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(2)

www.gasenergy.com.br 2

Inteligência Competitiva no Brasil e Am. Latina

Petroquímica Química Fina

Farmacos Química C1

Metanol Fertilizantes

Defensivos Gas Natural, Energia,

Carvão e Derivados de Petróleo no Brasil

Competitividade Mercado Logística Tendências Novos Negócios

Gas Natural, Energia, Carvão e Derivados de Petróleo na Am. Latina

Competitividade Mercado Logística Tendências Novos Negócios

Desenvolver e Participar Projetos

Co-Geração GNL (costa e interior)

GNC Armazenagem Subterrânea

Térmicas Biocombustíveis

Química Campos Maduros

NEG NEG Ó Ó CIO DA GAS ENERGY CIO DA GAS ENERGY

GAS ENERGY PARTICIPAÇÕES (Holding)

100% 67% 51% 50%

CONSELHO CONSULTIVO

(3)

www.gasenergy.com.br Gas Energy Participações

Sede Porto Alegre

Gas Energy Chemicals Sede Rio de Janeiro

Gas Energy New Ventures Sede São Paulo Gas Energy Latin America

Escritório Lima (em estructuração)

Gas Energy Latin America Escritório Santa Cruz

Gas Energy Brasil Escritório Rio de Janeiro

Gas Energy Latin America Sede Montevidéu

NEG NEG Ó Ó CIO DA GAS ENERGY CIO DA GAS ENERGY

2005 TIME4

2006 8

2007 12

2008 20

2009 24

+ 10 Associados na América Latina e

Canadá

(4)

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INSTITUIÇÕES FINANCEIRAS

BNDES UBS PACTUAL BEAR STEARNS

INVISTA BANCO BBM AMERICAN ING

SANTANDER

ASSOCIAÇÕES

IBP ABIQUIM

ABRACE ABRAGET

ANACE ABRADEE ABRAGNC SINDICOMB - RJ

FIESC SINDICERAM

GOVERNOS

ESTADO DE SÃO PAULO

ELÉTRICAS

ENDESA CHILE ENDESA BRASIL

DUKE ENERGY TRACTEBEL ENERGIA

(SUEZ)

AES URUGUAIANA ELECNOR

CEMIG

PRISMA (ELEKTRO) FURNAS

CHESF CPFL

MPX

NORTE FLUMINENSE CELPE

QUANTA GERAÇÃO LIGHT

COENERGY

NEOENERGIA (IBERDROLA)

PRODUTORES GÁS

BG

REPSOL YPF – BR REPSOL YPF - BOLIVIA

DEVON CHEVRON

EL PASO SHELL

TRANSPORTADORAS

GTB TRANSPETRO

DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL

CEG CEG RIO GAS NATURAL SPS

SCGAS SULGAS BAHIAGAS

CDGN

INDUSTRIAS

COPENOR PROSINT BRASKEM PQU QUATTOR COPESUL BRASKEM

FOSFERTIL IPIRANGA ULTRA

QUATTOR OXITENO ULTRA

INNOVA RIOPOL QUATTOR

VOTORANTIM CAMARGO CORREA VALE DO RIO DOCE

DAX RESINAS KINROSS SAMARCO MONSANTO

NEG NEG Ó Ó CIO DA GAS ENERGY CIO DA GAS ENERGY

(5)

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SUM SUM Á Á RIO EXECUTIVO RIO EXECUTIVO

TARIFA DE GÁS NATURAL SCGAS

=

MOLÉCULA DO GÁS BOLIVIANO +

TRANSPORTE (GTB + TBG) Preço no City Gate =

MARGEM SCGAS + Preço no Cliente =

Cesta Óleos Combustíveis Internacionais

Inflação

Americana com teto

Inflação Brasileira

e Valor dos

Investimentos

(6)

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Comparativo – Margens Praticadas Setor Industrial

SC, SP, RJ, MG, ES, PR, RS e BA

Fonte: Estimativas Gás Energy

0,0200 0,0400 0,0600 0,0800 0,1000 0,1200 0,1400 0,1600 0,1800 0,2000 0,2200 0,2400 0,2600 0,2800 0,3000 0,3200 0,3400 0,3600 0,3800 0,4000

25.000 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000

Consumo Diário (m³/dia)

R$/m³

RJ BA SC - TG3 ES SC - TG2 SP SC - TG1 RS MG PR Comgas Reaj

SUM SUM Á Á RIO EXECUTIVO RIO EXECUTIVO

(7)

www.gasenergy.com.br

TARIFAS PARA PLANO FIDELIDADE - TG1 PETRÓLEO @ US$ 40 / barril

0,8959 0,8898 0,8840 0,8806 0,8777 0,8750 0,8732

0,8011 0,7950 0,7892 0,7859 0,7829 0,7802 0,7784

0,6723 0,6662 0,6605 0,6571 0,6541 0,6514 0,6496

0,5000 0,5500 0,6000 0,6500 0,7000 0,7500 0,8000 0,8500 0,9000 0,9500

25.000 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000

m3/dia

R$/m3

out/08 jan/09 abr/09

SUM SUM Á Á RIO EXECUTIVO RIO EXECUTIVO

(8)

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CURTO PRAZO

Conta gráfica para reduzir impactos dos aumentos e quedas acentuadas

Fatura de dezembro ainda não cobrada

Queda de 11% em janeiro e 25% em abril sobre as tarifas atuais considerando manutenção do petróleo em patamares de US$ 40/bbl

Possibilidade de aplicar já a partir da fatura de

dezembro um preço médio 13% mais baixo fixo até junho com remuneração financeira da Petrobras em 1% a.m.

SUM SUM Á Á RIO EXECUTIVO RIO EXECUTIVO

(9)

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MÉDIO PRAZO

Agência Reguladora – discussão dos critérios de

revisão tarifária, índices de produtividade e curvas por volume

Na revisão tarifária são utilizados valores do plano de investimento que devem ser clarificados;

Devem ser acompanhados o aumento de

produtividade (vendas maiores que o projetado no plano de negócios para cada ramal da distribuidora) que deve ser repassado as tarifas

Deve ser introduzida uma premiação mais

acentuada (curva de tarifas) pela escala de consumo

SUM SUM Á Á RIO EXECUTIVO RIO EXECUTIVO

(10)

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MÉDIO PRAZO

Governo do Estado - discussão da rentabilidade do investimento, alavancagem e custo de capital de terceiros

Contrato de Concessão estabelece taxas de

remuneração não compatíveis com a atual estrutura econômica do país (valores estabelecidos em outro contexto inflacionário e de risco País)

Alavancagem e custo do capital de terceiros deve impactar a tarifa, reduzindo-a na medida em que o custo do capital de terceiros não necessita da

remuneração estabelecida no contrato de concessão Incentivos fiscais porventura recebidos pela SCGAS agora e no futuro – critérios de repasse a tarifas

SUM SUM Á Á RIO EXECUTIVO RIO EXECUTIVO

(11)

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SUM SUM Á Á RIO RIO

I. Mercado de Gás Natural no Brasil

II. Precificação do gás natural na Cadeia Econômica III. Análise da formação de preços para mercado de SC IV. Análises SCGás

V. Análise dos preços praticados pela Petrobras para o GN Nacional

VI. Competitividade do Gás Natural vs. Combustíveis Alternativos

VII. Status da Lei do Gás

VIII. Análise de Oportunidades Negociais junto à SCGas e

possibilidade de Diversificação da Oferta

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SUM SUM Á Á RIO RIO

I. Mercado de Gás Natural no Brasil I. Introdução ao Mercado de GN II. Histórico Demanda

III. Balanço Oferta vs. Demanda

IV. Projeção Balanço Oferta vs. Demanda

V. Considerações

(13)

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50% de gás natural importado (2008);

Petrobras detém 99% dos contratos firmes de transporte de GN (à exceção de Uruguaiana e Cuiabá) e controla as empresas transportadoras de gás;

Petrobras comercializa 95% do gás contratado pelas distribuidoras, e detém contratos / obrigações de venda de gás acima de 70 Mm³/d (contratos atuais + Termo de Compromisso);

Petrobras participa das distribuidoras de gás de todos os estados, à exceção da CEG e das distribuidoras de SP;

Petrobras controla 80% da capacidade de geração termoelétrica a Gás Natural.

ESTRUTURA CONTRATUAL ORIGINADA ANTES DA NOVA LEI DO PETRÓLEO RESULTANTE DA FALTA DE POLÍTICAS DE DESENVOLVIMENTO PARA O GN

Estrutura Contratual GN Brasil

MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Introdu

Introduç ção ão

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Não se conectam Não se

conectam

Bolívia

30 Mm³/d

Argentina

3 Mm³/d GN

2 GW EE (~12 Mm³/d)

Sul / Sudeste

C. Oeste

24 Mm³/d

Nordeste

11 Mm³/d

Norte

6 Mm³/d

7Mm³/dGNL

14 Mm³/dGNL

Cenário Mercado de GN– Brasil/08

MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Introdu

Introduç ção ão

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Histó Hist órico da Demanda de GN Brasil rico da Demanda de GN Brasil

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Disponibilidade Nacional de GN - Preliminar

OBS: Volumes de gás antes do processamento nas UPGN´s. Os líquidos de gás natural não estão descontados. Fontes: ANP A disponibilidade caiu 3% (Out Nov) devido principalmente a queda na produção do RJ

(Campos) e BA (Manati).

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Oferta Total de GN no Brasil

Fontes: ANP, outros OBS: Volumes de gás antes do processamento nas UPGN´s. Os líquidos de gás natural não estão descontados (4,8 Mm³/d).

A queda na importação da Bolívia se deve ao incidente no trecho sul do Gasbol (em SC). O corte no envio para a Termoelétrica de Uruguaiana foi mantido. A termoelétrica não recebe

gás desde de Junho desse ano.

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Demanda de GN no Brasil por Setor

Com respeito a demanda o destaque está para um crescimento do setor termoelétrico. O aumento de Set Out (9%) é devido a um aumento na UTE Brizola (SE) e pelo acionamento das UTE´s no SUL ( Araucária e Sepé Tiaraju).

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Balanço Brasil Novembro 2008 - Preliminar

52,5 2,1 7,2 8,0

56,3

GNV6,3

Refin/Quím 7,3

TOTAL 56,3

Outros 3,8

!

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4,9

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456

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Térmico 14,5 Industrial

24,2

= ' + ' !

35,2

(20)

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22,3

35,2 0,2 6,1 6,6

Industrial 20,5 GNV5,2 Térmico

13,4 Refin/Quím

4,4

TOTAL 46,1

Outros 2,6

46,1

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2,2

486

47(6

8%6

76

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Balanço SUL+SE+CO Novembro 2008 Preliminar

(21)

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17,3 1,9 1,1 1,3

10,2

Industrial 4,5 GNV1,2 Térmico

1,0 Refin/Quím

3,4

TOTAL 10,2

Outros 1,3

, -. /

0 .) .) +1

= ' + ' !

2,7

12,9

47<6

4776

8(6

76

856

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Balanço Nordeste Novembro 2008 Preliminar

7(6 %56 &(6 476

(22)

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Projeção Balanço Oferta x Demanda

+ 2,8 Mm³/d TC:

1º Sem. 09

+ 8,2 Mm³/d TC:

2º Sem. 09 Atraso na

disponibilidade de GNL

(23)

www.gasenergy.com.br Bal. Oferta x Demanda Sul - SE - CO

TC Revisado (sem Uruguaiana e Cuiabá)

47,5 49,6 52,3 51,7 51,3 52,5 52,6 52,9 52,1 53,0 48,4 53,0 56,6 56,7 70,8 73,1 73,1 73,1 74,5 74,5 75,0 75,0 75,8 77,0 83,2 84,7 86,7 86,7 88,9 88,9 94,2 94,7 96,1 96,1 96,9 96,9 105,4 105,4 105,4 105,4 109,5 109,2 109,0 108,7 113,0 112,7 112,5 112,3

- 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 1o. T 2o. T 3o. T 4o. T 1o. T 2o. T 3o. T 4o. T 1o. T 2o. T 3o. T 4o. T 1o. T 2o. T 3o. T 4o. T 1o. T 2o. T 3o. T 4o. T 1o. T 2o. T 3o. T 4o. T

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Mm³/d

Importações Bolívia Oferta Campos Oferta Espírito Santo Oferta Santos GNL Demanda Térmica Demanda SE

MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Projeção Balanço Oferta x Demanda

+ 6,8 TC:

Mm³/d 2º Sem. 09

+ 1,2 Mm³/d Leilões A-3

+ 4,2 Mm³/d Leilões A-5

Sudeste

O aumento de

oferta da Região Sudeste se dará principalmente pela entrada dos novos campos da Bacia de Santos (Mexilhão, Uruguá e Tambaú);

Ampliações na produção do ES – Peroá e Camgoá e Parque das

Baleias;

O gás do pré-sal não foi

considerado disponível para o Mercado Interno até 2015 (testes?)

(24)

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MERCADO GN NO BRASIL MERCADO GN NO BRASIL

Projeção Balanço Oferta x Demanda

Diferença entre o TC e o que realmente vem sendo

consumido pelas termoelétricas (~ 3Mm³/d).

Nordeste

Manati alcança

produção máxima de 8Mm³/d a partir de 2010.

Queda acentuada na oferta dos

campos existentes.

Em 2008 a queda já é de 23%.

No Longo Prazo, apesar da entrada de Camamu e

Potiguar, as quedas em Manati e,

principalmente nos campos existentes não implicam em aumento da disponibilidade regional.

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SUM SUM Á Á RIO RIO

II. Precificação do gás natural na Cadeia Econômica I. Upstream

I. Associado

II. Não Associado

II. Transporte

I. Tarifas Postais

II. Tarifas por Distância III. Tarifas Mistas

III. Distribuidoras

I. Modelos de Concessão II. Investimentos e Tarifas III. Remuneração

IV. Agências Reguladoras, Plano de Negócios e Revisão

Tarifária

(26)

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PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Agência Agência Reguladora Reguladora

AGESC AGESC

ANP ANP

PRODUÇÃO PRODU

PRODUÇÃOÇÃO IMPORTAÇIMPORTAIMPORTAÇÃOÇÃOÃO

TRANSPORTE TRANSPORTE TRANSPORTE

CONSUMIDORES CONSUMIDORES CONSUMIDORES DISTRIBUIÇÃO DISTRIBUI

DISTRIBUIÇÇÃOÃO City gate

Qualidadedo gásnatural

Estado

Regulação na Indústria do Gás Natural

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PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Upstream

Gás Associado ao Petróleo

Gás natural produzido de jazida onde é encontrado dissolvido no petróleo ou em contato com petróleo subjacente saturado de gás.

Gás Não Associado ao Petróleo

Gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e condensado (gás úmido).

Fonte: Portaria ANP Nº 9 de 21.1.2000

Upstream: atividades de exploração e produção (E&P).

Duas formas de exploração de Gás Natural:

(28)

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PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Upstream

Fonte: ANP

Upstream no Brasil

Crescente produção de gás não associado ao petróleo, necessidade de aumento da

oferta, demanda crescente e infra-estrutura de transporte disponível.

(29)

www.gasenergy.com.br 0,0

10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0

Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim Trim

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Mm³/d

Não-associado Associado

Crescimento Gás Não Associado

PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Upstream

(30)

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PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Upstream – Gás Associado

GÁS ASSOCIADO

Rentabilidade do Gás Associado é maior (remuneração dos ativos de exploração e produção a cargo do petróleo);

Normalmente os líquidos de gás natural (propano, butano e gasolina natural) remuneram os ativos de processamento UPGN ou DPP (ajuste do ponto de orvalho)

O preço de gás natural deve remunerar os ativos de transporte de gás das plataformas e/ou campos em terra até as unidades de processamento, a recompressão do gás e o transporte até a malha de transporte;

Entre US$ 0,8 e US$ 1,5 / MBtu é suficiente para remunerar estas atividades;

Grande rentabilidade para o produtor quando comparado com preços dos combustíveis substitutos, mas dificulta a assumpção de contratos devido a garantias que os contratos de gás exigem (produção de gás depende da produção de óleo)

Somente um grande produtor pode assumir riscos de contratos com base

em gás associado.

(31)

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PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Upstream – Gás Não Associado

GÁS NÃO ASSOCIADO

Rentabilidade do Gás Não Associado é uma combinação do faturamento do gás natural, dos líquidos de gás natural (obtidos no processamento do gás natural) e do volume de condensado (petróleo leve associado a produção do gás);

Tem que remunerar todos os investimentos em exploração e produção, inclusive os poços secos;

Exige contratos de longo prazo de gás para poder buscar o financiamento do projeto;

Permite assumir riscos contratuais do fornecimento de gás visto que a produção é direta, ou seja, não depende de outros produtos;

Escoamento dos líquidos é decisivo para a operação (normalmente qualquer problema no escoamento dos líquidos leva a rápida paralisação da produção de gás vide Bolívia)

Custos de escoamento de líquidos é parte importante dos custos dos

projetos (estocagem e despacho de GLP, por exemplo)

(32)

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PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Upstream – Gás Não Associado

GÁS NÃO ASSOCIADO – Exemplo Teórico

Investimentos em Exploração: US$ 350 Milhões

Investimentos em Desenvolvimento: US$ 1.650 Milhões (inclui unidade de processamento de gás natural, recompressão do gás e conexão a rede de dutos de transporte)

Volume de Produção de Gás Natural: 5 Milhões m3/d Volume de líquidos: 10 mil bpd

Receita de Líquidos: US$ 146 milhões / ano (petróleo a US$ 50 / bbl)

Mínimo Preço de Gás = US$ 0,14 / m3 = US$ 3,75 / MBtu = R$ 0,33 / m3 sem impostos e depois de royalties e participações

Este seria o custo mínimo do gás colocado na rede de dutos de transporte.

Acrescenta-se a este valor o custo do transporte do sistema (atualmente a Petrobras acrescentou cerca de US$ 2,2 / MBTU para remuneração do sistema)

Em um cenário de petróleo mais baixo consistentemente, custos de E&P podem

cair destes valores teóricos.

(33)

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Cálculo das Tarifas de Transporte de Gás Natural

Portaria ANP Nº 108 de 2000

Estabeleceu Tarifas de Transporte de Referência (TREF) para cálculo dos preços máximos do GN nacional às concessionárias de gás canalizado.

TREF consideravam 30% dos custos proporcionais à distância.

Portaria Nº101 de 2001 substituiu a Nº 108

TREF consideravam 40% dos custos proporcionais à distância.

Estabeleceu revisões anuais das tarifas, em 1º de julho, pela variação do IGP-M no período de 12 meses até maio (inclusive) do ano da atualização;

Suspensa a Nº 101 pela Nº 130 de 2001 - voltou-se a aplicar a Nº 108

PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Fonte: ANP

(34)

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Cálculo das Tarifas de Transporte de Gás Natural

A portaria Nº 108 foi substituída pela Nº 45 de 9.4.2002 - vigente

TREF considera 60% dos custos proporcionais à distância.

Para os volumes de gás que não utilizam os gasodutos do sistema de transporte, TREF = 0.

TREF atualizadas anualmente, em 1º de julho, pela variação do IGP-M no período de 12 meses até maio (inclusive) do ano da atualização.

Para os volumes de gás que não utilizam os gasodutos do sistema de transporte, a Tarifa de Transporte de Referência é igual a zero (TREF = 0).

Estas tarifas consideram 60% dos custos

proporcionais à distância

0,0222 Média

0,0366 Minas Gerais

0,0310 São Paulo

0,0162 Rio de Janeiro

0,0151 Espírito Santo

0,0152 Bahia

0,0143 Sergipe

0,0000 Alagoas

0,0388 Pernambuco

0,0305 Paraíba

0,0192 Rio Grande do Norte

0,0269 Ceará

R$/m³ Estado

PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Fonte: ANP

(35)

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Tipos de Tarifa de Transporte PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Tarifas Postais

Não refletem a distância.

São aplicáveis em dois tipos de situação:

Em regimes de monopólio, como foi no Brasil até certo período, nos quais prevalece o conceito de universalidade do serviço;

Mercados ultra-maduros, nos quais o crescimento do consumo de gás já é quase inercial e novos investimentos em expansão da malha de transporte tem importância marginal.

Fonte: ANP

(36)

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Tipos de Tarifa de Transporte PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Tarifas por Distância – PONTO A PONTO

Aplicadas ao transporte entre cada ponto de recepção e entrega.

Para cada carregamento é cobrado ao usuário uma tarifa por unidade de volume dada pelo produto da distância entre os pontos de entrega e de recepção e a tarifa unitária.

Fonte: ANP

(37)

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Tipos de Tarifa de Transporte PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Tarifas por Distância – ZONAIS

A região atendida pelo gasoduto é dividida em zonas tarifárias dentro das quais as tarifas por unidade de volume têm o mesmo valor.

A capacidade disponibilizada em uma zona é igual ao somatório das capacidades disponibilizadas em todos os pontos de entrega desta zona.

A localização do centro de carga de uma zona é obtida pela relação entre o momento de capacidade da zona e o somatório das capacidades disponibilizadas na zona.

Tarifa por unidade de volume para qualquer ponto de retirada localizado na zona T Fonte: ANP

(38)

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Tipos de Tarifa de Transporte PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Tarifas por Distância – ZONAIS

Fator Distância: É possível estruturar o cálculo da tarifa por unidade de volume em cada zona ou ponto de retirada à partir da tarifa por unidade de volume no centro de carga do gasoduto.

Calcula-se o fator distância de cada zona ou ponto de retirada.

Fonte: ANP

(39)

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Tipos de Tarifa de Transporte PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Tarifas por Distância – ZONAIS

O resultado encontrado será exatamente o mesmo de se multiplicar a tarifa por m³.km pela distância do centro de carga da zona ou pela distância do ponto de retirada.

Fonte: ANP

(40)

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Tipos de Tarifa de Transporte PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Tarifas Mistas

Parcialmente proporcional à distância.

A tarifa para a zona T, x% proporcional à distância, pode ser calculada da seguinte maneira:

Fonte: ANP

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Tipos de Tarifa de Transporte PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Transporte

Tarifas Mistas

Equação para cada ponto ou zona de entrega um novo fator distância:

Equação de cálculo das tarifas em cada ponto:

Fonte: ANP

(42)

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Estado: 17%

PB: 41.5%

Mitsui: 41.5%

PB: 100%

Gas Natural: 100%

Estado: 51%

PB: 49%

Estado: 51%

PB: 24.5%

Mitsui: 24.5%

Estado: 17%

PB: 41%

Mitsui: 41%

Infragas: 1%

Estado: 51%

PB: 24.5%

CS Part: 24.5%

Estado: 17%

CS Part: 83%

Estado: 51%

PB:24.5%

CS Part: 24.5%

Estado: 100%

Estado: 25.5%

PB: 23.5%

CS Part: 51%

Estado: 25.5%

PB: 37.25%

CS Part: 37.25%

BG: 60.1%

Shell: 18.2%

Outros:21.7%

Cemig: 60%

PB: 40%

ENI: 100%

Estado:

51%

PB: 49%

Estado: 16%

PB: 32%

Brasiliagas: 52%

Estado: 17%

PB: 30%

Gasgoiano: 53%

Estado: 17%

PB: 83%

Estado: 17%

PB: 41.5%

Vicunha: 41.5%

Gas Natural:

54.2%

BNDESPar: 34.6%

Outros: 11.2%

Gas Natural:

59.6%

PB: 37.4%

Pluspetrol: 3%

Estado: 100%

Maioria Privado Maioria do Estado

Distribuidoras de GN - Brasil PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Distribuidoras

(43)

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Modelos de Concessão

Distribuidoras de Gás Natural têm concessão do Estado para prestação do serviço e são pelas Agências Reguladoras de Serviços Públicos.

Até o início dos anos 90 a composição acionária da maioria das CDLs (Companhias Distribuidoras Locais) era: 51% Governo Estadual, 24,5 % GASPETRO e 24,5 iniciativa privada (Modelo de Controle Estatal).

Atualmente existem dois modelos de concessão: Modelo Privado e Modelo de Controle Estatal.

Ambos prevêem estabelecimento de canais de negociação a critério dos Governos Estaduais visando o aperfeiçoamento dos Contratos de Concessão de forma a torná-los equilibrados e em condições de serem fiscalizados e regulados pelas Agências Reguladoras Estaduais.

PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Distribuidoras

(44)

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Modelos de Concessão PRECIFICA

PRECIFICA Ç Ç ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA ÃO GN NA CADEIA ECONÔMICA

Distribuidoras

Contratos em geral do início da década de 90 Prazo de concessão: 30 a 50 anos

Sistema de distribuição e comercialização: durante todo o prazo de concessão

Tarifas fixadas pela concessionária e aprovadas pelo poder concedente

Poderá adotar tarifas diferenciadas

Repasse imediato das variações do custo do gás Realizar investimentos cujos estudos de viabilidade econômica justifiquem a rentabilidade mínima de 20%

a.a. e depreciação de 10% a.a.

Revisão de tarifas anual Revisão de margens anual

Reajuste periódico da tarifa média vigente:

Prazo de concessão: 30 anos Permitida prorrogação de 20 anos,

condicionada à análise da Agência Reguladora Sistema de distribuição: durante todo o prazo de concessão

Comercialização a usuários Residenciais e Comerciais: durante todo o prazo de concessão

Comercialização aos demais usuários: 12 anos Tarifa Teto por classe de consumo

Política de descontos livres: liberdade para estabelecer preços competitivos

Repasse das variações de custo do gás e de transporte mediante autorização da Agência

Revisão de tarifas a cada 5 anos

Reajuste anual da Margem de Distribuição, com base na variação do IGP- M

Rentabilidade de mercado considerando alavancagem e custo de capital de terceiros

Modelo Controle Estatal Modelo Privado

(45)

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SUM SUM Á Á RIO RIO

III. Análise da formação de preços para mercado de SC I. Situação Bolívia

II. Fórmula do Gás Boliviano

III. Projeção Preços Futuros Bolívia

(46)

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Quatro campos de gás são fundamentais na constituição das reservas da Bolívia e nos planos de expansão e estão localizados em Tarija, região sul da Bolívia.

Correspondem a 84% das reservas

P A R A G U A Y A R G E N T I N A

C H I L E

B R A S I L

P E R U

63º

69º 66º 60º

22º 19º 16º 13º

Tarija

SAN ALBERTO La Paz

Cobija

Trinidad

Santa Cruz Oruro

Potosi

SAN ANTONIO MARGARITA

ITAU

ITAU – 13,0 tcf

TOTAL 41.0%

EXXON/MOBIL 34.0%

BG 25.0%

MARGARITA – 13,3 tcf REPSOLYPF 37.5%

BG 37.5%

PANAMERICAN 25.0%

SAN ANTONIO – 10,7 tcf PETROBRÁS 35.0%

TOTAL 15.0%

ANDINA 50.0%

SAN ALBERTO – 11,7 tcf PETROBRÁS 35.0%

TOTAL 15.0%

ANDINA 50.0%

P A R A G U A Y A R G E N T I N A

C H I L E

B R A S I L

P E R U

63º

69º 66º 60º

22º 19º

Tarija

SAN ALBERTO La Paz

Cobija

Trinidad

Santa Cruz Oruro

Potosi

SAN ANTONIO MARGARITA

ITAU

P A R A G U A Y A R G E N T I N A

C H I L E

B R A S I L

P E R U

63º

69º 66º 63º 60º

69º 66º 60º

22º 19º

Tarija

SAN ALBERTO La Paz

Cobija

Trinidad

Santa Cruz Oruro

Potosi

SAN ANTONIO MARGARITA

ITAU

ITAU – 4,9 )

TOTAL 41.0%

EXXON/MOBIL 34.0%

BG 25.0%

MARGARITA – 7,0 TCF REPSOLYPF 37.5%

BG 37.5%

PANAMERICAN 25.0%

SAN ANTONIO –7,0 TCF PETROBRÁS 35.0%

TOTAL 15.0%

ANDINA 50.0%

SAN ALBERTO – 8,1 ) PETROBRÁS 35.0%

TOTAL 15.0%

ANDINA 50.0%

7 3 5(6 % > %<'( )

Fonte: Ministério Hidrocarburos

AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via - - Reservas Provadas + Prov Reservas Provadas + Prov á á veis veis

(47)

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*? 08&( 1 ;8

*? ;(

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2#/ 8;

) " #$ ;%'%

) * %'8

! 87'5 87'5

" A ) + ('<

+ <'< %'5

)

DISPONIBILIDADE GÁS 2008

AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via - - Impacto na Produ Impacto na Produ ç ç ão de GN ão de GN

(48)

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Mercados Contratados

AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via - - Mercados Contratados Mercados Contratados

Mercado Interno: 6,0 Mm³/d gás de consumo + industrialização GSA Brasil: 30 Mm³/d até 2019 (+24 meses)

GSA Argentina: ramp-up até 27,7 Mm³/d até 2026 Termoelétrica Cuiabá: consumo de 2,3 Mm³/d

Demanda Total: aprox. 70 Mm³/d

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@ # ! .(<

B %((9=%'8 -.

(49)

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LEI 1689 LEI 3058 MIGRAÇÃO DE

CONTRATOS

1996 Maio 2005 Desde a data

efetiva

Além do anterior as Empresas estão sujeitas a:

Imposto de Utilidades (IUE) de 25%

LEI 1689: Aplica Sur Tax de 25%

Taxa de Retenção de 12,5%

Outros impostos e taxas menores.

50%

Regalias IDH (*)

Custos Recuperáveis Utilidade Titular

Participação YPFB 50%

Regalias IDH (*)

50%

Titular 18% Regalias

82%

Titular

(*)IDH: Impuesto Directo de Hidrocarburos (32%)

AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via Esquema Conceitual Esquema Conceitual

(50)

www.gasenergy.com.br Novos contratos de

Operação

A partir da “Fecha Efectiva” YPFB pagará as Regalias, Participações e IDH.

50%

Regalias Participações

IDH (*)

Custos Recuperáveis

Utilidade Titular

Participacao YPFB

Ao Lucro a distribuir (GD) se multiplicará por (1- qb

t

) para determinar a utilidade do Titular.

Além do anterior as Empresas estão sujeitas aos impostos da Ley 843.

Do valor remanescente dos Hidrocarbonetos Líquidos, YPFB pagará até um X% como Custos Recuperáveis.

Do total de Ingressos, depois de pagar Reg., Part. e IDH, e Custos Recuperáveis, sobra o Lucro a distribuir (GD) sobre o qual se aplicará

% Anexo F (qb

t

) para determinar a participação da YPFB

AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via Esquema Conceitual Esquema Conceitual

(51)

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AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via - - Disponibilidade Disponibilidade

Fonte: Ministério dos HIdrocarburos O mercado interno tem alcançado valores pouco maiores que 6 Mm³/dia em 2008. A produção bruta tem se

mantido em torno de 40 Mm³/dia no mesmo ano.

Evolução da Disponibilidade

(52)

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AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via - - Demanda Demanda

Fonte: Ministério dos HIdrocarburos

Evolução da Demanda

(53)

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AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via Balan Balan ç ç o Oferta x Demanda Nov/08 o Oferta x Demanda Nov/08

Fonte: Ministério dos HIdrocarburos

Disponibilidade

Disponibilidade

34,3

Industrial 2,0 GNV0,9

Res/Com 0,4 Térmico

3,5

27,5

EXPORTA

EXPORTAÇ ÇÕES ÕES

1,5

Consumo do Consumo do Sistema e Perdas Sistema e Perdas

35,8

TOTAL TOTAL

6,86,8

Brasil 26,0 Argentina

1,5

Valores em Mm³/d

OFERTA

OFERTA DEMANDA

DEMANDA

76 86

$ %((9.

$ %((<

(54)

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Visão Geral

AN AN Á Á LISE FORMA LISE FORMA Ç Ç ÃO DE PRE ÃO DE PRE Ç Ç OS SC OS SC

Situa

Situa ç ç ão Bol ão Bol í í via via - - An An á á lise de Conjuntura Atual lise de Conjuntura Atual

Governo e oposição discutem um Acordo sobre os termos da nova Constituição Política do Estado (CPE), que deverá ser submetida a um plebiscito popular em Janeiro de 2009;

Maior flexibilidade do Governo para negociar os aspectos relacionados com a Autonomia;

Analistas políticos não acreditam na convergência em uma proposta comum. A oposição começa a se rearticular;

Na área energética, o novo presidente da YPFB e ex-deputado pelo MAS, Sr.

Santos Ramirez surge como novo líder do Governo, centralizando as decisões da política energética e controlando o Ministerio de Hidrocaburos y Energia - Ministro Saúl Ávalos - e a Superintendencia de Hidrocarburos – Presidente Guillermo Aruquipa (ex presidente da YPFB);

Maior desafio na área energética: abastecimento de óleo Diesel e GLP nas

principais cidades do país Problemas de logística;

Referências

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