.071 6.454 7.988 BA 26 14 18 67 CE 857 972 978 725 63165 81184 94073 811 55 678 93 SE 0 3.836 5.381 4.261 5.222 MA 34.489 1.459 28.192 1.284 34.520 1.126 39.993 966 46.477 998 52.484 840 56.076 696 56.257 618 56.624 TotalRN geral 1.788 1.175 1.393 3.330 4.270 5.004 5.691 5.736 1.120 4.774 AM 26 14 18 67 65 84 73 55 93 CE 1.324 1.370 1.198 1.360 1.537 1.411 1.114 1.600 1.123 AL Total geral 34.489 28.192 34.520 39.993 46.477 52.484 56.076 56.257 56.624 857 972 978 725 631 811 940 811 678 SE Est ado

2008

2009

2010

2011

2012

Disponibilidade por localização dos Produções estaduais campos produtores (inclui onshore e offshore)

2013

2014

1.788

1.459

1.284

1.126

966

998

840

696

618

Total geral

34.489 28.192 34.520 39.993 46.477

52.484

56.076 56.257 56.624

Incertezas com a reinjeção Uma incógnita que permanecerá rondando o mercado de gás, contudo, é a capacidade de reinjeção do energético nos projetos offshore. O plano do consórcio liderado pela Petrobras para o futuro campo que será delimitado em Libra, por exemplo, é reinjetar todo o gás produzido até encontrar uma solução que viabilize a exportação do energético. O desafio não é apenas vencer os altos custos de implantação de gasodutos offshore e unidades de processamento em terra – ainda mais em um horizonte de menores preços do petróleo –, mas lidar com a composição do gás desses reservatórios. Libra, por exemplo, tem teores de CO2 da ordem de 25% do volume de gás associado, que exigiriam o tratamento do gás nas plataformas. Paralelamente, a Petrobras e outras petroleiras desenvolvem cada vez mais soluções para lidar com o gás que não necessariamente contempla a sua comercialização, incluindo a ampliação da capacidade de reinjeção do energético nos campos. Lula é um caso exemplar: no maior campo produtor do país, o patamar de injeção chegou a 18 milhões de m³/dia em meados de 2016. Além da injeção para elevar a recuperação de petróleo, também há pesquisas na área de armazenamento de sal. Um método em estudo consiste na construção de cavernas na camada de sal do pré-sal. Com isso seria possível superar os gargalos que os volumes de gás associado impõem na capacidade de processamento das plataformas (que podem limitar a produção de petróleo) armazenando o gás em uma formação geológica artificial. Há estudos em desenvolvimento na Petrobras e, inclusive, trabalhos na ANP para regulamentar esse tipo de operação.

Cenários Gás 2017-2018 23

Oferta e Produção

Crescimento em terra A produção onshore mudou completamente de patamar na virada da década de 2010: em quatro anos a disponibilidade de gás – parcela entregue pelos campos, descontando injeção, consumo nas plantas e perdas – triplicou, alcançando mais de 15 milhões de m³/dia em 2014. Esse crescimento, contudo, não significou uma transformação nas estruturas da produção terrestre no Brasil, já que o crescimento foi proporcionado por sistemas isolados do grid nacional e, portanto, sem relação com os grandes consumidores de gás natural. Dos cerca de 10 milhões de m³/dia de gás adicionados naquele período, quase metade veio do Solimões, resultado da gestão feita pela Petrobras no polo de produção de petróleo leve e gás da região de Urucu, conectado apenas a Manaus. Outros 6 milhões de m³/dia (7,5 milhões de m³/dia no pico), foram acrescentados pela PGN (posteriormente Eneva), no Maranhão, graças à partida do primeiro projeto integrado de produção de energia elétrica gas-to-wire do Brasil, isto é, dos poços dos campos de Gavião até o complexo termoelétrico Parnaíba. O projeto foi um exemplo de uso inteligente da política estabelecida de expansão de infraestrutura nacional: dada a inexistência de planos de investimentos estruturantes em gasodutos que viabilizem a abertura de novas fronteiras produtoras, os investidores voltaram suas atenções à expansão do sistema integrado de transmissão de energia, que permitiu a interligação termelétrica da bacia. Por outro lado, tanto as bacias maduras – do Espírito Santo ao Rio Grande do Norte (Bacia Po-

Programa Reate tem meta ambiciosa de mais que triplicar a produção de petróleo em terra, chegando a 500 mil barris/dia em 2030 24 Cenários Gás 2017/2018

tiguar) –, quanto eventuais novas fronteiras, como a Bacia do Paraná, que se estende por diversos estados do Centro-Sul, seguem inexploradas ou, no melhor dos cenários, com a produção de gás estagnada. Futuramente, esses setores poderão ser beneficiados por políticas setoriais.

Reate para triplicar produção O Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás em Áreas Terrestres tem meta ambiciosa de mais que triplicar a produção de petróleo em terra, chegando a 500 mil barris/dia em 2030. Para o mercado de gás, isso poderá significar escala para os produtores e o fortalecimento da indústria onshore. O melhor dos cenários é criar um ambiente propício à proliferação de projetos e agentes no onshore, fomentando a demanda por gás que, para crescer, depende de preços competitivos e disponibilidade.

Produção de gás natural por operador (2016) Total Petrobras Statoil Brasil O&G Shell Brasil Chevron Frade Petro Rio OGX SHB Gran Tierra Petrosynergy Partex Brasil Nova Petróleo Rec UP Petróleo Petrogal Brasil Recôncavo E&P UTC EP Santana Alvopetro Parnaíba Gás Natural IPI Vipetro EPG Brasil Central Resources Egesa Leros Severo Villares Panergy Guto & Cacal Fonte: ANP/SDP

Produção (em mil m3) 37,890,450.3 35,592,654.1 32,050.5 203,081.8 93,732.2 8,741.2 6,216.3 3,425.1 6,522.1 6,581.2 222.2 905.9 1,572.0 1,031.2 380.2 3,499.2 588.1 169.6 1,926,290.1 190.2 13.3 87.0 1.4 2.6 1.2 1.5 2,489.7 0.4

Produção de gás natural, por localização e por estado (2007-2016) Produção de gás natural (milhões m3)

Estados

2007

Brasil Subtotal Subtotal Amazonas Maranhão Ceará Rio Grande do Norte Alagoas Sergipe Bahia Espírito Santo Rio de Janeiro São Paulo Paraná

Terra Mar Pré-sal Pós-sal Terra Terra Terra Mar

18.151,7 6.282,9 11.868,7 18.151,7 3.546,1 0,6 77,4

2008

2009

2010

2011

2012

2013

1.592,7 21.141,5 22.938,4 24.073,7 25.832,2 28.174,2 6.273,1 6.045,2 6.024,0 6.147,7 6.122,9 7.512,0 15.319,6 15.096,3 16.914,4 17.926,0 19.709,3 20.662,2 117,7 266,7 648,5 1.387,7 2.078,0 3.710,1 21.475,0 20.874,8 22.289,9 22.686,0 23.754,2 24.464,1 3.732,6 3.780,2 3.857,9 4.161,2 4.188,3 4.150,3 0,4 1.419,7 0,6 0,6 0,5 0,5 0,4 0,3 65,8 55,5 42,1 30,7 27,2 33,1

2016

16/15 %

1.894,9 35.126,4 37.890,5 8.507,5 8.388,9 8.700,2 23.387,3 26.737,6 29.190,2 6.250,7 10.614,3 14.459,0 25.644,2 24.512,1 23.431,5 4.703,8 5.060,2 5.106,2 1.968,4 1.565,3 1.926,3 0,4 0,4 0,5 32,4 27,1 36,9

7,87 3,71 9,17 36,22 -4,41 0,91 23,06 6,07 36,42

2014

2015

Terra

313,9

317,8

273,0

269,5

272,1

258,1

277,5

269,3

238,4

235,0

-1,41

Mar Terra Mar Terra Mar Terra Mar Terra Mar Mar Mar Mar

765,0 765,4 141,0 93,2 453,9 1.480,0 1.166,3 83,7 881,7 8.025,1 324,1 34,3

609,8 685,7 128,2 91,2 766,5 1.285,4 2.079,5 159,7 2.642,4 8.763,3 242,1 21,9

488,1 618,0 124,4 92,5 863,6 1.172,3 1.881,1 108,5 967,9 10.497,2 218,4 -

419,4 564,5 108,2 94,7 1.007,1 1.138,3 2.261,1 98,7 2.602,4 10.132,2 342,0 -

362,4 462,7 100,4 101,9 999,2 1.057,5 1.500,2 91,8 4.240,3 9.386,9 1.305,8 -

305,1 508,5 53,2 102,8 927,0 970,8 2.245,9 93,6 3.814,3 10.344,4 1.992,1 -

268,4 499,5 86,8 93,0 963,7 989,9 2.183,0 81,8 4.333,5 10.005,8 2.787,8 -

220,6 460,2 75,1 97,4 960,6 934,1 2.162,6 73,9 4.675,6 11.097,4 4.163,1 -

188,3 358,4 69,0 83,2 780,6 997,2 2.043,6 85,8 4.028,6 14.062,0 5.538,4 -

153,8 355,8 62,5 65,3 883,9 931,2 1.793,1 80,0 3.814,7 16.613,1 5.832,2 -

-18,33 -0,71 -9,48 -21,48 13,23 -6,62 -12,26 -6,77 -5,31 18,14 5,30 ..

Fonte: ANP/SDP Nota: O valor total da produção inclui os volumes de reinjeção, queimas, perdas e consumo próprio.

Prospecção de óleo e gás onshore

Cenários Gás 2017-2018 25

Oferta e Produção

Necessidade menor de disponibilidade externa A importação de gás boliviano para o Brasil caiu 13% entre 2014 e 2016, período em que a regaseificação de gás natural liquefeito (GNL) no país foi reduzida em 81%. As quedas recentes tanto na importação do gás da Bolívia quanto na regaseificação de GNL são fruto da menor demanda termelétrica e do aumento da produção nacional, impulsionada pelo pré-sal. A disponibilidade de gás natural no Brasil é dividida entre a produção nacional, o gás importado da Bolívia e da Argentina, e o GNL comprado de outros mercados e regaseificado. Desde 1999 a Petrobras tem um contrato de importação de gás natural com a estatal boliviana YPFB, executado por meio do Gasbol, gasoduto que conecta a Bolívia e o Brasil e atende principalmente as distribuidoras do sul do país e a Comgás (SP). O acordo, com vencimento em dezembro de 2019, prevê uma importação máxima de cerca de 30 milhões de m³/dia. A operação do gasoduto atualmente é executada pela TBG, companhia formada entre Petrobras (51%), BBPP (29%), YPFB (12%) e GTB-TBG (8%). Nos últimos dez anos,

o recorde de importação do gás boliviano foi em 2014, quando houve uma média de 32,8 milhões de m³/dia. Dali em diante, no entanto, o volume começou a cair progressivamente, fechando 2016 com uma média de 28,4 milhões de m³/dia. Já o volume de gás importado da Argentina sempre foi baixo. Na última década, atingiu um pico de 0,46 milhões de m³/dia em 2007, repetido em 2015. Desde janeiro de 2016, no entanto, a importação do gás argentino está zerada. Mesmo com a queda, um estudo técnico encomendado pela Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e Consumidores Livres (Abrace) indicou que o Brasil ainda dependerá do gás boliviano para complementar a oferta nacional pelo menos até 2025, caso mantidas as atuais condições de oferta doméstica e do despacho térmico. A diminuição atingiu ainda mais fortemente a média anual de regaseificação de GNL, que, após um pico de 19,9 milhões de m³/dia em 2014, caiu para 17,9 milhões de m³/dia em 2015. Em 2016, o volume sofreu novamente uma forte diminuição, caindo para 3,8 milhões de m³/dia.

Importações pelo Gasbol

Regaseificação de GNL - médias anuais (milhões de m³/dia)

(Médias anuais de importação em milhões de m³/dia e dispêndio em bilhões de dólares)

19,9 17,9 14,6 27,5

28,4

8,5

7,7

$2,2B $1,6B

$1,6B

2007

2008

2009

$1,3B 2010

26 Cenários Gás 2017/2018

2011

2012

2013

2014

2015

1,6

0,75

$2,5B

$1,4B

2006

3,8

$3,7B

2016

2011

$2,9B

2010

$2,9B

2009

$3,9B $3,3B

2016

26,8

2015

26,9

32,0

2014

22,4

32,8

2013

27,8

31,8

2012

25,5

30,5

Dispêndio com importação e valores médios do gás natural importado (2007-2016) Especificação Gás Natural Dispêndio (106 US$) Valor médio (US$/mil m3) Gás Natural Liquefeito (GNL) Dispêndio (106 US$) Valor médio (US$/mil m3)1

Dispêndio com importação e valores médios do gás natural importado 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2016

16/15 %

1.783,02 172,54

3.002,71 265,42

1.605,83 198,05

2.331,98 237,46

2.934,11 299,53

3.625,57 359,62

4.045,90 347,35

3.961,07 328,75

2.586,67 218,22

1.321,31 127,43

-48,92 -41,60

26,27 756,57

102,91 236,68

823,56 291,35

296,45 432,34

1.623,18 541,49

2.915,51 599,20

3.147,56 588,40

2.686,41 370,13

771,83 261,46

-71,27 -29,36

Fonte: ANP/SCM. Notas: 1. Dólar em valor corrente. 2. O dispêndio foi calculado com base nas licenças de importação deferidas pela ANP no Siscomex. 1O cálculo do valor médio do GNL considera o volume equivalente na forma gasosa.

Importação de gás natural, segundo países de procedência (2007-2016) Países Total (a)+(b) Gás Natural (a) Argentina Bolívia Gás Natural Liquefeito (GNL)1 (b) Abu Dhabi Angola Argélia Bélgica Catar Egito Emirados Árabes Espanha Estados Unidos França Guiné Equatorial Holanda Nigéria Noruega Peru Portugal Reino Unido Trinidad e Tobago

2007

2008

10.334 10.334 166 10.168 -

11.348 11.313 135 11.178 35 35

Importação de gás natural (milhões m3) 2009 2010 2011 2012 2013 2014 8.543 8.108 8.108 435 75 360

12.647 9.820 9.820 2.827 32 79 635 88 89 869 154 880

10.481 9.796 9.796 686 295 166 225

13.143 10.082 10.082 3.061 214 1.078 27 133 77 451 168 67 846

16.513 11.648 59 11.589 4.866 87 75 128 302 75 703 57 851 398 6 2.184

17.398 12.049 67 11.981 5.349 89 35 170 455 71 465 285 1.505 576 221 1.479

2015

2016

16/15 %

19.112 11.854 169 11.684 7.258 80 78 1.366 62 372 92 131 176 147 1.829 823 250 89 1.764

13.321 10.369 10.369 2.952 91 81 655 266 162 1.095 252 75 273

-30,30 -12,53 ,, -11,26 -59,33 ,, ,, ,, 4,43 -52,01 ,, ,, ,, 190,52 ,, -7,84 ,, -40,12 -69,33 ,, ,, -15,42 -84,51

Fonte: ANP/SCM. Nota: O Brasil começou a importar gás natural em julho de 1999 e GNL em novembro de 2008. 1Refere-se às importações de GNL, em volume, na forma gasosa.

Importação de gás boliviano x GNL (milhões de m³/dia)

Fonte: MME

Cenários Gás 2017-2018 27

Infraestrutura e Transporte

Potencial para crescer O Brasil vai precisar ampliar toda a infraestrutura e rede de gás para atender o crescimento esperado da demanda

Brasil tem muito o que crescer em termos de rede de gasoduto, unidades de tratamento de gás e outras estruturas de armazenamento e transporte para atender o crescimento esperado desse mercado. Para um país de dimensões continentais, com grandes reservas de gás e produção abundante do Pré-Sal, uma rede de 9.410 km de gasodutos, 18 UPGNs e 3 terminais de regaseificação constituem uma infraestrutura ínfima – só na Argentina, país com 43 milhões de habitantes e 2,8 milhões de km², são quase 16.000 km de rede. Mas essa condição ao mesmo tempo abre um grande potencial de investimento, desde que solucionadas questões regulatórias que atraiam o investidor. A ca-

pacidade existente hoje atende as regiões que têm acesso ao gás, mas se a demanda crescer nestas regiões, haverá necessidade de expandir, principalmente no Sul. Um modelo de negócio mais adequado para a área do gás, que promova uma diversificação de agentes e, consequentemente, maior competitividade, faz parte do programa Gás para Crescer. Hoje o estado atua em 96% da malha de transporte, já que a Petrobras possui 100% de participação na transportadora TAG (Transportadora Associada de Gás S/A) e 51% na TBG (Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S/A) – as outras transportadoras atuantes são Gasocidente (GasOcidente do Mato Grosso Ltda) e TSB (Transportadora Sulbrasileira de Gás).

Marcus Almeida

Terminal de GNL da Baía de Guanabara

De acordo com estudo publicado pelo Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas (FGV/Ceri), baseado em acompanhamento do MME, a malha de transporte de gás natural se mantém estagnada desde 2012, sendo que nenhum gasoduto foi construído sob o regime de concessão estabelecido pela Lei n.º 11.909/09 (Lei do Gás). Além dos 64 gasodutos de transporte (9.410 km), estão em operação no Brasil 254 dutos de escoamento (4.650 km) e 5 dutos de transferência (30 km). Os dutos de distribuição somam 31.807 km, segundo a Abegás. (ver as definições em Glossário) Para que seja ampliada a rede de transporte, o MME deve propor o projeto, seja por iniciativa própria ou por provocação de terceiros. Essa regra foi estabelecida pela Lei do Gás, que adotou o regime de concessão para construção e operação dos gasodutos. Antes da lei já era permitido a qualquer interessado construir e operar instalações de

transporte de gás natural, desde que autorizado pela ANP, conforme estipulado pela lei 9478/97 (Lei do Petróleo), que acabou com o monopólio da Petrobras. A Lei do Petróleo já estabelecia o livre acesso às instalações de transporte de gás, desde que negociado entre as partes. Caberia à ANP intervir em caso de conflito. Com a Lei do Gás foi mantido o regime de autorização para os gasodutos existentes, os que haviam iniciado o processo de licenciamento ambiental e para novos gasodutos que envolvam acordos internacionais. E agora compete à ANP definir as tarifas para os gasodutos concedidos e aprovar para os autorizados. Caso as mudanças na regulação destravem o crescimento do setor de gás, já estariam autorizados mais de 5.000 km de novos gasodutos, dentre eles gasoduto Meio- Norte e o Brasil-Central, ambos com participação da Termogás. Com eles, será possível levar o gás para regiões não atendidas, desde que baseadas em uma demanda âncora.

Cenários Gás 2017-2018 29

Infraestrutura e Transporte

Evolução das Malhas de Transporte e Distribuição (em km)

Até 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 1999

Gasoduto de Transporte 4.001 5.431 5.431 5.713 5.715 5.734 5.759 5.759 6.421 7.175 7.696 9.295 9.489 9.430 9.409 9.409 9.409 9.409 Fonte: MME Gasoduto de Distribuição 3.968 5.211 7.348 8.754 9.356 10.984 12.913 13.736 15.223 16.321 18.148 19.333 20.946 22.812 24.993 27.324 30.021 31.807 Fonte: ABEGAS

Fonte: MME. Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural - Dez/2016

Arranjo Institucional da Regulação do Transporte de Gás Natural MME • Responsável pelo planejamento e desenvolvimento do setor; • Propõe, por iniciativa própria ou por provocação de terceiros, os gasodutos de transporte que deverão ser construídos ou ampliados; Elabora o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (PEMAT); • Estabelece diretrizes para o processo de contratação de capacidade de transporte.

Fonte: FGV Ceri

30 Cenários Gás 2017/2018

ANP • Promove a regulação e a fiscalização das atividades integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis; • Responsável pela licitação e autorização de gasodutos; • Define os critérios para fixação da tarifa de transporte de gás natural; • Aprova (autorizados) e determina (concedidos) as tarifas dos gasodutos de transporte de gás natural.

EPE • Realiza estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético; • Especificamente, elabora estudos para subsidiar o MME na elaboração do PEMAT.

Infraestrutura e Transporte

Capacidade supera 100 milhões de m³/dia Novas UPGNs vão elevar processamento de gás no país O Brasil chegou ao final de 2016 com capacidade para processar mais de 100 milhões de m³/dia de gás natural. Somente nas UPGNs, que são 18 das 40 unidades de processamento em operação no país, a capacidade de processamento é de 43,4 milhões de m³/dia. O volume de capacidade das UPGNs cresceu pouco em relação ao começo do século. Em 2002, o país contava com 16 UPGNs em operação, com capacidade de processamento de 30,3 milhões de m³/dia. Na época, a produção de gás brasileira era de apenas 40 milhões de m³/dia, menos da metade do volume de 111,8 milhões de m³/dia alcançado em dezembro de 2016. Apesar do baixo número de novas UPGNs em 14 anos, o país hoje conta com outras 22 unida-

des de separação e tratamento do gás por meio de técnicas como turboexpansão, fracionamento de condensado e refrigeração simples. Já há previsão de instalação de duas novas UPGNs no país, ambas no Rio de Janeiro. Uma das unidades fará parte do projeto do Comperj, em Itaboraí, e a outra integrará o projeto de um hub de gás no Porto do Açu, em São João da Barra. O país pode receber ainda outros quatro novos projetos de unidades do tipo, já que há projetos para geração integrada de energia no modelo gas-to-wire da Eneva sendo estudados nos campos de Azulão (Amazonas), Cardeal do Nordeste (Bahia), Oeste de Canoas (Maranhão) e Barra Bonita (Paraná).

UPGNs em operação Unidade UPGN Lubnor (CE) UPGN Cabiúnas (RJ) UPGN Urucu (AM) UPGN Guamaré III (RN) UPGN Pilar (AL) UPGN Santiago (BA) UPGN Guamaré II (RN) UPGN U-2600 Reduc (RJ) UGN RPBC (SP) UPGN Guamaré (RN) UAPO - Sul Capixaba (ES) UPGN U-2500 Reduc (RJ) UPGN Urucu IV (AM) URGN Cabiúnas (RJ) UPGN Atalaia (SE) UPGN Candeias (BA) UAPO Caraguatatuba (SP) UPGN Urucu III (AM) UPGN Cacimbas (ES) UPGN II Cacimbas (ES) UPGN III Cacimbas (ES) URL Cabiúnas (RJ) URL Cabiúnas II (RJ) URL Cabiúnas III (RJ) DPP Cacimbas (ES) Estação de Tratamento e Processamento de Gás (EPGVB) Eneva (MA) Est.Tratamento São Francisco (BA) UPGN Urucu II (AM) UAPO I Caraguatatuba (SP) UAPO II Caraguatatuba (SP) UTG Eneva Santo Antônio dos Lopes (MA) UPCGN - Sul Capixaba (ES) UPCGN Cabiúnas (RJ)* UPCGN Cabiúnas II (RJ)* UPCGN Cabiúnas III (RJ)*

Início 1987 1987 1993 2006 2003 1962 2001 1987 1993 1985 2010 1983 2014 1997 1981 1972 2011 2004 2008 2010 2010 2002 2004 2009 2008 2016 2007 2000 2011 2011 2016 2010 1987 2007 2009

Processo Absorção Refrigerada Absorção Refrigerada Absorção Refrigerada Turbo Expansão Turbo Expansão Absorção Refrigerada Turbo Expansão Turbo Expansão Joule Thompson Absorção Refrigerada Refrigeração Simples Absorção Refrigerada Turbo Expansão Refrigeração Simples Absorção Refrigerada Absorção Refrigerada Refrigeração Simples Turbo Expansão Turbo Expansão Turbo Expansão Turbo Expansão Turbo Expansão Turbo Expansão Turbo Expansão Refrigeração Simples Refrigeração Simples Turbo Expansão Refrigeração Simples Refrigeração Simples Fracionamento de condensado Fracionamento de condensado Fracionamento de condensado Fracionamento de condensado

Capacidade de processo

(mil m³/dia)¹ 350 580 706 1.500 1.800 1.900 2.000 2.000 2.300 2.300 2.500 2.500 2.500 2.800 2.900 2.900 3.000 3.000 3.500 3.500 3.500 4.500 4.500 4.860 5.500 5.500 6.000 6.000 7.500 7.500 8.400 0,1* 1,5* 1,5* 1,5*

UPCGN Cacimbas (ES)

2008

Fracionamento de condensado

1,5*

UPCGN II Cacimbas (ES)

2010

Fracionamento de condensado

1,5*

UPCGN III Cacimbas (ES)

2010

Fracionamento de condensado

1,5*

UPCGN - Caraguatatuba (SP)

2011

Fracionamento de condensado

4,3*

UFL Reduc (RJ)*

2002

Fonte: ANP, MME e Petrobras

32 Cenários Gás 2017/2018

5,35*

Produção de gás natural seco, GLP, C5+, etano e propano em polos produtores (2007-2016) Produtos Gás seco1 Etano1

Produção de gás natural seco, GLP, C5+, etano e propano em polos produtores (mil m3) 16/15 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

2.144.581

5.207.091

12.891.650

14.369.384

15.886.738

17.282.423

17.323.331

18.412.306

19.430.202

19.323.758

-0,55

243.141

222.324

205.292

268.388

304.271

281.013

252.131

233.281

214.925

300.352

39,75

Total de líquidos2

3.607

3.824

3.538

3.471

3.230

3.451

3.607

3.849

3.925

4.069

3,67

GLP

2.926

3.100

2.816

2.546

2.377

2.330

2.567

2.616

2.652

2.687

1,29

C5+

681

724

722

924

853

1.121

1.040

1.233

1.273

1.383

8,62

Propano

657

609

557

686

331

772

810

653

663

936

41,07

Fonte: Petrobras/Abast. 1 Volume no estado gasoso. 2Volume no estado líquido.

Volumes de gás natural processado e produção de gás natural seco, GLP, C5+, etano e propano, segundo polos produtores (2016) Polos produtores (UF)

Volume de gás natural processado e produção de gás natural seco, GLP, C5+, etano e propano Produtos obtidos Gás natural processado 2 1 2 GLP (m³)² C5+ (m³) Etano (mil m³) Propano (m³) Gás seco (mil m³)¹ (mil m³)¹

Total Atalaia (SE)3 Candeias (BA)4

21.151.424

2.678.384

1.338.125

300.352

935.619

409.392

74.791

27.096

19.323.758 384.761

1.462.575

98.621

64.332

1.400.863

Cabiúnas (RJ)5

5.903.636

254.994

149.672

300.352

935.223

5.021.505

Cacimbas (ES)6

2.869.385

705.893

188.990

2.482.857

Guamaré (RN)7

534.834

122.326

33.882

495.698

Alagoas (AL)

511.225

72.990

22.040

488.240

Reduc (RJ)8

116.980

419.782

307.353

73.738

RPBC (SP)9

274.031

265.125

423.789

25.572

416.203

Urucu (AM)11

Sul Capixaba (ES)10

4.440.281

772.079

148.773

346

4.144.661

Caraguatatuba (SP)12

4.205.297

156.909

370.415

4.150.107

Fonte: Petrobras/Abast. 1Volumes no estado gasoso. 2Volumes no estado líquido. 3Inclui os volumes processados nas UPGNs Atalaia e Carmópolis. O LGN produzido na UPGN de Carmópolis é fracionado em GLP e C5+ na UPGN Atalaia. 4Inclui os volumes processados nas UPGNs Catu e Candeias. O LGN produzido nestas UPGNs é fracionado na Rlam e as parcelas de GLP e C5+ estão contabilizadas na produção desta refinaria. 5Inclui os volumes processados nas UPCGNs, URLs, URGN e UPGN Cabiúnas. O LGN produzido na URGN é fracionado nas UPCGNs. O LGN produzido nas URLs é fracionado nas UFLs Reduc e as parcelas de GLP e C5+, etano e propano estão contabilizadas na produção desta refinaria. 6Inclui os volumes processados nas UPGNs, UPCGNs e UAPO Cacimbas. 7Inclui os volumes processados nas UPGNs Guamaré I, II e III. 8Inclui os volumes processados nas UPGNs Reduc I e II e as parcelas de GLP e C5+ estão contabilizadas na produção da Reduc. 9O LGN produzido nesta UGN é misturado ao Condensado indo fazer parte de carga de destilação da RPBC. 10Inclui os volumes processados na Uapo Sul capixaba. 11Inclui os volumes produzidos nas UPGNs Urucu I, II, III e IV. 12Inclui os volumes processados nas unidades Uapo I - UTGCA, Uapo II - UTGCA, Uapo/DPP - UTGCA e UPCGN - UTGCA.

Evolução da capacidade de processamento de gás natural, segundo polos produtores (2007-2016) Polos produtores

2008

53.036

62.036

Capacidade de processamento (mil m3/dia)1 2009 2010 2011 2012 2013

2014

2015

2016

90.396

96.390

95.350

95.650

Urucu 9.706 9.706 9.706 9.706 9.706 9.706 9.706 Lubnor 350 350 350 350 350 350 350 Guamaré 5.700 5.700 5.700 5.700 5.700 5.700 5.700 Pilar 1.800 1.800 1.800 1.800 1.800 1.800 1.800 Atalaia 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 Candeias 2.900 2.900 2.900 2.900 2.900 2.900 2.900 Santiago² 4.400 4.400 4.400 4.400 4.400 4.400 4.400 Estação Vandemir Ferreira 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000 Cacimbas 9.000 9.000 16.000 16.000 16.000 16.000 Sul Capixaba 2.500 2.500 2.500 2.500 Reduc 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 Cabiúnas 12.380 12.380 17.240 17.240 17.240 17.240 17.240 RPBC 2.300 2.300 2.300 2.300 2.300 2.300 2.300 Caraguatatuba 14.000 14.000 14.000 Fonte: ANP/SRP, conforme a Resolução ANP n° 17/2010. 1Volume no estado gasoso. 2Inclui as UPGNs de Catu e Bahia até 2013. A partir de 2014 inclui somente Catu.

12.200 350 5.700 1.800 3.000 2.900 1.900 6.000 16.000 2.500 4.500 17.240 2.300 20.000

12.200 350 5.700 1.800 3.000 2.900 1.900 6.000 16.000 2.500 4.500 16.200 2.300 20.000

12.200 350 5.700 1.800 3.000 2.900 2.000 6.000 16.000 2.500 5.000 15.900 2.300 20.000

Total

2007

66.896

76.396

90.396

Cenários Gás 2017-2018 33

Infraestrutura e Transporte

Crescimento do GNL Volume regaseificado no Brasil cresceu mais de 600% desde 2009

Malha ainda pequena Brasil tem 9.000 km de gasodutos com vazão máxima de cerca de 300 milhões de m3/dia, inferior à demanda potencial do país

No começo de 2017, o Brasil tinha 64 gasodutos de transporte em operação, distribuídos por 14 estados. A maior parte da malha está A média mensal de GNL regaconcentrada no Rio de Janeiro e no Amazonas, com 11 dutos cada. seificado no Brasil saltou de 393,4 Grande parte é operada por subsidiárias da Petrobras. Do tomil m³/dia em janeiro de 2009 para tal, 42 gasodutos são operados pela Transportadora Associada de 2,5 milhões de m³/dia em março de Gás (TAG), 16 pela Nova Transportadora Sudeste (NTS), três pela 2017, crescimento de mais de 600%. Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia (TBG), dois pela TransAtualmente, o Brasil conta com três portadora Sulbrasileira de Gás (TSB) e um pela Gasocidente. terminais de regaseificação de GNL, Entre 1998 e setembro de 2016, apenas 16 empresas receberam sendo um na Bahia, um no Rio de autorização da ANP para construção ou operação de gasodutos no Janeiro e um no Ceará. Brasil. No período foram concedidas 216 autorizações para construOs terminais são operados pela ção de gasodutos e 230 autorizações para operação. Destas, no enPetrobras e atendem principalmente a demanda das termelétricas das re- tanto, três foram revogadas (duas de construção e uma de operação). A companhia com o maior número de autorizações é o Congiões onde estão instalados. O cenário no mercado pode mudar em bre- sórcio Malhas Sudeste Nordeste, formado pela Nova Transporve, já que a Petrobras estuda reduzir tadora Sudeste, Transpetro, Transportadora Associada de Gás e sua participação no mercado, com a Nova Transportadora do Nordeste, todas com participação da Pepossibilidade de venda ou comparti- trobras. A própria petroleira recebeu, sozinha, 48 autorizações, sendo que a Transpetro teve outras 37. lhamento de capacidade. No entanto, o cenário começou a mudar ao final de 2015, Entre os novos projetos no segmento no momento estão os estudos quando a Petrobras anunciou a venda de participações nas soconduzidos pelas empresas sul-core- ciedades de transporte. A companhia fechou um contrato com a anas Kogas e Posco para a viabilida- Brookfield para a compra de 90% da NTS por US$ 5,1 bilhões. Entre os novos projetos de gasodutos esperados para os próximos de de um terminal equipado para 12 milhões de m³/dia de capacidade de anos estão o Rota 3, que ligará o pré-sal da Bacia de Santos ao Comperj, e o Rota 4, que levará gás do pré-sal de Santos para o estado de São Paulo. regaseificação em Pecém, no Ceará. Estas foram as últimas autorizações para construção emitidas Também estão em estudo projetos baseados no modelo de afreta- pela ANP. As autorizações para construção ficaram paradas por mento de um FSRU e instalação de quase três anos, entre dezembro de 2013 e novembro de 2016, usinas termelétricas em Pontal do pois pela Lei do Gás, de 2009, novos empreendimentos, bem Paraná (PR), Rio Grande (RS), Sua- como a ampliação de existentes, estão sujeitos ao regime de conpe (PE), Barra dos Coqueiros (SE) e cessão, cujas propostas são de atribuição do MME. Apenas um gaSão João da Barra (RJ). soduto foi proposto pelo MME, o Itaboraí-Guapimirim, que teve o processo de licitação cancelado em agosto de 2016. A última autorização da ANP para novos gaTerminais de GNL existentes no Brasil sodutos foi emitida em fevereiro de 2014 para insTerminal de Capacidade de Volume aproximado Conclusão Início de regaseificação UF regaseificação de armazenamento das obras operação talações de terminais de GNL na Bahia, projeto da de gás natural (milhões de m³/dia) (mil m³ de GNL) Baía de Guanabara RJ 20 171 Jan-09 Apr-09 Petrobras que tem um gasoduto de 43 km com Porto de Pecém CE 7 127 Dec-08 Jan-09 TRBahia BA 14 136 Jan-14 Jan-14 capacidade de despacho de 14 milhões de m³/dia. Fonte: MME

34 Cenários Gás 2017/2018

MAPA DO MERCADO DE GÁS 2017 Uma série de mudanças vem abrindo novas perspectivas de investimento no setor de gás natural no Brasil. Confira: • Plano de desinvestimento da Petrobras. • O programa federal Gás pra Crescer que busca estimular a concorrência, com acesso a gasodutos, UPGNs e terminais de GNL. • No segmento da distribuição, diversos projetos com investimentos superiores a R$ 1,3 bilhão em 2017. • Pelo lado da oferta, o aumento da produção no pré-sal exigirá sistemas de escoamento que movimentarão a cadeia produtiva.

85cm x 115 cm

NO MAPA DO MERCADO DE GÁS VOCÊ SE ATUALIZA SOBRE: • Infraestrutura de gás no país

• Terminais de GNL

• Produção e uso do gás natural

• Gasodutos de transporte em operação e em projeto

• Produção de gás por empresa

• Concessões das distribuidoras e seus principais indicadores de mercado.

ADQUIRA O SEU EM: loja.editorabrasilenergia.com vendas@brasilenergia.com.br • 21 3503-0303

Infraestrutura e Transporte

Gasodutos em operação no Brasil Nome

Origem

Gasalp Pilar Pilar-Ipojuca Pilar Anamã (Trecho B2) (Ramal) ERP Anamã - Km 475,1 (Coari-Manaus) Anori (Trecho B1) (Ramal) ERP Anori - Km 441,9 (Coari-Manaus) Aparecida (Ramal) ERP Iranduba - Km 634,5 (Coari-Manaus) Caapiranga (Trecho B2) (Ramal) ERP Caapiranga - Km 511,9 (Coari-Manaus) Coari (Trecho AeB1) (Ramal) ERP Coari - Km 279,9 (Coari-Manaus) Codajás (Trecho B1) (Ramal) ERP Codajás - Km 407,9 (Coari-Manaus) Garsol Urucu Gascom Coari Iranduba (Trecho B2) (Ramal) ERP Iranduba - Km 634,5 (Coari-Manaus) Manacapuru (Trecho B2) (Ramal) ERP Manacapuru - Km 577,7 (Coari-Manaus) Maua (Ramal) ERP Manaus - UTE Mauá Candeias-Aratu UPGN-S Candeias Candeias-Camaçari 12 UPGN Candeias Candeias-Camaçari 14 UPGN-S Candeias Catu-Itaporanga Catu Santiago-Camaçari 14 UPGN Santiago Santiago-Camaçari 18 UPGN Santiago Lateral Cuiabá San Matías GNL Pecém Pier Pecém Ramal Aracati Aracati Ramal Termofortaleza Pecém Aracruz-Vitória Aracruz Cacimbas-Vitória Cacimbas Gascac Cacimbas Gascav-UTG-Sul Capixaba XV-41- Km 220,46 (GASCAV) Gasvit Serra Lagoa Parda-Aracruz Lagoa Parda Gasbol Trecho Norte Corumbá Santa Rita-São Miguel de Taipu Santa Rita Ramal Petroflex Cabo Ramal Termopernambuco Ipojuca Variante Nordestão Km 382 (Nordestão) Gasbel Reduc Gasbel II Tevol Gascav Cabiúnas Gasduc III Tecab Gasjap Japeri Gaspal I Esvol Gasvol Reduc Ramal Campos Elíseos Anel Reduc Ramal Campos Elíseos II/Ramal de 16” Campos Elíseos Ramal GNL Pier de GNL Ramal Tevol Esvol Gasfor Guamaré Gasmel Açu Nordestão Guamaré Uruguaiana-Porto Alegre (Trecho I) Leito do Rio Uruguai Uruguaiana-Porto Alegre (Trecho III) Copesul Atalaia-Fafen Atalaia Atalaia-Itaporanga Atalaia Carmópolis-Pilar Carmópolis Fafen-Sergás Riachuelo Gaseb Atalaia Itaporanga-Carmópolis Itaporanga Gasan I Recap Gasan II ECGM Gasbol Paulínia-Guararema Paulínia Gasbol Trecho Sul Paulinia Gascar Campinas Gaspaj Replan Gaspal II Terminal de Guararema Gastau UTGCA Fonte: Banco de dados Brasil Energia, ANP e empresas

36 Cenários Gás 2017/2018

Município

Pilar Pilar Anamã Anori Iranduba Caapiranga Coari Codajás Coari Coari Iranduba Manacapuru Manaus Candeias São Francisco do Conde Candeias Catu Pojuca Pojuca San Matias S.Gonçalo Amarante Aracati S.Gonçalo Amarante Aracruz Linhares Linhares Anchieta Serra Linhares Corumbá Santa Rita Cabo Ipojuca Recife Duque de Caxias Volta Redonda Macaé Macaé Japeri Volta Redonda Duque de Caxias Duque de Caxias Duque de Caxias Rio de Janeiro Volta Redonda Guamaré Açu Guamaré Divisa Brasil-Argentina Triunfo Aracaju Aracaju Carmópolis Riachuelo Aracaju Itaporanga Capuava Mauá Paulínia Paulinia Campinas Paulínia Guararema Caraguatatuba

AL AL AM AM AM AM AM AM AM AM AM AM AM BA BA BA BA BA BA Bolívia CE CE CE ES ES ES ES ES ES MS PB PE PE PE RJ RJ RJ RJ RJ RJ RJ RJ RJ RJ RJ RN RN RN RS RS SE SE SE SE SE SE SP SP SP SP SP SP SP SP

Destino

Cabo Porto de Suape PE Anamã PE Anori PE Aparecida PE Caapiranga PE Coari PE Codajás Coari Manaus PE Iranduba PE Manacapuru PE Mauá Aratu Camaçari Camaçari Itaporanga Camaçari Camaçari Cuiabá Gasfor Aracati Termofortaleza Vitória Vitória Catu PE Anchieta Viana Aracruz Replan São Miguel de Taipu Petroflex Ipojuca Km 403 (Nordestão) Regap São Brás do Suaçuí Vitória Anel Campos Eliseos Reduc Recap Esvol Anel Campos Eliseos Ramal de 16” Anel Reduc Tevol Pecém Serra do Mel Cabo Uruguaiana Refap Fafen Itaporanga Pilar Fafen/SE Catu Carmópolis RPBC ESB Guararema Canoas Japeri Jacutinga ECGM Taubaté

Município

Cabo Ipojuca Anamã Anori Iranduba Caapiranga Coari Codajás Coari Manaus Iranduba Manacapuru Manaus Aratu Camaçari Camaçari Itaporanga Camaçari Camaçari Cuiabá S.Gonçalo Amarante Aracati Caucaia Vitória Vitória Catu Anchieta Viana Aracruz Paulínia São Miguel de Taipu Cabo Ipojuca Jaboatão dos Guararapes Betim São Brás do Suaçuí Vitória Duque de Caxias Duque de Caxias Capuava Volta Redonda Duque de Caxias Duque de Caxias Duque de Caxias Volta Redonda S.Gonçalo Amarante Serra do Mel Cabo Uruguaiana Canoas Laranjeiras Itaporanga Pilar Laranjeiras Pojuca Carmópolis Cubatão S.B. do Campo Guararema Canoas Japeri Jacutinga Mauá Taubaté

UF PE PE AM AM AM AM AM AM AM AM AM AM AM BA BA BA SE BA BA MT CE CE CE ES ES BA ES ES ES SP PB PE PE PE MG MG ES RJ RJ SP RJ RJ RJ RJ RJ CE RN PE RS RS SE SE AL SE BA SE SP SP SP RS RJ MG SP SP

Diâmetro (“) 12 24 3 3 14 3 4 3 18 20 3 3 14 12 12 14 26 14 18 18 20 4 10 8 26 e 16 28 10 8 8 32 8 4 16 12 16 18 28 38 28 22 18 20 16 28 14 12 e 10 14 12 24 24 14 14 26 8 14 26 12 22 24 24 a 16 28 14 22 28

Comprimento (km) 204 189 23,70 27,50 17,80 7,10 25,80 19,10 280 384 7,60 8,00 4 22 37 42 196 32 32 283 19 6 2 62 129 946 9,7 43 38 1.264 25 1,6 11 32 357 267 302 180 45,3 325 95 2,4 2,7 16 5,5 383 31 427 25 25 29 29 177 22 225 68 37 38 153 1.176 453 93 54 98

Capac de vazão (m³/dia) 2,6 milhões 15 milhões N.I. N.I. N.I. N.I. N.I. N.I. 6,85 milhões 6,85 milhões N.I. N.I. NI 1,7 milhão 1,0 milhão 3,2 milhões 12 milhões 1,0 milhão 2,9 milhões 2,8 milhões 7 milhões N.I. 1,54 milhão 659 mil 20 milhões 20 milhões 2 milhões N.I. 658 mil 30 milhões 450 mil N.I. 2,8 milhões 2,72 milhões N.I. 5 milhões 20 milhões 40 milhões 25,3 milhões N.I. N.I. 14,7 milhões 14,7 milhões 20 milhões N.I. 2 milhões 2,74 milhões 1,9 milhão 15 milhões 12,2 milhões 1,5 milhão 1,5 milhão 10 milhões 1,8 milhão 1,0 milhão 12 milhões N.I. 7,1 milhões 9,3 miilhões 12,5 milhões 5,8 milhões 1,25 milhão 12 milhões 20 milhões

Início 2006 2010 2014 2014 2011 2014 2014 2014 2009 2009 2014 2014 2014 1970 1981 2003 2007 1975 1992 2001 2009 2006 2006 1983 2007 2010 2010 1996 1983 1999 2005 2008 2006 2010 1996 2010 2008 2010 2009 1988 1986 2009 1982 2009 1986 1999 2007 1986 2000 2000 1980 2007 2007 2009 1974 2007 1996 2011 1999 2000 2008 2010 2011 2010

Transportador TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG Gasocidente TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TAG TBG TAG TAG TAG TAG NTS NTS TAG NTS NTS NTS NTS NTS NTS NTS NTS TAG TAG TAG TSB TSB TAG TAG TAG TAG TAG TAG NTS NTS TBG TBG NTS NTS NTS NTS

Cenários Gás 2017-2018 37

Distribuição e Mercado

Expectativas de virada com cautela Enquanto a demanda industrial não se recupera e não se decide sobre as térmicas na base do setor elétrico, as distribuidoras colhem bons resultados no mercado entre residências, comércio e serviços

ltimo elo da cadeia de gás natural antes do consumidor final, a distribuição sempre teve sua expansão atrelada à demanda sustentável da indústria, como âncora aos pesados investimentos no lançamento de novas redes. Com a crise econômica, algumas distribuidoras aumentaram o interesse sobre os segmentos de menor consumo ao longo

das redes existentes, até mesmo como forma de se cacifar para as expansões dos novos gasodutos. Os magros números alcancados nos últimos anos e o particular agravamento da crise em 2015 e 2016 levaram a maioria das indústrias a reduzir a produção e muitas a fecharem as portas, com impacto direto sobre as vendas de gás natural. A demanda da indústria pelo GN, de 28,8 mi-

Termelétrica a gás natural Macaé Merchant

Cenários Gás 2017-2018 39

Distribuição e Mercado

lhões de m³/dia em 2015, fechou a 26,2 milhões de m³/dia no ano seguinte, queda de 9%, de acordo com dados da Abegás. O volume de vendas para residências e comércio, por outro lado, foi positivo no período. No primeiro caso, o consumo de gás no país subiu de 969 mil m³/d, em 2015, para 1,1 milhão de m³/ dia em 2016, aumento de 15%.

Um levantamento da Brasil Energia apontou que 12 das principais distribuidoras já traçaram planos para agregar quase 650 km de novos gasodutos no país nos próximos anos, ancorados nos mercados residencial e comercial, segmentos menos afetados pela crise. Os planos somados resultam em investimentos de R$ 1,5 bilhão, só para expansão da rede e conexão de novos clientes. O maior

Projetos de Distribuição Empresa

Estado Descrição do projeto

Trecho

Investimento

11,6 km

R$ 3.000.000,00

GasBrasiliano

Conexão de Catanduva à rede de distribuição e captação de clientes industriais

Catanduva e Itápolis

82 km

R$ 58.000.000,00

GasBrasiliano

Conexão de Barra Bonita à rede de distribuição

Iguaraçu do Tietê e Barra Bonita

11 km

R$ 6.000.000,00

GasBrasiliano

Conexão de Cravinhos à rede de distribuição

Ribeirão Preto e Cravinhos

14 km

R$ 6.000.000,00

Conexão de cidades da Região dos Lagos Maricá; Mangaratiba; Saquarema; Cachoei(RJ), Costa Verde (RJ) e Região Metropolita- ras de Macacu; Angra dos Reis; Itaperuna; na de RJ e SP Araruama (RJ); Avaré (SP)

R$ 430.000.000,00

50 km

R$ 63.000.000,00

Gas Natural Fenosa (CEG, CEG-Rio, Gas Natural SPS)

RJ e SP

Araraquara; Bauru; Marília; Ribeirão Petro; São Carlos

Extensão

Expansão da rede de distribuição em mercados urbanos

Gasmig

Expansão da rede interna de distribuição

Região Metropolitana de Belo Horizonte; Juiz de Fora; Poços de Caldas; Vale do Aço, Mantiqueira e Região Sul de MG

Gasmig

Operação e manutenção; projetos de T.I.

Área de concessão

R$ 10.000.000,00

Copergás

Construção dos gasodutos Arcoverde-Araripina e Salgueiro-Petrolina

Cidades do interior do estado

R$ 270.000.000,00

Copergás

Conexão de clientes residenciais e expansão da rede de distribuição

Recife e Olinda

80 km

R$ 38.100.000,00

Bahiagás

Projeto Gás Sudoeste

Ligação entre Ipiaú e Brumado, passando por Jequié, Maracás e outras cidades

306 km

R$ 505.000.000,00

Bahiagás

Construção do duto air products

2 km

R$ 3.500.000,00

R$ 43.000.000,00

R$ 4.000.000,00

Bahiagás

Expansão da rede interna de distribuição

Salvador; Lauro de Freitas; Itabuna; Feira de Santana; Porto Seguro, entre outras cidades

PBGÁS

Expansão da rede de distribuição nos mercados residencial e comercial

João Pessoa

PBGÁS

Projeto Borborema de conexão e saturação Campina Grande de clientes

R$ 2.400.000,00

PBGÁS

Segurança e melhoria da rede de distribuição e outros projetos

João Pessoa e Campina Grande

R$ 7.400.000,00

Potigás

Expansão da rede interna de distribuição

Natal e Mossoró

15,3 km

R$ 3.280.000,00

SCGÁS

Construção do gasoduto Serra Catarinense

Ligação Rio do Sul e Trombudo Central

6 km

R$ 5.600.000,00

SCGÁS

Projeto Estruturante Lages (rede isolada de gasoduto)

Lages

7 km

R$ 2.400.000,00

SCGÁS

Projeto para atendimento de hospitais catarinenses

Área de concessão

1 km

R$ 880.000,00

SCGÁS

Projeto piloto para mercado residencial

Balneário Camboriú

1 km

R$ 240.000,00

SCGÁS

Conexão de clientes à rede de distribuição existente

Área de concessão

12 km

R$ 8.400.000,00

Compagas

Conexão de 3.530 novos clientes

Curitiba e Região Metropolitana

Alcançar 815 km (contando com rede existente)

R$ 25.000.000,00

Sulgás

Expansão da rede de distribuição

Porto Alegre; Caxias do Sul; Novo Hamburgo; São Leopoldo; Canoas

54 km

R$ 30.800.000,00

Fonte: Empresas

40 Cenários Gás 2017/2018

deles é o gasoduto Gás Sudoeste, da Bahiagás, que terá 306 km de extensão ao custo estimado em R$ 505 milhões. O projeto fará a interligação das cidades de Itajibá e Brumado, mas vai passar, no total, por 13 municípios do sudoeste baiano. Essas cidades ainda não têm estrutura de rede canalizada e também não recebem GNC. Quando concluído, esse será o maior ga-

soduto do Nordeste e o segundo maior do Brasil, segundo a distribuidora.

Perspectiva de demanda A expansão da rede de distribuição de gás natural caminha a passos lentos, mais devagar inclusive do que o aumento da produção, seja pela redução da demanda e logística complexa na disputa com outros energéticos, seja pela falta de dis-

Perfil das distribuidoras estaduais de gás canalizado Distribuidora UF

Rede instalada (km)

Vendas em 2016 (m³)

Clientes Municípios GNC

CEG

4.394

3.813.084.000

907.309

CEG-Rio

1.154

2.380.788.000

64.221

Gas Natural Fenosa São Paulo

1.696

401.082.000

65.737

GasBrasiliano

1.000

730.000

20.775

Comgás

15.000

4.100.000.000

1.700.000

Gasmig

1.014

2.900.000

21.194

Petrobras Distribuidora (BR)

455

2.620.000

45.071

Copergás

723

4.714.000

27.812

Bahiagás

859

3.380.000

60.000

Potigás

392

276.488

18.643

PBGás

309

275.310

13.106

SCGás

1.127

1.683.052

11.235

Compagas

804

1.301.323

37.268

Sulgás

1.055

1.902.000

36.574

MSGás

281

1.221

5.328

Composição acionária Gas Natural Internacional BNDESPAR Fundo Dinâmica Energia Pluspetrol Energy Gas Natural Internacional Gaspetro Pluspetrol Energy Gas Natural Internacional

54,20% 34,60% 8,80% 2,20% 59,60% 37,40% 3% 99,90%

Gas Natural Serviços

0,01%

Gaspetro Cosan Shell Gas BV Shell Brazil BV Outros Cemig Município de Belo Horizonte

100% 62,60% 11,20% 6% 20,20% 99,60% 0,40%

Petrobras

100%

Governo de Pernambuco Gaspetro Mitsui Governo da Bahia Gaspetro Mitsui Governo do Rio Grande do Norte Gaspetro Gaspetro Mitsui Governo da Paraíba Gaspetro Mitsui Celesc Infragás Copel Gaspetro Mitsui Governo do Rio Grande do Sul Gaspetro Governo do Mato Grosso do Sul Gaspetro

51% 24,50% 24,50% 51% 24,50% 24,50% 51% 49% 41,50% 41,50% 17% 41% 41% 17% 1% 51% 24,50% 24,50% 51% 49% 51% 49%

Fonte: Empresas

Cenários Gás 2017-2018 41

Distribuição e Mercado

ponibilidade e preços garantidos no longo prazo pelo único fornecedor no mercado, a Petrobras. Neste ano, a Abegás contratou com a Strategy &, do grupo PwC, a elaboração de um estudo sobre o horizonte de médio e longo prazos do mercado. Apesar de apresentar um futuro promissor, a consultoria condiciona este resultado a uma série de condicionantes que afetam em muito a previsibilidade dos mercados. Um exemplo é a variação da oferta prevista para o mercado nacional em 2030, que pode variar entre 171 e 214 milhões de m³/d. Essa diferença, de mais de 40 milhões de m³/d, representa metade do volume médio consumido no país em dezembro de 2016. A diferença entre os dois cenários é, em grande parte, justificada pela incerteza existente em relação à produção prevista de gás associado ao petróleo. Atualmente, com a baixa demanda do mercado interno e a dificuldade no escoamento, a Pe-

trobras e outras petroleiras optam por reinjetar o gás produzido para manter a pressão nos campos e a produção de petróleo estável. Contudo, com a entrada em operação de novos campos altamente produtivos no pré-sal, e na medida em que aumente a relação gás-óleo nos campos em produção, as distribuidoras esperam que as petroleiras sejam levadas a aumentar o fluxo para a costa, resultando na redução de preços, maior competitividade do GN frente a seus competidores e, com isso, maior inserção no mercado. As distribuidoras também enxergam como ponto estratégico para sua expansão a contratação de térmicas a gás na base do sistema elétrico, isto é, gerando ininterruptamente.

Incertezas regulatórias Mesmo com suprimento garantido e mercado em expansão, muitas iniciativas ainda enfrentam

Vendas de gás natural pelos produtores (2007-2016) Regiões e estados Brasil

2007

Vendas de gás natural pelos produtores (milhões m3) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

2015

2016

16/15 %

16.012

19.518

14.658

20.458

19.307

23.284

28.784

30.768

31.502

27.224

-13,58

Região Norte

647

897

1.120

1.253

1.363

1.736

27,34

Amazonas

647

897

1.120

1.253

1.363

1.736

27,34

3.393

3.574

3.500

5.095

4.731

5.129

7.417

7.294

7.044

7.360

4,49

1.403

1.605

1.554

1.715

10,34

Região Nordeste Maranhão Ceará1

173

189

274

676

404

601

1.057

1.233

1.169

498

-57,39

Rio Grande do Norte1

152

148

147

498

464

589

591

146

118

723

511,40

Paraíba

132

138

131

133

126

130

126

122

110

-10,67

Pernambuco

391

422

475

854

864

885

1.066

1.168

1.044

1.191

14,07

Alagoas

181

165

174

162

197

214

222

227

2,50

Sergipe1

476

405

428

490

566

526

565

508

557

571

2,54

Bahia1 Região Sudeste

1.889

2.091

1.881

2.272

2.146

2.200

2.395

2.291

2.270

2.337

2,93

10.619

13.965

9.450

13.154

12.138

14.700

17.085

18.212

18.137

16.086

-11,31

Minas Gerais

616

830

531

945

1.045

1.318

1.480

1.528

1.402

1.305

-6,9

Espírito Santo

445

673

490

808

1.047

1.101

1.107

1.295

1.207

960

-20,5

Rio de Janeiro1

3.770

6.453

3.448

5.350

4.015

5.750

7.657

8.630

9.067

8.085

-10,83

São Paulo1

5.788

6.009

4.981

6.051

6.030

6.532

6.840

6.759

6.461

5.735

-11,23

1.652

1.802

1.612

1.850

1.701

2.195

2.197

2.664

2.488

1.612

-35,20

Paraná1

Região Sul

363

505

488

617

370

809

812

1.228

1.063

469

-55,90

Santa Catarina

567

579

582

642

675

679

719

636

620

-2,49

Rio Grande do Sul1

723

718

542

590

656

708

706

717

789

524

-33,67 -82,58

Região Centro-Oeste

348

176

312

363

964

1.346

2.470

430

Mato Grosso do Sul1

139

158

310

657

769

1.673

402

-75,96

Mato Grosso1

208

270

307

577

798

-96,46

Fonte: Petrobras e ANP Nota: Estão relacionadas apenas as grandes regiões e as unidades da Federação onde houve vendas de gás natural no período especificado. 1Inclui as vendas para as Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados (Fafen) pertencentes à Petrobras e as vendas para geração térmica.

42 Cenários Gás 2017/2018

entraves regulatórios. Preocupam as diferenças de tratamento tributário aplicados sobre as movimentações de gás interestaduais e importado. A Distribuição aposta em um projeto de lei que regule a tributação, mudando inclusive a base de incidência para o estado de consumo, não mais na origem, como é hoje. O fortalecimento das agências estaduais existentes e a formação de entes reguladores nos estados onde não existem podem, inclusive, favorecer a competitividade entre distribuidores, estabelecendo metas de investimento e planos de atendimento. No plano regulatório, há incerteza ainda sobre o rol de compromissos para os comercializadores e a definição do perfil do consumidor livre de gás natural, um agente que, no entender das distribuidoras, pode contribuir para o aumento da competitividade do energético no mercado.

A Distribuição aposta em um projeto de lei que regule a tributação, mudando inclusive a base de incidência para o estado de consumo, não mais na origem

Demanda de Gás Natural por Distribuidora (milhões de m³/dia) Distribuidora

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Algás (AL)

0,44

0,54

0,59

0,61

0,62

Bahiagás (BA)

3,84

3,74

4,46

3,89

3,88

3,37

BR Distribuidora (ES)

2,9

3,06

3,04

3,49

3,38

2,62

Cebgás (DF)

0,01

Ceg (RJ)

6,63

8,98

11,75

14,79

14,3

10,59

Ceg Rio (RJ)

4,31

6,59

9,02

10,55

10,42

6,35

Cegás (CE)

1,08

1,26

1,96

1,91

1,83

1,36

Cigás (AM)

1,77

2,46

3,08

3,43

3,73

2,93

Comgas (SP)

13,25

14,4

14,95

14,28

Compagás (PR)

1,05

2,23

2,27

2,9

2,73

1,3

Copergás (PE)

2,37

2,43

2,93

3,29

4,21

4,71

Gas Brasiliano (SP)

0,78

0,83

0,85

0,8

0,78

0,74

Gasmig (MG)

2,91

3,62

4,07

4,21

3,88

2,96

Gaspisa (PI)

Mtgás (MT)

0,01

0,02

0,01

Msgás (MS)

0,24

0,99

1,81

2,59

2,81

1,17

Pbgás (PB)

0,35

0,36

0,35

0,34

0,31

0,28

Potigás (RN)

0,39

0,35

0,34

0,28

0,27

Gás Natural Fenosa (SP)

1,44

1,35

1,32

1,18

1,12

1,1

Scgás (SC)

1,83

1,84

1,85

1,82

1,73

1,68

Sergás (SE)

0,26

0,28

0,29

0,28

Sulgás (RS)

1,8

1,79

1,94

1,97

2,4

1,91

Goiasgás (GO)

Gasmar (MA)

4,86

4,18

5,17

47,66

57,12

66,9

78,25

77,16

61,43

Total distribuidoras Fonte: Abegás

Cenários Gás 2017-2018 43

Distribuição e Mercado

Mercado livre para o gás A formação efetiva de um mercado livre de gás natural nos moldes do que já existe no setor elétrico desde o final dos anos 1990, com participação de empresas especializadas em comercialização e transações diretas entre consumidores e fornecedores, pode se tornar realidade em um a dois anos. A imprecisão se explica porque estão em andamento discussões fundamentais para que esse futuro segmento de negócios comece fortalecido. O livre acesso a estruturas essenciais – como gasodutos e terminais de gaseificação -, bem como condições de migração do ambiente regulado para o livre, entre outros aspectos, estão em debate no projeto Gás Para Crescer, do MME. A Lei do Gás, de 2009, já prevê, na verdade, certos parâmetros para abertura da comercialização, tanto é que vários estados já definiram suas próprias regras. Há também comercializadoras devidamente registradas e prontas para atuar. Na prática, porém, desde então, a atividade não decolou, aponta o diretor Técnico da Associação Brasileira dos Comercializadores e Energia (Abraceel), Alexandre Lopes. Entre as questões que impedem o desenvolvimento dos negócios há desde a falta de ofertantes, por conta da dificuldade de acesso aos ativos de uso da Petrobras, até a enorme diversidade das regulações estaduais, passando por incertezas jurídicas, cita Mariana Amim, assessora Jurídica da Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace). Para se ter uma ideia, enquanto São Paulo definiu um consumo mínimo de 10 mil m³/dia para que um agente possa se tornar consumidor livre, em outros estados essa exigência pode variar de 500 mil m³/dia a 1 milhão de m³/dia. Entre os principais desafios, segundo avalia Camila Schoti, coordenadora técnica da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), está justamente a busca de uma diretriz de alinhamento mínimo das normas estaduais. Isso evitaria assimetrias de competitividade mui-

44 Cenários Gás 2017/2018

to díspares entre uma empresa e outra, a depender de sua localização geográfica. Resolvidas as questões gerais e para a solução das quais também colabora a decisão da Petrobras de sair de alguns segmentos de atividade, as propostas que dependem de modificação na legislação federal em vigor serão encaminhadas ao Congresso Nacional para que, até 2018, o mercado livre tenha condições favoráveis de desenvolvimento. O Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE), plataforma eletrônica B2B, com 10 mil contratos negociados em quatro anos de funcionamento, já está praticamente preparada para repetir na área de gás natural a performance que a tornou referência no setor elétrico, diz Vitor Kodja, presidente da empresa. Quem consome gás, aponta o executivo, tem perfil semelhante ao do consumidor de eletricidade, daí as perspectivas bastante otimistas. Outro ponto positivo que deve favorecer as negociações independentes é a expiração, em 2019, do contrato de fornecimento de gás entre Bolívia e Brasil. Isso vai liberar espaço para novos interessados na importação de gás, já que a Petrobras também manifestou falta de interesse na renovação do volume que traz hoje para o Brasil, da ordem de 30 milhões de m³/dia.

Entre os principais desafios para o mercado livre no setor de gás está a busca de um alinhamento mínimo das normas estaduais

Se entrar no mercado de trabalho não é fácil, imagine já começar como chef. Desde 2012, o projeto Energia do Sabor, uma parceria Ceg e Unilasalle, já formou quase 100 jovens entre 18 e 25 anos com uma paixão em comum: a Gastronomia. E o melhor: 98% deles seguem na profissão até hoje. Um sucesso que renova a nossa energia para formar cada vez mais talentos.

Mais informações em: gasnaturalfenosa.com.br 0800-0247766 Agenersa: 0800-0249040

Distribuição e Mercado

INDÚSTRIA: Consumo desacelera Uso industrial supera o termelétrico em 2016, mas cai 9% em relação ao ano anterior A indústria respondeu em 2016 por pouco mais da metade do consumo de gás natural do Brasil, com participação de 51%, de um total, na época, de 80,2 milhões de m³/ dia, conforme dados do Ministério de Minas e Energia (MME). Teve consumo abaixo de 2015 – 9% a menos – e foi seguida pelas usinas termoelétricas, que absorveram 36,8% e tiveram queda de 43% no consumo. Os dois segmentos são líderes históricos, porque os demais (residencial, comercial, automotivo, cogeração e outros), somados representam apenas 12,2%. Em 2015, as empresas ficaram para trás (44,2%), frente à atividade termoelétrica (46,5%), enquanto que nos primeiros meses de 2017, voltaram a ganhar a dianteira, com 53,4%, mas ante um consumo total que, por enquanto, está na faixa de 71,5 milhões de m³/dia, em pleno cenário de recessão, contra montante que chegou, três anos antes, a 99,2 milhões de m³/dia. No Brasil a indústria paga uma média entre US$ 3 a US$ 4 por milhão de BTU (MBTU), contra US$ 1,5/MBTU nos Estados Unidos, o que torna a indústria brasileira menos competitiva. No mix local de moléculas, a números de 2016, entraram na composição 62% de gás extraído no Brasil, 33,5% vindos da Bolívia e 4,5% de Gás Natural Liquefeito (GNL) importados, a partir de cargas navais recebidas em terminais de regaseificação. Essa última parcela, em particular, funciona como uma espécie de pulmão que se expande ou se contrai de acordo com a demanda do setor elétrico, hoje mais dependente de usinas térmicas pela falta de novas hidrelétricas com reservatórios de regularização e também devido ao ingresso crescente de fontes renováveis – eólica e solar –

46 Cenários Gás 2017/2018

na matriz energética. Em 2015, por exemplo o GNL participou com 17,4%. Maior conteúdo estrangeiro, devido ao câmbio, justificaria, talvez, o preço elevado do gás natural no Brasil. Mas não é o que acontece no momento. O produto nacional, na verdade, pesa mais no mix, devido aos custos elevados da Petrobras, principal produtora. O GNL no mercado internacional está sobrando devido à forte expansão da exploração do gás não convencional (shale gas) nos EUA. Por isso, pode ser contratado por preços mais atrativos. Mas o que incomoda os grandes consumidores industriais, caso das empresas que integram a Associação Técnica Brasileira das Indústrias Automáticas de Vidro (Abividro), que demandam 600 milhões de m³/ano, é a falta de transparência do valor cobrado pelo gás posto no city gate – pontos de entrega às redes de distribuição -, conforme explica o superintendente Técnico da entidade, Lucien Belmonte. Daí para frente o cálculo é um pouco menos complicado, porque se adiciona ao fornecimento em grosso a margem das concessionárias, mais os tributos. Ainda assim, um ponto de ampla discussão é justamente a diversidade de critérios de regulação das tarifas utilizada em cada estado da federação. O atual cenário de desalinhamento cria uma situação complicada de competitividade entre empresas de um mesmo segmento ou mesmo em companhias que possuem plantas em mais de um estado da federação. Na avaliação da consultora Ieda Gomes, ex-executiva da British Gas no Brasil, os principais ramos industriais demandantes de gás canalizado já estão devidamente atendidos, com substituição definitiva do óleo combustível então consumido, até por questões de le-

Aut omot ivo

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

6,63

89%

gislação ambiental que exige redução de emissões poluentes. A indústria química lidera o consumo, seguida pelo setor cerâmico e o de ferro gusa e aço. Há na área de extração mineral um potencial significativo a ser explorado, cita Alexandre Chiofetti, presidente da Léros Gastrading, mas existem barreiras logísticas complexas a resolver. Nos estados de São Paulo, Rio de Janeiro e Minas Gerais, que possuem malhas de atendimento com maior ramificação, pode ser identificada ainda demanda residual esparsa hoje abastecida por GLP ou óleo, informa o consultor Zevi Kann, da Zenergas. A solução que vem sendo utilizada pelas concessionárias de distribuição é procurar instalar sistemas de “gasoduto virtual”. Ou seja, elas procuram garantir a antecipação de consumo em municípios mais distantes - cuja rentabilidade ainda não justifica a implantação de dutos de mais longo alcance -, com a colocação de redes supridas por Gás Natural Comprimido (GNC). Para tentar também contrabalançar o peso maior da indústria no faturamento das distribuidoras, a tendência atual é um maior aporte na extensão das redes para atendimento de residências e comércio, abrindo, inclusive, o leque para introdução de novos usos para o gás natural, além do aquecimento de água e cocção de alimentos, conforme destaca o diretor Comercial da Comgás, Sérgio Luiz da Silva. Mas uma fronteira muito importante que ainda precisa ser recuperada pela cadeia e que poderia garantir volumes bem expressivos em futuro próximo é a destinação de gás como matéria prima para a fabricação de fertilizantes e outros produtos que hoje são importados, assinala Fátima Giovanna, gerente de Inovação e Assuntos Regulatórios da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim). Para se ter uma ideia, apenas 5% do gás natural é utilizado no Brasil para outras destinações que não o consumo como energético. A produção de biodiesel no país, por exemplo, necessita de

5,77

5,50

5,40

5,32

5,13

4,96

4,82

4,96

87%

91%

93%

94%

95%

94%

2013

2014

2015

2016

Mercado Industrial 2008

Out ros

2009

2010

2011

2012

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm3/dia) e Mercado do industrial participação mercado Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) na fatia total (%) na fatia total (%) e participação do mercado

Reﬁ narias e f af ens Indust rial (dist ribuidoras) Out ros

11.28

12.88

13.03

13.80

14.15

26.29

29.57

29.12

28.78

29.18

29.46

26.79

16%

15%

18%

17%

14%

17%

49%

43%

32%

29%

30%

43%

35%

43%

54%

57%

56%

49%

2008

2009

2010

2013

2014

2015

2016

7.50

25.90

13% 44%

9.12

14.03

7.09 21.87

48%

33%

2011

39%

44%

2012

33%

Outros mercados (inclui GNC) Diversos (inclui GNC) Médias anuais daque demandadeixou de gás natural de (Mm³/dia) metanol ser produzido locale participação do mercado na fatia total (%) Out ros mente porque ficou economicamente proibitivo obtê-lo a partir de gás natural. Da mesma forma, 0,64 não 0,68 há disponibilidade no país de0,58 insumos para a fabricação de poliuretano, usado 0,17 0,17 0,15 0,11 0,10 na fabricação de espuma. O principal ponto nesse caso é que100% mesmo para esse segmento, 100% 100% 100% 100% 100% 99% 99% 99% em particular, de elevados volumes de contratação, seria necessário um gás com preço sob 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 medida, mas que pudesse ser viabilizado sem a necessidade de subsídios. Mercado comercial Comercial

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Out ros

No Brasil a indústria 0,61

0,63

0,59

0,68

0,72

0,75

0,77

0,79

0,83

paga uma média entre US$ 3 a US$ 4 99%

99%

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

por milhão de BTU

Mercado residencial

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

(MBTU), contra

Residencial Out ros

US$ 1,5/MBTU nos

0,72

0,74

99%

98%

2008

2009

0,79

0,87

0,92

1,00

0,97

Estados Unidos

1,11

99%

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Mercado de cogeração

Cenários Gás 2017-2018 47

Distribuição e Mercado

TERMELÉTRICA: Aliadas na complementação energética Geração a gás já corresponde a 31% do parque termelétrico do país, com 13,6 GW de capacidade instalada Uma das principais aplicações do gás natural é para a geração termelétrica. Atualmente, o país tem um parque gerador térmico de 42 GW em capacidade instalada e a fatia de usinas que operam por meio do gás corresponde a 31% deste total, segundo dados da Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget). O tipo de geração só perde para biomassa e cavaco de madeira que, juntas, correspondem a 32% do parque térmico brasileiro. Ainda há 8% proveniente de carvão, 5% de nuclear e outros tipos de geração térmica que correspondem a 24%. O setor termelétrico brasileiro consumiu no ano de 2016, em média, 24,85 milhões de m³/dia de gás, abaixo do volume de 39,6 mi-

Térmicas a gás por região Região Norte Amazonas Rondônia

Potência (kW) 671.183 244.653 426.530

Nordeste

3.785.559

Rio Grande do Norte

328.647.15

Sergipe Maranhão

8.400 1.435.664

Pernambuco

599.153

Bahia

836.290

Ceará

570.527

Alagoas Centro Oeste Mato Grosso do Sul Mato Grosso Sul Paraná Santa Catarina Rio Grande do Sul

6.878 1.127.324 598.124 529.200 1.403.353 504.689 5.2 898.659

Sudeste

6.689.704

São Paulo

1.019.948

Minas Gerais Rio de Janeiro Espírito Santo Total

48 Cenários Gás 2017/2018

341.698 5.108.092 219.966 13.677.123

lhões de m³/dia de média dos anos anteriores – 2015 e 2014. Essa retração se explica pelo bom momento hidrológico, que fez com que o despacho das térmicas fosse menos intenso no ano de 2016, conforme dados da Abegas, compilados pelo MME. O mercado brasileiro tem hoje, em operação, 162 térmicas a gás, o que representa uma capacidade total instalada de 13,6 GW. A maior parte deste volume encontra-se no Sudeste do país, com um parque que conta com uma potência instalada de 6,6 GW de energia. Em seguida, vem a região Nordeste, com importantes projetos de exploração, como o Parnaíba, com uma potência total de 3,7 GW. No período crítico que se estendeu de setembro de 2012 até o começo de 2015, muito seco, o parque térmico consumiu 100 milhões de m³/dia. Em 2012, o consumo médio de gás para térmicas chegou a 23,03 milhões de m³/ dia. Daí, houve um salto para 40,08 milhões de m³/dia, atingindo, em 2014, o pico de 46,84 milhões de m³/dia. Com a melhora da situação dos reservatórios, o consumo térmico caiu para 45,90 milhões de m³/dia, até chegar a 29,59 milhões de m³/dia, a menor média em cinco anos. Mas a média anual vem caindo pouco a pouco graças ao bom momento hídrico, fazendo com que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) despache menos térmicas. O presidente da Abraget, Xisto Vieira Filho, ressaltou que, embora tenha passado o período mais crítico com relação à geração hídrica, o Nordeste ainda vinha usando energia de geração térmica para o consumo para o dia a dia, mas não influenciou o volume de gás porque a maioria das usinas da região ainda é movida a óleo combustível.

Dados da Abraget mostram que o Brasil conta com aproximadamente 10 mil MW em capacidade instalada em usinas eólicas e, além disso, muitas das hidrelétricas construídas recentemente pelo governo funcionam à fio d´água, ou seja, sem reservatório de grande capacidade que permita armazenar água para a geração de energia, o que abre espaço para as térmicas a gás natural. O Complexo Parnaíba, operado pela Eneva, é considerado um dos maiores centros de geração termelétrica do Brasil, com capacidade total de 1,4 GW, localizada em Santo Antonio dos Lopes, no Maranhão. Integram o complexo as usinas termelétricas Parnaíba I, Parnaíba II, Parnaíba III e Parnaíba IV, todas em operação, fornecendo energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Com o uso do gás produzido pela Parnaíba, a Eneva consegue gerar energia a baixo custo, em razão da proximidade da usina dos

2,26

2,43

96%

95%

2,90

3,01

2,92

95%

96%

Mercado Termelétrico 2008

2009

2010

2011

2012

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm3/dia) e participação Mercado do mercado natermoelétrico fatia total (%) Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia)

e participação do mercado na fatia total (%)

2,46

2,57

2,50

2,37

97%

2013

2014

2015

2016

Geração elét rica (produt or)¹ Geração elét rica (dist ribuidoras) Out ros 7.22

7.33

39.62

38.57

11.42

14.94

15.77

25%

26%

75%

88%

2008

2009

10.42

18.00

24%

74%

83%

2010

2011

69% 2012

28.66

24.85

31%

40%

39%

31%

56%

53%

63%

2013

2014

2015

2016

¹Dados consolidados disponíveis a part ir de 2012. Cont empla demanda de gás para ﬁ ns t ermelét ricos inf ormada por out ros agent es (consumidor livre e aut oprodut or)

poços produtores, não havendo a necessidade de uso de dutos e sendo facilitada a conexão da energia gerada com o sistema de transmissão do setor elétrico. Esta tecnologia é chamada de gás-to-wire.

Matriz de produção de energia elétrica no SIN

Solar 0,10%

EólicaSolar 6% 0,10%

Eólica 6%

UTE 21,70%

UHE 72,30%

Biomassa 5,50% UTE 21,70%

Nuclear 3,00%

Biomassa 5,50% Gás 8,80%

Gás 8,80%

Nuclear 3,00%

Petróleo 1,90%

Petróleo Carvão 1,90% 2,50%

Carvão 2,50%

Fonte: MME

Cenários Gás 2017-2018 49

Distribuição e Mercado

AUTOMOTIVO: GNV para expandir mercado Emplacamentos de automóveis a gás natural aumentam com maior busca por economia Embora o gás natural veicular permaneça com uma fatia relativamente pequena do consumo brasileiro de combustíveis para transporte, o crescimento do uso do GNV vem sendo favorecido pela conjuntura econômica e setorial. O número de novos emplacamentos de automóveis com o “kit” GNV aumentou drasticamente em 2016: foram emplacados 39.892 veículos que consomem o gás, contra apenas 3 mil em 2015, um crescimento anual de 1.229%. A trajetória de alta é bem diferente daquela notada no número total de emplacamentos de automóveis, que em 2016 teve queda de 19%, de acordo com dados da Federação Nacional da Distribuição de Veículos Automotores (Fenabrave). Ao todo, até abril, havia 1,997 milhão de veículos usando o gás como combustível no Brasil, incluindo leves e pesados, de acordo com dados do Departamento Nacional de Transportes (Denatran). Mas isto equivale a apenas 2,1% dos veículos em circulação no Brasil, de um total de 92,2 milhões - desconsiderados cerca de 3 milhões de veículos em circulação no país cujas informações (Estado ou tipo de combustível) não estavam disponíveis. Para o gerente de Planejamento Estratégico da Abegás, Marcelo Mendonça, o aumento do emplacamento de automóveis pode ser fruto da conjuntura que acentua a vantagem econômica do uso do gás como combustível veicular. “O que mudou no cenário dos combustíveis foi a redução do preço do barril do petróleo: o gás natural se tornou mais competitivo. Ao mesmo tempo, houve a liberação do aumento dos preços dos combustíveis líquidos”, resume. A economia é certamente o principal atrativo do GNV para o consumidor: o combustível

é consideravelmente mais barato (em reais por quilômetro rodado) em todos os 17 estados em que está disponível. De acordo com dados de fevereiro de 2017, compilados pela Abegás, o combustível é 48% mais competitivo do que a gasolina, e comparado ao etanol, 57% mais barato, em média (ver tabela). Como referência para estimar a performance com cada combustível, a Abegás usa os números do Fiat Siena, veículo que traz em seu manual de fábrica o consumo médio com os três combustíveis: com um metro cúbico de GNV percorre em média 13,2 km enquanto com um litro de gasolina o carro anda 10,7 km e com um litro de etanol, 7,5 km. “O GNV acaba sendo um ganho adicional para muitos usuários do GNV que utilizam o veículo como transporte, ou como uma fonte de renda adicional, prestando algum serviço. O investimento hoje para converter o veículo é de R$ 4 mil a R$ 4,5 mil reais”, comenta Mendonça.

Mercado Automotivo Médias anuais da demanda de gás natural (Mm3/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Mercado automotivo

Aut omot ivo

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

6,63

Out ros

5,77

5,50

5,40

5,32

5,13

4,96

4,82

4,96

89%

87%

91%

93%

94%

95%

94%

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Mercado industrial

50 Cenários Gás 2017/2018

Reﬁ narias e f af ens Indust rial (dist ribuidoras)

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

7.50

9.12

11.28

12.88

Out ros

13.03

13.80

14.15

14.03

Balança De acordo com a Abegás, a venda de gás natural para o setor automotivo nos primeiros meses de 2017 somou 5,1 milhões de m³/dia, um aumento de 11% em comparação com janeiro de 2016. Mas o mercado de GNV no Brasil já vendeu em torno de 7 milhões de m³/dia em 2007, ano em que o gás começou a ser muito demandado para a geração termelétrica, o que levou a um desequilíbrio de mercado e aumento do preço. Hoje está acontecendo o contrário, com uma relativa sobra de gás natural no mercado, e uma perspectiva de aumentar a oferta com pré-sal. Em 2016, o preço médio de venda do GNV foi de R$ 2,25/m³ para o consumidor final e de R$ 1,60/m³ para a distribuidora, segundo os dados do MME. Foram preços maiores que os médios para o consumidor final e para a distribuidora em 2015, R$ 2,06/m³ e R$1,52/m³, respectivamente. Mas a variação é pequena para alterar a competitividade com os demais combustíveis.

Ancorando novos mercados Se para os consumidores o GNV é visto como uma opção vantajosa em um cenário de recessão econômica, para as distribuidoras o mercado de abastecimento de veículos é visto como uma possibilidade de expansão de mercado. Com um grau de maturidade maior dos mercados industrial e residencial, o mercado de GNV é visto como importante para ser uma âncora do consumo, inclusive pensando no crescimento futuro da produção. O GNV depende da malha de distribuição para chegar até o posto de abastecimento, onde deverá ser comprimido - um investimento do próprio posto. “Ao interiorizar o gás, como não tenho a malha de rede ainda estruturada, posso levar comprimido por carreta ao interior dos. Aí acaba tendo uma diferença de custo porque estou inserindo um elo na cadeia, mas permanece competitivo”, comenta Mendonça. Outra possibilidade para a interiorização do gás de forma independente da ampliação da ma-

lha de distribuição é a exploração do biometano. A ANP regulamentou em 2015 o uso do combustível misturado ao gás natural, restando em aberto uma consulta pública sobre as regras para o biometano produzido de resíduos sólidos urbanos. A Abiogás estima um potencial a ser explorado de 77 milhões de m³/dia, a maior parte no agronegócio, onde o energético poderia ser usado com combustível para os veículos pesados.

Incentivos A utilização do GNV em veículos pesados, como ônibus, carretas e caminhões de lixo, é ou-

Preços GNV x Gasolina

Preços: GNV vs Gasolina Gasolina (R$/l)

R$ 4,50

GNV (R$/m3)

Faixa de compet it ividade

A área cinza indica a faixa de preços

em que o GNV é mais competitivo Preços: vs Gasolina em relaçãoGNV aos outros combustíveis

R$ 3,75 – no limite, empata Gasolina (R$/l) R$ 3,00 R$ 4,50 R$ 2,25 R$ 3,75

GNV (R$/m3)

Faixa de compet it ividade

A área cinza indica a faixa de preços em que o GNV é mais competitivo em relação aos outros combustíveis – no limite, empata

R$ 1,50 R$ 3,00 R$ 0,75 R$ 2,25 R$ 0,00 R$ 1,50

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

R$ 0,75 Preços: GNV vs Etanol R$ 0,00 Et anol (R$/l) GNV (R$/m3) 2003 2005 2007 2009 R$ 5,25 Comparações baseadas na

Preços GNV x Etanol

2011

Faixa de compet it ividade 2013 2015 2017

metodologia utilizada pela Abegás¹ e Preços: GNV vs Etanol levam em consideração km rodados

R$ 4,50

por litro ou m³ de combustível

Et anol (R$/l) R$ 3,75

GNV (R$/m3)

Faixa de compet it ividade

R$ 5,25 Comparações baseadas na R$ 3,00 metodologia utilizada pela Abegás¹ e R$ 4,50 levam em consideração km rodados R$ 2,25 por litro ou m³ de combustível R$ 3,75 R$ 1,50 R$ 3,00 R$ 0,75 R$ 2,25 R$ 0,00 R$ 1,50

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

¹A Abegás utiliza os valores de consumo/km previsto no manual do modelo Siena, da Fiat, que R$ 0,75 conta com kit GNV de fábrica: GNV, 13,2 km/m³; gasolina, 10,7 km/l; e etanol, 7,5 km/l. O Conpet/Inmetro não mede o consumo de GNV R$ 0,00 2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

¹A Abegás utiliza os valores de consumo/km previsto no manual do modelo Siena, da Fiat, que conta com kit GNV de fábrica: GNV, 13,2 km/m³; gasolina, 10,7 km/l; e etanol, 7,5 km/l. O Conpet/Inmetro não mede o consumo de GNV

Cenários Gás 2017-2018 51

Distribuição e Mercado

tro ângulo pelo qual a Abegás enxerga oportunidade de crescimento. “É preciso inserir o GNV nas novas licitações de renovação de frota. O Brasil é importador de diesel, então seria um ganho para a balança comercial”, defende Mendonça. Algumas iniciativas têm contribuído para o desenvolvimento desse mercado. A fabricante de ônibus Scania fechou parcerias com prefeituras para testar modelo movido a GNV e biometano fabricado no Brasil. Desde 2016, cidades de São Paulo, Paraná e Santa Catarina testam o veículo. Além disso uma ação que poderia incentivar o aumento da adesão seria o desconto no IPVA concedido pelos estados para veículos em que sejam instalados sistemas de GNV. O executivo cita o estado do Rio de Janeiro, que tem 59% dos veículos que consomem o combustível no Brasil (ver ranking) e foi o primeiro a conceder o benefício.

Consumo de GNV

Preço Médio do GNV ao Consumidor

Breve histórico O uso do gás natural veicular foi liberado no Brasil em 1996, após a padronização dos kits de conversão de veículos leves pelo Inmetro. Em 2000, a ANP regulamentou a atividade de revenda do combustível em postos de abastecimento (portaria 116, de 5 de julho). Houve um pico de conversões no país pouco tempo depois, em 2002, com 740 mil veículos naquele ano. Em 2007, quando a frota brasileira já ultrapassava 1,2 milhão – número que em 10 anos cresceu mais lentamente, para 1,9 milhão – houve uma mudança na política de uso do gás natural. Naquele período, havia incertezas sobre a oferta de gás, após a nacionalização das reservas da Bolívia, principal fornecedora do combustível para o país. Com isto, o uso do combustível na indústria e para geração de energia

52 Cenários Gás 2017/2018

elétrica foi priorizado. E o preço do combustível aumentou, atenuando sua competitividade no mercado automotivo. Mais recentemente, com a nova postura de repasse do aumento do preço da gasolina e a maior perspectiva de oferta de gás, o GNV recuperou competitividade. Além disso, as tecnologias de conversão continuam em desenvolvimento. A quinta geração do kit GNV, última atualização disponível no mercado brasileiro, é considerada como o equivalente à injeção eletrônica para os veículos a gás natural. Nesse kit, o GNV é empurrado para dentro do motor, e não aspirado, como nas versões anteriores. Isto torna o consumo do combustível mais eficiente e diminui a perda de potência do carro em comparação com o uso de combustíveis líquidos.

Vantagens do GNV • O kit pode ser facilmente transferido para outro veículo;

• Por atingir uma combustão quase completa, o GNV reduz os resíduos de CO2 e vapor d’água, além de inibir a formação de resíduos de carbono no motor, podendo aumentar a vida útil e o período entre as manutenções;

• A tecnologia de conversão é regulamentada e atende às normas internacionais; • Temperatura de ignição superior (650°C) torna seu manuseio mais seguro;

• Combustível limpo e seco, não se mistura nem contamina o óleo lubrificante;

• Menor densidade que o ar atmosférico: em caso de vazamento, possibilita rápida dissipação na atmosfera, reduzindo a probabilidade de concentrações na faixa da inflamabilidade;

• Pode permitir um maior intervalo entre as trocas de óleo lubrificante, sem comprometer a integridade das partes componentes do motor.

Número de veículos por combustível por estado Combustível

Alcool Alcool/Gas Natural Combustivel Alcool/Gas Natural Veicular Alcool/Gasolina Diesel Diesel/Gas Natural Combustivel Diesel/Gas Natural Veicular Eletrico/Fonte Externa Eletrico/Fonte Interna Gas Metano Gas Natural Veicular Gasogenio Gasol/Gas Natural Combustivel

16.190

1.434

98.795

62.577

57.981

52.840

159.384

13.747

434.026

53.494

47.656

132

327

480

293

47 348.747 63.060

1 81.374 12.926

1.599 1.510.383 328.699

2.433 1.097.453 219.500

27 863.216 101.343

1.903 687.086 178.290

203 1.273.597 309.623

9 633.706 115.247

2.502 3.781.664 780.457

218 500.103 153.751

78 676.601 214.572

4 9 31 1 6 7

3 20 27 19 15 15

2 44 18 26 10

90.415 24.039

965 316.174 60.811

1 3 39 8 9 6

1 10 9 25

7 14 36 19 7

376

1.950

380.993

83.248

1.782.403

1.471.380

656.241

820.062

1.730.307

785.674

5.085.911

704.247

879.736

7.865 5 10.035

1.556 42 493

2 4 6

22.715 173 25.359

15.686 52 22.241

802 214 790

9.109 97 21.925

1.048 94 3.059

67 23 161

6.518 297 22.554

715 43 4.406

492 28 856

743.210

811.194

179.008

3.770.295

2.891.888

1.680.677

1.773.689

3.477.537

1.548.739

10.114.693

1.417.076

1.820.555

13 1 7

132.576

323.303

6 7 8 250.676

Gasolina/Alcool/Gas Natural Gasolina/Eletrico Gasolina/Gas Natural Veicular

Combustível

24.045

Gasolina

Total geral

3.604

3 77 2 2 7

28 92 26 15 57

1 31 5 6 3

1 216 6 4 3

Total geral

23.795

29.275

93.930

18.385

419.095

308.620

30.049

10.348

1.444

197.131

132.694

18.444

1.834.601

10.875

4.154.459

1.039

2.393

93.619

12 718.861 170.762

1.884

5 2.071

465.161 1.118.626 82.083 221.602

52.734

4.809

385.708 2.359.261 1.937.230 86.225 665.044 346.148

1.605

418.564 86.991

327.377 86.474 1

1 2 44

1 23 2 4 34

902.281

67 23 61

17 228 79 25 6

20 52 231 4 33

65 2 2

601.340 3.416.234 2.566.228

595.893

466.663

28 4 2 6

590.682 1.301.279

3.829

1.496

13.059

73.052 2.013.443 1.749.734 17.473 561.872 380.593

274.748 51.771

9.639.112 1.688.284

228.173 33.569.569 66.546 7.074.186

2.097

2 30 1

20 1

25 96 76 4 31

36 68 29 12 16 31

109.029 3.595.901 2.291.016

24 6 5

948 678 3.802 61 88

7.913

332.814 13.489.867

44 1 20 7 4 1

1.201 1.889 4.549 225 338

180

10.881

309.901 45.405.209

6.404

15.499

245

11.295

460.246

11.260

18.819

25.785

7.789

44.013

335

341

295

306

1.436

668.140 4.009

226

14.056

29.325

394

24.178

670.490

31.608

42.564

61.895

11.806

218.954

147

1.217.615

1.816.128 1.189.646 2.782.558 1.092.407 6.897.412 6.342.399 1.179.321

890.988

201.067 6.432.359 4.646.047

698.940

26.943.886

615.962

92.208.357

Cenários Gás 2017-2018 53

26.29

29.57

29.12

28.78

29.18

29.46

26.79

16%

15%

18%

17%

14%

17%

49%

43%

32%

29%

30%

43%

35%

43%

54%

57%

56%

49%

2008

2009

2010

2013

2014

2015

2016

25.90

13%

Distribuição e Mercado

44%

21.87

48%

33%

2011

39%

44%

2012

33%

Outros mercados (inclui GNC) COGERAÇÃO: Mercado pode ser maior

Diversos (inclui GNC)

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Estudos mostram potencial de mais 3.469 MW a serem adicionados aos 2.548 MW em operação 0,64

0,68

0,17

0,15

A cogeração com gás natural, apontada entre as tecnologias mais eficientes para autoprodução de energia, está subaproveitada no Brasil. Há 2.548 MW em plantas instaladas, a grande maioria na região Sudeste, com uma média total de consumo diário na casa de 2,48 milhões de m³, sem variações expressivas desde o início da primeira década dos anos 2000. Um panorama de estagnação que não reflete, aliás, o esforço empreendido pela Associação da Indústria da Cogeração de Energia (Cogen), entidade especialmente criada em 2003 para alavancar essa modalidade e que conseguiu expandir o número de instalações e fez dobrar o consumo de gás nos dez anos seguintes ao seu surgimento, com destaque para os setores de química e petroquímica, alimentos e bebidas, shopping centers e edifícios corporativos, papel e celulose, comércio e serviços, hospitais & hotéis, e também da área têxtil. As barreiras regulatórias e políticas enfrentadas ao longo do tempo no desempenho dessa missão foram várias, associadas também a questões conjunturais. Abundante na primeira metade da década passada, durante uma episódica movimentação de massificação, a oferta de gás foi minguando ao mesmo tempo em que mais adiante o preço cresceu significativamente. Em paralelo, temerosas de perder mercado, as concessionárias de distribuição de energia elétrica dificultaram a contratação de energia de back up para estabelecimentos dispostos a gerar eletricidade para seu próprio consumo. Faltou também uma política de compra de excedentes de geração, desestimulando assim a instalação de plantas

0,11

0,58 0,17

0,10

com superávit de capacidade. O 100% fortaleci100% 100% 100% 100% 100% 99% 99% 99% mento do mercado livre de energia elétrica ao longo do tempo, com preços mais atrativos, 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 também fez, por seu lado, com que muitos projetos acabassem engavetados. Mercado Mas, comercial no centro dessa trajetória deComercial arguMédias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%) Out ros mentos desfavoráveis a investimentos em cogeração, merece ser destacada a histórica falta de atenção do governo0,72federal pelo segmento, 0,83 0,79 0,77 0,75 0,68 0,63 0,61 0,59 até então algo que pode ser confirmado nas projeções do Plano Decenal de Energia 2024, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energéti99% O99% 99% prevê 99% 99% 99% modalida99% 99% ca99%(EPE). estudo para essa de um incremento de consumo de gás natural 2008faixa 2009 de 2010 2011 13% 2012 daqui 2013 na apenas a2014 sete 2015 anos2016 até atingir 2,8 milhões de m³/dia. Um tímido horizonte de expansão que, Mercado residencial Residencial Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) enfim, não condiz com o potencial de Outcresciros e participação do mercado na fatia total (%) mento já identificado pela Cogen e que deve ser atualizado por meio de um novo levanta1,11 1,00 0,97 0,97 0,92 0,87 mento em dimensão nacional, segundo infor0,79 0,74 0,72 ma Newton Duarte, presidente-Executivo da associação. 99%

99%

Mercado Cogeração

2013

2014

2015

2016

2008

98%

2009

99%

2010

99%

2011

2012

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm3/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Mercado de cogeração

Cogeração

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

2,90

3,01

2,92

95%

2009

2010

2011

2,26

2,43

96%

2008

Out ros

2,46

2,57

2,50

2,37

96%

97%

2012

2013

2014

2015

2016

Mercado termoelétrico

54 Cenários Gás 2017/2018

Out ros

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Geração elét rica (produt or)¹ Geração elét rica (dist ribuidoras) Out ros 7.22 11.42

7.33

Já mapeados existem 3.469 MW a serem desenvolvidos, dos quais 2.769 MW no setor industrial e 700 MW no terciário. Em termos geográficos, São Paulo, Rio de Janeiro e Belo Horizonte teriam condições favoráveis e estruturas mais adequadas nos segmentos para a implantação de 800 MW no curto prazo. As distribuidoras Comgás, CEG e Gasmig, respectivamente, contam com margem folgada de fornecimento para atendimento dessa plataforma. O que faz a Cogen olhar para o futuro do mercado de cogeração a gás com entusiasmo agora maior é justamente o aceno do MME para reformas no modelo do setor de energia em geral. Com a introdução acelerada de fontes renováveis, o equilíbrio operativo do Sistema Interligado Nacional (SIN) passa a depender cada vez mais de uma base firme de geração para fazer frente à intermitência das usinas eólicas e solares. Como os reservatórios das grandes hidrelétricas perderam sua capacidade de regularização plurianual, trabalhando com armazenamento limitado, a lógica agora é adicionar capacidade térmica ao sistema. É nesse contexto que surge um mercado mais favorável ao desenvolvimento de grandes usinas termelétricas e também da cogeração movida a gás, favorecendo o surgimento de clusters regionais de geração distribuída. Recentemente, o MME estabeleceu em R$ 329/MWh o valor de referência (VR) que as distribuidoras de eletricidade podem repassar às sua tarifas, caso decidam fazer leilões próprios de contratação de energia, estimulando, portanto, a aquisição de fornecimento em sua área de concessão, a partir de excedentes disponíveis em indústrias, shopping centers e demais segmentos. Anteriormente, o VR era tão irrisório que não compensava às companhias comprar suprimento direto – em até 10% de seu mercado -, tornando-se mais cômodo buscá-lo nos leilões oficiais.

Dos 3.469 MW já mapeados, 2.769 MW vão para o setor industrial e 700 MW para o terciário Em que pese um horizonte mais animador a investimentos, ainda assim a adoção de sistemas de cogeração requer um estudo muito detalhado por parte de empresas interessadas em ter sua própria produção parcial ou total de energia. Tudo é taylor made, ou seja, os projetos são feitos sob medida para cada tipo de atividade e segmento de atuação. No caso de um edifício corporativo, hotel ou hospital, a modalidade se encaixa, em geral porque além de energia elétrica, também fornece calor tanto para produção de vapor, como para geração de frio destinado a refrigeração e ar condicionado, por meio da conversão em equipamentos conhecidos como chilers de absorção. Ainda assim, o cálculo do retorno do capital aplicado precisa levar em consideração a tarifa de eletricidade cobrada pela concessionária local de energia. Qualidade e confiabilidade do fornecimento são outros parâmetros importantes. Numa fábrica com equipamentos de operação mais sensíveis, continuidade e qualidade são muito valorizados, assim como em shopping centers, hotéis e hospitais onde eletricidade sempre disponível é um fator crítico para segurança e bem estar dos frequentadores e usuários.

Cenários Gás 2017-2018 55

Distribuição e Mercado

COMÉRCIO: crescimento contínuo Mercado automotivo

Aut omot ivo

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Consumo de gás no segmento cresce 14,6% em todo o país, com destaque para o Nordeste 6,63

Os empreendedores vêm ao longo dos últimos anos tomando conhecimento das vantagens do abastecimento por gás natural, que no segmento comercial atende a clientes como bares, restaurantes, hotéis, academias esportivas, lojas, entre outros. Tanto é verdade que dados da Associação Brasileira de Distribuição de Gás Canalizado (Abegás) mostram que o volume médio consumido pelo segmento comercial em 2016 foi de 829 mil m³/dia, o que representa um aumento de 14,6% com relação ao ano de 2015. Em dezembro de 2016, houve aumento de 8%, em comparação com o mesmo mês do ano anterior, em consumo de gás. Já em comparação com novembro, o aumento foi de 6,2%, o que mostra a tendência de crescimento, verificada ao longo do ano. Quando comparado mês a mês, o ano de 2016 mostrou uma performance no segmento comercial bem superior a 2015. Razão disso está no volume consumido a cada período de 30 dias. Enquanto que em 2016, o volume ultrapassou a casa dos 800 mil m³/dia já em março, esta mesma marca, em 2015, só veio a ocorrer no mês de junho, quando foi registrado volume comercializado de 856 mil metros cúbicos diários. Exemplo disso está em São Paulo, um dos maiores mercados de gás natural canalizado. Na área de concessão da Comgás, houve um incremento de 6,3% no consumo do segmento comercial, com a inclusão de 932 novos clientes da empresa ao longo do ano. Isso porque a expansão do setor comercial está intimamente ligada ao aumento das redes de distribuição por parte das concessionárias. Devido aos aumentos dos aportes, o volume de

5,77

5,50

5,40

5,32

5,13

4,96

4,82

4,96

vendas dos últimos dez anos para o segmento 94% 95% 95% 93% 94% 91% 91% 89% 87% aumentou 40% e o número de clientes ligados à 2008 rede 2009 experimentou uma expansão de201570%2016ao 2010 2011 2012 2013 2014 que era há uma década. E ainda há todo um potencialReﬁ a narias ser eexploraf af ens Mercado industrial Indust rial (dist ribuidoras) do. São várias as aplicações de gás natural que Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) Out ros e participação do mercado na fatia total (%) hoje podem ser encontradas e que vão além da 14.15 12.88 bares 13.03 11.28 cocção de alimentos (em e13.80 restaurantes) 14.03 9.12 7.50 7.09 e aquecimento de águas (em hotéis). Projetos 29.57 29.18 29.46 29.12 28.78 26.79 26.29 21.87 de25.90cogeração em estabelecimentos comerciais também já incluem o insumo para sistema de 13% 14% 15% 14% 14% 16% 17% 18% 17% refrigeração de ar condicionado, por exemplo. 29% 30% 32% 33% 44% 43% 39% 49% 48% Entre as regiões do país, há um destacado 57% 56% 54% 44% 43% 43% 35% 33% crescimento no Nordeste, onde há uma taxa49%de 2008 2009 de2010 2011 no 2012 2013 2014consumido2015 2016 aumento 457% número de res, em razão do adensamento da distribuição em um mercado ainda recente nos estados daOutros mercados (inclui GNC) Diversos (inclui GNC) Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) quela parte do país, diferente do Sudeste, onde e participação do mercado na fatia total (%) Out ros a distribuição de gás remonta a outras épocas. A Algás, de Alagoas, tem incentivado o 0,68 0,58 uso de0,64diversas aplicações para o segmento 0,17 0,17 no estado. 0,15 hoje concentra que 576 clientes 0,11 0,10 Além dos usos tradicionais da área, há tam100%

99%

100%

Mercado Comercial 2008

2009

2010

2011

2012

100%

99%

2013

2014

2015

2016

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm3/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Mercado comercial

Comercial

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Out ros

0,61

0,59

0,63

0,68

0,72

0,75

0,77

0,79

0,83

99%

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Mercado residencial

56 Cenários Gás 2017/2018

Out ros

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Residencial Out ros

bém a possibilidade do cliente usar o gás como sistema de backup para o sistema de energia solar. Hoje em dia, o percentual de economia que um cliente comercial pode ter ao substituir aplicações que atualmente usam energia elétrica e que podem ser substituídos por gás é de cerca de 70%. Outra concessionária do Nordeste que vem investindo na expansão do segmento comercial é a BahiaGás, que investiu, em 2016, no município de Feira de Santana, cerca de R$ 7,5 milhões nas obras de expansão da rede urbana, tendo 1 mil novos clientes, sendo 968 só no comércio. Naquele município, a concessionária já atendia 21 clientes, nos segmentos automotivo, comercial e industrial, com uma média de vendas de 100 mil m³/dia. A Cegás, do Ceará, é outra concessionária da região que também aponta benefícios aos consumidores que decidem adotar o gás natural em seu negócio. Em seu site, a empresa aponta que a economia, quando usado para geração de energia, pode ser de até 60%, quando comparado à geração elétrica tradicional. No Sudeste, principal mercado consumidor do país, o segmento comercial também tem registrado crescimento no consumo de gás natural. A Comgás, que atende à região metropolitana do estão de São Paulo, mantém atualmente 16 mil clientes do segmento. No quarto trimestre de 2016, a empresa apresentou um aumento de 6,30% no número de clientes que se conectaram à rede da Comgás e o volume de vendas foi de 35,5 mil m³/dia, o que representa um aumento de 8,90% quando comparado ao volume do mesmo trimestre do ano anterior. A empresa divulgou ainda um índice de satisfação do serviço prestado aos consumidores comerciais, chegando a 100% dos clientes satisfeitos quanto à economia e possibilidade de aplicações possíveis ao gás.

Volume de vendas comercial (10³ m³/dia) Região

2007

2016

Crescimento (%)

0,00%

Nordeste

71,80%

Sudeste

511

687

34,40%

133,00%

126,40%

584

829

42,10%

Norte

Sul Centro-Oeste Brasil Fonte: Abegás

Número de consumidores comerciais Região Norte Nordeste Sudeste Sul Centro-Oeste Brasil

2007

2016

Crescimento (%)

0,00%

431

2402

457,30%

20469

31818

55,40%

270

1432

430,40%

199

895,00%

21190

35854

69,20%

Fonte: Abegás

Volumes comercializados por mês (10³ m³/dia) Meses

2015

2016

Janeiro

684

686

Fevereiro

725

797

Março

765

813

Abril

798

781

Maio

768

845

Junho

856

862

Julho

830

910

Agosto

831

859

Setembro

810

854

Outubro

813

865

Novembro

796

807

Dezembro

821

872

Total média

791

829

Fonte: Abegás

Cenários Gás 2017-2018 57

Distribuição e Mercado

89%

87%

91%

93%

94%

95%

94%

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Mercado industrial RESIDÊNCIA: Gás canalizado avança Reﬁ narias e f af ens

Indust rial (dist ribuidoras)

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Out ros

Mercado mantém crescimento contínuo na última década, mesmo em anos de recessão econômica 7.50

25.90

Mesmo com o agravamento da crise econômica no Brasil observado em 2015 e 2016, quando o PIB chegou a registrar resultados negativos nos dois anos, o consumo médio de gás natural nas residências brasileiras cresceu em todas as regiões nos últimos 10 anos, com destaque para o Sul, onde o aumento foi de 1522%, número superior aos do Nordeste (603%), Centro-Oeste (764%) e Sudeste (57%) somados. A região que apresentou o maior crescimento em porcentagem tem o perfil de consumo considerado diferente das demais regiões, por conta da questão climática e da utilização do gás para outros fins como, por exemplo, os aquecedores domésticos. Grande parte desse crescimento nacional foi resultado do investimento das distribuidoras em locais que ainda não tinham a cultura do uso do gás natural nas residências. As empresas seguem apostando na expansão do segmento, tanto que a rede de distribuição de gás no território brasileiro cresceu 100% em 10 anos, chegando a um total de 31,8 mil km em 2016. Além do aquecimento da água e do uso do fogão, o gás natural passou a ser utilizado nas piscinas em alguns condomínios residenciais. O aumento no consumo de gás natural nas residências reflete também no aumento do número de consumidores neste segmento. Em 10 anos a alta foi de 126% no geral, passando de 1,3 milhões para 3 milhões de unidades residenciais. Dentro desse cenário, o maior aumento no número de clientes foi no Sudeste, que passou de 1,3 milhões em 2007 para 2,7 milhões em 2016. O ápice do consumo de gás natural nas residências brasileiras foi em 2013, quando o energético chegou a representar 1,4% da matriz energética residencial, ficando atrás da eletricidade, gás LP e lenha, segundo dados da EPE. Ao final de 2016, a demanda de gás natural nas residências brasileiras registrou um aumento de 15% frente ao obser-

9.12

11.28

12.88

13.03

13.80

14.15

29.57

29.12

28.78

29.18

29.46

21.87

26.29

26.79

13% 14% 14% 14%de 969 18% 17% vado ao16%final15% de 2015. O17%consumo passou 29% 30% 32% 33% 44% m³/dia, em 43% 2015, para 39% 1,1 milhão de m³/dia. mil 49% 48% Apesar desse aumento observado, 57% o gás 56%natural 54% 49% 44% 43% 43% 35% 33% ainda não é unanimidade no segmento residencial 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 no Brasil. As dificuldades para desenvolver o mercado não se limitam no lado da produção do combusOutros mercados (inclui GNC) tível, predominantemente em mar, no caso do Brasil. Diversos (inclui GNC) Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%) Out ros o proUm dos grandes gargalos para disponibilizar duto ao mercado está na sua logística de transporte e distribuição. Em virtude do fato de os centros 0,68 0,64 0,58 de consumo encontrarem-se distantes dos locais de 0,17 0,17 0,15 0,11 0,10 produção e de a malha de transporte e distribuição não estar bem desenvolvida, o custo logístico exerce 100% 100%na 100% 100% 100% 100% total. 99% 99% 99% papel preponderante composição do custo Além disso, o gás natural para o segmento residencial enfrenta concorrência, 2008 2009 2010 2011 a 2012 2013 2014 nas 2015regiões 2016 onde o não há redes de gás, da eletricidade, muito utilizada para o aquecimento da água, e do gás LP Mercado comercial Comercial Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) (botijão) normalmente utilizado em fogões para e participação do mercado na fatia total (%) Out ros cocção. O processo de expansão do gás natural no segmento residencial será observado, nos pró0,83 0,77 0,75 ximos anos, 0,63 em áreas mais 0,79 prédios e 0,72 houver 0,68 onde 0,61 0,59 com maior densidade demográfica.

99%

Mercado Residencial

99%

2008 2009 2010 2011 2012de gás 2013 natural 2014 2015 3/dia) 2016 Médias anuais da demanda (Mm e participação do mercado na fatia total (%)

Mercado residencial

Residencial

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Out ros

1,11

0,72

0,74

0,79

0,87

0,92

1,00

0,97

99%

98%

99%

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Mercado de cogeração

58 Cenários Gás 2017/2018

14.03

7.09

Médias anuais da demanda de gás natural (Mm³/dia) e participação do mercado na fatia total (%)

Cogeração Out ros

MAPA BRASIL - RENOVÁVEIS EDIÇÃO ATUALIZADA

DADOS E LOCALIZAÇÃO DE 523 USINAS DE BIOMASSA, 369 PARQUES EÓLICOS, 448 PCHS E 39 PLANTAS SOLARES

BIOMASSA

EÓLICA

PCH

SOLAR

E MAIS: • Mapa georreferenciado com as LTs e subestações • Ranking dos maiores investidores por tipo de usina • Gráfico das usinas em operação, construção e outorgadas • Evolução dos preços por fonte desde 2004 • Capacidade a ser adicionada até 2020 por fonte renovável • Participação das renováveis na matriz energética brasileira

Wall map 85cm x 115cm

loja.editorabrasilenergia.com • vendas@brasilenergia.com.br • +55 21 3503-0303

Biogás O grande potencial dos resíduos Biogás pode agregar mais de 14 GW ao parque gerador e suprir 24% da demanda por eletricidade do país

aproveitamento do biogás, combustível obtido pela digestão anaeróbica de resíduos orgânicos de aterros, de tratamento de esgotos, da agricultura, da pecuária ou de atividades comerciais, tem potencial para agregar 14,64 GW à geração elétrica brasileira e 70 milhões de m³/dia de biometano, sua versão purificada que pode substituir em aplicações veiculares, industriais e residenciais os concorrentes fósseis, como o gás natural, cujo consumo atual no Brasil é de 53,9 milhões de m³/ dia, e o óleo diesel. A estimativa é da Associação Brasileira de Biogás e de Biometano (Abiogás) e se baseia na imensa disponibilidade de substratos no país, que teriam juntos,

em todas as regiões, o potencial de gerar e permitir a captação e uso de 51,4 bilhões de m³/ano de biogás. A região que lidera essa perspectiva seria o Sudeste, com 29 bilhões de m³/ano, onde há grande produção agrossilvopastoril e muitos aterros sanitários, seguida pelos mesmos motivos e em níveis de importância decrescente pelo Centro-Oeste (9,2 bilhões de m³), Sul (7 bilhões de m³), Nordeste (5 bilhões de m³) e Norte (1,2 bilhão de m³). Por atividade, a Abiogás considera a indústria sucroenergética a de maior importância para apoiar uma curva de crescimento do uso do biogás e, sobretudo, do biometano, tendo em vista a maior facilidade de purificação do biogás de vinhaça e a própria nature-

A usina a biogás de aterro Termoverde Caieiras tem capacidade instalada de 29,5 MW

za estratégica desse setor. Com base nos volumes de vinhaça, subproduto do etanol hoje utilizado como fertilizante na lavoura de cana, além dos de outros resíduos das usinas, como bagaço, palha e torta de filtro, que totalizariam, juntos, volume aproximado de 691 milhões de t/ano, a indústria teria potencial para gerar 50 milhões de m³/dia de biometano. Isso tudo poderia ou ser injetado na rede de gás canalizado, seja em gasodutos principais ou estruturantes, ou então comprimido para substituir o GNV e, principalmente, o diesel. Já o segundo mercado potencial seria o de alimentos, aí incluindo o biogás gerado pela biodigestão de dejetos de vaca leiteira, de aves poedeiras e suínos, de abatedouros, laticínios e amidonarias (fábricas de amido de mandioca ou milho). Para a Abiogás, o rebanho de 32 milhões de suínos, 195 milhões de bovinos, 927 milhões de aves e a produção de 22,6 milhões de t de mandioca podem gerar 14 milhões de m³/dia de biometano. “E nesse potencial ainda não incluímos outros resíduos e cadeias importantes de contribuição, o que levantaremos no médio prazo”, diz o vice-presidente da Abiogás, Gabriel Kropsch. Para completar o desenho do potencial levantado pelo recente estudo da associação, a terceira atividade é representada pelo saneamento. Nesse caso, inclui-se o esgoto tratado no país, o que, aliás, hoje engloba apenas menos da metade dos brasileiros, somada à fração orgânica dos resíduos sólidos urbanos, já que o biogás com essas origens

se gera, respectivamente, pela digestão anaeróbica dos lodos de esgoto e pela decomposição orgânica do lixo em aterros. Apenas diante desse quadro ainda deficitário, o potencial é para 6 milhões de m³/ dia de biometano, lembrando que nesse segmento há um potencial também muito favorável para a construção de usinas térmicas a biogás, em aterros.

Mercado existente Todo esse potencial do biogás e do biometano, porém, ainda está longe de ser aproveitado. No momento, segundo a Aneel, há 29 usinas a biogás no país, que totalizam capacidade instalada de 118.601 kW, ou apenas 0,0741% da matriz nacional, o que está bem distante do potencial de 14,64 GW apontado pela Abiogás, que seriam suficientes para suprir 24% da demanda elétrica nacional. Dessas usinas em operação, três usam biogás de fonte agroindustrial (1.822 kW), 11 de resíduos animais (2.099 kW) e 15 de resíduos sólidos urbanos (114.680 kW). Um exemplo importante de usina a biogás de aterro é a Termoverde Caieiras, de Caieiras (SP). Inaugurada em setembro de 2016, a usina tem capacidade instalada de 29,5 MW, aproveita cerca de 18 mil m³/h de biogás captado do aterro de Caieiras, que por sua vez recebe 8 mil t/dia de lixo da região metropolitana de São Paulo, gerando 250 mil MWh por ano e vendendo a energia em contratos no mercado livre. Segundo a Abiogás, usinas com sistema de purificação para transformar o biogás em biome-

Cenários Gás 2017-2018 61

Biogás

tano são poucas, com quatro delas com escala a se considerar: a Granja Haacke, em Santa Helena (PR); a Ecocitrus (Consórcio Verde Brasil), de Montenegro (RS); Aterro de Dois Arcos, em São Pedro da Aldeia (RJ); e Gás Verde, no aterro de Gramacho, de Duque de Caxias (RJ). Juntas elas geram aproximadamente 150 mil m³ diários de biometano, por meio de sistemas que removem a umidade, o dióxido de carbono e o sulfeto de hidrogênio do biogás, elevando o teor de metano do gás renovável de uma média de 50% a 70% para até 98%. Todas elas comprimem o gás renovável para uso em frotas de veículos. E há a tendência de que esse volume produzido aumente no médio prazo, em ampliações das plantas existentes e a partir das novas em construção.

Demandas estratégicas Para acelerar o mercado, há consensos entre os principais participantes do setor. Nesse ponto, o apoio ao programa federal RenovaBio, que pretende ampliar o uso de biocombustíveis (etanol, biodiesel, biogás e biometano) como forma de reduzir a emissão de carbono total do país até 2030, é um deles. Aliás, as principais associações ligadas ao biogás – ABBM, Abegás, Abiogás e Única – fizeram contribuições concordantes entre si à recente chamada pública do RenovaBio, que já conta com projeto de lei pronto e seguirá na pauta ao longo de 2017 e 2018 até se tornar uma política de estado, provavelmente muito favorável para o setor. Como o programa pretende impor metas às distribuidoras de combustível, para que aumentem obrigatoriamente suas compras de biocombustíveis ao longo dos anos, a sugestão principal incluída na chamada pública foi a de definir a precificação do biogás e biometano a partir de metodologias que levem em conta a intensidade de carbono do ciclo de vida individual. Isso porque, segundo explica Kropsch, da Abiogás, o biometano é a única fonte de energia primária com pegada de carbono negativa, ou seja, que captura carbono da atmosfera durante o período de produção e consumo. “Além disso, é uma fonte renovável

62 Cenários Gás 2017/2018

firme, não-intermitente, e a sistemática de preço do RenovaBio precisa considerar essas vantagens para tornar os projetos atrativos”, diz. Também nesse sentido é um pleito do setor a criação de leilão específico por fonte, considerando térmica a biogás na base da geração, com equiparação do valor de referência do gás natural. Também é apontado como importante para o desenvolvimento do setor a criação de metas de substituição de veículos pesados e equipamentos agrícolas a diesel por outros movidos a gás “verde”. Segundo a Abiogás, há a possibilidade do biometano suprir 44% da demanda nacional de 60 bilhões de litros de diesel, ajudando o país não só no aspecto ambiental, reduzindo em até 74% as emissões de gases do efeito estufa provocados pelo uso desse combustível fóssil, como no equilíbrio da balança comercial, já que o Brasil importa 12% da sua demanda interna de diesel. Adotadas as medidas de incentivo do RenovaBio, a Abiogás projeta para 2030 a produção de 32 milhões de m³/dia de biometano, o que seria possível com a purificação de 30% dos previstos 190 milhões de m³/dia de biogás bruto (que tem em média 55% de metano) disponível no mesmo ano. Antes disso, porém, a associação acredita que em 2019 já será possível ampliar a produção para 500 mil m³/dia, com cerca de dez plantas em ope-

Produção de biometano da Granja Haacke, em Santa Helena (PR), abastece 61 veículos da frota da hidrelétrica de Itaipu

ração, volume que passaria para 10,7 milhões de m³/dia em 2025.

Regulamentações Outro ponto importante para a consolidação do mercado é a criação de legislações e regulamentações federais e estaduais específicas para disciplinar e incentivar o uso de biometano, principalmente para permitir a adição do gás renovável nas redes de gás canalizado, mas também para estimular o uso como combustível veicular. No campo federal, desde janeiro de 2015 há uma resolução da ANP, a de número 8, que dá base legal e critérios técnicos para que produtores comercializem o biometano para uso veicular, em instalações comerciais e residenciais e geração de energia. Isso desde que atendam critérios de composição e tratamento estabelecidos pela agência, podendo ser misturado ao gás natural desde que mantenha o poder calorífico e garanta percentual mínimo de 96,5% de metano e 0,5% de oxigênio. Essa resolução na prática permite que o biometano seja injetado nas redes de gás canalizado das concessionárias, mas impõe, por ser federal, a necessidade de adequação a seus critérios por estados que fazem suas próprias legislações. Uma dessas restrições da ANP, por exemplo, foi a proibição de adição de biometano oriundo de aterros ou estações de tratamento de esgoto nas redes, por conta

da presença de componentes perigosos, como os halogenados e siloxanos. Pela letra da lei, só são permitidos biometano de origem agrossilvopastoril (pecuários e agrícolas, principalmente o da indústria de etanol) e comerciais (restaurantes, hotéis). Ocorre que mesmo a proibição de uso de biometano de aterro e saneamento deve cair. Isso porque a ANP fez consulta pública, que terminou em maio de 2017, para recebimento de comentários sobre proposta de resolução que estabelece regras para aprovação do controle de qualidade e especificação do biometano oriundo de aterros e saneamento para uso veicular, residencial e comercial. Isso na prática permitirá que esses empreendimentos também possam negociar biometano para injeção em gasodutos principais ou separados da rede. Apesar da resolução da ANP ser fundamental para disciplinar o uso no país, as legislações estaduais são importantes porque definem regras específicas com poder de desenvolver de fato o mercado de biometano. Há alguns estados mais adiantados nesse sentido, até mesmo por já contarem com projetos, caso do Rio de Janeiro, que tem a lei 6.361/2012, que dispõe sobre a política estadual de gás natural renovável (GNR), regulamentada pelo decreto 44855/2014, que permite a venda de biometano para a concessionária de gás. Também há outros estados, como o Espírito Santo, com seu decreto 3453/2013, que dispõe sobre política estadual de energias renováveis e tem

Potencial de produção de biogás (bilhões de m³/ano)

Total: 51,4

9,2

5 1,2

Sudeste

Centro-oeste

Sul

Nordeste

Norte

Fonte: Abiogás

Cenários Gás 2017-2018 63

Biogás

entre seus artigos determinações para permitir a injeção de biometano na rede de gás. Ainda o Ceará, embora sem lei específica, por inaugurar até agosto uma usina de biometano, a GNR Fortaleza, no aterro Oeste de Caucaia, em parceria entre os governos estadual e municipal com a empresa Ecometano, tem usado por meio de sua agência ambiental a resolução da ANP para autorizar empreendimentos da área. A ideia é mesmo permitir a injeção futura do biometano na rede da Cegás, assim que a ANP o permitir em sua nova resolução. De início o gás renovável será destinado a uma indústria cerâmica. Em São Paulo, onde há o maior potencial de aproveitamento de biometano, por deter 60% da produção sucroalcooleira nacional, está em elaboração uma regulamentação para embasar a distribuição na rede de gás canalizado do estado. Depois de passar por consulta pública no começo de 2017, a promessa é de que seja publicada em breve.

Potencial distribuído por todo o país

Fonte: Abiogás

64 Cenários Gás 2017/2018

Com a regulamentação feita pela agência reguladora paulista de energia e saneamento (Arsesp), só fica faltando uma decisão de conselho, liderado pela secretaria estadual de energia, de impor percentual mínimo obrigatório de injeção de biometano nas redes das concessionárias paulistas de gás. Determinação do Programa Paulista de Biogás, o decreto 58.659/2012 deve ter força de impulsionar o mercado de forma decisiva, na opinião da Abiogás e de outros envolvidos com a questão, como a Unica, União da Indústria de Cana-de-Açúcar, que representa as usinas sucroenergéticas, que seriam as grandes fornecedoras de biometano para as concessionárias. Para o consultor ambiental da Unica, André Elia Neto, o cenário futuro se desenha da seguinte forma: as usinas próximas dos gasodutos podem vender o biometano para as concessionárias com conexões entre as tubulações; o gás pode ser comprimido em cilindros para uso nas próprias frotas de veículos ou

Condomínio de Agroenergia Ajuricaba foi o primeiro a produzir biogás por meio dos dejetos de animais em pequenas propriedades com atividades de bovino e suinocultura, que são interligadas por uma rede coletora de gás

para terceiros e, futuramente, em caminhões e máquinas agrícolas. A terceira opção, para usinas não-próximas aos gasodutos principais, seria por meio de gasodutos estruturantes das concessionárias, em áreas não atendidas pelo gás natural, para abastecimento de indústrias ou mesmo residências. Além do percentual mínimo obrigatório, porém, Elia considera fundamental também a existência de linhas de financiamento para a construção dos sistemas, que demandam altos investimentos. Um cálculo da Unica estima que seriam necessários entre R$ 10 bilhões a R$ 13 bilhões para as usinas paulistas conseguirem construir sistemas de biometano, que incluem uma etapa para concentração da vinhaça (evaporação ou membranas) e uma etapa de biodigestores para formar o biogás e de purificação para gerar o biometano. Por usina, o investimento oscilaria entre R$ 60 milhões a R$ 100 milhões.

Inovação As tecnologias empregadas para biogás e biometano são dominadas por muitos fornecedores estabelecidos no Brasil, apesar de que boa parte dessas empresas dependem de acordos de transferência tecnológica de sistemas de biodigestão anaeróbica, tecnologia que forma o biogás em resíduos agroindustriais, animais ou comerciais a partir da ação de bactérias em reatores com ausência de oxigênio. Portanto, os esforços de pesquisa existentes no Brasil são muito voltados para a nacionalização de biodigestores e para alguns aprimoramentos de processo. A experiência mais importante de pesquisa nacional na área ocorre no Centro Internacional de

Energias Renováveis-Biogás (CIBiogás), que funciona desde 2013 no Parque Tecnológico de Itaipu, em Foz do Iguaçu (PR). Originalmente criado pela Itaipu Binacional em 2010, quando foi inaugurado o laboratório do então Centro de Estudos do Biogás (CEB), três anos depois o CIBiogás passou a ser uma instituição científica em formato de pessoa jurídica de direito privado e uma associação sem fins lucrativos formada por 16 instituições, entre elas Eletrobras, Copel, Compagas, Onudi, Sebrae e a própria Itaipu Binacional. Segundo o presidente do CIBiogás, Rodrigo Régis, a proposta do centro é promover o conceito de inovação voltada para a geração de negócios. “Inovação que não gera nota fiscal não passa de invenção”, cita Régis. Com esse propósito, nos primeiros anos de atuação, antes mesmo da formação da nova instituição em 2013, a ideia foi desenvolver projetos reais para demonstrar a viabilidade da tecnologia. Com isso, o CIBiogás se tornou responsável por projetos de implantação, monitoramento e melhorias em sistemas de produção de biogás em doze diferentes localidades, no Oeste do Paraná e até no Uruguai, em amidonarias, pequenas e médias propriedades rurais, cooperativas, granjas e outras empresas que transformam dejetos animais ou resíduos industriais em eletricidade, energia térmica e biometano. Faz parte dessas unidades instaladas, por exemplo, o importante projeto na Granja Haacke, em Santa Helena (PR), onde a partir do envio de 100 m³/dia de efluentes líquidos para um biodigestor anaeróbico a empresa gera 1 mil m³/dia de biogás. Parte disso segue para produção de biometano, comprimido e direcionado para abastecer 61 carros

Cenários Gás 2017-2018 65

Biogás

da frota da UHE Itaipu, e parte gera eletricidade em motogerador de 112 kVA, consumido na granja, que ficou praticamente autossuficiente e conectada à rede para gerar créditos para compensação. As frentes de trabalho do CIBiogás, além da consultoria, assessoria técnica e elaboração de estudos de viabilidade técnica e econômica (EVTE), também envolvem várias cooperações para desenvolvimento tecnológico, visando nacionalização de sistemas. Um muito importante, segundo Régis, é para projetar e difundir o uso de biorreatores construídos em plástico reforçado de fibra de vidro (PRFV). Feito em parceria com empresas nacionais, o propósito é substituir reatores com tecnologia importada, que normalmente são concebidos em concreto, o que encarece muito as obras. “Estamos adotando e recomendando essa tecnologia nos projetos”, diz. Uma outra pesquisa conta com parceria com universidades austríacas (Boku e TU Viena) e tem o propósito de criar sistemas de purificação de biogás de baixo custo. Além das universidades, a pesquisa conta com o apoio da agência austríaca

de energia nesse projeto. Também vale destacar o desenvolvimento de uma tecnologia para otimizar sistemas de geração distribuída de biogás. Em cooperação com a Eletrobras, por meio da distribuidora Ceron, de Rondônia, a ideia dessa pesquisa é desenvolver sistema de conexão de microgeradores com a rede de distribuição de energia para criar centrais virtuais de energia. Com 52 colaboradores, o CIBiogás tem ainda se voltado ultimamente a criar arranjos técnicos e comerciais de geração distribuída, tendo em vista as novas possibilidades de geração compartilhada e consumo remoto advindas da resolução Aneel 687. Um exemplo ocorre na estruturação de projeto, em conjunto com a Copel, no município de Entre Rios do Oeste, no Paraná, forte na suinocultura. Nesse caso, 19 propriedades rurais da cidade de 4 mil habitantes e rebanho de 150 mil suínos vão gerar energia com biogás a ser compensada pela prefeitura local. O projeto contempla 480 kW de potência instalada, que pode ser estendida, se todos os 60 produtores do local aderirem, para 2.8 MW.

Equivalências energéticas

DEMANDA DE ENERGIA ELÉTRICA EPE

Fonte: Abiogás

66 Cenários Gás 2017/2018

DEMANDA DE COMBUSTÍVEL ANP

GLP A indústria se moderniza Setor cresce 18,9%, no modo granel na última década e prevê boom de demanda com substituição da lenha e dos chuveiros elétricos em residências

ovimentando um mercado de cerca de 7,4 milhões de toneladas ao ano, o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) é um dos poucos combustíveis da matriz energética brasileira que atende 100% dos municípios, chegando a localidades onde não há sequer eletricidade, menos ainda água encanada. Por conta da logística construída há muitos anos, boa parte já amortizada, o setor tira proveito de seus padrões de eficiência para conquistar novos mercados em expansão e busca se posicionar como alternativa competitiva à eletricidade e à lenha em alguns extratos do mercado residencial. Com oferta abundante nacional e internacional e demanda em crescimento (atualmente, o Brasil é o 10° consumidor mundial do produto), o maior desafio do

GLP é rentabilizar ao máximo cada real investido em infraestrutura e logística. A limitação na tancagem dos portos é o calcanhar de Aquiles do setor quando se fala de importação: a recepção do produto só pode ser feita em Santos (SP) e Suape (PE). O porto pernambucano é a principal porta de entrada de GLP no Nordeste e o único do país capaz de receber o produto do exterior em navios de 44 mil toneladas. Mas a capacidade limitada de armazenamento faz com que dependa de um navio cisterna permanente para estocar a carga recebida. Já Santos tem a tancagem necessária para receber a carga do exterior, no entanto, como é o porto mais movimentado do país, está cada vez mais próximo do seu limite para a movimentação de combustíveis, o que contribui para os atrasos na carga e descargas de navios. Em Santos, o GLP tem ainda que

Cenários Gás 2017-2018 67

competir por espaço com outros combustíveis, como o diesel, o que faz com que parte do produto importado precise ser descarregado em Suape antes de seguir para lá. Atualmente, as distribuidoras elaboram o projeto de construção de um hub no Nordeste, o que inclui bater o martelo sobre Itaqui (MA), Pecém (CE) ou Suape como ponto de importação e distribuição do produto. O projeto segue adiante favorecido por um cenário de menor controle de preços. A recente decisão da Petrobras de sair do setor reacendeu a disputa pelo mercado. Os investimentos, no entanto, dependem tanto quanto os demais combustíveis de que haja maior previsibilidade sobre a política de preços futuros da Petrobras, que com seu gigantismo e onipresença é um price maker natural. Com o fim da Parcela de Preço Específico (PPE), em 2002, e após a implantação do regime de liberdade de preços, adotado entre 2003 e 2015, com os preços controlados, o governo passou a controlar o preço do botijão por um sistema de cotas usado pela Petrobras na venda de GLP às distribuidoras. A partir do volume de botijões comercializado nos seis meses anteriores, a Petrobras fixa, a cada mês, a cota de cada empresa a ser faturada a um preço inferior ao da parcela restante, que, em princípio, será destinada ao GLP vendido ao consumidor final em outros tipos de embalagem. Durante 12 anos (2003-2015), o preço foi mantido em R$11,50 por botijão, e desde então permanece em R$13,00.

Combustível Brasil Uma das apostas atuais das distribuidoras é o programa Combustível Brasil, iniciativa similar ao Gás Para Crescer, criado com o objetivo de analisar as recentes mudanças que vêm ocorrendo no mercado de combustíveis diante do reposicionamento da Petrobras. Segundo o Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Gás Liquefeito de Petróleo (Sindigás), para o setor do GLP investir basta que se façam alterações no marco infralegal, o que reduz a complexidade das medidas necessárias. O Sindigás diz esperar que o programa garanta a consti-

68 Cenários Gás 2017/2018

tuição de nova cadeia de abastecimento e de pólos prioritários no mecanismo de avaliação de preços. No mesmo panorama, a ANP está estudando mudanças nas normas que regulam os requisitos mínimos para o exercício da atividade de revenda e de distribuição do gás. Essas medidas regulatórias reacendem o debate sobre a comercialização do produto, caracterizando-se como tentativas de adequar o setor ao novo momento do mercado e equilibrar as demandas da Petrobras e das distribuidoras.

Crescimento Nos últimos dez anos, o crescimento acumulado de embalagens até 13 kg foi de 8,5%, representando um crescimento vegetativo (que vem acompanhando o crescimento da população) no consumo residencial. No entanto, o avanço do consumo a granel, usado tanto em residências – principalmente condomínios – e comércios quanto em indústrias e no agronegócio, desde 2007 foi de 18,9%, o que aponta uma nova janela para o investimento. O consumo de GLP em tonelada cresceu 11,2% nos últimos nove anos, impulsionado principalmente pelas vendas no modal granel. Por outro lado, o GLP apresenta grande perspectiva de crescimento caso consiga, nos próximos anos, substituir a lenha como fonte energética principal das famílias mais pobres do país. Estima-se que, em 2015, 25,4% da matriz energética residencial brasileira tenha sido ocupada pela lenha, matéria que, quan-

RADIOGRAFIA DO SETOR a 33,5 milhões de botijões vendidos mensalmente a 7,4 milhões de toneladas/ano comercializados a 380 mil empregos diretos e indiretos a R$ 22 bilhões de faturamento bruto anual a 59,5 milhões de domicílios supridos a 150 mil empresas supridas a 20 distribuidoras a 65 mil revendedores distribuídos pelo país a R$ 5 bilhões/ano arrecadados em tributos a 1,1 milhão de cilindros de 13 kg requalificados por mês

Bra

Residencial/ Comercial 91%

Utilizações do GLP Países desenvolvidos

Indústria 9%

Países desenvolvidos

Brasil

Agronegócios 7%

Agronegócios 0,2%

Indústria 28%

Residencial/ Comercial 65%

Residencial/ Comercial 91%

2,2% Agronegócios 7%

55%

Indústria 28%

04% 16% 25%

Distribuição e Revenda PIS/PASEP e COFINS ICMS Realização Petrobras

Residencial/ Comercial 65%

Antes do reajuste nos preços sem tributos da Petrobras (Período da coleta de 28/05 a 03/06/2017)

54% 04% 16% 26%

Após o reajuste nos preços sem tributos da Petrobras

Fonte: Sindigás

do queimada, libera substâncias tóxicas, causando a chamada “indoor pollution”, ou “poluição interior”. Segundo a OMS, pelo menos 4,3 milhões de pessoas morrem ao ano devido a esse tipo de poluição, que tem como principal causa a queima de combustíveis sólidos em fogões com ventilação ineficiente. Caso haja uma conscientização e incentivo de saúde pública para que a lenha seja substituída pelo GLP, o mercado tem potencial de crescer em aproximadamente 1,2 milhão de toneladas em cinco anos. A substituição dos chuveiros elétricos também aparece como uma grande chance para o setor despontar. Se 25% dos brasileiros optar por trocar o chuveiro elétrico – vilão no consumo de energia – pelo gás, o mercado pode crescer mais 1,4 milhão de toneladas. Hoje, o uso de gases combustíveis é

fundamental para a certificação “A” nos sistemas de aquecimento de água de edificações. Outra possível perspectiva de crescimento idealizada pelo setor é a retirada da restrição do uso do gás em aparelhos como veículos, saunas, aquecedor de água de piscinas e geradores, por exemplo. Em alguns países do mundo, o uso de GLP nesses aparelhos é permitido, mas no Brasil é considerado crime contra a ordem econômica. A ANP e a EPE estimam que, no total, a demanda do gás será de 8,2 a 9,2 milhões de toneladas em 2025, enquanto a oferta ficaria entre 6,5 e 7,3 milhões de toneladas. Dessa forma, seria necessário importar entre 1,1 e 2,7 milhões de toneladas até lá. De acordo com a estimativa, a maior lacuna entre oferta e demanda será no Nordeste, enquanto o Sudeste se consolidará como

Cenários Gás 2017-2018 69

GLP

Oferta estimada em 2025 entre 6,5 e 7,3 milhões de toneladas

Ainda que essa concorrência impacte diretamente seu mercado industrial, no residencial o GLP tem seu porto-seguro. O chamado gás de botijão está presente em 95% das residências brasileiras, concorrendo principalmente com a eletricidade e a lenha.

Necessidade de importação entre 1,1 e 2,7 milhões de toneladas em 2025

Concorrência Interna

Balanço de oferta e demanda de GLP Demanda

Estimativa entre 8,2 e 9,2 milhões de toneladas em 2025 Cancelamento de projetos no downstream

Oferta

Importação

Maior lacuna entre oferta e demanda se dará no Nordeste Fonte: Sindigás

a única região ofertante. O Norte, que hoje é ofertante, tende a tornar-se demandante nessa perspectiva.

Concorrência na Indústria Fora o setor residencial e comercial (91% do total), o GLP ainda é subaproveitado no Brasil. Na média dos países desenvolvidos, casas e estabelecimentos comerciais têm 64% da fatia do mercado, com o restante sendo dividido entre indústria (27%) e agronegócio (7%). Com a expansão dos gasodutos, a linha do gás natural foi traçada atravessando os principais clientes industriais do GLP em setores-chave, como vidro e cerâmica. Isso impactou fortemente o mercado, obrigando-o a sair de sua zona de conforto e investir em novos serviços. Como resultado, as empresas do setor começaram a apostar em novas tecnologias para a indústria e agricultura. Um exemplo disso é a criação do secador de lodo e resíduos, usado nas indústrias para reduzir a umidade dos detritos e auxiliar as empresas na gestão de resíduos. O secador móvel de grãos, um equipamento que usa o gás LP para a secagem e limpeza dos grãos sem alterar suas propriedades, é outra aposta voltada para o setor rural. Apesar da concorrência com o GN, o GLP ainda resiste e cresce no setor industrial devido à sua propriedade de não se deteriorar durante o período de armazenamento, ao contrário de outros combustíveis líquidos de petróleo. Por ser transportável, é usado como combustível complementar ao gás natural e para a criação de um sistema de backup. Mesmo as empresas que têm o gás natural como fonte principal, continuam com uma reserva de GLP para caso haja episódios de interrupção parcial de fornecimento de GN, como causados por acidentes naturais.

70 Cenários Gás 2017/2018

O marketshare do GLP no Brasil é composto por 23 distribuidoras (16 grupos empresariais), sendo nove no setor do botijão P-13 (botijão de cozinha) e 65 mil revendedoras. O preço de mercado é livre, porém acompanhado pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) e pela Secretaria de Acompanhamento Econômico (Seae) do Ministério da Fazenda. O fornecedor não é monopolista nas regiões, dessa forma, as marcas acabam tendo uma alta rotatividade entre os consumidores, os quais a cada compra podem optar pela revendedora de preferência. Diferente da maioria dos produtos no varejo, a portabilidade do botijão é imediata. Por mês, 33,5 milhões de botijões de 13 kg são vendidos e outros sete milhões são destrocados. Isso significa que todo mês sete milhões de consumidores optam por comprar gás de outra marca pelo nível de serviço (varia do preço ao tempo de entrega).

Avanços tecnológicos O modal de transporte do GLP é basicamente rodoviário, o que barateia o custo e atende à capilaridade do produto. Para dar conta das muitas encomendas de última hora, as distribuidoras lançaram aplicativos em que o cliente avisa quando o gás está acabando, solicita um novo, e o caminhão é automaticamente direcionado para o lugar. A cobrança do gás também é flexível, podendo ser individualizada ou por rateio no gás encanado, no caso de condomínios. Com o investimento em serviços, mesmo com o tamanho do alcance, o gás LP não está na lista dos 50 principais produtos e serviços alvo de queixa do consumidor do Procon. De acordo com pesquisa realizada pela consultoria Copernicus, o serviço de distribuição do produto possui alto índice de satisfação – acima, por exemplo, da distribuição de água e energia elétrica.

MAPA DO BRASIL 2017 CONCESSÕES EXPLORATÓRIAS DE PETRÓLEO E GÁS

JÁ C OM A S

ÁRE

14ª

ROD

ADA

O MAPA TRAZ: • Blocos sob concessão por bacia, com áreas e sócios atualizados • Reservas provadas de óleo e gás dos últimos cinco anos • Quantidade de blocos que cada empresa opera por bacia • Ranking das empresas segundo a área que exploram • Atividades sísmica e de perfuração nos últimos cinco anos • Evolução da área exploratória nos últimos cinco anos

PROMOÇÃO DE PRÉ-VENDA! loja.editorabrasilenergia.com/mapas

UTILIZE O CÓDIGO ATÉ 10 DE MAIO: BRASILO&G

ADQUIRA O SEU EM: loja.editorabrasilenergia.com vendas@brasilenergia.com.br • 21 3503-0303

GLP

CONSUMO - TOTAL Embalagensaté até13kg 13Kg ++Outros (Granel + P20 + P45) Consumo total (embalagens outros) (000)t

7,329 7,103

7,135

2011

2012

7,421

7,396

7,308

6,933 6,623

2007

6,767

6,687

2008

2009

2010

2013

2014

2015

2016

CONSUMO CONSUMO OUTROS OUTROS (Granel (Granel + P20++P20 P45)+ P45) - BRASIL - BRASIL (000)t (000)t

CONSUMO CONSUMO - EMBALAGENS - EMBALAGENS ATÉ 13Kg ATÉ 13Kg BRASIL BRASIL (000)t (000)t

Consumo embalagens até 13kg

Consumo outros (granel + P20 + P45) 2,161 2,161 2,128 2,043 2,066 2,043 2,066 2,009

2,128

5,330 5,330 5,265 5,265 5,201 5,260 5,201 5,260 5,131 5,126 5,131 5,126 5,027 5,027 4,957 4,949 4,957 4,949 4,895 4,895

2007 2008 2007 2009 2008 2010 2009 2011 2010 2012 2011 2013 2012 2014 2013 2015 2014 2016 2015 2016

2,009 1,972 1,972 1,906 1,906 1,810 1,728

1,810

1,737 1,728

1,737

2007 2008 2007 2009 2008 2010 2009 2011 2010 2012 2011 2013 2012 2014 2013 2015 2014 2016 2015 2016

Projeções do Gás LP no Plano Decenal de Expansão de Energia- 2025 (PDE 2025 MME/EPE) (000)t

Projeções do Gás LP no Plano Decenal de Expansão de Energia 2025

72 Cenários Gás 2017/2018

2020

2021

2022

10,311 9,116

8,974

2019

8,711 8,650

2018

8,488 8,488

2017

7,799 8,326

8,042 6,969

7,900

2016

7,576 8,184

2015

6,847

6,604

7,759

Demanda

9,298 8,812

Produção

9,825

(PDE 2025 MME/EPE)

2023

2025

A Visão dos Especialistas Dez especialistas renomados analisam e opinam sobre gargalos e oportunidades do setor

Augusto Salomon

Ieda Gomes

Cid Tomanik

Lavínia Hollanda

Cynthia Silveira

Márcio Ávila

Edmar de Almeida

Michelle Hallack

Fernanda Delgado

Miguel Vazquez

Análise

Augusto Salomon

Mudanças no setor de gás natural precisam de visão sistêmica O gás natural será a principal fonte de energia primária ainda neste século, em uma transição do sistema global de energia para um crescimento econômico cada vez mais sustentável, aponta estudo realizado pela consultoria Strategy&/PwC para a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (ABEGÁS). O mesmo estudo demonstra que outros países que evoluíram seu mercado de gás natural seguiram uma lógica de mercado de incentivo à ampliação da oferta e, consequentemente, da competição. As principais características observadas em mercados maduros como Estados Unidos, Noruega, Grã-Bretanha e Itália são o foco em inovações, comercialização, sofisticação das transações e segurança jurídica. Nos melhores casos internacionais, o marco regulatório foi fundamental no processo de liberalização do setor, definindo as diretrizes para o aumento da competição, da oferta e fortalecimento dos reguladores. E as políticas de governo, órgãos reguladores e organismos antitruste tiveram papel fundamental no processo de liberalização do setor de gás, desenvolvimento e manutenção de um ambiente propício para a concorrência. No Brasil, apesar do crescimento recente – fruto do investimento na expansão das redes de distribuição –, a penetração do gás natural na matriz energética ainda é muito baixa, principalmente em comparação a outros países com caracterís-

74 Cenários Gás 2017/2018

ticas semelhantes. De acordo com o levantamento da Strategy&/PwC, o País está em 38º lugar no ranking mundial no consumo de gás natural, com 12% de participação na matriz energética. Uma das razões para que o Brasil esteja longe do seu potencial é a limitada concorrência na cadeia, principalmente na oferta de gás natural no city gate, onde a ausência de políticas adequadas para o acesso à infraestrutura de escoamento da produção, tratamento e transporte inibe a entrada de novos ofertantes. Como representante de um importante elo da cadeia da indústria de gás natural brasileira, a ABEGÁS defende que o gás natural seja visto como uma alternativa energética estratégica para o crescimento do País, que precisa retomar sua atividade econômica e gerar renda e empregos. Para isso, entendemos ser preciso implementar um novo modelo setorial, que desenvolva o setor de um modo que integre todos os elos da cadeia — da exploração e produção ao escoamento e tratamento da produção, incluindo o transporte e a distribuição. Seria impossível pensar em um novo modelo sem analisar os desdobramentos do movimento de venda de ativos da Petrobras. A empresa ainda preserva imensa participação em toda a cadeia de gás (produção, importação e comercialização) e é importante repensar a estratégia de venda desses ativos, cujo foco deveria ser a elevação da concorrência no setor. É justamente em função dessa dominância que qualquer passo da Petrobras nesse processo de revisão do modelo acaba impactando todo o setor, inclusive o de distribuição de gás natural e, principalmente, os consumidores finais.

Um exemplo disso, apenas ilustrativo, é a proposta de mudança na lei que permitiria o atendimento direto pela Petrobras às refinarias, plantas de fertilizantes (Fafens) e termelétricas, sem o pagamento de tarifa às concessionárias estaduais. Caso tal proposta venha a prosperar, a receita e os investimentos das distribuidoras ficariam comprometidos. Essa medida poderia onerar a tarifa em até 200% para os demais consumidores, não só residenciais e comerciais, mas também para as indústrias que não tenham acesso a gasodutos de transporte – benefício que a Petrobras possui. Todo passo do processo de desinvestimentos da Petrobras, portanto, deve ser feito à luz do interesse do País. E, para o Brasil, é estratégico incentivar a expansão das redes de distribuição e estimular a eficiência das distribuidoras de gás natural. Na estimativa do estudo encomendado pela ABEGÁS, a partir do histórico de investimentos das distribuidoras, essa expansão pode gerar um aporte de US$ 10,5 bilhões nos próximos dez anos e de aproximadamente US$ 27 bilhões, considerando importação e transporte de gás natural. Imagine a repercussão positiva desse investimento em infraestrutura para a geração de empregos e para o aumento do PIB do País nos próximos anos? Além disso, a expansão poderia levar a praticidade, a eficiência, a produtividade e a oportunidade de desenvolvimento energético autossustentável do gás natural a cada vez mais consumidores, instalando esse ativo em mais bairros e cidades do interior, atendendo indústrias e melhorando sua eficiência. O crescimento elevaria a autonomia energética dos Estados e do País, reduzindo a dependência da rede de energia elétrica, diminuindo o uso de combustíveis mais poluentes e contribuindo para atrair ou manter negócios nessas localidades. Por isso, acreditamos ser necessária uma evolução das regulações estaduais para dar mais segurança aos consumidores livres, em alinhamento às diretrizes firmadas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e, principalmente, aos

interesses do País, para que essa regulação estadual esteja de acordo com os investimentos de todos os agentes e seja gerida com segurança jurídica e regulatória provida por agências reguladoras estaduais fortes, técnicas e independentes. Também vemos como essencial a revisão dos entraves tributários. Hoje, um dos principais desafios relativos à importação de gás natural é a indefinição jurídica sobre o Estado competente para a exigência de ICMS relativo à importação. Outro fator, igualmente importante e que representa uma barreira à livre circulação do gás natural no território nacional, tem relação com a disparidade de alíquotas de ICMS aplicáveis nas operações internas, interestaduais e de importação de gás natural, o que acarreta acúmulo de créditos de ICMS. Há muito a ser adequado. Mas, para um País que precisa atrair investimentos, o fundamental é implementar não uma agenda que atenda pontualmente a interesses setoriais, mas pautada por uma visão sistêmica, que priorize decisões economicamente eficientes e que gere benefícios para o setor e para a sociedade, formando um ambiente regulatório e econômico estável e previsível, que permita projeções confiáveis de retorno e investimentos. Na nossa visão, a prioridade é discutir a venda dos ativos da Petrobras e a necessidade de os agentes suprirem o mercado a partir dessa saída. Augusto Salomon é presidente executivo da Abegás, associação que representa todas as distribuidoras de gás canalizado do país, e sócio fundador da “Syspro Engenharia e Participações”, empresa desenvolvedora de tecnologias de comunicação sem fio. Fundou, em 1999, a “Gás Brasil Mídia Editorial”, portal de relacionamento e negócios para o setor de gás natural, e atuou como gerente de projetos no Centro de Pesquisa Desenvolvimento Informática e Automação (CPDIA), ligado ao Ministério de Ciência e Tecnologia. Augusto Salomon é formado em Ciência da Computação pela Universidade de Taubaté, com especialização em Redes Computacionais pelo ITA, tem curso de formação de executivos e comércio exterior pela Faculdade Maria Augusta e MBA em Gestão de Projetos pelo IPT/USP.

Cenários Gás 2017-2018 75

Análise

Cid Tomanik

Gás Natural: em busca de um novo cenário Em meado de 2016, o Ministério de Minas e Energia (MME) lançou Consulta Pública intitulada “Gás para Crescer” com o objetivo de adequar as atividades do setor ao novo momento do mercado, ou seja, o fim do monopólio da estatal federal em diversos elos da cadeia de gás natural. Diante do expressivo número de sugestões apresentadas na Consulta Pública, em abril/2017, através de resolução1 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), o MME decidiu criar um comitê técnico para o desenvolvimento da indústria de gás natural, a fim de estabelecer as diretrizes estratégicas para o desenho de novo mercado de gás natural (marco regulatório). O referido comitê técnico foi criado com objetivo de propor medidas que garantam a transição de um modelo centralizador e monopolista para outro que garanta a livre concorrência na oferta de gás natural. Teve como representantes os Ministérios de Minas e Energia, Casa Civil, Ciência e Tecnologia, Fazenda e Indústria e Comércio, além de membros da Empresa de Pesquisa Energética, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, da Agência Nacional de Energia Elétrica, da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia, da Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia Elétrica, entre outros. Em artigo2 Adriano Pires alerta que: “... mais uma vez, o governo parece estar caindo na armadilha da síndrome da espiral. Em vez de focar em pontos nos quais existe consenso no mercado, encurtando o caminho para o gás ter participação mais relevante na matriz energética, cria oito grupos de trabalho e manda os agentes do setor se entenderem. Isso é voltar a uma prática que já se mostrou improdutiva.”. Segundo ele “essa síndrome acontece quando as pessoas têm certeza de que o caminho mais curto entre dois pontos não é uma reta, e sim uma espiral.” O caminho mais curto para o desenvolvimento da indústria de gás natural seria aplicar o estabelecido nos atuais textos legais.

76 Cenários Gás 2017/2018

A legislação existente delineou o mercado de gás natural. Mas não houve a aplicação dos conceitos legais por parte dos órgãos públicos. O mercado de gás natural manteve-se indiferente aos textos legais, salvo pouquíssimas exceções. Atualmente, as empresas que prestam os serviços de distribuição de gás canalizado também vendem o produto gás natural. Estas duas atividades – distribuição e comercialização – estando concentradas no mesmo agente gera monopólio, contrariando o espírito de livre concorrência, conforme será demonstrado a seguir.

Comercialização Sancionada em 4 de março de 2009, a Lei nº 11.909 (Lei do Gás Natural) instituiu normas para a exploração da atividade econômica de comercialização de gás natural em todo o território nacional. Esta Lei também estabeleceu normas para a exploração das atividades de transporte, tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação, importação e exportação de gás natural. Foi regulamentada pelo Decreto nº 7.382, de 2 de dezembro de 2010. A Lei definiu comercialização de gás natural como sendo a atividade econômica de compra e venda de gás natural, realizada por meio da celebração de contrato, negociado entre as partes e registrado na Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Nos termos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 (Lei do Petróleo), a ANP é responsável pela regulamentação e fiscalização da atividade de comercialização de gás natural. Para o exercício da atividade de comercialização de gás natural, há necessidade de obtenção de registro de agente vendedor junto à ANP perante os requisitos estabelecidos na Resolução ANP nº 52/2011. São agentes da atividade de comercialização de gás natural: a) Comercializador ou Agente Vendedor: é aquele que detém a propriedade de volume de gás natural, registrado e autorizado pela ANP para exercer a atividade de comercialização (compra e venda) de gás natural. b) Consumidor: é pessoa física ou jurídica que adquirir volume de gás natural de um Comercializador (Agente Vendedor).

O gás natural comercializado por estas empresas é conduzido por: a) Gasoduto (Dutos de Condução): Sob a forma gasosa através de gasoduto em alta pressão - na faixa 40-100 bar. b) Canalizado (Tubos de Condução): Sob a forma gasosa através de tubulações em baixa/ média pressão - na faixa 0,017 - 10 bar.

Distribuição Previsto no Parágrafo 2º do artigo 25 da Constituição Federal, a modalidade de condução do gás na forma canalizado é um serviço público, regulada pela Lei nº 8.987 de 13 de fevereiro de 1995 (Lei de Concessões de Serviços Públicos). A Constituição Federal utiliza-se da expressão “serviços locais de gás canalizado” para designar o serviço de movimentação de qualquer fluído em estado gasoso, através de tubulações. Deste modo, o serviço local de gás canalizado (ou distribuição de gás canalizado) é um serviço público explorado pelo Estado diretamente ou através de concessão. Este serviço compreende a movimentação de qualquer gás, por meio de redes de distribuição, a construção e a operação dos referidos gasodutos de distribuição até os usuários finais localizados nas respectivas áreas de concessão, nos termos e condições estabelecidas nos respectivos contratos de concessão. São agentes dos serviços locais de gás canalizado: a) Poder Concedente (Estado): é a entidade política que detém a titularidade de exploração do serviço público de distribuição de gás canalizado. b) Concessionária de Gás Canalizado: é pessoa jurídica classificada como prestadora de serviço público na modalidade de concessão. c) Usuário: pessoa física ou jurídica que utilize os serviços de distribuição de gás canalizado prestados pela Concessionária e que assuma a responsabilidade pelo respectivo pagamento e demais obrigações legais, regulamentares e contratuais. Observa-se que a comercialização e distribuição são atividades distintas que não devem estar concentradas nas distribuidoras estaduais. Portanto, não há necessidade de serem gerados novos textos legais para aprimoramento dos textos legais em vigor, há necessidade do aperfeiçoamento da Lei do Gás Natural e Decreto nos seguintes temas: a) Criar o mercado cativo para consumidores cujo consumo de gás natural seja igual ou inferior a 50.000 m³ por mês.

b) Criar o mercado livre para consumidores cujo consumo de gás natural seja superior a 50.000 m³ por mês. c) Vedar a atividade de comercialização de gás natural pelas concessionárias ou empresas estaduais de serviços locais de distribuição gás canalizado, salvo para o mercado cativo (desverticalização para o mercado livre). d) Regulamentar a atividade de comercialização de gás natural para o mercado cativo, através de empresas de serviços locais de distribuição de gás canalizado. e) Criar convênio entre os Estados para uniformização das normas estaduais da distribuição de gás canalizado, inclusive a estrutura da taxa de uso do sistema de distribuição. f) Criar o operador nacional do sistema de gás natural, nos moldes do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. g) Criar a câmara de comercialização de gás natural, nos moldes da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. h) Retomar os leilões eletrônicos para comercialização de volumes de gás natural importado e nacional, nos moldes de 2009. i) Criar regras para as trocas operacionais (Swap) de gás dentro dos sistemas estaduais de distribuição de gás canalizado. A implantação dos temas acima permitiriam a livre concorrência e o fim do monopólio dos Estados na comercialização de gás natural, cujos resultados seriam benéficos para o desenvolvimento do mercado de gás natural em todo território nacional. Resolução CNPE nº 10, de 14 de dezembro de 2016. Artigo intitulado “A Síndrome da Espiral” - no site “O Estado de São Paulo”, de 11 de fevereiro de 2017 - http://economia.estadao.com.br/ noticias/geral,a-sindrome-da-espiral,70001661703 1 2

Cid Tomanik é graduado em Direito pela PUC/ SP, especialista em gás natural e canalizado. Perito Credenciado (técnico especializado) perante a Agência Reguladora de Saneamento e Energia – ARSESP, através do Processo CSPE/191/2004, na Categoria: Gás Natural – Especialização: Distribuição, no período de 2005 a 2009. Chefiou o departamento jurídico de empresa multinacional do segmento de exploração de serviços públicos de distribuição de gás canalizado no noroeste do Estado de São Paulo. Palestrante em diversos eventos sobre gás natural, é também autor do Livro: “Gás Natural – Aspectos Jurídico-regulatórios acerca da Comercialização de Gás Natural e do Serviço de Distribuição de Gás Canalizado“, editado pela Synergia Editora – 2016

Cenários Gás 2017-2018 77

Análise

Edmar de Almeida

Construção de um Mercado Competitivo de Gás Natural no Brasil: Desafios e Perspectivas O processo de abertura do mercado de gás no Brasil iniciou-se vinte anos atrás com a aprovação da Lei do Petróleo (Lei 9478/1997), que introduziu a competição no setor de óleo e gás e implementou as rodadas de licitação de exploração de gás e petróleo. Após 13 rodadas de licitação, a participação da Petrobras na produção de gás reduziu-se progressivamente e atualmente situa-se em 80%. Além da abertura do upstream, outras mudanças regulatórias buscaram promover a competição no mercado do gás. A Lei do Gás (Lei 11.909/2009) criou as figuras do consumidor livre, do autoprodutor e do auto-importador, e deu a estes agentes a prerrogativa de poder construir e implantar, diretamente, instalações e dutos para o seu uso específico, mediante celebração de contrato que atribua à distribuidora estadual a sua operação e manutenção. Esta lei também criou a figura do comercializador de gás natural, nos moldes do que já existia para o setor elétrico. Em 2011, a ANP publicou a Resolução n. 52/2011 que regulamenta a atividade de comercialização de gás natural dentro da esfera de competência da União, e o registro do agente vendedor, bem como dos contratos de comercialização. Existem hoje 63 empresas de comercialização de gás natural autorizadas pela ANP. Destas, aproximadamente a metade foi criada por empresas produtoras de gás e a outra metade por empresas que já são comercializadoras de energia elétrica, além de algumas distribuidoras de gás. A regulação estadual também evoluiu no sentido de criar um mercado aberto à competição através da regulamentação do mercado livre para o gás natural. Nos estados do Rio de Janeiro,

78 Cenários Gás 2017/2018

de São Paulo, do Espírito Santo, de Minas Gerais, do Maranhão e do Amazonas, a regulação estadual criou a figura do consumidor livre, permitindo que estes agentes comprem gás diretamente de comercializadores autorizados. Apesar dos esforços regulatórios acima descritos, a abertura não se traduziu na criação de um mercado competitivo para o gás natural. Praticamente todas as empresas produtoras de gás no país vendem sua produção de gás para a Petrobras (com exceção da Eneva no Maranhão). A Petrobras é também a única importadora de gás da Bolívia e através do GNL e, portanto, continua monopolista de facto na oferta de gás nacional e importado para as distribuidoras de gás do Brasil. Atualmente, apenas um consumidor livre compra gás diretamente do produtor. Trata-se de uma termelétrica localizada no estado do Rio de Janeiro que pertence ao grupo Eletrobrás e que compra gás da Petrobras. A situação descrita acima deixa claro que não basta inserir na regulação a possibilidade de um mercado livre para o gás natural. A criação de um mercado eficiente e competitivo para o gás exige um esforço para reduzir tanto as barreiras à entrada para os comercializadores como os custos de transação na comercialização do gás. A experiência internacional demonstra que a introdução da competição passa por reformas estruturais para redução de barreiras à entrada e viabilização de um nível mínimo de competição, além da formatação de um mercado tanto para capacidade de transporte de gás, como para a molécula. Este foi o caso de países como o Reino Unido, a Argentina, a Itália e a Espanha. Em todos estes países, o mercado do gás era dominado por um monopólio estatal, tal como no Brasil, e foi necessário realizar reformas estruturais com a alienação de ativos e introdução de restrições regulatórias ao poder de mercado da empresa dominante. O programa de desinvestimentos da Petrobras representa uma oportunidade única para reestruturação da indústria de gás no Brasil. Entretanto, para surtir efeitos positivos na formatação de um mercado competitivo para o gás, é impor-

tante que o processo de desinvestimento da Petrobras ocorra no bojo de uma reforma regulatória da indústria. Sem uma perspectiva efetiva de competição no mercado de gás, os compradores destes ativos tendem a exigir garantias que se materializam em contratos da própria Petrobras de compra de serviços de transporte (caso das transportadoras de gás), ou suprimento de gás (caso das térmicas ou distribuidoras). Na medida em que o valor dos ativos depende direta ou indiretamente da participação da Petrobras no mercado de gás no Brasil, a alienação dos ativos sem uma reforma regulatória pode resultar na manutenção do controle do mercado pela Petrobras e o surgimento de monopólios privados ao longo da cadeia. O programa “Gás para Crescer”, capitaneado pelo Ministério de Minas e Energia - MME, visa exatamente identificar e promover mudanças regulatórias e legais que contribuam para reduzir as barreiras à entrada de novos fornecedores de gás, promovendo uma reforma regulatória de forma coordenada com as mudanças na estrutura da indústria resultantes do processo de desinvestimento da Petrobras e também da eventual privatização dos ativos dos governos estaduais na distribuição. Ademais, é fundamental avançar numa agenda de formatação de um mercado de gás natural reduzindo-se o nível dos custos de transação. Da mesma forma que no setor elétrico, a comercialização de gás exige um arcabouço institucional específico que permita reduzir a especificidade dos ativos e seus impactos para os riscos em cada operação de venda/compra de gás natural. No atual contexto regulatório e de mercado de gás, um novo fornecedor que queira vender gás para um consumidor livre ou para uma distribuidora precisa realizar contratos complexos e específicos para cada transação. Para cada operação de venda de gás natural, é necessário realizar um ou mais contratos diferentes de transporte de gás, especificando pontos de entrada e de saída, com atributos de duração, frequência e grau de interruptibilidade semelhantes. Ademais, na ausência de um mercado secundário de gás, cada negociação deve considerar os riscos de interrupção de suprimento e seus impactos para as partes em negociação, afim de estabelecer precificar as garantias. Tudo isto se traduz em custos de transação elevados para novos fornecedores e vantagens competitivas para o fornecedor incumbente. A experiência internacional demonstra que a redução dos custos de transação passa pela mu-

dança na forma de tarifação dos serviços de transporte de gás, através da adoção da tarifação via metodologia de entrada e saída e a integração dos serviços de transporte das diferentes empresas de transportadoras. Neste tipo de tarifação os carregadores pagam para injetar gás na rede e consumidores pagam para retirada do gás. Desta forma, cada vendedor pode comercializar o gás para qualquer consumidor livre ou distribuidora, desde que pague por uma capacidade de entrada no sistema. Da mesma forma, cada comprador pode adquirir o gás de qualquer vendedor habilitado, desde que tenha um contrato com reserva de capacidade de retirada do sistema de transporte. Além de reduzir o custo de transação no transporte de gás, é fundamental promover a liquidez do mercado. Isto pode ser feito através da criação de um mercado secundário de gás, permitindo aos compradores de gás revender o gás contratado. Ademais, é possível ainda formatar um mercado de ajuste de gás para promover o equilíbrio de pressão do sistema de transporte. Neste caso, compradores de gás que retirassem montantes além do seu contrato de suprimento, seriam obrigados a comprar gás em um mercado de curto prazo (entregas diárias ou semanais). Para isto, é necessário formatar e padronizar contratos para comercialização no mercado de ajuste. Estes seriam os primeiros passos de uma longa caminhada que poderia resultar no desenvolvimento de um mercado competitivo de gás natural no Brasil, onde o preço do gás seria determinado pela concorrência entre fornecedores de gás e não através de fórmulas com referência a outros mercados. A caminhada é longa e quanto mais o Brasil tardar a dar os primeiros passos, maior será a distância do mercado de gás nacional em relação ao nível de desenvolvimento dos mercados internacionais de gás natural. Edmar de Almeida, professor e diretor de pesquisa do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro, é economista, mestre em Economia Industrial e doutor em Economia Aplicada pelo Instituto de Política Energética e Economia da Universidade de Grenoble, França. Desde 1993, professor Edmar dedica-se ao ensino e a pesquisa em economia energética com especial interesse em organização industrial e a dinâmica da indústria energética, regulação e política energética e inovação tecnológica e seus impactos nos mercados de energia.

Cenários Gás 2017-2018 79

Análise

Ieda Gomes

Importação de Gás Natural: Evolução e Perspectivas de Curto Prazo O Brasil passou a importar gás natural em 1999, após a conclusão da primeira etapa do gasoduto Bolívia-Brasil. O gasoduto (Gasbol), de 3150 km, possibilita o suprimento de gás boliviano às empresas distribuidoras de gás em cinco estados brasileiros: Mato Grosso do Sul, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Existe ainda um tramo independente interligando a Bolívia ao Mato Grosso. O contrato de gás com a Bolívia foi firmado em 16 de agosto de 1996 e estabelece um volume mínimo de compra de 24 MMm³/dia e um volume máximo de entrega de 30,08 MMm³/dia. O prazo do contrato é de 20 anos a partir do início do fornecimento, assim sendo, no caso da Comgás (SP), o prazo finda em 2019, enquanto que para as demais distribuidoras o prazo do contrato se encerra em 2020. As distribuidoras dispõem de um ano adicional para retirar as quantidades pagas (Take or Pay) e não retiradas. No âmbito dos acordos celebrados com a Bolívia, foram constituídas duas empresas transportadoras, a TBG - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A., controlada pela Petrobras, que opera o trecho de 2593 km no território brasileiro, e a GTB - Gas TransBoliviano S.A., afiliada da YPFB, que opera o trecho de 557 km em território boliviano. A partir do ano 2000 o Brasil passou a importar cerca de 2,8 MMm³/dia de gás da Argentina para suprimento da termoelétrica de Uruguaiana (560 MW), operada pela AES. Porém, a partir de 2004, o governo argentino criou um programa de racionalização de exportações de gás natural, que estabeleceu o racionamento e, finalmente, o corte do suprimento de Uruguaiana. O trecho de 25 km do gasoduto interligando o gasoduto da TGM - Transportadora de Gás del Mercosur S.A. na Argentina é operado pela TSB - Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A., afiliada da Petrobras. O crescimento dos volumes importados da Bolívia foi lento, pois a maior parte dos estados

80 Cenários Gás 2017/2018

importadores não dispunha de infraestrutura de transporte e distribuição de gás. Somente em 2008 o mercado absorveu a totalidade dos volumes contratados, mas com a crise econômica de 2009 houve uma contração significativa do consumo, em particular no setor industrial. Ao mesmo tempo, a crise gerada pela nacionalização dos ativos das petroleiras pelo governo boliviano em 2006, além da preocupação do governo em evitar “apagões” no setor elétrico, levou a Petrobras a desenvolver projetos de importação de Gás Natural Liquefeito – GNL. A partir de 2009 foram construídos três terminais de importação flutuante (FSRU) nos estados do Rio de Janeiro, Ceará e Bahia, com capacidade total de regaseificação de 41 MMm³/dia. A importação de GNL destinava-se unicamente a complementar a demanda de gás de usinas termelétricas, cujo despacho é flexível ao longo do ano. Em virtude da flexibilidade do mercado e da baixa previsibilidade da demanda, a Petrobras passou a contratar cargas de GNL no mercado spot ou ainda em contratos de curto prazo, de 1 a 2 anos. Empresas privadas anunciaram outros projetos de GNL, para atender leilões de eletricidade A-5. Atualmente existem três projetos de usinas termelétricas relativos aos leilões realizados em 2014 e 2016, mas dois desses projetos estão sendo renegociados. No período 2000-2016 o Brasil desembolsou USD 44,5 bilhões com importações de gás natural e GNL. Os desembolsos atingiram o pico de USD 7,1 bilhões em 2014, coincidindo com preços em alta de petróleo e gás no mercado internacional e maior demanda pelo setor elétrico no Brasil.

A Oferta de Gás Natural Importado No período 2006-2016 a importação de gás oscilou entre 45% e 55% da oferta total de gás natural. Essa situação vem se revertendo a partir do primeiro trimestre de 2016, inicialmente com a redução do consumo termelétrico, que resultou em uma drástica redução no volume de GNL regaseificado e na suspensão das importações nos terminais do Rio de Janeiro e Bahia. Além da re-

dução na demanda, a maior disponibilidade de gás nacional também impactou as importações da Bolívia. O volume médio importado nos meses de janeiro e fevereiro de 2017 é de 16 MMm³/dia, volume muito inferior ao Take or Pay anual contratual de 24 MMm³/dia. No período 2008-2016 a Petrobras importou 21,2 mtpa e desembolsou (FOB) cerca de USD 12,2 bilhões com importações de GNL. Essas importações visaram atender principalmente às térmicas do Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), cujos preços são substancialmente inferiores aos preços do GNL antes de ser regaseificado e transportado até a usina termoelétrica. A título de exemplo, o preço médio para o PPT em 2016 foi de USD 4,17/ MMBtu, contra um preço médio FOB de GNL de USD 8,24/MMBtu. Assim sendo, para cada molécula de GNL entregue a uma usina do PPT, ocorreu uma perda de USD 4,07/MMBtu em 2016. Essa perda foi ainda mais acentuada no ano de 2015, cerca de USD 9,9/MMBtu, pois o preço médio de importação de GNL FOB foi de USD 13,86/MMBtu, contra um preço médio ao PPT de USD 3,96/MMBtu. Além da crescente demanda do mercado doméstico, a Bolívia exporta gás para o Brasil e para a Argentina. No caso da Argentina, o contrato prevê o suprimento médio de 16,5 MMm³/dia no período de outubro a abril, e de 20 MMm³/dia no período de maio a setembro. Até o início de 2016 a Bolívia não conseguia atender plenamente a demanda invernal na Argentina, em função da prioridade dada ao mercado brasileiro e ainda a problemas operacionais em alguns de seus campos produtores. Com a retração das importações brasileiras, a Bolívia tem disponibilizado volumes de até 19 MMm³/dia para a Argentina no primeiro trimestre de 2017.

Perspectivas futuras A anunciada saída da Petrobras de diversas atividades ligadas ao setor de gás suscita inúmeras questões quanto ao futuro das importações de gás no Brasil. No caso do GNL, além da desativação temporária dos terminais da Bahia e Rio de Janeiro, existe a possibilidade de desativação do terminal de Pecém, em função de limitações impostas ao armazenamento de combustível na área ocupada pelo terminal. Além disso, a Petrobras havia colocado os terminais do Rio e do Ceará no seu programa de venda de ativos, mas a venda não foi concretizada. Nos primeiros dois meses de 2017 a Petrobras reinjetou uma média de 27,7 MMm³/dia de gás na-

cional. Caso consiga equacionar o escoamento de parte desse gás para o mercado doméstico, o Brasil passará a depender menos de gás importado, tanto de GNL como de gás boliviano. A Petrobras anunciou ainda que não pretende importar gás da Bolívia nas mesmas condições e volumes do contrato que expira em 2019. Nessas circunstâncias, as companhias distribuidoras de gás teriam de negociar contratos de suprimento diretamente com a YPFB e negociar acesso aos gasodutos de transporte junto à TBG e GTB. As reservas provadas bolivianas despencaram em 2009, devido à mudança de critérios de aferição, mas desde então não têm aumentado em volumes suficientes para atender ao crescimento do mercado doméstico e ainda atender plenamente aos mercados brasileiro e argentino. Caso a Petrobras reduza o volume que contratará com a Bolívia, indaga-se qual será o seu papel em atender a demanda flexível e pouco prevísivel do mercado termoelétrico e se serão dadas condições a agentes privados para entrar no vácuo a ser deixado pela Petrobras. No que tange às importações de GNL, caso a Petrobras decida desfazer-se de seus terminais e contratos com navios regaseificadores, potenciais investidores privados terão dificuldade em desenvolver um modelo de negócios viável em função das incertezas quanto à demanda termoelétrica, a estagnação da demanda nos segmentos tradicionais e, ainda, um arcabouço regulatório e tributário que dificulta o acesso aos terminais, desestimula o empréstimo de moléculas no compartilhamento de terminais e inviabiliza operações de swap financeiros e operacionais. Em função dos resultados apresentados no início de 2017, as perspectivas de importação de GNL no curto prazo não são favoráveis, enquanto que a importação de gás boliviano poderá se manter abaixo dos volumes de take or pay, porque a Petrobras deverá dar prioridade ao escoamento do seu próprio gás natural doméstico. Ieda Gomes é uma consultora independente do setor de petróleo e gás natural e membro do conselho de administração de empresas internacionais do setor de energia, infraestrutura e certificação. Ieda é engenheira química com pós graduações em Energia (USP) e Meio Ambiente (Ecole Polytechnique Fédérale de Lausanne). Ieda exerceu diversas posições de liderança em empresas do setor energético dentre as quais Presidente da Comgás e da BP Brasil. Ieda é pesquisadora visitante do Oxford Institute for Energy Studies e da FGV Energia e ainda colunista da Brasil Energia.

Cenários Gás 2017-2018 81

Análise

Márcio Ávila

A tributação na cadeia do GN, GLP e Biogás O gás natural (GN) é todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros. O processo de produção do gás natural ocorre em quatro etapas: (i) exploração e produção; (ii) processamento; (iii) transporte e estocagem e (iv) distribuição. A extração do gás (aquisição originária), assim como as operações de queima, consumo próprio para geração de energia elétrica ou reinjeção não implicam em transferência de titularidade e, portanto, não devem sofrer a incidência do ICMS. Ao mesmo tempo, é recorrente que Estados e Municípios procurem instituir taxas de fiscalização sobre as atividades de pesquisa, lavra, exploração e aproveitamento de petróleo e gás. Normalmente, referidas taxas têm intuito meramente arrecadatório e invadem a esfera de competência da União (poder de polícia), na qualidade de ente concedente das atividades de exploração e produção, além de conterem outras inconstitucionalidades. Desde a zona de produção até a malha de distribuição, o transporte do GN pode se dar por gasodutos, transporte marítimo ou terrestre. Na hipótese de importação de GN, a exemplo do gasoduto Brasil-Bolívia, o ICMS-importação será recolhido para o Estado em que estiver localizado o destinatário jurídico da mercadoria. A alíquota do imposto de importação sobre o gás natural é de zero por cento. Nas operações interestaduais, entre contribuintes, com GN e seus derivados, o imposto será

82 Cenários Gás 2017/2018

repartido entre os Estados de origem e de destino. Quando a operação interestadual for destinada a não contribuinte, o imposto caberá ao Estado de origem. Portanto, a determinação sobre qual Estado deve receber o tributo depende da análise da destinação do gás: se é para consumo (Estado de origem) ou não (Estados de origem e destino). A receita do transportador, ainda que vinculada a uma cláusula ship or pay, está sujeita à tributação pelo PIS/COFINS. O carregador submetido ao regime não-cumulativo de apuração de PIS/COFINS tem direito a crédito desses tributos, mesmo que exista uma cláusula de ship or pay no contrato de transporte. A demanda contratada pode compreender ou não o valor referente ao fornecimento do gás. Até o montante que compreende o gás, há incidência de ICMS. Na parte não coberta pelo fornecimento, não incide o imposto estadual. Não se tributa contrato! Naturalmente, se os pontos de recebimento e de entrega do gasoduto se limitarem a um único Município (transporte intramunicipal), a incidência será do ISS, não do ICMS. Após ser enviado para a Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), o GN sofre industrialização, gerando, dentre outros, o GN canalizado e o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP - gás de cozinha, envasado). A saída do gás da UPGN é fato gerador do ICMS. Por outro lado, no ponto de entrega (City Gate), o gás “upgenado” não sofre qualquer industrialização, pois ali entra já processado. A natureza do produto permanece inalterada, não havendo agregação de valor para fins de ICMS. Filtragem, aquecimento, redução de pressão e medição são medidas de segurança para a entrega do gás às distribuidoras estaduais, além de serem realizadas no interesse do transporte. Aliás,

o ponto de entrega não é estabelecimento para fins do imposto estadual. A malha de distribuição leva o GN até o cliente final. Cabe aos Estados explorar diretamente, ou mediante concessão a empresa estatal, com exclusividade de distribuição, os serviços locais de gás canalizado. Os comercializadores não recolhem PIS/COFINS, já que as distribuidoras assim o fazem em razão do regime monofásico. O GLP é uma mistura de hidrocarbonetos com alta pressão de vapor, obtida do gás natural em unidades de processo especiais, que é mantida na fase líquida em condições especiais de armazenamento na superfície. As operações de importação e de comercialização de GLP derivado do GN sofrem a incidência da CIDE-combustíveis, mas não se pode aplicar o mesmo raciocínio para os gases propano e butano, por serem produtos distintos do GLP, embora o componham. A Segunda Turma do Superior Tribunal de Justiça, contudo, possui um precedente em sentido diverso (REsp n. 1476051/PE), validando a tributação sobre o propano e o butano, isoladamente. Não concordarmos com tal posicionamento, pois se a lei prevê a tributação do todo (GLP), não se pode concluir que as partes (propano e butano) possam também ser tributadas. Assim, quanto à forma, o propano e o GLP não se confundem, tanto que, por exemplo, o enxofre total do primeiro é distinto do segundo. O tratamento regulatório também é diferente, bastando para tanto, consultar o glossário da ANP. A Nomenclatura Comum do Mercosul (NCM) também é inconfundível para o propano, o butano e o GLP. Por fim, a finalidade do GLP é, principalmente, para cocção de alimentos, aquecimento de água, além de servir como combustível industrial. O propano, por sua vez, é utilizado como solvente em processo industrial, corte de aço, etc. (Importante entender que tanto propano quanto butano são vendidos separadamente para outras utilidades diversas do GLP.) Por todas essas razões, é

impossível concordar com o posicionamento da Segunda Turma do STJ, segundo a qual o GLP seria gênero e espécie, simultaneamente. Além de isso representar uma contradição lógica, não se coaduna com as características de cada um desses elementos, conforme exposto acima. Vale ressaltar que uma das destinações obrigatórias da CIDE-combustíveis é o pagamento de subsídios a transporte de gás natural. A incidência monofásica de PIS/COFINS se aplica ao GLP. Define-se como biogás o gás oriundo do processo de biodigestão anaeróbica de resíduos orgânicos, sobretudo, provenientes de produção agrícola e pecuária, aterros sanitários, estações de tratamento de efluentes, entre outras fontes geradoras e que seja composto majoritariamente de metano. Após ser purificado, se transforma em biometano. O biogás serve como combustível e para geração de energia elétrica. A venda do biogás se submete à incidência do ICMS, do PIS e da COFINS. Para que o biogás seja produzido em grande escala, é importante a adoção de política fiscal que garanta a concessão de benefícios fiscais. Afinal, seu custo é maior do que o do gás natural convencional. Os Estados da Bahia, Mato Grosso, Rio de Janeiro e São Paulo estão autorizados a conceder redução da base de cálculo do ICMS nas saídas internas com biogás e biometano, de tal forma que a carga tributária do imposto resulte na aplicação do percentual de 12% (doze por cento) sobre o valor da operação. Base legal: GN: CF/88, art. 155, § 4º, II e III, Lei 11.909/09, Lei 9.478/97, art. 6º, II. Gás natural canalizado: CF/88, art. 25, § 2º, Lei 9.784/97, art. 6º, XXII. GLP: Lei n. 10.336/01, art. 3º, V. Biogás: Lei 12.305/10, art. 44, inc. IV e V, Convênio ICMS 112/2013.

Márcio Ávila é sócio do escritório Márcio Ávila Advocacia e Consultoria. Foi analista tributário, consultor e advogado concursado da Petrobras por doze anos, onde atuou no jurídico tributário da empresa. É Professor Adjunto de Direito Tributário Aplicado da Faculdade de Direito da Universidade Federal Fluminense (UFF). Professor de Planejamento Tributário Internacional na Pós-Graduação em Direito da Universidade Federal Fluminense (UFF) e no LLM em Direito Tributário do IBMEC. Pós-Doutor em Direito Tributário, Desenvolvimento e Finanças Públicas (UERJ), Doutor e Mestre em Direito Internacional (UERJ)

Cenários Gás 2017-2018 83

Análise

Michelle Hallack e Miguel Vazquez

Desenhando o mercado de gás no Brasil: princípios, passos e desafios Atualmente a indústria de gás natural no Brasil está passando por um processo de reorganização e de escolha de modelo regulatório a ser adotado. Dentre os diferentes elementos que geraram as condições de mudança, a expectativa de mudança do papel da Petrobras é central. A empresa teve um papel central no desenvolvimento de todas as partes da cadeia da indústria de gás, desde a produção até o consumo, passando pela importação, transporte e distribuição. Assim, de forma verticalmente integrada, com objetivos por vezes empresariais, por vezes políticos (públicos?), a empresa construiu a infraestrutura e o portfólio necessários para o suprimento do fluxo de gás requerido pelas diferentes atividades econômicas no país (do transporte veicular à geração termoelétrica). Visto o caráter de rede da indústria de gás, a coordenação entre as diferentes partes da cadeia é ao mesmo tempo essencial e complexa. A coordenação na indústria de gás brasileira se baseou em dois pilares: (1) mix de contratos associados a decisões de investimento no longo prazo e (2) adaptações internas no portfólio da Petrobras (incluindo a gestão da malha de transporte, terminais de GNL, swing na produção, flexibilidade de grandes consumidores, etc.) para atender as variações de médio e curto prazo.

84 Cenários Gás 2017/2018

Neste contexto, a entrada de novas empresas no mercado, embora possível teoricamente, foi bloqueada na prática. A primeira possível causa para o bloqueio é a dificuldade causada pelos contratos de longo prazo (tanto os de gás com os consumidores quanto os de transporte). A segunda possível causa é a incapacidade dos potenciais entrantes (sem portfólio de ajuste) de fornecerem a flexibilidade necessária ao atendimento de uma demanda firme. O ajuste de curto prazo na indústria de gás é necessário para garantir o encontro dos fluxos na rede, isto é, lidar com variações na produção e na demanda. A capacidade de ajuste entre demanda e oferta no cenário atual existe (assim como os custos associados à mesma). Mas como é realizada internamente dentro do grupo Petrobras, este serviço não é transparente ao mercado (assim como a alocação dos custos respectivos). Este mecanismo de gerenciamento interno à Petrobras vem garantindo o funcionamento da indústria, mas gera distorções importantes. Primeiro, há subsídios cruzados entre os agentes do mercado de gás: os agentes que demandam flexibilidade geram um custo maior para o sistema que os consumidores estáveis de gás. Ademais, os agentes que oferecem (ou podem oferecer) flexibilidade ao sistema não são incentivados a investirem na oferta deste serviço (esta decisão é feita internamente considerando os agentes do grupo Petrobras, através de mecanismos internos, que incluem minimização de custos). Quanto mais complexo o sistema (diferentes usos, fontes e interações) mais difícil para um agente centralizador decidir isoladamente sobre todos os serviços da indústria, considerando todos os custos de oportunidade. Vale notar que os problemas e ineficiências das decisões centralizadas da indústria de gás, especialmente com a interação do mercado

de GNL e a diversidade da demanda de gás, vem colocando em questão diversos modelos regulatórios, como por exemplo o Chinês e o Indonésio. Por fim, a oferta de flexibilidade vista como gratuita (na prática subsidiada) compete com o desenvolvimento do mercado. Para desenvolver a coordenação por mercado dos agentes numa indústria de rede, uma ferramenta de desenho aplicada é a simplificação contratual da infraestrutura para diminuir os custos de transação. Uma das simplificações aplicadas no mercado de gás é a criação de áreas de mercado com entrada-e-saída. Nessas áreas de mercado, os agentes que desejam injetar gás no sistema irão comprar capacidade de entrada, adquirindo assim o direito de vender para qualquer agente demandante que possua capacidade de saída de gás. Simetricamente, todos os agentes que objetivam retirar gás do sistema ao comprar capacidade de saída, poderá adquirir gás de qualquer agente ofertante que possui capacidade de entrada. O local preferencial da troca é dentro da rede de transporte (princípio de ponto de intercâmbio virtual, virtual hub). Contudo, a simplificação da contratação da capacidade de rede não resolve os problemas de coordenação (assim como potencial de abuso de poder de mercado) tanto de longo, quanto de curto prazo. Eles são recolocados dentro do modelo de entrada-e-saída. A implementação de um modelo efetivo de mercado passa fundamentalmente por uma redefinição dos mecanismos de coordenação de longo/médio prazo (principalmente em relação aos contratos de capacidade e investimento) e de curto prazo (mercado de ajuste e balanceamento da rede). Definir os prazos dos contratos de capacidade são elementos essenciais, uma vez que estes por um lado coordenam alocação de recursos e apon-

tam para necessidade de investimento e, por outro lado, podem bloquear à entrada no mercado. Definir como a flexibilidade de curto prazo será gerenciada e como seu custo será alocado é o outro ponto central na implementação do modelo. Primeiro, na ausência do gerenciamento interno (coordenando de forma centralizada o portfólio da Petrobras), serviços precisaram ser desenvolvidos, colocados no mercado e precificados, visto que esta flexibilidade continua sendo necessária para garantir os fluxos de gás. Segundo, o poder de mercado de uma única empresa como ofertante de flexibilidade (ou ausência destes serviços) poderia continuar bloqueando a entrada de novos entrantes. E terceiro, como a troca é, per se, um mecanismo de flexibilidade, mecanismos alternativos que não passam pelo mercado tiram liquidez do mesmo. O momento atual da indústria do gás traz desafios e oportunidades, precisamos estabelecer para onde vamos (target model), os tempos das mudanças (cronograma para dar previsibilidade) e o processo de transição (etapas que permitam a transformação sem desestruturação). Visto os diferentes blocos regulatórios envolvidos no desenho de mercado, devemos tomar cuidado para não nos colocarmos regras, contratos e instituições contraditórias que impeçam a construção de um modelo coerente para o mercado de gás no Brasil. Michelle Hallack é pesquisadora do Grupo de Economia da Energia do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro-GEE/IE/UFRJ, professora da Faculdade de Economia da Universidade Federal Fluminense, Conselheira de Política Energética da Escola de Regulação de Florença. Miguel Vazquez é professor da Universidade Federal Fluminense, Pesquisador associado do CERI/FGV e do IEFE/Bocconi, Conselheiro de Desenho de Mercado da Escola de Regulação de Florença.

Cenários Gás 2017-2018 85

Análise

Lavinia Hollanda

O consumidor digital e o papel da inovação na indústria de gás natural Os cenários econômicos globais no horizonte de 2050 de modo geral preveem maior consumo de energia devido ao aumento significativo da população mundial, ao crescimento econômico e ao aumento real de renda. Aliado a isso, a previsão é de maior urbanização, com cerca de três quartos da população mundial vivendo em cidades, e de maior eletrificação1. O cenário do planejamento energético brasileiro não é muito diferente nesse aspecto. As premissas utilizadas no PNE 2050 estimam que o Brasil deverá acrescentar cerca de 30 milhões de habitantes, principalmente em cidades médias, com a urbanização chegando a mais de 90% da população brasileira. Dentro dessa perspectiva, as cidades terão um papel cada vez mais importante e o consumidor tende a ter papel mais ativo e determinante para o setor de energia. Mas o elemento fundamental para mudar o papel da demanda na indústria de energia é a inovação e a tecnologia. As recentes - ou nem tão recentes - inovações tecnológicas em energia ocorreram principalmente no lado da oferta e promoveram mudanças importantes na indústria. Na indústria de petróleo e gás, as técnicas de perfuração horizontal, fraturamento hidráulico e perfuração em águas profundas levaram as empresas à fronteira da tecnologia – como é o caso do pré-sal, no Brasil, ou da revolução do shale, nos EUA. No setor elétrico,

86 Cenários Gás 2017/2018

novas tecnologias de geração ganharam espaço e as fontes renováveis devem continuar sua trajetória de crescimento em praticamente todo o mundo, mostrando uma tendência de priorização de tecnologias menos intensivas em carbono. Tais mudanças foram dramáticas e ocorreram em um curto espaço de tempo. Com a perspectiva de aumento da eletrificação, há um enorme desafio colocado pela intermitência das renováveis, e a segurança do suprimento precisará ser alcançada através de outras fontes, principalmente no curto prazo. Em um contexto de preocupação com redução de emissões, o gás natural representa uma escolha por um combustível fóssil mais limpo e competitivo, possibilitando uma transição sustentável para um mix energético menos intensivo em carbono. Ou seja, o gás natural parece ser um bom parceiro para as renováveis na geração de energia elétrica. Novas fronteiras de produção de gás, novas tecnologias para redução de custos e novos projetos de GNL2 no mundo poderão trazer mais dinamismo e a necessária flexibilidade para o gás natural nessa parceria. Mas o gás natural ainda precisará superar importantes obstáculos. O primeiro deles está relacionado à sua competitividade frente a outras fontes. Questões geopolíticas e o fraco desempenho da economia em alguns países podem favorecer a busca por fontes disponíveis internamente em cada país e mais baratas – o que inclui o carvão. De modo geral, a preocupação com questões climáticas é diferente entre os países desenvolvidos e os países em desenvolvimento3. Enquanto os desenvolvidos – principalmente na Europa - discutem a implementação de políticas de clima e mitigação de emissões, os países em desenvolvimento estão preocupados em definir uma política energética que possa viabilizar o seu crescimento – o que pode privilegiar fontes mais baratas e muitas

vezes mais poluentes. Com isso, o mix energético dos países em desenvolvimento provavelmente será diferente do mix dos países desenvolvidos. Por outro lado, o acesso a novas fronteiras de produção vem tornando os projetos cada vez mais complexos, resultando em custos mais altos na indústria de petróleo e gás. É importante que o setor seja capaz de reverter essa tendência, harmonizando custos e padrões na indústria. A palavra de ordem é descomplicar. Nesse contexto, o desenvolvimento e a aplicação de novas tecnologias que permitam simplificar processos e reduzir os custos de produção e processamento do gás podem favorecer a competitividade do gás natural. Vale destacar que, se os desafios do gás como combustível, parceiro preferencial das renováveis, são grandes no contexto mundial, no Brasil eles são ainda maiores. Do lado da demanda, enfrentamos os mesmos desafios de flexibilidade no mercado de gás, em função principalmente das características do nosso setor elétrico. Além disso, nossa oferta hoje é principalmente de gás associado ao petróleo, cuja produção é direcionada principalmente pela necessidade de produção de petróleo - portanto com pouca flexibilidade. Some-se a isso as incertezas no cenário macroeconômico e associadas à politica energética, planejamento e regulação do setor - além da estrutura do mercado no país. Apesar da perspectiva de desinvestimento da Petrobras de ativos no setor de gás natural, a presença da empresa ainda é dominante no setor – em particular na limitada infraestrutura de transporte e escoamento. Ainda assim, nosso planejamento4 prevê que a participação relativa do gás natural em nosso mix energético aumentará de cerca de 7% para 11% em 2050 – isso considerando que a demanda por energia aumente mais de duas vezes. Para que esse cenário se torne realidade, precisamos criar condições para ampliar a oferta, inclusive em terra, e buscar desenvolver novos mercados. Voltando ao cenário global, não parece surpreender, portanto, que diversas empresas de petróleo e gás tenham recentemente anunciado

investimentos em tecnologias de baixo carbono. Empresas como Total, Shell e Statoil passaram a incluir em seus orçamentos de pesquisa e desenvolvimento recursos que serão direcionados a tecnologias mais limpas, incluindo biocombustíveis e renováveis. Algumas chegaram a anunciar metas de participação de renováveis em seus portfolios5, sinalizando uma tendência de diversificação e uma perspectiva de desenvolvimento de projetos “híbridos” – combinando gás e renováveis, por exemplo. Claramente, o balanceamento dos dois portfolios - gás natural e novas energias - com características tão diversas traz desafios e oportunidades. Primeiramente, porque tratam-se de projetos com escalas muito diferentes. Os projetos da indústria de petróleo e gás costumam ser de grande escala, e demandam vultosos investimentos. Já os projetos de renováveis em geral apresentam escala bem menor, em particular quando se trata de geração distribuída. Da mesma forma, enquanto os produtores de gás acessam, de modo geral, grandes mercados, em muitos casos os projetos de renováveis têm interação direta com consumidores individuais menores. Tipicamente, as grandes empresas de E&P não costumam interagir com esses consumidores, por atuarem no mercado global de petróleo. São mercados e modelos de negócios muito diferentes. A boa notícia é que, diferentemente do petróleo, o setor de gás sempre teve como preocupação a garantia de mercados para os seus produtos. Como o gás ganhou crescente importância no portfólio de upstream das empresas do setor, de certa forma essa cultura voltada para a construção do mercado consumidor já vem sendo internalizada pelas empresas. Da mesma forma, se o modelo que se mostrar comercialmente viável for o de integração de gás e renováveis para gerenciamento da intermitência e comercialização da energia, levam vantagem as empresas que tiverem expertise em comercialização. Ou, ainda, a experiência em projetos offshore do setor de petróleo e gás também pode ser importante para projetos de geração

Cenários Gás 2017-2018 87

Análise

Lavinia Hollanda (continuação)

eólica offshore, por exemplo. Em outras palavras, há importantes sinergias de conhecimento a serem trocadas. O desafio é adaptar a lógica das empresas produtoras de gás e petróleo para acomodar as especificidades das novas energias, mas sem perder a conexão com o portfólio mais amplo da empresa. Mas o maior desafio para a indústria de gás natural estará do lado da demanda. A nova onda de inovação em energia vai ocorrer do lado da demanda e tem o potencial de provocar uma grande ruptura na maneira como a energia é entregue aos consumidores. A redução de preço de painéis fotovoltaicos e outras tecnologias para geração distribuída, a viabilização de veículos elétricos e, principalmente, o desenvolvimento de tecnologias de armazenamento têm um enorme potencial de promover essa revolução descentralizada, que parte do consumidor. Com os consumidores cada vez mais conectados e novos modelos de negócios, cada vez mais as decisões irão migrar para o consumidor e a habilidade de lidar com esse consumidor mais ativo será crucial para a sobrevivência nesse novo mundo. A adoção dessas tecnologias em escala comercial ainda enfrenta desafios e, principalmente, enorme ceticismo. Muitos acreditam que elas só começarão a ser adotadas em escala preocupante para o status quo daqui a alguns anos, e que haverá tempo para as empresas se adaptarem. A maior parte da inovação do setor de energia é lenta, sim, mas digitalização está em toda parte, afetando diversas indústrias, e certamente encontrará o caminho para entrar no setor de gás. A mentalidade para mudança está aí, e está no consumidor. Apesar de sua grande e comprovada capacidade de produzir inovações do lado da oferta, a indústria de petróleo e gás ainda investe relativamente pouco em tecnologia da informação em comparação com outras indústrias mais próximas do consumidor final. Para o futuro, as empresas de energia, em todos os elos da cadeia, precisarão definir uma estratégia para lidar com esse novo consumidor.

88 Cenários Gás 2017/2018

Nesse processo, pode fazer sentido procurar parceiros que tenham competências complementares, e que tragam uma visão diferente do negócio e do consumidor. Com ou sem novos parceiros, no entanto, será preciso adquirir novos talentos e capacidades, provavelmente buscando profissionais de fora da empresa ou mesmo de outros setores. Para isso, deverá haver uma mudança cultural importante dentro das empresas. É hora de esquecer o business as usual. Em resumo, o setor de gás já conhece os desafios do lado da oferta, já sabe que haverá restrições ambientais, que haverá competição por custos mais baixos e com as renováveis, e já vem superando importantes desafios tecnológicos. No entanto, a inovação no setor de gás ainda não está voltada para o consumidor, e a indústria ainda não tem um entendimento amplo dos desafios que virão das inovações tecnológicas pelo lado da demanda. O que mudará o perfil da indústria será o consumidor, através da tecnologia, e as empresas terão que se adaptar. A indústria de energia precisa repensar seu modelo de negócios, se sofisticar, passar de provedor de commodities para provedor de serviços. Como já é sabido há mais de um século, não é o mais forte nem o mais inteligente que sobrevive em um ambiente de mudanças, mas o que melhor se adapta às mudanças. 1 World Economic Outlook, 2016. International Energy Agency. 2 Segundo projeções da BP, o volume de negócios de GNL deve superar o volume de negócios de gás por gasodutos nos próximos 20 anos. 3 Ditchley report, 2015. Disponível em http://www.ditchley.co.uk/conferences/past-programme/2010-2019/2015/climate-and-energy-risk 4 Estudo sobre demanda, PNE 2050, EPE 2014. 5 Ver “Total aims to be 20% low-carbon by 2035”: Disponível em https://www.ft.com/ content/04985ba4-21c8-11e6-aa98-db1e01fabc0c.

Lavinia Hollanda, CFA, é consultora sênior em Energia. Graduada em Engenharia Elétrica, Lavinia é também doutora em Economia pela EPGE-FGV, onde foi professora do Mestrado Profissional em Finanças e Economia e Coordenadora de Pesquisa do Centro de Estudos de Energia. Antes da carreira acadêmica, atuou durante 10 anos no mercado financeiro como analista de empresas do setor de energia. Lavinia é membro externo do Comitê de Minoritários do Conselho da Petrobras e membro do External Review Committee para sustentabilidade da Royal Dutch Shell.

Análise

Cynthia Silveira

Estocagem de Gás Natural para o Brasil Considerações técnico-econômicas Os serviços prestados de uma estocagem de gás natural para a cadeia de valor do gás natural vão muito além da segurança de suprimento do país e da função de complementar a oferta do produto. Em países continentais como o Brasil, serve para otimização das infraestruturas de transporte de gás natural, e diante de mercados com grande volatilidade da demanda, oferece a possibilidade de amortizar as flutuações de preços. Em mercados liberalizados pode ser operada como uma atividade independente, servir para arbitragem de preços e introduzir o atendimento a “mercado futuro”, seguindo a sofisticação do mercado financeiro. As flutuações da demanda de gás natural no mercado brasileiro, em contraste com os volumes regulares de oferta do gás nacional associado ao petróleo, tem gerado uma reflexão sobre a necessidade do desenvolvimento de capacidade de estocagem. Observa-se na Figura 1, uma variação de quase 20 Mmm3/d entre os meses de menor e maior consumo. E na Figura 2, que a produção nacional que chega ao mercado tem sido suficiente para suprir o mercado não termoelétrico. Analisando-se inicialmente os aspectos técnicos da estocagem, com relação ao perfil da indústria de gás brasileira, e em relação à experiência internacional, verifica-se a necessidade de estudos aprofundados para a escolha da tecnologia mais apropriada. O impacto da produção futura, essencialmente de gás associado, proveniente do pré-sal, situado a longas distâncias, para suprir uma demanda de gás natural ainda incerta, à depender de definições importantes do setor elétrico, leva à incerteza dos volumes envolvidos, mas reforçam a importância de estocagens de gás natural para o futuro mercado. Uma análise preliminar dos gráficos acima sugere a necessidade de estocagem para fazer face à demanda do setor elétrico, porém somente o perfil fu-

turo de produção de gás poderá determinar o serviço a ser prestado. Além disto, o setor elétrico já possui reservatórios hidráulicos, o que dificulta imputá-lo mais este custo, principalmente ser for para o desenvolvimento de estocagem subterrânea. A escolha da infraestrutura de estocagem, considerando o fato do Brasil ser importador de GNL - Gás Natural Liquefeito, encontra bons argumentos para se defender a instalação que tanques criogênicos em terminais de recebimento de GNL. Os terminais LNG podem regaseificar rapidamente o GNL e injetá-lo no sistema de transmissão. Esta capacidade é fundamental para a agilidade de fornecimento de gás confiável e seguro. Alguns países, importadores ou exportadores de GNL acabam optando pela construção de tanques criogênicos próximos aos terminais de exportação ou de recebimento de GNL. Existem mais de 80MTPA de capacidade de estocagem de gás natural em terminais on-shore de recebimento de gás natural. De acordo com o IGU World LNG Report — 2017 Edition, o custo de investimento destas instalações se situa entre 280 a 330US$/ton. O prazo de construção situa-se entre 4 e 5 anos, condicionado ao tempo de se obter todas as licenças e autorizações, fator muito variável entre os países Outros países, por possuírem formações geológicas mais adequadas, optam pelo armazenamento subterrâneo que pode ser em reservatórios depletados, acquíferos ou cavidades salinas. É interessante verificar a coabitação tanto na Europa quanto nos EUA das várias soluções tecnológicas, sendo os serviços de tancagem de GNL e de estocagem subterrânea complementares. A tancagem de GNL funcionando como uma fonte de suprimento, enquanto a estocagem subterrânea como um pulmão, onde o gás pode ser injetado no verão e produzido no inverno. A produção brasileira do pré-sal pode ser de tal ordem de magnitude, que recomende o desenvolvimento destas estruturas subterrâneas, as quais, em geral, armazenam volumes muito superiores à dos tanques de GNL. Sendo portanto mais adaptadas ao serviço de estocagem sazonal, do que ao serviço de modulação de curto prazo.

Cenários Gás 2017-2018 89

Cynthia Silveira (continuação)

Geração Elétrica

Outros(inclui GNC)

Co-Geração

Residencial

Automotivo

Industrial

Nov-16

Out-16

Nov

Ago

Jul

Jun

Mai

Abr

Mar

Fev

Jan

Média 2015

Média 2014

Média 2013

Média 2012

Média 2011

Média 2010

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Set-16

GNL Regaseificado

Evolução da Demanda de Gás Natural

Out

Importação por gasodutos

Ago-16

Jul-16

Jun-16

Abr-16

Mar-16

ticas geológicas já são bem conhecidas. Além disso, os equipamentos subterrâneos e de superfície podem ser reutilizados, reduzindo o custo de conversão. Dentre os três tipos de armazenagem subterrânea, os reservatórios depletados, em média, são os mais baratos e fáceis de desenvolver, operar e manter. Eles são normalmente mais rápidos de construir do que outros tipos de instalações de armazenamento, embora testes de injeção e extração devam ser realizados para determinar o comportamento da rocha que será usada para armazenar o gás. A principal desvantagem é que é necessário um maior volume de gás de colchão” do que nas cavernas de sal. A capacidade de injeção e extração é, em media, menor em comparação com ou-

Set

Oferta nacional ao Mercado

Fev-16

Jan-16

Média 2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

A estocagem subterrânea de gás natural é uma tecnologia centenária e amplamente utilizada em um grande número de países. A primeira estocagem, e ainda em operação, data de 1916, e situa-se no campo depletado de Zoar, próximo a New York. Atualmente 100existem mais de 680 estocagens subterrâneas de90gás natural em operação em todo o mundo, 80 com uma capacidade de estocagem superior a 413 70 60 de m3, ou seja cerca de 12% do consumo bilhões 50 mundial de gás natural em 2015. De acordo com 40 estudos 30 da Geostock esta capacidade de armazenamento20 pode incrementar para em torno de 600 bi10 lhões de 0 m³, em 2025. Os reservatórios depletados são interessantes para fins de armazenamento porque suas caracterís-

Mai-16

Análise

Comercial

Oferta nacional ao Mercado

100 90 Cenários 80 70

Gás 2017/2018

Importação por gasodutos

Nov-16

Out-16

Set-16

Ago-16

Jul-16

Jun-16

Mai-16

Abr-16

Mar-16

Fev-16

Jan-16

Média 2016

2015

2014

2013

2012

2011

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

2010

Oferta de Gás Natural ao Mercado Brasileiro (Mm3/d)

GNL Regaseificado

tros tipos de instalações. Eles são geralmente utilizados para suavizar a demanda sazonal de gás e para armazenamento estratégico, já que estes podem armazenar grandes quantidades de gás. Por outro lado, o aumento da exigência de balanceamento (de sazonal para semanal, diário e até mesmo horário) originado pela flexibilidade da demanda e liberalização do mercado, tem desencadeado o desenvolvimento de cavernas lixiviadas de sal, mais adaptadas a uma estocagem flexível. É importante destacar que a estocagem subterranea é intrinsequamente ligada à geologia de um local. Na maioria das vezes, se constroi o tipo de armazenamento que se pode em relação à geologia local. O Brasil tem campos depletados que poderão ser convertidos em estocagem de gás natural, e alguns estão não muito distante dos centros de consumo, mas a experiência internacional indica um longo tempo de desenvolvimento – 5 a 8 anos. A Agencia Nacional de Petróleo, a Empresa de Planejamento Energético e o Ministério de Minas e Energia têm se antecipado e proposto uma discussão da regulamentação da atividade e outorga dos serviços. Os seminários, estudos e apresentações sobre o tema, em geral, têm apresentado a estocagem subterrânea de gás natural como a solução para a indústria do gás no país. Ocorre uma questão importantíssima que não pode ser minimizada: o necessário alinhamento de preços no mercado energético brasileiro, de forma que a infraestrutura possa ser remunerada pelos serviços prestados. O que para atração de investidores privados precisa também ser referenciado ao mercado internacional. Alguns estimam o custo de estocagem entre 3 a 5% da fatura de gás, à depender do nível de modulação e interrupção. No armazenamento em campos depletados ou acquíferos, o volume útil de estocagem pode situar entre 0,5 até 1 Bm3, diluindo o custo do gás “colchão” bastante elevado, enquanto as cavernas salinas são de menor capacidade – volume disponível entre 0,3 a 0,5Bm3. Para projetos de pequena capacidade o custo final estará no ponto mais alto da faixa da Figura 4 acima. Ressalte-se que os valores acima representam o agregado de custos de projetos realizados e atualizados à dólar de 2016. A estocagem subterrânea por ser um objeto geológico, por natureza, cada projeto é diferente, sendo difícil realizar extrapolações a partir das médias acima apresentadas.

Tipos de Estocagem

Campos depletados ou acquiferos

Cavidades salinas

A decisão de investimento precisará levar em conta ainda, o serviço que deverá ser prestado pela estocagem, porque um item importante da flexibilidade é o tempo de entrada da estocagem no sistema: extração de gás (send-out capacity); frequência – horária, diária, semanal, mensal; etc, além do dimensionamento da capacidade e da ocorrência de estrutura geológica adequada. Dado os longos prazos para execução deste tipo de infraestrutura, é preciso que os estudos sejam aprofundados, para orientar as decisões dos investidores. O Brasil com certeza precisará de estocagem de gás natural para garantir a confiabilidade do suprimento, e o ideal seria um portfolio de soluções tecnológicas para assegurar capacidade de armazenamento e flexibilidade. Cynthia Silveira, formada em engenharia elétrica pela UERJ com mestrado em Engenharia Mecânica pela UFRJ e mestrado em Transporte de Gás Natural pela Ecole des Mines de Paris, é consultora independente com mais de 30 anos de experiência no setor privado da indústria de energia. Foi diretora de Gas & Power da Total, diretora executiva do IBP e fez parte do comitê executivo do IGU como membro associado. Participou do CA da TBG e TSB. Presentemente, participa pelo segundo triênio na diretoria executiva do International Gas Union, entidade responsável pela organização do World Gas Conference. Recentemente foi chairman do International Gas Research Conference realizada em maio/2017 no Rio, e participou do Gás para Crescer como relatora do subgrupo de Integração Gás e Setor Eletrico.

Cenários Gás 2017-2018 91

Análise

Fernanda Delgado

Gás natural: o polígono do présal X Vaca Muerta e a liderança da integração energética SulAmericana É fato que o mundo precisará de energia para continuar desenvolvendo suas economias, considerando os impactos das questões de eficiência energética, e o gás natural será um vetor energético essencial para isso, ganhará mais espaço nas matrizes energéticas. A começar porque é abundante e cada vez mais os reservatórios se tornam economicamente viáveis, devido ao desenvolvimento de tecnologias de produção. Adicionalmente, o gás é o menos contaminante dos combustíveis fósseis e por isso é tido como o combustível de transição para vetores energéticos renováveis, contribuindo para o atingimento das metas assumidas pelos países na COP21. Na recente III Argentina Shale Gas & Oil Summit, ocorrida em Buenos Aires ao final de junho, um dos pontos mais comentados foi o otimismo argentino sobre o potencial produtivo de gás natural da bacia de Neuquén, a partir de formações de shale, e as oportunidades de otimização e integração em um mercado regional de gás. Segundo as autoridades, executivos e representantes do setor no país, a região de Vaca Muerta (VM) tem um enorme potencial futuro de crescimento, e a maioria dos países da região estão longe de ter níveis

de consumo semelhantes aos países com mercados maduros, o que representa um mercado potencial. Pensando nesse futuro, existem boas oportunidades para ampliar novas reservas e reverter essa tendência, como o shale gas da Argentina e do México, ou o gás do pré-sal brasileiro. Com o crescimento esperado da demanda será necessário desenvolver todas as oportunidades em conjunto para que a região reencontre o equilíbrio. A governo Argentino está otimista com os resultados obtidos até agora com o desenvolvimento da produção de gás de shale e busca investidores para o aumento da competitividade da região, principalmente no que concerne aos investimentos em infraestrutura. Aliados à YPF e a outras empresas fornecedoras, desenharam uma estratégia de desenvolvimento para Vaca Muerta de forma a rapidamente (até 2019) alcançar escala de exportação, o que inclui: realização de testes piloto exploratórios e pilotos de desenvolvimento, tecnologia de fraturamento de última geração, o que os levou a reduzir 50% dos seus custos de produção por poço (saiu de USD 16MM para USD 8MM). Soma-se a isso um potencial de produção de 43MMm3/d para 2020. Com isso, o break even price Argentino em VM é inferior ao do pré-sal brasileiro, porque são inferiores as profundidades dos poços (sem entrarmos na discussão sobre a brasileira na exploração offshore em águas ultra profundas) o que diminui o custo de produção. Isso posto, parece que os Argentinos não veem o gás do pré-sal como competidor e acreditam que existe um mercado brasileiro potencial que podem suprir com a produção advinda de VM, similar ao que o Brasil tem de contrato de importação da Bolívia através do Gasbol. Como mencionamos anteriormente, a Argentina acredita que o boom do gás de shale de VM se dará em dois anos, coincidindo com o fim do primeiro tranche do contrato do Gasbol brasileiro (2019). Segundo eles, a produtividade dos poços,

Comparações entre os plays – pré-sal e vaca muerta Produção atual Projeção de produção para 2020

Gás de shale Vaca Muerta

Gás do offshore pré-sal

6MMm3/d

49MMm3/d

43MMm3/d

87 - 120 MMm³/d

Fonte: Elaboração própria a partir de III Argentina Shale Oil & Gas Summit, 2017; Petrobras, 2017; MME, 2017.

92 Cenários Gás 2017/2018

a estabilidade regulatória e a previsibilidade jurídica do país colocam o gás de shale argentino como uma oportunidade de investimento mundial, o que facilitará a atração de empresas de exploração, produção, transporte, processamento e infraestrutura para a região. Ainda não se sabe ao certo o tamanho das reservas do pré-sal, mas estima-se que esteja em torno de 50MMbbl (reservas ainda não provadas) (ANP, 2010). E sua produção já representa 46% da produção total brasileira, equivalendo a 1,6 MMbbl/d (49,5MMm3/d de gás). Esse gás natural, associado, é, em grande medida, reinjetado para aumentar a pressão no reservatório e melhorar o fator de recuperação. Outro benefício da reinjeção do gás é que a mistura do gás com o óleo pode induzir uma redução da viscosidade do óleo, facilitando seu descolamento na rocha (EPE, 2017). Se por um lado, o pré-sal apresenta um grande potencial de produção de gás, por outro, existem enormes desafios tecnológicos para viabilizar o aproveitamento comercial deste gás. Além disso, vale mencionar o atraso brasileiro no desenvolvimento do setor, os anos sem rodadas e sem investimentos, assim como os sérios problemas econômicos e políticos que o pais atravessa. Face a isso somam-se as resistências dos governos estaduais brasileiros em permitir a exploração de recursos não convencionais, anulando inclusive, por meio da Justiça, as assinaturas dos contratos de concessão de 11 blocos exploratórios na Bacia do Paraná (Valor Econômico, 2017). Em contrapartida, a Argentina está ávida por investimentos para desenvolver sua produção de shale gas, que alcançou um total de 6MMm3/d em dezembro de 2016, representando 4% do total produzido no país. Vale destacar que no total, a produção de gás não convencional alcançou 39% do total de gás natural produzido no país, representando um aumento de 32% em relação ao ano anterior, graças aos investimentos feitos nesse setor. Em 2016 foram perfurados 268 poços produtores, sendo que destes, 191 foram de gás natural em reservatórios não convencionais, equivalente a 71% dos poços perfurados no país. Segundo especialistas do setor partícipes ao Summit em Buenos Aires, estima-se que até 2020 já tenham sido fraturados aproximadamente 500 poços de shale gas em VM, o que elevará sua produção a aproximadamente 40MMm3/d. Os números de produção obtidos até agora comprovam não só o potencial, como a envergadura dos retornos dos investimentos feitos na exploração de gás não convencional na Argentina.

É notório que muito ainda precisa ser estudado e analisado, não cabendo no rápido escopo deste artigo. Trata-se de uma análise preliminar, de onde partiremos para estudos posteriores sobre o potencial Argentino, o timing desses movimentos que se aproximam como o fim do contrato da Bolívia, a inexorável produção do pré-sal (gás associado), a infraestrutura necessária para se levar esse gás argentino ao Brasil, as questões de convergência de preços, as derivativas do programa Brasileiro Gás para Crescer e as facilidades que podem advir do Mercosul. Contudo, ao que parece, a Argentina está se preparando para sair na frente para ocupar um papel relevante na integração energética regional, a partir da exportação de gás para o Brasil e para o Chile. Na visão deles, a maioria dos países da região ainda está nas etapas iniciais de desenvolvimento de seus mercados de gás natural, o que torna crítico solidificar suas demandas internas antes de seguir com as etapas subsequentes, como a exportação de excedentes, por exemplo. É certo que, até que os principais mercados da região alcancem algum nível de maturidade e sejam desenvolvidos modelos regulatórios competitivos e sustentáveis, junto com uma maior flexibilidade de abastecimento, haverá oportunidades para a Argentina liderar a integração regional, e o país quer estar preparado para tal. De outra forma, os esforços de integração serão pontuais e de difícil sustentação. Finalmente, o que vale destacar é que o Brasil, ao optar por contratos de importação de gás natural novamente (seja da Bolívia ou da Argentina); ou pelo GNL que se avizinha excedente e barato mundialmente; ao optar por um marco regulatório confuso e intricado com vários tipos de contratos; ao optar pela falta de uma diretriz clara sobre a exploração de gás de shale nas bacias brasileiras, deixa na mesa tecnologia, conhecimento e empregos. Fica a mensagem inicial de que o Brasil deve tomar sua posição, pois muitos são os interesses voltados para o mercado brasileiro, assim como para a liderança de uma integração energética sul americana. Fernanda Delgado – Pesquisadora Sênior da FGV Energia – Doutora em Planejamento Energético e Mestre em Engenharia de Produção. Professora afiliada à Escola de Guerra Naval com dois livros publicados sobre Petropolítica. Longa experiência em planejamento estratégico, fusões e aquisições, análise de negócios, avaliação econômico-financeira e inteligência competitiva no setor de Óleo e Gás e Biocombustíveis.

Cenários Gás 2017-2018 93

Guia de Empresas Este guia agrupa as empresas e organizações por sua atividade principal, conforme orientação de cada empresa. Abb 100 Abc 115 Abce 115 Abdi 116 Abdib 115 Abeam 115 Abecom 105 Abegás 115 Abemi 115 Abenav 115 Abendi 115 Abesco 115 Abespetro 115 Abgp 115 Abimaq 115 Abinee 115 Abiquim 115 Abitam 115 Abnt 115 Abpip 115 Abrace 115 Abrafati 115 Abraget 115 Abralog 115 Abraman 115 Abrapet 115 Abs 115 Abts 115 Accenture 110 Accenture Aut. & Ind. Sol. 100 Acender 102 Acim 115 Açokorte 105 Açotubo 106 Acriflex 105 Acting Solutions 110 Adema 112 Aecom 110 Aepet 116 Aerzen do Brasil 102 Afamar Recursos Humanos 118 Afap 105 Aga 104 Agência Brasil 118 Agenersa 112 Ager 112 Agergs 112 Aggreko 104 Agr 112 Ag Solve 102 AHK - Câmara Alemã 116 Air Liquide 104 Aker Solutions 109 Aletubos 102 106 Alfa Laval Alfa Laval Aalborg 101 Algás 98 Allpetro 96 Alstom 107 Alvenius 106 Alvopetro 96 110 Amaral D’Ávila Amazongás 99 Amcham RJ 116 Amsterdam Escovas Ind. 109

Anadarko 96 André Teixeira & Associados 108 Aneel 112 Anp 112 Antaq 112 Antares Acoplamentos 105 Antt 112 Apema 106 Api Brasil 115 Apolo Tubulars 106 110 Ap Projetos Aquanauta 105 Aquarius 100 Ar Brasil 102 Arce 112 Arclima 96 Arcon 112 Armtec 100 Arpe 112 Arsam 112 Arsep 112 Arsesp 112 Arteche 100 Asca 107 Ascoval 100 Aselco Automação 100 Asel-Tech 103 Assistherm/Rivametal 101 Asta 100 Asvotec 106 Atlas Copco 102 Atmc 100 ATN Telecom 105 Atos 100 Aurizônia 96 Automind 109 Automotion 100 Autrotec 109 Axelpar 105 Axelpar 107 Axelpar 109 Axigás 104 AZ Armaturen 107 Azibras 96 Bahiagás 98 Banco Mercantil do Brasil 115 Banco Mundial 112 Barra Energia 96 BCM Automação 100 Benecke 101 BG Brasil 96 BHP Billiton 96 Bimetal 100 Bitzer 102 Bma 108 Bnb 112 bndes 116 Bndes 112 BP 96 BPMB Parnaíba 96 Brascoelma 100 Braseq 109 Brasilcom 117 Brasoil Manati 96 Brastubo 106

Bray Controls 107 Brde 112 Bredero Shaw 106 Britcham 116 Brunacci 105 Brusantin 107 BS-3 96 106 Butting Brasil Caldema 101 Caldex 102 Câmara Brasil-Alemanha 116 116 Câmara Brasil-Chile 116 Câmara Brasil-Rússia Câmara & Câmara 110 Câmara de Com. Americana 116 Câmara de Com. Angola-Brasil 116 Câmara de Com. Brasil-Canadá 116 Câmara de Com. Brasil- Holanda 116 Câmara de Com. África do Sul 116 Câmara de Com. Dinamarquesa 116 Câmara Belgo-Luxemburguesa 116 Câmara Espanhola 116 116 Câmara Portuguesa Câmara Portuguesa 116 Campel 101 Campus Mossoró/Ifrn 118 Caporal 106 Carbinox 106 Cbc 101 Cbsg 108 Ccbrar 116 Ccc 102 Ccfb 116 Cci América do Sul 107 Ccibc 116 Ccijb 116 CCK Automação 100 CDGN Logística 99 Cebgás 98 Cefet/AM 118 Cefet MG 118 Cefet RJ 118 Cegás 98 CEG 98 CEG Rio 98 Celene 103 96 Cemes Cemig 96 Central Resources 96 Cepecex 110 Cetesb 112 Chariot Oil & Gas 96 Chevron Frade 96 Chiaperini 102 Chp 102 Cibci 116 CICBRAR 116 Cigás 98 Cilgastec 101 Cimatel 102 Ciser 105 Citygás 104 Civitella & Companhia 105 Ciwal 107 CNC Seals 105

Cni 117 Codeme 103 Codemig 96 Comercial Troyka 102 Comgás 98 Compagás 98 Companytec 109 Conai 106 Concremat 110 Conec-Rio 102 Conesteel 107 Confab Equipamentos 103 102 Conflange Conexões Confor 103 Consigaz 99 Consorcio Pescada- Arabaiana 96 Consulado Britânico 113 Consulado Britânico em SP 113 Consulado da Alemanha 113 Consulado da Angola 113 113 Consulado da Argentina Consulado da China 113 113 Consulado da Colômbia Consulado da Espanha 113 Consulado da França 113 113 Consulado da índia Consulado da Noruega 113 113 Consulado de Portugal Consulado do Canadá 113 Consulado do Chile 113 113 Consulado do Japão Consulado do Japão 113 Consulado do México 113 Consulado do Peru 113 Consulado da África do Sul 113 Consulado da Alemanha 113 Consulado da Bélgica 113 Consulado da Dinamarca 113 Consulado da França 113 Consulado da Holanda 113 Consulado da Argentina 113 Consulado da Rússia 113 Consulado da Venezuela 113 Consulado Geral de Portugal 114 Consulado Geral do Equador 114 Consulado Geral do Japão 114 Consulado dos Países Baixos 114 Consulado Geral do Uruguai 114 Consulado Honorário dos EUA 114 Consulpri 110 Control Tech 103 Coord. de Serv. Gerais MME 116 Copabo 105 Copagaz 99 Copergás 98 Cowan 96 Cprh 112 Cprm 116 Csl 110 Cvser 100 Dacon Comercial 102 Dagan Tubos de Aço 106 Dep. Regional de Mato Grosso do Sul 118 Detector do Brasil 103 Deten 96

Dinaço 106 Dinatec 104 Dinsmorecompass 110 Doria, Jacobina e Gondinho Adv. 108 DPH Ambiental 110 Dresser-Rand 107 Dril-Quip 102 Duralitte 107 Durcon - Vice 107 Durit 105 Dwyler 100 Eaton Fluid Power 100 Ebse 106 103 Econosco UK Ecotel Telecom 103 Edc Brasil 103 Edra 106 Educs Digital Learning 118 Eicasa 107 115 Eic uk Eikonal do Brasil 103 109 Elevadores Serv Tec Elipse Software 100 Elittec 100 Emalto 109 Embaixada da Africa do Sul 114 114 Embaixada da Alemanha Embaixada da Arábia Saudita 114 Embaixada da Argélia 114 Embaixada da Bélgica 114 Embaixada da China 114 Embaixada da Colômbia 114 Embaixada da Austrália 114 Embaixada da Coreia 114 Embaixada da Dinamarca 114 Embaixada da Espanha 114 Embaixada da França 114 114 Embaixada da índia Embaixada da Itália 114 Embaixada da Nigéria 114 Embaixada da Argentina 114 Embaixada da Rússia 114 114 Embaixada da Ucrânia Embaixada da Venezuela 114 Embaixada de Portugal 114 Embaixada do Canadá 114 Embaixada do Equador 114 Embaixada da Bolívia 114 Embaixada do Peru 114 Embaixada do Uruguai 114 Embaixada Real da Noruega 114 Embras 107 Embraval 107 Emerson Process Management 100 Endress+Hauser 103 Energywork 104 Engeval 107 Enmac 103 EPG Brasil 96 Equipalcool Sistemas 101 ERG Participações 96 Escola Senai – Brás 118 Escontrol Controles Especiais 103 Espigão 96 Etclass do Brasil 103

Etin Sistema de Combustão 106 Ets 110 Euro 103 Eurolatina 110 Every Control 100 Evoluir Cap. e Trein. Profi. 118 Exinvest Brasil 106 Expander Manutenção 106 102 Exterran Brasil Extretec 106 ExxonMobil 96 Fatma 112 Faveret | Lampert 108 FBTS 118 Feam 112 Federal Equipamentos 104 Fepam 112 Festo 118 106 FGS Brasil Fiesp 115 Filial Macaé 109 Finep 116 Fixopar 105 Flir Systems Brasil 103 Flk 103 Flow CTV 102 Fluid 100 Fluke do Brasil 103 Fluxocontrol 107 Fluxo Soluções Integradas 100 FMC Technologies 109 Fogás 99 Fogás 99 Fokal 106 Fopil 106 Foster Wheeler 101 Franik 107 100 FT Automação Fundação CefetBahia 118 Fup 117 Fupai 110 G3 Óleo e Gás 96 Gaia 110 Gaia, Silva Advogados 108 Gama Gases 104 Gardner Denver 102 Gasball 99 Gas Brasiliano 98 Gás Butano 99 Gascat 107 Gas & Energy 110 GásLocal 98 Gaslog 99 Gasmar 98 Gasmig 98 Gas Natural Fenosa 98 Gasocidente do Mato Grosso 97 Gaspetro 97 Gea do Brasil 106 Gel Engenharia 109 GE Measurement & Control 100 Gemu 107 General Instruments 100 Geopark Brasil 96 Geraquip 104 Giron 107 Glastec 106 GNC - Gás Natural Carmopolis 99 Goiasgás 98 Golder Associates 111 GonPetro 106 GPS Consult 111 Grom Acústica e Vibração 100 Gruger Geradores 104 Grupo Delp 105 Grupo Exacta 100 Grupo Fockink 105 Guto e Cacal 96 Hci 102 Heimer Grupos Geradores 104 Hgb 111 Hidroluna 106 Hidrover 102 Hirsa 109 Hobeco 100 Hoerbiger 102 Howden 102 HRT Participações 96 HT Hidrautrônica 107 Hygro-Therm 100 Hy-Lok Brasil 102 Iadc 115 Iap 112 Iasa 105 Ibama 112 Ibp 115 Icaterm 101 ICR 118 Icro 105 Iel 115

Iel 115 Iema 112 Ifam 118 Ifc 114 Ifes – Campus Serra 118 IFRN 118 Iguaçumec 105 Ima 112 Imac 112 Imasul 112 Imefer 106 Imetame Energia 96 Incase 111 Incontrol 103 Incotep Tubos de Precisão 106 Indra Company 111 Indústria e Comércio Bastos 109 Inea/Rj 112 Ingeteam 109 Inmetro 116 Inpex Petróleo 96 Instituto Chico Mendes 112 118 Instituto Federal da Bahia Instituto Federal de Alagoas 118 Instituto Federal de Sergipe 118 Instituto Federal Fluminense 118 Instituto Pereira Passos - IPP 116 118 Instituto Senai Instromet 103 Instronic 100 Intereng 100 Internacional Marítima 111 100 Intertech Rio Invel 107 Iope Instrumentos de Precisão 100 Ipaam 112 IPI 96 IPT 118 Italbronze 105 Itron 103 Ituflux Instrumentos de Medição 108 Jacobs Guimar 111 Jaraguá Equipamentos 106 Jaraguá Tubos e Conexões 102 JC Ball Valves 108 Jea Indústria Metalúrgica 105 Johnson Controls 106 Jonhis 100 Junqueira Solução em GN 102 Karoon 96 KD do Brasil 111 Kei-Tek 106 Keystone do Brasil 108 K. Lund do Brasil 102 Knm 103 Konus Icesa 100 Korper Sistemas de Resfriamento de Água 106 Kranyack 102 Kubitz 105 Labcontrol 100 Ladder 100 L.A. Falcão Bauer 111 Lao Indústria 103 Leal Cotrim 108 Leka’s 103 Lens & Minarelli 111 Leros Petróleo e Gás 96 Lestcon Shore Approaches 109 Levy e Salomão Advogados 108 Liceu de Artes e Ofícios de SP 118 Liderroll I&C 107 Liquigás 99 Liquigás 99 Luciane 105 Lupatech – Valmicro São Paulo 108 Maersk Oil 96 Magcon 100 Magnetrol Latin América 100 Mangels 102 ManTurbo do Brasil 102 Marc Automação 100 Marte Engenharia 111 Marvitubos 107 Mauell 100 Maxen 107 Máxima Petróleo 96 Max Training 118 Mdic 116 Mectrol do Brasil 100 Mega Energia Transreta 104 Mercante 107 Mercer 111 111 Merco Shipping 102 Metano do Brasil Metroval 103 Mettler Toledo - Div. Laboratório 103 Mettler Toledo - Div. Processo 101 Mf 116 MGA e Suflon 108

108 Micromazza Milano Equipamentos 102 Millenium Consultores 111 Minas Caldeiras 101 Mipel 108 Mitsui 96 Mitsui Gás e Energia 98 Mma 117 Mml 101 Mokveld Valves 108 MSgás 99 MS Instrumentos 101 MTU do Brasil 105 Mubea 105 Muller Metais 106 Multisolar Energy 96 Nacional Gás 99 National Instruments Brazil 101 Naturantins 112 Nea 102 Neac 102 Neogas do Brasil 99 Neway Válvulas do Brasil 108 Newmar 105 Nicsa 108 Niko Petróleo 96 Nivetec 103 Norteoleun 96 Novapetroleo 96 Novus Produtos Eletrônicos 103 NTN 97 Nutec 117 Oceania O’g 96 Oeste de Canoas Petróleo 96 OGPar 96 Oil Perfurações Brasil 96 Ompetro 117 ONGC 96 Onip 115 Orteng / Cemes Petróleo 101 O S Comercial 102 97 Ouro Preto Overlap 111 Oximed 104 Panergy 97 Paragás 99 Parker 109 Paschoalin 111 Paumar 101 PBGás 99 PEG Compressores 102 Pennwell Brasil 118 Pentair Valves & Controls - Hiter 108 Perícia Engenharia 97 Petra 97 Petrobras 97 Petrobras Distribuidora 99 Petrogal 97 Petrolane 109 Petrorecôncavo 97 Petrosynergy 97 Petro Vista 97 PGN 97 Phoenix 97 Phoenix Contact 101 Piccolo 103 Pilz do Brasil 101 Pinheiro Neto 108 Plasnox 108 Pneuvix Ambiental 111 107 Polierg Tubos e Conexões Polimate 103 Polycast 107 Ponsi Válvulas 108 Potigás 99 Premier Oil 97 Presys 101 ProChile 114 Produmec 103 Proemed 108 Proen 97 Promac 105 Promexico 114 ProMinent 101 Protego Brasil 108 Protubo 107 PTTEP 97 PWR Mission 105 PWR Mission 107 QPI Petróleo 97 Qtec 109 Quality Service 106 Queiroz Galvão E&P 97 R.C.P – Consultoria 111 RDR 111 Real Consulado da Noruega 114 Realum Soluções 105 Redlands 103 Reprogás 104 Repsol Gás Brasil 99

97 Repsol Sinopec Retentores Sulbrás 103 Riello 106 Rig 111 Rio Link 101 Rockwell Automation 109 Rolamentos CBF 105 Romi 105 Rongás 99 Royster Advogados Associados 109 Rs semc 117 SA7 Segurança e Tecnologias 103 Saa 107 Sacs 109 Sanber 105 Sanken Tubos 107 Sanko-Sider 107 Santana Óleo e Gás 97 Sbgf 116 SCGás 99 Schaeffler Brasil 105 Schulz América Latina 102 Sebrae/ES 112 Secretaria de Infraestrutura CE 117 Secretaria de Saneam. e Energia 117 Sedam 112 Sedeis RJ 117 Seduma 113 Seinfra 117 S&E Instrumentos 101 Selco 108 Semab Manutenção 105 Semace 113 Semar 113 Semas 113 Seme 117 Senai 118 Senai 118 Senai Cic 118 Senai - Pernambuco 118 118 Senai - Fortaleza Senoidal 106 Sensym 101 Serthi Hidráulica 102 Serventec 108 Servgás 99 Severo Villares Petróleo e Gás 97 Sick 101 Siem Consub 109 Siemens 101 Siemens 105 Sigmarhoh 105 Simepetro 117 Sinaval 117 Sindicel 117 Sindicom 117 Sindilub 117 Sindipetro 117 Sindipetro 117 Sindipetro AL/SE 117 117 Sindipetro Bahia Sindipetro Caxias 117 Sindipetro CE 117 Sindi Petróleo 117 Sindipetro Mauá 117 117 Sindipetro MG Sindipetro NF 117 Sindipetro Paulínia 117 Sindipetro - PE/PB 117 Sindipetro RJ 117 Sindipetro RN 117 117 Sindipetro – RS Sindipetro SP 117 SindTRR 117 Sinochem 97 Sinproquim 115 Siqueira Castro - Advogados 109 Skilltech 101 SLI Engenharia 109 Smar 103 Smartec 101 Sobena 116 Sobratema 118 Soft-Ar Rio Automação 101 SoftBrasil 101 Soliton 101 Sonangol 97 Sotecal 109 Sotreq SA 105 SPE - Seção Brasil 116 Spirax Sarco 108 Spitti 105 Spraying Systems 105 SP Sampling Planejamento 118 Sql Brasil 111 Sri 103 SS Serviços de Perf. Direcionais 109 Stamper 105 Starlux 102 Statoil Brasil 97

Stemac 105 Str 97 Stratus 105 Sudema 113 Sued 109 Sulgás 99 Sullair 102 111 Summit Group Supergasbras 99 Superquip 108 Swagelok Brasil 108 Swisserv 103 TAG 97 Tauil & Chequer Advogados 109 TBG 97 Techno Supply 101 Tecman Manutenções Técnicas 109 Tecnaut 101 Técnica Instrumentação 106 Tecnogás 110 104 Tecnometal Engenharia Tecnosteel 106 Tecnovip 101 Tenaris 107 Tenaris 107 Tenaris 107 Termomecânica 107 Termotemp 101 Terratek 111 Testo do Brasil 101 101 Tex Equipamentos TFI do Brasil Petróleo e Gás 102 107 TGM Indústria Thorn Security 103 Timken 105 Tomanik Pompeu 109 97 Total E&P TPF Engenharia 111 Transcontrol 109 Transpetro 97 Transtusa 110 Tranter 106 109 Trench Rossi Advogados Trexcon Automação e Controle 109 Triple M Pipe, Valve and Fittings 108 Trox do Brasil 106 Tsa 107 Tsa 109 TSB 97 Tubacex 107 Tubexpress 107 107 Tubos Ipiranga Tubos Oliveira 107 Turck do Brasil Automação 101 Ulhôa Canto, Rezende e Guerra Adv. 109 Ulstein Belga Marine 109 Ultragaz 99 União Engenharia 104 Unicontrol 109 Unival 108 Use- Ultraflux 101 UTC Engenharia 97 Valcester 108 Valcont 108 Vale 97 Valeq 108 Vallourec do Brasil 107 Valvugás 108 Valvulas Circor 108 Válvulas RTS 108 Vanasa Multigás 103 109 Vanuza Sampaio Vector Consulting 111 Veirano Advogados 109 Vibropac 102 Vipetro 97 Visão Rolamentos & Acoplamentos 106 Vision Sistemas Industriais 109 Vorah 103 Vsb 107 Walworth 108 W Burger 108 W-Conex Óleo & Gás 101 Weco 101 Weg Automação 101 Weishaupt do Brasil 106 Wenmazza 108 109 White & Case Llp White Martins 104 Wika do Brasil 101 Willy Ashcroft 103 Wood Group Kenny 111 Woodward 101 W. Washington 97 XPert Brazil 109 Yokogawa 109 Zell 103 Ziemann Liess 109 Z/Soft Automação e Sistemas 109

Cenários Gás 2017-2018 95

Produção

COMPANHIAS DE E&P Allpetro Exploração e Comércio de Petróleo Allpetro Exploração Produção e Comércio de Petróleo Ltda 08.270.816/0001-47 Alvopetro Alvopetro S/A Extração de Petróleo e Gás Natural 15.240.822/0001-17 info@alvopetro.com www.alvopetro.com Anadarko Anadarko Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural Ltda 07.123.731/0001-73 www.anadarko.com Arclima Arclima Engenharia 11.205.119/0001-17 arclima@arclima.com.br www.arclima.com.br/ Aurizônia Aurizônia Petróleo S/A 06.357.907/0001-99 aurizonia@aurizonia.com.br www.aurizonia.com.br Azibras Azibras Exploração de Petróleo e Gás Ltda 20.672.882/0001-49 info@azilatpetroleum.com azilat.com Barra Energia Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda 09.589.793/0001-09 barraenergia@barraenergia.com.br www.barraenergia.com.br BG Brasil Shell Brasil Petróleo Ltda 10.456.016/0001-67 fale@raizen.com www.bg-group.com/brasil BHP Billiton Bhp Billiton Brasil Investimentos de Petróleo Ltda 73.090.607/0001-83 www.bhpbilliton.com BP Bp Brasil Ltda 02.420.391/0009-86 ivan.simoes@bp.com www.bp.com BPMB Parnaíba BPMB Parnaíba S.A 14.165.334/0001-20 www.pgnsa.com.br/ Brasoil Manati Brasoil Manati Exploração Petrolífera Ltda 08.845.534/0002-01 erodrigues@brasoilcorp.com www.brasoilcorp.com

Central Resources Central Resources do Brasil Produção de Petróleo Ltda 52.127.214/0001-27 info@centralresources.com www.centralresources.com/ Chariot Oil & Gas Chariot Brasil Petróleo e Gás Ltda 18.345.616/0001-60 www.chariotoilandgas.com/ Chevron Frade Chevron Brasil Upstream Frade Ltda. 02.031.413/0001-69 sactexaco@chevron.com /www.chevron.com.br Codemig Companhia de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais 19.791.581/0001-55 www.codemig.com.br/ Consorcio Pescada- Arabaiana Consorcio Pescada- Arabaiana 04.512.077/0001-00 Cowan Construtora Cowan S/A. 68.528.017/0001-50 cowan@cowan.com.br www.cowan.com.br/ Deten Detém Química S.A 13.546.106/0001-37 comercial@deten.com.br www.deten.com.br EPG Brasil EPG Brasil Ltda 11.210.501/0001-19 ERG Participações ERG Participações Ltda 05.663.978/0001-57 financeiro@ergpar.com.br Espigão Espigão Petróleo e Gás 11.844.597/0001-77 ExxonMobil ExxonMobil Química Ltda 60.860.673/0001-43 assuntosexternos@exxonmobil.com www.exxonmobil.com.br G3 Óleo e Gás G3 Óleo e Gás Ltda g3og.com.br Geopark Brasil Geopark Brasil Exploração e Produção de Petróleo e Gás Ltda 17.572.061/0001-26 br.info@geo-park.com www.geo-park.com

Inpex Petróleo Inpex Petróleo Santos Ltda 08.596.015/0001-76 www.inpex.co.jp IPI IPI Oil Exploração de Petróleo Ltda 19.285.411/0001-07 administrativo@ipi.com.br Karoon Karoon Petróleo & Gás Ltda 09.347.916/0001-97 info@karoon.com.br www.karoon.com.br/ Leros Petróleo e Gás Leros Petróleo e Gás S/A 22.771.986/0001-36 atendimento@grupoleros.com.br www.grupoleros.com.br/ Maersk Oil Maersk Oil Brasil Ltda 04.598.588/0001-88 BRZFRCNOR@maersk.com www.maerskoil.com Máxima Petróleo Maxima 07 Exploração e Produção de Petróleo 08.834.891/0001-93 Mitsui Mitsui & CO. (Brasil) S.A. 61.139.697/0002-51 www.mitsui.com/br Multisolar Energy Premier Montagens de Produtos Eletro Eletronicos Eireli - Epp 13.248.563/0001-45 contato@mse.solar www.mse.solar/ Niko Petróleo Niko Brasil Exploração e Produção de Petroleo Ltda 14.372.852/0001-14 www.nikoresources.com/ Norteoleun Norteoleum Exploração e Produção filial.mossoro@utc.com.br www.utc.com.br Novapetroleo Nova Petroleo S/A – Exploração e Petróleo 16.607.122/0001-80 www.novapetroleo.com.br Oceania O’g Oceania O’g Exploração e Participações Em Petróleo Ltda 12.432.261/0001-60 Oeste de Canoas Petróleo Oeste de Canoas Petróleo e Gás Ltda 11.285.456/0001-61

Guto e Cacal Guto e Cacal - Indústria, Comércio e Serviços Ltda - Me 04.054.366/0001-02

OGPar Óleo e Gás Participações S/A 07.957.093/0001-96 comunicacao@ogpar.com.br www.ogpar.com.br/

Cemes Cemes Petróleo S.A 10.243.470/0001-30

HRT Participações Petro Rio S.A. 10.629.105/0001-68 hrt@hrt.com.br www.petroriosa.com.br/

Oil Perfurações Brasil Great Oil Perfurações Brasil Ltda 11.895.432/0001-24 faleconosco@greatholdings.com.br www.oilperfuracoes.com.br/

Cemig Companhia Energetica de Minas Gerais- Cemig 17.155.730/0001-64 mail@cemig.com.br www.cemig.com.br

Imetame Energia Imetame Energia Ltda 00.271.847/0001-00 parceria@imetame.com.br alegre.imetame.com.br

ONGC Ongc Campos Ltda 04.033.930/0001-00 flavia.marinelli@ongc.com.br www.ongcvidesh.com

BS-3 BS-3 S.A 04.768.625/0001-59

96 Cenários Gás 2017/2018

Ouro Preto Ouro Preto Óleo e Gás S/A 12.091.809/0001-55 contato@opog.com.br www.opog.com.br

PGN Parnaíba Gás Natural S.A. 04.423.567/0001-21 faleconosco@eneva.com.br www.eneva.com.br/

Panergy Panergy Petróleo e Gás Ltda 07.119.234/0001-00 contato@panergy.com.br www.panergy.com.br

Phoenix Phoenix Empreendimentos Ltda 05.282.436/0001-34 www.phoenixempreendimentos.com.br/

Perícia Engenharia Perícia Engenharia e Construção Ltda 15.594.013/0001-03 Petra Petra Energia S/A 07.243.291/0001-98 faleconosco@petraenergia.com.br www.petraenergia.com Petro Vista Petro Vista Energy Corporation - No exterior Petrobras Petróleo Brasileiro S/A Petrobrás 33.000.167/0001-01 sac@petrobras.com.br www.petrobras.com.br Petrogal Petrogal Brasil S/A 03.571.723/0001-39 galp@galpenergia.com www.galpenergia.com

Premier Oil Premier Oil do Brasil Petróleo e Gás Ltda 16.640.556/0001-82 msad@premier-oil.com www.premier-oil.com/ Proen Proen Projetos Engenharia Comércio e Montagens Ltda 32.330.003/0001-80 PTTEP PTTEP Brasil Investimentos em Exploração e Produção de Petróleo e Gás Ltda 19.332.109/0001-54 QPI Petróleo QPI Brasil Petróleo 15.916.060/0001-26 Queiroz Galvão E&P Queiroz Galvão Exploração e Produção S/A 11.253.257/0001-71 qgep@qgep.com.br www.qgep.com.br Repsol Sinopec Repsol Sinopec Brasil S/A 02.270.689/0001-08 contato@repsolsinopec.com www.repsolsinopec.com.br

Sinochem Sinochem Petróleo Brasil Ltda 06.871.406/0001-26 www.sinochem.com Sonangol Sonangol Hidrocarbonetos Brasil Ltda 03.347.723/0001-50 www.sonangol.co.ao/English/ Statoil Brasil Statoil Brasil Óleo e Gás Ltda 04.028.583/0001-10 https://www.statoil.com.br STR STR Projetos e Participações Ltda 07.943.726/0001-07 faa@strprojetos.com.br Total E&P Total E&p do Brasil Ltda 02.461.767/0001-43 comunicacao.ep-br@total.com br.total.com/ UTC Engenharia UTC Engenharia S/A 44.023.661/0001-08 utc@utc.com.br www.utc.com.br/ Vale Vale S/A 33.592.510/0001-54 www.vale.com.br

Santana Óleo e Gás Santana Exploração e Produção de Óleo e Gás Ltda 11.944.627/0001-17

Vipetro Vilmar Pereira Construções e Montagens Petrolíferas Ltda 09.080.623/0001-96 vipetro@vipetro.com.br www.vipetro.com.br

Severo Villares Petróleo e Gás Severo Villares Projetos e Construções S/A 61.432.472/0001-08 atendimento@severovillares.com.br www.severovillares.com.br

W. Washington Nova Petróleo Recôncavo S/A 08.584.563/0002-67 wpetroleo@wpetroleo.com.br www.novapetroleo.com

Gaspetro

TBG

Petrobras Gás S/A.

Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia- Brasil S/A

42.520.171/0001-91

01.891.441/0001-93

Transpetro Petrobras Transporte S.A – Transpetro 02.709.449/0001-59 www.transpetro.com.br

sac@petrobras.com.br

www.tbg.com.br

Petrorecôncavo Petrorecôncavo S/A 03.342.704/0001-30 rafael@petroreconcavo.com.br www.petroreconcavo.com.br Petrosynergy Petrosynergy Ltda 03.951.809/0001-97 petrosynergy@petrosynergy.com.br www.petrosynergy.com.br

Transporte

www.gaspetro.com.br Gasocidente do Mato Grosso TSB

Gasocidente do Mato Grosso Ltda

Transportadora Sulbrasileira de Gás S/A

01.717.813/0002-40

03.146.349/0001-24

vendas@visaorolamentos.com.br

www.tsb.com.br

www.gasocidentemt.com.br

TAG Transportadora Associada de Gás S.A Tag 06.248.349/0001-23 tag.petrobras.com.br NTN Nova Transportadora do Nordeste S/A - NTN 04.991.833/0001-12 tag.petrobras.com.br/

Cenários Gás 2017-2018 97

Distribuição

GÁS NATURAL Algás Gás de Alagoas S/A Algas 69.983.484/0001-32 atendimento@algas.com.br www.algas.com.br Bahiagás Companhia de Gás da Bahia 34.432.153/0001-20 atendimento@bahiagas.com.br www.bahiagas.com.br Cebgás Companhia Brasiliense de Gás 04.363.670/0001-23 cebgas@ceb.com.br www.ceb.com.br CEG - Grupo Gás Natural Fenosa Companhia Distribuição de Gás do Rio de Janeiro 01.695.370/0001-53 ceg@ceg.com.br www.ceg.com.br

Cegás Companhia de Gás do Ceará 73.759.185/0001-96 cegas@cegas.com.br www.cegas.com.br

Gas Natural Fenosa Gas Natural São Paulo Sul S/A 02.863.830/0001-78 sacgnsps@gasnatural.com www.gasnaturalfenosa.com.br

Cigás Companhia de Gás do Amazonas S/A 00.624.964/0001-00 cigas@cigas-am.com.br www.cigas-am.com.br Comgás Companhia de Gás de São Paulo 61.856.571/0001-17 imprensa@comgas.com.br www.comgas.com.br

GásLocal Gnl Gemini Comercialização e Logística de Gás Ltda 06.865.129/0001-49 sac@gaslocal.com.br www.gaslocal.com.br Gasmar Companhia Maranhense de Gás 05.121.359/0001-30 gasmar@gasmar.com.br www.gasmar.com.br

Compagás Companhia Paranaense de Gás 00.535.681/0001-92 compagas@compagas.com.br www.compagas.com.br

Gasmig Companhia de Gás de Minas Gerais 22.261.473/0001-85 gasmig@gasmig.com.br www.gasmig.com.br

Copergás Companhia Pernambucana de Gás 41.025.313/0001-81 cristina@copergas.com.br www.copergas.com.br

CEG Rio - Grupo Gas Natural Fenosa Ceg Rio S/A anuncio_CDGN_abr2017_IMPRESSAO.pdf 33.938.119/0002-40 ceg@ceg.com.br www.ceg.com.br

Gas Brasiliano Gás20/04/17 Brasiliano Distribuidora S/A 11:45 03.024.705/0001-37 gasbrasiliano@gasbrasiliano.com.br www.gasbrasiliano.com.br

Goiasgás Agência Goiana de Gás Canalizado S/A 04.583.057/0001-11 goiasgas@goiasgas.com.br www.goiasgas.com.br Mitsui Gás e Energia Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda 34.304.121/0001-49 www.mitsuigas.com.br

VISANA

Soluções para o Gás Natural C

Compra

Compressão

Venda

Transporte

Tratamento

Separação

CMY

www.cdgn.com.br | 21 3043.4999 | comercial@cdgn.com.br

98 Cenários Gás 2017/2018

Projetos de poços de gás

MSgás Companhia de Gás do Estado de Mato Grosso do Sul 02.741.679/0001-03 msgas@msgas.com.br www.msgas.com.br PBGás Companhia Paraibana de Gás 00.371.600/0001-66 pbgas@pbgas.com.br www.pbgas.com.br Petrobras Distribuidora Petrobras Distribuidora S/A 34.274.233/0001-02 www.br.com.br/ Potigás Companhia Potiguar de Gás 70.157.896/0001-00 potigas@potigas.com.br www.potigas.com.br Rongás Companhia Rondoniense de Gás S/A 02.796.830/0001-00 rongas@rongas.com.br www.rongas.com.br SCGás Companhia de Gás de Santa Catarina 86.864.543/0001-72 ascom@scgas.com.br www.scgas.com.br Sulgás Companha de Gás do Estado do Rio Grande do Sul 72.300.122/0001-04 osmar.santos@sulgas.rs.gov.br www.sulgas.rs.gov.br

GNC CDGN LOGÍSTICA CDGN LOGÍSTICA S/A 05.484.996/0001-71 comercial@cdgn.com.br www.cdgn.com.br

GNC - Gás Natural Carmopolis GNC - Gás Natural Carmopolis Ltda 06.275.865/0001-47 jorge@gnc.com.br www.gnc.com.br Neogas do Brasil Neogas do Brasil Gás Natural Comprimido S/A 04.221.716/0001-70 contato@neogas.com.br www.neogas.com.br

GLP Amazongás Amazongás Distribuidora de GLP Ltda 04.957.650/0001-80 amazongas@amazongas.com.br www.amazongas.com.br Consigaz Consigaz Distribuidora de Gás Ltda 01.597.589/0002-09 comercial@consigaz.com.br www.consigaz.com.br Copagaz Copagaz Distribuidora de Gás Ltda 03.237.583/0001-67 copagaz@copagaz.com.br www.copagaz.com.br Fogás Sociedade Fogás Ltda 04.563.672/0001-66 fogas@fogas.com.br www.fogas.com.br Fogás Sociedade Fogás Ltda 04.563.672/0012-19 boavista@fogas.com.br www.fogas.com.br

Gaslog Gás Ponto Com Distribuidora de Gás Ltda 06.188.764/0001-39 comercial@gaslog.com.br www.gaslog.com.br Liquigás Liquigás Distribuidora S/A 60.886.413/0001-47 liquigas@br.com.br www.liquigas.com.br Liquigás Liquigás Distribuidora S/A 60.886413/0001-47 liquigas@br.com.br www.liquigas.com.br Nacional Gás Nacional Gás Butano Distribuidora Ltda 06.980.064/0001-82 www.edsonqueiroz.com.br Paragás Paragás Distribuidora Ltda 05.840.319/0003-00 www.nacionalgas.com.br Repsol Gás Brasil Repsol Sinopec Brasil SA 02.270.689/0001-08 sac.rlesa@repsol.com www.repsol.com/br_pt Servgás Servgás Distribuidora de Gás S/A 55.332.811/0001-81 servgas@servgas.com www.servgas.com

Gás Butano Nacional Gás Butano Distribuidora Ltda 06.980.064/0129-46 ngb-maua@edsonqueiroz.com.br www.nacionalgas.com.br

Supergasbras Supergasbras Energia Ltda 19.791.896/0002-83 www.supergasbras.com.br

Gasball Gasball Armazenadora e Distribuidora Ltda 02.430.968/0001-83 gasball@gasball.com.br www.gasball.com.br

Ultragaz Companhia Ultragaz S/A 61.602.199/0001-12 ouvidoria@ultragaz.com.br www.ultragaz.com.br

Cenários Gás 2017-2018 99

Produtos

AQUECEDORES

Bimetal Bimetal Indústria Metalúrgica Ltda 01.261.017/0001-65 bimetal@bimetal.com.br www.bimetal.eng.br/

Grupo Exacta Exacta Indústria e Comércio de Sensores Ltda 74.697.871/0001-42 vendas@exacta.ind.br www.exacta.ind.br

CCK Automação Cck Automação Ltda 66.087.131/0001-66 cck@cck.com.br www.cck.com.br

Hobeco Hobeco Sudamericana Ltda 03.548.170/0001-01 info@hobeco.net www.hobeco.net

Cvser Carlos Vendas – Serviços de Engenharia e Representações Ltda 02.644.369/0001-62 geral@cvser.com.br www.cvser.com.br

Hygro-Therm Hygro-Therm Comercial e Técnica Ltda 56.910.805/0001-27 hygro-therm@hygro-therm.com.br www.hygro-therm.com.br/

Dwyler Dwyler Equipamentos Industriais, Importação e Exportação Eireli – Epp 07.661.881/0001-30 vendas@dwyler.com.br www.dwyler.com.br/

Instronic Instronic Instrumentos de Testes Ltda 48.873.608/0001-57 vendas@instronic.com.br www.instronic.com.br

Eaton Fluid Power Eaton Ltda 54.625.819/0001-73 mkt_fpgbr@eaton.com www.eaton.com.br/

Intereng Intereng Automação Industrial Ltda 65.472.714/0001-48 info@intereng.com.br intereng.com.br/

Elipse Software Elipse Software Ltda 91.213.371/0001-07 elipse@elipse.com.br www.elipse.com.br

Intertech Rio Intertech Comercio de Equipamentos e Servicos Ltda 07.911.518/0001-26 contato@intertechrio.com.br www.intertechrio.com.br

Elittec Elittec Comércio de Instrumentos de Medição e Serviços Ltda 02.138.203/0001-74 info@elittec.com.br www.elittec.com.br

Iope Instrumentos de Precisão Iope Instrum de Precisão Ltda 61.929.535/0001-36 vendas@iope.com.br www.iope.com.br

Emerson Process Management Emerson Process Management Ltda 43.213.776/0001-00 customer_service@emerson.com www.emersonprocess.com.br

Jonhis Jonhis Instrumentos de Medição Ltda 47.422.365/0001-78 jonhis@jonhis.com.br www.jonhis.com.br

Every Control Every Control Solutions Ltda 00.327.389/0001-84 info@everycontrol.com.br www.everycontrol.com.br

Labcontrol Labcontrol Instrumentos Científicos Ltda 67.969.105/0001-24 vendas@labcontrol.com.br www.labcontrol.com.br

Fluid Fluid Controle Automação Hidráulica Ltda – Epp 06.329.372/0001-42 fluid@fluid.com.br www.fluid.com.br/

Ladder Ladder Automação Industrial Ltda 66.886.144/0001-03 vendas@ladder.com.br www.ladder.com.br

Asta Asta Indústria Comércio e Instrumentação e Controle Ltda 00.530.823/0001-29 vendas@roka.ind.br roka.ind.br/

Fluxo Soluções Integradas Fluxo Soluções Integradas Ltda 34.213.025/0001-95 salvador@fluxosolutions.com.br www.fluxosolutions.com.br

Magcon Magcon Indústria e Comércio Ltda 01.668.523/0001-73 magcon@magcon.com.br www.magcon.com.br

Atmc Atmc Automação e Comunicação Ltda 00.111.045/0001-33 vendas@atmc.com.br www.atmc.com.br

FT Automação Ft Automação Industrial 69.060.820/0001-75 contato@ft.com.br www.ft.com.br

Atos Atos South America Participações Ltda 11.610.205/0001-05 info@atos.com www.atos.com

GE Measurement & Control Bentely do Brasil Ltda 01.128.902/0002-51 sensing.brasil@ge.com www.ge-mcs.com

Automotion Automotion Indústria Comércio Importação e Exportação Ltda 00.350.593/0001-16 coml@automotion.com.br www.automotion.com.br

General Instruments General Instruments Engenharia Representações e Comércio Ltda 60.367.182/0001-65 vendas@generalinstruments.com.br www.generalinstruments.com.br

Mauell Mauell Serviços de Tecnologia LTDA 62.941.281/0001-34 mauell@mauell.com br.mauell.com/

BCM Automação Bcm Engenharia Ltda 87.237.830/0001-15 contato-matriz@bcmautomacao.com.br www.bcmautomacao.com.br

Grom Acústica e Vibração Grom Equipamentos Eletromecânicos Ltda 40.184.699/0001-01 comercial@grom.com.br www.grom.com.br

Mectrol do Brasil Mectrol do Brasil Comercial Ltda 03.339.014/0001-22 vendasbr@mectrol.com.br www.mectrol.com.br

Brascoelma Brascoelma Construção Brasileira de Aquecedores Indutivos Ltda 47.283.262/0001-74 vendas@brascoelma.com.br www.brascoelma.com.br Konus Icesa Konus Icesa S/A 30.740.781/0001-11 ki@konus.com.br www.konus.com.br

INSTRUMENTAÇÃO ABB Abb Ltda 61.074.829/0001-23 abb.atende@br.abb.com new.abb.com/br Accenture Automation & Industrial Solutions Accenture Soluções em Automação Ltda 09.535.920/0001-89 www.accenture.com Aquarius Aquarius Software Ltda 01.379.118/0001-35 industrial@aquarius.com.br www.aquarius.com.br Armtec Tecnologia em Robótica Armtec Tecnologia em Robótica Ltda – Me 06.941.284/0001-05 armtec@armtecbrasil.com www.armtecbrasil.com Arteche Arteche Edc Equipamentos e Sistemas S/A 02.782.918/0001-65 comercial@arteche.com.br www.arteche.com/pt Ascoval Ascoval Ind e Com Ltda 43.021.906/0001-03 ascoval@emerson.com www.ascoval.com.br Aselco Automação Aselco Indústria, Comércio, Importação e Exportação de Instrumentação Ltda 09.038.088/0001-05 falecom@aselco.com.br www.aselco.com.br

100 Cenários Gás 2017/2018

Magnetrol Latin América Magnetrol Instrumentação Industrial Ltda 02.126.152/0001-60 vendas@magnetrol.com.br www.magnetrol.com.br Marc Automação Marc 814 Automação Ltda Me 02.860.968/0001-13 comercial@marcautomacao.com.br www.marcautomacao.com.br

Mettler Toledo - Divisão Processo Mettler - Toledo Indústria e Comércio Ltda 49.372.576/0001-79 mtbr.atendimento@mt.com www.mt.com MS Instrumentos MS Instrumentos Industriais Ltda 31.198.435/0001-16 vendas@msinstrumentos.com.br www.msinstrumentos.com.br National Instruments Brazil National Instruments Brazil Ltda 01.784.233/0001-95 ni.brazil@ni.com www.ni.com/pt-br.html Orteng / Cemes Petróleo Orteng Equipamentos e Sistemas Ltda 19.884.626/0001-36 contato@orteng.com.br www.orteng.com.br Paumar Paumar Comércio de Conexões Ltda – Epp 33.531.468/0001-61 paumarconexoes@paumarconexoes.com.br www.paumarconexoes.com.br Phoenix Contact Indústria e Comércio Phoenix Contact Indústria e Comércio Ltda 68.404.912/0001-62 marketingbr@phoenixcontact.com.br www.phoenixcontact.com.br

Smartec Smartec – Comércio e Serviços de Automação Idustrial Ltda 01.542.609/0001-55 smartec@smartec-automacao.com.br www.smartec-automacao.com.br Soft-Ar Rio Automação Soft-Ar Rio Automação & Serviços Ltda 01.351.383/0001-05 softario@globo.com www.softarrio.kit.net/softar_rio SoftBrasil Soft Brasil Automação Ltda 01.515.122/0001-83 marketing@softbrasil.com.br www.softbrasil.com.br Soliton Soliton Controles Industriais Ltda 58.445.586/0001-88 vendas@soliton.com.br www.soliton.com.br Techno Supply Techno Supply Importação e Exportação Ltda 05.505.756/0001-06 vendas@technosupply.com.br www.technosupply.com.br Tecnaut Tecnaut Indústria e Comércio de Metais Ltda 73.056.731/0001-22 tecnaut@tecnaut.ind.br www.tecnaut.ind.br/

Pilz do Brasil Pilz do Brasil Sistemas Eletrônicos de Segurança e Automação Industriais Ltda 02.469.056/0001-15 pilz@pilz.com.br https://www.pilz.com/pt-BR

Tecnovip Tecnovip Instrumentos de Medição Ltda 05.332.223/0001-70 vendas@tecnovip.com www.tecnovip.com

Presys Presys Instrumentos e Sistemas Ltda 59.894.113/0001-20 vendas@presys.com.br www.presys.com.br

Termotemp Termotemp Comércio e Aparelhos de Automação Ltda 64.808.850/0001-01 termotemp@termotemp.net www.termotemp.net

ProMinent ProMinent Brasil Ltda 38.875.381/0001-25 info-br@prominent.com www.prominent.com.br

Testo do Brasil Testo do Brasil Instrumentos de Medição Ltda 03.144.465/0001-04 sac@testo.com.br https://www.testo.com/pt-BR

Rio Link Rio Link Tecnologia Ltda 00.734.589/0001-51 rl@rlink.com.br www.rlink.com.br

Tex Equipamentos Tex Equipamentos Eletrônicos Indústria e Comércio Ltda 01.981.970/0001-88 comercial@tex.com.br www.tex.com.br

S&E Instrumentos S&E Instrumentos de Testes e Medição Ltda 45.739.901/0001-38 comercial@seinstrumentos.com.br www.seinstrumentos.com.br

Turck do Brasil Automação Turck do Brasil Automação Ltda 14.709.866/0001-80 marketing-brazil@turck.com www.turck.com.br

Sensym Sensym de Indústria e Comércio de Equipamentos Eletrônicos Ltda 69.326.833/0001-43 sensym@sensym.com.br www.sensym.com.br

Use- Ultraflux Use-Ultraflux Serviços e Equipamentos Ltda 01.473.531/0001-64 consulta@use.com.br www.use.com.br

Sick Sick Solução em Sensores Ltda 00.769.222/0001-73 comercial@sick.com.br www.sick.com.br

W-Conex Óleo & Gás W-Conex Óleo & Gás Comércio de Equipamentos Eireli 10.895.659/0001-07 wconex@wconex.com www.wconex.com

Siemens Siemens Ltda 44.013.159/0002-05 atendimento.br@siemens.com https://www.siemens.com/br/

Weg Automação Weg Drives & Controls - Automação Ltda 14.309.992/0001-48 info-br@weg.net www.weg.net

Skilltech Skilltech Instrumentos de Precisão Ltda 58.562.125/0001-95 skilltech@skilltech.com.br www.skilltech.com.br

Wika do Brasil Wika do Brasil Indústria e Comércio Ltda 61.128.500/0001-06 marketing@wika.com.br www.wika.com.br

Woodward Woodward Comércio de Sistema de Controle e Proteção Elétrica Ltda 48.111.595/0003-40 vendas@woodward.com www.woodward.com/Brazil.aspx

CALDEIRAS Alfa Laval Aalborg Alfa Laval Aalborg Indústria e Comércio Ltda 31.120.686/0001-88 dec.rio@alfalaval.com www.aalborg-industries.com.br Assistherm/Rivametal Assistherm Assistência Térmica Ltda 58.291.725/0001-66 assistherm@assistherm.com.br www.assistherm.com.br Benecke Benecke Irmãos & Cia Ltda 86.375.656/0001-04 vendas@benecke.com.br www.benecke.com.br Caldema Caldema Equipamentos Industriais Ltda 45.372.893/0001-34 comercial@caldema.com.br www.caldema.com.br Campel Campel Caldeiraria e Mecânica Pesada Ltda 60.860.871/0001-07 campel@uol.com.br www.campel.ind.br CBC CBC Indústrias Pesadas S/A 60.501.707/0001-03 cbc.com@cbcsa.com.br www.cbcsa.com.br Equipalcool Sistemas Equipalcool Sistemas Eireli Ltda 52.853.181/0001-00 marketing@equipalcool.com.br www.equipalcool.com.br Foster Wheeler Amec Foster Wheeler América Latina Ltda 01.388.397/0001-01 www.fwc.com Icaterm A Aquecedores Caldeiras e Queimadores Icaterm Ltda - ME 04.449.663/0001-49 contato@icaterm.com.br www.icaterm.com.br Minas Caldeiras Minas Caldeiras Ltda 18.163.162/0001-06 vendas@minascaldeiras.com.br www.minascaldeiras.com.br MML Mml Indústria e Comércio Ltda 25.995.291/0001-26 vendas@mmlcaldeiras.com.br www.mmlcaldeiras.com.br Weco Weco S/A 92.783.182/0001-32 vendas@weco.ind.br www.weco.ind.br

CILINDROS Cilgastec Cilgastech Indústria Importação Exportação de Cilindros de Alta Pressão Ltda 09.078.347/0001-21 vendas@cilgastech.com.br www.cilgastech.com.br

Cenários Gás 2017-2018 101

Produtos

Hidrover Hidrover Equipamentos Oleodinâmica S/A 88.818.125/0001-74 vendas@hidrover.ind.br www.weber.de

Kranyack Kranyack Ltda 10.584.741/0001-10 kranyack@kranyack.com.br www.kranyack.com.br

Conflange Conexões Conflange Conexões Ltda 47.141.379/0001-13 conflange@conflange.com.br www.conflange.com.br

Mangels Mangels Indústria e Comércio Ltda 61.065.298/0015-08 cylinders@mangels.com.br www.mangels.com.br

ManTurbo do Brasil Man Turbo do Brasil Ltda 33.060.278/0004-56 atendimento@manturbo.com.br www.manturbo.com

Dacon Comercial Dacon Comercial Ltda 02.404.672/0001-98 dacon@dacon.ind.br www.dacon.ind.br

Metano do Brasil Metano do Brasil Ltda 03.909.828/0001-55 metanodobrasil@metano.com.br www.metano.com.br

Dril-Quip Dril-Quip do Brasil Ltda 03.432.310/0001-73 www.dril-quip.com

COMPRESSORES Aerzen do Brasil Aerzen do Brasil Ltda 03.434.855/0001-19 aerzen@aerzen.com.br www.aerzen.com.br Ar Brasil Ar Brasil Compressores Ltda 62.029.426/0001-25 arbrasil@arbrasilcompressores.com.br www.arbrasilcompressores.com.br Atlas Copco Atlas Copco Brasil Ltda 57.029.431/0001-06 acbrasil@br.atlascopco.com www.atlascopco.com.br Bitzer Bitzer Compressores Ltda 68.870.997/0001-74 vendas@bitzer.com.br www.bitzer.com.br CCC Roper Brasil Comércio e Promoção de Produtos e Serviços Ltda. 11.035.026.0001-91 brazil@cccglobal.com www.cccglobal.com Chiaperini Chiaperini Industrial Ltda 59.064.766/0001-82 vendas@chiaperini.com.br www.chiaperini.com.br Exterran Brasil Exterran Brasil Ltda 02.805.820/0001-86 vendas@exterran.com www.exterran.com Gardner Denver Gardner Denver Brasil Indústria e Comércio de Máquinas Ltda 02.931.123/0001-71 industrial.brasil@gardnerdenver.com www.gdproducts.com.br Hoerbiger Hoerbiger do Brasil Indústria de Equipamentos Ltda 48.075.816/0001-00 saopaulo@hoerbiger.com www.hoerbiger.com Howden Thomassen Compressores do Brasil Howden Thomassen Comércio e Serviços de Compressores do Brasil Ltda 09.555.164/0001-50 tcdb@thomassen.com www.thomassen.com

Nea Neuman & Esser América do Sul Ltda 53.784.443/0001-87 nea(at)neuman-esser.com.br www.neuman-esser.de Neac Neac Compressor Service 10.953.687/0001-33 nea@neuman-esser.com.br www.neac.de O S Comercial O S Comercial e Importadora Ltda 23.374.994/0001-01 vendas@oscomercial.com.br www.oscomercial.com.br PEG Compressores Indústria de Compressores PEG Ltda 46.915.807/0001-55 contato@pegcompressores.com.br www.pegcompressores.com.br Sullair Sullair do Brasil Ltda 59.772.855/0001-83 sullair@sullair.com.br www.sullair.com.br Vibropac Vibropac Indústria e Comércio de Equipamentos Ltda 96.228.317/0001-59 vibropac@vibropac.com.br www.vibropac.com.br

CONEXÕES Acender Acender Peças e Serviços Ltda 08.709.236/0001-03 contato@acender.net www.acender.net Aletubos Aleturbos – Conexões Ltda 02.216.808/0001-36 vulcano@vulcano.com.br www.vulcano.com.br Caldex Caldex Conexões e Equipamentos Ltda 44.151.413/0001-42 conexoes@caldex.com.br www.caldex.com.br CHP CHP - Central Hidráulica e Pneumática Ltda 61.658.654/0001-00 chp@chp.com.br www.chp.com.br

Flow CTV Flow CTV Instrumentação e Controle de Fluidos Ltda 04.274.907/0002-80 flowctv@flowctv.com.br www.flowctv.com.br HCI HCI Hidráulica Conexões Industriais Ltda 62.312.426/0001-38 vendas@hci.ind.br www.hci.ind.br Hy-Lok Brasil Hy-Lok Brasil Ltda 04.933.415/0001-79 vendas@hylokbrasil.com.br www.hylokbrasil.com.br Jaraguá Tubos e Conexões Jaraguá Tubos e Conexões Eireli 08.209.753/0001-13 contato@jtci.com.br www.jtci.com.br/ Milano Equipamentos Milano Equipamentos Hidráulicos Ltda 02.665.450/0001-29 milano@milano.ind.br www.milano.ind.br Schulz América Latina Schulz América Latina Importação e Exportação Ltda 00.919.246/0001-61 contato@schulz-al.com.br www.schulz-al.com.br Serthi Hidráulica Serthi Hidráulica Ltda 47.710.066/0001-39 contato@serthi.com.br www.serthi.com.br Starlux Starlux Equipamentos Industriais Ltda 54.171.723/0001-82 starlux@uol.com.br www.starluxonline.com.br TFI do Brasil Petróleo e Gás Tfi do Brasil Comércio e Importação Ltda 00.100.408/0001-35 tfi@tfidobrasil.com.br www.tfidobrasil.com.br Triunion Triunion Ind e Comércio Ltda 02.718.176/0001-09 triunion@triunion.com.br www.triunion.com.br

CONTROLE E MEDIÇÃO

Junqueira Solução em Gás Natural Junqueira Compressores e Máquinas Ltda 03.924.282/0001-01 simesio@gnvcompressores.com.br www.gnvcompressores.com.br

Comercial Troyka Comercial Troyka de Parafusos e Rolamentos Ltda 27.891.084/0001-57 troyka@troyka.com.br www.troyka.com.br

Ag Solve Ag Solve – Monitoramento Ambiental Ltda 02.976.658/0001-69 vendas@agsolve.com.br www.agsolve.com.br

K. Lund do Brasil K. Lund do Brasil Equipamentos Petrolíferos Ltda 07.485.047/0001-31 klbr@kl-offshore.no www.kl-offshore.no

Conec-Rio Conec Rio Conexões e Peças Ltda 40.361.826/0001-09 vendas@conecrio.com.br www.conecrio.com.br

Cimatel Cimatel Brazil Ltda 33.660.457/0001-81 sac@cimatel.com.br www.cimatel.com.br

102 Cenários Gás 2017/2018

Confor Confor Instrumentos de Medição Ltda 54.599.501/0001-65 confor@confor.com.br confor.com.br/

Leka’s Tridimensional Leka’s Medições Ltda 32.173.395/0001-10 comercial@lekas.com.br www.lekas.com.br

Econosco UK Solas Representações Técnicas e Comerciais Ltda – Epp 00.147.514/0001-74 vendas@solas.com.br solas.com.br Edc Brasil Equipamentos de Controle Comercial Ltda 04.894.345/0001-97 edcbrasil@edcbrasil.com.br www.edcbrasil.com.br

Metroval Metroval Controle de Fluidos Ltda 58.762.956/0001-00 vendas@metroval.com.br www.metroval.com.br

Eikonal do Brasil Eikonal do Brasil Instrumentos Ópticos e Científicos Ltda 59.340.521/0001-30 eikonal@eikonal.ind.br www.eikonal.ind.br Endress+Hauser Endress + Hauser Controle e Automação Ltda 49.423.619/0001-06 info@endress.com.br www.br.endress.com Escontrol Controles Especiais Escontrol Ind e Com Ltda 58.596.701/0001-15 comercial@escontrol.com.br www.escontrol.com.br Etclass do Brasil Etclass do Brasil Comércio e Assistência Técnica Ltda 60.062.155/0001-84 sac@etclass.com.br www.etclass.com.br Euro Euro Temp System Ltda – Me 01.622.276/0001-74 contato@therma.com.br www.eurotemp.com.br/ Flir Systems Brasil Flir Systems Brasil Comércio de Câmeras Infravermelhas Ltda 07.204.578/0001-09 flir@flir.com.br www.flirthermography.com.br FLK Flk Instrumentação Eletrônica Ltda 01.523.432/0001-40 flk@flk-rio.com.br www.flk-rio.com.br Fluke do Brasil Fluke do Brasil Ltda 02.370.758/0001-47 info@fluke.com.br www.fluke.com.br Incontrol Incontrol Indústria e Comércio de Medidores de Vazão e Nível Ltda 02.100.560/0001-43 vendas@levelcontrol.com.br www.levelcontrol.com.br/ Instromet Instromet Medição e Controle Ltda 01.516.143/0001-13 instromet@instromet.com.br www.instromet.com.br

Mettler Toledo - Divisão Laboratório Mettler- Toledo Indústria e Comércio Ltda 49.372.576/0001-79 processo@mt.com www.mt.com Nivetec Nivetec Instrumentação e Controle Ltda 66.747.627/0001-19 comercial@nivetec.com.br www.nivetec.com.br Novus Produtos Eletrônicos Novus Produtos Eletrônicos Ltda 88.176.995/0001-97 info@novus.com.br www.novus.com.br Polimate Importadora e Exportadora de Medidores Polimate Ltda 92.804.541/0001-90 polimate@polimate.com.br www.polimate.com.br Redlands Redlands do Brasil Indústria e Comércio Eireli 01.203.871/0001-75 redlands@redlands.com.br www.redlands.com.br SA7 Segurança e Tecnologias Avançadas Antônio Fernando Dias Ferreira – Me 06.190.098/0001-73 fernando@sa7.com.br www.sa7.com.br Smar Smar Equipamentos Industriais Ltda 46.761.730/0006-10 orcamento@smar.com.br www.smar.com.br Swisserv Swisserv Comércio e Serviços Ltda 53.725.446/0001-40 swisserv@bol.com.br www.swisserv.com.br Willy Ashcroft Willy Instrumentos de Medição e Controle Ltda 07.645.541/0001-16 contato@ashcroft.com www.ashcroft.com.br

DETECÇÃO Asel-Tech Asel-Tech Tecnologia e Automação Ltda 03.943.658/0001-25 contato@asel-tech.com www.asel-tech.com

Itron Itron Soluções para Energia e Água Ltda 60.882.719/0006-30 ame-vendas-gas@itron.com www.itron.com.br

Detector do Brasil Detector do Brasil – Comércio e Indústria de Equipamentos Industriais Ltda 27.877.638/0001-61 vendas@detector.com.br www.detector.com.br

Lao Indústria Lao Indústria Ltda 00.946.219/0001-88 gas@laosp.br www.laosp.com.br

Thorn Security Pro Security Segurança Patrimonial Ltda 96.231.568/0001-92 comercial@prosecurity.com.br www.prosecurity.com.br

Vorah Rma Tecnologia e Comércio Ltda – epp 12.467.277/0001-08 comercial@vorah.com.br www.vorah.com.br

EQUIPAMENTOS Control Tech Control Tech Indústria e Comércio Ltda 02.131.490/0001-90 controltech@controltechnet.com.br www.controltechnet.com.br Piccolo Piccolo Equipamentos Industriais Ltda 50.148.741/0001-92 piccolo@piccolo.com.br www.glpiccolo.com/ Produmec Produmec Indústrial e Marítima Ltda 29.684.313/0001-98 produmec@uol.com.br www.produmec.com.br Retentores Sulbrás Retentores Sulbrás Indústria e Comércio Ltda 02.711.548/0001-75 contato@sulbras.ind.br www.retentoressulbras.com.br SRI SRI Equipamentos para Gás Ltda 03.773.799/0001-47 vendas@sri.ind.br www.sri.ind.br Vanasa Multigás Vanasa Multigás Engenharia Indústria e Comércio Ltda 07.243.151/0001-10 vendas@vanasamultigas.com.br www.vanasamultigas.com Zell Zell Ambiental Ltda 04.509.801/0001-38 zell@zell.com.br www.zell.com.br

ESFERAS Celene Companhia Eletromecânica do Nordeste Celene 07.271.307/0001-76 abmneto@celene.com.br www.celene.com.br Confab Equipamentos Confab Industrial S/A 60.882.628/0013-23 comunicacao@tenaris.com www.tenaris.com/confabequipamentos/pt/default.asp

ESTRUTURAS METÁLICAS Codeme Codeme Engenharia S/A 16.521.601/0001-80 vagas.betim@codeme.com.br www.codeme.com.br Ecotel Telecom Ecotel Indústria e Comércio Ltda 43.962.372/0001-01 ecotel@ecotel-telecom.com.br www.ecotel-telecom.com.br Enmac Enmac Engenharia de Materiais Compostos Ltda 04.666.044/0001-06 enmac@enmac.com.br www.enmac.com.br KNM KNM Industrial Ltda 27.310.192/0001-99 comercial@knm-brasil.com.br knm-metalmec.com.br/

Cenários Gás 2017-2018 103

Produtos

Tecnometal Engenharia Tecnometal Engenharia e Construções Mecânicas Ltda 38.625.489/0001-60 comercial@tecnometal.com.br www.tecnometal.com.br União Engenharia União Fabricação e Montagem Ltda 27.440.478/0001-99 contato@uniaoengenharia.ind.br www.uniaoengenharia.ind.br

GASES INDUSTRIAIS Aga Linde Gases Ltda 60.619.202/0039-10 cliente.lg.br@linde-crc.com www.linde-gas.com.br Air Liquide Air Liquide Brasil Ltda 00.331.788/0001-19 webmaster.brasil@airliquide.com www.airliquide.com.br Axigás Distribuidora de Gases Axigás Distribuidora de Gases Ltda 82.263.401/0001-07 axigas@axigas.brtdata.com.br www.axigas.com.br/ Citygás Citygás Comércio de Gases Ltda 30.828.743/0001-15 citygas@citygas.com.br www.citygas.com.br

Dinatec Dinatec Indústria e Comércio Ltda 02.257.617/0001-12 vendas.industria@dinatec.ind.br www.dinatec.ind.br Gama Gases Gama Gases Especiais Ltda 72.819.618/0001-99 vendas@gamagases.com.br www.gamagases.com.br Oximed Oximed Gaes e Equipamentos para Oxigenoterapia 93.706.950/0002-06 oximed@oximed.com.br www.oximed.com.br/ Reprogás Reprogás Comércio de Solda Ltda Epp – Epp 40.200.115/0001-44 contato@reprogas.com.br www.reprogas.com.br White Martins White Martins Gases Industriais Ltda 35.820.448/0001-36 atendimento@sac.whitemartins.com.br www.whitemartins.com.br

GERADORES Aggreko Aggreko Energia Locação de Geradores Ltda 02.283.886/0005-87 aggrekobr@aggreko.com.br www.aggreko.com.br

Estendendo valores além da medição As soluções da Itron ajudam os clientes na melhoria de seus processos, coletando, distribuindo e analisando os dados que permitam melhor gerenciar seus ativos, aumentando a eficiência, confiabilidade, sustentabilidade do negócio e segurança de seus clientes.

Juntos, podemos criar um mundo com mais recursos. www.itron.com

104 Cenários Gás 2017/2018

Energywork Energywork Comércio e Serviços eletro eletrônicos Ltda – Epp 73.305.484/0001-50 energywork@energywork.com.br www.energywork.com.br Federal Equipamentos – Motores e Geradores Federal Equipamentos Ltda 03.684.019/0001-92 vendas@tecnicargo.com.br www.federalequipamentos.com.br Geraquip Geraquip Geradores e Equipamentos Ltda 03.578.224/0001-73 geraquip@geraquip.com.br www.geraquip.com.br Gruger Geradores Gruger Grupos Geradores Ltda Epp 02.631.287/0001-83 gruger@gruger.com.br www.gruger.com.br Heimer Grupos Geradores Leon Heimer S/A 10.805.893/0005-20 geradores@heimer.com.br www.heimer.com.br Mega Energia Transreta Mega Energia Locação e Administração de Bens SA 07.340.605/0001-70 vendas.construcao@br.atlascopco.com www.megaenergy.com.br

MTU do Brasil MTU do Brasil Ltda 48.600.191/0001-59 mtu@mtu.com.br www.mtu-online.com

Acriflex Acriflex Indústria e Comércio de Acoplamentos Ltda – Epp 07.598.088/0001-34 sac@acriflex.com.br www.acriflex.com.br

Kubitz Hidráulicos e Engrenagens Egon Kubitz & Companhia Ltda 76.078.203/0001-62 kubitz@kubitz.com.br www.kubitz.com.br

Newmar Newmar Energia Ltda 01.598.777/0001-62 info@newmarenergia.com.br newmarenergia.com.br/

Antares Acoplamentos Antares Acoplamentos Ltda 01.915.523/0001-20 vendas@antaresacoplamentos.com.br www.antaresacoplamentos.com.br

Luciane Luciane Produtos para Vedação Ltda 61.433.827/0001-83 contato@luciane.com.br www.luciane.com.br

Semab Manutenção SemabCom Comércio de Peças e Equipamentos Eireli 05.673.377/0001-25 semab@uol.com.br www.semab.com.br

Aquanauta Equipamentos Submarinos Aquanauta Equipamentos Submarinos Ltda 42.502.203/0001-26 aquanauta@aquanauta.com.br www.aquanauta.com.br

Mubea Mubea do Brasil Ltda 01.776.765/0001-80 info.mubea.brasil@mubea.com www.mubea.com

Siemens Siemens Ltda 44.013.159/0001-16 atendimento.br@siemens.com www.siemens.com.br

ATN Telecom ATN Telecom Indústria e Comércio Eireli – Epp 03.579.468/0001-70 recepcao@atntelecon.com.br www.atntelecom.com.br/

Promac Nélcio J. Pereira & Companhia Ltda – Epp 02.536.313/0001-94 promac@promactecnologia.com.br www.promacmetalurgica.com.br

Sotreq SA Sotreq S/A 34.151.100/0003-00 petroleoemaritimo@sotreq.com.br www.sotreq.com.br

Axelpar Axelpar Consultoria Participações e Representações Ltda 03.838.426/0001-07 axelpar@axelpar.com www.axelpar.com

Realum Soluções em Titânio e Altas Ligas Realum Indústria e Comércio de Metais Puros e Ligas Ltda 53.855.623/0001-02 www.realum.com.br

Stemac Stemac S/A Grupos Geradores 92.753.268/0001-12 stemac@stemac.com.br www.stemac.com.br

Brunacci Freios Brunacci Ltda 60.848.660/0001-59 vendas@brunacci.com.br www.brunacci.com.br

MECÂNICA Afap Afap Eletro mecânica e Eletrônica Ltda 44.690.642/0001-35 afap@afap.com.br www.afap.com.br Grupo Delp Delp Engenharia Mecânica Ltda 17.161.936/0008-73 comercial@delp.com.br www.delp.com.br Grupo Fockink Fockink Indústrias Elétricas Ltda 03.021.334/0002-10 cliente@fockink.ind.br www.fockink.ind.br Iasa Irmãos Ayres S/A - Construções Indústria e Comércio 17.282.377/0001-83 comercial@iasa.ind.br www.iasa.ind.br Iguaçumec Iguaçumec Eletromecânica Ltda 75.965.624/0001-42 iguacumec@iguacu.com.br www.iguacumec.com.br

Ciser Companhia Industrial H Carlos Schneider 84.709.955/0001-02 vendas1@ciser.com.br www.ciser.com.br Civitella & Companhia Civitella & Companhia Ltda 62.384.763/0001-30 civitella@civitella.com.br www.civitella.com.br CNC Seals CNC Seals Ltda 01.899.164/0001-65 comercial@cncseals.com www.cncseals.com Copabo Copabo Indústria e Comércio de Produtos Técnicos Ltda 62.238.043/0012-10 nitti.cn@uol.com.br www.cntecnica.com.br Durit Durit Brasil Ltda 13.455.068/0001-07 durit@durit.com.br www.durit.com.br

Rolamentos CBF Rolamentos CBF Ltda 61.072.625/0001-53 vendas@cbfcorp.com.br www.cbfcorp.com.br Romi Indústrias Romi S/A 56.720.428/0011-35 contato@romi.com www.romi.com Sanber Sanber Indústria Mecânica Ltda 03.925.618/0001-50 sanber@sanber.com.br www.sanber.com.br Schaeffler Brasil Schaeffler Brasil Ltda 57.000.036/0001-92 sac.br@schaeffler.com www.schaeffler.com.br Sigmarhoh Sigmarhoh do Brasil Ltda – Epp 74.140.070/0001-81 comercial@sigmarhohewb.com.br www.sigmarhoh.com Spitti Acionamentos Spitti Equipamentos Ltda 02.642.720/0002-67 vendasbrasil@aseq.com.br acoplamentofacil.com.br/

Fixopar Fixopar Comércio de Parafusos e Ferramentas Ltda 44.393.825/0001-99 www.fixopar.com.br

Spraying Systems Spraying Systems do Brasil Ltda 52.462.215/0001-28 spraybr@spray.com.br www.spray.com.br

Icro Icro Tecnologia e Produtos para Manutenção Ltda 92.779.156/0001-30 icro@icro.com.br www.icro.com.br

Stamper Stamper Indústria e Comércio de Peças Ltda 72.818.875/0001-06 stamper@stamper.com.br www.stamper.com.br

Abecom Abecom Rolamentos e Produtos de Borracha Ltda 61.478.897/0001-58 vendas@abecom.com.br www.abecom.com.br

Italbronze Italbronze Ltda 61.535.381/0001-06 vendas@italbronze.com.br www.italbronze.com.br

Stratus Stratus Compostos Estruturais Ltda 01.878.213/0001-83 stratus@stratusfrp.com www.stratusfrp.com

Açokorte Açokorte Indústria Metalúrgica e Comércio Ltda 66.081.894/0001-08 acokorte@acokorte.com.br www.acokorte.com.br

Jea Indústria Metalúrgica Jea Indústria Metalúrgica Ltda 56.636.376/0001-41 vendas@jea.com.br www.jeabrasil.com.br

Timken Timken do Brasil Comercial Importadora Ltda 56.990.880/0001-45 sac@timken.com www.timken.com

PWR Mission PWR Mission Indústria Mecânica S/A 42.409.201/0001-97 comercial@pwrmission.com.br www.pwrmission.com.br

PEÇAS E ACESSÓRIOS

Cenários Gás 2017-2018 105

Produtos

Trox do Brasil Trox do Brasil, Difusão de Ar, Acústica, Filtragem e Ventilação Ltda 76.881.093/0002-53 trox@troxbrasil.com.br www.troxbrasil.com.br Visão Rolamentos & Acoplamentos Visão Comércio de Rolamentos e Equipamentos Industriais Ltda 54.249.594/0001-06 vendas@visaorolamentos.com.br www.visaorolamentos.com.br

QUEIMADORES Conai Conai Equipamentos Industriais Ltda 65.880.106/0001-72 vendas@conai.com.br www.conai.com.br Etin Sistema de Combustão Jweiss & Companhia Ltda – Me 03.377.634/0001-56 etin@etin.com.br www.etin.com.br Fokal Fokal Equipamentos Industriais Ltda – Epp 64.864.127/0001-31 infor@fokal.com.br www.fokal.com.br Kei-Tek Kei-Tek Equipamentos Industriais Ltda 59.718.510/0001-41 comercial@kei-tek.com www.kei-tek.com

TROCADORES DE CALOR Alfa Laval Alfa Laval Ltda 43.474.212/0001-13 alfalaval.br@alfalaval.com www.alfalaval.com.br Apema Apema Equipamentos Industriais Ltda 60.425.857/0001-85 vendas@apema.com.br www.apema.com.br Asvotec Asvotec Termoindustrial Ltda 56.995.681/0002-00 asvotec@asvotec.com.br www.asvotec.com.br Exinvest Brasil Exinvest do Brasil Exportações e Investimentos Ltda – Epp 30.305.791/0001-29 aur@exinvestcom.br www.exinvest.com.br Expander Manutenção Expander Manutenção Ltda 54.240.411/0001-83 expander@expandermanutencao.com.br www.expanderservicos.com.br/ Gea do Brasil Gea do Brasil Intercambiadores Ltda 47.344.197/0001-40 saopaulo@kelvion.com www.geadobrasil.com.br Jaraguá Equipamentos Jaraguá Equipamentos Industriais Ltda 60.395.126/0004-87 www.jaraguaequipamentos.com.br

Riello Auto Ferr Indústria e Comércio de Queimadores Ltda 67.440.925/0001-24 auto-ferr@riello.com.br www.riello.com.br

Muller Metais Muller Metais Indústria e Comércio Ltda 55.234.264/0001-00 comercial@mullermetais.com.br mullermetais.com.br/

Weishaupt do Brasil Weishaupt do Brasil Indústria e Comércio Ltda. 43.084.466/0001-25 faleconosco@weishaupt.com.br www.weishaupt.com.br

Tecnosteel Tecnosteel Equipamentos Industriais Ltda 07.909.421/0001-89 www.tecnosteel.com.br

REFRIGERAÇÃO Johnson Controls Johnson Controls BE do Brasil Ltda 01.092.686/0001-50 be-vendas@jci.com www.johnsoncontrols.com.br Korper Sistemas de Resfriamento de Água Korper Equipamentos Industriais Limitada 55.881.809/0001-61 contato@korper.com.br www.korper.com.br Quality Service Quality Service Home Comércio e Serviços de Refrigeração Ltda 03.829.431/0001-53 www.artfrioquality.com.br Senoidal Senoidal Eletromecânica Indústria e Comércio Ltda 47.471.800/0001-54 senoidal@senoidal.com.br www.senoidal.com.br Técnica Instrumentação Técnica Instrumentação e Controle Ltda – Epp 27.151.745/0001-08 manutencao@tecnicacontrole.com.br www.tecnicacontrole.com.br

106 Cenários Gás 2017/2018

Tranter Tranter Indústria e Comércio de Equipamentos Ltda 07.816.360/0001-05 brasilsales@tranter.com www.tranter.com

TUBOS Açotubo Açotubo Indústria e Comércio Ltda 43.919.968/0001-29 relacionamento@acotubo.com.br www.acotubo.com.br Alvenius Alvenius Equipamentos Tubulares Ltda 59.273.714/0001-16 alvenius@alvenius.ind.br www.alvenius.ind.br Apolo Tubulars Apolo Tubulars S/A 42.419.150/0004-27 www.apolotubulars.com.br Brastubo Brastubo Construções Metálicas Ltda 60.853.124/0001-41 www.brastubo.com.br Bredero Shaw Bredero Shaw Revestimento de Tubos Ltda 02.994.088/0001-30 www.brederoshaw.com

Butting Brasil Butting Brasil Soluções em Tubos Especiais Ltda 10.775.956/0001-19 brasil@butting.com www.butting.com/pt/ Caporal Aços Caporal Indústria e Comércio Ltda 51.334.654/0001-92 acoscaporal@caporal.com.br www.caporal.com.br Carbinox Carbinox Indústria e Comércio Ltda 53.261.533/0001-93 www.carbinox.com.br Dagan Tubos de Aço Dagan Indústria e Comércio de Produtos Siderúrgicos Ltda 62.150.040/0001-77 vendas@dagan.com.br www.dagan.com.br Dinaço Dinaço Indústria e Comércio de Ferro e Aço Ltda 22.060.065/0002-46 vendas@dinacoferroeaco.com.br dinacoferroeaco.com.br/ Ebse Empresa Brasileira de Solda Elétrica S/A – Ebse 33.220.880/0001-60 comercial@ebse.com.br www.ebse.com.br Edra Edra Saneamento Básico Indústria e Comércio Ltda 72.829.518/0001-43 comercial@edra.com.br www.edra.com.br Extretec Extretec Indústria e Comércio de Trefilados Ltda 08.915.562/0001-77 info@extretec.com.br www.extretec.com.br FGS Brasil FGS Brasil Indústria e Comércio Ltda 02.291.486/0001-90 fgsbrasil@fgsbrasil.com.br www.fgsbrasil.com.br Fopil Fopil Comércio e Industria Ltda 55.970.693/0001-37 fopil.campinas@fopil.com.br www.fopil.com.br Glastec Glastec Indústria de Plásticos Ltda 35.567.684/0002-73 glastec@glastec.com.br www.glastec.com.br GonPetro Gon Petro Comercial Ltda 32.150.187/0001-04 gonpetro@gonpetro.com.br www.gonpetro.com.br Hidroluna Hidroluna Materiais para Saneamento Ltda 82.977.109/0001-48 hidroluna@hidroluna.com.br www.hidroluna.com.br Imefer Imefer Industrial Mercantil Ferragens Ltda 61.383.758/0001-40 imefer@imefer.com.br www.imefertubos.com.br Incotep Tubos de Precisão Incotep Indústria e Comércio de Tubos Especiais de Precisão Ltda 59.339.408/0001-35 vendas@incotep.com.br www.incotep.com.br

Liderroll I&C Liderroll Indústria e Comércio de Suportes Estruturais Ltda 09.058.905/0001-97 www.liderroll.com.br

Tubacex Tubacex Distribuição de Aços Ltda 08.059.252/0001-06 www.tubacex.com

Ciwal Ciwal Acessórios Industriais Ltda 61.519.021/0002-93 www.ciwal.com.br

Marvitubos Marvitubos Tubos e Peças Hidráulicas Ltda 56.287.725/0003-29 www.marvitubos.com.br

Tubos Ipiranga Tubos Ipiranga Indústria e Comércio Ltda 01.477.885/0001-87 tubosipiranga@tubosipiranga.com.br www.tubosipiranga.com.br

Conesteel Conesteel Válvulas e Conexões Industriais Lltda 55.783.427/0001-03 vendas@conesteel.com.br www.conesteel.com.br

Tubos Oliveira Tubos Oliveira Ltda 57.424.244/0001-19 www.tubosoliveira.com.br

Duralitte Duralitte Ltda 14.738.763/0001-49 www.duralitte.com

Mercante Mercante Tubos e Aços Ltda 43.432.624/0002-71 vendas@mercantetubos.com.br www.mercantetubos.com.br

Vallourec do Brasil Vallourec Tubos do Brasil S.A 17.170.150/0001-46 contacto.vallourectubos-bra@vallourec.com www.vallourec.com/

Durcon - Vice Durcon Equipamentos Industriais Ltda 57.948.762/0001-31 vendas@durcon-vice.com.br www.durcon-vice.com.br

Polierg Tubos e Conexões Polierg Indústria e Comércio Ltda 45.010.717/0001-52 polierg@polierg.com.br www.polierg.com.br

VSB Vallourec Soluções Tubulares do Brasil Ltda 08.689.024/0002-92 contato@vstubos.com www.vstubos.com

Maxen Mercotubos Indústria e Comércio de Produtos Siderúrgicos Importação e Exportação Ltda 02.281.299/0001-25 www.maxen.com.br

Polycast Polycast Indústria e Comércio Ltda 22.375.554/0001-06 vendas@polycast.com.br www.polycast.com.br Protubo Primus Processamento de Tubos S/A Protubo 42.416.792/0001-20 www.protubo.com.br PWR Mission PWR Mission Indústria Mecânica S/A 42.409.201/0001-97 comercial@pwrmission.com.br www.pwrmission.com.br SAA Sul Ar e Água Equipamentos Ltda 80.706.492/0001-74 www.saablu.com.br Sanken Tubos Sanken Metais Ltda 07.317.967/0001-40 comercial@sankentubos.com.br www.sankentubos.com.br Sanko-Sider Sanko Sider Comércio Importação e Exportação de Produtos Siderúrgicos Ltda 01.072.027/0001-52 contato@sanko-sider.com.br www.sanko-sider.com.br Tenaris Confab Industrial S/A 60.882.628/0042-68 www.tenaris.com/tenarisconfab Tenaris Confab Industrial S/A 60.882.628/0010-80 www.tenaris.com/tenarisconfab/pt/default.aspx Tenaris Confab Industrial S/A 60.882.628/0017-57 www.tenaris.com/tenarisconfab Termomecânica Termomecânica São Paulo S/A 59.106.666/0001-71 vendas@termomecanica.com.br www.termomecanica.com.br TSA Tubos Soldados Atlântico Ltda 61.142.766/0001-03 tsa@tsa.ind.br www.vallourec.com

TURBINAS Alstom Alstom Brasil Energia e Transporte Ltda 88.309.620/0001-58 www.alstom.com.br Dresser-Rand Dresser- Rand do Brasil Ltda 54.127.733/0004-63 brazil.dresser-rand.com TGM Indústria TGM Indústria e Comércio de Turbinas e Transmissões Ltda 05.729.768/0001-14 cliente@grupotgm.com.br www.grupotgm.com.br Tubexpress Tubexpress Comércio Importação Exportação Ltda 64.607.088/0001-97 www.tubexpress.com.br

VÁLVULAS

Eicasa Eicasa Indústria e Comércio Ltda – Me 51.209.666/0001-95 edcbrasil@edcbrasil.com.br www.edcbrasil.com.br Embras Embras Instrumentação Ltda 02.185.356/0001-72 vendas@embrasvalvulas.com.br www.embrasvalvulas.com.br Embraval Embraval - Empresa Brasileira de Válvulas e Conexões Ltda – Epp 30.490.676/0001-71 vendas@embraval.com.br www.embraval.com.br Engeval Engeval Araras- Engenharia de Válvulas e Equipamentos Ltda 00.200.093/0001-06 vendas@engeval.ind.br www.engeval.ind.br Fluxocontrol Fluxocontrol Brasil Automação Ltda 61.351.045/0001-03 vendas@fluxocontrol.com.br www.fluxocontrol.com.br

Asca Asca Equipamentos Industriais Ltda 30.047.898/0001-14 office@asca.com.br www.asca.com.br

Franik Franik Válvulas e Conexões Ltda – Epp 31.451.164/0001-69 vendas@franik.com.br www.franik.com.br

Axelpar Axelpar Consultoria Participações e Representações Ltda 03.838.426/0001-07 axelpar@axelpar.com www.axelpar.com

Gascat Gascat Indústria e Comércio Ltda 00.965.449/0001-94 vendas@gascat.com.br www.gascat.com.br

AZ Armaturen AZ Armaturen do Brasil Ltda 03.674.465/0001-16 www.az-armaturen.com.br Bray Controls Bray Controls Indústria de Válvulas Ltda 06.979.206/0001-91 www.bray.com Brusantin Metalúrgica Brusantin Ltda 54.362.934/0001-00 brusantin@brusantin.com.br brusantin.com.br/ Cci América do Sul Cci América do Sul Comércio de Equipamentos Industriais Ltda 10.967.239/0001-99 imiccisales.americas@imi-critical.com? www.ccivalve.com

Gemu Gemu Indústria de Produtos Plásticos e Metalúrgicos Ltda 77.152.338/0001-93 gemu@gemue.com.br www.gemue.com.br Giron Giron Fabricação de Válvulas e Peças Ltda – Me 08.471.884/0001-74 www.gironltda.com.br HT Hidrautrônica HT Hidrautrônica Sistemas Hidráulicos Ltda 23.194.194/0001-09 www.hidrautronica.com.br Invel Invel Comércio, Indústria e Participações Ltda 64.943.814/0001-42 vendas@invel.ind.br www.invel.ind.br

Cenários Gás 2017-2018 107

Produtos

Ituflux Instrumentos de Medição Ituflux Instrumentos de Medição Ltda 00.498.727/0001-40 vendas@ituflux.com.br www.ituflux.com.br

Pentair Valves & Controls - Hiter Hiter Indústria e Comércio de Controles Termo – Hidráulicos Ltda 61.507.844/0001-18 www.hiter.com.br

Triple M Pipe, Valve and Fittings Triple M Tubos, Válvulas e Conexões Ltda 10.657.791/0001-80 contato@triplempvf.com triplempvf.com

JC Ball Valves Jc-Tl Válvulas do Brasil Ltda 02.293.106/0001-56 vendas@actregdobrasil.com.br www.actreg.com/pt/

Plasnox Plasnox Indústria e Comércio de Plásticos Ltda 79.925.442/0001-07 plasnox@plasnox.com.br www.plasnox.com.br

Unival Unival Indústria e Comércio de Válvulas e Acessórios Industriais Ltda 55.474.522/0001-17 marketing@unival.com.br www.unival.com.br

Keystone do Brasil Pentair Valves & Controls Brasil Ltda 47.680.251/0001-28 www.pentair.com.br/

Ponsi Válvulas Ponsi Representações e Comércio de Válvulas Ltda 53.496.444/0001-26 ponsi@ponsi.com.br www.ponsi.com.br

Valcester Valcester Válvula e Instrumentação Ltda 39.893.003/0001-37 valcester@valcester.com.br www.valcester.com.br

Proemed Proemed Instrumentações e Controle Ltda – Epp 00.473.218/0001-63 proemed@proemed.com.br www.proemed.com.br

Valcont Valcont – Válvulas, Conexões e Tubos Ltda 57.776.981/0001-80 www.valcont.com.br

Lupatech – Valmicro São Paulo Lupatech S/A 89.463.822/0011-94 www.lupatech.com/ MGA e Suflon Metalurgia Golden Art S Ltda 94.354.271/0001-99 mga@mga.com.br www.mga.com.br Micromazza Micromazza – Pmp Ltda 72.096.100/0001-74 micromazza@micromazza.ind.br www.micromazza.ind.br Mipel Mipel Indústria Comércio de Válvulas Ltda 07.743.815/0002-90 vendas.mipel@lupatech.com.br www.mipel.com.br Mokveld Valves Mokveld do Brasil Participações e Representações em Tecnologia de Processos de Óleo e Gás Ltda 19.654.472/0001-96 brazil@mokveld.com /mokveld.com/pt Neway Válvulas do Brasil Neway Válvulas do Brasil Ltda 09.209.436/0001-60 vendas@newayvalve.com www.newayvalve.com.br Nicsa Nicsa Indústria e Comércio de Válvulas Ltda 01.081.567/0001-00 vendas@nicsa.com.br www.nicsa.com.br

Protego Brasil Protego Brasil Válvulas e Corta-Chamas Ltda 14.325.185/0001-19 protegobrasil@protego.com www.protego.com Selco Selco Tecnologia e Indústria Ltda 53.902.607/0001-23 contato@selcobrasil.com.br www.selcoved.com.br Serventec Serventec – Comércio, Indústria e Serviços de Manutenção Industrial Ltda – Epp 03.843.397/0001-71 serventec@serventec.com.br www.serventec.com.br Spirax Sarco Spirax Sarco Indústria e Comércio Ltda 61.193.074/0001-86 vendas.brasil@br.spiraxsarco.com www.spiraxsarco.com Superquip Superquip Serviços e Equipamentos Técnicos Ltda 30.712.061/0001-42 www.superquip.com.br Swagelok Brasil Tecflux Ltda 60.933.017/0009-80 comercial@swagelok.com.br www.tecflux.com.br

Valeq Valeq Válvulas e Equipamentos Industriais Ltda 27.952.712/0001-67 www.valeq.com.br Valvugás Valvugás Indústria Metalúrgica Ltda 62.099.379/0001-96 marketing@valvugas.com.br www.valvugas.com.br Valvulas Circor Circor do Brasil Indústria e Comércio Ltda 03.138.553/0001-01 www.circor.com/ Válvulas RTS Rts Indústria e Comércio de Válvulas Ltda 59.420.349/0001-25 rts@rtsvalvulas.com.br www.rtsvalvulas.com.br W Burger W Burger Válvulas de Segurança e Alívio Ltda 52.663.887/0001-00 vendas@wburger.com.br www.wburger.com.br Walworth Jcn Válvulas e Conexões Ltda – Epp 05.300.050/0001-08 jcn@jcn.com.br www.jcn.com.br Wenmazza Wenmazza Indústria de Válvulas Ltda 07.099.592/0002-70 www.micromazza.ind.br

Serviços ASSESSORIA JURÍDICA André Teixeira & Associados Escritório de Advocacia André Teixeira & Associados 08.011.412/0001-39 www.at.adv.br Bma - Barbosa, Müssnich, Aragão Barbosa, Müssnich & Aragão 00.450.968/0001-10 www.bmalaw.com.br CBSG Castro, Sobral e Gomes Advogados 42.278.168/0001-03 www.cbsg.com.br

108 Cenários Gás 2017/2018

Doria, Jacobina e Gondinho Advogados Associados Doria, Jacobina e Gondinho Advogados Associados 07.748.453/0001-40 djga@djga.com.br www.djrlaw.com.br

Leal Cotrim Leal, Cotrim, Jansen Advogados 14.584.749/0001-38 lealcotrimrj@lealcotrim.com.br www.lealcotrim.com.br

Gaia, Silva Advogados Gaia Silva Gaede & Associados- Sociedade de Advogados 39.062.740/0001-98 gaiarj@gsga.com.br www.gaiasilvagaede.com.br

Levy e Salomão Advogados Levy e Salomão- Advogados 60.741.402/0001-79 contato@levysalomao.com.br www.levysalomao.com.br

Faveret | Lampert Faveret, Lampert Advogados 24.768.341/0001-70 calvim@ftlt.com.br www.ftlt.com.br

Pinheiro Neto Pinheiro Neto Advogados 60.613.478/0002-08 pna@pn.com.br www.pinheironeto.com.br

Royster Advogados Associados Stroeter, Royster e Ohno Advogados 04.873.409/0001-73 sra@royster.com.br www.royster.com.br

Autrotec – Automação Naval, Industrial & Offshore Autrotec Sistemas Eletrônicos Ltda 39.181.052/0001-47 comercial@autrotec.com.br www.autrotec.com.br

Yokogawa Yokogawa América do Sul Ltda 53.761.607/0001-50 eproc@br.yokogawa.com www.yokogawa.com.br

Siqueira Castro - Advogados Siqueira Castro - Advogados 11.818.068/0001-07 www.siqueiracastro.com.br/

Axelpar Axelpar Consultoria Participações e Representações Ltda 03.838.426/0001-07 axelpar@axelpar.com www.axelpar.com

Z/Soft Automação e Sistemas Z/Soft Automação e Sistemas Ltda 68.292.077/0001-16 zsoft@zsoft.com.br www.zsoft.com.br

Tauil & Chequer Advogados Tauil e Chequer Advogados 68.809.318/0001-51 www.tauilchequer.com.br Tomanik Pompeu Tomanik Pompeu Sociedade de Advogados 19.151.254/0001-39 contato@ tomanikpompeu.adv.br www.tomanikpompeu.adv.br Trench Rossi Advogados Trench Rossi Watanabe Advogados 01.281.360/0001-71 www.trenchrossiewatanabe.com.br Ulhôa Canto, Rezende e Guerra Advogados Ulhôa Canto Rezende e Guerra Advogados 29.505.823/0001-50 ucrgrj@ulhoacanto.com.br www.ulhoacanto.com.br Vanuza Sampaio Vanuza Sampaio Advogados Associados 03.707.971/0001-64 www.vanuzasampaio.com.br Veirano Advogados Veirano Advogados Associados 27.819.937/0001-40 contato@veirano.com.br www.veirano.com.br White & Case Llp White & Case Consultores Empresariais Ltda 02.140.744/0001-37 www.whitecase.com

ASSISTÊNCIA TÉCNICA Aker Solutions Aker Solutions do Brasil Ltda 05.876.349/0003-77 www.akersolutions.com Braseq Braseq Brasileira de Equipamentos Ltda 57.017.774/0001-42 atendimento@braseq.com.br www.braseq.com.br Elevadores Serv Tec Conservadora de Elevadores Serv Tec Ltda – Me 32.147.043/0001-90 www.elevadoresservtec.com.br FMC Technologies FMC Technologies do Brasil Ltda 48.122.295/0001-03 www.fmctechnologies.com Petrolane Petrolane Serviços em Petróleo Ltda 40.216.020/0002-08 www.petrolane.com.br SLI Engenharia Sli Comércio e Representações Ltda – Epp 00.799.480/0001-00 sli@sli.com.br sli.web2077.uni5.net

INSTRUMENTAÇÃO

Automind Automind Automação Industrial Ltda 16.119.281/0001-36 contato@automind.com.br www.automind.com.br

Companytec Companytec Automoção e Controle Lltda 05.041.647/0001-85 comercial@companytec.com.br www.companytec.com.br Hirsa Hirsa Sistemas de Automação e Controle Limitada 27.632.330/0001-56 hirsa@hirsa.com.br www.hirsa.com.br Ingeteam Ingeteam Ltda 03.306.629/0001-52 brazil@ingeteam.com www.ingeteam.com Parker Parker Hannifin Industria e Comércio Ltda 54.823.455/0007-21 www.parker.com.br Qtec Qtec Soluções para a Indústria Ltda – Epp 02.458.390/0001-73 qtec@qtec.com.br www.qtec.com.br Rockwell Automation Rockwell Automation do Brasil Ltda 46.323.754/0001-83 www.rockwellautomation.com.br Tecman Manutenções Técnicas Sant Mac Manutenções Técnicas Ltda 01.183.676/0001-20 santmac@tecman.srv.br www.tecman.srv.br Transcontrol Transcontrol Comércio Indústria de Produtos Eletrônicos Ltda. 33.804.980/0001-34 vendas@transcontrol.com.br www.transcontrol.com.br Trexcon Automação e Controle Trexcon Sistemas e Automação Ltda 04.039.451/0001-93 contato@trexcon.com.br www.trexcon.com.br TSA TSA Tecnologia de Sistemas de Automação S/A 41.857.780/0001-78 www.tsaengenharia.com.br Ulstein Belga Marine Ulstein Belga Marine Serviços de Eletrônica Naval Ltda 07.771.529/0001-58 ubm.service@ulstein.com www.ulsteinbelgamarine.com.br Unicontrol Unicontrol International Ltda 04.608.093/0001-92 www.unicontrol.ind.br Vision Sistemas Industriais Vision Engenharia e Consultoria S.A 05.537.083/0001-76 contato@visionsistemas.com.br www.visionsistemas.com.br XPert Brazil Xpert Empreendimentos Eletrônicos Ltda 01.425.713/0001-60 www.xpert.com.br

CALDEIRARIA Amsterdam Escovas Industriais Fernan Comércio e Indústria Ltda 01.088.631/0001-77 www.amsterdam-group.com.br Emalto Emalto Indústria Mecânica Ltda 21.025.986/0001-24 www.emalto.com.br Indústria e Comércio Bastos Indústria e Comércio Bastos Ltda – Me 05.688.492/0001-73 contato@bastos.ind.br www.bastos.ind.br Sotecal Sotecal Sociedade Técnica de Estruturas e Caldeiraria S.A 33.273.582/0001-39 sotecal@uol.com.br www.sotecal.com.br Sued Sued Vazil Consultoria e Serviços Técnicos Ltda 02.237.131/0001-12 suedservicos@terra.com.br suedservicos.blogspot.com.br/ Ziemann Liess Liess Máquinas e Equipamentos Ltda 92.765.833/0001-61 liess@liess.ind.br www.zl.ind.br

DUTOS SUBMARINOS Filial Macaé Oil States Industries do Brasil Instalações Marítimas Ltda 02.430.711/0002-02 www.oilstates.com Lestcon Shore Approaches Lestcon Construções e Empreendimentos Ltda 73.205.643/0001-45 www.lestcon.com.br Siem Consub Siem Offshore do Brasil 27.596.568/0001-73 contato@siemoffshore.com.br www.siemconsub.com.br

DUTOS TERRESTRES Gel Engenharia Goetze Lobato Engenharia Ltda 89.952.709/0001-09 gel@gel-eng.com.br www.gel-eng.com.br Sacs Sacs Construção e Montagem Ltda 00.132.114/0001-95 www.sacseng.com.br SS Serviços de Perfurações Direcionais SS Serviços de Perfurações Direcionais Eireli – Epp 09.544.203/0001-13 ssfurosinteligentes@gmail.co www.ssfurosinteligentes.com.br

Cenários Gás 2017-2018 109

Serviços

Tecnogás Tecnogás Consultoria e Serviços Eireli – Epp 00.203.183/0001-42 pesquisa@tecnogas.com.br www.tecnogas.com.br Transtusa Transtusa Brasil Ltda 02.118.614/0001-06 info@transtusabrasil.com www.transtusabrasil.com.br

CONSULTORIA Accenture Accenture do Brasil 96.534.094/0002-39 www.accenture.com.br

Ap Projetos Ap Consultoria e Projetos Ltda 96.702.576/0001-70 www.approjetos.com.br Câmara & Câmara Câmara Consultoria de Projetos Ltda – Me 08.879.811/0001-16 comercial@camaraconsultoria.com.br www.camaraconsultoria.com.br Cepecex Bayeux Comércio Internacional e Consult Empresarial Ltda 68.581.842/0001-18 www.bayeux.com.br Concremat Concremat Engenharia e Tecnologia S/A 33.146.648/0001-20 www.concremat.com.br

DPH Ambiental DPH Ambiental Projetos Ltda 07.056.564/0001-95 contato@dphambiental.com.br www.dph.com.br ETS ETS - Energia, Transporte e Saneamento Ltda 01.789.101/0001-56 ets@etseng.com.br www.etseng.com.br Eurolatina Eurolatina Assessoria Empresarial Eireli – Me 04.490.763/0001-19 info@eurolatinainternational.com.br www.eurolatinainternational.com.br

Consulpri Consulpri Consultoria e Projetos Ltda 40.202.582/0001-03 www.consulpri.com.br

Fupai Fundação de Pesquisa e Assessoramento a Indústria 18.025.536/0001-27 fupai@fupai.com.br www.fupai.com.br

Aecom Aecom do Brasil Ltda 02.739.256/0001-40 www.aecom.com

CSL CSL Consultoria de Engenharia e Economia Ltda 38.734.083/0001-15 csl@cslconsultoria.com.br www.cslconsultoria.com.br

Gaia Grupo de Aplicação Interdisciplinar a Aprendizagem 71.752.109/0001-23 comunicacao@gaiasocial.org.br www.gaiasocial.org.br

Amaral D’Ávila Amaral D’Ávila Engenharia de Avaliações Ltda 62.581.178/0001-20 contato@amaraldavila.com.br www.amaraldavila.com.br

Dinsmorecompass Dinsmorecompass Consultores Ltda 86.986.213/0001-50 contato@dc.srv.br www.dc.srv.br

Gas & Energy Gas Energy Assessoria Empresarial S.A. 07.566.239/0001-72 www.gasenergy.com.br

Acting Solutions Acting Solutions Consultoria Ltda 04.931.672/0001-71 actingrj@acting.com.br www.acting.com.br

110 Cenários Gás 2017/2018

Golder Associates Golder Associates Brasil Consultoria e Projetos Ltda 00.636.794/0001-84 apena@golder.com.br www.golder.com

Marte Engenharia Marte Engenharia Ltda 32.225.757/0001-70 comercial@marteengenharia.com www.marteengenharia.com.br

GPS Consult GPS Consultoria Aeronáutica Ltda – Epp 00.988.617/0001-67 gps@gpsconsultoria.com.br www.gpsconsultoria.com.br

Mercer Mercer Human Resource Consulting Ltda 55.492.391/0001-09 www.mercer.com.br

HGB HGB Consult e Gestão Ltda 73.239.675/0001-61 consultoria@hgb.com.br www.hgb.com.br

Merco Shipping Merco Shipping Marítima Ltda 00.806.958/0001-74 www.mercoshipping.com.br

Incase Incase Indústria Mecânica de Equipamentos Ltda 46.302.691/0001-89 www.incase.com.br

Millenium Consultores Millenium Senior Consultores Empresariais Ltda 08.885.478/0001-58 millenium@milleniumconsultores.com www.milleniumconsultores.com.br

Indra Company Indra Company Brasil Tecnologia Ltda 05.276.991/0004-04 www.indracompany.com Internacional Marítima Internacional Marítima Ltda 12.539.110/0001-05 ouvidoria@internacionalmaritima.com.br internacionalmaritima.com.br Jacobs Guimar Guimar Engenharia Ltda 36.176.659/0001-40 www.guimar.com.br KD do Brasil Knowledge Direction do Brasil Ltda – Me 02.787.639/0001-94 contato@kddobrasil.com.br www.kddobrasil.com.br L.A. Falcão Bauer L.A Falcão Bauer Centro Tecnológico de Controle de Qualidade Ltda 53.020.152/0001-12 www.falcaobauer.com.br Lens & Minarelli Lens & Minarelli Associados Ltda – Epp 53.054.136/0001-40 falecom@lensminarelli.com.br www.lensminarelli.com.br

Overlap Overlap Consultores em Marketing e Formação Sociedade Ltda 03.008.104/0001-30 www.web.overlap.net

Rig Rig Consultoria e Treinamento Ltda 05.694.513/0001-63 contato@rigconsultoria.com.br www.rig.pro.br Sql Brasil Sql Systems Brasil Ltda – Epp 05.443.019/0001-26 contato@sqlbrasil.com.br www.sqlbrasil.com.br Summit Group Summit Group Apoio em Gestão Empresarial Ltda – Me 10.685.195/0001-04 contato@summitgroup.com.br www.summitgroup.com.br Terratek Terratek Tecnologia Ltda 04.686.610/0001-41

Paschoalin Paschoalin Consultoria em Engenharia Ltda 09.147.348/0001-80 contato@paschoalin.com.br www.paschoalin.com.br

www.terratek.com.br

Pneuvix Ambiental Metalvix Engenharia e Consultoria Ltda 05.675.750/0001-87 comercial@metalvix.com.br www.metalmec.com.br

projetec@projetecnet.com.br

R.C.P – Consultoria R.C.P Representações e Serviços Ltda 68.768.704/0001-42 marketing@rcp.srv.br www.rcp.srv.br RDR RDR Consultores Associados 81.712.762/0001-12 rdr@rdr.srv.br www.rdr.srv.br

TPF Engenharia TPF Engenharia 12.285.441/0001-66 tpf.eu/pt-pt/ Vector Consulting CAF - Participação, Administração e Consultoria de Empresas Ltda 03.418.213/0001-26 www.vectorconsulting.com.br Wood Group Kenny Wood Group Kenny do Brasil Serviços de Engenharia Ltda 07.026.839/0001-48 www.woodgroup.com

Cenários Gás 2017-2018 111

Governo

AGÊNCIAS DE FOMENTO Banco Mundial Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento – Banco Mundial 03.641.550/0001-88 informacao@worldbank.org /www.bancomundial.org.br BNB Banco do Nordeste do Brasil S/A 07.237.373/0001-20 info@banconordeste.gov.br www.bnb.gov.br BNDES Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social 33.657.248/0001-89 resul@bndes.gov.br /www.bndes.gov.br/ BRDE Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul 92.816.560/0001-37 brdepoa@brde.com.br /www.brde.com.br Sebrae/ES Serviço de Apoio as Micros e Pequenas Empresas do Espirito Santo 27.364.462/0001-44 contato@es.sebrae.com.br /www.es.sebrae.com.br

AGÊNCIAS REGULADORAS Agenersa Agência Reguladora de Energia e Saneamento Básico do Estado do Rio de Janeiro – Agenersa 07.694.194/0001-11 secex@agenersa.rj.gov.br /www.agenersa.rj.gov.br Ager Agência de Regulação de Serviços Públicos Delegados do Estado de Mato Grosso 15.011.059/0001-52 ager.mt@cepromat.com.br /www.ager.mt.gov.br Agergs Agência Estadual de Regulação de Serviços Públicos Delegados do Rio Grande do Sul 01.962.045/0001-00 agergs@agergs.rs.gov.br /www.agergs.rs.gov.br AGR Agência Goiana de Regulação, Controle e Fiscalização de Serviço Públicos 03.537.650/0001-69 agr@go.gov.br /www.agr.go.gov.br

Antaq Agência Nacional de Transportes Aquaviários 04.903.587/0001-08 ouvidoria@antaq.gov.br /www.antaq.gov.br

Feam Fundação Estadual do Meio Ambiente – Feam 25.455.858/0001-71 ascom@meioambiente.mg.gov.br /www.feam.br

Antt Agência Nacional de Transportes Terrestres – Antt 04.898.488/0001-77 ascom@antt.gov.br /www.antt.gov.br

Fepam Fundação Estadual de Proteção Ambiental - RS 93.859.817/0001-09 fepam@fepam.rs.gov.br /www.fepam.rs.gov.br

Arce Agência Reguladora de Serviços Públicos Delegados do Estado do Ceará 02.486.321/0001-73 arce@arce.ce.gov.br /www.arce.ce.gov.br

Iap Instituto Ambiental do Paraná 68.596.162/0001-78 iap@pr.gov.br /www.iap.pr.gov.br/

Arcon Agência de Regulação e Controle de Serviços Públicos do Estado do Pará 05.054.861/0001-76 ouvidoria@arcon.pa.gov.br /www.arcon.pa.gov.br Arpe Agência Estadual de Regulação dos Serviços Delegados do Estado de Pernambuco 03.906.407/0001-70 ouvidoria@arpe.pe.gov.br /www.arpe.pe.gov.br Arsam Agência Reguladora dos Serviços Públicos Concedidos do estado do Amazonas 04.272.727/0001-89 gabinete.arsam@arsam.am.gov.br /www.arsam.am.gov.br Arsep – Agência Reguladora de Serviços Públicos Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado do Rio Grande do Norte 03.191.909/0001-62 arsep@rn.gov.br /www.arsep.rn.gov.br Arsesp Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – Arsesp 02.538.438/0001-53 arsesp@sp.gov.br /www.arsesp.sp.gov.br

AGÊNCIAS AMBIENTAIS Adema Administração Estadual do Meio Ambiente - SE 13.168.992/0001-02 adema@adema.se.gov.br /www.adema.se.gov.br

Aneel Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel 02.270.669/0001-29 ouvidoria@aneel.gov.br /www.aneel.gov.br

Cetesb Companhia Ambiental do Estado de São Paulo 43.776.491/0001-70 comunicacao@cetesb.sp.gov.br /www.cetesb.sp.gov.br Cprh Agência Estadual de Meio Ambiente 06.052.204/0001-52 ouvidoriaambiental@cprh.pe.gov.br /www.cprh.pe.gov.br

Anp Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 02.313.673/0002-08 /www.anp.gov.br

Fatma Fundação do Meio Ambiente - SC 83.256.545/0001-90 fatma@fatma.sc.gov.br /www.fatma.sc.gov.br

112 Cenários Gás 2017/2018

Ibama Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais 03.659.166/0001-02 supes.df@ibama.gov.br /www.ibama.gov.br Iema Instituto Estadual de Meio Ambiente e Recursos Hídricos – IEMA 05.200.358/0001-81 atendimento@iema.es.gov.br iema.es.gov.br Ima Instituto do Meio Ambiente do Estado Alagoas 12.958.179/0001-73 ascom.ima@gmail.com /www.ima.al.gov.br Imac Instituto do Meio Ambiente do Acre 14.339.097/0001-76 imac@ac.gov.br /imac.ac.gov.br/ Imasul Instituto Meio Ambiente do Mato Grosso do Sul 15.412.257/0001-28 /www.imasul.ms.gov.br Inea/Rj Instituto Estadual do Ambiente – Inea 10.598.957/0001-35 ouvidoria@inea.rj.gov.br /www.inea.rj.gov.br Instituto Chico Mendes Instituto Internacional de Pesquisa e Responsabilidade Sócio Ambiental Chico Mendes 07.001.150/0001-69 operacional@institutochicomendes.org.br /www.institutochicomendes.org.br Ipaam Instituto de Proteção Ambiental do Amazonas 04.624.888/0001-94 ipaam@ipaam.am.gov.br /www.ipaam.br Naturantins Instituto de Natureza de Tocantins 33.195.942/0001-21 /www.naturatins.to.gov.br /www.naturatins.to.gov.br Sedam Secretaria de Estado de Desenvolvimento Ambiental – RO 63.752.604/0001-04 gabinete@sedam.ro.gov.br /www.sedam.ro.gov.br

Seduma Secretaria de Desenvolvimento Urbano e Meio Ambiente 00.046.060/0001-45 comunicacaosema@gmail.com /www.semarh.df.gov.br

Consulado da China Consulado Geral da República Popular da China 04.243.426/0001-27 consuladodachina@terra.com.br /saopaulo.china-consulate.org

Consulado do México Consulado Geral do México 04.370.133/0001-00 comexrio@domain.com.br consulmex.sre.gob.mx/riodejaneiro

Sema Secretaria do Meio Ambiente 01.249.331/0001-22 gabinete.sema.ap@gmail.com /www.sema.ap.gov.br

Consulado da China Consulado Geral da República Popular da China - RJ 03.824.705/0001-11 /riodejaneiro.chineseconsulate.org/

Consulado do Peru Consulado General Do Peru em Rio de Janeiro 04.362.468/0001-87 consulado@consuladoperurio.com.br /www.consuladoperurio.com.br

Semace Superintendência Estadual do Meio Ambiente - CE 11.822.269/0001-70 semace@semace.ce.gov.br /www.semace.ce.gov.br

Consulado da Colômbia em São Paulo Consulado Geral da República da Colômbia em São Paulo 04.919.564/0001-83 csaopaulo@cancilleria.gov.co /saopaulo.consulado.gov.co/

Semar Secretaria do Meio Ambiente e Recursos Hídricos- Semar 12.176.046/0001-45 secsemar@semar.pi.gov.br /www.semar.pi.gov.br

Consulado da Espanha Embaixada da Espanha 04.134.662/0001-05 sc.brasilia@maec.es /www.exteriores.gob.es/

Semas Secretaria de Estado de Meio Ambiente e Sustentabilidade 34.921.783/0001-68 ascom.semas.pa@gmail.com www.semas.pa.gov.br/

Consulado da Espanha no Rio de Janeiro Consulado Geral da Espanha no Rio de Janeiro 05.053.912/0001-45 cog.riodejaneiro@maec.es /www.exteriores.gob.es/consulados/riodejaneiro

Sudema Superintendência de Administração do Meio Ambiente 08.329.849/0001-15 sudema@sudema.pb.gov.br /sudema.pb.gov.br

REPRESENTAÇÕES DIPLOMÁTICAS Consulado Geral do Uruguai no Rio de Janeiro Consulado Geral da República do Uruguay no Rio de Janeiro 04.552.531/0001-48 urubrasil@mrree.gub.uy www.emburuguai.org.br Consulado Britânico Consulado Geral Britânico Rio de Janeiro 03.810.640/0001-55 bcg.rj@fco.gov.uk www.gra-bretanha.org.br Consulado Britânico em São Paulo Consulado Geral Britânico em São Paulo 03.859.471/0001-48 saopaulo@gra-bretanha.org.br /www.gra-bretanha.org.br Consulado da Alemanha Consulado Geral da República Federal da Alemanha 04.175.830/0001-00 info@sao-paulo.diplo.de /www.sao-paulo.diplo.de Consulado da Angola Consulado Geral da República de Angola no Rio de Janeiro 04.864.734/0001.70 consulado@consuladodeangola.org /consuladoangolarj.org/ Consulado da Argentina Consulado Geral da República Argentina 03.729.104/0001-20 comercialrio@mrecic.gov.ar /www.crioj.mrecic.gov.ar

Consulado da França Consulado Geral da França em São Paulo 03.944.803/0001-92 contact.sao-paulo-fslt@diplomatie.gouv.fr saopaulo.consulfrance.org/ Consulado da índia Consulado Geral da Índia 04.698.048/0001-76 consul.cons@cgisaopaulo.in /cgisaopaulo.in/consular.php Consulado da Noruega Real Consulado Geral da Noruega 04.198.013/0001-78 cg.riodejaneiro@mfa.no www.norway.no/pt/brazil Consulado de Portugal em Porto Alegre Vice – Consulado de Portugal em Porto Alegre 04.657.009/0001-20 mail@cnpal.dgaccp.pt www.consuladoportugalportoalegre.com Consulado do Canadá Consulado Geral do Canadá 05.405.684/0001-25 rio@international.gc.ca /www.canadainternational.gc.ca/ Consulado do Chile Consulado Geral do Chile no Rio de Janeiro 04.858.618/0001-48 riodejaneiro@consulado.gob.cl chile.gob.cl/rio-de-janeiro Consulado do Japão Escritório Consular do Japão em Porto Alegre 03.745.950/0001-33 cgjcuritiba@c1.mofa.go.jp /www.curitiba.br.emb-japan.go.jp/ Consulado do Japão no Recife Escritório Consular do Japão no Recife – PE 03.748.525/0001-06 comunicacaojapao@bs.mofa.go.jp /www.br.emb-japan.go.jp/

Consulado Geral da África do Sul – São Paulo Consulado Geral da República da África do Sul 04.242.888/0001-20 consulado@africadosul.org.br /www.africadosul.org.br/ Consulado Geral da Alemanha Consulado Geral da República Federal da Alemanha no Rio de Janeiro 03.890.239/0001-72 v@rio.diplo.de /www.brasil.diplo.de/ Consulado Geral da Bélgica Consulado Geral da Bélgica 03.915.552/0001-18 saopaulo@diplobel.fed.be /brazil.diplomatie.belgium.be/pt-br Consulado Geral da Dinamarca Consulado Geral da Dinamarca 04.972.266/0001-57 saogkl@um.dk /www.brasilien.um.dk Consulado Geral da França no Rio de Janeiro Consulado Geral da França no Rio de Janeiro 04.125.580/0001-02 cog.riodejaneiro@maec.es riodejaneiro.consulfrance.org/ Consulado Geral da Holanda Consulado Geral do Reino dos Países Baixos 03.829.343/0001-51 sao-ca@minbuza.nl www.holandanomundo.nl/paises/brasil Consulado Geral da República Argentina – Porto Alegre Consulado Geral da República Argentina – Porto Alegre 04.214.703/0001-73 caleg@mrecic.gov.ar /caleg.cancilleria.gov.ar/ Consulado Geral da Rússia Consulado Geral da Federação da Rússia 04.036.311/0001-61 saopaulo@mid.ru www.sao-paulo.mid.ru Consulado Geral da Rússia no Rio de Janeiro Consulado Geral da Federação da Rússia no Rio de Janeiro 04.761.890/0001-05 consulado.russia@radnet.com.br consrio.mid.ru/pt_BR Consulado Geral da Venezuela no Rio de Janeiro Consulado Geral da República Bolivariana da Venezuela no Rio de Janeiro 04.931.761/0001-18 conve.brrio@mppre.gob.ve /riodejaneiro.consulado.gob.ve

Cenários Gás 2017-2018 113

Governo

Consulado Geral de Portugal no Rio de Janeiro Consulado Geral da República Portuguesa no Rio de Janeiro 03.987.551/0001-89 riojaneiro@mne.pt www.consuladoportugalrj.org.br Consulado Geral do Equador em São Paulo Consulado Geral da República do Equador - SP 11.414.694/0001-20 cecusaopaulo@mmrree.gov.ec /saopaulo.consulado.gob.ec Consulado Geral do Japão Consulado Geral do Japão em Manaus 03.841.551/0001-76 consulado@na.mofa.go.jp /www.manaus.br.emb-japan.go.jp/ Consulado Geral do Japão – PR Consulado Geral do Japão em Curitiba 03.966.451/0001-76 cjpoa@terra.com.br /www.curitiba.br.emb-japan.go.jp/ Consulado Geral do Japão – RJ Consulado Geral do Japão no Rio de Janeiro 03.736.285/0001-11 cultural@ri.mofa.go.jp /www.rio.br.emb-japan.go.jp Consulado Geral do Japão – SP Consulado Geral do Japão em São Paulo 03.704.042/0001-00 consuladogeraldojapao@nethall.com.br /www.sp.br.emb-japan.go.jp Consulado Geral do Uruguai Consulado Geral do Uruguai em São Paulo 05.107.609/0001-88 cgsanpablo@mrree.gub.uy /www.emburuguai.org.br/

Embaixada da Bélgica Embaixada do Reino da Bélgica 03.845.454/0001-51 brasilia@diplobel.org /www.diplomatie.be/brasilia

Embaixada da Ucrânia Embaixada da Ucrânia 04.392.162/0001-73 emb_br@mfa.gov.ua /brazil.mfa.gov.ua/pt

Embaixada da China Embaixada da República Popular da China 03.750.219/0001-04 chinaemb_br@mfa.gov.cn /br.china-embassy.org/por/

Embaixada da Venezuela Embaixada da República Bolivariana da Venezuela no Brasil 04.504.771/0001-77 seccionconsularbrasilia@gmail.com /brasil.embajada.gob.ve/

Embaixada da Colômbia Embaixada da Republica da Colômbia 04.437.099/0001-44 ebrasil@cancilleria.gov.co /brasil.embajada.gov.co/

Embaixada de Portugal Embaixada da República Portuguesa 03.729.882/0001-19 embaixadadeportugal@embaixadadeportugal.org.br /www.embaixadadeportugal.org.br

Embaixada da Comunidade da Austrália Embaixada da Comunidade da Austrália – Oficial 03.973.950/0001-90 embaustr@dfat.gov.au /www.brazil.embassy.gov.au Embaixada da Coreia Embaixada da República da Coréia 04.097.108/0001-03 ebcoreia@linkexpres.com.br /bra-brasilia.mofa.go.kr Embaixada da Dinamarca Embaixada Real da Dinamarca 04.972.266/0001-57 bsbamb@um.dk /brasilien.um.dk/pt Embaixada da Espanha Embaixada da Espanha 04.134.662/0001-05 emb.brasilia@maec.es /www.exteriores.gob.es/Embajadas/BRASILIA/pt

Embaixada do Canadá Embaixada do Canadá 03.738.502/0001-02 commerce.br@international.gc.ca /www.canadainternational.gc.ca Embaixada do Equador Embaixada da Equador 04.370.952/0001-58 embaixada.equador@solar.com.br brasil.embajada.gob.ec Embaixada do Estado Plurinacional da Bolívia no Brasil Embaixada do Estado Plurinacional da Bolívia na República Federativa do Brasil 03.904.961/0001-19 embolivia@embolivia.org.br /www.embolivia.org.br Embaixada do Peru Embaixada da República do Peru 03.824.061/0001-61 embperu@embperu.org.br /www.embperu.org.br

Consulado Geral dos Países Baixos Consulado Geral dos Países Baixos 03.763.037/0001-60 rio@minbuza.nl www.holandanomundo.nl/paises/brasil

Embaixada da França Embaixada da França 04.071.102/0001-59 Consulat.BRASILIA-AMBA@diplomatie.gouv.fr /brasilia.ambafrance-br.org/

Consulado Honorário dos Estados Unidos Consulado Honorário dos Estados Unidos 18.810.578/0001-79 eagent@terra.com.br /www.embaixada-americana.org.br

Embaixada da índia Embaixada da Índia 04.386.483/0001-65 reception@indianembassy.org.br /www.indianembassy.org.br

Embaixada da Africa do Sul Embaixada da República da África do Sul – Brasília 04.217.431/0001-65 brasilia.general@foreign.gov.za /www.africadosul.org.br

Embaixada da Itália Embaixada da República da Itália 03.896.805/0001-53 ambasciata.brasilia@esteri.it /www.ambbrasilia.esteri.it

Embaixada da Alemanha Embaixada da República Federal da Alemanha 03.871.338/0001-07 info@bras.diplo.de /www.brasilia.diplo.de

Embaixada da Nigéria Embaixada da República Federal da Nigéria 04.306.574/0001-43 nigeria@persocom.com.br /www.nigerianembassy-brazil.org/

ProChile Escritório Econômico e Comercial do Chile no Brasil 06.122.835/0001-09 brasil@prochile.com.br /www.prochile.gob.cl/int/brasil/

Embaixada da Arábia Saudita Embaixada do Reino da Arábia Saudita no Brasil 04.272.339/0001-06 bremb@mofa.gov.sa /embassies.mofa.gov.sa/

Embaixada da República da Argentina Embaixada da República Argentina 03.728.460/0001-29 ebras@mrecic.gov.ar /ebras.cancilleria.gov.ar

Promexico Promexico – Conselheira Comercial do México no Brasil 10.818.267/0001-44 promexico@promexico.gob.mx /www.promexico.gob.mx/

Embaixada da Argélia Embaixada da República Argelina Democrática e Popular 03.900.399/0001-55 argelia.bsb@gmail.com /www.embaixadadaargelia.com.br

Embaixada da Rússia Embaixada da Federação da Rússia 03.754.286/0001-99 embaixada.russia@gmail.com /www.brazil.mid.ru

Real Consulado Geral da Noruega Consulado Geral Honorário da Noruega em São Paulo 08.296.043/0001-78 consuladosp@consuladogeraldanoruega.com.br /www.noruega.org.br

114 Cenários Gás 2017/2018

Embaixada do Uruguai Embaixada da República Oriental do Uruguai 04.406.074/0001-83 urubrasil@mrree.gub.uy /www.emburuguai.org.br Embaixada Real da Noruega Embaixada Real da Noruega 03.668.742/0001-88 emb.brasilia@mfa.no www.norway.no/pt/brazil IFC Cfi – Corporação Financeira Internacional 03.670.864/0001-09 crocha@worldbank.org /www.ifc.org

Organizações

ASSOCIAÇÕES EMPRESARIAIS ABC Associação Brasileira do Cobre 60.839.719/0001-42 contato@abcobre.org.br www.abcobre.org.br/ Abdib Associação Brasileira de Infraestrutura e Industriais de Base 60.954.161/000146 abdib@abdib.org.br www.abdib.org.br Abeam Sindicato Nacional das Empresas de Navegação Marítima 33.146.952/0001-77 abeam@abeam.org.br www.abeam.org.br Abegás Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado Abegás 62.567.821/0001-61 abegas@abegas.org.br www.abegas.org.br/ Abemi Associação Brasileira de Engenharia Industrial 61.735.619/0001-39 abemi@abemi.org.br www.abemi.org.br Abenav Abenav – Associação Brasileira das Empresas de Construção Naval e Off 12.479.693/0001-26 faleconosco@abenav.org.br www.abenav.org.br Abesco Abesco Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia 02.247.352/0001-71 comunicacao@abesco.com.br www.abesco.com.br Abespetro Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo 06.240.194/0001-89 abespetro@abespetro.org.br www.abespetro.org.br

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas Abnt 33.402.892/0001-06 atendimento.rj@abnt.org.br www.abnt.org.br

EIC UK Associação Eicuk (Rio) 03.941.315/0001-21 rio@the-eic.com www.the-eic.com

Abrace Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia 53.812.772/0001-94 abrace@abrace.org.br www.abrace.org.br

Fiesp Federação das Industrias do Estado de São Paulo 62.225.933/0001-34 relacionamento@fiesp.com www.fiesp.com.br

Abrafati Associação Brasileira dos Fabricantes de Tintas 54.961.347/0001-20 abrafati@abrafati.com.br www.abrafati.com.br

IADC Associação Internacional de Contratistas de Perfuração 39.233.523/0001-13 james.nunnery@seadrill.com www.iadc.org

Abraget Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas Abraget 05.045.195/0001-00 abraget@abraget.com.br www.abraget.com.br

IBP Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis 33.634.254/0001-10 ibp@ibp.org.br www.ibp.org.br

Abralog Abralog – Associação Brasileira de Logística 60.744.430/0001.40 comunicacao@abralog.com.br www.aslog.org.br

IEL Instituto Euvaldo Lodi – Núcleo Regional da Bahia 15.244.114/0001-54 genivaldo@fieb.org.br www.fieb.org.br/iel

Abraman Associação Brasileira de Manutenção e Gestão de Ativos – Abraman 28.718.393/0001-92 abraman@abraman.org.br www.abraman.org.br

IEL Instituto Euvaldo Lodi Núcleo Regional Minas Gerais 17.422.056/0001-37 nicpg@fieb.org.br www7.fiemg.com.br/

Abrapet Associação Brasileira dos Perfuradores de Petróleo 29.415.783/0001-56 abrapet@abrapet.org.br www.abrapet.org.br ABS Associação Brasileira de Soldagem 44.674.018/0001-44 abs@abs-soldagem.org.br www.abs-soldagem.org.br Abts Associação Brasileira de Tratamentos de Superfície 62.625.611/0001-82 abts@abts.org.br www.abts.org.br

Abimaq Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos 46.390.209/0001-00 abimaq@abimaq.org.br www.abimaq.org.br

Acim Associação Comercial e Industrial de Macaé 28.927.812/0001-04 contato@acim-macae.com.br www.acim-macae.com.br

Abinee Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica 62.510.318/0001-70 abinee@abinee.org.br www.abinee.org.br

Ancev Associação Nacional de Coworking e Escritórios Virtuais 01.416.295/0001-44 contato@ancev.com.br www.ancev.org.br/

Abiquim Associação Brasileira da Indústria Química 62.642.913/0001-69 abiquim@abiquim.org.br www.abiquim.org.br

Api Brasil Api Brasil Consultoria Ltda 19.179.177/0001-25 sales@api.org www.api.org

Abitam Associação Brasileira de Indústria de Tubos e Acessórios 29.410.248/0001-02 assessoria@abitam.com.br www.abitam.com.br

Banco Mercantil do Brasil Banco Mercantil do Brasil SA 17.184.037/0105-06 issqn.controladoria@mercantil.com.br mercantildobrasil.com.br

Onip Organização Nacional da Indústria de Petróleo – Onip 03.424.659/0001-63 onip@onip.org.br www.onip.org.br Sinproquim Sindicato das Indústrias de Produtos Químicos para Fins Industriais e da Petroquímica no Estado SP 62.652.318/0001-04 sinproquim@sinproquim.org.br www.sinproquim.org.br

ASSOCIAÇÕES PROFISSIONAIS ABCE Associação Brasileira Consultores de Engenharia 33.700.048/0001-61 abce@abceconsultoria.org.br www.abceconsultoria.org.br Abendi Associação Brasileira De Ensaios Não Destrutivos E Inspeção 51.733.129/0001-40 abendi@abendi.org.br www.abendi.org.br ABGP Associação Brasileira de Geólogos de Petróleo 01.178.068/0001-28 abgp@abgp.com.br www.abgp.com.br ABPIP Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás 09.053.328/0001-40 secretaria@abpip.org.br www.abpip.com.br

Cenários Gás 2017-2018 115

Organizações

Aepet Associação dos Engenheiros da Petrobras 34.131.870/0001-11 aepet@aepet.org.br www.aepet.org.br

Câmara de Comércio Americana Câmara de Comércio Americana para o Brasil 33.573.791/0001-06 comunicacao@amchamrio.com www.amchamrio.com.br

CCIJB Câmara de Comércio e Indústria Japonesa do Brasil 61.009.031/0001-06 secretaria@camaradojapao.org.br www.camaradojapao.org.br

SBGF Sociedade Brasileira de Geofísica 14.644.934/0001-70 sbgf@sbgf.org.br www.sbgf.org.br

Câmara de Comércio Angola-Brasil Câmara de Comércio Angola-Brasil 10.926.757/0001-64 contato@angolabrasil.org.br www.angolabrasil.org.br

CIBCI Câmara Ítalo- Brasileira de Comércio, Indústria e Agricultura 61.011.607/0001-61 italcam@italcam.com.br www.italcam.com.br

Sobena Sociedade Brasileira de Engenharia Naval 31.244.163/0001-43 sobena@sobena.org.br www.sobena.org.br SPE - Seção Brasil Sociedade dos Engenheiros de Petróleo 31.158.413/0001-22 brazil_section@spemail.org www.spebrasil.org

CÂMARAS DE COMÉRCIO AHK - Câmara Alemã Câmara de Comércio e Indústria Brasil-Alemanha 33.752.767/0001-26 administrativo@ahk.com.br www.ahkbrasil.com.br Amcham RJ Câmara de Comércio Americana para o Brasil 33.573.791/0001-06 amchamrio@amchamrio.com www.amchamrio.com.br Britcham Câmara Britânica de Comércio de Indústria no Brasil 60.540.333/0001-35 fsoares@britcham.com.br www.britcham.com.br Câmara Brasil México - Bramex Câmara de Indústria Comércio e Turismo Brasil- México 62.267.992/0001-75 diretoria@camarabrasilmexico.com www.camebra.mx/ Câmara Brasil-Alemanha Câmara de Comércio e Indústria Brasil-Alemanha São Paulo 62.319.785/0001-17 ahkbrasil@ahkbrasil.com www.ahkbrasilien.com.br/pt/ Câmara Brasil-Chile Câmara de Comércio e Indústria Brasil- Chile do Estado do Paraná 97.362.479/0001-48 cambrch@terra.com.br www.cambrasilchile.com.br

Câmara de Comércio Brasil- Holanda Câmara de Comércio Holando Brasileira São Paulo 61.786.638/0001-94 info@dutcham.com.br www.dutcham.com.br Câmara de Comércio Brasil-Canadá Câmara de Comércio Brasil-Canadá 43.737.840/0001-44 ccbc@ccbc.org.br www.ccbc.org.br

CICBRAR Câmara de Comércio Argentino Brasil do Rio de Janeiro 30.306.062/0001-97 contato@cecbario.com.br www.cecbario.com.br

GOVERNO

Câmara de Comércio da África do Sul Câmara de Comércio Brasil República Sul – Africana 62.035.076/0001-00 safrica@terra.com.br www.africadosul.org.br/

ABDI Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial 07.200.966/0001-11 abdi@abdi.com.br www.abdi.com.br

Câmara de Comércio Dinamarquesa- Brasileira Câmara de Com Dinamarquesa- Brasileira 57.859.829/0001-61 camara@danchamb.com.br www.danchamb.com.br

BNDES Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social 33.657.248/0001-89 presidencia@bndes.gov.br www.bndes.gov.br

Câmara de Comércio e Indústria BelgoLuxemburguesa Brasileira no Brasil Câmara de Comércio e Indústria Belgo Luxemburguesa Brasileira no Brasil 62.610.100/0001-97 belgalux@belgalux.com.br www.belgalux.com.br

Coordenação de Serviços Gerais MME Ministério das Minas e Energia 37.115.383/0005-87 secex@mme.gov.br www.mme.gov.br

Câmara Espanhola de Comercio Câmara Oficial Espanhola de Comércio no Brasil 50.278.563/0001-14 camaraespanhola@camaraespanhola.org.br www.camaraespanhola.org.br Câmara Portuguesa Câmara Portuguesa de Comércio do Brasil 43.640.168/0001-74 geral@camaraportuguesa.com.br www.camaraportuguesa.com.br Câmara Portuguesa de Comércio e Indústria Câmara Portuguesa de Comércio e Indústria do Rio de Janeiro 42.519.785/0001-53 atendimento@camaraportuguesa-rj.com.br www.camaraportuguesa-rj.com.br CCBRAR Câmara de Comércio Argentino Brasileira de São Paulo 60.930.849/0001-96 camarbra@camarbra.com.br www.camarbra.com.br

CPRM Companhia de Pesquisas de Recursos Minerais 00.091.652/0002-60 autoridade.responsavel@cprm.gov.br www.cprm.gov.br Finep Financiadora de Estudos e Projetos 33.749.086/0001-09 cp_bras@gabi.finep.gov.br www.finep.gov.br Inmetro Instituto Nacional de Metrologia, Normas e Qualidade Industriais 00.662.270/0003-20 presi@inmetro.gov.br www.inmetro.gov.br Instituto Pereira Passos - IPP Instituto Municipal de Urbanismo Pereira Passos 02.944.224/0001-87 ascom.ipprio@gmail.com www.rio.rj.gov.br/ipp

Câmara Brasil-Rússia Câmara de Comércio Indústria & Turismo Brasil-Rússia 02.758.393/0001-22 rosset@brasil-russia.com.br www.brasil-russia.com.br

CCFB Câmara de Comércio França-Brasil 42.163.584/0004-09 ccfbmg@ccfb.com.br www.ccfb.com.br

Mdic Ministério da Indústria, Comércio Exterior e Serviços 00.394.478/0002-24 gabmin@mdic.gov.br www.mdic.gov.br

Câmara de Comércio Americana Câmara de Comércio Americana para o Brasil 33.573.791/0004-40 amchamrio@amchamrio.com www.amchamrio.com.br

CCIBC Câmara de Comércio e Indústria Brasil-China 31.249.949/0002-34 recepcao@ccibc.com www.camarabrasilchina.com.br

MF Ministério da Fazenda 00.394.460.0008-18 gabinete.se.df@fazenda.gov.br www.fazenda.gov.br

116 Cenários Gás 2017/2018

MMA Ministério do Meio Ambiente 37.115.375/0002-98 gm@mma.gov.br www.mma.gov.br Nutec Fundação Núcleo de Tecnologia Industrial do Ceará 09.419.789/0001-94 cac@nutec.ce.gov.br www.nutec.ce.gov.br Ompetro Organizações de Municípios Produtores de Petróleo 04.737.137/0001-84 ouvidoria@campos.rj.gov.br www.campos.rj.gov.br RS SEMC Rio Grande do Sul Secretaria de Energia Minas e Comunicações 87.124.582/0001-04 gabinete@minasenergia.rs.gov.br minasenergia.rs.gov.br/ Secretaria de Infraestrutura CE Secretaria de Infraestrutura - CE 03.503.868/0001-00 www.seinfra.ce.gov.br Secretaria de Saneamento e Energia Secretaria de Saneamento e Energia 96.480.850/0001-03 energia@energia.sp.gov.br www.energia.sp.gov.br Sedeis RJ Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços 42.498.683/0001-07 faleconosco@desenvolvimento.rj.gov.br www.rj.gov.br/web/sedeis Seinfra Companhia de Processamentos de Dados do Estado da Bahia 13.579.586/0001-32 ouvidoria@seinfra.ba.gov.br www.seinfra.ba.gov.br Seme Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico MG 05.480.378/0001-53 gabinetesede@desenvolvimento.mg.gov.br www.sede.mg.gov.br

SINDICATOS DE TRABALHADORES FUP Federação Única dos Petroleiros 40.368.151/0001-11 fup@uol.com.br www.fup.org.br Sindipetro Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Destilação e Refinação de Petróleo de São João dos Campos e Região 50.451.327/0001-58 sindipetrosjc@uol.com.br sindipetrosjc.org.br/ Sindipetro Sindicato dos Petroleiros do Litoral Paulista 58.194.416/0001-78 sindipetrosantos@sindipetrosantos.com.br www.sindipetrolp.org.br

Sindipetro - PE/PB Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Petróleo nos Estados Pernambuco e Paraíba - SINDIPETRO - PE/PB 24.392.268/0001-84 sinpetropb@sindipetropepb.com.br www.sindipetropepb.com.br Sindipetro – RS Sindicato dos Petroleiros do Rio Grande do Sul 92.968.023/0001-02 secretaria@sindipetro-rs.org.br www.sindipetro-rs.org.br Sindipetro AL/SE Sindicato dos Trabalhadores na Indústria do Petróleo nos Estados de Alagoas e Sergipe 12.318.549/0001-08 sindipetro-se@sindipetroalse.org.br sindipetroalse.org.br Sindipetro Bahia Sindicato dos Petroleiros do Estado da Bahia 15.532.855/0001-30 secretaria@sindipetroba.org.br www.sindipetroba.org.br/ Sindipetro Caxias Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Destilação e Refinação de Petróleo de Duque de Caxias 29.392.297/0001-60 secretaria@sindipetrocaxiais.org.br www.sindipetrocaxias.org.br Sindipetro CE Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Petróleo nos Estados do Ceará e Piauí 07.948.565/0001-44 imprensa@sindipetroce-pi.org.br sindipetroce-pi.org.br Sindipetro ES Sindicato dos Petroleiros do Espírito Santo 31.787.989/0001-59 saomateus@sindipetro-es.org.br www.sindipetro-es.org.br Sindipetro Mauá Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Destilação e Refinação de Petróleo de Mauá 48.859.482/0001-66 sao.paulo@sindipetrosp.org.br www.sindipetrosp.org.br Sindipetro MG Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Destilação e Refinação de Petróleo de Minas Gerais 16.591.281/0001-34 sindipetromg@sindipetromg.org.br www.sindipetromg.org.br Sindipetro NF Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense 01.322.648/0001-47 imprensa@sindipetronf.org.br www.sindipetronf.org.br Sindipetro Paulínia Sindicato dos Trabalhadores na Indústria de Destilação e Refinação de Petróleo 44.615.383/0001-88 campinas@sindipetrosp.org.br https://www.sindipetrosp.org.br Sindipetro PR/SC Sindicato dos Trabalhadores Industriais Refindest Exploração de Petróleo no Estado do Paraná 75.600.031/0001-82 faleconosco@sindipetroprsc.org.br www.sindipetroprsc.org.br

Sindipetro RJ Sindicato dos Trabalhadores das Empresas Próprias e Contratadas na Industria e no Transporte de Petróleo Gás Matérias Primas Derivados Petroquímica e Afins Energias de Biomassas e Outras Renováveis e Combustíveis Alternativos no Estado do Rio de janeiro 33.652.355/0001-14 sindipetro-rj@sindipetro.org.br www.sindipetro.org.br Sindipetro RN Sindicato dos Trabalhadores Profissionais de Petróleo do Rio Grande do Norte 08.554.875/0001-47 imprensa@sindipetrorn.org.br www.sindipetrorn.org.br Sindipetro SP Sindicato Unificado dos Petroleiros do Estado de São Paulo 07.550.157/0001-30 sao.paulo@sindipetrosp.org.br www.sindipetrosp.org.br

SINDICATOS PATRONAIS Brasilcom Sindicato das Distribuidoras Regionais Brasileiras de Combustíveis 00.963.294/0001-57 brasilcom@brasilcom.com.br www.brasilcom.com.br CNI Confederação Nacional da Indústria 33.665.126/0001-34 www.cni.org.br Simepetro Sindicato Interestadual das Indústrias Misturadoras Envasilhadoras de Produtos Derivados de Petróleo 03.898.900/0001-96 simepetro@terra.com.br www.simepetro.com.br Sinaval Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore 33.643.693/0001-90 sinaval@sinaval.org.br www.sinaval.org.br Sindi Petróleo Sindicato do Comércio Varejista de Derivados de Petróleo de Mato Grosso 14.953.517/0001-00 contato@sindipetroleo.com.br www.sindipetroleo.com.br/ Sindicel Sindicato da Indústria de Condutores Elétricos Trefilação e Laminação de Metais Não Ferrosos de SP 49.467.087/0001-09 www.sindicel.org.br/ Sindicom Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e Lubrificantes 33.632.985/0001-27 sindicom@sindicom.com.br www.sindicom.com.br Sindilub Sindicato Interestadual do Comércio de Lubrificantes 67.983.734/0001-09 sindilub@sindilub.org.br www.sindilub.org.br SindTRR Sindicato Nacional do Comércio TransportadorRevendedor- Retal Diesel, Óleo Combustível e Querosene 54.207.766/0001-70 sinditrr@sindtrr.com.br www.sindtrr.com.br

Cenários Gás 2017-2018 117

Recursos Humanos CURSO TÉCNICO Campus Mossoró/ Ifrn Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Rio Grande do Norte 10.877.412/0004-00 cocsev.mo@ifrn.edu.br www.ifrn.edu.br Cefet MG Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais 17.220.203/0001-96 padula@civil.cefetmg.br www.cefetmg.br Cefet RJ - Celso Suckow Fonseca Centro Federal de Educação Tecnológica - Celso Suckow Fonseca Rj 42.441.758/0001-05 direg@cefet-rj.br www.cefet-rj.br Cefet/AM Centro Federal de Educação Tecnológica do Amazonas 04.391.314/0001-13 dipesp@ifam.edu.br www.cefetam.edu.br Departamento Regional de Mato Grosso do Sul Senai – Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial 03.772.576/0001-65 www.ms.senai.br Escola Senai – Brás Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial 03.774.819/0002-85 www.sp.senai.br/bras Fundação CefetBahia Fundação de Apoio a Educação e Desenvolvimento Tecnológico 13.941.232/0001-96 www.cefetba.br ICR Icr - Industria e Comércio de Relés Eureli – Epp 51.888.980/0001-41 www.icr-reles.com.br Ifam – Campus Manaus Distrito Industrial Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Amazonas 10.792.928/0006-14 gabinete_cmdi@ifam.edu.br www2.ifam.edu.br/ Ifes – Campus Serra Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Espírito Santo 10.838.653/0016-84 cse.serra@ifes.edu.br www.sr.ifes.edu.br/ IFRN Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Rio Grande do Norte 10.877.412/0001-68 comunicacao.reitoria@ifrn.edu.br www.ifrn.edu.br

Instituto Federal de Alagoas – Campus Palmeira dos Índios Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Alagoas – IF/AL 10.825.373/0005-89 carlos@ifal.edu.br drupal.ifal.edu.br/ Instituto Federal de Sergipe – Campus Aracaju Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Sergipe 10.728.444/0003-63 direcao.aracaju@ifs.edu.br www.ifs.edu.br/aracaju Instituto Federal de Sergipe – Campus Lagarto Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Sergipe 10.728.444/0004-44 direcao.lagarto@ifs.edu.br www.ifs.edu.br/ Instituto Federal Fluminense Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia Fluminense 10.779.511/0001-07 www.iff.edu.br Instituto Senai de Tecnologia e Automação e Simulação Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial Senai 03.848.688/0009-00 faleconosco@firjan.com.br www.rj.senai.br Instituto Senai de Tecnologia Petróleo, Gás e Energia Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial – Senai 03.775.069/0041-72 nbet@senairs.org.br www.fiergs.org.br/ Liceu de Artes e Ofícios de SP Liceu de Artes e Ofícios de São Paulo 60.761.889/0001-51 www.liceuescola.com.br Senai Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial Senai 03.848.688/0008-29 www.rj.senai.br Senai Federação das Indústrias do Estado de Santa Catarina 83.873.877/0001-14 www.sc.senai.br Senai - Fortaleza Senai Departamento Regional do Ceará 03.768.202/0001-76 www.senai-ce.org.br/

FORMAÇÃO E TREINAMENTO Afamar Recursos Humanos Afamar Capital Humano Ltda – Epp 08.959.153/0001-72 www.afamar.com Agência Brasil Ag Brasil Empresa Brasileira de Recursos Humanos Ltda 00.789.914/0001-83 pauta@ebc.com.br agenciabrasil.ebc.com.br/ Educs Digital Learning Educs Sistemas Gerenciais e Educacionais Ltda – Me 04.344.914/0001-20 educs@educs.com.br www.educs.com.br Evoluir Capacitação e Treinamento Profissional Evoluir - Inst de Desenv e Apoio ao Ensino a Pesq e a Cultura 08.799.312/0001-19 vendas@visaorolamentos.com.br www.evoluir-instituto.org.br FBTS Fundação Brasileira de Tecnologia da Soldagem 27.282.748/0001-80 www.fbts.org.br Festo Festo Brasil Ltda 57.582.793/0001-11 linhadireta.br@festo.com www.festo.com.br IPT Instituto de Pesquisa Tecnológica do Estado de São Paulo 60.633.674/0001-55 www.ipt.br Max Training Max Serviços e Treinamentos Ltda – Me 09.478.916/0001-26 contato@maxtraining.com.br www.maxtraining.com.br Pennwell Brasil Pennwell do Brasil Holdings Ltda 17.868.763/0001-51 www.pennwell.com.br Senai – Departamento Regional de Pernambuco Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial 03.789.272/0001-00 www.pe.senai.br

Instituto Federal da Bahia – Campus Barreiras Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia 10.764.307/0009-70 barreiras@ifba.edu.br www.barreiras.ifba.edu.br

Senai Cic Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial – Senai 03.776.284/0003-62 Tania.Rinaldi@sesipr.org.br www.pr.senai.br

Sobratema Sobratema - Associação Brasileira de Tecnologia para Construção e Mineração 55.061.261/0001-03 sobratema@sobratema.org.br www.sobratema.org.br

Instituto Federal de Alagoas Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Alagoas – If/Al 10.825.373/0001-55 portal@ifal.edu.br www.posugf.com.br/

UGF Sociedade Universitária Gama Filho 33.809.609/0001-65 reitoria@ugf.br www.ugf.br

SP Sampling Planejamento Sampling Planejamento e Assessoria de Segurança Industrial Ltda 68.725.522/0002-75 www.sptac.com.br

118 Cenários Gás 2017/2018

Anuário

CENÁRIOS ENERGIA SOLAR A mais completa publicação sobre o setor solar brasileiro Cadeia de produção de energia solar Geração distribuída

COMPRE SEGURO

Geração centralizada

loja.editorabrasilenergia.com

Aquecimento Solar

Além de análises, infográﬁcos e tabelas sobre o tema, Cenários Energia Solar inclui um Guia de Empresas com dados completos dos agentes e fornecedores de toda a cadeia produtiva.

loja.editorabrasilenergia.com • vendas@brasilenergia.com.br • (21) 3503-0303

APOIO A CONTEÚDO

PARTICIPAÇÃO ESPECIAL