Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte.pdf - INT

Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte . 

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Alternativas para o uso do 

gás natural 

na Região Norte 

Mauricio F. Henriques Jr. 

Sandra de Castro Villar 

(Organizadores) 

INT - Instituto Nacional de Tecnologia 

Rio de Janeiro 

1 a Edição . 2009

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. Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte 

Agradecimentos 

Os pesquisadores do INT agradecem à FINEP, agência financiadora do presente 

estudo, ao CNPq pelas bolsas concedidas para pessoal externo, e à Diretoria do INT, 

que prestou todo apoio necessário ao longo do desenvolvimento desse trabalho. 

Agradecem ainda à FUNCATE, fundação de apoio contratada e que cuidou 

de toda a parte administrativa, especialmente à Sheila Santos e ao José Elias Baruel; 

ao CDEAM/UFAM, co-executor do capítulo ligado ao setor industral e de comércio 

e serviços, sob a liderança do professor Dr. Rubem César Rodrigues Souza; à 

MANAUS ENERGIA, através do eng. José Luiz Gonzaga, e à SUFRAMA, na figura 

do Dr. José Alberto Machado. 

Agracedecimento especial ao Dr. Manoel Saisse da Divisão de Engenharia de 

Produção do INT, responsável pelo desenvolvimento do modelo de simulação de 

cenários, e também aos demais colegas do INT que direta e indiretamente colaboraram 

com o trabalho, em particular da Divisão de Energia.


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Instituto Nacional de Tecnologia 

DIRETOR: Domingos Manfredi Naveiro 

COORDENADOR: Paulo Gustavo Pries de Oliveira 

CHEFE DA DIVISÃO DE ENERGIA: Maurício Francisco Henriques Júnior 

ORGANIZADORES 

Maurício Francisco Henriques Júnior 


APOIO TÉCNICO 

Carlos Magno Pereira 

Fernanda Manhães Bernardes 

Márcia Crispino Lima 

AUTORES 

Alexandre D’Avignon 

Ângela Maria Ferreira Monteiro 

Danielle da Fonseca 

Marcelo Rousseau Valença Schwob 

Maria Elizabeth Morales 

Maurício Francisco Henriques Júnior 

Patrícia Miranda Dresch 


Vera Lúcia Maia Lellis 

APOIO ADMINISTRATIVO 

Maria Aparecida Sarmento da Silva 

Mona Abdel-Rehim 

Roberto Segundo Enrique Tapia 

Rosana Medeiro Novaes 

Watson da Luz Lopes 

Yasmine dos Santos Ribeiro Cunha 

PROJETO GRÁFICO E 

DIAGRAMAÇÃO 

Laranja Design 

APOIO INSTITUCIONAL 

PARA EDIÇÃO 

FINEP 

Maria José de Oliveira

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7466 – Alternativas para o uso do Gás Natural na Região Norte/ 

Maurício F. Henriques Jr... [et al] 

Rio de Janeiro: Instituto Nacional de Tecnologia, 2009 

ISBN 978-85-99465-04-2 

335 p.: il.; 22,5x16 cm 

1. GÁS NATURAL 2. REGIÃO NORTE 3. ENERGIA 4. BRASIL 

I. Henriques Jr., Maurício Francisco II. Villar, Sandra de Castro III. D’Avignon, 

Alexandre IV. Monteiro, Ângela Ferreira V. Fonseca, Danielle VI. Schwob, 

Marcelo Rousseau Valença VII. Morales, Maria Elizabeth VIII Dresch, Patrícia 

Miranda IX Lellis, Vera Lúcia Maia 

CDU 662767(81) 

É permitida a reprodução parcial deste material desde que citada a fonte 

Edição, distribuição e informações: 

Instituto Nacional de Tecnologia 

Divisão de Energia 

Av. Venezuela, 82 sala 716 

20081-310 - Rio de Janeiro - RJ 

Tels.: (21) 2123.1256 / 2123.1262 

Fax: (21) 2123.1253 

www.int.gov.br 

e-mail: energia@int.gov.br


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Apresentação 

A partir da exploração do gás natural nas reservas de Urucu no Amazonas e 

da decisão de levá-lo através de gasoduto para a cidade de Manaus, diversos agentes 

passaram a discutir as opções de seu aproveitamento na região ou mesmo fora dela. 

Muitas possibilidades se mostraram importantes, algumas com enfoque mais 

econômico e comercial, e outras, de outro lado, vislumbrando um horizonte de maior 

prazo, mais preocupadas com o desenvolvimento da região e seu correspondente 

potencial de geração de renda e de empregos. Essa lógica faz todo sentido, uma vez 

que a região Norte sofre entraves muito particulares com a oferta de energia. Se o gás 

natural já se encontra disponível, por que não aproveitá-lo em prol do desenvolvimento 

da região e sanar os problemas existentes Mas, a partir daí surgem novas questões: 

Que alternativas são mais interessantes do ponto de vista de geração de renda Os 

custos envolvidos são compatíveis com o horizonte de tempo de disponibilidade do 

gás As opções existentes são intensivas em geração de empregos Há opções com 

riscos ambientais Quais são de fato os problemas prioritários para a questão energética 

Além de várias outras questões, surgem também outros vetores que não podem ser 

deixados de lado. O quadro de oferta de energia tende a melhorar com a entrada da 

energia elétrica de Tucuruí, prevista para a partir de 2012 e, num cenário mais distante, 

pela possibilidade de exploração das reservas de gás de Juruá, também no Amazonas, 

bem como pela importação do gás natural da Venezuela. 

Diante desse leque de possibilidades e da dinâmica setorial, tanto pelo lado 

da oferta de energia quanto pelo lado da demanda, a FINEP, dentro do Fundo Setorial 

de Petróleo e Gás – CTPETRO, demandou o presente estudo de forma a examinar 

com mais detalhe as melhores aplicações do gás natural. O estudo foi conduzido 

pela Divisão de Energia do Instituto Nacional de Tecnologia - INT, e contou com a 

participação de especialistas da região Norte, em particular do Centro de 

Desenvolvimento da Amazônia - CDEAM, ligado à Universidade Federal do 

Amazonas - UFAM, além da colaboração da Manaus Energia, SUFRAMA e CIGAS 

no fornecimento de informações diversas.

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Este livro, portanto, consolida os estudos específicos realizados e apresenta 

na sua parte final uma avaliação de alguns cenários, onde algumas situações são 

simuladas a partir de indicadores selecionados à luz de prioridades econômicas e 

sócio-ambienatais. 

Em sua parte inicial e central estão apresentados os capítulos específicos 

abrangendo os seguintes temas: Panorama Setorial da Região, Quadro da Oferta de 

Energia e Demandas Setoriais de Gás e Energia, compreendendo as seguintes 

aplicações: geração termelétrica, setor industrial, setor de comério e serviços, 

residencial, uso no transporte automotivo, transporte fluvial, atendimento aos 

municípios no percurso do gasoduto Coari-Manaus, atendimento aos municípios 

mais afastados através de GNC e de GNL, e estudos da aplicação do gás para a 

fabricação de produtos químicos (a gasquímica), e na produção de combustíveis 

líquidos através da rota GTL - Gas To Liquids. 

Rio de Janeiro, 06 de março de 2009. 


Coordenador do Projeto 

Chefe da Divisão de Energia do Instituto Nacional de Tecnologia - INT


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Sumário 

Introdução ........................................................................................................ 

1. Panorama sócio-econômico da região norte ................................................. 

2. O quadro energético da região e perspectivas de oferta ................................ 

3. Os programas de desenvolvimento propostos para a região norte ................ 

11 

16 

32 

80 

3.1 A questão energética nos programas de 

desenvolvimento da região ........................................................................... 

4. Região alvo desenvolvimento do projeto e escopo dos estudos .................... 

82 

90 

5. Perspectivas do uso e avaliação da 

demanda do gás natural em diferentes setores................................................... 

5.1 Geração de eletricidade ......................................................................... 

5.2 Setor industrial ...................................................................................... 

5.3 Setor comercial ..................................................................................... 

5.4 Setor de transporte ................................................................................ 

5.5 Pólo gás químico .................................................................................. 

5.6 Cidades ao longo do percurso do gasoduto ........................................... 

5.7 Gás natural liquefeito - GNL .................................................................. 

5.8 Gás natural comprimido - GNC ............................................................. 

5.9 Gas- to- liquids - GTL ........................................................................... 

5.10 Setor residencial .................................................................................. 

91 

94 

117 

153 

158 

178 

232 

241 

267 

291 

317 

6. Cenários alternativos para uso do gás na região norte 

(2010 -2020) - uma análise inter-setorial .......................................................... 

7. Comentários finais e conclusões ................................................................... 

324 

334

10 

. Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte


11 

Introdução 

Frente às demais Regiões que compõem o território brasileiro, a Região Norte, 

constituída pelos estados do Acre, Amazonas, Pará, Roraima, Rondônia, Amapá e 

Tocantins, apresenta algumas importantes particularidades em relação às demais. 

Sendo parte da região da Amazônia Legal que, além dos estados da Região 

Norte, também engloba o Estado do Mato Grosso e parte do Maranhão, tem na 

hidrografia, na sua vegetação e no clima equatorial úmido três de suas características 

predominantes. Detendo grande variedade de ecossistemas e a maior reserva de 

biodiversidade do mundo, é vista como estratégica para a garantia da qualidade de 

vida das gerações futuras. 

Outras características marcantes referem-se às grandes distâncias e o isolamento 

que muitas localidades enfrentam, que trazem dificuldades de locomoção, de acesso 

aos serviços públicos, comunicação, entre outros. 

O atendimento energético da região também se encontra neste contexto. O 

fornecimento de energia elétrica, embora o potencial hídrico para a geração elétrica 

seja admirável, encontra dificuldades de toda ordem. Os sistemas hoje existentes são 

isolados, ou seja, não compõem o Sistema Interligado Nacional – SIN (a exceção de 

Tucuruí), e são constituídos na maior parte de unidades de geração termelétrica 

alimentadas por óleo combustível ou óleo diesel, com custo operacional elevado e 

operação irregular. São comuns as quedas de energia elétrica em Manaus, por exemplo, 

onde muitas vezes o setor industrial sofre perdas de produção advindas desse fato, 

afora outros problemas para a sociedade como um todo. 

Há também usinas hidrelétricas, mas de porte menor, ficando a exceção com 

a Usina de Tucuruí. 

Na área dos derivados de petróleo, a região é atendida pela refinaria de Manaus 

(REMAN), onde a gasolina, óleo diesel e outros são levados para as inúmeras cidades 

e localidades ao longo dos rios amazônicos. 

A partir da decisão de se produzir o gás natural descoberto na década de 80 na 

região de Urucu, o quadro energético na região passa a ter esperança de dias melhores. 

Trata-se de combustível nobre, menos poluente que os derivados de petróleo e que

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pode alavancar uma série de atividades econômicas na região. A reserva provada 

na região é de 53 bilhões de m 3 , representando cerca de 15% desse tipo de reserva 

no Brasil. 

Esse gás natural já vem sendo produzido na região, onde frações de GLP já 

abastecem o mercado da cidade de Manaus e outros municípios. O gasoduto Coari- 

Manaus, que complementa o trecho Urucu-Coari já em operação, encontra-se em fase 

final de implementação e deve ter sua operação iniciada ainda em 2009, suprindo a 

cidade com cerca de 5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. 

As alternativas para o aproveitamento do gás natural na região são muitas. 

Uma das primeiras, diante do quadro anteriormente exposto, é, portanto, o seu emprego 

para a geração termelétrica, o que deverá proporcionar a expansão do atual sistema 

elétrico, garantir maior confiabilidade ao sistema, promover uma redução de custos 

de operação e produzir menor poluição em áreas urbanas, já que este combustível 

apresenta menor emissão de fuligem comparativamente ao óleo combustível 

tradicionalmente utilizado. 

As demais opções naturais de uso passam pelo setor industrial, onde pode se 

empregado tanto na geração de calor nos processos fabris como também em processos 

de cogeração de energia, no segmento automotivo e/ou fluvial, através do gás natural 

veicular (GNV), no setor de comércio e de serviços e no setor residencial. Seu uso, 

entretanto, não se restringe à capital do Estado do Amazonas, pois pode atender as 

cidades no percurso do gasoduto Coari–Manaus, que compreende sete municípios; 

pode ser transportado como gás natural comprimido (GNC) ou ainda como gás natural 

liquefeito (GNL) para atender outros municípios mais distantes. De uma forma mais 

ousada e cara, pode ser empregado também como insumo básico para a instalação de 

empreendimentos da indústria química, como a fabricação de eteno e seus derivados, 

metanol etc, ou na produção de combustíveis líquidos via a rota gas to liquids (GTL). 

Em suma, a região Norte vem sendo atendida pela oferta de energia elétrica e de 

combustíveis geralmente a um custo elevado e com fornecimento precário, e o gás 

natural surge como uma opção de grande interesse de forma a remediar esse quadro e 

promover um maior desenvolvimento econômico na região. Agentes locais, liderados 

pela SUFRAMA e outros, têm sido os que mais reclamam pela aceleração dos


13 

investimentos no gás natural para a região, pois as possibilidades de melhoria do 

fornecimento de energia, ganhos econômicos, geração de emprego e renda são bastante 

promissoras. 

Nesse contexto, o estudo aqui apresentado busca auxiliar os tomadores de 

decisão a cerca das possibilidades mais promissoras para emprego do gás natural na 

região. Estão apresentados a seguir, em capítulos, diferentes opções técnico-econômicas 

para o emprego do gás natural, com foco na cidade de Manaus e outros municípios 

próximos, buscando antever um horizonte de tempo até 2020. Cada uma das 

possibilidades técnicas é descrita em detalhe, sendo ainda avaliados seus custos de 

implantação e alguns impactos. Esse conjunto de informações propiciou o 

estabelecimento de indicadores e daí a estruturação de cenários para três cortes temporais 

– 2010, 2015 e 2020. Em cada um é aplicado um modelo de simulação, onde indicadores 

econômicos, sociais e ambientais são confrontados e os resultados avaliados. 



(Organizadores)

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1. PANORAMA 

SÓCIO-ECONÔMICO 

DA REGIÃO NORTE

16 


1. PANORAMA SÓCIO-ECONÔMICO DA REGIÃO NORTE 

Autora: Sandra de Castro Villar 

1.1 Aspectos Geopolíticos 

A Região Norte é formada pelos estados do Acre, Amazonas, Pará, Roraima, 

Rondônia, Amapá e Tocantins. Localizada na região geoeconômica da Amazônia, onde 

predomina o clima equatorial úmido, é uma das cinco regiões que forma o território brasileiro 

(Figura 1.1). 

Figura 1.1 A Região Norte - Estados e Capitais 

Fonte: Portal Brasil, 2008 

Em termos continentais, a região amazônica também agrega territórios da 

Bolívia, Peru, Equador, Colômbia, Venezuela, Republica da Guiana, Suriname e Guiana 

Francesa, embora 85% da região fique em território brasileiro, ocupando mais de 

cinco milhões de quilômetros quadrados e representando aproximadamente 61% da 

área total do País. A região amazônica tem na hidrografia sua característica mais 

marcante, responsável pela cobertura de mais de sete milhões de quilômetros quadrados, 

dos quais quatro milhões ficam localizados no Brasil.


17 

Em 1953, visando promover o desenvolvimento da região de forma mais 

ampliada, através da Lei 1.806, o governo federal incorporou o Estado do Mato Grosso 

e parte do Maranhão à região amazônica, passando a Amazônia Brasileira a ser 

identificada como Amazônia Legal (Figura 1.2). A Política Nacional Integrada para a 

Amazônia Legal elaborada em 1996, na gestão do Presidente Fernando Henrique 

Cardoso, tinha como objetivo a melhoria da qualidade de vida da população local, e 

para isso propunha o crescimento econômico sustentável da região com base no pleno 

aproveitamento das potencialidades naturais e culturais locais, de modo a promover a 

internalização do desenvolvimento e melhorar a distribuição da riqueza na região. 

Entre outros aspectos, em decorrência dos diferentes princípios que norteiam a 

legislação que trata das reservas legais no contexto dos dois biomas presentes na 

região, bioma amazônico e do cerrado, a abrangência da Amazônia Legal, em termos 

dos estados hoje participantes, vem sendo objeto de discussão por diversos 

representantes sociais. 

Figura 1.2 Estados que Compõem a Amazônia Legal 

Fonte: Portal Amazônia, 2008 

O decreto-lei datado de 1967 instituiu a região da Amazônia Ocidental. 

Constituída pela área dos estados do Amazonas, Acre, Rondônia e Roraima, contem a 

maior e mais conservada parte da maior floresta tropical. Com isto detém grande 

estoque no campo da biodiversidade, com várias espécies já conhecidas como a 

borracha natural, a castanha, o guaraná, entre outras, bem como outras em fase de

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desenvolvimento, como as destinadas a uso alimentício, medicinal e combustível. A 

região conta ainda com grandes reservas de alguns recursos minerais tais como petróleo 

e gás, calcário, silvinita, caulim, argila, nióbio, estanho e agregados para construção 

civil (brita, areia, granito, entre outros). 

Com cerca de 15 milhões de habitantes, segundo dados do PNUD (PNUD, 

2005), a região norte tem a menor densidade demográfica entre as regiões do País, 

equivalente a 3,77 habitantes/km 2 , e IDH(índice de desenvolvimento humano) médio 

de 0,79, segundo menor valor observado entre as mesmas regiões (Tabela 1.1). 

Tabela 1.1 Densidade Demográfica e IDH das Regiões Brasileiras 

Fonte: PNUD, 2005 

1.2 População e Panorama Sócio - Econômico 

Dados do IBGE (IBGE, 2008) para a região norte indicam que a maior área 

pertence ao estado do Amazonas, enquanto que o Pará detém o maior número de 

municípios e o maior contingente populacional. No outro extremo, a menor área 

pertence ao estado do Amapá, enquanto que Roraima é o estado com o menor número 

de municípios e a menor população da região (Tabela 1.2). 

Tabela 1.2 Região Norte – Dados Gerais dos Estados 

Fonte: IBGE, 2008 – (www.ibge.gov.br)


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Quanto ao perfil sócio-econômico, a região norte tem sido a de menor 

participação na geração do PIB nacional, contribuindo no período 2002-2005 com 

um percentual médio inferior a 5 % do Produto Interno Bruto do País em cada ano. O 

nível de renda per capita tem se mantido como o segundo menor entre as regiões do 

País, embora no período, este indicador tenha aumentado em mais de 50%, passando 

dos R$ 5.050,00 observados em 2002 para R$ 7.247,00 em 2005 (Tabela 1.3). 

Tabela 1.3 PIB e PIB per Capita do Brasil e Regiões - 2002-05 

Fonte: IBGE/Diretoria de Pesquisas/Coordenação de Contas Nacionais - 2007 

Dentre os estados, Roraima está entre os de menor participação na composição 

da riqueza nacional. Por outro lado, por ter uma população significativamente menor 

quando comparada aos demais estados da região, o nível de renda per capita do estado 

no período 2002-2005 se apresenta sempre superior ao do Pará, estado onde tem sido 

gerado o maior PIB da região (Tabela 1.4). 

Tabela 1.4 PIB e PIB per Capita do Brasil e Estados da Região Norte - 2002-05 

Fonte: IBGE/Diretoria de Pesquisas/Coordenação de Contas Nacionais - 2007

20 


1.3 Atividades Produtivas e Formação do PIB 

Na contribuição das atividades para a formação da riqueza, a mesma fonte 

mostra que na composição do Produto Interno Bruto de cada estado em 2005 as 

atividades do setor de serviços foram as que representaram o maior valor adicionado 1 

na composição do índice, seguida, em quase todos os estados, da atividade industrial. 

Num outro aspecto, os mesmos dados mostram que, à exceção das contribuições de 

Rondônia e Acre, a atividade industrial é a segunda mais importante na formação do 

PIB da região. Em 2004 os estados do Amazonas e Pará lideraram a produção industrial 

da região, com um volume de produção de cerca de 12.324 milhões de reais e 11.695 

milhões de reais respectivamente (Tabela 1.5) 

Tabela 1.5 Formação do Produto Interno Bruto nos Estados em 2005 

Fonte: IBGE, Coordenação de Contas Nacionais, 2008 

Ainda segundo o IBGE, em 2004 o Pará detinha o maior número de indústrias 

em operação, sendo seguido pelos estados de Rondônia e Amazonas, cabendo ainda 

ao Pará o maior número de unidades instaladas considerando os dois blocos de 

atividade industrial, extrativa e transformação. Na indústria extrativa, a predominância, 

em número de empresas, era para o segmento de extração de minerais não metálicos 

seguida das de extração de minerais metálicos, com o Amazonas sendo o único estado 

com atuação no segmento extração de petróleo. Na indústria de transformação, os 

1 

Valor Adicionado – representa o valor bruto da produção menos os valores pagos pelos insumos, valor que é 

distribuído aos fatores de produção trabalho e capital (Gustavo Franco)


21 

principais segmentos da região, em número de unidades, eram os de produtos de madeira 

e de alimentos e bebidas, podendo ainda ser destacada a importância relativa do setor de 

plásticos na indústria de transformação no estado do Amazonas (Tabela 1.6). 

Tabela 1.6 Atividade Industrial na Região Norte – Principais Subsetores em 2004 

Fonte: IBGE, Pesquisa Industrial Anual - Empresa 2004, 2007 

Em termos da renda gerada na atividade industrial, no Amazonas e no Pará a 

transformação constituiu-se na principal atividade. A renda da atividade de 

transformação foi cerca de vinte vezes maior do que a originada na indústria de 

extração, sendo fortemente influenciada pelas políticas de incentivo fiscal no contexto 

do PIM – Pólo Industrial de Manaus (Tabela 1.7). 

Tabela 1.7 Atividade Industrial em Valor da Produção (em R$ 1.000,00) 

Fonte: Fonte: IBGE, Pesquisa Industrial Anual- Empresa 2004, 2007

22 


Quanto à mão-de-obra, o setor industrial do Pará tinha, em 2004, o maior 

contingente de pessoas ocupadas (Tabela 1.8). 

Tabela 1.8 Pesquisa Industrial Anual por Estado – Nº Pessoas Ocupadas em 2004 

Fonte: IBGE, Pesquisa Industrial Anual - Empresa 2004, 2007 

1.4 Sistema de Transporte 

Dadas as características da Região Norte, onde grande parte é densamente 

coberta pela mata virgem que caracteriza a floresta Amazônica, os rios se constituem 

em um dos principais meios de comunicação e desenvolvimento da economia local. 

Dados da Comissão da Amazônia, Integração Nacional e Desenvolvimento Regional 

– CAINDR, da Câmara dos Deputados (Portal Amazônia, maio 2008) estimam que a 

região Amazônica possua aproximadamente 23 mil quilômetros de rios propícios à 

navegação e que cerca de 100 mil famílias se utilizem do transporte fluvial para 

garantir o seu sustento. Ainda segundo a mesma fonte, e de acordo com estimativas 

da Capitania dos Portos, em 2007 o sistema de transporte fluvial da região seria 

composto por cerca de 100 mil embarcações das quais aproximadamente 1/3 

exerceriam atividades clandestinas. 

Quanto ao sistema rodoviário, dados de 2005 mostram que o estado do Pará 

dispunha da maior frota total, o mesmo podendo ser considerado para os diferentes 

tipos de veículos. A exceção fica com o trator, cuja maior frota pertencia ao estado 

do Amazonas, estado que também ocupava o segundo lugar no ranking geral da 

frota dedicada ao sistema rodoviário (Tabela 1.9). Dados da Câmara Municipal 

de Manaus indicam que atualmente 1.450 ônibus circulam nesse município (Portal 

Amazônia, 2008).


23 

Tabela 1.9 Frota Rodoviária da Região Norte - Nº de Veículos em 2005 

Fonte: DENATRAN, 2007 

1.5 Produção e Consumo de Energia na Região 

1.5.1 Energia Elétrica 

No segmento energia elétrica, a grande maioria da região é atendida por 

sistemas isolados de geração levando a uma grande presença de unidades de geração 

termelétrica. 

Esse fato implica num significativo consumo de derivados líquidos de 

petróleo. Dados do ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS, 2007) 

mostram que a geração de origem hidráulica na região norte em 2006 somou 36.065 

GWh enquanto que os sistemas isolados geraram 7.836 GWh de energia 

(ELETROBRAS, 2007). Representando aproximadamente 18% da energia elétrica 

gerada na Região Norte naquele ano, ainda segundo dados da ELETROBRAS, as 

principais contribuições deram-se a partir da geração a óleo diesel (cerca de 2.800 

GWh com um consumo de 803.392.215 litros de óleo) e a óleo PTE (cerca de 2.600 

GWh, com um consumo de 780.140.484 litros de óleo).

24 


Quanto ao perfil de consumo, dados da EPE (EPE,2007) para o sistema 

interligado mostram que é no segmento industrial que se dá a maior parcela no consumo 

de energia elétrica da região seguido, respectivamente, pelo segmento residencial e de 

comércio (Tabela 1.10). 

Tabela 1.10 Distribuição do Consumo de Energia Elétrica do Sistema Interligado 

Nacional na Região Norte (GWh) 

(*) 12 meses findos em novembro de cada ano 

Fonte: EPE, 2007 

1.5.2 Petróleo e Derivados 

O Amazonas detém as principais reservas terrestres provadas de petróleo da 

Região Norte. Elas representem pouco mais de 10% desse tipo de reserva em todo o 

País e menos de 1% das reservas provadas totais de petróleo (Tabela 1.11).


25 

Tabela 1.11 Reservas provadas de petróleo por localização (terra e mar), 

segundo Unidades da Federação - 2003-2006 (milhões b) 

Fonte: ANP, Anuário Estatístico - 2007 

Em 2006 a refinaria local, REMAN, processou 2.091,97 mil m 3 de petróleo, equivalente 

a cerca de 2% do volume total refinado no Brasil nesse mesmo ano (ANP, 2007). 

Quanto ao consumo, os estados do Amazonas e do Pará têm a liderança na região 

norte, com este último tendo a maior representatividade considerando o conjunto de derivados. 

Comparativamente às outras regiões do País, nos anos de 2005 e 2006 o consumo de 

gasolina tipo C e o de GLP representaram cerca de 5% do consumo nacional, com o óleo diesel 

chegando a cerca de 9% nos mesmos anos de referência. Por outro lado, o consumo de óleo 

combustível, concentrado nos estados do Pará e Amazonas, aumentou em 38% entre 2005 e 

2006. Sua participação, que era de cerca de 20% do consumo nacional em 2005, alcançou 

aproximadamente 28% do total nacional em 2006, fato que em grande parte pode ser explicado 

pela maior participação deste derivado na geração termelétrica (Tabelas de 1.12 a 1.15).

26 


Tabela 1.12 Vendas de Gasolina C por Regiões e Estados da Região Norte 

– 2003-2006 (10 6 l) 

(*) não estão computados os estados com vendas inferiores a 5% do total realizado para a região 

Fonte: ANP, Anuário Estatístico - 2007 

Tabela 1.13 Vendas de GLP por Regiões e Estados da Região Norte – 2003- 

2006 (10 3 t) 


Fonte: ANP – Anuário Estatístico 2007


27 

Tabela 1.14 Venda de Óleo Diesel - Regiões e Estados da Região Norte 2003/ 

2006 (10 6 l) 


Fonte: ANP – Anuário Estatístico 2007 

Tabela 1.15 Venda de Óleo Combustível - Regiões e Estados da Região Norte - 

2003/06 (t) 


Fonte: ANP – Anuário Estatístico 2007

28 


1.5.3 Gás Natural 

As reservas hoje provadas de gás natural existentes na região norte estão 

localizadas no estado do Amazonas. Embora representando pouco mais de 70% do 

total das reservas terrestres provadas no País, sua produção não ultrapassou 50% do 

produzido em todo o país em 2005 e 2006 (Tabelas 1.16 e 1.17). 

Tabela 1.16 Reservas provadas de gás natural, por localização (terra e mar), 

segundo Unidades da Federação - 2003-2006 - (milhões de m 3 ) 

Fonte: ANP, Anuário Estatístico 2007 

Tabela 1.17 Produção de gás natural, por localização (terra e mar), segundo 

Unidades da Federação - 2003-2006 (em milhões de m 3 ) 

Fonte: ANP, Anuário Estatístico 2007


29 

Quanto ao consumo, a região norte é a que apresenta menor consumo de gás 

natural entre as regiões brasileiras (Tabelas 1.8 e 1.19), quadro que será alterado com 

a entrada em operação do gasoduto Coari-Manaus, previsto para 2009. Parte integrante 

do PAC – Programa de Aceleração do Crescimento do Governo Federal, o gasoduto 

Coari- Manaus inicialmente transportará 5,5 milhões de m 3 de gás natural por dia, 

podendo esta produção ser posteriormente ampliada, de acordo com o desenvolvimento 

do mercado, para até 10 milhões de m 3 /dia mediante a instalação de mais estações de 

compressão ao longo de seu traçado BNDES (BNDES, Dez 2007). 

Tabela 1.18 Vendas de gás natural, pelos produtores, segundo Grandes 

Regiões e Unidades da Federação (milhões de m 3 ) - 1997-2006 

Obs.: Só estão relacionadas apenas as Regiões onde houve vendas de gás natural no período 

1 

Inclui o consumo das Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados (FAFEN) pertencentes à Petrobras e 

localizadas em Sergipe e Bahia. 

Fonte: Anuário Estatístico - ANP 2007 

Tabela 1.19 Consumo próprio total de gás natural, segundo Grandes Regiões e 

Estados da Região Norte - 2003-2006 (mil m 3 ) 

Notas: 

1. Refere-se ao consumo próprio nas áreas de produção, refino, processamento e movimentação 

de gás natural; 

2. Só estão consideradas as Regiões onde houve consumo próprio de gás natural no período 

especificado. 

Fonte: ANP, Anuário Estatístico 2007

30 


Referências Bibliográficas 

PNUD - The Human Development Report 2007/2008. Disponível em: 

http://hdrstats.undp.org/countries/country_fact_sheets/cty_fs_BRA.html 

Brasil, Região Norte, Portal Brasil, 2008. Disponível em: 

http://www.portalbrasil.net/regiao_norte.htm 

Portal Amazônia, Mapas e Bandeiras, 4 de julho de 2008. Disponível em: 

http://portalamazonia.globo.com/artigo_amazonia_az.phpidAz=472 

Portal Amazônia, Câmara aprova lei que obriga ônibus movidos a gás, maio de 2008. 

Disponível em: 

http://portalamazonia.globo.com/noticias.phpidN=67507&idLingua=1 

IBGE, Coordenação de Contas Nacionais, Diretoria de Pesquisas, 2008. 

Disponível em: http://www.ibge.gov.br 

IBGE, Pesquisa Industrial Anual - Empresa 2004, Diretoria de Pesquisas, Coordenação 

de Indústria, 2007. Disponível em: http://www.ibge.gov.br 

DENATRAN, Ministério da Justiça, Departamento Nacional de Trânsito, 2007 em 

IBGE, 2007. Disponível em: http://www.ibge.gov.br 

ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico. Disponível em: http://www.ons.org.br 

ELETROBRAS, Sistemas Isolados, Grupo Técnico Operacional da Região Norte, 

2007. Disponível em: http://www.eletrobras.com 

EPE, Estatística e Análise do Mercado de Energia Elétrica, Boletim Mensal, novembro 

de 2007. Disponível em: http://www.epe.gov.br 

ANP – Anuário Estatístico 2007. Disponível em: http://www.anp.gov.br


31 

2. O QUADRO 

ENERGÉTICO DA REGIÃO 

E PERSPECTIVAS 

DE OFERTA

32 


2. O QUADRO ENERGÉTICO DA REGIÃO E PERSPECTIVAS DE 

OFERTA 

Autores: Maria Elizabeth Morales Carlos e Alexandre D’Avignon 

2.1 Panorama Energético da Região Norte 

No segmento energia elétrica, a Eletronorte, empresa do sistema Eletrobrás, é 

a concessionária de serviço público responsável pela geração e transmissão de energia 

elétrica para os clientes localizados nos estados da Região Norte (Acre, Amapá, 

Amazonas, Pará, Rondônia, Roraima e Tocantins). Ela possui duas subsidiárias: a 

Boa Vista Energia S.A. e Manaus Energia S.A. e na sua área de influência estão também 

incluídos os estados do Mato Grosso e Maranhão. 

Das regiões brasileiras, a Região Norte está entre as de tem o maior déficit 

em relação à disponibilidade de acesso de energia, como a eletricidade e os 

combustíveis. Em parte isso decorre da grande extensão da região e a conseqüente 

dispersão das comunidades que devem ser assistidas e da limitada capacidade de 

transporte de derivados de petróleo, óleo diesel, gasolina, em função das condições 

regionais. 

A situação energética da Região é preocupante. Existem áreas de carência 

acentuada de energia que contrastam com outras de grandes projetos de geração com 

freqüentes conflitos de ordem sócio-econômica e ambiental, o que gera déficits 

operacionais para as empresas. O sistema de geração hidrotérmico é controlado, na 

sua maior parcela, pela empresa federal de energia elétrica – Eletronorte. Já o sistema 

de distribuição de eletricidade é operado, em sua maior parte, por concessionárias 

estaduais de energia elétrica, com exceção das áreas da grande Manaus – AM e de 

Boa Vista – RR, que são atendidas diretamente pela rede de distribuição Eletronorte. 

A geração provém de 4 usinas hidrelétricas (Tucuruí –PA, Balbina –AM, 

Samuel – RO e Coaracy Nunes – AP), bem como de 12 usinas térmicas nas cidades de 

Manaus, São Luís, Porto Velho, Rio Branco, Boa Vista e Macapá. A energia gerada 

nessas usinas escoa por 6.120 km de linhas de transmissão, 43 subestações e 4.085 

km de rede de distribuição.


33 

Seis concessionárias de energia elétrica cobrem os seis estados que integram 

a Região Norte do Brasil. Estas empresas são responsáveis pela geração e distribuição 

de energia elétrica nas localidades do interior de seus estados e pela distribuição de 

energia elétrica nas suas respectivas capitais. 

Estas empresas concessionárias são: CEAM (AM), CER (RR), CELPA (PA), 

CEA (AM), CERON (RO), ELETROACRE (AC). O sistema Amazonas – Manaus é 

um sistema isolado hidrotérmico suprido pela UHE Balbina, distante cerca de 180 

km de Manaus, e por usinas termelétricas localizadas na Capital. Está integrado por 

linhas de transmissão associadas à UHE Balbina e de sub-transmissão que alimentam 

a distribuição de energia elétrica em Manaus e arredores. No interior, esse sistema 

atende precariamente 78 localidades com unidades térmicas a óleo diesel. No estado 

a capacidade instalada hidráulica é de 250 MW, a térmica é de 482,1 MW, com 341,1 

MW na capital e 141 MW no interior; linha de transmissão 230 kV (356 km); linha de 

transmissão 69 kV (95,8 km); linha de sub-transmissão 34,5 kV (12,8 km); rede de 

distribuição (Manaus) 3.209 km. 

2.2 Oferta de Energia Elétrica - Geração 

Segundo o plano decenal de expansão de energia da EPE 2008-2017, através 

da Tabela 2.1, tem-se que a capacidade instalada do Brasil em 2006 foi de 105.000 

MW. Neste estudo, o parque gerador existente inclui os Sistemas Isolados, as 

interligações internacionais que estão em operação, bem como a parcela de Itaipu 

importada do Paraguai, e as importações da Argentina, Venezuela e Uruguai.

34 


Tabela 2.1 Parque gerador existente em dezembro/2006 no Brasil (MW) 

Fonte: EPE, Plano Decenal de Expansão de Energia, 2008-2017 

2.2.1 O Parque Gerador de Energia da 

Região Norte 

Na Tabela 2.2 observa-se o resumo do Parque Gerador nos estados: 1. Acre, 

2. Amapá, 3. Amazonas, 4. Pará, 5. Rondônia e 6. Roraima. Nesta região o sistema de 

geração está formado por um Sistema de Usinas Hidrelétricas e Térmicas operado 

pela Eletronorte. A capacidade de geração de energia em usinas hidrelétricas é de 

8.944,3 MW e em usinas térmicas de 842,7 MW fazendo o total de 9.787,0 MW de 

potência nominal instalada.


35 

Tabela 2.2 O Parque Gerador 

Fonte: Eletronorte, 2008 

2.3 Situação Energética por Estado 

1. ACRE 

Figura 2.3.1 Estado do Acre 

Fonte: Portalbrasil/geografia/estados, 2008 

O sistema Acre em Rio Branco está formado por um parque termelétrico isolado 

com unidades geradoras a óleo diesel. No interior, as localidades são atendidas precariamente 

por unidades térmicas a óleo diesel da ELETROACRE. O sistema possui capacidade 

instalada térmica de 103 MW, sendo 83,8 MW na capital mais 19,2 MW no interior, 

linhas de transmissão 34,5 kV (7,0 km) e linha de sub-transmissão 13,8 kV (7,5 km).

36 


As Usinas Termelétricas são: 

a) UTE Rio Acre 

b) UTE Rio Branco I 

c) UTE Rio Branco II 

a) UTE RIO ACRE 

Fonte: Eletronorte/geração, 2008 

(*) Potência Nominal 

b) UTE RIO BRANCO I 



c) UTE RIO BRANCO II 


(*) Potência Nominal


37 

2. AMAPÁ 

Figura 2.3.2 Estado do Amapá 


O Sistema Amapá – Capital é um sistema isolado hidrotérmico operado pela 

Eletronorte. Seu parque gerador é constituído pela UHE Coaracy Nunes e pela UTE 

Santana. Próxima a Macapá, é responsável pelo suprimento à Companhia de 

Eletricidade do Amapá CEA- na região da capital e localidades vizinhas, fornecimento 

à Indústria e Comércio de Minérios S.A. – Icomi, na Serra do Navio, e à Companhia 

Ferro-Ligas do Amapá – CFA, em Santana. No interior, 12 localidades são atendidas 

por unidades térmicas a óleo diesel da CEA. A capacidade instalada hidráulica é de 

40,0 MW, a térmica de 76,45 MW (64,35 MW na capital mais 12,1 MW no interior). 

As linhas de transmissão são de 138 kV (108 km) e de 69 kV (15 km). 

No Amapá, a Eletronorte dispõe de uma potência instalada de 234,8 MW, 

que correspondem a 92,7% daquela efetivamente disponível no Estado. O parque 

combina geração hídrica e térmica. Os 78 MW de potência instalada da usina de 

Coaracy Nunes são complementados por 156,8 MW da Usina Termelétrica Santana. 

No período de seca no reservatório de Coaracy Nunes, entre setembro e 

dezembro, a Térmica Santana supre a necessidade de energia elétrica no Estado. No 

período chuvoso, quando a hidrelétrica opera a plena carga, a usina térmica atua como 

complemento de carga.

38 


Figura 2.3.2.1 UHE Coaracy Nunes 


As Usinas de geração de energia neste estado são: 

a) Usina Hidrelétrica Coaracy Nunes 

b) Usina Termelétrica Santana 

a) UHE COARACY NUNES 

Fonte: Eletronorte/geração, 2008. 


b) UTE SANTANA 




39 

3. AMAZONAS 

Figura 2.3.3 Estado do Amazonas 


A Eletronorte atende a população do município de Manaus e localidades 

próximas à capital abastecidas pela Companhia Energética do Amazonas - CEAM. A 

energia é gerada por um parque hidrotérmico próprio, composto da Usina Hidrelétrica 

Balbina - a segunda usina construída pela Empresa na Amazônia - e das termelétricas 

Mauá, Aparecida e Electron, além dos produtores independentes contratados. A 

capacidade total instalada é de 1.557,10 MW 

As Usinas Hidrelétrica e Termelétrica neste estado são: 

a) Usina Termelétrica Aparecida 

b) Usina Termelétrica Eléctron 

c) Usina Termelétrica Mauá 

d) Usina Hidrelétrica Balbina 

a) UTE APARECIDA 



40 


b) UTE ELÉCTRON 



c) UTE MAUÁ 



d) UHE BALBINA 




41 

4. PARÁ 

Figura 2.3.4 Estado do Pará 

A energia consumida pelo Pará é gerada pelas usinas hidrelétricas Tucuruí e 

Curuá-Una, responsáveis pelo atendimento a mais de 99% do mercado paraense. 

Construída em duas etapas, Tucuruí tem capacidade instalada de 8.370 MW. As obras 

da primeira casa de força – com 12 unidades geradoras de 350 MW, duas auxiliares 

de 22,5 MW e potência instalada de 4.245 MW - foram concluídas em dezembro de 

1992. Em junho de 1998, foi iniciada a construção da segunda casa de força, com 11 

unidades geradoras de 375 MW e potência instalada total de 4.125 MW, concluída 

em abril de 2007. 

Figuras 2.3.4.1 UHE Tucuruí e UHE Curuá-Una 

Fonte: Eletronorte/Geração 2008 

As Usinas Hidrelétricas que geram energia neste estado são: 

a) Usina Hidrelétrica Curuá-Una 

b) Usina Hidrelétrica Tucuruí

42 


a) UHE CURUÁ-UNA 



b) UHE TUCURUÍ 

Construída em duas etapas, Tucuruí tem capacidade instalada de 8.370 MW. 

As obras da primeira casa de força - com 12 unidades geradoras de 350 MW, duas 

auxiliares de 22,5 MW e potência instalada de 4.245 MW - foram concluídas em 

dezembro de 1992. 

Em junho de 1998, foi iniciada a construção da segunda casa de força, com 

11 unidades geradoras de 375 MW e potência instalada total de 4.125 MW, tendo 

sido concluída em abril de 2007.


43 



5. RONDÔNIA 

Figura 2.3.5 Estado de Rondônia 

Fonte: Portalbrasil/geografia/estados, 2008

44 


O Sistema Rondônia – Capital, que forma um sistema isolado, consiste de 

um parque termelétrico em Porto Velho e da UHE Samuel com seu sistema de 

transmissão. O sistema de transmissão associado à UHE Samuel, além de suprir a 

Companhia de Energia de Rondônia - CERON em Porto Velho, estende a oferta de 

energia a esta concessionária. No interior as localidades são atendidas de forma isolada 

e precária por unidades térmicas a diesel (103,8 MW) e 3 PCH‘s (5,5 MW) da CERON. 

Possui capacidade instalada hidráulica de 221,5 MW (216 MW na Capital mais 5,5 MW 

no interior); capacidade instalada – térmica de 109,6 MW na capital mais 11,7 MW no 

interior; linha de transmissão 230 kV (402 km), com linhas de transmissão 69 kV (56 km). 

A energia elétrica consumida em Rondônia é gerada pela Usina Hidrelétrica 

Samuel e por um parque termelétrico operado pela Eletronorte e por produtores 

independentes de energia. A Usina de Samuel tem potência instalada de 216 MW, 

sendo considerada um marco na história do local. Sua construção possibilitou que 

uma antiga colônia de pescadores desse lugar ao município de Candeias do Jamari. A 

hidrelétrica foi concebida inicialmente para suprir as cidades rondonienses de Guajará- 

Mirim, Ariquemes, Ji-Paraná, Pimenta Bueno, Vilhena, Abunã e a capital, Porto Velho. 

Atualmente, 90% dos 52 municípios do Estado são beneficiados com energia 

firme e segura desse sistema isolado da Eletronorte. Em 20 de novembro de 2002, a 

capital do Acre, Rio Branco, passou a ser abastecida também com a energia de Samuel. 

Em maio de 2006, esse sistema foi ampliado, permitindo que a geração térmica do 

Acre fosse substituída pela hidráulica, proporcionando a substituição da geração a 

derivados de petróleo. Além de Samuel, a Eletronorte opera a Usina Termelétrica Rio 

Madeira, que produz 90 MW. Somada à geração dos produtores independentes de 

energia, a potência instalada da Eletronorte em Rondônia é de 403 MW. 

A seguir, as Usinas que geram energia para o Estado de Rondônia 

a) Usina Termelétrica Rio Madeira 

b) Usina Hidrelétrica Samuel


45 

a) UTE RIO MADEIRA 



b) UHE SAMUEL 



6. RORAIMA 

Figura 2.3.6 Estado de Roraima 

Fonte: Portalbrasil/geografia/estados, 2008

46 


O Sistema Roraima – Capital, é um sistema isolado exclusivamente térmico, 

que atende Boa Vista e arredores. À Eletronorte compete a geração e distribuição de 

energia elétrica na Capital. A concessionária de energia de Roraima - CER, no seu 

atendimento à Mucajaí – localizada proximamente a Boa Vista, é suprida pela 

Eletronorte. As localidades no interior são atendidas por unidades térmicas a óleo 

diesel da CER. A capacidade instalada térmica é de 109,6 MW na capital mais 11,7 

MW no interior, linha de transmissão de 13,8 kV (14 km) e Redes de Distribuição 

(Boa Vista) de 876 km. 

A energia elétrica de origem hidráulica consumida em Roraima é proveniente 

do complexo hidrelétrico venezuelano de Guri e Macaguá, de onde chegam até 200 

MW. Em casos emergenciais, uma usina termelétrica com 52 MW de potência instalada 

entra em operação. 

A seguir dados da usina geradora de energia de Roraima. 

a) UTE FLORESTA 




47 

7. TOCANTINS 

Figura 2.3.7 Estado de Tocantins 


Tocantins recebe energia gerada pela Usina Hidrelétrica de Tucuruí, e por ser 

centro das interligações entre os sistemas elétricos brasileiros o estado recebe energia 

gerada em outras regiões. 

2.4 Evolução da Capacidade de Geração 

Na Tabela 2.3 estão apresentados os sistemas de geração por estado mostrando o 

número de unidades térmicas como hidráulicas e considerando a Potencia Efetiva das 

Unidades de Geração.

48 


Tabela 2.3 Evolução da Capacidade de Geração 

Fonte: Eletronorte, 2008 

O Sistema Norte está interligado ao Sistema Nordeste. A parcela situada na 

área de atuação da Eletronorte corresponde ao subsistema Norte, enquanto o restante, 

situado na área de atuação da CHESF, refere-se ao subsistema Nordeste. Após a entrada 

em operação da UHE Tucuruí, sua principal fonte geradora, o subsistema Norte, 

integrado pelas concessionárias estaduais – CELPA, CEMAR e CELTINS – passou a 

ser suprido integralmente com energia dessa hidrelétrica, e seus excedentes são 

transferidos para o subsistema Nordeste. No Interior do Pará, 41 localidades são 

atendidas por sistemas isolados da CELPA de potência total da ordem de 102 MW 

(72 MW grupos diesel e 30 MW da UHE de Curuá – Una). A capacidade instalada 

hidráulica é de 4.245 MW, a térmica (reserva) de 120 MW. As linhas de transmissão 

são de 500 kV (2.721 km) e de 230 kV (798 km). 

O atendimento da demanda crescente das grandes concentrações urbanas e 

das pequenas localidades rurais e urbanas da Região Norte passa por abordagens 

diferenciadas. As grandes áreas urbanas precisam de disponibilização de grandes 

potências, sejam elas hídricas ou provenientes de combustíveis fósseis, oriundos do 

petróleo e do gás natural. Este tipo de solução tem alto custo de implantação, mas é


49 

favorecido pela escala de demanda de energia dos grandes centros urbanos e industriais 

da Região. Mesmo com a boa rentabilidade destes mercados para as empresas de 

energia, acordos institucionais de médio e longo prazo, como o da venda de energia 

elétrica a preços inferiores aos do custo de produção – indústrias energo-intensivas de 

alumínio na região do Grande Carajás – ou o de uma certa “reserva de mercado” de 

energia elétrica para entrada do gás natural de Urucu, tem provocado instabilidade 

neste sistema com carência de energia a níveis inaceitáveis em grandes cidades. A 

cidade de Manaus, por exemplo, tem tido alguns racionamentos por algumas horas 

em alguns bairros. 

Nas pequenas áreas do interior, o quadro do sistema energético amazônico 

mostra uma considerável deficiência de abastecimento, resultado de dois fatores 

específicos: o elevado custo de expansão de linhas de transmissão de energia elétrica 

e alto custo da logística de transporte de combustíveis para os sistemas isolados nas 

localidades mais afastadas. 

2.5 Oferta de Petróleo e Gás Natural 

A oferta de energia no Brasil (OIE), em 2007, atingiu 238,3 milhões de TEP 

(MME, 2008), como mostrado na Tabela 2.4., montante 5,4% superior à demanda de 

2006, e valor equivalente a cerca de 2% da energia mundial. O crescimento verificado 

da OIE em 2007 é estimado como equivalente ao da economia. Dois fatores 

contribuíram para o crescimento acentuado da demanda por energia: os bons resultados 

alcançados pelos setores exportadores, especialmente os intensivos em energia, como 

aço, celulose e álcool, e o bom desempenho da demanda interna de bens e serviços. 

O incremento no uso das fontes renováveis atingiu 7,2% na oferta total de 

energia, enquanto que as não-renováveis, incluindo o gás natural, cresceram 3,9% 

em 2007. Com isso, a energia renovável passou a representar 45,8% da Matriz 

Energética Brasileira (MEB) neste ano mostrando um aumento suave, mas contínuo 

das renováveis na matriz brasileira.

50 


Tabela 2.4 Oferta Interna de Energia 

Fonte: MME, Resenha do BEN-2008 

Figura 2.5.1. OIE- 2007 (%)


51 

Figura 2.5.2 OIE - 2006 (%) 

Fonte: Elaborado a partir de BEN 2007 e Resenha BEN 2008 

Comparando-se a OIE de 2006, como mostrado na Figura 2.5.2 de 2007, 

mostrado na Figura 2.5.1, percebe-se uma pequena diminuição da participação do 

GN na matriz, apesar do energético vir apresentando um crescimento contínuo na 

participação nos últimos seis anos, relacionado tanto no que diz respeito à produção 

interna, como a importação à exceção dos últimos dois anos por conta dos problemas 

e restrições com o gás importado da Bolívia. 

A queda na participação da energia não-renovável em 2007 se deu, 

essencialmente, em função do desempenho negativo da energia nuclear e do 

crescimento pouco expressivo do gás natural. Nos últimos anos, os aumentos na 

produção do petróleo e do gás natural vêm permitindo importantes e sucessivas 

reduções no índice de dependência externa global do país em energia: 12,9% em 

2004, 10,2% em 2005, e 8,3% em 2006. Em 2007, por outro lado, apesar das trocas 

comerciais de petróleo terem mantido um pequeno superávit, de 1,9%, a dependência 

global do Brasil por energia passou para 9,5%, em razão do incremento na importação 

de carvão mineral para a produção de aço. 

O gás natural é o energético que vem apresentando as maiores taxas de 

crescimento na Matriz Energética Brasileira, tendo quase triplicado a sua participação

52 


nos últimos anos - dos 3,7% em 1998 passou para 9,6% em 2006. Em 2007, com 

desempenho mais modesto, a sua participação recuou para 9,3%. Os aumentos devemse 

principalmente à substituição dos derivados de petróleo, óleo combustível e GLP 

na indústria, gasolina no transporte, além de outras substituições em menor escala. 

A oferta de energia elétrica no Brasil atingiu um montante de 484,5 TWh, 

incluindo 45,2 TWh de geração de autoprodutores (9,3% de participação) e 38,5 TWh 

de importação líquida (7,9%). Na composição da matriz de oferta, os destaques ficam 

com incrementos da geração hidráulica, de 7,3%; da biomassa, de 12,3% e dos 

derivados de petróleo, de 10,4%. Os decréscimos na oferta ficam por conta do carvão 

mineral (10,7%), energia nuclear (10,5%) e gás natural (3,6%). A energia hidráulica 

continua com supremacia na matriz de oferta de energia elétrica, representando 85,2% 

do total, incluindo a importação. Em seguida, aparece a geração a gás natural, com 

3,6%, e a biomassa na terceira posição, com 3,5% de participação. Destaque-se o 

forte incremento na geração eólica, de pouco mais de 236 GWh em 2006, para 559 

GWh em 2007. 

2.6 Consumo de Energia 

O consumo final de energia em 2007, por sua vez, atingiu 215,1 milhões de 

tep (Tabela 2.5), montante 6% superior ao de 2006. O carvão mineral, com crescimento 

de 9,3% no consumo, em razão do aumento de 10% da produção de aço a oxigênio e 

a biomassa, em razão, principalmente, do uso térmico do bagaço na indústria de açúcar 

e álcool (496 milhões t de cana esmagada – 16% de crescimento), compõem os 

energéticos que sustentaram o crescimento médio de 6%. Abaixo do crescimento médio 

do consumo final de energia ficaram a eletricidade (5,6%), os derivados de petróleo 

(4,7%) e o gás natural (4%), como mostra a tabela a seguir.


53 

Tabela 2.5 Consumo Final de Energia 

Fonte: MME – Resenha BEN 2008 

2.7 Evolução Recente das Reservas de Petróleo e Gás 

Natural na Região Norte 

As primeiras descobertas de petróleo na Região Norte foram feitas em 1954, 

quando se encontraram quantidades não comerciais nas cidades de Nova Olinda, Autás 

Mirim e Maués, no estado do Amazonas. Inicialmente as pesquisas foram direcionadas 

para a bacia do Amazonas, deixando-se de lado a Bacia do Solimões. Em 1976, o 

primeiro levantamento de sísmica de reflexão na bacia do Solimões foi realizado. A 

descoberta da província gasífera do Juruá se deu em 1978, momento em que a pesquisa 

de petróleo na bacia do Solimões foi intensificada. 

Em outubro de 1986, a prospecção petrolífera na Amazônia se consolidava 

com a descoberta da província de Urucu, a cerca de 650 km de Manaus. Após dois 

anos da identificação dos poços, o petróleo já era enviado por balsas, que transitavam 

no Rio Solimões, até a Refinaria Isaac Sabbá (REMAN), em Manaus. 

Atualmente, o estado do Amazonas tem a segunda maior reserva de gás natural 

do país, com um total provado de 53,232 bilhões de m 3 (BEN, 2007). Em outras duas 

bacias amazônicas também têm sido encontradas acumulações de gás. 

Cerca de uma dezena de bacias sedimentares estão situadas na Amazônia 

Legal Brasileira, região que além dos estados da Região Norte também incorpora o

54 


Estado do Mato Grosso e parte do Maranhão, perfazendo quase 2/3 do território 

nacional. As bacias do Solimões, Amazonas e Parnaíba são as mais importantes, pois 

ocupam juntas aproximadamente 1,5 milhão de km² e têm potencial considerável de 

novas descobertas. A bacia do Solimões, por exemplo, é a terceira bacia sedimentar 

em produção de petróleo no país, com uma reserva provada de 97 milhões de barris 

ou 15 milhões de m 3 (EPE, 2007), como mostrado na Figura 2.7.1. 

Figura 2.7.1 Reservas Provadas de Petróleo - Região Norte (2002-2006) 

Fonte:elaborado a partir de BEN 2005-2006-2007 

De fato, a principal vocação da Amazônia parece ser o gás natural. A Figura 

2.7.2 mostra a evolução das reservas provadas de gás natural na Região Norte, com 

aumento sensível dessas reservas no período entre 2002 e 2006. Em janeiro de 2007 

elas representavam 15,3% das reservas brasileiras equivalendo a segunda maior em 

território, atrás somente da Bacia de Campos (Figura 2.7.3). 

Figura 2.7.2. Reservas de GN na Região Norte (2002-2006) 

Fonte: elaborado a partir de BEN 2005-2006-2007


55 

Figura 2.7.3 % das Reservas de Gás Natural no Brasil (Jan/2007) 

Fonte: ANP- Anuário Estatístico 2008 

A prospecção e exploração de petróleo na região, como também a atividade 

de produção, apresentam restrições consideráveis. As dificuldades operacionais relacionamse 

à localização das bacias, especialmente as do Solimões e Amazonas, situadas em áreas 

distantes dos centros de consumo e com densas florestas, muitas vezes de difícil acesso e 

também próximas a reservas indígenas. Esta situação resulta em impeditivos legais e maiores 

cuidados operacionais em razão de um meio ambiente vulnerável. 

As bacias são geologicamente classificadas como paleozóicas, ou seja, muito 

antigas compreendendo períodos de 270 milhões até 490 milhões de anos. São bacias 

que contêm rochas duras, o que aumenta o tempo e o custo de perfuração de poços. 

Quanto à qualidade, o petróleo de Urucu (mais leve) permite especialmente a 

produção de gasolina, GLP, nafta petroquímica e óleo diesel. A Petrobras opera em 

Urucu a maior UPGN do Brasil, com capacidade de geração de 1.500 toneladas diárias 

de GLP (15 mil botijões de 13 kg/d). Esse GLP supre toda a Amazônia, além de 

alguns estados do Nordeste. 

Para o desenvolvimento econômico e social da Amazônia, o programa de 

aproveitamento do gás natural de Urucu vem sendo considerado prioritário pelo 

governo Federal há muitos anos. Reúne obras de infra-estrutura e ações sociais, 

buscando dar um novo perfil de desenvolvimento e integração nacional.

56 


2.8 O Gás Natural de Urucu 

A região de Urucu está localizada na Bacia de Rio Solimões a 650 km de 

Manaus, no Amazonas, cobrindo uma área de 120 km 2 , na floresta Amazônica; com o 

complexo industrial e alojamentos cobrindo 14 km 2 . Em Urucu existem 740 km de 

dutos (600 km em terra e 140 km submersos) ligando os poços ao complexo de Araras 

onde o petróleo, o gás natural e o GLP são processados. O óleo é o mais leve de todos 

os que são processados nas refinarias brasileiras e as reservas provadas são de 537 

milhões de barris de óleo equivalente (boe). 

A produção média de petróleo e líquido de gás natural em Urucu é de cerca 

de 120 mil barris por dia, posicionando o Estado do Amazonas como o segundo 

produtor do país. Esta produção é consumida nos seguintes estados: Pará, Amazonas, 

Rondônia, Maranhão, Tocantins, Acre, Amapá e parte do Nordeste. 

Parte do gás natural produzido com o petróleo gera energia em Urucu e parte 

é re-injetada nos poços (9 milhões de m 3 /dia) ou queimada (160.000 m 3 /dia). Urucu é 

auto-suficiente em energia. O gás natural de Urucu também é consumido nas quatro 

usinas termelétricas movidas a gás, no complexo industrial pólo Arara, gerando energia 

para os alojamentos de 2.400 trabalhadores, residências e iluminação dos 110 km de 

vias no complexo. 

Segundo a Petrobras, as reservas de gás natural existentes provenientes da 

Bacia de Solimões, no Estado do Amazonas, totalizam mais de 100 bilhões de metros 

cúbicos, volume que pode permitir a geração de aproximadamente 500 MW em 

Manaus, para suprimento do parque de geração atual. O consumo para termogeração 

permitirá uma redução do preço da energia elétrica praticado na região, que hoje é 

aproximadamente R$ 200 MWh para cerca de R$ 80 MWh. 

Para um projeto padrão de termelétricas de 500 MW, em ciclo combinado, 2 

turbinas a gás e 1 turbina a vapor, estima-se um prazo médio de 24 meses para sua 

implantação. O custo estimado é de US$ 550/kW instalado. 

O potencial de descobertas é bastante promissor, especialmente em relação 

ao gás natural que mostra tendência permanente de aumento, ao contrário do petróleo. 

Além desse potencial em território brasileiro, ainda há possibilidade de integração


57 

com grandes projetos continentais como é o caso do grande gasoduto do Cone Sul 

que cortaria o Brasil de norte a sul. Partindo da Venezuela, este gasoduto teria 

capacidade projetada de transporte 150 milhões de metros cúbicos de gás por dia, 

cinco vezes mais que o gasoduto Bolívia-Brasil. O traçado prevê 9.283 quilômetros 

desde Puerto Ordaz, na Venezuela, atravessando o maciço das Guianas para entrar no 

Brasil por Roraima, passando por Amazonas, Pará, Tocantins, Goiás e o Distrito Federal 

com ramais até Amapá, Maranhão e Ceará. Depois passaria pelo Sudeste e o Sul até 

chegar ao Rio Grande do Sul, alimentando ainda o Uruguai e a Argentina. 

Apesar de não estar ainda envolvida diretamente no projeto, a Petrobras tem 

feito estudos sobre o gasoduto. A estatal estimou que serão necessários investimentos 

da ordem de US$ 23,27 bilhões, dos quais US$ 19,25 bilhões apenas na aquisição de 

dutos, construção e montagem, e seria financiado por Brasil, Venezuela e Argentina. 

Segundo a Petrobrás, o gasoduto será abastecido por metade da produção de Mariscal 

Sucre, de 400 bilhões de metros cúbicos, e terá capacidade de transportar até 50 milhões 

de metros cúbicos por dia de gás. 

2.9 Produção de GN e Petróleo na Região Norte 

A produção de petróleo no Amazonas, em 2006 foi de 2.077.000 m 3 , menos 

9,1% do que no ano anterior, o que representa 2,1% da produção do Brasil no mesmo 

período. O petróleo de Urucu é considerado o de melhor qualidade no país e dele são 

produzidos, principalmente, derivados nobres e de alto valor agregado como diesel e 

nafta. A região Amazônica já é auto-suficiente em petróleo e parte de sua produção é 

exportada para outras refinarias da Petrobras, localizadas em diferentes regiões do país. 

Cerca de 92% da capacidade da UN-REMAN é ocupada pelo petróleo de Urucu. 

Por ser mais leve, o petróleo de Urucu não permite a produção de asfalto, sendo então 

necessário importar petróleo mais pesado da Venezuela para este fim. Nos 8% restantes 

da capacidade da refinaria são processados petróleos importados, com o único objetivo 

de produzir o asfalto necessário para o abastecimento do mercado regional. 

A Figura 2.9.1 mostra a imagem aérea das instalações de Urucu e as Figuras 

2.9.2 e 2.9.3 mostram a evolução da produção de petróleo e gás natural na região.

58 


Figura 2.9.1 Instalações de Urucu 

Fonte: Petrobras 

Figura 2.9.2 Produção de GN e petróleo comparadas (2001-2006) 

Figura 2.9.3 Produção de GN por mês e por ano (mil m 3 ) 

Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção 2008


59 

Os meses de janeiro e fevereiro indicam que a produção de GN, em 2008, 

vinha superando em 9,7% e 7,3% respectivamente a produção dos mesmos meses do 

ano anterior (Figura 2.9.4). Esta tendência sugere que a produção projetada de 2008 

provavelmente superaria a de 2007. 

Figura 2.9.4 Produção de Petróleo por mês e por ano (m 3 ) 

Fonte: ANP - Boletim Mensal de Produção 2008 

De modo inverso, a produção de petróleo confirma sua tendência de queda. 

Em relação aos mesmos meses do ano anterior, em janeiro de 2008 a queda foi de 

7,2% e em fevereiro de 5,6%. Como no caso do GN, esta pode seria ser uma 

tendência mantida o ano inteiro, sugerindo uma diminuição da produção de petróleo 

em relação à 2007. 

Para aumentar a produção do gás natural na região Amazônica foi dado um 

grande impulso com a UPGN–3, que produz 3 milhões de m 3 /d, além de possibilitar 

o processamento de um adicional de 1.000 m 3 /dia de (GLP), totalizando 2.500 m 3 /d 

de GLP. A UPGN–1 processa 700.000 m 3 /d de gás natural e a UPGN–2 processa 6,3 

milhões de m 3 /d. A produção de petróleo atinge 60.000 barris/dia. Com o início das 

operações da UPGN–3, o Estado do Amazonas também será beneficiado, já que com 

o aumento da produção de gás natural aumentará a arrecadação dos royalties repassados 

pelo governo federal.

60 


2.10 Obra Gasoduto Urucu - Coari - Manaus 

A Petrobras vem estudando por mais de dez anos alternativas tecnológicas 

dos modais de transporte para escoamento do gás natural da bacia do Solimões. A 

opção de construir o Gasoduto Coari-Manaus foi baseada em uma série de fatores 

econômicos, ambientais e sociais. 

Atualmente, um duto leva o gás liquefeito de petróleo (GLP) de Urucu até 

Coari. Um duto paralelo a este será construído para escoar GLP, enquanto que o 

antigo duto passará a transportar o gás natural. Na cidade de Coari, a 285 km de 

Urucu, em direção a Manaus, a Petrobras mantém um terminal, no rio Solimões. 

Partindo de Coari restam, ainda 385 km até Manaus. Nesta cidade, o gasoduto se 

conectará à Refinaria de Manaus (REMAN) para produzir GLP, nafta petroquímica, 

gasolina, querosene de aviação, óleo diesel, asfalto e outros tipos de óleos. 

Inicialmente, com o aumento da produção de petróleo e gás, a empresa partiu 

para um arrojado projeto de escoamento da produção até as margens do rio Solimões. 

Tal projeto consiste da construção de um oleoduto e um gasoduto de 280 km de 

extensão, potencializando suas reservas e prospectando volumes de gás natural 

compatível com o atendimento dos mercados da região norte, abastecidos em sua geração 

de energia por óleo diesel e óleo combustível, mais caros e mais poluentes que o gás de 

Urucu. A Figura 2.10.1 mostra o terminal do Solimões para transferência dos produtos 

e que tem capacidade para armazenar 58.000 bbl de óleo e 7.500 m³ de GLP. 

Figura 2.10.1 Terminal de transferência 

Fonte: Petrobras


61 

Para estimular o uso do gás natural, em 2003 o governo federal lançou o Plano de 

Massificação do Uso do Gás Natural no Brasil que reunia um conjunto de iniciativas 

com vistas a acelerar o desenvolvimento do mercado brasileiro de gás natural. As 

iniciativas englobavam projetos de desenvolvimento tecnológico, mobilização 

empresarial, ações governamentais e articulação com investidores. A região Norte foi 

considerada como área prioritária, uma vez que a geração térmica nos chamados 

Sistemas Isolados trazem grandes prejuízos econômicos e ambientais para toda a 

sociedade brasileira. 

A construção do Gasoduto Coari-Manaus, complementando o trecho Urucu- 

Coari já em operação, contribui para maior segurança energética da região e, 

principalmente, para a maior diversificação de oferta de combustíveis. A substituição 

do óleo diesel pelo gás natural nas termelétricas de Manaus e dos demais municípios 

atravessados pelo gasoduto traz vantagens econômicas e ambientais imediatas para o 

estado do Amazonas. A Conta de Consumo de Combustíveis – CCC criada pelo 

governo para subsidiar os sistemas isolados de geração de energia elétrica, contabiliza, 

somente em Manaus, prejuízos da ordem de um milhão de dólares por dia. 

Consumidores de energia em todo o Brasil pagam cerca de US$ 500 milhões 

por ano para subsidiar o diesel, mais caro e mais poluente, que abastece as termelétricas 

na capital do Amazonas. Essa despesa será reduzida a um terço com o uso do gás 

natural. Com esses gasodutos, os moradores da região conseguirão ter uma redução 

de 5% nas suas contas de consumo de combustível (CCC), cobrada na tarifa das 

contas de luz de todos os consumidores. 

A CCC representou em 2006 quase setenta e cinco por cento do custo do 

combustível pago pelas produtoras de energia. O ICMS por sua vez equivaleu a quase 

dezesseis por cento do valor total das vendas. Uma visão simplista deste cenário 

levaria a pensar que a CCC deve continuar para manter o baixo custo da produção de 

energia no Amazonas. Entretanto, os subsídios distorcem a realidade dando sinais 

econômicos incorretos, o que contribui para estagnação dos sistemas de produção de 

energia desestimulando maior eficiência e alternativas, pois o derivado estará sendo 

adquirido a um valor irreal.

62 


O potencial de reservas de gás natural da bacia do Solimões, estimado em 

100 bilhões de metros cúbicos, é suficiente para pelo menos 30 anos de atendimento 

de toda a região, isto sem contar com o esforço exploratório adicional que advém da 

abertura do mercado, tornando possível vislumbrar outras descobertas de gás natural. 

Este cenário permite novas perspectivas para as indústrias da Zona Franca de Manaus. 

A Figura 2.10.2 ilustra as condições das reservas e produção do GN por meio da 

curva de produção de GN sem novas descobertas. 

Figura 2.10.2 Curva de Produção e Injeção 


Em termos tecnológicos, a implantação do Gasoduto Coari-Manaus abre 

perspectivas também para a implantação de rede de fibra ótica paralela interligando 

os municípios atravessados pela faixa do empreendimento. Neste aspecto, “telecentros” 

para educação à distância, atendimento médico, acesso a Internet e telefonia de alto 

desempenho são exemplos de oportunidades geradas pela implantação da fibra ótica 

que poderá ser implantado junto aos gasodutos. 

Em termos ambientais, o ecossistema do interflúvio entre os rios Negro e 

Solimões, área de passagem do gasoduto segundo o traçado proposto, é uma área 

pouco estudada, uma vez que as coletas na Amazônia sempre são muito dependentes


63 

do acesso. A obra do gasoduto, através de uma faixa de cerca de 400 km, permitirá o 

estudo de plantas e animais nas áreas deste interflúvio, o que constituirá contribuição 

substancial para o avanço do conhecimento científico sobre o ecossistema amazônico. 

Para o estado do Amazonas, as principais alternativas energéticas para 

promover o seu abastecimento são a hidroelétrica e hidrocarbonetos. 

Para a primeira opção, é possível pensar na construção de novas plantas e de 

linhas de transmissão interligando diferentes sistemas. A energia proveniente de Tucuruí 

e Guri na Venezuela são as opções que se mostram mais próximas do atendimento das 

necessidades do estado. Para o primeiro caso é necessária a construção de uma linha 

de transmissão de 1.600 km ligando Manaus a Tucuruí, projeto que tem previsão de 

término em 2012. Esta proposta torna Manaus e algumas outras cidades do estado 

integrantes do sistema interligado nacional. Pode-se, além disso, conectá-lo ainda ao 

sistema proveniente de Guri. Já existem alguns estudos sobre este assunto, mas eles 

ainda carecem de aprofundamento. 

Para a segunda, a utilização de hidrocarbonetos a partir das províncias de 

Urucu e Juruá, com a primeira produção comercial em escala se dando a partir de 

Urucu até Manaus. Embora a conclusão do trecho que vai de Coari à Manaus, 

complementando o Urucu-Coari já em operação, estivesse prevista para março de 

2008, períodos de chuvas e outros eventos atrapalharam o andamento dos trabalhos 

estando a entrega prevista o segundo semestre de 2009. 

O gasoduto Urucu – Manaus é composto por três trechos: trecho A, é o 

GLPduto Urucu-Coari, realizado pelo consórcio OAS/Etesco, por aproximadamente 

R$ 342,6 milhões; o trecho, B-1, ligando por gasoduto Coari a Anamã, e o trecho B- 

2 Anamã-Manaus, construídos pelo Consórcio Camargo Correa/Skanska, por um valor 

aproximado de R$ 428 milhões. Figura 2.10.3 mostra a operação de assentamento do 

duto em plena floresta Amazônica apresentado pela Petrobras.

64 


Figura 2.10.3 Detalhes da Construção do Gasoduto 


Em sua primeira fase de operação, o gasoduto terá vazão de 5,5 milhões de 

metros cúbicos de gás natural por dia. As Tabelas 2.6 a 2.11 a seguir mostram uma 

série de características do sistema de transporte e do GN. 

Tabela 2.6 Características Técnicas do gasoduto Coari –Manaus 

Fonte:Elaboração própria a partir do EIA/Rima Coari-Manaus


65 

Tabela 2.7 Características do Gás natural transportado 

Fonte: Elaboração própria a partir do EIA/Rima Coari-Manaus 

Tabela 2.8 Concentração média dos metais no gás natural 

Fonte: Elaboração própria a partir do EIA/Rima Coari-Manaus 

Tabela 2.9 Pressões de referência para o empreendimento 

Fonte :Elaboração própria a partir do EIA/Rima Coari-Manaus 

Tabela 2.10 Característica da Estação de Compressão 

Fonte: Elaboração própria a partir de dados fornecido pela Petrobras

66 


Tabela 2.11 UPGNs no Sistema 


O principal destino do insumo será a produção de energia elétrica, em termelétricas, 

para atender Manaus e os municípios pelos quais passará a tubulação (Figura 2.10.4), 

substituindo grande parte do diesel e o óleo combustível hoje utilizados para este fim. 

Figura 2.10.4 Foto de Satélite com a Inserção do Traçado do Gasoduto 

Fonte: Governo Estadual do Amazonas-2008 

2.11 Balanço Oferta/Demanda de Gás Natural 

Na Região Norte, para atender os mercados de Manaus e posteriormente Porto 

Velho que deixou de fazer parte do PAC, a maior parcela do volume do GN virá da 

Bacia do Solimões, no Pólo de Urucu, também com grande potencial para as jazidas 

da área de Juruá. Além dessas, a Região Norte apresenta ainda um potencial 

complementar de produção na área de Silves, campo de Azulão, volume sem destinação 

definida que será provavelmente utilizado para a geração elétrica na região.


67 

Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia, a demanda da Região 

Norte terá um amplo predomínio do consumo das termelétricas em relação aos demais 

segmentos, como mostra a Tabela 2.12 a seguir. 

Tabela 2.12 Consumo Termelétricas 

Fonte : Plano Decenal de Expansão de Energia 

* Se a termelétrica de Porto Velho fosse considerada 

O Balanço da Região Norte, representado na Tabela 2.13, indica que a mesma 

possui disponibilidade de GN para atender a demanda projetada, inclusive aquelas 

relacionadas a parcelas não-térmicas. Entretanto, a dificuldade de aproveitamento destas 

reservas permanece em razão do isolamento das áreas em que as mesmas estão 

localizadas, fato que exige expressivos investimentos em infra-estrutura de transporte. 

Atualmente, em função de ainda não terem sido terminadas as obras de infra-estrutura 

de transporte para escoamento da produção até os mercados consumidores, grande 

parte do gás natural processado em Urucu permanece sendo reinjetada nas jazidas. 

Tabela 2.13 Balanço Demanda/Oferta 

Fonte: Elaborado a partir do Plano Decenal de Expansão de Energia 

* Se a termelétrica de Porto Velho fosse considerada

68 


A Figura 2.11.1 abaixo mostra graficamente a relação entre oferta e demanda 

do GN na Região Norte. 

Figura 2.11.1 Balanço entre Oferta e Demanda de GN de 2007 a 2016 em mil m 3 /d 

Fonte: Elaboração própria a partir dos dados do Plano Decenal de Expansão de Energia 

2.12 Derivados de Petróleo 

2.12.1 Oferta de Derivados do Petróleo na 


As Figuras 2.12.1 e 2 mostram a tendência de deslocamento do óleo 

combustível e diesel pelo gás natural na Região Norte. Pelas projeções do Plano Decenal 

de Expansão de Energia, o derivado com maior possibilidade de deslocamento é o 

óleo diesel.


69 

Figura 2.12.1 Projeção da Demanda Inferior (2006-2016) 

Fonte: Plano Decenal de Energia 2007-2016 

Figura 2.12.2 Projeção da Demanda Inferior (2006-2016) 


A trajetória superior é a de maior crescimento econômico e considera que 

haverá aumento de produtividade e aceleração no uso de combustíveis mais limpos. 

Para o óleo diesel a demanda nacional de diesel crescerá a uma taxa média de 

4,2% a.a., para o período 2007/2016, alcançando 63.996 mil m 3 em 2016. Na Região 

Norte, entretanto, é esperado que o óleo diesel sofra redução em decorrência da entrada 

em operação do gasoduto Coari-Manaus, da interligação de grande parte do sistema

70 


isolado da Região Norte e da maior participação do biodiesel. O consumo de diesel 

passa a aumentar novamente somente em 2013, voltando a apresentar novamente 

uma tendência de aumento. O Balanço entre oferta e demanda do diesel vai variar 

muito na região, apesar desta importar o produto. A modernização realizada na refinaria 

também vai contribuir para o aumento da produção deste derivado e possivelmente 

esta unidade da Petrobras poderá atingir patamares de produção próximos às 

necessidades da Região. 

No que diz respeito ao óleo combustível, a trajetória superior mostra a demanda 

de óleo combustível crescendo a uma taxa média anual de 1,7% de 2006 a 2016, em 

todo o país atingindo o valor de 7.814 mil m 3 . No mesmo período, a demanda não 

térmica do produto deve crescer a uma taxa anual de 3,3%, alcançando 7.796 mil m 3 . 

O consumo industrial e do conjunto dos demais setores, cresce, respectivamente, 3,1% 

e 4,2% ao ano. A demanda de óleo combustível para geração termelétrica sofre redução 

devido à maior participação do GN e à integração do sistema isolado da região Norte 

com o Sistema Interligado Nacional. Em termos nacionais, a Figura 2.12.3 mostra a 

mudança no perfil da Produção de Derivados do Refino Nacional (%) de acordo com 

o Plano Nacional de Energia para 2030 da EPE, no qual fica clara a diminuição da 

participação do óleo combustível e o H-BIO compartilhando percentual com o diesel. 

Figura 2.12.3 Alterações no Perfil da Estrutura do Consumo de Derivados (%) 

Fonte: EPE - Plano Nacional de Energia 2030


71 

Nacionalmente a gasolina e o GLP parecem manter a tendência constante de 

crescimento. A gasolina, entretanto, em 2010, tem um incremento mais acentuado 

(Figura 2.12.4), possivelmente devido à ampliação do sistema de transporte na Região 

Norte. Nesta região a partir da entrada do gás e devido ao processo de modernização 

da REMAN, o óleo combustível passa a ser processado para obtenção de derivados 

mais leves. No caso do diesel, o que deixa de ser consumido pelas térmicas será 

utilizado para diminuir a dependência da região em relação ao mesmo. 

Figura 2.12.4 Projeção da Demanda de Gasolina e GLP (mil m 3 ) 


2.13 Refino/Petróleo 

2.13.1 Refinaria Isaac Sabbá (REMAN) 

Com o nome de Companhia de Petróleo da Amazônia, a refinaria foi instalada 

às margens do Rio Negro, em Manaus, pelo empresário Isaac Sabbá, iniciando suas 

operações em setembro de 1956, embora a inauguração oficial tenha se dado em 3 de 

janeiro de 1957. As três unidades existentes na refinaria eram a de destilação 

atmosférica, destilação a vácuo e craqueamento catalítico, esta última a primeira da 

América Latina, na época. As instalações permitiam o refino de cinco mil barris por 

dia. Em 1971 a Petrobras assumiu o controle acionário da companhia, que passou a se

72 


chamar Refinaria de Manaus (REMAN). Em 1997 a Petrobras rebatizou-a como 

Refinaria Isaac Sabbá em homenagem ao seu fundador. 

A refinaria hoje ocupa área de 9,8 km 2 , contribui com R$ 500 milhões/ano 

(ICMS) e a capacidade instalada é 46 mil barris/dia. O GLP, nafta petroquímica, 

gasolina, querosene de aviação, óleo diesel, óleos combustíveis, óleo leve para turbina 

elétrica, óleo para geração de energia e asfalto são os principais produtos da refinaria. 

A Figura 4.13.1 mostra uma foto da refinaria encontrada no site da Petrobras. 

Figura 2.13.1 Foto da REMAN 


Apesar de ter como objetivo principal a produção de derivados de petróleo, a 

REMAN ultrapassa as fronteiras de uma refinaria. Os três portos flutuantes permitem 

abastecer a Região Amazônica, cujo mercado físico corresponde a quase 50% do 

tamanho do País, fazendo com que a Refinaria de Manaus funcione como um grande 

terminal petrolífero. Por estas instalações portuárias são feitas, por meio de cabotagem, 

a complementação dos derivados, cerca de 70% oriundos de outros países e regiões 

do Brasil. Os 61 tanques e as 3 esferas para GLP (gás de cozinha) armazenam 2 

milhões 781 mil barris (443.774 metros cúbicos) de petróleo e derivados, garantindo 

o abastecimento do mercado de influência da REMAN. 

A refinaria Isaac Sabbá está iniciando uma nova etapa na construção de sua 

história, uma fase empreendedora que prepara a refinaria para as mudanças esperadas


73 

a partir da nova matriz energética baseada no uso de gás natural. Estão previstos 

inicialmente os projetos de modernização da UN-REMAN, que compreende ao todo 

oito unidades que vão permitir a produção de derivados dentro das especificações 

futuras quanto ao teor de contaminantes, instalação de um compressor centrífugo 

elétrico com soprador para a UFCC, projeto de abastecimento das novas térmicas e 

tratamento cáustico regenerativo – TCR para produção de querosene de aviação. Os 

projetos, que já se encontram em fase de estudos, têm como objetivos principais: 

atender às exigências futuras de qualidade do diesel e da gasolina; reduzir a produção 

de óleo combustível devido à entrada do gás natural na matriz energética da Região 

Norte; manter o processamento contínuo de petróleo na refinaria; reduzir a importação 

de derivados e, principalmente, garantir o abastecimento de Manaus. 

Os novos empreendimentos da refinaria previstos no Plano de Negócios da 

Petrobras para o período 2008-2012 prevêem investimentos de grande e médio porte 

da ordem de 400 milhões de dólares para transformar e modernizar a Refinaria. O 

projeto envolve a previsão de geração de mais de três mil empregos diretos e quatro 

mil indiretos, com conteúdo nacional de 77%. Para projetos de pequeno porte serão 

cerca de 65 milhões de dólares por ano. 

Dos US$ 465 milhões previstos para os próximos cinco anos, US$ 100 milhões 

serão aplicados no primeiro ano. De acordo com o gerente-geral da refinaria, esse investimento 

será necessário porque as termelétricas vão substituir o consumo de óleo combustível pelo 

uso do gás natural na geração de energia, de forma que o valor agregado do óleo vai sofrer 

uma redução considerável para a Petrobras. Por deslocado, o óleo combustível terá que ser 

transformado em derivados mais nobres, como diesel, gasolina e GLP. 

O aproveitamento do óleo combustível na produção de derivados com maior 

valor agregado vai permitir que a REMAN, responsável hoje pelo abastecimento de 

45% do mercado da região Norte, atenda 75% da demanda. Isso significa que a 

importação por cabotagem dos produtos da Bacia de Campos (RJ), que hoje contribuem 

com 55% do abastecimento da região, vai diminuir para 25%. 

Do volume total refinado diariamente, 40% são transformados em gasolina e 

nafta petroquímica, 35% em diesel, 13% em óleo combustível, 5% em gás de cozinha 

(GLP), 5% em querosene e 1,5% em asfalto. Como 25% da gasolina é produzida em

74 


forma de nafta, o diesel é o derivado produzido em maior quantidade na REMAN. Na 

Tabela 2.14 dados gerais da contribuição da REMAN para o Estado do Amazonas. 

Tabela 2.14 Contribuição da REMAN 

(*) Está em estudo a instalação de uma turbina a gás para a geração de 15 MW na UN-REMAN. 

Fonte: Informativo REMAN nº 728, 29 de outubro de 2007. Fonte: Petrobras 

Além de abastecer a Região Norte, a refinaria exporta derivados para a 

Colômbia e a Bolívia. A unidade faturou R$ 20,50 milhões em 2006 com a venda de 

diesel para o mercado externo, mas a estimativa é aumentar em 25% com as vendas 

externas efetuadas. A Tabela 2.15 apresenta o histórico da produção da REMAN, no 

período 2002-2006, cujos dados são baseados nos Anuários Estatísticos da ANP de 

2003-2007. 

O decréscimo da produção total da refinaria observado em 2006 reflete a 

paralisação ocorrida para efeitos de modernização da unidade, na qual foram investidos 

R$ 40 milhões. Entre outros aspectos, esta intervenção otimizou a obtenção do óleo 

diesel, cuja produção mensal aumentou 3% a partir do mês posterior à parada, 

equivalendo à uma receita adicional bruta de US$ 500 mil por mês. Com o maior 

rendimento do diesel, evitam-se ainda custos com a compra de produtos para atender 

a demanda. Além deste ganho de produtividade, a modernização realizada na Refinaria 

teve como objetivo adaptação metalúrgica para que a unidade refine o petróleo extraído 

na Bacia de Campos, que é corrosivo e pode danificar o maquinário da unidade em 

menos tempo. A primeira etapa do projeto foi concluída nesta parada da refinaria e a 

segunda parte será feita na próxima paralisação, prevista para daqui a quatro anos. Na 

segunda fase do projeto, o investimento previsto e da ordem de R$ 50 milhões.


75 

Tabela 2.15 Produção da REMAN 

Notas: 1. Não inclui o consumo próprio de derivados das refinarias. 2.Com a edição das Portarias 

ANP n.º 84/01 e n.º 317/01, as centrais petroquímicas passaram a decidir sobre o destino de 

sua produção de GLP, óleo diesel e gasolina, comercializando-os ou enviando-os como efluentes às 

refinarias da Petrobras. 3. Não inclui as produções de gás combustível. ¹O C 5 

+ 

produzido nas 

UPGNs de Catu, Candeias e Bahia é incorporado à produção de derivados da RLAM e o produzido 

em REDUC I e REDUC II incorporado à REDUC. ²Refere-se à mistura propano/butano, para usos 

doméstico e industrial. ³Não inclui o óleo combustível de refinaria. 4 Inclui componentes destinados 

à produção de óleo combustível marítimo em alguns terminais aquaviários. 5 Inclui óleo leve para 

turbina elétrica. energético. 

Fonte: Elaboração própria baseado em dados Anuários Estatísticos da ANP de 2003-2007 

Atualmente as frações de propano e butano constituintes do gás natural são 

submetidas a um processo de liquefação. O gás liquefeito é transportado por meio de 

um poliduto, que interliga Urucu até o porto de Coari e chega à REMAN através de 

balsas, sendo distribuído para abastecer os estados do Pará, Amazonas, Rondônia, 

Maranhão, Tocantins, Acre, Amapá e alguns estados do Nordeste. Contudo, as maiores 

frações constituintes do gás natural são representadas por metano e etano, cuja queima 

é a mais eficiente dentre os hidrocarbonetos constituintes do petróleo. 

Com a construção do gasoduto para atendimento da demanda de gás natural 

de Manaus, um city-gate será instalado junto à Refinaria para medir a parcela do gás 

natural que será transferida da transportadora para a distribuidora de gás natural, a 

Companhia de Gás do Estado do Amazonas – CIGÁS. A seguir imagens esquemáticas 

de como será distribuído o gás em Manaus. As Figura 2.13.2, 3, 4 e 5 mostram a 

localização dos dutos e termelétricas principais.

76 


Figura 2.13.2 Principais Termelétricas 

Fonte: CIGÁS. 

Figura 2.13.3 Esquema da distribuição do Gás Natural em Manaus 

Fonte: CIGÁS


77 

Figura 2.13.4 Localização da REMAN 

Fonte: Google 


MME, 2007. Plano decenal de expansão de energia: 2007/2016, Ministério de Minas 

e Energia, Secretaria de Planejamento e Desenvolvimento Energético. Brasília. 

MME / EPE, 2007. Plano nacional de energia 2030 / Ministério de Minas e Energia ; 

colaboração Empresa de Pesquisa Energética, Brasília, p. 324 . 

ANEEL, Nota Técnica nº 31/2007-SRE/ANEEL- Fixação das Quotas Anuais da Conta 

de Consumo de Combustíveis – CCC para o ano 2007, janeiro de 2007. 

ANP, 2006. Nota Técnica 016/2006-SCM - Estudo Sobre o Peso da Variação dos 

Valores dos Combustíveis e Fretes na Conta Consumo de Combustíveis dos Sistemas 

Isolados, junho de 2006. 

ANP, 1998. Boletim Mensal de Produção, conforme o Decreto n.º 2.705/98. 

ANP, 2007. Anuário estatístico brasileiro do petróleo e do gás natural / Agência 

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Rio de Janeiro. 


Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Rio de Janeiro.

78 



Nacional do Petróleo, Gás Natural e BiocombustíveisRio de Janeiro. 

ANP, 2005. Anuário estatístico brasileiro do petróleo e do gás atural, Agência Nacional 

do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Rio de Janeiro. 

O GLOBO, matérias publicadas dobre Gasoduto e Energia na Região Norte. 

CIGÁS, 2008. COMPANHIA DE GÁS DO AMAZONAS . site www.cigas-am.com.br 

PORTAL OFICIAL DO GOVERNO DO AMAZONAS - http://www.amazonas.am.gov.br, 

2008. 

Petrobras, 2008, Plano de antecipação da produção de gás, Plangás,. 

EPE, 2007. Balanço energético nacional 2007: Ano base 2006. Ministério de Minas e 

Energia. Empresa de Pesquisa Energética. Rio de Janeiro :. 

EPE, 2008. Resenha balanço energético nacional 2008: Ano base 2007 Relatório final / 

Ministério de Minas e Energia. Empresa de Pesquisa Energética. – Rio de Janeiro:. 

UFAM, 2004. Rima - Relatório de Impactos Ambientais do Gasoduto Coari – Manaus, 

Centro de Ciências do Ambiente, Universidade Federal do Amazonas. 

CTGÁS, 2007. Venda de Gás Natural em 2007 Por Distribuidoras, 

PETROBRAS, Informativo REMAN, nº 627, 632, 657, 679, 691, 697, 700, 701, 

705, 718, 719, 724, 728, 731, 732, 734, 736, 766, 788, 862, 2007 a inicio de 2008. 

D’AVIGNON, A.L. de Almeida., 1993. A Inserção do gás natural na matriz energética 

brasileira: o caso da autotração. Rio de Janeiro: COPPE/UFRJ, 228p. 

RODRIGUES, A.P.S., 2004. Estratégias Coorporativas Aplicadas ao Desenvolvimento 

do Mercado de Bens e Serviços: Uma Abordagem para Indústria do Gás Natural no 

Brasil. Rio de Janeiro, COPPE/UFRJ, 474 p. 

CANELAS, A.L.S., 2007. Evolução da importância econômica da indústria de petróleo 

e gás natural no Brasil: contribuição a variáveis macroeconômicas. Rio de Janeiro, 

COPPE/UFRJ.


79 

3. OS PROGRAMAS DE 

DESENVOLVIMENTO 

PROPOSTOS PARA A 

REGIÃO NORTE

80 


3. OS PROGRAMAS DE DESENVOLVIMENTO PROPOSTOS PARA 

A REGIÃO NORTE 


Entre as mais importantes iniciativas do Governo Federal cujas ações, no 

conjunto e de forma complementar, buscam promover o desenvolvimento do País 

podem ser destacados: O Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), com metas 

para 2007 a 2011 e o Plano Plurianual 2008-2011, ambos de abrangência nacional e 

com metas para a região norte; há ainda que se destacar o Plano Amazônia Sustentável 

(PAS) assinado em maio de 2008, voltado para a região da Amazônia Legal. 

Lançado em janeiro de 2007, é previsto que o Programa de Aceleração do 

Crescimento (PAC) aplique até 2010, em alguns casos com previsão para após 2010, 

recursos da ordem de R$ 503,9 bilhões em obras de infra-estrutura nos estados 

brasileiros contemplando três eixos fundamentais: infra-estrutura logística - construção 

e ampliação de rodovias, ferrovias, portos, aeroportos e hidrovias; infra-estrutura 

energética - geração e transmissão de energia elétrica, produção, exploração e transporte 

de petróleo, gás natural e combustíveis renováveis; infra-estrutura social e urbana - 

saneamento, habitação, metrôs, trens urbanos, universalização do Programa Luz para 

todos e recursos hídricos (BNDES,2007). 

O Plano Plurianual sendo, dentro do ordenamento jurídico brasileiro, um 

instrumento normativo que os agentes públicos dispõem para materializar o 

planejamento de seus programas e ações governamentais, tem como principais objetivos 

(Ministério Público do Espírito Santo, 2008): 

1º) Proporcionar a alocação de recursos nos orçamentos anuais compatíveis 

com o desempenho dos programas e metas; 

2º) Definir metas e prioridades da administração, bem como os resultados 

esperados; 

3º) Organizar em programas as ações que resultem na oferta de bens ou serviços 

que atendam à demanda da sociedade; 

4º) Estabelecer a necessária relação entre os programas a serem desenvolvidos, 

as orientações estratégicas e as diretrizes estabelecidas em Planos;


81 

5º) Estimular parcerias e integração entre as diferentes esferas de governos; 

6º ) Dar transparência à aplicação de recursos e aos resultados obtidos. 

No âmbito do Plano Plurianual do Governo Federal para 2008 a 2011, em 

seu artigo 13º fica estabelecido que As ações do Programa de Aceleração do 

Crescimento – PAC integram as prioridades da Administração Pública Federal e 

terão tratamento diferenciado durante o período de execução do Plano Plurianual 

2008 a 2011 (Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, 2007). 

O Plano Amazônia Sustentável (PAS), uma iniciativa do Governo Federal em 

parceria com os estados da região da Amazônia Legal, que propõe a inserção da variável 

ambiental no conteúdo do Plano Plurianual voltado para o desenvolvimento da região 

Amazônica, tem como objetivo central implementar um novo modelo de 

desenvolvimento na Amazônia, pautado na valorização da potencialidade de seu enorme 

patrimônio natural e sócio-cultural. 

A proposta alia desenvolvimento econômico e social com o respeito ao meio 

ambiente. Suas estratégias estão voltadas para a geração de emprego e renda, a redução 

das desigualdades sociais, a viabilização das atividades econômicas dinâmicas e 

inovadoras, com inserção em mercados regionais, nacionais e internacionais, bem 

como o uso sustentável dos recursos naturais com manutenção do equilíbrio 

ecológico. Suas principais diretrizes para o desenvolvimento sustentável da Amazônia 

brasileira contemplam ações nos seguintes campos: ordenamento territorial e gestão 

ambiental, produção sustentável com inovação e competitividade, infra-estrutura 

para o desenvolvimento sustentável e inclusão social e cidadania (Presidência da 

República, 2008).

82 


3.1 A Questão Energética nos Programas de 

Desenvolvimento da Região 

3.1.1 Energia Elétrica 

Para a energia elétrica, o Programa de Aceleração do Crescimento – PAC 

prevê um total R$ 34.927,00 milhões de investimentos na geração de energia elétrica 

para a região norte, dos quais R$ 24.368 milhões deverão ser aplicados até 2010. 

Estes investimentos aumentarão a capacidade instalada na região em 1.664 MW até 

2010 e 15.685 após o mesmo ano. Quanto à transmissão, os investimentos somarão 

R$ 5.886,00 milhões, dos quais R$ 5.420,00 milhões a serem aplicados até 2010 

(PORTAL DO GOVERNO BRASILEIRO, 2008) - Figuras 3.1 e 3.2. 

Figura 3.1 Recursos do PAC na Geração de Energia Elétrica na Região Norte 

Fonte: Portal do Governo Brasileiro, 2008


83 

Figura 3.2 Recursos do PAC na Transmissão de Energia Elétrica na Região Norte 

Fonte: Portal do Governo Brasileiro, 2008 

A interligação Tucurui, Macapá, Manaus beneficiará cerca de 3 milhões de 

pessoas, representando ainda uma economia da CCC (Conta de Consumo de 

Combustíveis) estimada em R$ 2,3 bilhões /ano (MME, 2007). Prevista para entrar 

em operação em 2012, demandará investimentos da ordem de R$ 3,7 bilhões e será 

composta por um conjunto de sete linhas de transmissão somando 1.811 quilômetros 

de extensão (EPE, 2008). 

3.1.2 Produção de Petróleo e Derivados, Gás 

Natural e Transporte de Gás 

Para este mercado, os investimentos previstos no âmbito do PAC ficam restritos 

ao Estado do Amazonas. Para o setor de petróleo e derivados, envolve ações de 

desenvolvimento da produção de petróleo e modernização da Refinaria de 

REMAM (Figura 3.3)

84 


Figura 3.3 PAC - Produção de Petróleo e Derivados no Estado do Amazonas 

Fonte: Fonte: Portal do Governo Brasileiro, 2008 

Para estas ações são previstos investimentos totais da ordem de R$ 2.330 milhões 

no desenvolvimento da exploração e produção, não só de petróleo como também de gás 

natural, e R$ 650 milhões para modernização da REMAN (Tabela 3.1). 

Tabela 3.1 PAC - Exploração e Produção Petróleo e Gás - Amazonas e Brasil 


Relativamente ao mercado de gás natural, as ações previstas no PAC 

privilegiam o transporte do gás das reservas de Urucu até Manaus, com uma das mais 

recentes previsões para término das obras do trecho de gasoduto que vai de Coari até 

Manaus sendo estimada para final de 2009. Já o trecho do gasoduto que, também a 

partir de Coari, levaria o gás de Urucu a Porto Velho, também inicialmente previsto,


85 

está em fase de rediscussão e reestudo motivado, fundamentalmente, pela futura oferta 

de energia de origem hidráulica derivada do complexo do rio Madeira à região de 

Porto Velho, associado à possibilidade de maiores impactos ambientais ligados à este 

trecho do empreendimento, que atingiria um bloco de florestas intocadas na parte 

oeste do Amazonas (Figura 3.4 e Tabela 3.2). 

Figura 3.4 Transporte de Gás na Região Norte 

Fonte: Fonte: Portal do Governo Brasileiro, 2008 

Tabela 3.2 PAC - Exploração e Produção Petróleo e Gás - Amazonas e Brasil 


Com cerca de 383 quilômetros de extensão, o projeto para o trecho do gasoduto 

que vai de Coari até Manaus prevê nove ramais de distribuição de gás natural para 

atender a sete municípios amazonenses localizados ao longo do traçado do gasoduto

86 


tronco (Coari, Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, Manacapuru e Iranduba). Com os 

279 km do trecho de Urucu até Coari, já em operação, o gasoduto Urucu-Coari- 

Manaus soma 662 km. Diversos estudos já realizados apontam que a principal utilização 

âncora projetada para o gás natural a partir de Urucu será a geração termelétrica, 

particularmente em substituição à uma parcela do volume de óleo combustível e o 

óleo diesel empregados para este fim, seguido de outros usos, tais como no setor 

industrial e de transportes, entre outros. 

O gasoduto Urucu –Coari -Manaus terá capacidade de transportar até 10 

milhões de metros cúbicos por dia com o volume adicional, além dos 5,5 milhões de 

metros cúbicos já contratados, estando vinculado ao desenvolvimento do mercado 

local e do potencial de produção do gás da Amazônia (COGEN, 2008). 

Dentre as alternativas para aumentar a produção de gás, uma é a retomada do 

desenvolvimento do campo de Juruá, também localizada na Amazônia, maior reserva 

terrestre de gás natural não associado do País, com mais de 40 bilhões de metros 

cúbicos. O planejamento estratégico da Petrobrás prevê a retomada desse 

desenvolvimento, considerando ainda a inclusão do Campo de Araracanga, descoberto 

em 2006 (PETROBRAS, 2007). A reserva de Juruá foi descoberta em 1978 mas 

dificuldades ligadas ao escoamento da produção até os mercados consumidores 

impediram a continuidade do desenvolvimento da produção. 


BNDES, Notícia, BNDES aprova financiamento de R$ 2,49 bilhões para construção 

do gasoduto Coari-Manaus (AM), BNDES, Dez 2007. Disponível em: 

http://www.bndes.gov.br/noticias/2007/not278_07.asp 

Ministério Público do Espírito Santo, Procuradoria Geral da Justiça, Plano Plurianual 

2008-2011. Disponível em: 

http://www.mpes.gov.br/anexos/conteudo/20791519151662008.pdf 

Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, Secretaria de Planejamento e 

Investimentos Estratégicos, Plano Plurianual 2008-2011, Projeto de Lei, Volume II,


87 

Brasília 2007. Disponível em: http://www.planejamento.gov.br/arquivos_down/spi/ 

ppa2008/002_plppa2008_2011.pdf 

Presidência da República, Plano Amazônia Sustentável, Diretrizes para o 

Desenvolvimento Sustentável da Amazônia Brasileira, maio de 2008. Disponível em: 

http://www.mma.gov.br/estruturas/sca/_arquivos/plano_amazonia_sustentavel.pdf 

Portal do Governo Brasileiro, Programa de Aceleração do Crescimento, Governo 

Brasileiro. Disponível em: http://www.brasil.gov.br/pac/ 

MME - Ministério das Minas e Energia Programa de Aceleração do Crescimento – 

PAC, Infra-estrutura Energética, Março 2007 

EPE, Sete Linhas de Transmissão Interligarão a Região Norte ao País em 2011, 

EPE, Informe à Imprensa, PET 2008-2012, Fevereiro, 2008 

COGEN – Associação Paulista de Cogeração de Energia, União decide investir R$1 

bi para garantir energia no AM, Notícia, abr. 2008. Disponível em: 

http://www.cogensp.com.br 

PETROBRAS, Plano Estratégico Petrobras 2020, Plano de Negócios 2008-2012, 

agosto de 2007. Disponível em: 

http://www2.petrobras.com.br/ri/port/ApresentacoesEventos/ConfTelefonicas/pdf/ 

PlanoEstrategico2008-2012.pdf 

ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, Despacho do 

Superintendente Nº 461/2004 – DOU 6.8.2004 

Governo do Estado do Amazonas. Disponível em: 

http://www.gasodutocoarimanaus.am.gov.br

88 



89 

4. REGIÃO 

ALVO PARA 

DESENVOLVIMENTO 

DO PROJETO E 

ESCOPO DOS 

ESTUDOS

90 


4. REGIÃO ALVO PARA DESENVOLVIMENTO DO PROJETO E 

ESCOPO DOS ESTUDOS 


O panorama da região norte, particularmente no que tange a expectativa de 

oferta de gás natural, mostra que a mais importante iniciativa em curso nesse campo 

está ligada ao gasoduto Urucu – Manaus, em fase final de construção e com início 

da operação do trecho Coari – Manaus previsto para final de 2009. Este trecho, que 

complementa o que vai de Urucu à Coari já em operação, sinaliza para um real 

aumento da disponibilidade de gás natural no estado do Amazonas, com destaque 

para a cidade de Manaus. 

Em função destas considerações, os estudos no âmbito do AGNORTE 

centraram-se no diagnóstico e análise do potencial mercado consumidor de gás natural no 

Amazonas, notadamente considerando a cidade de Manaus. Além desta, nos estudos 

também foram consideradas as cidades de Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, Manacapuru 

e Iranduba, localizadas ao longo do gasoduto e que, conforme previsto no projeto do 

gasoduto (ANP, 2004), também serão beneficiadas pelo empreendimento (Figura 4.1). 

Figura 4.1 Gasoduto Urucu – Manaus: cidades ao longo do Trecho Coari – Manaus 

Fonte: Governo do Estado do Amazonas 

Relativamente a estas cidades, o Governo do Estado do Amazonas, em conjunto 

com a Petrobrás e a Suframa, através do Programa Zona Franca Verde, está desenvolvendo 

o Programa de Desenvolvimento Sustentável do Gasoduto Coari-Manaus tendo em vista 

proposta de melhoria da sua atual matriz de sustentabilidade (Tabela 4.1).


91 

Tabela 4.1 Dados da Matriz de Sustentabilidade de Cidades ao Longo do 

Gasoduto Coari – Manaus 

*Dados estimados 

Fonte: Programa de Desenvolvimento Sustentável do Gasoduto Coari – Manaus 

4.1 Escopo dos Estudos Realizados 

No âmbito do AGNORTE os estudos se concentraram no estado do Amazonas 

tendo como principal referência a perspectiva de produção da reserva de Urucu. Por 

outro lado, no médio e longo prazo, outras possibilidades podem ser potencialmente 

consideradas para a matriz de oferta de gás natural e de energia em geral, não só para 

o Amazonas bem como para os demais estados da região. 

No caso do gás natural, um novo cenário de oferta poderá derivar do 

desenvolvimento e produção comercial de outros campos, da operação de gasodutos 

ligando a outros países da América do Sul, bem como da maior utilização de outras 

tecnologias para transporte do gás natural, como o GNL e o GNC. Ainda considerando 

o cenário futuro, a interligação Tucuruí – Macapá – Manaus, levando energia elétrica 

do sistema interligado brasileiro à Manaus, Macapá e outras cidades da região, é outra 

ação em curso que resultará em novos impactos no quadro de demanda e oferta de gás 

natural na região.

92 


Os estudos buscaram avaliar os impactos de algumas dessas possibilidades 

sobre o mercado de gás natural na região, bem como a expectativa de evolução de 

alguns mercados da região, centrando-se no potencial técnico econômico da 

utilização do gás natural nos segmentos de: geração elétrica, industrial, de comércio, 

de transportes e residencial, como insumo para um pólo gás químico para a região, 

bem como na forma de GNC, GNL e GTL. Cada uma destas alternativas é a seguir 

discutida em detalhes. 

Referência Bibliográfica 

Governo do Estado do Amazonas, Programa de Desenvolvimento Sustentável do 

Gasoduto Coari – Manaus 

Disponível em: http://www.gasodutocoarimanaus.am.gov.br


93 

5. PERSPECTIVAS 

DO USO E 

AVALIAÇÃO DA 

DEMANDA DO GÁS 

NATURAL EM 

DIFERENTES 

SETORES

94 


5.1 Geração de Eletricidade a Gás Natural 

Autora: Maria Elizabeth Morales Carlos 

O objetivo desta parte do Projeto é analisar o uso do gás natural para geração 

de energia na região do Amazonas – Manaus e para tanto é analisado o atendimento ao 

Sistema Manaus a partir da disponibilização do gás natural em 2008, considerando a 

conversão de unidades geradoras, que estão operando atualmente com combustível 

líquido, bem como a necessidade de expansão de geração térmica para atendimento 

ao crescimento do mercado de energia elétrica. 

Portanto, devem ser observados os limites contratuais de gás natural e a entrada 

em operação em 2012 da interligação Tucuruí - Macapá - Manaus, conforme Plano 

Decenal de Expansão 2006-2015 da Empresa de Pesquisa Energética - EPE. 

Adicionalmente, será analisada a necessidade de antecipação da 

referida interligação. 

5.1.1 Geração de Termeletricidade a partir do Gás Natural 

Um dos recursos para a produção de energia elétrica na matriz energética 

brasileira é o gás natural, fonte que no período entre 1990 e 2005 teve um crescimento 

percentual de 5,8% para 8,8% segundo a Plano Decenal de Expansão de Energia 

PDE/EPE. A substituição dos combustíveis fósseis com suas características 

contaminantes, tanto no setor de transportes quanto no setor industrial, trouxeram 

grandes benefícios para o meio ambiente. 

O uso do gás natural para geração elétrica ocasionou importantes benefícios 

ao sistema elétrico brasileiro, não só na questão energética, com objetivo de ter maiores 

garantias do sistema, gerando eletricidade quando há maiores riscos de geração 

hidrelétrica futura, como também quanto à estabilidade do sistema elétrico, já que as 

termelétricas a gás podem ser instaladas próximas aos centros de carga, onde podem 

atuar na estabilização dos níveis de tensão. 

Contudo, apesar do crescimento de oferta e demanda de gás natural no país, 

com uma taxa média de 15% a.a. entre 2000 a 2005 (PDE/EPE), a indústria do gás


95 

natural enfrenta um período transitório de oferta limitada deste energético, aspecto 

que está sendo equacionado pelas grandes empresas. 

Os volumes de gás natural considerados permitirão a geração de 

aproximadamente 500 MW em Manaus. O consumo para a termogeração permitirá 

uma substancial redução do preço da energia elétrica praticado na região, 

atualmente da ordem de R$ 200/MWh, para cerca de R$ 80/MWh. Para permitir 

o escoamento inicial em torno de 5 milhões de m 3 /d de gás natural para a cidade 

de Manaus, vem sendo construído o gasoduto ligando Coari a Manaus, com 

aproximadamente 385 km de extensão. 

Em relação à oferta de gás natural no médio e longo prazo devem-se considerar 

também as reservas existentes na América do Sul e Central, que, segundo o EIA de 

dezembro de 2005, são de sete trilhões de metros cúbicos de gás, os mesmos que 

poderiam abastecer o consumo de todo o continente até por mais de 50 anos. 

No longo prazo, é possível ter gás vindo da Venezuela, país que possui as 

maiores reservas da América do Sul. Também a Bolívia passando por um processo de 

revisão institucional, fornece gás para o Brasil desde 1999. 

Ainda há projetos de importação de gás natural liquefeito - GNL, importado, 

para fornecimento de mercados a serem supridos por gasodutos que estão em 

construção. Segundo a EPE, o GNL é utilizado para: a) Complemento da demanda de 

gás com fornecimento de base; b) viabilizar estratégias a serem adotadas nas crises de 

abastecimento de gás e c) em sistemas de grandes variações de consumo, considerando 

os picos sazonais, como é o caso de parques termelétricos flexíveis, reduzindo os 

investimentos em gasodutos. 

5.1.2 Panorama Geral do Sistema de Geração de Energia - 

Manaus 

Em relação ao serviço de energia elétrica, a capital do Estado do Amazonas, 

Manaus é atendida pela empresa Manaus Energia, com 482.415 consumidores, dos 

quais 411.277 clientes ativos, entre eles as indústrias do Pólo Industrial de Manaus – 

PIM. A empresa possui uma potência nominal instalada de 1.599,10MW.

96 


Em 2006, o fornecimento de energia elétrica apresentou um crescimento da 

ordem de 4,0%, principalmente em função do acréscimo de 7,94% no consumo da 

classe industrial, que representou 43,6% do total do mercado atendido, onde se destaca o 

incremento de 14,66% nas vendas aos consumidores que compõem a classe industrial 

atendidos no nível de tensão 69KV – Tarifa Azul – Horo-sazonal (Manaus Energia, 2007). 

O parque gerador da Manaus Energia está constituído pela Usina Hidrelétrica 

de Balbina – UHE Balbina, de 250 MW de potência e pelas usinas termelétricas. 

Para a cidade de Manaus, que concentra cerca de 80% da demanda elétrica do estado 

de Amazonas, mais de 70% da geração elétrica é de origem térmica, envolvendo uma 

tendência de crescimento de participação em relação à geração hídrica, função da 

crescente participação dos produtores independentes de eletricidade, em geral, através 

de centrais termelétricas, operando com motores, turbinas ou caldeiras (ciclo Rankine), 

elevando em muito os custos de geração elétrica para as referidas cidades. 

A partir dos valores de consumo de óleo diesel e óleo combustível destinados 

à geração elétrica apenas no Amazonas (Manaus e pequenas e médias cidades atendidas 

pelas centrais geradoras do interior do estado), a Manaus Energia avaliou uma demanda 

potencial de gás natural da ordem de 3 milhões de m 3 /dia de gás natural, valor que 

constitui mais de 50% da oferta de gás natural na primeira etapa de operação do gasoduto 

Coari-Manaus. Numa segunda fase de operação do gasoduto, foi prevista uma ampliação 

da oferta de gás natural para valores próximos de 9 a 10 milhões de m 3 /dia. 

Por outro lado, dentro de quatro ou cinco anos, se prevê o término das obras 

de construção da linha de transmissão de eletricidade interligando a usina de Tucuruí 

no Pará ao estado do Amazonas, o que poderá deslocar parte do consumo de gás 

natural em termoeletricidade em Manaus e cidades próximas. Isto permitirá uma maior 

oferta de gás natural para outros segmentos econômicos da região de Manaus e entorno, 

como Manacapuru, Iranduba e Itacoatiara, diante do menor custo da eletricidade de 

origem hídrica em relação à eletricidade de origem térmica gerada com combustíveis 

derivados de petróleo a custo subsidiado. 

O estado do Amazonas apresenta um sistema gerador de energia elétrica com 

características muito próprias, à semelhança de outros estados da região amazônica, 

distintas das outras regiões do país. Esta distinção é função da grande extensão do


97 

território do estado (mais de 1,5 milhão km 2 ) e de sua baixa densidade populacional, 

gerando uma grande dispersão da demanda de energia elétrica, que à exceção de Manaus 

e de pouco mais de uma dezena de cidades com população acima de 30.000 habitantes, 

apresenta um predomínio de regiões de baixa densidade de consumo. Isto é função 

do limitado nível de renda e do perfil de consumo, com mínima participação dos 

setores industrial e comercial e preponderância do perfil de uso residencial, 

caracterizando regiões de baixa atividade econômica. 

No Amazonas, a potencialidade de geração hidroelétrica costuma ser limitada 

pelo relevo predominantemente plano, que exige maiores relações de área alagada 

por potência elétrica disponível. Dois casos emblemáticos da dificuldade de geração 

hidroelétrica na Amazônia foram os das usinas de Balbina (AM) e Samuel (RO), que 

evidenciaram problemas de corrosão e erosão de turbinas, gerando elevados custos de 

manutenção e operação, limitações em suas capacidades nominais de geração elétrica, 

além de apresentarem extremo impacto na alagação de áreas para a formação de seus 

reservatórios. No caso de Balbina, com potência nominal de 250 MW, a área alagada 

equivale à de Itaipu, usina com uma potência nominal 56 vezes maior. 

Com isso, cresceu em importância a vertente de geração termoelétrica na 

região, principalmente para o caso de geração de médios blocos de energia (cidades 

de médio porte, como Manacapuru, Iranduba e Coari) e grandes blocos de energia 

(região de Manaus), cuja vantagem é poder estar junto aos centros de carga, reduzindo 

custos de expansão das linhas de transmissão e as perdas de energia envolvidas, ainda 

que com suas limitações técnicas, logísticas, ambientais e econômicas. 

5.1.3 Premissas Consideradas na Análise 

Com informações recebidas da Manaus Energia, pode-se dizer que para a 

análise desenvolvida foi considerado o seguinte: 

. O volume total disponível de gás natural para operação comercial inicialmente 

contratado é de 5,5 milhões m 3 /dia.

98 


. Como mostrado na Tabela 5.1.1 a seguir, a Manaus Energia terá disponível 

2,8 milhões de m 3 /dia de gás natural, que serão entregues nos city Gates de 

Aparecida (1,0 milhão m 3 /dia) e Mauá (1,8 milhões m 3 /dia). 

. Para a CIGÁS empresa distribuidora de gás no Amazonas, serão 

disponibilizados 0,5 milhões de m 3 /dia . Como a CIGÁS tem 5 anos para 

prospectar este mercado consumidor, neste período este volume de gás natural 

poderá ser utilizado para geração térmica pela Manaus Energia. 

. O preço considerado para o gás natural (molécula+transporte+margem) é 

de R$12,66 /MMBTU (sem impostos). 

. Foi considerado que a partir de 2008, 10% do parque gerador próprio da 

Manaus Energia como indisponível a título de programa de manutenção 

preventiva. 

. A partir de 15/01/2008, os ativos de geração dos PIE El Paso Amazonas e 

Rio Negro, no total de 387 MW seriam revertidos para a Manaus Energia. 

. Na análise econômica da expansão térmica, foi considerado um custo 

internacional de referência de 650 US$/kW, que corresponde ao custo de 

aquisição de uma termelétrica em ciclo combinado. 

. Taxa de Câmbio de US$ 1.00 = R$ 2,10 

. Taxa de Desconto de 12% a.a. 

Tabela 5.1.1 Parcelas contratuais, por empresa, do volume de gás natural 

Fonte: Manaus Energia - 2007


99 

5.1.4 Parque Térmico Atual do Sistema de Manaus 

O parque gerador próprio da Manaus Energia é composto pela Usina 

Hidrelétrica de Balbina e pelas termelétricas de Mauá, Aparecida e Electron (comodato 

da Eletronorte). Atuando como produtores independentes (PIE), exclusivamente para 

a Manaus Energia operam as seguintes companhias: El Paso Amazonas, com três 

usinas, El Paso Rio Negro (1) e CGE – Ceará Geradora (3). Operando de modo não 

exclusivo para a Manaus Energia operam as geradoras Breitener Energética (2), 

Manauara (1), Rio Amazonas Energia (1), Geradora de Energia do Amazonas (1). 

Assim, a Manaus Energia é atendida por quatro usinas próprias e doze independentes. 

No total, são quinze usinas térmicas e apenas uma usina hidrelétrica, com as seguintes 

potências nominais e participações percentuais na potência total. 

O Parque gerador térmico atual do Sistema Manaus pode ser acompanhado 

na Tabela 5.1.2, bem como o fator de disponibilidade, consumo específico e o custo 

unitário de geração que leva em consideração o custo do combustível sem ICMS 

(somente parcela relativa ao combustível) de cada UTE. 

Tabela 5.1.2 Síntese do Parque Gerador Térmico – Sistema Manaus 

Fonte: Manaus Energia, 2007

100 . Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte 

A partir da Tabela 5.1.2 pode-se fazer os seguintes comentários: 

1. Os consumos específicos foram verificados em novembro de 2006; 

2. Preço unitário de óleo sem ICMS, calculado a partir do preço do óleo 

verificado em novembro/2006 e dos consumos específicos verificados em 

novembro de 2006; 

3. O elevado consumo específico verificado na UTE Electron de 0,823 m 3 / 

MWh deve-se ao despacho atual das unidades disponíveis na mesma ser 

realizado apenas em caráter emergencial para atendimento aos períodos de 

ponta de carga do sistema, operando fora do regime de despacho econômico 

recomendado para turbinas a gás. 

Vale destacar que este parque gerador sofreu forte processo de expansão em 

2006, com a entrada em operação de cinco usinas térmicas, todas independentes, 

adicionando uma potência nominal de 418,60 MW, num crescimento de 35,4%, sendo 

305 MW contratados. Essas usinas foram as duas unidades da Breitener (UTE 

Tambaqui e UTE Jaraqui), a usina Manauara, a usina Cristiano Rocha da Rio Amazonas 

Energia e a usina Ponta Negra, da Geradora de Energia do Amazonas. Assim, da 

capacidade total disponível para a Manaus Energia, as usinas próprias da empresa 

participam com apenas 650,1 MW ou 40,6%. 

A energia elétrica gerada (GWh) pelo parque gerador da área de concessão da 

Manaus Energia entre 2002 e 2006 está apresentada na Tabela 5.1.3 a seguir: 

Tabela 5.1.3 Série Histórica da Manaus Energia 


Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte . 101 

Para a alimentação do referido parque gerador, a previsão de demanda de 

combustíveis feita pela Eletrobrás pode ser acompanhada na Tabela 5.1.4 a seguir: 

Tabela 5.1.4 Consumo de Combustível verificado nas Termelétricas 

Fonte: Eletrobrás, 2005 

PTE – Destilado intermediário do petróleo, diesel predominante para turbinas 

PGE – Destilado intermediário do petróleo, diesel predominante para moto-geradores 

Obs: Valores de Poder Calorífico Inferior (PCI) considerados, fonte MME, BEN, 2006, foram: óleo 

diesel – 8.484 kcal/litro; óleo combustível – 9.590 kcal/kg; óleos PGE e PTE, destilados 

intermediários do petróleo, diesel predominantes, o primeiro para moto-geradores elétricos e o 

segundo para turbinas, apresentando valores de PCI próximos de 10.200 kcal/kg e de 8.894 

kcal/litro respectivamente. 

Considerando a simples equivalência energética entre o gás natural e os 

energéticos atualmente empregados, sem levar em conta as eficiências térmicas dos 

arranjos dos novos sistemas de geração com gás natural, ainda não definidos, a demanda 

potencial de gás natural para geração termelétrica em Manaus seria atualmente da 

ordem de 3,0 milhões m 3 /dia, valor que representa 53,6% da futura oferta prevista de 

gás natural para Manaus, na primeira fase de operação do gasoduto Coari-Manaus. 

5.1.5 Parque Térmico da Manaus Energia Previsto 

para 2008 

É apresentado na Tabela 5.1.5 de forma resumida, o parque térmico próprio 

da Manaus Energia previsto para operar em 2008.


Tabela 5.1.5 Parque Térmico Próprio – Manaus Energia (2008) 

Fonte: Manaus Energia - 2007 

Nota: (1) Esses valores refletem a necessidade mínima de potência que deverá permanecer 

disponível nessas subestações em 2007, por atrasos nos programas de obras de 

sub-transmissão, destacando-se que os ativos de geração da CGE revertidos para a Manaus 

Energia em dezembro de 2006 são superiores a esse montante. 

5.1.6 Parque Térmico da Manaus Energia Considerado na 

Análise de Conversão para Gás Natural 

Para selecionar as unidades geradoras para avaliação da viabilidade da 

conversão bi-combustível, foram considerados: 

. o histórico de disponibilidade operacional e de não conformidades 

no fornecimento de combustível líquido; 

. a eficiência da geração; 

. a modalidade de operação (base ou ponta) 

. e a otimização dos volumes contratuais de gás natural. 

Na Tabela 5.1.6 observa-se o Parque Térmico considerado na análise de 

conversão para operação bi-combustível.


Tabela 5.1.6 Parque Térmico considerado na análise de conversão para 

operação bi-combustível 


NOTA: TG - Turbina a Gás; MD – Motor Diesel 

As Unidades Wärtsilä serão convertidas para o modelo 18V46 GD 

5.1.7 Perdas Globais 

O Relatório “Avaliação das Perdas Técnicas e Comerciais no Sistema de 

Distribuição da Manaus Energia S.A., 2006” apontou, em dados consolidados de setembro 

de 2006, perdas totais de 34,5% da geração bruta, correspondendo a 1.824.711 MWh, 

que à tarifa então vigente corresponderam a R$ 474 milhões de reais. 

Essas perdas estão fortemente concentradas na distribuição (13,8 kV e BT), 

onde ocorreram 33,11% dos 34,5% registrados em todo o sistema, correspondendo a 

96% do total. 

Na Figura 5.1.1, é apresentada a evolução das perdas na Manaus Energia, de 

1995 até 2006. Pode-se observar neste período uma ocorrência crítica em 1999, seguida 

de uma pequena redução em 2000 e a retomada do crescimento das perdas a partir de 

2001, tendência que se mantém até o presente. 

Figura 5.1.1 Perdas Anuais Totais - % 



Os elevados índices de perdas observados no Sistema Manaus Energia refletem 

em dificuldades financeiras na empresa, reduzindo sua capacidade de investimentos, 

razão pela qual qualquer iniciativa relativa à ampliação de sua capacidade de oferta de 

energia deverá incluir um rigoroso plano de redução de perdas. 

5.1.8 Análise das Conversões 

A avaliação da viabilidade de conversão das termelétricas da Manaus Energia 

para operação bi-combustível foi feita através de análise econômica. 

A empresa realizou simulações no horizonte de 20 anos, adotando como 

premissa a operação das termelétricas na base, comparando os custos de conversão 

de combustível e de O&M das unidades geradoras anteriormente relacionadas na 

Tabela 5.1.6 com os custos de implantação, de combustível e de O&M de uma 

nova termelétrica, operando, no primeiro ano, em ciclo simples e a partir daí em 

ciclo combinado. 

A seguir é apresentada a análise para cada termelétrica. 

a) Área de Aparecida 

Tendo em vista a reversão dos ativos de geração do PIE El Paso para a Manaus 

Energia, prevista para 15/01/2008, foram consideradas na análise as quatro turbinas a 

gás LM6000 existentes nessa área (2 na UTE Aparecida e 2 na UTE D). 

O resumo dessa análise é apresentado nas tabelas 5.1.7 a 5.1.8 a seguir: 

Tabela 5.1.7 Análise Econômica – UTE Área de Aparecida X Planta Nova 

(milhões R$) 



Com estes dados verifica-se que a implantação e operação de uma 

termelétrica nova, para operação na base, apresenta um custo total cerca de 4% 

superior ao custo de conversão e operação das UTE da área de Aparecida. Como a 

diferença entre as duas alternativas é pequena, de apenas 4%, a análise centrou-se 

nos custos dos investimentos. 

O custo de conversão das UTE da área de Aparecida é cerca de 13 milhões de 

reais enquanto o custo de implantação de uma planta nova equivalente é de cerca de 

214 milhões de reais. Assim, levando-se em consideração também o investimento 

inicial, que impacta na disponibilidade de orçamento e recursos financeiros de imediato, 

concluiu-se pela atratividade da conversão das unidades da área de Aparecida para 

operação na base. 

b) UTE W 

Para esta unidade, após a conversão da Planta W para operação bi-combustível 

considerou-se o consumo de cerca de 3% de óleo diesel como necessidade operacional 

para ignição neste tipo de unidade geradora. 

Neste caso pode-se observar que a implantação e operação de uma termelétrica 

nova, para operação na base, apresenta um custo cerca de 3% inferior ao custo de 

conversão e operação da UTE W (Tabela 5.1.8). 

Tabela 5.1.8 Análise Econômica – UTE W x Planta Nova (milhões R$) 

Fonte: Manaus Energia, 2007 

Como a diferença entre as duas alternativas é somente de 3%, da mesma 

forma que anteriormente foi feita a análise pelo custo dos investimentos. 

Segundo dados da Manaus Energia, o custo de conversão da UTE W é cerca 

de 74 milhões de reais, enquanto o custo de implantação de uma planta nova equivalente


é de cerca de 227 milhões de reais. Dessa forma, levando-se em consideração o 

investimento inicial, apresenta-se como mais atrativa a conversão da UTE W para 

operação na base. 

c) UTE B 

Pelos dados da Tabela 5.1.9, observa-se que a implantação e operação de 

uma termelétrica nova, para operação na base representa um custo cerca de 19% inferior 

ao custo de conversão da UTE B. 

Neste caso,observa-se que para a operação na base, uma termelétrica nova 

seria mais econômica que a conversão da UTE B. 

Tabela 5.1.9 Análise Econômica – UTE B x Planta Nova (milhões R$) 


De forma resumida e considerando as análises anteriores, a Tabela 5.1.10 

apresenta o parque térmico próprio da Manaus Energia recomendado para conversão 

e operação na base. 

Tabela 5.1.10 Parque Térmico da Manaus Energia a ser convertido 


NOTA: TG – Turbina a Gás ; MD – Motor Diesel


5.1.9 Geração 

Na Tabela 5.1.11, é apresentada a previsão do volume de gás a ser consumido 

pelas termelétricas convertidas, bem como a potência efetiva da expansão possível de 

ser obtida com o volume contratual restante, de forma a utilizar a totalidade contratada 

para a Manaus Energia (2,8 milhões m 3 /dia). Adicionalmente, são informadas as 

características de rendimento e consumo de gás natural esperados para a UTE B El 

Paso utilizadas nas avaliações. 

Tabela 5.1.11 Consumo de Gás Natural previsto por UTE 


Nota: (1) Potência efetiva a ser disponibilizada por limitação do volume de gás natural disponível 

para esta planta geradora. 

Por estes dados observa-se que a nova expansão máxima, por limitação do 

volume de gás contratual da Manaus Energia, deverá ser de aproximadamente 240 

MW efetivos locais ou cerca de 280 MW ISO. O investimento previsto é de cerca de 

R$ 400 milhões. 

Com o objetivo de garantir a disponibilidade de 100% do total de cerca de 

550MW das UTE que operarão na base consumindo gás natural, bem como suportar 

a perda da maior unidade geradora (estimada como sendo uma turbina a vapor de 100 

MW ISO da nova expansão), até a entrada da LT Tucuruí-Macapá-Manaus em 2012 

(de acordo com a previsão atual da EPE), torna-se necessária uma geração adicional 

equivalente para complementar o atendimento. 

Para tanto, foram analisadas duas alternativas:


Alternativa 1 – prevê o aumento da capacidade instalada com a implantação 

de uma termelétrica nova bi-combustível de cerca de 100 MW, considerando apenas 

as turbinas a gás para operação nos períodos de indisponibilidade de qualquer unidade 

geradora do parque térmico anteriormente apresentado (vide Tabela 5.1.10). 

Alternativa 2 – prevê a utilização da UTE B, convertida para operação bicombustível, 

para operação nos períodos de indisponibilidade de qualquer unidade 

geradora do parque térmico apresentado na Tabela 5.1.11. 

O resumo dessa análise se encontra na Tabela 5.1.12, na qual se observa que 

o custo da ampliação em 100 MW da termelétrica nova é cerca de 30% superior ao 

custo de conversão da UTE B, para operação nos períodos de indisponibilidade de 

qualquer unidade do parque térmico; 

Tabela 5.1.12 Comparação econômica das alternativas (milhões R$) 


Assim, conclui-se pela conversão da UTE B para operação, como reserva, 

nos períodos de indisponibilidade do parque térmico próprio da Manaus Energia. 

5.1.10 Transmissão 

Foi avaliada a expansão do sistema de transmissão de Manaus nas tensões de 

69, 138 e 230 kV, dentro do horizonte 2006-2012, objetivando apresentar os 

empreendimentos necessários, identificados a partir dos estudos energéticos que 

apontam para a necessidade do aumento da oferta de energia, e também do advento 

da entrada do gás natural de Urucú. 

O aumento natural da carga por si só já requer a expansão de linhas e 

subestações ao longo do tempo. Há ainda, adicionalmente ao aumento da carga, o 

fator gás natural que requer uma nova configuração do parque gerador uma vez que


nem todas as unidades geradoras atualmente instaladas apresentam viabilidade de 

conversão para operação bi-combustível. A ocorrência de aumento de carga e ainda 

a ampliação da capacidade de oferta, com a instalação de novas unidades geradoras 

próximo ao centro de carga, acaba elevando o nível de curto circuito e superando a 

capacidade dos equipamentos de 69 kV. Resulta daí, o esgotamento da capacidade de 

atendimento do atual sistema de subtransmissão em 69 kV, sinalizando a necessidade 

de implantação de um novo sistema de transmissão em níveis de tensão mais elevados. 

Desta forma, as soluções técnicas e economicamente viáveis, necessárias para 

atendimento ao crescimento do mercado de Manaus, considerando-se que a interligação 

em 500 kV está prevista para 2012, são: 

. Reforçar a capacidade de transformação no sistema de 69kV com a instalação 

até 2008 de 14 novos transformadores de 26,6 MVA nas subestações existentes 

e duas LTs em 69kV (Cachoeirinha – Distrito Dois e Ponta Negra - Ponta de 

Ismael). 

. Expandir, inicialmente em 2008, o sistema elétrico através de 10km de 

linha, interligando as novas subestações de Mauá 3 (local da nova geração) e 

Jorge Teixeira, em 230kV e, 

. Construção de 37 km de linha , interligando as subestações de Jorge Teixeira, 

Mutirão e Cachoeira Grande em 138 kV 

Após 2008, a expansão do mercado exigirá novas subestações, tanto em 138 

kV como em 230kV. 

A partir de 2009 serão necessárias mais duas subestações em 230 kV (Tarumã 

e Cariri) e mais quatro subestações em 138 kV (Centro, Distrito 3, Parque 10 e Santa 

Etelvina) para atender o crescimento do mercado. Estas subestações deverão entrar 

em operação em 2009, 2010, 2011 e 2012 respectivamente. 

As ampliações e reforços no 138 kV decorrerão das novas instalações de 230 

kV. As subestações de 230 kV de Cariri e Tarumã estão condicionadas a interligação 

Tucuruí- Macapá-Manaus em 500 kV. Assim, a antecipação desta linha implicará na 

implantação, para a mesma data de energização, das duas subestações de 230kV citadas 

anteriormente. Com a geração hoje projetada nas expansões dos estudos energéticos, 

presume-se o não atendimento ao mercado até 2012 devido à limitação do gás natural.


As Tabelas 5.1.13 e 5.1.14 resumem investimentos necessários em subestações 

e linhas, no período 2007/2008 a 2012. 

Tabela 5.1.13 Orçamento de Investimento (R$ x 1000) fev/2007 

(*) Datas condicionadas a interligação Tucuruí – Manaus em 500kV 

NOTA: EL – Entrada de Linha; TR – Transformador. 

Apesar de se tratar de aquisição de somente uma estrutura de 2,8 ton, deve ser incluído o 

seccionamento da LT Manaus – Distrito em 69 kV para atender a SE V8.


Tabela 5.1.14 Orçamento de Investimento – (R$x1000) 01/02/07 


5.1.11 Considerações Adicionais 

. A partir de outubro de 2008, a Manaus Energia se obriga ao pagamento 

correspondente a 2,2 milhões m 3 /dia de gás natural, conforme o Take or Pay 

(TOP) contratual (80% do volume de 2,8 milhões m 3 /dia contratado pela 

empresa), representando um custo mensal de cerca de R$ 38 milhões, 

excluídos os impostos; 

. O custo da conversão do parque térmico apresentado na Tabela 5.1.6 foi 

estimado em R$ 95,39 milhões, conforme informado pelos fabricantes à 

Eletronorte e Manaus Energia;


. Verifica-se que o custo da conversão corresponde a, aproximadamente, 3 

meses de Take or Pay do gás natural, demonstrando que as conversões se 

pagam nesse prazo, ratificando a viabilidade econômica dessas conversões; 

. A conversão para operação bi-combustível será realizada nas unidades 

geradoras próprias e naquelas com previsão contratual de reversão para a 

Manaus Energia. Essas unidades já estão conectadas ao atual sistema de 

subtransmissão de Manaus, em 69 kV, não necessitando assim de significativas 

obras de transmissão para sua continuidade operativa; 

. Para a implantação de uma UTE nova é imprescindível ter disponibilizado 

o sistema de transmissão e subtransmissão associado até outubro de 2008. 

5.1.12 Potência Disponível Local e Balanço da Demanda 

Considerando o volume de gás contratado, a nova expansão necessária e as 

conversões das termelétricas para operação bi-combustível, na Tabela 5.1.15 é 

apresentada a potência disponível das usinas consideradas para o atendimento da 

demanda no período 2008 – 2012. 

Tabela 5.1.15 Potência Disponível Local 


(1) Considera as restrições operativas no mês da demanda máxima anual 

Por outro lado a projeção de demanda prevista para o Sistema Manaus no 

horizonte 2008-2012 deverá se dar de acordo com ao dados da Tabela 5.1.16. a seguir.


Tabela 5.1.16 Projeção da Demanda – Sistema Manaus 

Fonte: CTM / GTON – Ciclo 2006 

A partir desses dados a Tabela 5.1.17 apresenta o balanço de demanda previsto 

para o horizonte 2008-2012. 

Tabela 5.1.17 Balanço da Demanda – Horizonte 2008 – 2012 

Fonte: Manaus Energia – 2007 

(1) 

Disponibilidade de potência após o desconto das reduções 

Deve-se destacar que em 2008 foi considerada como maior máquina uma 

turbina a gás de 74 MW de potência efetiva e a partir de 2009, uma turbina a vapor de 

86 MW. A reserva operacional considerada se refere a UTE B, convertida para operação 

bi-combustível. 

Observa-se que em 2009 e 2010 é necessária a utilização da reserva operacional 

(UTE B) para cobrir o déficit previsto de 30 a 79 MW, respectivamente, em regime 

normal. Para isso, torna-se necessário fazer uso dos volumes contratuais de gás natural 

destinados a CIGÁS (0,5 MM m 3 /dia) e a CEAM (0,2 MM m 3 /dia). A partir de 2011, 

essa reserva não será suficiente para cobrir os déficits previstos.


Considerando a perda da maior unidade geradora, já a partir de 2009 a 

utilização da reserva operacional não é suficiente para cobrir os déficits previstos, 

devendo os mesmos serem atendidos com a utilização das unidades não convertidas, 

operando com combustível líquido. 

Dessa forma, se pode concluir que é necessária a antecipação da interligação 

Tucuruí-Macapá-Manaus de 2012, conforme previsto no Plano de Expansão da EPE, 

para 2010, de modo a evitar a utilização da onerosa geração com combustível líquido 

para atendimento ao Sistema Manaus. 

5.1.13 A Demanda de Gás para Geração Termoelétrica 

para 2010, 2015 e 2020 

Na tabela 5.1.18, dados técnicos e econômicos sobre a conversão de óleo 

para gás natural nas termelétricas que atendem Manaus. 

Tabela 5.1.18 Dados da Conversão de Óleo para Gás nas Termelétricas de Manaus 

(*) considera o custo de conversão de óleo para gás natural das usinas da Manaus Energia de 

R$ 95,39 milhões e custo de implantação de nova usina termelétrica em ciclo combinado de 240 

MW de R$ 400,40 milhões, medidas que permitirão a entrada em operação das referidas usinas 

a partir de 2010. 

Obs.: Não foram considerados os custos para expansão e interligação das redes elétricas de 

transmissão locais. 

5.1.14 Conclusões 

1. A conversão das unidades térmicas da área de Aparecida (4 LM6000, sendo 

2 em Aparecida e 2 na planta D), num total de 152 MW e da UTE Rio Negro (planta


W), de 157 MW para operação bi-combustível, mostra-se necessária e economicamente 

vantajosa para a operação na base, por um período de 20 anos; 

2. A conversão da UTE B de 110 MW efetivos mostrou-se necessária e 

economicamente atraente, desde que a mesma seja utilizada como reserva operacional, 

visando suprir as indisponibilidades do parque térmico; 

3. Será necessária a implantação de uma nova termelétrica em ciclo combinado 

de cerca de 240MW (potência efetiva local), num arranjo de 2 turbinas a gás, 2 caldeiras 

de recuperação e 1 turbina a vapor, com a entrada em operação em ciclo simples até 

outubro de 2008 e o fechamento em ciclo combinado até outubro de 2009. 

4. Para o escoamento da energia gerada por essa nova UTE, foi considerada a 

necessidade de implantação, do sistema de transmissão em 230/138kV, o que se mantido 

o planejado ocorrerá até outubro de 2008. 

5. É imprescindível a realização de investimentos no sistema de subtransmissão 

em 69 kV, particularmente aqueles relativos à compra e instalação de, pelo menos, 14 

transformadores 69/13,8 kV – 26 MVA e a implantação de duas linhas em 69 kV 

(Cachoeirinha – Distrito Dois e Ponta Negra – Ponta do Ismael), condições mínimas para 

o atendimento ao mercado de energia elétrica em 2008 nas atuais subestações 69/13,8 kV; 

6. Com a quantidade de gás contratada, o parque gerador do Sistema Manaus, 

incluindo a expansão prevista de 240 MW, só atenderá a demanda até o ano de 2010, 

indicando a necessidade de antecipação da interligação Tucuruí – Macapá – Manaus, 

para atendimento da ponta de carga prevista para este sistema em novembro daquele 

ano (1.073 MW). 

7. A conversão do parque térmico próprio da Manaus Energia foi estimada 

em R$ 95,39 milhões, conforme informado pelos fabricantes GE e Wärtsilä à 

Eletronorte e a Manaus Energia. 

8. As obras necessárias para implantação do novo sistema de transmissão e 

subestações associadas no biênio 2007/2008 foram estimadas em R$ 362,31 milhões, 

dos quais cerca de 68% destinados às subestações em 230 kV e 138 kV. 

9. A implantação da nova termelétrica em ciclo combinado de cerca de 280 

MW (potência ISO) foi estimada em R$ 400,40 milhões.


10. O resumo dos investimentos previstos para 2007/2008 é apresentado na 

Tabela 5.1.19 a seguir: 

Tabela 5.1.19 Investimentos que foram previstos para o biênio 2007/2008 

Fonte: Manaus Energia – 2007 


1. AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO/ANP, Nota Técnica 016/2006. 

2.COMPANHIA ENERGÉTICA DO AMAZONAS CEAM - Relatório de 

Administração -2007. 

3. CIGÁS, comunicação pessoal, Manaus, 2008. 

4. EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA PDE/EPE - Plano Decenal de Expansão 

2006-2015. 

5. EIA, 2005. 

6. ELETRONORTE/EPEE, Informativo Operacional 2006. 

7. ELETRONORTE. Relatório da Administração, 2007. 

8. MANAUS ENERGIA, Relatório de Administração, 2007. 

9. MANAUS ENERGIA, Expansão do Sistema Manaus, 2007.


5.2 Setor Industrial 


5.2.1 O Processo da Industrialização do Amazonas 

O Estado do Amazonas, com um IDH de 0,780 (PNUD, 2008) em 2005 

e com com uma contribuição de cerca de 1,5% na composição do PIB nacional no 

mesmo ano, conforme anteriormente abordado, é em grande parte coberto pela 

floresta Amozônica. Na região, a valorização do manejo da floresta como fonte 

de renda contribuiu para que o Amazonas atingisse, segundo o Instituto Nacional 

de Pesquisas Espaciais – INPE, uma redução de 30% nos níveis de desmatamento 

no período 2004-2005, alcançando uma queda acumulada de 52% em relação a 

2003 – 2004 (INPE, 2006). 

Sua capital, Manaus, surgiu em 1848 inicialmente como Cidade da Barra 

do Rio Negro passando a ter o atual nome a partir de 1856. Com base na exploração 

da borracha, a partir de 1900, em conjunto com Belém do Pará, Manaus passou 

por um período de grande progresso e desenvolvimento, sendo a primeira cidade 

brasileira a ser urbanizada e a segunda a possuir energia elétrica (a primeira foi 

Campos dos Goytacazes, no Rio de Janeiro). Este quadro começou a mudar a 

partir da segunda metade do século XIX. Os ingleses haviam levado sementes 

selecionadas de seringueiras (Hevea Brasiliensis) para suas colônias do sudeste 

asiático as quais, com base nas vantagens comparativas relativamente ao Brasil 

(Tabela 5.2.1), se desenvolveram rapidamente. Já no início do século XX, chegaram 

ao mercado internacional as primeiras partidas de produção asiática e, com a sua 

rápida ascensão, a borracha amazônica começou a perder mercado levando ao 

declínio a economia da região. 

A Zona Franca de Manaus, inicialmente criada como Porto Livre através 

de Decreto Lei de 1957, e a construção da rodovia Belém-Brasília, no final dos 

anos 50, foram importantes passos na direção de quebrar o isolamento e a 

estagnação econômica que havia se instalado no estado da região Norte.


Tabela 5.2.1 Cultivo da Borracha no Brasil e na Ásia – Dados Comparativos 

Fonte: www.portalamazonia.globo.com 

Relativamente à Zona Franca de Manaus, a partir de Decreto-Lei de 1967, 

que ampliava a lei estabelecida dez anos antes, o modelo foi efetivamente implantado, 

com sua proposta se inserindo no contexto da chamada “operação Amazônica”, 

anunciada pelo governo do Marechal Castello Branco em 1965 (tomdadaamazônia, 

2008). A proposta estimulava a ocupação econômica e demográfica da região, o que 

poderia ser alcançado via o encadeamento entre produção, demanda, emprego e renda. 

Assentado na concessão de incentivos fiscais e orientado ao desenvolvimento 

dos três setores econômicos básicos – indústria , comércio e agropecuária, o modelo 

da Zona Franca de Manaus (ZFM) naquele momento se alinhava à proposta, em voga 

na época, de substituição das importações como forma de fortalecimento do mercado 

interno brasileiro, o que se daria via a implantação de empresas fabricantes de bens 

de consumo durável. 

Para dar suporte à proposta, ainda em 1966 o governo havia criado a SUDAM 

– Superintendência para o Desenvolovimento da Amazônia que, com poderes para 

distribuir incentivos fiscais e financeiros especiais para atrair investidores privados 

nacionais e internacionais para a região, tinha como objetivo principal estimular a 

criação de pólos de desenvolvimento que deveriam se espalhar por toda a bacia 

amazônica. Na mesma linha, em 1967 foi também criada a Superintendência da Zona 

Franca de Manaus (SUFRAMA, 2008). Seu objetivo é o de administrar e controlar os 

incentivos fiscais concedidos às empresas interessadas em se instalar na Zona Franca


de Manaus, bem como promover estratégias de desenvolvimento que utilizem de forma 

sustentável os recursos naturais da região da Amazônia Ocidental. A partir de 1991 à 

área de abrangência da SUFRAMA foram incorpordas as cidades de Santana e Macapá 

no Amapá (Figura 5.2.1). 

Figura 5.2.1 Área de Atuação da Suframa 

Fonte: SUFRAMA, 2008 

Nos primeiros anos logo após sua efetiva implantação a Zona Franca de 

Manaus se tornou um grande shopping center onde podiam ser encontrados diversos 

produtos importados ainda não disponíveis no mercado interno. Manaus teve uma 

explosão em todas as atividades, principalmente na comercial. Dados da Junta 

Comercial do Amazonas indicam que só em 1967 foram registradas 1.339 novas 

empresas (Manaus Online, 2008). 

Naquela época não havia limites para as importações, com restrições apenas 

para armas e munições, fumo, bebidas alcoólicas, automóveis de passeio e perfumes, 

cuja importação só poderia ser feita mediante o pagamento de todos os impostos. 

Mas a partir de 1976 o Governo Federal fixou uma quota de bagagem para os 

passageiros que saíam da ZFM, e os turistas brasileiros, que iam somente para fazer 

compras, aos poucos foram deixando de ir a Manaus, já que a sua lucratividade fora 

reduzida também pelos altos custos com passagens aéreas e hospedagem.


A fixação de quotas de bagagem para os passageiros que saiam da Zona Franca 

de Manaus, o aumento dos custos com passagens e hospedagens e, principalmente a 

crescente pressão da indústria nacional, que buscava proteger as unidades industriais 

instaladas em outras regiões do País, principalmente na região sudeste, redirecionaram 

a atividade comercial da Zona Franca que passou a importar apenas os produtos que 

ainda não eram fabricados no Brasil. A liberalização das importações, a partir de 

1990, reduziu ainda mais o atrativo comercial de Manaus. 

Os projetos industriais na região de Manaus, que começaram a ser implantados 

na década de setenta e que hoje compõem o Pólo Industrial de Manaus (PIM), tiveram 

sua pedra fundamental lançada em setembro de 1968. Inserido no modelo da ZFM, 

inicialmente as indústrias que se localizavam no PIM tinham suas atividades voltadas 

para a montagem de produtos direcionados ao mercado interno. Embora o modelo 

previsse liberdade para importação de componentes e insumos, também acabou por 

contribuir para o fomento de uma indústria nacional que gradativamente vem 

produzindo internamente estes mesmos insumos e componentes. 

Com a abertura da economia brasileira, o que reduziu os impostos de 

importação para todo o País, e a implantação do Programa Brasileiro de Qualidade e 

Produtividade (PBPQ) e do Programa de Competitividade Industrial, as empresas do 

Pólo Industrial de Manaus iniciaram um amplo processo de modernização industrial, 

passando a dar maior ênfase à automação bem como à qualidade e produtividade. 

Nesta mesmo período foi adotada para as empresas do PIM uma política de estímulo 

às exportações. 

Em 2004, das 843 unidades industriais do setor de transformação em operação 

no estado do Amazonas, 393 pertenciam ao conjunto de projetos implantados em 

parceria com a SUFRAMA (Tabelas 5.2.2 e 5.2.3). Com um faturamento de US$ 6 

bilhões alcançado no primeiro semestre de 2004, as indústrias do Pólo Industrial de 

Manaus (PIM) seriam responsáveis por manter, no mesmo ano, o Estado do Amazonas 

na liderança do crescimento industrial do país (MDIC, 2004).


Tabela 5.2.2 Dados Gerais da Atividade Industrial no Amazonas em 2004 

Fonte: IBGE, 2008 

Tabela 5.2.3 Projetos Industriais Implantados no PIM, por Subsetor, em 2004 

Fonte: Araujo, 2005


Quanto aos subsetores com maior representatividade no Pólo Industrial, até 

1985 a liderança era, de longe, exercida pelo setor eletroeletrônico quadro que começa 

a mudar com a participação crescente de outros segmentos, destacadamente o de duas 

rodas seguido do termoplástico e o químico (Tabela 5.2.4) 

Tabela 5.2.4 Participação dos Setores no Faturamento do PIM (1995-2004) (%) 

Fonte: SUFRAMA, Indicadores de Desempenho 2004 

Em 2005, puxado pelas atividades do Pólo Industrial, o PIB de Manaus 

alcançou a preços correntes o montante de R$ 27.214,00 bilhões, valor equivalente a 

pouco mais de 81% do PIB do estado no mesmo ano (IBGE, 2008). O volume de 

recursos recolhidos na categoria impostos é um outro aspecto que indica a relevância 

das atividades do Pólo Industrial. Como detalhado adiante, hoje as atividades do Pólo 

Industrial são responsáveis pela maior parcela de arrecadação em tributos federais 

em toda a Região Norte, excetuando-se a participação de Tocantins. 

Hoje as empresas do PIM, que somam somente em Manaus mais de 450 

unidades em operação com faturamento anual superior a U$ 13,6 bilhões, geração de 

cerca de 90 mil empregos diretos e 350 mil indiretos (nos demais estados de abrangência 

da SUFRAMA são mais de 20 mil os empregos gerados), buscam o aumento das 

exportações e um maior equilíbrio da balança comercial.


Simultaneamente, através de investimentos em institutos de pesquisa regionais, 

vem sendo estímulado o desenvolvimento tecnológico de um parque industrial que 

promova o maior aproveitamento das matérias primas locais. Hoje quase todas as 

empresas que atuam no PIM são filiais de grandes indústrias, quase sempre de capitais 

transnacionais, que produzem aparelhos eletrônicos, motocicletas, relógios, aparelhos 

de ar condicionado, suprimentos de informática e outros, com a maioria dos 

componentes trazidos de outras regiões. 

Quanto aos incentivos fiscais, embora a Constituição Federal de 1988 previsse 

a manutenção dos incentivos fiscais da Zona Franca de Manaus até o ano de 2013, 

uma Emenda Constitucional de dezembro de 2003 estabeleceu sua prorrogação até o 

ano de 2023. Eles abrangem a isenção ou redução de tributos federais, a redução do 

imposto de importação em até 88% (I.I.), a isenção do imposto sobre produtos 

industrializados (I.P.I.), a restituição do ICMS na faixa de 55% a 100%, bem como a 

isenção do imposto sobre a propriedade predial e territorial urbana e de taxas 

municipais, como a de serviços de coleta de lixo (SUFRAMA, 2008). 

Em linhas gerais, no entanto, à excessão do que ocorre no PIM, hoje não 

existe uma verdadeira economia industrial nos estados que compõe a Amazônia 

Ocidental, dentre os quais o Amazonas. Neste estado, afora as existentes no Pólo 

Industrial de Manaus existem algumas outras poucas indústrias isoladas, geralmente 

de beneficiamento de produtos agrícolas ou dedicadas ao extrativismo. 

Pelo lado dos benefícios sociais para a região, a despeito do PIM empregar 

uma grande parcela da mão-de-obra local, algumas críticas têm sido observadas quanto 

ao modelo proposto. Além de até o momento não agregar grande valor às matériasprimas 

regionais, o modelo tem acirrado a concentração de renda considerando não 

só as diversas regiões de Manaus, bem como, e principalmente, as demais regiões do 

Estado. A diferença nos níves de renda per capita e IDH nas diversas regiões do estado 

refletem essa constatação. 

Para a renda per capita, dados de 2005 indicam que a cidade de Manaus 

alcançou R$ 16.547,00, enquanto a geral para o estado do Amazonas ficou em 

R$ 10.320,00 (IBGE, 2006).


Quanto ao IDH, o Atlas de Desenvolvimento Humano de Manaus (PNUD, 

2006) mostra que a região de Nossa Senhora das Graças – Vieirópolis/Adrianópolis, 

da capital amazonense, tinha em 2000 um índice de 0,943, semelhante ao da Noruega, 

(0,942 o maior do mundo na época), enquanto que a região de São José – Grande 

Vitória apresentava um IDH de 0,658, menor que o do Vietnã (0,688) para o mesmo 

ano. Ainda relativo ao mesmo índice enquanto Manaus está entre as cidades brasileiras 

com maior IDH, o estado do Amazonas piorou sua posição, passando do 13º para o 

17º lugar entre todos os estados Brasileiros (PNUD, 2008). 

Tendo como expectativa a auto-sustentação do PIM, o poder público, em 

parceria com o setor privado, está investindo na formação de capital intelectual e 

constituição de núcleos de competência tecnológica locais. Dentre estes se destacam 

o Centro de Ciência, Tecnologia e Inovação do Pólo Industrial de Manaus e o Centro 

de Biotecnologia da Amazônia. A proposta de interiorização do desenvolvimento busca 

mecanismos que induzam o maior aproveitamento econômico dos recursos naturais 

existentes e a promoção de alternativas para melhoria do nível de vida da parcela da 

população que não participa da proposta do PIM (SUFRAMA, 2008). 

5.2.2 O Pólo Industrial de Manaus – Situação Atual 

e Persperctivas 

Na sua publicação Indicadores de Desempenho, de julho de 2008, a 

SUFRAMA (SUFRAMA, 2008) registra que até agosto de 2008 existiam no âmbito 

de sua área de atuação 335 indústrias operando em Manaus. Destas, 220 estavam 

localizadas no Distrito Industrial e 215 espalhadas por outros pontos da cidade, com 

o setor eletroeletrônico, seguido dos segmentos de plástico, metalúrgico e duas rodas 

com os mais expressivos números de unidades em operação. Os investimentos fixos 

totais somaram US$ 1,30 bilhões (R$ 2,73 bilhões para dólar equivalente a R$ 2,10) 

com as maiores aplicações sendo realizadas no setor de eletroeletrônica seguido pelo 

de duas rodas, plástico e alimentos (Tabela 5.2.5).


Tabela 5.2.5 Empresas em Manaus e Investimentos Fixos Realizados – até 

Agosto de 2008 


Relativamente ao faturamento, dados da FIEAM (FIEAM, 2007) indicam 

que no período de janeiro a dezembro de 2007 o valor acumulado somou US$ 25,68 

bilhões (R$ 53,93 bilhões para uma equivalência de R$ 2,10 por dólar) 

Para a mão de obra empregada, dados também da FIEAM indicam que o 

Pólo Industrial de Manaus encerrou o ano de 2007 com mais de 101 mil empregados 

em atividade em dezembro, dos quais pouco mais de 90%, 91.204 pessoas, mantinham 

relação empregatícia formal com as empresas onde atuavam.


A análise do desempenho do conjunto de segmentos do Pólo mostra que o 

setor de produção de eletroeletrônicos, embora seguido pela cada vez mais expressiva 

participação do segmento de duas rodas (passou de 18,43% para 23,35% no mesmo 

período), continuava sendo o setor de maior representatividade no faturamento geral 

do Pólo Industrial. A análise dos Indicadores de Desempenho divulgada pela 

SUFRAMA indica que no período de janeiro a julho de 2008 o segmento de duas 

rodas já tinha uma contribuição equivalente ao de eletroeletrônico no total faturado 

pelo Pólo (Tabela 5.2.6 e Figura 5.2.2). 

Tabela 5.2.6 Faturamento do Pólo Industrial de Manaus por Subsetores–2006-2007 


Figura 5.2.2 Participação dos Setores no Faturamento do PIM – Jan/Jul 2008 (%) 

Fonte: SUFRAMA, 2008


Nas indústrias instaladas no Pólo, a aquisição de insumos representa o mais 

importante item entre os custos de produção. Em 2003 essas despesas representaram 

mais de 90% dos custos totais de produção do Pólo. Nesse item, a maior parcela é 

relativa aos insumos adquiridos no exterior. Em alguns como o químico e o de 

eletroeletrônica, de relevância para os resultados do Pólo, os insumo importados 

representaram em 2006 e 2007 mais de 55% das despesas totais com insumo de 

produção (Tabela 5.2.7) 

Tabela 5.2.7 Aquisição de Insumos por Setor e Região (%) 


Este fato, associado à uma política para as exportações até aqui pouco 

agressiva, tem feito com que as despesas com a importação de insumos venha 

ultrapassando significativamente o valor das exportações em cada ano (Tabela 5.2.8). 

Tabela 5.2.8 Indicadores do PIM – Importação x Exportação 

Fonte: SUFRAMA, 2008


A expectativa é de que a expansão das indústrias de componentes na região, 

que resulte em significativa redução da necessidade insumos importados, em conjunto 

com a adoção de ações políticas mais agressivas para estímulo à exportação, atuem 

como mecanismos para um maior equilíbrio entre os valores totais importados e 

exportados, alterando a tendência observada entre 2003 e 2007. 

Os níveis da arrecadação tributária do Amazonas dão a dimensão da 

importância das atividades do Pólo Industrial para a região. Em 2007, em tributos 

federais, a indústria do Amazonas contribuiu com R$ 10,42 bilhões do total de impostos 

recolhidos na Região Norte, tornando o estado responsável por 61,45% de toda a 

arrecadação federal realizada na 2ª Região Fiscal (IBGE, 2008), que engloba toda a 

região norte a exceção do estado de Tocantins. Do total arrecadado, o Pólo Industrial 

de Manaus participou com R$ 3,98 bilhões. Considerando os impostos estaduais, 

também a indústria desponta como a atividade que gera o maior nível de contribuição. 

Em 2007 representou quase 50% do total arrecadado entre as diferentes atividades 

econômicas (Tabela 5.2.9). 

Tabela 5.2.9 Arrecadação de Tributos Estaduais por Atividade Econômica - 2007 

Fonte: FIEAM, 2007 

A questão dos incentivos fiscais para as empresas do Pólo tem como um dos 

exemplos a operação da conta do ICMS para os diversos segmentos industriais da região. 

A análise desses dados permite identificar diferentes níveis de incentivo fiscal, relativos 

a esta modalidade de imposto, aplicados a cada um dos segmentos (Tabela 5.2.10).


Tabela 5.2.10 Dados da Conta do ICMS das Empresas do PIM 


Quanto às perspectivas futuras para o Pólo, a expectativa é de expansão 

crescente dos negócios. Entre janeiro e julho de 2008, o Pólo Industrial alcançou um 

faturamento acumulado R$ 27,12 bilhões representando um aumento de pouco mais 

de 10% em comparação com o mesmo período de 2007. As empresas em operação 

somariam 550 unidades, responsáveis por aproximadamente 108 mil empregos diretos 

nas linhas de produção, (Agência Brasil, 2008). 

Quanto aos efeitos da crise financeira de 2008, o coordenador-geral de Estudos 

Econômicos e Empresariais da SUFRAMA (Agência Brasil, 2008) observa que o 

aumento do dólar, um dos efeitos da crise, pode colocar a produção do pólo num 

cenário de maior competitividade frente a produtos provenientes de outros países. Os


artigos asiáticos, por exemplo, são normalmente vendidos no Brasil por preços menores 

do que os similares nacionais. Tal perspectiva, no entanto, só poderá ocorrer dentro de 

certos limites dado que, particularmente em alguns segmentos como anteriormente 

discutido, é grande a participação de insumos de produção adquiridos no exterior. 

5.2.3 O Uso da Energia na Indústria de Manaus 

A evolução do Pólo Industrial de Manaus, cujo faturamento total passou de 

R$ 19.073 bilhões em 2000 para R$ 49.568 bilhões em 2007, representando um 

crescimento de cerca de 14% a.a., se reflete na dinâmica do comportamento do consumo 

de energia da cidade de Manaus, fundamentalmente em se tratando da energia elétrica 

empregada na indústria. 

Na cidade de Manaus o consumo industrial de energia elétrica cresceu cerca 

de 8,35% a.a. entre 2000-2007, passando de 878 GWh/ano para 1.539 GWh/ano enquanto 

que, no mesmo período, o consumo total cresceu à taxa de 4,83% a.a., valor significativamente 

menor. Na estrutura de consumo de energia elétrica em Manaus, a participação relativa da 

indústria saltou de 34,8% para 43,9% entre 2000 e 2007 (Tabela 5.2.11). 

Tabela 5.2.11 Evolução do Consumo de Energia Elétrica em Manaus - 2000 - 2007 

Fontes: Elaboração própria a partir de ABRADEE, 2008 e Manaus Energia, 2003 

Para garantir a evolução da demanda de energia, o parque gerador que atende 

à cidade de Manaus, hoje isolado do sistema Interligado Nacional (SIN), conta com a 

hidrelétrica de Balbina, com uma potência de 250 MW e várias unidades de geração


térmica, essencialmente a óleo combustível. Destas, duas são ligadas à Manaus Energia 

(parques térmicos de Aparecida e Mauá), com as demais pertencendo a empresas 

produtoras independentes de energia (PIE). 

A dimensão da quantidade de óleo combustível destinada à geração termelétrica 

em Manaus pode ser avaliada pela previsão feita pela ANP para o ano de 2006, que 

somava um total de 469.205 t (ANP, 2006), bem como pelo Grupo Técnico Operacional 

da Região Norte para o ano de 2007, que, neste caso, somaria 714.281 t. 

(ELETROBRAS, 2007). As vendas totais de óleo combustível realizadas em Manaus 

em 2006 e 2007 somaram, respectivamente, 555.502 e 888.730 t (ANP, 2008), 

concentrando cerca de 40% do consumo de toda a Região Norte (Tabela 5.2.12). 

Tabela 5.2.12 Evolução das Vendas de Óleo Combustível na Região Norte e Amazonas (t) 

Fonte: ANP, 2008 

Com estes dados é ainda possível concluir que mais de 80 % do total de óleo 

combustível consumido no estado do Amazonas foi destinado à geração de energia elétrica, 

ficando os demais 20% destinados a outros usos, dentre os quais o da indústria. 

5.2.4 Pressupostos para os Estudos do Uso do Gás no 

Setor Industrial da Região Norte 

i- Disponibilidade de Gás 

A entrada em operação do gasoduto Coari – Manaus, prevista para final de 

2009, complementando o trecho Urucu – Coari, já em operação, sinaliza para um real 

aumento da disponibilidade de gás natural no estado do Amazonas. Com a operação 

do gasoduto serão notadamente beneficiadas a cidade de Manaus e as cidades de 

Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, Manacapuru e Iranduba localizadas a uma 

distância máxima de 5 km da área de passagem do gasoduto.


Dada a distribuição espacial das empresas e a disponibilidade de gás no curto 

prazo, a análise do uso do gás na indústria amazonense se restringirá às indústrias do 

Pólo Industrial. Além dessas, a análise também poderá contemplar empresas localizadas 

em outros pontos da cidade de Manaus que também poderão vir a se beneficiar do 

fornecimento de gás. 

ii - Variáveis Tecnológicas Consideradas nos Estudos 

a) Os estudos poderiam considerar 3 (três) diferentes possibilidades para uso 

final do gás: uso energético para geração de calor, em sistemas de cogeração com 

geração de frio e vapor e em sistemas de absorção para geração de frio. 

b) Poderiam ainda ser adotados critérios associados à capacidade de adaptação 

tecnológica das empresas tendo em vista a dinâmica do mercado de energia e seus 

impactos na expectativa de fornecimento de gás natural: 

. Processo demanda energia firme: difícil adaptação para uso de outros 

insumos energéticos – 1 

. Processo pode ser associado a um perfil de demanda energia parcialmente 

flexível: maior possibilidade de adaptação, em alguns casos considerando não só a 

questão tecnológica como as características do processo. A título de exemplo, no 

segmento de papel e celulose onde, em princípio, a etapa de produção de celulose 

pode ser mais facilmente adaptada ao uso de outros insumos energéticos enquanto 

que, a produção de papel demandaria uma maior garantia no fornecimento- 2 

. Processo se caracteriza pela total flexibilidade no uso da energia: plena 

capacidade de adaptação para substituição do gás natural por outros energéticos - 3 

i i i – Segmentos Industriais Selecionados para a Realização dos Estudos 

Na seleção dos setores com maior potencial de utilização do gás natural, foram 

considerados aspectos econômicos e tecnológicos ligados a cada um dos setores 

considerados, dentre os quais destaca-se:


Para os aspectos de ordem econômica, 

a) A existência de pelo menos 4 empresas do setor operando em Manaus, 

dentre as quais pelo menos 3 instaladas no Pólo Industrial 

b) O total faturado e recursos investidos em 2006, 

E para os aspectos tecnológicos, 

Dentre as tecnologias de uso do gás natural disponíveis no mercado brasileiro, 

as de maior potencial de aplicação pelos setores, podendo-se ainda considerar, conforme 

anteriormente abordado, a capacidade de adaptação da tecnologia à utilização de outros 

insumos energéticos na hipótese de eventuais alterações no quadro de oferta de gás. 

A partir desses pressupostos, 6 (seis) setores foram preliminarmente 

selecionados. Para eles foram então avaliadas as tecnologias aplicáveis considerando 

o uso do gás natural, bem como estimada a capacidade de resposta a eventuais alterações 

no mercado de oferta de gás (Tabela 5.2.13). 

Tabela 5.2.13 Inserção do Gás Natural na Indústria de Manaus – Setores Pré- 

Selecionados 

1 - difícil adaptação para uso de outros insumos energéticos 

2 - maior possibilidade de adaptação 

3 - plena capacidade de adaptação por outros energéticos 

(**) para que o fornecimento de gás possa oscilar entre firme e flexível deverá ser adotada a 

tecnologia dual, com a utilização de gás e, opcionalmente, óleo diesel 

(***) só será flexível se o gás natural puder ser substituído por GLP, mas limitado a um 

determinado nível de interrupção/ período de substituição para evitar prejuízos para a empresa 

dado o valor mais alto da tarifa do GLP. 

Obs.: na hipótese de utilização de gás natural em sistemas de cogeração deverão ser 

considerados, prioritariamente, usos contínuos, evitando opções em batelada, menos eficientes. 

Fonte: Elaboração própria


5.2.5 Possibilidades de Uso do Gás Natural nas Indústrias 

em Manaus 

5.2.5.1 Geração de Dados de Base 

Para avaliar as alternativas propostas para uso do gás - geração de calor e 

geração de frio – tomou-se como referência um conjunto de dados base relativos ao 

consumo de energia na indústria de Manaus. Num primeiro plano foram considerados 

os dados agregados de consumo do óleo combustível e da energia elétrica, principais 

insumos empregados na indústria local e, portanto, principal foco para os estudos de 

substituição por gás natural. 

i – Consumo de Óleo Combustível 

Para o óleo combustível, como detalhado a seguir, tomou-se como referência 

os dados agregados de consumo do estado em 2006 e a parcela que naquele ano foi 

destinada à geração termoelétrica, historicamente principal item de consumo de óleo 

no Estado. A partir destes estimou-se quanto do consumo excedente seria destinado à 

indústria, base para os estudos de substituição por gás natural. 

ii – Consumo de Energia Elétrica 

Para a energia elétrica, também conforme detalhado a seguir, conhecidos os 

dados de consumo industrial estimou-se, para os estudos de aplicação do gás na geração 

de frio, a parcela do consumo de energia elétrica destinada a este tipo de aplicação. A 

geração de frio é de grande relevância dado o perfil médio da atividade industrial na 

região, com grande presença de montadoras que exigem ambientes climatizados. 

iii – Usos Finais da Energia 

De forma complementar, e visando estimar o perfil do consumo de energia 

de alguns setores industriais, conforme a seguir detalhado, realizou-se um levantamento 

de dados em algumas empresas da região, neste caso, contando com a cooperação 

local do Centro de Desenvolvimento Energético Amazônico – CDEAM, da UFAM- 

Universidade Federal do Amazonas.


Neste levantamento foram visitadas 6 (seis) indústrias das quais 1 (uma) 

pertencente ao setor eletroeletrônico, 1 (uma) ao setor de metalurgia, 1 (uma) ao de 

bebidas, e 2 (duas) ao setor de duas rodas. 

Quanto ao uso da energia elétrica, das empresas visitadas a indústria do setor 

eletroeletrônico e as duas do setor de duas rodas estão enquadradas na tarifa horosazonal/azul, 

e as demais na modalidade tarifa convencional (Tabela 5.2.14 ). 

Tabela 5.2.14 Unidades Industriais Avaliadas 

Fonte: INT/CDEAM/UFAM 

Para cada uma dessas empresas, os principais dados da fatura de energia 

elétrica, considerando as empresas com contrato na modalidade de tarifa Convencional 

e Horo-Sazonal Azul, estão respectivamente registrados nas Tabelas 5.2.15 e 5.2.16. 

Tabela 5.2.15 Resumo das Faturas das Empresas na Tarifa Convencional 


Tabela 5.2.16 Resumo das Faturas - Empresas com Tarifa Horo-Sazonal 

Fonte: INT/CDEAM/UFAM


Na climatização, a pesquisa mostrou que a maior carga encontrava-se instalada 

na empresa identificada como Duas Rodas 1, seguida da de Eletro Eletrônica 

(Tabela 5.2.17). 

Tabela 5.2.17 Sistema de Climatização de Ambientes 


Em duas empresas, na de Refrigerantes e na identificada como Duas Rodas 

2, foi também identificada a utilização de sistemas de refrigeração (Tabela 5.2.18). 

Tabela 5.2.18 Sistema de Refrigeração 


Para geração de calor, foi identificado o uso da energia elétrica na empresa do 

setor eletro eletrônico e nas duas do segmento de duas rodas (Tabela 5.2.19). 

Tabela 5.2.19 Calor Aplicado no Processo nas Empresas Visitadas 

Fonte: INT/CDEAM/UFAM


Relativamente à carga motriz, foi verificado que a maior carga instalada pertencia 

à empresa identificada como Duas Rodas 1, seguida pela de Eletro Eletrônico (Tabela 

5.2.20). A empresa Duas Rodas 2 não disponibilizou dados relativos a este uso. 

Tabela 5.2.20 Carga Motriz Instalada por Empresa 


Das 6 (seis) indústrias avaliadas, somente as do setor duas rodas e eletroeletrônica 

dispõem de geradores emergenciais alimentados a óleo diesel (Tabela 5.2.21)


Tabela 5.2.21 Grupo de geradores emergenciais 


A Tabela 5.2.22 sintetiza a carga total estimada por uso final para todas as 

unidades industriais consumidoras visitadas. 

Tabela 5.2.22 Setor Indústria - Estimativa de Carga Total Instalada por Empresa 


À exceção da indústria metalúrgica, foi identificada a produção de vapor nas 

empresas dos demais segmentos, com o óleo combustível, o GLP e a lenha sendo os 

combustíveis utilizados, embora nem todas as empresas tenham disponibilizado dados 

referentes ao consumo de energia e à produção total de vapor (Tabela 5.2.23).


Tabela 5.2.23 - Sistema de Caldeiras 


5.2.5.2 Estudos de Caso 

Função da limitação de dados relativos ao perfil de consumo de energia nos 

segmentos previamente selecionados, das três alternativas inicialmente propostas para 

uso do gás natural na indústria amazonense, os estudos de caso, para o horizonte 

2010-2020, contemplaram a geração de calor e a geração de frio. No primeiro avaliouse 

a substituição do óleo combustível pelo gás natural; na segunda, a substituição da 

energia elétrica por gás natural.


5.2.5.2.1 Avaliação da Substituição do Óleo 

Combustível por Gás Natural na Geração de Calor 

Dados de base 

Venda de Óleo Combustível em Manaus (Tabela 5.2.24) 

Tabela 5.2.24 Vendas de óleo combustível pelas distribuidoras (m 3 ) 

Fonte: ANP,2008 

Densidade do óleo combustível – 1.000 kg/m 3 

Poder calorífico do óleo – 9.590 kcal/kg 

Poder calorífico do gás natural seco – 8.800 kcal /m 3 

Usos em 2006 

Geração termoelétrica – 513,8 milhões kg/ano (Manaus Energia) 

Outros usos estimados: 

Usos no setor serviços (5 % do saldo) – 2,1 milhões de kg 

Uso Industrial (95% do saldo) – 39,86 milhões de kg 

Dados Considerados na Simulação do Cenário de Evolução do Consumo de 

Óleo Combustível: 

Na evolução histórica do consumo de óleo combustível no setor industrial 

nacional observa-se uma taxa de crescimento da ordem de 4,4% no período 1990- 

1997, a partir do qual tem início a evolução do consumo a taxas negativas, -8,72% 

a.a. no período 1997-2005. Por outro lado, o consumo de gás natural, seu substituto 

mais indicado, cresceu a uma taxa de 12,5% a.a. 

Dado que as indústrias amazonenses localizadas no PIM são principalmente 

montadoras que têm, hoje, na energia elétrica seu principal insumo energético, estimouse 

que o consumo de óleo combustível deverá crescer à taxa de 3% a.a. no período


2006 – 2020, percentual inferior ao considerado para crescimento do PIB e do consumo 

de energia elétrica, este estimado em 8,0% a.a. para o mesmo período. 

Desta forma admitiu-se que o consumo industrial de óleo combustível deverá 

ser de: 

em 2010 - 44,86 milhões de kg; 

em 2015 - 52,01 milhões de kg; 

em 2020 - 60,29 milhões de kg. 

Uso Térmico do Gás Natural - quantidade relativa à substituição do óleo 

combustível e à expansão do mercado, com instalação de novas indústrias 

demandadoras de gás 

Admitindo-se que este uso se dê preferencialmente em caldeiras, os dados 

adotados para conversão foram o poder calorífico do óleo e do gás, respectivamente 

9590 kcal/m 3 (densidade igual a 1) e 8.800 kcal/m 3 . Dadas as características do gás 

natural, que não demanda pré-aquecimento, admitiu- se que o real volume final de 

gás será equivalente a 95% do obtido pela relação entre o poder calorífico dos dois 

energéticos. 

Em cada volume de gás natural para uso térmico estimado para o período 

2010-2020 considerou-se, para efeito de cálculo, um percentual relativo à substituição 

do consumo esperado de óleo combustível. A partir de 2015 considerou-se ainda uma 

parcela adicional relativa à expansão natural do mercado: 10% e 30% do volume 

estimado, respectivamente para 2015 e 2020, para efeito de substituição do óleo. Esta 

expansão decorreria da instalação de novas indústrias que, atraídas pela disponibilidade 

de gás, se instalariam no entorno da rede de fornecimento. 

A partir dessas premissas, em cada ano o volume de gás natural para uso 

térmico seria equivalente a: 

Em 2010 - 10% do consumo esperado de óleo combustível (4,486 milhões 

de kg) é substituído por gás natural, representando um consumo equivalente de 4.644,3 

mil m 3 de gás natural em 2010. 

Em 2015 - 40% do consumo esperado de óleo combustível (20,80 milhões 

de kg) é substituído por gás natural, alcançando um consumo equivalente de 21.553,92


mil m 3 de gás. Com o acréscimo relativo à expansão natural do mercado (10%), o 

volume anual total de gás natural para uso térmico alcançaria 23.709,32 mil m 3 de gás 

natural em 2015 (para efeito de cálculo, volume equivalente a 22,90 milhões de kg 

em óleo combustível). 

Em 2020 - chegaria a 70 % a substituição do óleo combustível empregado na 

indústria, representando 42,20 milhões de kg de óleo previstos para este ano, 

equivalente a 43.689,00 mil m 3 de gás. Com o acréscimo relativo à expansão natural 

do mercado (30%), o volume anual total de gás natural para uso térmico somaria 

56.795,70 mil m 3 de gás natural em 2020 (para efeito de cálculo, volume equivalente 

a 54,86 milhões de kg em óleo combustível). 

Análise Econômica 

Valor Adotado para as Tarifas (2007): 

Óleo: R$ 1,097/kg (ANP,2008) 

Gás natural: a R$ 0,90/m 3 (SERGAS – Sergipe Gás S.A, 2008) 

Investimentos (custo da instalação) - para um valor médio de R$ 160,00/ mil m 3 , 

os investimentos totais são estimados em (mil R$/ ano): 

2010 – 743,09 

2015 – 3.793,49 

2020 – 9.087,31 

Vida Útil - 20 anos 

Custo Anual de Operação e Manutenção dos Equipamentos: neste caso estão 

incorporados nos investimentos 

Custos Evitados e Realizados com os Energéticos (Tabela 5.2.25)


Tabela 5.2.25 Custos Equivalentes Evitados e Realizados com Óleo e Gás Natural 

Fonte: Elaboração Própria 

Economia Líquida Anual (mil R$/ ano): 

2010 - 741,27 

2015 - 3.782,92 

2020 - 9.065,29 

5.2.5.2.2 Geração de Frio - Substituição da Energia 

Elétrica por Gás Natural 

Para este estimativa duas possibilidades poderão ser consideradas: Substituição 

do Motor Elétrico por Motor a Gás no Setor Industrial e Geração de Frio por Sistema 

de Absorção. 

5.2.5.2.2 1 Substituição Linear do Motor Elétrico 

por Motor a Gás no Setor 

Dada as características das principais empresas do PIM, muitas no ramo de 

eletroeletrônico, onde se estima que o sistema de climatização corresponda a segunda 

maior demanda, representando mais de 40% da demanda total, admitiu-se que, ao 

longo do período, 10% da energia elétrica total consumida no setor industrial seria 

destinada à climatização. Para evolução do consumo industrial total de energia 

elétrica, considerou-se a hipótese de que ela cresceria à razão de 8% a.a., valor 

médio da evolução do consumo de energia elétrica observado na indústria da região 

no período 2002/07. 

Desta forma, a seguir a evolução esperada do consumo total de energia elétrica 

no setor industrial, bem como para o sistema de climatização do setor (Tabela 5.2.26).


Tabela 5.2.26 Evolução Prevista para o Consumo de Energia Elétrica no Setor Industrial 

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ABRADEE 

No âmbito desta alternativa, no entanto, apesar de ser significativa a parcela 

do consumo de energia elétrica destinada à climatização, estimada em 10% do consumo 

total do setor, a diferença entre o valor praticado para as tarifas de energia elétrica e 

gás natural não proporciona a rentabilidade mínima ao investimento. Em média, o 

motor a gás, ainda não fabricado no mercado interno, custa cerca de três vezes mais 

do que o similar a óleo nacional. 

A partir dessas considerações, a geração de frio por sistema de absorção a gás 

natural, conforme discutido a seguir, constitui-se, no momento, na melhor alternativa para 

substituir, no setor industrial de Manaus, o uso da energia elétrica em sistemas de climatização. 

5.2.5.2.2 2 Geração de Frio por Sistema 

de Absorção 

Foram avaliadas duas alternativas de emprego de gás natural em sistema de 

absorção em substituição à energia elétrica na geração de frio foram avaliadas. 

Na primeira, a partir da evolução esperada do consumo de energia elétrica 

destinada à atividade industrial em Manaus e da parcela dessa energia que seria 

destinada à climatização (vide Tabela 5.2.26), estimou-se, de forma linear, o volume 

de gás e custos envolvidos para a hipótese de que parte do sistema elétrico hoje em 

operação para geração de frio seria, gradativamente, substituído por sistema de absorção 

a gás natural. 

Na segunda, tomaram-se como referência os dados gerados nas visitas 

realizadas a empresas do Pólo Industrial em Manaus e da área construída média de 8 

(oito) empresas do setor eletroeletrônico (SUFRAMA, 2007). A partir desses dados, 

buscou-se estimar o volume de gás e custos envolvidos considerando a hipótese de


que essas empresas viessem a substituir, até 2020, parte do sistema elétrico em operação 

para geração de frio por sistema de absorção a gás natural. 

Equivalências Adotadas 

. Para operar o sistema existente, dado o tempo médio de vida das empresas 

na região, considerou-se 1 TR com COP (coeficiente de performance) igual a 4,0. Em 

termos de consumo de energia elétrica, para um período de operação de 200 dias/ano 

e 16h/dia (3.200 h/ano), nos cálculos considerou-se que cada TR equivaleria a um 

consumo de 2.790 kWh/ano. 

. Para o ciclo de absorção a ser implantado, considerou-se um coeficiente de 

performance (COP) igual a 1,5. Assim para retirar 3.000 kcal/h (1 TR), considerando 

uma operação de 200 dias/ano e 16h/dia (3.200 h/ano) em 726,4 m 3 de GN/ano o 

consumo por TR. 

Alternativa 1 – Substituição do Sistema Elétrico por Sistema de Absorção 

Tal como nos cálculos onde se considerou a substituição do motor elétrico 

por motor a gás, admitiu-se que a parcela do consumo de energia elétrica destinada à 

climatização seguiria o anteriormente analisado (vide Tabela 5.2.26). Neste caso, os 

cálculos para avaliação desta alternativa tomaram como referência os dados de energia 

elétrica a ser substituída, equivalência em TR (tonelada de refrigeração) e demanda de 

gás detalhados na Tabela 5.2.27. 

Tabela 5.2.27 Energia Elétrica a ser Substituída, Equivalência em TR e 

Necessidade de Gás 

Fonte: Elaboração Própria


Análise Econômica 

Valor Adotado para as Tarifas 

Energia elétrica: 

Para o consumo a R$ 219,17/MWh (ANEEL 2007) 

Para a demanda – R$ 15,00/kW 

Gás Natural - R$ 0,75/m 3 (SERGAS – Sergipe Gás S.A, 2008) 

Investimento (custo da instalação) - US$ 395/ kW (VENTURINI, CANTARUTTI, 

2007) – câmbio: R$ 2,10/US$ - Totais em mil reais 

2015 – 3.693,87 

2020 – 10.850,90 

Vida Útil - 20 anos 

Custo Anual de Operação e Manutenção dos Equipamentos - Para o projeto chiller de 

absorção com queima direta, de acordo com VENTURINI, CANTARUTTI, 

considerou-se 4% do custo da conversão(VENTURINI, CANTARUTTI, 2007). Totais 

em mil reais: 

2015 - 147,75 

2020 - 434,04 

Custos Evitados e Realizados com os Energéticos (Tabela 5.2.28) 

Tabela 5.2.28 Custos Evitados e Realizados com Energéticos – Substituição da 

Energia Elétrica por Gás Natural em Sistemas de Absorção – Estimativa de 

Substituição Linear 



Economia Líquida Anual – ( em mil reais): 

2015 - 259,64 

2020 - 784,87 

Alternativa 2 – Substituição do Sistema Elétrico para Geração de Frio no Setor 

Eletroeletrônico por Sistema de Absorção: 

Neste exercício considerou-se, a partir de 2015, a hipótese de substituição 

gradativa do sistema elétrico hoje em operação no setor eletro eletrônico para geração 

de frio por sistema de absorção a gás natural. Para tal tomou-se como referência os 

dados levantados em pesquisa de campo em empresa do setor sendo rebatidos para as 

8 empresas com maior área construída hoje em operação no PIM, dentre as quais a 

própria empresa de referência: 

Dados de Base 

Da Empresa de Referência: 

· Área total construída- 10.354 m 2 

· Área estimada com demanda de carga para refrigeração 

(50% da área total) – 5177 m 2 

· Dados gerais do consumo de energia elétrica (INT/CDEAM/UFAM) 

- Demanda média do sistema de climatização: 2.435,28 kW 

- Consumo diário total refrigeração – 58.446,70 kWh/dia 

- Consumo horário (empresa opera 24 h/dia) – 2435,27 kWh/ h 

- Cálculo do consumo de energia por m 2 para climatização (área 

considerada 50% da total) - Consumo horário por m 2 = 0, 4704 

kWh/ m 2 h 

Dados da Área do Conjunto das Oito Empresas 

A área construída total das oito maiores empresas soma 282.857 m 2 (10.354 

m 2 pertencentes à Empresa de Referência).


Dados da Área Considerada a ser Climatizada por Sistema de Absorção a Gás 

2015 - 5% da área (14.142 m 2 ) será convertida para sistema de absorção; 

2020 – 15% da área (42.428 m 2 ) será convertida para sistema de absorção; 

Dados das Áreas a Serem Atendidas, Consumos Estimados, TR Equivalentes e 

Necessidades de Gás (Tabela 5.2.29) 

Tabela 5.2.29 Áreas Atendidas, Energia Elétrica a ser Substituída, Equivalência 

em TR e Necessidade de Gás 

Análise Econômica: 

Valor Adotado para as Tarifas 

Energia elétrica: 

Para o consumo a R$ 219,17/MWh (ANEEL 2007) 

Para a demanda – R$ 15,00/kW 

Gás Natural: 

R$ 0,75/m 3 (SERGAS – Sergipe Gás S.A, 2008) 

Investimento (custo da instalação) - US$ 395/ kW (VENTURINI, CANTARUTTI, 

2007) – câmbio: R$ 2,10/US$ - Totais em mil reais 

2015 – 5.518,17 

2020 - 16.555,48


Vida Útil: 20 anos 

Custo anual de operação e manutenção dos equipamentos - de acordo com 

VENTURINI, CANTARUTTI, considerou-se 4% do custo da conversão 

(VENTURINI, CANTARUTTI, 2007). Totais em mil reais: 

2015 – 220,73 

2020 – 662,22 

Custos Evitados e Realizados com os Energéticos (Tabela 5.2.30) 

Tabela 5.2.30 Custos Evitados e Realizados com Energéticos – Substituição da 

Energia Elétrica por Gás Natural em Sistemas de Absorção – Estimativa Setorial 

Fonte: Elaboração própria 

Economia Líquida Anual (em mil R$): 

2015 – 387,86 

2020 – 1.163,65 

A Tabela 5.2.31 resume os principais dados referentes às quatro alternativas 

analisadas para uso do gás natural no setor industrial em Manaus. A partir dos cenários 

elaborados e analisados a seguir, nos quais estarão sendo avaliados aspectos 

econômicos, sociais e ambientais das opções industriais de uso do gás para a região, 

será analisado o potencial de aplicação de cada alternativa para o setor industrial. 

Para os cenários estarão sendo consideradas as opções que tratam da substituição do 

óleo combustível (uso térmico) e da geração de frio por sistema de absorção no setor 

eletroeletrônico, neste caso substituindo a energia elétrica.


Tabela 5.2.31 Resumo das Alternativas Analisadas para Uso do Gás Natural no 

Setor Industrial em Manaus 



PNUD (Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento), Ranking do IDH dos 

Estados em 2005, 2008. Disponível em: http://www.pnud.org.br/pobreza_desigualdade 

PNUD (Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento), Relatório do 

Desenvolvimento Humano 2007/2008. Disponível em: http://www.pnud.org.br/rdh/ 

INPE, Estimativa de Desmatamento da Amazônia no Período 2004-2005, Brasília, 

outubro de 2006. Disponível em: www.dpi.inpe.br/gilberto/present/MCTprodes_apresentacao_26Out_2006.ppt 

TOM DA AMAZÔNIA, História da Ocupação da Amazônia, 2008. Disponível em 

www.tomdaamazonia.org.br/biblioteca/files/Cad.Prof-4-Historia.pdf 

SUFRAMA, Modelo da Zona Franca, História, 2008, www.suframa.gov.br 

MDIC - Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, Pólo Industrial 

de Manaus mantém liderança de crescimento, , 2004, notícia. Disponível em: http:// 

www.desenvolvimento.gov.br/sitio/interna/noticia 

IBGE, Dados dos Estados, 2008. Disponível em: www.ibge.gov.br/estadosat/ 

Araujo, Guajarino de Araujo Filho, Cooperação Entre Empresas no Pólo Industrial de 

Manaus, Tese de Doutorado, D.Sc. Engenharia de Produção, UFRJ, agosto de 2005


SUFRAMA, Indicadores de Desempenho, julho de 2004. Disponível em: http:// 

www.suframa.gov.br/modelozfm_ind_indicadorespim.cfm 

IBGE, Produto Interno Bruto e Produto Interno Bruto per Capta Segundo Regiões, 

Estados e Municípios – 2002 – 2005. Disponível em: www.ibge.gov.br 

IBGE, Segunda Região Fiscal, 2008. Disponível em: 

(http://www.receita.fazenda.gov.br/historico/srf/relgestao/2rf/consolidadas.htm) 

PNUD, Atlas de Desenvolvimento Humano em Manaus, 2002. Disponível em: http:/ 

/www.pnud.org.br/publicacoes/atlas_manaus/index.php 

SUFRAMA, Indicadores de Desempenho, julho de 2008. Disponível em: http:// 

www.suframa.gov.br/modelozfm_ind_indicadorespim.cfm 

SUFRAMA, Perfil das empresas com projetos aprovados pela SUFRAMA até junho 

de 2007, 2008 

FIEAM – Federação das Indústrias do estado do Amazonas, Indicadores Industriais, 

dezembro de 2007. Disponível em: www.fieam-amazonas.org.br 

SUFRAMA, Indicadores de Desempenho do PIM 2007, 2008 

EBC – Empresa Brasileira de Comunicação - Agência Brasil, Crise mundial tem 

impacto positivo no Pólo Industrial de Manaus, avalia pesquisador, out/09/2008 

Disponível em: http://www.agenciabrasil.gov.br/noticias/2008/10/09/ 

ABRADEE, Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, Dados de 

Mercado das Empresas Distribuidoras, 2008. Disponível em: 

http://www.abradee.org.br/banco_de_dados.asp# 

MANAUS ENERGIA, Relatório de Demonstrações Contábeis, Dezembro de 2003. 

Disponível em: http://www.manausenergia.gov.br/relatorios/BalancoDezembro-2003.pdf 

ANP, Conta Consumo de Combustíveis dos Sistemas Isolados de Geração de Energia 

Elétrica, Levantamento dos Valores dos Combustíveis e Fretes Pagos Pelas Empresas 

Geradoras de Energia Elétrica dos Sistemas Isolados, Nota Técnica 016/2006, 2006. 

Disponível em: www.anp.gov.br 

ELETROBRAS, Grupo Técnico Operacional da Região Norte, Plano de Operação 

2007 Sistemas Isolados 

ANP, Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2008. 

Disponível em: http://www.anp.gov.br/conheca/anuario_2008.asp


COMINIWEB – Grupo Comunidade de Comunicação, As obras estarão concluídas 

em dezembro deste ano e a entrada em operação está prevista para setembro de 2009. 

Disponível em: - http://www.comuniweb.com.br/ 

VENTURINI, O.J., CANTARUTTI, B.R., Análise Técnico-Econômica de Sistemas 

de Condicionamento de Ar Utilizando Chillers de Absorção, 8º Congresso Ibero 

Americano de Ingenieria Mecanica, Cusco, out./23-25/2007. 

Outros Sites 

http://portalamazonia.globo.com/ 

http://www.manausonline.com 

http://www.aneel.gov.br/


5.3 Setor Comercial 

Autor: Marcelo Rousseau Valença Schwob 

O uso do GN no setor comercial se concentra, ainda que de modo menos 

pronunciado que no setor residencial, nas regiões metropolitanas do Rio de Janeiro e 

São Paulo, representando 81% do consumo nacional de gás natural no setor comercial. 

Tabela 5.3.1 Venda de gás natural pelas distribuidoras estaduais para o setor 

comercial 

Fonte: Abegás, 2007


Em geral, a demanda de gás natural no setor comercial se destina a propósitos, como: 

geração elétrica, através de sistemas de geração ou cogeração, aquecimento de água 

para cozinhas, banheiros, piscinas, lavanderias e sistemas de calefação, cocção de 

alimentos (fornos e fogões industriais) e outros. 

A demanda potencial de gás natural no setor comercial se concentra em alguns 

importantes sub-setores, como: supermercados (cogeração e aquecimento de água), 

shopping centers (refrigeração, cogeração etc.), hotéis (fogões industriais, aquecedores de 

piscina, cogeração, calefação etc.), padarias (fornos), restaurantes (fogões industriais) etc. 

5.3.1 Uso do Gás Natural no Setor Comercial em Manaus 

Considerando a maior heterogeneidade do conjunto das unidades 

consumidoras comerciais, envolvendo sub-setores com distintos índices de consumo 

específico de gás natural, fica inviável o estabelecimento de um índice único de 

consumo específico por unidade comercial, o que deve ser buscado dentro de cada 

sub-setor, ainda que com grandes faixas de variação, dependendo da natureza do subsetor 

considerado. No caso de Manaus, a quantidade de unidades consumidoras dentro 

de cada sub-setor comercial e as respectivas estimativas de consumo de gás natural 

são as seguintes: 

Centros Comerciais (shopping centers) (4): considerando a possibilidade de 

adoção de sistemas de cogeração em cada um deles, com demanda elétrica unitária da 

ordem de 700 kW, estima-se um consumo potencial total de GN por volta de 10 mil 

m³/dia (2.500 m³/unidade.dia), considerando operação de 10 h/dia e relação de 3,65 

kWh/m³ (eficiência térmica de 35,7% no motor de acionamento); caso ocorra o uso 

convencional do gás natural em substituição ao GLP, como em restaurantes e 

lanchonetes, os dados de consumo específico seriam baixos, da ordem de 350 m³ / 

unidade.dia (total: 1.400 m³/dia), considerando 10 restaurantes e lanchonetes por 

shopping center; 

Padarias: estimou-se para Manaus uma densidade de padarias de cerca de 

30% da média do sudeste brasileiro, da ordem de 1.000 habitantes/padaria no sudeste, 

em função de diferenças culturais. Assim, com 1,6 milhão de habitantes, admitiu-se


que em Manaus existam cerca de 480 padarias. Com um consumo médio de 1.000 m³ 

de GN/mês/padaria e ainda uma participação dos fornos a gás natural no cenário geral 

da ordem de 15% para o setor (72 padarias), considerando a intensa participação de 

fornos elétricos e a GLP, além da limitada amplitude da rede de GN, considera-se 

viável em médio prazo a comercialização de cerca de 2.400 m³/dia de gás natural em 

panificações de pequeno porte na cidade (33 m³/unidade.dia); 

Hotéis: considerando a existência de cerca de 30 hotéis de médio e grande 

porte (60 a 100 quartos) na região urbana da cidade, onde a rede de distribuição 

deverá se expandir, e admitindo-se o consumo de GN restrito a cocção, aquecimento 

de água para cozinhas e banheiros, considerando a aplicação de sistemas de cogeração 

apenas nas quatro unidades de maior capacidade (demanda elétrica > 500 kW) e um 

atendimento da rede a cerca de 30% dessas instalações, estima-se para médio prazo 

um potencial de consumo de GN a ser explorado da ordem de 2.400 m³/dia (1.000 

m³/unidade.dia para instalações com cogeração e 200 m³/unidade.dia para instalações 

sem cogeração); 

Supermercados: considerando a existência de cerca de 10 unidades de grande 

porte, com demanda elétrica da ordem de 800 kW (câmaras frigoríficas, ar 

condicionado, refrigeradores e gôndolas), sendo metade na área de distribuição de 

GN, aplicando sistemas de cogeração com relações da ordem de 3,5 kWh/m³ de GN, 

estima-se para médio prazo uma demanda de GN nesse conjunto da ordem de 20.000 

m³/dia (4.000 m³/unidade.dia); 

Restaurantes: levando em conta para Manaus a densidade de restaurantes da 

área central do Rio de Janeiro, que é da ordem de 8.600 habitantes/restaurante (total 

de 186 restaurantes) (IBGE, 2007), uma demanda média de GN da ordem de 500 m³/ 

mês.restaurante e um percentual de atendimento pela rede de distribuição de 30%, 

estima-se que em médio prazo a demanda total de GN nos restaurantes poderá ser da 

ordem de 1.000 m³/dia (17 m³/unidade.dia); 

Hospitais e Casas de Saúde: a cidade de Manaus conta com cerca de 30 

hospitais e casas de saúde, quase todos com considerável demanda de água quente e 

vapor (esterilização, lavanderia e cozinha/restaurante), através de caldeiras e autoclaves. 

Estimando-se para um hospital médio a operação de uma caldeira de 500 kg de vapor


por hora, com carga média operacional de 60% de sua capacidade, operando 300 h/ 

mês, o consumo decorrente de gás natural seria da ordem de 7.000 m³/mês para cada 

unidade hospitalar ou 210 mil m³/mês (7.000 m³/dia) para um grupo de 30 unidades 

hospitalares. Adicionando-se a possibilidade de implementação de sistemas de 

cogeração nas 5 maiores unidades, de modo a fornecer calor para as demandas citadas, 

além de frio para sistemas de ar condicionado e eletricidade para toda a instalação 

(média de 500 kW por unidade), a demanda de gás natural desses sistemas poderá ser 

da ordem de 73.000 m³/mês.hospital ou cerca de 12.200 m³/dia para o grupo de seis 

hospitais. No total, a demanda potencial de gás natural em médio prazo, considerando 

as premissas apresentadas seria de 19.200 m³/dia. Todavia, considerando uma restrição 

de atendimento da ordem de 50%, em função da limitada extensão da rede de 

distribuição que deverá ser construída, estima-se a possibilidade de suprimento de 

cerca de 9.600 m³/dia de gás natural para a rede de hospitais e casa de saúde de 

Manaus (2.300 m³/unidade.dia). 

Somando-se a demanda potencial de gás natural do conjunto de sub-setores 

mencionados, estima-se para médio prazo uma demanda total de gás natural para o 

setor comercial da cidade de Manaus da ordem de 45.400 m³/dia, valor três vezes e 

meia maior que a demanda potencial de gás natural prevista anteriormente para o 

setor residencial da mesma cidade. Tal estimativa transparece certo otimismo, pois, 

caso efetivada, classificaria a cidade de Manaus como a terceira do país em consumo 

de gás natural no setor comercial, diante dos dados do mercado consumidor nacional 

atual, no qual participaria com cerca de 7,6 % do consumo total, o que não parece 

provável. Nessa avaliação não foram incluídas edificações comerciais com certo 

potencial de consumo de gás natural, como: prédios administrativos (Petrobrás, 

Câmaras Municipal e Estadual etc.), clubes e agremiações esportivas (Fast, Rio Negro, 

São Raimundo etc.) e prédios públicos (Centros culturais, teatros, museus, 

universidades e autarquias públicas): UFAM, dezenas de museus, teatros etc.


Tabela 5.3.2 Estimativa da evolução do mercado comercial do GN em Manaus 

Fonte: elaboração própria. 

Obs.: Considerou-se vida útil de 30 anos para as infra-estruturas implantadas, preço de oferta do 

GN em Manaus de R$ 2,00/m³, valor que daria competitividade ao gás natural em relação ao 

GLP e ao óleo diesel. Admitiu-se prazo de retorno de 10 anos para o investimento na expansão da 

rede de distribuição de gás natural para o setor comercial. 


ABEGAS – www.abegas.org.br 

IBGE – www.ibge.gov.br


5.4 Setor de Transporte 


Em muitos países o mercado de transporte tem reagido de modo positivo e 

gradativo ao processo de ampliação da participação do gás natural. Tal vem ocorrendo 

desde o início dos anos 90 no setor rodoviário, ainda que de modo concentrado em 

alguns países e segmentos. Dentre estes destaca-se o uso em veículos leves na Argentina, 

Brasil, Itália e Paquistão, o transporte rodoviário de passageiros na Ucrânia, China, 

Rússia, Coréia e Índia e o segmento de transporte rodoviário de cargas em países da 

Europa do Leste, com destaque para Rússia e Ucrânia (NGV, 2008). Mais recentemente, 

a partir do final dos anos 90, começaram a surgir experiências positivas de emprego 

do gás natural também nos segmentos de transporte marítimo e fluvial em alguns 

países, indicando um grande potencial de aplicação a ser explorado. 

Algumas iniciativas de fabricantes de motores, como a Guascor na Espanha, 

vem sendo realizadas de modo efetivo, ainda que com aplicação restrita a barcos de 

pesca de pequena e média potência (GUASCOR, 2008). Mesmo o acionamento de 

grandes embarcações com o emprego de gás natural já vem sendo rapidamente 

desenvolvido, com boas perspectivas de aplicação em médio prazo no mercado 

mundial, considerando diversas iniciativas de desenvolvimento tecnológico em vários 

países. Na Coréia do Sul, por exemplo, uma associação da Hiundai com a Wartsila 

está pondo em prática a construção de 206 motores duais (gás natural/diesel) de grande 

porte para operação em 52 embarcações de transporte de GNL (GASBRASIL, 2008). 

Tudo indica que esta solução, impulsionada por crescentes exigências ambientais, 

mostra uma forte tendência da inserção de motores a gás natural que deverá influenciar 

futuros projetos de embarcações no mundo inteiro. 

No Brasil, a TWB projeta, fabrica e explora serviços de operação de barcos 

tipo ferry boat de carga e passageiros de médio e grande porte (100 veículos e 800 

passageiros) com casco duplo de alumínio, operando com motores duais a gás natural 

e óleo diesel (80%/20%). A empresa fica sediada no estado de Santa Catarina e já 

fornece equipamentos para o serviço de travessia da baía de Todos os Santos em 

Salvador, com perspectivas de estabelecimento do mesmo tipo de serviço na baía de 

Guanabara, ressaltando sua potencialidade de aplicação na região amazônica, onde


mais de 90% do transporte de carga e passageiros é realizado através do modal fluvial 

(TWB, 2008). 

Enquanto o mercado de consumo de gás natural para transporte marítimo e 

fluvial encontra-se em sua etapa de desenvolvimento inicial, o modal terrestre apresentase 

em franco processo de crescimento e maturação em dezenas de países no mundo, 

principalmente quanto ao mercado de veículos leves, com destaque para o Brasil que 

em 2007 atingiu a primeira posição no mundo com relação à frota de veículos a gás 

natural em circulação e quanto à demanda de GNV em seu mercado interno 

(GNVGUIDE, 2008). 

Atualmente, segundo a IANGV (International Association for Natural Gas 

Vehicles), a frota brasileira de veículos a GNV, em sua imensa maioria composta por 

veículos leves, é de 1.476.219 unidades (23,2% da frota mundial operada com GNV). 

Com relação à frota de veículos pesados (ônibus e caminhões), o cenário nacional 

apresenta uma quantidade inexpressiva e atualmente não contemplada pelos dados 

estatísticos oficiais. No mundo, todavia, a frota de veículos pesados é considerável. O 

quadro geral das frotas mundial e brasileira a GNV se apresenta como na tabela 5.4.1. 

Tabela 5.4.1 Frota veicular a GNV no Brasil e no Mundo 

Fonte: IANGV, 2007 

Obs.: A frota de veículos a GNV representa atualmente 0,8% da frota mundial de veículos. 

A demanda de gás natural correspondente à frota brasileira e mundial é apresentada 

na Tabela 5.4.2.


Tabela 5.4.2 Consumo total de GNV no Brasil e no Mundo (milhões m³/dia) 


Para atendimento da referida demanda de GNV, a infra-estrutura de 

abastecimento no Brasil e no Mundo apresenta os seguintes números. 

Tabela 5.4.3 Postos de abastecimento de GNV no Brasil e no Mundo 


5.4.1 Mercado Nacional 

O mercado de GNV começou a se estabelecer efetivamente no Brasil no final 

da década de 90, por volta de 1996, apesar de algumas iniciativas pontuais a partir de 

1992. Na fase inicial de formação do mercado de GNV, as taxas de crescimento mais 

elevadas ocorreram no estado do Rio de Janeiro, pela oferta do gás natural da bacia de 

Campos e pelos incentivos oferecidos pelo governo estadual. Em seguida, dois a três 

anos após, o mercado de São Paulo também foi alavancado, inicialmente com a oferta 

do gás de Campos e em seguida, com o gás da Bolívia. Nos últimos cinco anos outros 

estados do Nordeste, Sul e Sudeste também apresentaram significativo crescimento 

(INT, 2002). Em agosto de 2008, o mercado de GNV já atingia 20 estados da federação, 

sendo três deles via GNC transportado por via rodoviária, envolvendo um total de 

263 cidades (FOLHADOGNV, 2008).


De modo geral, os dados apresentados nas tabelas anteriores mostram a 

importância do mercado brasileiro de GNV no cenário mundial. Além disso, trata-se 

de um mercado consumidor que apresentou taxas de crescimento extremamente 

elevadas nos últimos dez anos, muito superiores aos dos outros setores consumidores 

de gás natural no país. Esse processo de crescimento do mercado de GNV foi importante 

na capilarização da rede urbana de distribuição de gás natural em dezenas de cidades 

do país, além de apresentar importantes aspectos econômicos na geração de emprego 

e instalação de empresas industriais (dezenas de fabricantes de componentes) e 

comerciais (706 oficinas de conversão) no país (FOLHADOGNV, 2008). Tal processo 

de crescimento se deveu às fortes políticas de expansão das distribuidoras estaduais 

de gás natural, atraídas pela viabilidade econômica e pela escala de fornecimento de 

GNV, pelas empresas empreiteiras e fabricantes de equipamentos, principalmente de 

compressores, que viabilizaram a comercialização desses equipamentos sob várias 

formas (comodato, leasing, aluguel, associações etc.) e pelo consumidor final, atraído 

pela grande vantagem econômica de custo operacional que havia então em relação ao 

álcool (- 60%) e à gasolina (- 70%), atualmente um pouco inferior, em função de 

recentes aumentos no preço do GNV. 

Nos dois últimos anos, todavia, a oferta de gás natural no Brasil não vem 

acompanhando este ritmo de crescimento. Considerando a prioridade de abastecimento 

de gás natural para os mercados de geração elétrica, residencial, comercial e industrial, 

estima-se que a velocidade de ampliação do mercado brasileiro de GNV deverá diminuir 

nos próximos anos. Vale lembrar que os veículos a GNV sempre terão a gasolina e/ou 

o álcool como sucedâneos de aplicação imediata.. Mesmo com a perspectiva de sofrer 

novas elevações de preço no futuro próximo, continuará a ser mais viável 

economicamente a operação com GNV, mesmo que seu preço dobre, o que é 

improvável. O que se tornará mais limitado com a tendência de elevação de preços do 

GNV deverá ser o processo de conversão de veículos, cujo ritmo já decresceu 24% no 

último ano (2007), passando de 267 mil veículos convertidos em 2006 para 203 mil 

em 2007. Esta mudança na tendência até então observada se deu em função das 

elevações de preço do GNV (cerca de 30% de elevação nos últimos doze meses), 

fazendo com que o investimento requerido não seja mais remunerado em prazos tão


curtos, como até então. De qualquer forma, a significativa frota de veículos convertidos para 

GNV no país, a maior do mundo atualmente, cujos números são apresentados na Tabela 

5.4.4, deverá continuar a demandar grande parcela de gás natural nos próximos anos. 

Tabela 5.4.4 Frota brasileira de veículos convertidos para GNV até setembro de 2007 

Fonte: Folha do GNV, 2007 

Como se pode observar nos dados da tabela anterior, os estados do Rio de 

Janeiro e São Paulo concentram 65,2% da frota nacional de veículos a GNV. Outro 

dado a destacar é que o Distrito Federal e os estados de Goiás, Amazonas e Piauí, 

apesar de ainda não contarem com rede de atendimento com gás natural, já recebem 

GNC por via rodoviária. Nestas localidades são atendidos postos pioneiros, visando


antecipação de mercado consumidor de GNV, daí a pequena frota já existente de 

veículos nesses estados. 

Segundo a mesma fonte da tabela anterior, apesar da redução do ritmo de 

conversões para GNV, o crescimento da frota de veículos convertidos entre 2006 e 

2007 foi de 11,4%, num ano em que as vendas de veículos novos no mercado nacional 

quebraram recordes históricos, chegando a mais de 27% de crescimento. 

A seguir, são mostrados dados referentes à venda de GNV em cada estado no 

mercado nacional, em função da frota apresentada na tabela anterior. 

Tabela 5.4.5 Venda de GNV pelas distribuidoras estaduais no Brasil em outubro 2007 

Fonte: Abegás, 2007 e elaboração própria.


Os dados da tabela anterior apresentam uma concentração do consumo de 

GNV nos estados do Rio de Janeiro e de São Paulo, que juntos representam 65,6% do 

consumo total de GNV do país. Trata-se de uma concentração de consumo menos 

acentuada que no caso dos mercados residencial e comercial, já que alguns estados 

apresentam participação significativa, como Santa Catarina (5,3%), Bahia (4,4%) e 

Minas Gerais (3,4%) (FOLHADOGNV, 2008). 

Um aspecto a destacar são os distintos percentuais de participação do GNV 

no mercado de gás natural de cada estado. Em outubro de 2007 variavam de 3,3% 

(Paraná) até 49,2% (PBGás), conforme o perfil econômico de cada estado, a estratégia 

de cada distribuidora estadual de gás natural, incidência de incentivos estaduais e 

municipais e de tarifas relativas do gás natural em relação à gasolina e ao álcool no 

mercado local. A média nacional de participação do GNV no mercado nacional do 

gás natural é hoje de 16%. Na tabela 5.4.6 a seguir, alguns índices importantes do 

mercado nacional de GNV: 

Tabela 5.4.6 Índices do mercado nacional de GNV (ref.: outubro de 2007) 

Fonte: Elaboração própria e Folha do GNV, 2008.


5.4.2 Perspectivas do Uso do Gás Natural no Setor de 

Transporte no Amazonas 

Em função de sua geografia e economia muito próprias, o estado do Amazonas 

apresenta características muito distintas dos outros estados do país quando se observa 

seu sistema de transporte em todos os seus modais. Contando com grande extensão 

geográfica, poucas rodovias e inexistindo ferrovias, seu sistema de transporte de cargas 

pesadas e de passageiros se baseia no sistema fluvial, também contando com 

considerável participação do transporte aéreo, comparado a outros estados, no 

deslocamento de passageiros e pequenas cargas a grandes distâncias. 

O perfil de demanda de combustíveis para o setor de transporte na região é 

muito específico, sendo pouco intensivo em óleo diesel, gasolina C e álcool para 

transporte terrestre, em função da relativamente pequena frota de veículos, em mais 

de 90% concentrada em Manaus, e muito intensivo em querosene e gasolina de aviação, 

e principalmente em óleo diesel e óleo combustível para embarcações fluviais e 

marítimas (BRASILENERGIA, 2008 e IBGE, 2008). 

As escalas de demanda de combustível, aspectos logísticos, além das 

possibilidades técnicas de conversão para gás natural, tornam atrativos os mercados 

de GNV para transporte terrestre em Manaus e em algumas cidades próximas, como 

Manacapuru, Iranduba e Itacoatiara. Tais mercados apresentam a possibilidade de 

demanda potencial em relação a motocicletas, veículos leves e ônibus, assim como 

embarcações fluviais de pequeno e médio porte, como rebocadores e navios de 

transporte de passageiros, envolvendo motores com potências entre 30 e 500 cv 

(SINDARMA, 2008). As embarcações poderiam ser abastecidos através de um sistema 

logístico mais complexo (postos flutuantes), distribuídos nas margens do rio Solimões 

no trecho entre Coari e Manaus e mesmo um pouco adiante, até Itacoatiara, diante da 

previsão de que sejam instalados em médio prazo cerca de 20 postos fluviais de 

abastecimento de gás natural na referida região. Em termos gerais, se destaca a 

possibilidade de atendimento prioritário da região de Manaus, onde a logística é mais 

viável e o fluxo econômico mais intenso.


5.4.3 Uso de GNV em Transporte Terrestre em Manaus 

O quadro atual (2007) da frota de veículos terrestres no Amazonas apresenta 

a seguinte composição: 

Tabela 5.4.7 Frota de veículos terrestres do estado do Amazonas 

Fonte: IBGE, 2005 e estimativa própria. 

No período de 2005 a 2007, presume-se que a frota de veículos tenha 

aumentado numa taxa anual de 4% aa. Com isso, estimou-se a frota relativa ao ano de 

2007 na última coluna, admitindo-se que a cidade de Manaus seja responsável por 

cerca de 90% da frota de veículos do estado. Segundo informações do Sindicato dos 

Taxistas de Manaus, a cidade conta com 3.950 táxis, incluindo 5% de unidades não 

registradas, sendo 250 táxis já operando com GNV. 

Considerando a venda média de gasolina de 914.000 litros/dia no estado do 

Amazonas no período de jan/06 a jan/07 (6,4% de crescimento no referido período 

equivalente a 1,38% do consumo nacional de gasolina C) e a venda média de álcool 

hidratado no estado, da ordem de 33. 300 l/dia (2,3% do consumo nacional) 

(BRASILENERGIA, 2008 e ANP, 2008), estima-se que a cidade de Manaus seja 

responsável por cerca de 90% dos montantes referidos, destinados em sua maior parte 

aos veículos leves (passageiros e comerciais leves). Vale mencionar que, não sendo


produzido na região, o álcool hidratado apresenta significativo custo de transporte do 

sul-sudeste até Manaus, sinalizando uma considerável vantagem logísitca da 

substituição local do álcool pelo GNV. A tabela a seguir apresenta as demandas atuais 

de gasolina e álcool hidratado de Manaus, assim como sua equivalência em gás natural, 

caso toda a frota fosse transformada para GNV. 

Tabela 5.4.8 Demandas estimadas de gasolina e álcool hidratado de Manaus 

para transporte terrestre e equivalência em GNV 

Fonte: Elaboração própria. 

Admitindo-se a hipótese limite de conversão plena de toda a frota de veículos 

leves de Manaus para GNV, ocorreria uma demanda de gás natural da ordem de 730 

mil m³/dia, equivalente a cerca de 12,2% de toda a oferta prevista do gás natural de 

Urucu na primeira fase de operação do projeto. Para a distribuição de todo esse volume 

de GNV, a considerar o índice médio nacional de venda por posto, mencionado na 

tabela 6 (4.532 m³/dia), seria necessária uma rede de 161 postos de abastecimento em 

Manaus, valor que deve ser apenas considerado como limite máximo, muito aquém 

do que irá se estabelecer no mercado de consumo, pela limitação da extensão da 

futura rede de distribuição. 

Além da limitação de extensão da rede de distribuição que deverá ser 

implantada na cidade, a expansão do mercado de GNV em Manaus irá depender das 

reais perspectivas econômicas de adesão de consumidores de GNV. Isto dependerá 

dos preços relativos locais do gás em relação ao álcool hidratado e à gasolina, do 

preço de oferta do GNV aos distribuidores, dos incentivos fiscais e de financiamento, 

dentre outros. Considera-se viável admitir que a demanda de GNV será balizada pela 

participação dos veículos de operação intensiva (> 100 km/dia), como táxis, veículos


de frotas de empresas públicas e privadas e de certa parcela da frota de veículos de 

uso privado por profissionais liberais. 

Com relação à perspectiva econômica do empreendimento, tanto da parte 

dos postos de distribuição de GNV, como dos usuários, considera-se muito favorável, 

diante da rápida expansão do segmento ocorrida em vários estados. Para a implantação 

dos postos, o custo prevalente é o do sistema de compressão, que muitas vezes é 

comercializado em sistema de comodato ou de leasing, melhorando a atratividade do 

investimento, destacando o aspecto do envolvimento de materiais e equipamentos de 

fabricação nacional. Quanto à perspectiva dos usuários, para uma rotina de 100 km/ 

dia, o investimento na conversão se paga em menos de 6 meses (INT, 2002). Além 

disso, boa parte dos equipamentos de conversão necessários (cilindros, válvulas e 

conexões) são fabricados em Manaus. 

Para o estabelecimento da parcela de adesão dos usuários, consideraram-se 

os índices médios de participação em três níveis. O do Rio de Janeiro (20%), admitido 

como máximo, diante da relativamente extensa rede de distribuição de gás natural da 

cidade em função de sua área, o de São Paulo (10%) (rede de extensão relativa média) 

e de Salvador (5%), com uma rede de menor extensão relativa. A Tabela 5.4.9 apresenta 

os dados de previsão de frota de veículos leves passível de conversão em médio prazo 

(2015) em Manaus, segundo as três premissas apresentadas. 

Tabela 5.4.9 Frota prevista de GNV em Manaus (2012) 


Obs.: Não inclui motocicletas, apesar da possibilidade técnica de conversão das mesmas para GNV 

e da existência em Manaus do maior pólo de produção de motos do país, o que poderá influenciar 

nessa decisão.


Para a previsão de consumo de GNV, adotou-se como referência inicial o 

índice médio nacional de consumo da frota de GNV (4,84 m³/dia.veículo), mencionado 

na Tabela 5.4.10. Da mesma forma, para a previsão do número de postos de 

abastecimento, adotou-se o índice médio nacional de 4.532 m³/dia.posto 

(FOLHADOGNV, 2007). 

Tabela 5.4.10 Previsão de consumo de GNV em Manaus (2012) em m³/dia 


Obs.: O número previsto de postos de abastecimento poderá ser ligeiramente menor, 

considerando que a média nacional de 4.532 m³/dia.posto é bem inferior à capacidade máxima 

operacional média dos compressores dos mesmos, revelando uma capacidade ociosa que varia 

em geral entre 20 a 40%. Assim, os referidos números poderão ser menores. 

O percentual de participação do GNV a ser fornecido ao mercado de Manaus 

com relação à oferta total prevista do gás natural de Urucu de 5,5 milhões m³ /dia 

poderá variar entre 0,7% e 2,9%. Se for incorporado o possível uso de GNV em 

cidades vizinhas, além do emprego em frotas de ônibus de Manaus (3.862 unidades), 

os valores de consumo de GNV em Manaus poderão mais que dobrar, diante do 

elevado potencial de consumo, em função do uso mais intensivo do GNV em ônibus 

coletivos. Neste caso a conversão poderá envolver a tecnologia de uso dual ou dedicada, 

as quais apresentam distintos desempenhos de consumo unitário. 

Por seu uso intensivo e pelo benefício ambiental que poderiam proporcionar 

no ambiente central da cidade, o mercado consumidor de GNV em táxis (3.950 

unidades) (IBGE, 2008) deve ser considerado prioritário para a conversão, o que 

geraria uma demanda de GNV da ordem de 79.000 m³/dia, considerando um consumo 

específico de 20 m³/dia.veículo. Para este caso, a estrutura de atendimento demandaria


uma rede de 18 postos, para uma operação sem filas ou, pelo menos de 10 postos com 

operação a plena capacidade de seus sistemas de compressão. Uma primeira iniciativa 

já foi tomada com a instalação do primeiro posto de abastecimento da cidade desde o 

início de 2007. O posto recebe GNC (WHITE MARTINS, 2008) por via rodoviária, 

atendendo a 162 táxis cadastrados. 

Para cada posto de GNV incorpora-se cerca de 150 kW, em média, de demanda 

elétrica ao sistema local de distribuição, o que em longo prazo poderá interferir de 

modo significativo no planejamento de expansão da rede elétrica de baixa tensão da 

cidade. No caso da incorporação do GNV a 20% da frota de veículos leves de Manaus, 

a demanda elétrica correspondente para compressão de gás nos 38 postos necessários 

seria da ordem de 5,7 MW, valor que se concentraria na região central da cidade. 

Nas previsões de expansão do GNV em Manaus, apresentadas anteriormente, 

não foi considerada a possibilidade de influência positiva nesse processo de expansão 

da presença na Zona Franca de Manaus do maior fabricante de cilindros para GNV no 

país. Trata-se da Cilbrás / White Martins, responsável por mais da metade da produção 

de cilindros do país, além de um grande fabricante de equipamentos de conversão 

para GNV (BRC – White Martins). Este aspecto poderá influenciar no interesse local 

em incentivar o uso do GNV, e mesmo no uso de GNC para outros segmentos da 

economia, como já ocorre com a instalação pioneira de venda de GNV em Manaus, 

operando com equipamentos fornecidos pela White Martins, visando justamente a 

antecipação desse mercado na cidade. 

Em resumo, as demandas estimadas de GNV correspondem ao período de 

curto prazo, que poderia ser limitado ao ano de 2012, considerando a velocidade de 

expansão da rede de distribuição de gás natural para atender aos postos de 

abastecimento. Para o horizonte de longo prazo (2020), poderia ser considerada uma 

taxa média de expansão de 3,3% a.a., valor médio ocorrido na economia do Amazonas 

entre 1991 e 2005. Projetando este valor percentual para o período de 8 anos entre 

2012 e 2020, haveria um crescimento de 29,7%. As previsões de consumo de GNV 

em 2020 estão apresentadas na Tabela 5.4.11 a seguir:


Tabela 5.4.11 Previsão de consumo de GNV em Manaus para 2020 (m³/dia) 


Assim, como indica a tabela anterior, em curto prazo (até 2012), estima-se a 

incorporação de cerca de 5% da frota de veículos leves de Manaus ao GNV, em 2015 

(médio prazo), seriam 10% da frota com consumo de 111.790 m³/dia e em 2020, 

20% da frota, com valor estimado de consumo de 223.579 m³/dia. 

5.4.4 Uso de Gás Natural em Transporte Fluvial na 


Cerca de 98% do transporte de carga e passageiro na região amazônica ocorre 

no modal fluvial (SINDARMA, 2008 e CAPITANIA, 2008). Incluindo-se as travessias 

locais, o número médio anual de passageiros transportados é da ordem de 2,8 milhões. 

Considerando as embarcações de carga e passageiros, segundo a instituição, operam 

na região cerca de 9.200 embarcações, sendo 2/3 em madeira e 1/3 em aço, fibra ou 

alumínio. Há também relato da Capitania dos Portos da região de uma considerável 

parcela de embarcações clandestinas, não registradas. 

Pouco mais da metade das embarcações apresenta menos de 10 anos, da mesma 

forma que metade das embarcações são originárias de pequenos estaleiros locais. 

Nesse cenários, predominam as embarcações de pequeno e médio porte para transporte 

de passageiros e carga, muitos deles mistos, grande número de barcaças, além de 

navios de uso específicos, como graneleiros de sólidos e líquidos e ferry boats. 

Quanto ao número de postos de abastecimento, fixos e flutuantes, a Amazônia 

Ocidental possui 107 unidades (pontões) (CAPITANIA, 2008). As linhas tronco de 

transporte com maior densidade na região são: Manaus - Belém, Manaus – Santarém,


Manaus – Porto Velho, Belém – Santarém e Belém – Macapá. Esta última linha e a 

linha Manaus - Santarém são atendidas por embarcações de alta velocidade para 

passageiros. Em termos gerais, 70% dos barcos de passageiros apresentam capacidade 

superior a 100 passageiros, com 10% deles para mais de 300 passageiros. Em geral, 

os barcos são do tipo misto (passageiros e carga) com capacidade média de 150 t. 

Quanto ao transporte de carga, a parcela principal se refere aos gêneros alimentícios. 

Na categoria das embarcações fluviais se enquadram desde as pequenas 

embarcações para uso em laser, como lanchas e pequenos barcos, providos de motores 

de combustão por centelha na faixa de potência, em geral, de 30 a 200 hp, com uso 

descontínuo, até navios oceânicos, que entram no rio Amazonas, passando pelas 

embarcações de transporte de passageiros e de cargas, em geral, com potências de 

acionamento na faixa usual de 150 a 300 cv e de cargas, em geral, com acionamento 

por rebocadores e empurradores em faixa de potência equivalente ou ligeiramente 

superior. Segundo dados da Capitania dos Portos, a região amazônica conta com 472 

rebocadores registrados (200 a 3.000 t), representando mais da metade da frota nacional. 

Tais embarcações apresentam motores com potências variando, em geral, entre 50 e 

300 cv (CAPITANIA, 2008 e SINDARMA, 2008). 

Em futuro breve, a região poderá ser atendida por barcos do tipo ferry boat 

de fabricação nacional (TWB) para transporte de passageiros (até 1.500 passageiros), 

automóveis (até 100 veículos). Também podem ser considerada a possibilidade de 

transporte de cargas com propulsão através de motores duais, a exemplo do que já 

começa a ocorrer em Salvador, com a operação de barcos acionados por quatro motores 

com potência total próxima de 2.000 kW. Este tipo de embarcação de deslocamento 

rápido (32 km/h) permite concorrer de modo vantajoso com o modal de transporte 

fluvial tradicional nas travessias de rios e com o modal rodoviário (ônibus coletivos), 

por exemplo, nos deslocamentos ao longo da costa fluvial da cidade de Manaus no 

trecho Mauá-Centro-Ponta Negra, permitindo reduzir o congestionamento de trânsito 

no centro da cidade de Manaus, além de reduzir de forma drástica a demanda de óleo 

diesel e as emissões locais (gases e ruídos). 

Existe um potencial de consumo de 1 milhão m 3 /dia de gás natural equivalente 

ao atual consumo de diesel e óleo combustível em transporte fluvial na Amazônia


(GASNET, 2008). Dados obtidos pelo INT junto à Capitania dos Portos de Manaus 

mencionam a existência de mais de 70 mil embarcações na Amazônia, sendo mais de 

metade dessa frota operante na região de Manaus. 

Para as embarcações de laser, desconsiderou-se a possibilidade de conversão 

pelas dificuldades técnicas envolvidas, incluindo-se a perda de desempenho e uso 

pouco intensivo. Para os navios de grande porte de operação oceânica também não se 

aventou a possibilidade de conversão, basicamente por dificuldades e incertezas 

logísticas de abastecimento, ainda que no exterior venham sendo adiantadas pesquisas 

para a promoção de novos projetos de embarcações de grande porte operando com 

motores duais a gás natural. 

Considerando apenas a frota de 432 rebocadores de chatas de transporte de 

carga existentes no Amazonas (CAPITANIA, 2008 e SINDARMA, 2008) e que 60% 

delas operam no percurso Coari – Manaus – Santarém, envolvendo uma potência 

média de 150 kW efetivos por cerca de 15 h/dia, numa relação da ordem de 3,5 kWh/ 

m³ de gás natural, avaliou-se o consumo potencial dessa frota em cerca de 133.000 

m³/dia, já incorporando um índice de 10% da frota não operante (ociosidade, em 

abastecimento e em manutenção geral) e de 10% de uso de óleo diesel, admitindo-se 

o emprego da tecnologia dual de conversão dos motores para gás natural. Adicionandose 

a possibilidade de estabelecimento futuro de um sistema de transporte rápido de 

passageiros, automóveis e carga ente Coari e Manaus, num percurso de cerca de 300 

km, através de duas embarcações (1.000 kW médios), cumprindo o percurso em cerca 

de 6 horas, com duas viagens diárias por embarcação (600 km/dia.embarcação), a 

demanda decorrente de gás natural seria da ordem de 10.000 m³/dia. Esta possível 

forma de operação de ferry boats poderia ser também avaliada para outros trechos no 

rio Solimões. De modo geral, as embarcações poderiam ser abastecidas através de 

postos flutuantes de GNC. Eles poderiam ser distribuídos ao longo das margens dos 

rios Solimões e Amazonas no trecho que vai de Coari até Itacoatiara, trecho em que o 

gás natural apresenta maior facilidade na logística de abastecimento, a exemplo do 

que ocorre com os combustíveis líquidos atualmente distribuídos na Amazônia para 

as embarcações. Destaque-se que o gasoduto Coari-Manaus irá passar próximo a 

diversas cidades, algumas com populações acima de 70 mil habitantes, como Coari,


Manacapuru e Iranduba, que apresentam potencial para instalação de postos de 

distribuição de GNC para embarcações ao longo do percurso. 

Outra possibilidade de emprego de gás natural em transporte fluvial seria 

através de um sistema de transporte de passageiros de curta distância e alta escala de 

freqüência e quantidade de passageiros. A operação se daria na costa da cidade de 

Manaus no trecho Ponta Negra – Centro – Mauá, onde a demanda de transporte é 

crescente, gerando freqüentes engarrafamentos de trânsito na cidade. Com a operação 

de um sistema de barcas ou ferry boats no referido trecho a cidade poderia prescindir 

de cerca de 80 ônibus coletivos em circulação, além de milhares de veículos particulares 

que circulam diariamente nesse trecho, gerando poluição do ar, ruídos e mau 

atendimento nos serviços de transporte (impontualidade, stress, desconforto etc.). 

Na operação do referido sistema prevê-se o uso de duas embarcações ao custo 

de cerca de R$ 35 milhões com capacidade para 1.000 passageiros cada e velocidade 

de deslocamento de 32 km/h. Com isto será possível transportar no referido trecho 

cerca de 1.600 passageiros por hora, fluxo correspondente a 80 ônibus de transporte 

coletivo operando no período diário de 6 horas da manhã às 22 horas (16 horas/dia), 

perfazendo um total de 32 viagens diárias cumpridas pelas embarcações. As viagens 

entre Ponta Negra e Mauá e o centro de Manaus demandariam cerca de 20 minutos 

cada, adicionando-se 10 minutos para embarque e desembarque. No total, em duas 

horas cada embarcação sairia e retornaria para seu ponto de partida, fazendo o trecho 

Ponta Negra, Centro, Mauá, Centro e Ponta Negra, totalizando cerca de 40 km. O 

consumo previsto de gás natural e óleo diesel seria de 2.240 m³/dia (GN) e de 960 l/ 

dia (óleo diesel), o que permitiria eliminar um consumo diário de óleo diesel, somente 

correspondente aos ônibus coletivos retirados e circulação da ordem de 17.000 l/dia. 

Assim, apenas a economia diária de mais de 16.000 l/dia de óleo diesel permitiria 

amortizar o investimento nas embarcações em cerca de três anos, sem contar as 

evidentes vantagens diretas e indiretas da implantação desse tipo de projeto, como os 

ganhos ambientais, econômicos e sociais.


5.4.5 Conclusão 

Para o atendimento do setor de transporte no Amazonas, o gás natural poderá 

encontrar muitos espaços de comercialização, que poderão promover destacadas 

vantagens ambientais (redução de emissões de carbono, enxofre e particulados, além 

de ruídos), econômicas (redução de importação de óleo diesel e de custos operacionais 

para o usuário) e sociais (reduções de preços de serviço de transporte e de tempo de 

deslocamento), a depender da implantação de um sistema eficiente de abastecimento 

de gás natural, tanto para os veículos rodoviários, como para as embarcações. Estas, 

numa primeira instância poderão ser atendidas por postos nas cidades da margem 

esquerda do rio Solimões que serão atendidas com gás natural no trecho Coari – 

Manaus. Até 2018, poderão ser previstos sistemas de abastecimento por GNC e GNL 

que poderão contemplar o trecho Manaus – Parintins – Santarém e, mesmo, Belém. 

Nesta avaliação, considerou-se prioritária a conversão para GNV da frota de 

táxis de Manaus (3.950 veículos), pelo seu uso intensivo e pelas vantagens econômicas, 

sociais e ambientais, gerando uma demanda de 79.000 m³/dia. Vale destacar que a 

presença em Manaus da Cilbrás (maior fabricante nacional de cilindros de 

armazenamento de GNV) e da BRC (um dos maiores fabricantes mundiais de sistemas 

de conversão) deverá ser um fator importante na decisão local de incentivo ao uso do 

GNV. Também deveriam ser priorizados os empregos de GNC nos rebocadores de 

operação mais intensiva (cerca de 1/3 do total) no rio Solimões no trecho Coari – 

Manaus, o que demandaria mais 44.000 m³/dia, assim como o emprego de gás natural 

em um sistema de ferry boats entre Coari e Manaus (10.000 m³/dia) e outro semelhante 

na região costeira de Manaus (Ponta Negra –Centro – Mauá), que demandaria cerca 

de 2.500 m³/dia. No total, a demanda de gás natural gerada por esta estimativa geral 

para a região (135.500 m³/dia) representaria apenas 2,3% de toda a oferta prevista de 

gás natural de Urucu para o estado do Amazonas. Nesse cômputo, não foi incluída a 

possibilidade de conversão de veículos de uso privado, frotas públicas e privadas, 

assim como de ônibus coletivos, o que seria factível em médio prazo e aumentaria 

sobremaneira a demanda de gás natural na região. Considerando-se uma elevação 

média de demanda de gás natural no ano de 2020 de 29,7% em relação a 2012,


estabelecida através da taxa de crescimento econômico anual de 3,3%, ocorrida no 

estado do Amazonas entre 1995 e 2005, prevê-se que o referido consumo estimado de 

gás natural poderá se elevar em 2020 para 173.000 m³/dia. 

Tabela 5.4.12 Estimativa da evolução do mercado do GN apenas para veículos 

leves em Manaus 


Obs.: Considerou-se vida útil de 30 anos para as infra-estruturas implantadas e preço de oferta do 

GNV em Manaus de R$ 1,50/m³. 


ANP – www.anp.gov.br 

BRASILENERGIA, 2008 – www.brasilenergia.com.br e Revista Brasil Energia, 

número 336, novembro de 2008. 

CAPITANIA – comunicado oficial da entidade através de carta de 22/11/2007. 

FOLHADOGNV – Revista Folha do GNV, número 91, outubro de 2008. 

FOLHADOGNV – Revista Folha do GNV, número 90, setembro de 2008. 

GASBRASIL – www.gasbrasil.com.br 

GASNET – artigo publicado em 2006 

GUASCOR – www.guascor.com.br


IBGE – www.ibge.gov.br 

INT – Relatório INT/Finep/CNPq: Dispositivos de Conversão de Motores para Gás 

Natural Veicular – Avaliações de Mercado e de Desempenho, julho de 2002. 

NGVGUIDE – www.ngvguide.com 

NGV – www.ngvgroup.com 

SINDARMA – www.sindarma.org.br 

TWB – www.twb.com.br 

WHITE MARTINS – www.whitemartins.com.br


5.5 Pólo Gás Químico 

Autora: Ângela Maria Ferreira Monteiro 

5.5.1 Introdução 

Uma das possibilidades de uso do gás natural é utilizá-lo como matéria prima 

da indústria petroquímica – neste caso, a gás-química. 

Nesta parte do trabalho analisam-se as opções de produtos passíveis de 

produção, a partir do gás natural produzido em Urucu a ser processado no Pólo 

Industrial de Manaus - PIM, que atendam não só a demanda do mercado da Região 

Norte, como das demais regiões nacionais e o mercado internacional. 

5.5.2 A Estrutura da Indústria Petroquímica 

Uma forma simples de representar os estágios do processo produtivo na 

indústria petroquímica está mostrado na Figura 5.5.1 a seguir. 

Figura 5.5.1 Estrutura da indústria petroquímica


A indústria petroquímica compreende umas poucas unidades industriais com 

elevadíssima capacidade de produção, organizadas em cadeias, nas quais são produzidas 

as matérias-primas para os chamados produtos de primeira, segunda e terceira geração. 

Nestes se enquadram produtos químicos orgânicos e praticamente todos os insumos 

químicos para as indústrias de polímeros (termoplásticos, elastômeros e resinas). A 

variedade de produtos possíveis e sua complexidade aumentam à medida que se desce 

na estrutura piramidal. Esta classificação reúne numa mesma classe produtos com 

número de transformações, grau de dificuldades e custos semelhantes. 

Na fase de refino, no topo da pirâmide, são gerados os produtos que darão 

início às diversas cadeias produtivas. Os chamados produtos de primeira geração 

englobam os produtos básicos e os intermediários, obtidos com poucas transformações 

– em geral uma para os básicos. Os produtos de segunda geração são os produtos 

petroquímicos finais e estes demandam duas ou mais transformações. Na base da 

pirâmide estão as indústrias que transformam os produtos petroquímicos finais em 

produtos finais. É aí que se encontra o complexo setor de transformação de plásticos 

e elastômeros, gerando uma infinidade de produtos finais e semi-acabados: utilidades 

domésticas, embalagens, brinquedos, plásticos de engenharia (partes automotivas, 

eletro-eletrônicas, construção civil, calçados, etc.). No percurso do processo produtivo, 

do topo à base, se observam pelo menos 45 fases (RIVAS, FREITAS, 2006). 

5.5.2.1 A indústria Petroquímica Nacional e 

Internacional 

Historicamente a indústria petroquímica internacional está organizada em 

conglomerados empresariais, cujas empresas participantes estão alinhadas com as 

atividades das cadeias produtivas. Estão dispostos, em geral, em pólos petroquímicos e 

são detentores de tecnologia desenvolvida, mesmo em países onde a disponibilidade de 

matéria-prima é escassa. Esta organização é imposta por um mercado altamente 

competitivo, oscilante, com dinâmica demanda por novos produtos finais, que faz com 

que o seguimento trabalhe de forma integrada, favorecendo a formação de oligopólio.


Devido à mão de obra especializada, no planejamento, algumas empresas 

trabalham com uma ociosidade programada, prevendo retomadas de mercado cíclicas. 

Os produtos petroquímicos com acirrada disputa mercadológica, acabam por fazer 

parte dos chamados commodities, em que a margem entre o custo da matéria-prima e 

o preço do produto final é muito estreita, em decorrência de forte concorrência com 

outros produtos, mais diferenciados e parcialmente imunes às flutuações de preços. 

Isto acaba por forçar-lhes a adotarem mecanismos de ‘auto-proteção’, tais como: (a) 

atividades comerciais e industriais internacionais, como a participação de mercados 

em locais onde adotaram produção descentralizada; (b) compartilhamento de 

capacidade produtiva entre duas ou mais empresas, que se caracteriza por uma 

integração vertical coordenada; (c) rearranjos de produtos de commodities. 

Além da ociosidade programada nas indústrias já instaladas, que permite uma 

rápida retomada da produção quando necessário, outros fatores que desestimulam a 

expansão do setor pela livre concorrência. Entre eles, os altos investimentos iniciais em 

projetos básicos e de detalhamento, a necessidade de equipamentos de produção para a 

planta em escala economicamente viável, laboratórios de P&D e equipes técnicas 

altamente especializadas. Isto sendo aplicado em todas as empresas que passarão a formar 

o novo conglomerado, considerando-se descartadas parcerias com empresas já existentes. 

O comportamento oposto a este também é observado entre diferentes nações, 

onde de um lado há disponibilidade de matéria-prima e de outro a disponibilidade de 

tecnologia altamente desenvolvida: Arábia Saudita versus empresas ocidentais, 

empresas chinesas em busca de países asiáticos e do oriente (LAURIDS, 2003). 

Em resumo, para manterem-se competitivos, o desafio dos conglomerados 

de empresas é manter o equilíbrio entre uma estrutura enxuta e focada na demanda de 

mercado e a ociosidade sazonal. O primeiro, pela pressão de competitividade dos 

commodities, e o segundo, pela dificuldade (tempo e custo) da formação de mão de 

obra especializada e experiente. Para aqueles que querem atingir a liderança, adicionase 

o alto investimento em P&D.


Figura 5.5.2 Estrutura da indústria química brasileira 

Fonte: ABIQUIM, 2005 (Valores de capacidade em mil t/a ao lado de cada produto listado).


Na Figura 5.5.2 está representado o fluxograma “Estrutura da Indústria 

Química Brasileira”, como ilustração das cadeias produtivas, empresas, produtos e 

suas produções. Este quadro dá uma visão macroscópica de como se interligam as 

cadeias produtivas e que empresas fornecem seus produtos para quais empresas, num 

quadro nacional. 

Estas empresas estão distribuídas em quatro grandes pólos petroquímicos 

sobre o território nacional: Pólo de Capuava (SP), Pólo de Camaçari (BA), Pólo de 

Triunfo (RS) e Pólo de Duque de Caxias. 

Embora o setor químico ocupe um lugar de destaque no cenário econômico e 

tecnológico nacional, estudos recentes (CANDAL, 2003), cobrindo o período de 1990 

a 2003, mostram o crescimento nas taxas de produção (2,5%), exportação (6,03%) e 

importações (8,84%), com o consumo aparente (3,34%). Este é o resultado da diferença 

da soma da produção e importação com a exportação, este superior a taxa de 

crescimento do PIB (2,27%), demonstrando assim a dependência histórica do país. 

Com o objetivo de anular este déficit, alguns pólos têm investido em ampliações: 

Capuava, U$700 milhões entre 2006/2010; Camaçari, US$12,7 milhões até 2006: 

Triunfo, US$140 milhões, sem prazo; Duque de Caxias US$ 100 milhões, sem prazo. 

5.5.3 O Gás Natural e o Complexo Gás químico 

5.5.3.1 As Cadeias Produtivas do GN 

Os processos da matriz dos petroquímicos, que utilizam o gás natural (GN) 

como matéria-prima, podem ser desdobrados segundo a Figura 5.5.3.


Figura 5.5.3 Fluxograma da indústria do gás natural 

5.5.3.2 A Composição do Gás Natural de Urucu 

A composição do GN de Urucu, apresentada na Tabela 5.5.1, foi tomada 

como base nos cálculos de produção das cadeias produtivas dos produtos de interesse 

nacional eleitos neste estudo. 

Tabela 5.5.1 Composição química do GN de Urucu 

Fonte: Rivas, A. , Freitas, C.


5.5.3.3 A Composição de GN de Alguns 

Poços Mundiais 

A composição das jazidas mundiais mostra-se bem variável, dependendo de sua 

localização no planeta. Na Tabela 5.5.2 pode-se verificar a diversidade de composições e 

como esta composição afeta o poder calorífico superior da mistura de gases. 

Tabela 5.5.2 Composição volumétrica de gás natural bruto de alguns países 

Fonte: Rivas, A. , Freitas, C.


A Tabela 5.5.3 mostra os produtos derivados do metano, numa seqüência até 

a quinta geração da cadeia produtiva. Nela, pode se observar as inúmeras opções de 

produtos passíveis de produção. 

Tabela 5.5.3 Cadeias produtivas do metano – Gás-química 

Fonte: www.gasnet.com.br/gasnet_br/oque_gn/materia_completa.asp (em 10/12/2007)


5.5.3.4 Expansão dos Negócios da Indústria 

do Gás Natural 

A expansão da Indústria do gás natural deve considerar dois aspectos: a 

expansão da infra-estrutura de transporte, incluídos modelos e sistemas multimodais, 

assim como das aplicações mais nobres para o gás natural, em especial como matériaprima. 

É importante ressaltar a importância de vários derivados do gás natural, sob os 

pontos de vista econômico, social e ambiental e a existência de sinergias entre as 

cadeias produtivas. Embora se possa utilizar, para fins de econômicos, neste capítulo 

não discutiremos a aplicação do GN como combustível. Desta forma, discutiremos os 

atuais estados de crescimento das infra-estruturas e dos mercados de GN como matériaprima, 

tais como: 

1. Um perfil adequado para o complexo gás-químico da Região Norte: 

· Plantas de gás-química Integradas (formatações diferenciadas em função 

do potencial de adição de valor e de sinergias de processos e operacionais). 

· Plantas de gás-química para atender mercados local, nacional e internacional. 

2. Ampliar a probabilidade de sucesso na implantação do complexo gásquímico, 

através da busca de sinergias com cadeias produtivas afins e que 

assegurem maiores retornos econômicos, sociais e ambientais à região e ao país. 

5.5.3.5 Argumentos Econômicos 

Dentre as várias aplicações do gás natural (GN), é como matéria-prima na 

gás-química que ele atinge seu potencial máximo de valorização. Requer investimentos 

de magnitude elevada e em contrapartida reduz drasticamente o impacto ambiental, 

em comparação com a produção tradicional a partir de outros derivados de petróleo. 

Estudos recentes têm mostrado esta valorização mundial, relativa entre alguns dos 

produtos possíveis derivados do GN. A valorização, mostrada na Figura 5.5.4, está 

calcada não somente sobre o valor do produto final, mas nas características econômicas 

do negócio, na oferta de GN prevista para o futuro próximo, na crescente demanda no 

mercado dos insumos químicos e na variável ambiental.


Figura 5.5.4 Valor relativo de alguns produtos derivados de 1 MBTU de GN 

Fonte: www.gasnet.com.br em 12/2007 

Embora a atratividade econômica para os polímeros seja evidente, deve se 

considerar as escalas compatíveis com a economicidade do processo, a alta tecnologia 

envolvida, a disponibilidade local de matérias-primas e os pólos concorrentes: São 

Paulo, Camaçari/Maceió, Trunfo e Duque de Caxias - Rio Polímeros (pólo gás– 

químico). Com relação à estratégia para o desenvolvimento do mercado de gás natural 

na Região Norte, foi tomado como alvo produtivo os processos de produção abaixo, 

de acordo com o grau de maturidade da tecnologia produtiva - via gás de síntese e uso 

do hidrogênio assim produzido: 

. metanol; 

. formaldeído; 

. resinas fenólica e uréica; 

. ácido acético; 

. amônia e uréia; 

. estireno. 

5.5.4 Os Produtos Básicos 

O GN não associado fornece principalmente metano e etano. A partir do etano 

é possível obter-se eteno. Do metano, metanol, amônia, hidrogênio em uma primeira 

etapa. Destes últimos pode-se obter uréia, ácido nítrico, gás carbônico. Dependendo


da presença das frações mais pesadas propano, butano, pentano e superiores associado 

ao GN, poderá obter-se também o propeno, buteno, GLP e nafta. 

Na cadeia produtiva, cada produto deste se desdobra em outros, multiplicando 

em muito as opções de produtos possíveis. Descreve-se a seguir o processo de 

fabricação e aplicações dos principais produtos. 

5.5.4.1 Produção de Metanol 

Processo: o metanol pode ser obtido industrialmente por duas vias: a partir 

do gás de síntese (2 partes de hidrogênio e 1 parte de monóxido de carbono), ou como 

subproduto da indústria têxtil de poliéster (DMT + EG, ou seja, dimetiltereftalato + 

etilenoglicol). Uma das fontes possíveis de matéria–prima para obtenção do gás de 

síntese é o GN (Fig. 5.5.5). 

Figura 5.5.5 Fluxograma de produção do metanol, a partir do gás natural 

Fonte: (GEROSA, 2007)


Todos os processos atualmente utilizados na obtenção de metanol utilizam 

catalisadores à base de cobre. A rota em fase gasosa, predominante no mercado, é 

liderada pelas tecnologias da Syntex (antiga ICI) e a Lurgi. A outra rota, em fase 

líquida, foi introduzida recentemente pela Air Products. Uma importante variável para 

a competitividade do produto é seu custo de produção, que está mostrado na Figura 

5.5.6, em função da escala de produção (LIMA NETO et all, 2007). 

Figura 5.5.6 Custo de produção do metanol versus capacidade da planta 

Fonte: LIMA NETO et all, 2007 

Panorama internacional do metanol 

O metanol é matéria-prima para a produção, principalmente, de olefinas, 

gasolina, dimetiléter (DME), células combustível e biodiesel. 

Algumas das aplicações mais usuais do metanol e seus percentuais estão 

representados na Figura 5.5.7.


Figura 5.5.7 Principais aplicações mundiais do metanol 

Fonte: (GEROSA, 2007), com adaptações 

Algumas das aplicações contidas em ‘outros’ seriam na produção de metacrilato 

de metila, dimetiltereftalato, metiléster, metilcloreto, MTO – Methanol to Olefins e 

MTG – Methanol to Gasoline. Estes dois últimos processos são recentes – MTO 

patente da UOP/HYDRO, MTG – patente da ExxonMobil – estando o primeiro em 

desenvolvimento pela empresa UOP. 

Em oposição à entrada de novos produtos derivados do metanol, está sendo 

descontinuado o uso do MTBE em gasolina, como redutor de emissão de CO e 

hidrocarbonetos não reagidos, por este produto demonstrar propriedades cancerígenas. 

Os fabricantes mundiais de metanol, e suas capacidades em 2001, encontramse 

na Tabela 5.5.4, ao lado.


Tabela 5.5.4 Plantas de metanol distribuídas nos países, os processos utilizados 

e suas capacidades – Dez 2001



e suas capacidades – Dez 2001 - continuação



e suas capacidades – Dez 2001 - continuação



e suas capacidades – Dez 2001 - continuação 

Fonte: http://www.senternovem.nl/mmfiles/28340_tcm24-124813.pdf, em 10/10/07 

O panorama mundial de produção de metanol está resumido na Tabela 5.5.5.


Tabela 5.5.5 Produção mundial de metanol 

Fonte: LIMA NETO, 2007 

Em 2007 a demanda mundial foi de 38 milhões de ton/ano (LIMA NETO, 

2007) e estima-se que a produção mundial tenha sido de 10.000 ton/dia. 

A Methanex é o principal fornecedor com aproximadamente 19% do mercado, 

seguida pela MHTL – Methanol Holdings Trinidad Limited, com 8,5% e a Sabic – 

Sadi Basic Industries Corporation, com 7,5% (METHANEX, 2007).


As reservas de GN na Argentina não são suficientes para a exportação para a 

Methanex no Chile, fazendo com que esta última desativasse uma de suas unidades 

neste país (informação obtida no 4º Congresso de Química do MERCOSUL, em maio/ 

2008). A Methanex está estudando a viabilidade econômica da importação GNL como 

matéria-prima e sua re-vaporização para as unidades de metanol. 

Panorama nacional do metanol 

A evolução do consumo de metanol dos últimos anos, retratada adiante, tem 

mostrado uma demanda crescente deste álcool. O Brasil é deficitário em metanol e 

por isso importa a maior parte do metanol utilizado. 

A balança comercial brasileira do metanol, Figura 5.5.8, mostra um mercado 

crescente até 2004, e que é importado basicamente da América do Sul. As exportações, 

quase inexistentes, também visam o mercado sul-americano. 

Figura 5.5.8 Evolução do mercado nacional de metanol, entre 2001 e 2005 

Fonte: Anuário da Indústria Brasileira – 2006


Figura 5.5.9 Evolução do mercado nacional do metanol, entre 2003 e 2007 

Fonte: Aliceweb, em 30/10/2007, 

* Até set/2007 

O parque fabril nacional do metanol está disperso nos estados indicados na 

Tabela 5.5.6, que indica também a capacidade instalada no ano de 2005. 

Tabela 5.5.6 Indústrias Brasileiras de Metanol 

(1) Empresa incorporada pela Fosfertil em agosto de 2005 

Fonte: Anuário da Indústria Química Brasileira 2006 

Dentre os fabricantes de metanol, a Prosint utiliza o processo de síntese em 

alta pressão – tecnologia Casale – a partir do gás de síntese obtido pela reforma da 

nafta – processo catalítico da I.C.I. A Metanor - Camaçari – BA - obtém o gás de 

síntese a partir do GN e produz o metanol pelo processo da I.C.I. A Prosint planejou 

em 2006 a ampliação de sua produção para 260.000 t/a de metanol, com início de 

produção para 2007, para suprir uma nova planta de formol de 45.000 ton/a. O 

investimento estimado aplicado foi de US$ 12,5 milhões.


A Vicunha obtém o metanol como subproduto de suas unidades têxteis de 

poliéster. A Ultrafértil o obtém como subproduto da unidade de gás de síntese/amônia 

(CEPED, 2002). 

No mercado nacional, Figura 5.5.10, o metanol é importante matéria-prima 

para outras indústrias químicas, na fabricação de: formaldeído, DMT – 

dimetiltereftalato e MTBE – metil-tércio-butil éter (aditivo da gasolina), entre outros. 

Como combustível, misturado à gasolina, não apresenta nenhuma vantagem comparado 

ao etanol de cana de açúcar (poder calorífico de 27,2MJ/kg), que não oferece risco de 

explosão e a toxidade do metanol. 

Figura 5.5.10 Produtos derivados do metanol, segundo o parque nacional 

Fonte: Anuário da Indústria Brasileira – 2005 

O DMT, produzido pela Proppet - BA – concorre com o ácido tereftálico 

(TPA) na fabricação de fibras poliéster 

Pela baixa cotação do metanol no mercado internacional, este produto 

praticamente não é exportado sobre esta forma, mas sim como DMT e MTBE. 

As plantas de metanol concorrentes na América do Sul são: Methanex (Chile), 

com início de atividades em 1988, Metor e Supermetanol, ambas na Venezuela e em 

operação desde 1994.


Resultado da avaliação econômico-financeira para a fabricação do metanol no 

Amazonas 

Após ponderações sobre as vantagens e desvantagens da produção ser alocada 

em Manaus ou Coari, estas feitas pela equipe econômica do convênio n° 023/2004 – 

SUFRAMA/UNISOL, levando-se em consideração as dimensões técnicoorganizacional, 

legal-ambiental, logístico, mercado, financeiro e fiscal, o resultado 

apontou ser favorável a Manaus, portanto, no PIM. 

Aquele estudo conclui que, se toda a produção de GN for utilizada para a 

fabricação de metanol, será possível produzir-se 5.000 t/dia do produto. Como não há 

nenhuma indústria atualmente que pudesse fazer a integração com esta cadeia produtiva 

no PIM, a produção serviria para abastecer o mercado nacional e ainda gerar um 

excedente para a exportação. A viabilidade de uma única planta de metanol mostrouse 

no patamar de 67% em média, o que significa uma boa condição. Também ficou 

claro, através da análise de sensibilidade, que as variáveis críticas para o negócio são: 

o preço do metanol, a escala de produção e o preço do gás natural. 

5.5.4.2 Produção de Formaldeído 

O formaldeído é utilizado na produção de etilenoglicol, penta-eritritol, 

hexametilenotetramina, acetaldeído, ésteres de celulose, preservante de borracha, 

acelerador no processo de vulcanização, inibidor de corrosão em poços petrolíferos, 

tratamento de couros, componente de fertilizantes, fluído de embalsamamento, biocida, 

desinfetantes, desodorantes anti-transpirante, corantes, tinta de impressão, adesivos, 

gelatinas, sucos, etc. 

Também como matéria-prima para a indústria de resinas e estas, para a 

indústria de placas de compensado, aglomerados, MDF e outros insumos da indústria 

civil, de papéis, tecidos e moveleira, indústrias estas de base para o desenvolvimento 

de qualquer região. 

O formaldeído é altamente reativo, podendo gerar diferente outros produtos. 

Além da principal aplicação, como matéria-prima para a produção de resinas – uréica 

(utilizadas nas indústrias madeireiras), fenólica (utilizadas em indústrias de abrasivos,


construção civil e fundição) e melamina (idem fenólicas) – aplica-se às indústrias de 

tintas – resina alquídica – têxteis e outras: síntese do trimetilolpropano e neopentil 

glicol, que são matérias-primas de poliuretano e poliéster, resinas sintéticas e 

lubrificantes sintéticos. Industrialmente também é utilizado, entre outros, na produção 

de películas fotográficas e na indústria eletrônica para a fabricação de circuitos 

impressos. 

Processo de fabricação 

Pode ser obtido pela oxidação do metano, por duas vias conhecidas: uma, 

exclusivamente oxidativa, que utiliza óxido de molibdênio e ferro como catalisadores, 

e outra, chamada de desidrogenação oxidativa, que promove a desidrogenação 

combinada com a oxidação, utilizando catalisadores de cobre ou prata. A diferença 

entre os processos está na quantidade de ar injetada com o metanol: no primeiro processo 

a quantidade de metanol fica abaixo do limite inferior e no segundo processo, acima 

do limite superior de explosividade da mistura metanol-ar (6-37%v). 

O formol (ou formaldeído), produzido a partir do metanol originário do metano 

fornecido pelo gás natural, tem sua equação de reação mostrada abaixo: 

O formaldeído comercial possui 37% em peso de CH 2 

O e 8-15% p 

de metanol, 

para evitar a precipitação de polímero (WALKER, 1944). 

Existe outra rota de produção de formaldeído, a partir de butano e outros 

hidrocarbonetos alifáticos. 

A indústria nacional 

No Brasil, os nove fabricantes, apresentados na Tabela 5.5.7, utilizam o 

processo oxidativo do metanol: os mais conhecidos, Formox – Reichhold Chemicals 

Co, Montecantini-Edson, Societé Chimie de Carbonnage, Borden & Mitsubshi Gás 

Chemical (MEIQ).


Tabela 5.5.7 Produtores de formaldeído no Brasil, localização e capacidade instalada 

Fonte: Anuário da Indústria Química Brasileira 2006 

A balança comercial do formaldeído é favorável ao Brasil, mostrando as 

exportações direcionadas totalmente para a América do Sul, embora em declínio nos 

últimos cinco anos (Figura 5.5.11). 

Figura 5.5.11 Evolução do mercado nacional do formaldeído, entre 2003 e 2007 

Fonte: Aliceweb, em 30/10/2007, * Até set/2007


A maior parte da produção de formaldeído é utilizada cativamente na produção 

de resinas, embora o aumento das exportações tenha forçado um pequeno desvio 

deste produto para a produção de pentaeritritol e hexametilenotetramina. 

A industrial mundial de formaldeído 

A participação da demanda mundial de metanol para produção de formaldeído 

é da ordem de 38%. 

Atualmente no mundo existem 181 plantas de formaldeído, variando a 

capacidade de produção de 730.000 (no Texas, USA) a 2.000 ton/ano (em San Juan, 

México). Além dessas, existem mais projeto de 9 plantas, variando de 48.000 (Índia) 

a 350.000 ton/ano (Arábia Saudita) a capacidade de produção. 

Produção de resinas uréicas 

Quantidades estequiométricas de uréia e formaldeído reagem para formar o 

polímero linear: 

Com excesso de formaldeído e aquecimento, o hidrogênio do grupo imida é 

substituído, quebrando a linearidade. A composição final da rede formada dependerá 

de relação uréia/formaldeído e definirá a sua aplicação. 

A resina uréica é a mais utilizada na indústria de compensados, de aglomerados 

e de móveis Nock (NOCK, 1978). 

Como será visto a seguir, amônia e dióxido de carbono, obtidos indiretamente 

do gás natural reagem para produzir uréia. Assim, o gás natural é a fonte básica para a 

resina uréia-formaldeído. 

A Tabela 5.5.8 mostra como se distribuem os fabricantes de resinas uréicas 

no Brasil e suas capacidades produtivas.


Tabela 5.5.8 Empresas de fabricação de resinas uréicas no Brasil 

(*) Multipropósito – (1) Unidade paralisada temporariamente – (2) Não informou dados de 

produção e venda 

Fonte: Anuário ABIQUIM 2006. 

Produção de resinas fenólicas 

Este tipo de resina é obtido pela reação de condensação e polimerização entre 

um fenol e um aldeído (Figura 5.5.12). Normalmente, utiliza-se o aldeído fórmico 

(formol) e o hidroxibenzeno (fenol). Podem apresentar-se na forma líquida ou sólida, 

de acordo com a proporção de cada reagente, tempo de polimerização, etc.


Figura 5.5.12 – Reação fenol- formaldeído para formação da resina fenólica 

Fonte: http://www.pucrs.br/quimica/professores/arigony/formaldeido.html 

Existem dois processos de fabricação para este tipo de resina (GOWARIKER, 

et all, 1986): 

1 – O processo novolac ou baquelite, onde uma quantidade de fenol reage 

com 75% da quantidade estequiométrica de formaldeído, em presença de catalisador 

ácido, para formar moléculas lineares. 

Esta resina pode ser estocada por qualquer tempo sem endurecer ou fazer 

ligações cruzadas. Finaliza-se o processo com adição em excesso de formaldeído e 

aquecimento. 

O processo que produz as novolacs é conhecido como úmido, ácido ou alemão 

e emprega como matéria-prima compostos semelhantes à baquelite; a resina resultante 

presta-se mais à fabricação de artefatos moldados por compressão e transferência. No 

estado sólido, novolac, geralmente já formuladas com cargas, plastificantes e outros 

aditivos, apresentam-se com coloração escura. 

Algumas aplicações desta resina são: engrenagens; pastilhas de freio, 

componentes no sistema de transmissão de carros; compensado naval; peças elétricas 

moldadas; laminados para revestimentos de mesas, balcões, divisórias, portas; tampas 

de rosca resistentes.


O processo produtivo está representado na Figura 5.5.13. 

2 – O processo resole, onde quantidades equimolares de fenol e formaldeído 

são reagidas sob meio alcalino e controle rigoroso da taxa de reação e conteúdo da 

conversão, até a etapa linear. 

Este processo tem limitação do tempo de prateleira, pois a reação continua 

lentamente sob condições de estocagem. Para a cura final basta simplesmente 

aquecer a resina. 

A resina do tipo resole apresenta-se líquida, tem largo emprego na impregnação 

de materiais diversos (papéis, tecidos, madeira, etc.), na fabricação de adesivos, 

vernizes, podendo ser aplicadas a pincel, por imersão, borrifo entre outros. O processo 

de fabricação dos resoles é conhecido como “alcalino ou seco”; por ser mais caro que 

o ácido, só é usado quando se desejam resinas translúcidas ou de cores muito claras. 

Há uma grande variedade de aplicações, tanto para o tipo resole comum, quanto para 

o tipo novolac. Além das aplicações citadas acima, usa-se em rebolos do tipo resinóide 

(como aglomerante). Os vernizes e lacas constituem outra grande aplicação das resinas 

líquidas. De baixo peso molecular, são solúveis em óleo e compatíveis com compostos 

resinosos, desde que sua polimerização não se tenha completado e não estejam ocupadas 

duas ou mais valências do fenol. 

Segundo Sellers (SELLERS, 2001), a resina fenólica (FF – fenolformaldeído) 

é a mais utilizada na fabricação de chapas de madeira de partículas orientadas, 

conhecidas como OSB –Oriented Srtand Board, muito utilizadas nos setor moveleiro 

e de construção civil, com um custo de produção inferior ao MDI – resina de difenilmetano 

di-isocianato.


Figura 5.5.13 Fluxograma de produção de resinas uréica e fenólica 

Fonte:GOWARIKER, et all, 1986 

Em função de algumas empresas não informarem sua produção e vendas, o 

quadro de produção mostra uma ociosidade aparente de 50% da capacidade produtiva, 

tanto nas resinas uréicas quanto nas fenólicas. Analisando, porém, as importações 

destas resinas, o quadro mostra uma crescente importação entre 2001 e 2005, com 

uma quantidade importada em 2005 da ordem de 1.922 ton (uréicas) e 3.675 ton 

(fenólicas), indicando mercado existente. 

Para somente repor esta produção de resina uréica importada seriam necessários 

1.025 ton de metano. O mesmo cálculo feito para a resina fenólica resulta em 856,3 

ton de metano. 

A tabela 5.5.9 mostra a capacidade instalada de produção de resinas 

fenólicas no Brasil.


Tabela 5.5.9 Fabricantes de resinas fenólicas no Brasil 

* Multipropósito – (1) Unidade paralisada temporariamente – (2) Não informou dados de 

produção e vendas. 

Fonte: Anuário ABIQUIM 2006 

5.5.4.3 Produção de Ácido Acético 

O segundo produto mais utilizado derivado do metanol é o ácido acético, 

correspondendo a 11% da demanda do metanol. O processo a partir do metanol é o 

que apresenta o menor custo e representa 78% do total da produção de ácido acético. 

Ele poderá ser obtido a partir da carbonilação do metanol, pelo processo Basf 

a 250°C e 650 atm, utilizando iodeto de cobalto, como catalisador, com rendimento 

de 90%. Ou pelo processo Monsanto, 150°C e pressão atmosférica, com catalisador a 

base de ródio iodado e 99% de conversão do metanol (CHEUNG et all, 2002), com 

os subprodutos principais dessa reação CO 2 

e o H 2 

, entre outros processos. Este segundo 

é o mais utilizado no mundo atualmente:


Mercado mundial de ácido acético 

A maior aplicação do ácido acético é como agente de esterificação, na 

fabricação de monômero acetato de vinila (MAV - 34%) – motivo pelo qual muitas 

plantas de MAV são integradas com a do ácido acético – acetato de etila, amila, butila, 

isopropila, isobutila e outros, que são solventes para a produção de adesivos, papel, 

filmes, etc. A segunda maior aplicação (18%) é na produção de ácido tereftálico (PTA), 

um precursor do PET – polietileno tereftálico. Também bastante aplicado nas indústrias 

farmacêuticas/cosméticas, inseticidas, tintas e corantes. Na indústria têxtil atua como 

acidificante e neutralizante. É usado como coagulante do látex na produção da borracha 

natural. Utilizado também na produção (além de anidrido acético e ésteres de ácido 

acético) de ácido cloroacético, que pode gerar glicerina e carboximetilcelulose. 

Atualmente existem 60 plantas de ácido acético operando em todo o planeta, 

variando a capacidade de 5.000 (na Argentina) a 1.200.000 t/ano (nos EUA). Dentre 

as dez maiores plantas, três estão os EUA e duas na China Além deste contingente, 

estão em estudo outras 21 plantas ou expansões com capacidade variando de 65.000 

(na Índia) a 1.200.000 t/ano (na China), das quais doze se situam na China, três na 

Índia e duas na Arábia Saudita. 

O preço do ácido acético praticado na Europa tem variado de 867 a 926 

EUR/MT, enquanto nos EUA tem variado de 850 a 890 US$/MT. 

O investimento necessário para uma planta de capacidade de 500.000 t/ano 

de ácido acético e acetato de vinila foi estimado pela Pequiven, antes de 2004, em 

cerca de US$200 milhões. 

Em abril de 2005 a Yangzi Petrochemical Co submeteu ao governo chinês 

um estudo de viabilidade de uma planta de 500.000 ton/ano de ácido acético. 

Posteriormente, esta assinou um contrato de joint venture 50:50 com a British Petroleum 

para construí-la em Nanjing, Jiangsu, China, a partir de 2007, com um custo projetado 

de USD$120 milhões.


Evolução do mercado nacional do ácido acético 

A Figura 5.5.14 mostra como vem se comportando o mercado de ácido acético 

nos últimos anos. 

Figura 5.5.14 - Evolução do mercado mundial de ácido acético, entre 2003 e 2007 

Fonte: Aliceweb, mar/2008 

No Brasil, devido à escassez do metanol no mercado, o ácido acético é pouco 

produzido a partir desta matéria-prima. Somente três empresas o fabricam e todas 

estão localizadas no estado de São Paulo (Tabela 5.5.10). 

Tabela 5.5.10 Produtores de ácido acético no Brasil, localização e capacidade 

instalada 

Fonte: ICIS – mar/2008, * Multipropósito


5.5.4.4 Produção de Amônia 

Este é um dos produtos de maior demanda mundial e a maior utilização de 

sua produção é para adubos químicos. Dependendo da aptidão agrícola do país, o uso 

pode chegar a 100% da produção, como no caso da China. Ainda em países 

industrializados, como os Estados Unidos, o seu uso na agricultura chega à casa dos 

74% (ABRAM, FOSTER, 2005) da produção interna do país. 

Os últimos anos têm demonstrado um crescimento constante na demanda e 

produção nacional deste produto, mantendo-se a importação para a complementação. 

O mercado internacional de amônia 

Com a alta do gás natural nos últimos anos, que se manteve acima dos US$9/ 

milhão de BTU, os negócios da gás-química ficaram com risco de inviabilidade 

econômica, mesmo para os processos de obtenção de fertilizantes a partir da amônia. 

Em maio de 2007 a Pemex, grande fabricante mexicana de amônia, anunciou 

a desativação de sua planta de Camargo, com capacidade de 82.000 t/ano. A manutenção 

de uma planta desativada custa anualmente à empresa o valor de US$362 milhões. 

Em novembro de 2007 o preço da tonelada métrica de amônia subiu US$20, 

chegando ao valor de US$190. 

Evolução do mercado nacional de amônia 

Matéria prima para fabricação da uréia, o mercado de amônia fica dedicado 

quase que totalmente a esta finalidade. 

A queda da balança comercial nos últimos anos no mercado de amônia (Figura 

5.5.15) deve-se a uma tendência mundial de produção associada à da uréia.


Figura 5.5.15 Evolução do mercado nacional de amônia, entre 2003 e 2007 

Fonte: Aliceweb em 30/10/07. * Até set/2007 

Processo: atualmente, o processo de produção da amônia consiste na reação 

entre o nitrogênio e o hidrogênio, sob elevada pressão e temperatura, na presença de 

ferro como catalisador (processo de Haber Bosch). 

O nitrogênio utilizado na síntese da amônia é derivado do ar atmosférico. O 

hidrogênio – maior fração do gás de síntese - pode ser obtido a partir do GN, por meio 

de uma reforma a vapor do metano (SMR – Steam Methane Reforming), do 

hidrocarboneto com vapor de água, ou obtido através de oxidação parcial do metano 

(POX – Partial Oxidation of Methane) ou de hidrocarbonetos mais pesados, ou ainda 

pela reforma auto-térmica (ATR – Autothermal Reforming). 

Na obtenção de H 2 

, com a conversão do CO em CO 2 

utilizam-se os processos 

a alta temperatura (300 – 450°C) – shift conversion hight temperature, HT – e a baixa 

temperatura (180 – 250°C) – shift conversion low temperature, LT. Estes processos 

em cascata asseguram uma faixa de 0,1-0,2 mol% de CO nos gases de saída, seco. 

Na Figura 5.5.16 está representado o fluxograma de produção da amônia.


Figura 5.5.16 Fluxograma de produção de amônia 

Fonte: GEROSA – 2007 (modificado) 

Resultado da avaliação econômica para a amônia a ser fabricada no Amazonas 

Assim como no caso do metanol, a amônia não teria uma pronta integração 

com a cadeia produtiva no PIM, mas uma planta produzindo aproximadamente 1.269 

t/dia estaria dentro da escala econômica em relação ao mercado internacional. Esta 

integração deverá considerar a incorporação ao menos com uma planta de uréia, 

conforme o fluxograma apresentado. Nesta hipótese, a viabilidade do negócio ficaria 

na média de 63,76%, conforme os resultados dos cenários simulados no estudo de 

Rivas & Freitas.


5.5.4.5 Produção de Uréia 

A uréia (NH 2 

CONH 2 

) é obtida a partir da síntese da amônia com o gás 

carbônico, após a formação de um produto intermediário, o carbamato de amônio 

(NH 4 

COONH 2 

) - Figura 5.5.17. O processo envolve temperaturas da ordem de 170° 

- 220°C e pressão de 200 atm. 

Figura 5.5.17 Fluxograma de produção da uréia 

Fonte: GEROSA – 2007 (modificado) 

O mercado mundial de uréia 

Atualmente são 253 plantas de uréia produzindo no mundo, variando de 11.000 

(em Santander, na Colômbia) a 1.750.000 t/ano (em Gujarat, na Índia). 

Ainda estão em estudos/projeto mais 113 plantas, que variam de 130.000 (no 

Kazaquistão) a 4.000.000 t/ano (na Índia).


A Venezuela possui uma planta com capacidade para 1.500.000 ton/ano de uréia. 

A evolução do preço da tonelada de uréia vem acompanhando a escalada do preço 

do petróleo, saindo de US$230 em 96, US$ 320 médios em 2005 e US$416 em 2007. 

Evolução do mercado nacional da uréia 

Com a elevação das importações da uréia nos últimos anos (Figura 5.5.18), o 

mercado de amônia excedente, que no passado era exportado, provavelmente foi 

desviado para a produção deste insumo agrícola. 

Figura 5.5.18 Evolução do mercado brasileiro de uréia, entre 2003 e 2007 

Fonte: Aliceweb em 30/10/07. * Até set/2007 

A Petrobras intenciona construir sua terceira fábrica de uréia no país – as 

outras se localizam em Sergipe e Bahia. A região focada para sua implantação é a Centro- 

Oeste, coração da produção agrícola do país, com capitais de Mato Grosso e Mato 

Grosso do Sul disputando pela preferência (Diário de Cuiabá, 2006). A planta prevista 

terá o investimento de US$ 700 milhões e a capacidade de processamento de 2,4 milhões 

de m 3 de gás natural por hora, produzindo até 1 milhão de toneladas de uréia por ano.


5.4.6 Produção de Estireno 

A consideração deste produto, em detrimento do poliestireno, leva em conta 

que as últimas expansões na capacidade de produção do poliestireno deixaram o 

mercado nacional superavitário (GOMES ET all, 2005), enquanto que a produção do 

estireno, com unidades de pequeno porte, operando em sua plena capacidade, não 

atende a demanda nacional. Em 2007, a importação deste insumo foi da ordem de 

US$213,3 milhões FOB. Além disso, conta-se com a existência de mercado de 

poliestireno já formado na região de Manaus. 

Cadeia produtiva do estireno 

A rota normalmente utilizada na obtenção do estireno, mais de 90% do 

mercado, é a partir do etilbenzeno – Figura 5.5.19. A outra opção é o processo para 

obtenção de óxido de propeno (PO), que obtém o estireno como subproduto, na 

proporção 2,5:1 SM(monômero de estireno)/PO (MONTENEGRO, SERFATY, 2002), 

com um custo inferior ao processo tradicional. Apesar de ser dependente do mercado 

do PO, este processo vem ganhando adeptos e já é utilizado pela Shell, Repsol e Arco. 

Figura 5.5.19 Fluxograma de produção do estireno e seus derivados 

Fonte: Elaboração própria, (RIVAS, FREITAS, 2006 – adaptado)


Conforme observado no fluxograma, a produção do estireno, além do eteno 

produzido a partir do GN, depende também do benzeno, que advém da nafta. 

Segundo estudos recentes (RIVAS, FREITAS, 2006), considera-se a 

disponibilidade de 84.000 m 3 /mês de nafta para o PIM, significando o potencial de 

produção de 74.000 t/ano de benzeno. O potencial de produção de eteno, a partir da 

disponibilidade de GN é de 189.000 t/ano, ficando bem distante dos valores praticados 

nos projetos petroquímicos atuais. Estimou-se uma planta de 250.000 t/ano de estireno 

e foram considerados os fatores de conversão de 1,02 t etilbenzeno/t de estireno, 

0,265 t eteno/t etilbenzeno e 0,739 t benzeno/t de etilbenzeno, chegando aos valores 

necessários de matérias-primas de 67.575 t de eteno e 188.445 t de benzeno, implicando 

em que a diferença de benzeno, considerando a capacidade de produção local, tivesse 

que ser trazida de outro local. Os mesmos estudos, no entanto, indicam como a nafta 

da refinaria de Manaus já tem um canal de comercialização garantido com outros 

pólos petroquímicos no País. Desta forma, a maior viabilidade de uma indústria 

petroquímica local deverá advir de famílias de produtos que tenham o gás natural 

como principal fonte de matéria-prima. 

Mercado mundial do estireno 

No ranking mundial de produção de estireno, as dez maiores produtoras deste 

petroquímico estão organizadas, de forma decrescente de capacidade, na Tabela 5.5.11. 

Tabela 5.5.11 As dez maiores produtoras mundiais de estireno 

Fonte: ICIS, mar/2008


Ao todo são 101 plantas espalhadas pelo mundo e a planta de menor capacidade 

– da Sabic Europe BV - tem o porte de 27.000 t/a e situa-se em Geleen, na Holanda. 

Evolução do mercado nacional do estireno 

A produção nacional de estireno está centrada em três fabricantes (Tabela 5.5.12). 

Tabela 5.5.12 Fabricantes nacionais de estireno 

Fonte: ICIS mar/2008 

A produção nacional entre 2002 e 2006 (Figura 5.5.20) mostra a situação de 

produção na plena capacidade das plantas existentes. 

Figura 5.5.20 Evolução da produção do estireno no Brasil entre 2002 e 2006 

Fonte: ABIQUIM 2007


O histórico da balança comercial do estireno no Brasil (Figura 5.5.21) mostra 

um forte crescimento das importações mundiais nos últimos cinco anos, contra um 

leve acréscimo em 2006 das importações da América do Sul, seguido de decréscimo em 

2007. O saldo de importação é um fator indutor do fortalecimento da fabricação nacional. 

Figura 5.5.21 Evolução do mercado brasileiro de estireno, entre 2003 e 2007 

Fonte: Aliceweb, em 11 /03/2008 

5.5.5 Alternativas de Escoamento da Produção 

A cidade de Manaus sofre restrições de transporte via terrestre e tem a hidrovia 

como principal meio de transporte intermunicipal. A principal via terrestre a partir da 

cidade é a BR – 174, que a liga a Roraima e Venezuela. Em Boa Vista (RR) existe a 

variante BR – 401 que a liga às Guianas. 

A malha hidroviária amazônica está dividida em dois sub-sistemas: a bacia 

do Amazonas/Solimões e a bacia do Tocantins/Araguaia, mostrados na Figura 5.5.22 

e Tabelas 5.5.13 e 5.5.14.


Figura 5.5.22 Hidrovias da Amazônia Ocidental 

Fonte: BNDES, 1998


Tabela 5.5.13 Rede hidroviária da bacia Amazonas/Solimões 

Tabela 5.5.14 Rede hidroviária da bacia do Tocantins/Araguaia


As ligações das malhas se fazem por quase todo o Estado do Amazonas, 

excetuando-se apenas os municípios das partes altas dos rios Purus, Madeira e Juruá e 

os estados de Roraima e Rondônia, para algumas cargas e rotas específicas. Nestes 

casos os acessos são pelas rodovias AM-010 (Manaus-Itaquatiara), BR -174 

(Amazonas-Roraima) e Rio Madeira (Amazonas-Rondônia). Não existe conexão 

ferroviária, pois as existentes foram construídas para atender a mineração. 

O Porto de Manaus está situado no centro da zona urbana, na margem esquerda 

do Rio Negro. Desde novembro de 1997 ele é administrado pela entidade estadual 

Sociedade de Navegação, Portos e Hidrovias do Estado do Amazonas (SNPH). Existem 

projetos para a instalação de terminais flutuantes na região do Pólo Industrial. 

A infra-estrutura do Porto conta com um cais fixo de 400 m, dois cais flutuantes 

(Roadway de 253 m e Torres de 268m) e armazéns ocupando 1200 m 2 . As 

profundidades variam de 25 a 45 m, podendo atracar navios de longo curso. 

Dentre outros terminais privativos, a REMAN possui um terminal para o 

transporte de óleo cru, combustíveis e derivados. 

As malhas ligam o Porto de Manaus aos portos de: 

a) Belém: fica a 120 km do Oceano Atlântico, com acesso marítimo através 

do rio Pará e da baía de Marajó, com calado máximo de 10 m, armazém de 2.000 m 2 

para carga geral, conexão para centro-leste do estado do Pará, acesso pela BR 10 

(Belém-Brasília), BR 316 (Belém-Maranhão), sem conexão ferroviária. 

b) Porto Velho: localiza-se à margem direita do rio Madeira, 2 km a jusante 

da cidade. Tem acesso a todo o estado de Rondônia, municípios do sul do estado do 

Amazonas localizados nas margens dos rios Purus e Madeira, leste do estado do Acre, 

inclusive a capital Rio Branco, pelas rodovias BR – 319 (Porto Velho-Manaus), BR – 

364 (Cuiabá-Porto Velho) e BR – 425 (Porto Velho-Guajará-Mirim), sem conexão 

ferroviária. Possui três terminais, com calado variando entre 2,5 e 17,5 m. Disputa 

com o porto de Belém as cargas de Manaus. 

c) Macapá: fica na margem esquerda do rio Amazonas (município de Santana), 

a 18 km de Macapá. Permite conexão para o estado do Amapá, oeste do Pará, da Ilha 

de Marajó até a divisa do Amazonas, pelas rodovias AP-010 (Macapá-Mazagão) e BR


– 156 que integra o Amapá no sentido norte-sul, sem conexão ferroviária. Possui dois 

cais, com calado de 10 m e dois terminais privativos. 

d) Santarém: situa-se na margem direita do rio Tapajós, próximo a foz do 

Rio Amazonas, com conexão a todos os municípios do médio Amazonas e dos vales 

dos rios Trombetas e Tapajós, pelas BR – 163 (Cuiabá- Santarém) – único acesso 

terrestre ao porto e normalmente em estado precário. Com a pavimentação desta rodovia 

o porto de Santarém substituirá os portos de Belém e Porto Velho na movimentação 

das cargas rodo-hidroviárias entre Manaus e resto do Brasil. Possui um cais comercial 

(435 m e calado de 10m) e um marginal (228m e calado de 3 m, para embarcação de 

pequeno porte), dois armazéns de 3 mil m 2 , pátio de 10 mil m 2 e sete tanques com 

capacidade de 3.500 ton . 

e) Vila do Conde: na margem direita do rio Pará (município de Barbacena), 

na confluência dos rios Amazonas, Tocantins, Guamá e Capim, acesso ao complexo 

industrial Albrás/Alunorte, pelas rodovias PA - 151 e PA – 481, com as travessias dos 

rios realizadas por balsas. Dispõe de dois cais de 543 m de extensão (calado de 14 m), 

com dois berços de atracação: 292 m, para granéis sólidos (externo) e 251 m, para 

carga geral (interno). A administradora, Cia Docas do Pará, pretende transferir a 

movimentação de cargas do porto de Belém para Vila do Conde, após construção de 

acesso viário entre as cidades. 

Transporte Rodoviário 

Na Tabela 5.5.15 está registrada a situação rodoviária na Região Norte e Mato 

Grosso, em 2000.


Tabela 5.5.15 As estradas de rodagem na Região Norte e em Mato Grosso - 2000 

Fonte: https://gestao.dnit.gov.br/noticias/pacnorte/viewsearchterm=Rodovias amazonas, em 

09/06/08. 

Algumas razões justificam a baixa densidade rodoviária na região analisada: 

a) A maior parte dos povoados do estado do Amazonas encontra-se localizada 

à beira dos rios, em regiões de difícil acesso terrestre devido aos igapós, igarapés, 

furos, emaranhados de rios e florestas, etc. 

b) A ocupação dos estados do Amapá, Roraima e Acre é relativamente recente 

e estes estão além das fronteiras econômicas nacionais. 

c) As melhores situações apresentadas pelos estados do Pará, Tocantins, 

Rondônia e Mato Grosso são devidas as localizações destes, de interligações para 

outras regiões do país. 

5.5.6 Avaliação Financeira 

O dimensionamento de plantas economicamente viáveis somente será preciso 

se definida toda a cadeia produtiva, isto é, quando houver uma definição de todos os 

produtos a serem produzidos a partir do GN. Desta forma, os estudos apresentam 

uma faixa de escalas competitivas que atendam os mercados objetivados. 

Os valores apresentados na Tabela 5.5.16 foram obtidos segundo o modelo 

tradicional de cálculo de custo de produção simplificado (LIMA NETO et all, 2007):


$ matéria-prima 

= o custo da matéria prima, em alguns processos, pode chegar a 

90% do custo da produção. Como se trata de stranded - jazidas longe de grandes 

centros de consumo e a matéria-prima processada próximo da explotação – o custo de 

oportunidade do GN é baixo. O processo só será viável se o custo do GN for bem 

inferior aos praticados nos grandes centros consumidores. 

$ operacional 

= este custo engloba o custo de operação e manutenção e é usualmente 

calculado sobre 4% do valor do investimento, com base no histórico dos dados de 

processos petroquímicos. 

$ capital 

= representa a soma dos custos de depreciação (investimento/anos de 

depreciação da planta, considerada a média de 30 anos) e dos custos de investimento. 

$ outros 

= custos de utilidades, catalisadores, etc. Como são de pequena monta, 

não serão considerados. 

Tabela 5.5.16 Valores calculados com preços mais recentes e a disponibilidade de GN 



Destaca-se que na elaboração dos dados dessa tabela, foram ainda considerados 

alguns aspectos de referência: 

1- para os dados de produção e consumo: 

O coeficiente de consumo de GN para a produção do metanol considerado foi de 

1.303m 3 /ton e 2,4 m 3 /ton para a uréia. O cálculo considerou o limite superior de 

fornecimento de GN previsto (5,5 milhões de m 3 /dia, na composição apresentada 

anteriormente) e 350 dias de operação/a. Considerou-se a relação 0,45 ton de metanol/ 

ton de formaldeído e 0,55 ton de metanol/ton de ácido acético. 

2 – para as alíquotas de impostos consideradas nos cálculos: 

(1) Considerada alíquota de impostos de 5% sobre o custo de produção para o pior 

caso (menor produção) e de 20% para o melhor caso. 


caso (menor produção) e de 12,5% para o melhor caso. 







3 – Para os Investimentos 

O valor de investimento foi calculado sobre o tamanho nominal das plantas (maior 

tamanho indicado). 

Os cálculos foram feitos considerando os valores atuais de mercado, a 

disponibilidade de 5,5 milhões de m 3 /dia de GN e a expectativa de que a energia 

proveniente de fonte hidrelétrica já estará chegando à região de Manaus em 2015. 

5.5.7 Projeção para o Futuro 

É previsto para o futuro importantes mudanças no cenário internacional, quanto 

à disponibilidade e o custo das matérias-primas da indústria petroquímica, às mudanças


na economia mundial e à força de novos mercados emergentes, como China e Índia, 

cuja demanda deverá dobrar nos próximos dez anos. 

Na busca de logísticas mais econômicas e matérias-primas mais baratas, várias 

plantas norte-americanas estarão migrando para o Oriente Médio e Ásia, que 

representarão 86% do acréscimo de capacidade até 2015, em função do crescimento 

econômico destes blocos, liderado pela demanda chinesa (MOREIRA et all, 2007). 

No cenário nacional é esperado um crescimento da demanda de plásticos, o 

que vem endossar a integração entre o refino e a petroquímica. Estima-se que a demanda 

de eteno cresça 3% a.a., o propeno 5% a.a. e o para-xileno 6% a.a. O maior crescimento 

do propeno, em relação ao eteno, deve-se à sua utilização na fabricação do polipropileno 

(representa 64% de sua aplicação). Até 2010 é esperado um crescimento na demanda 

de petroquímicos maior em 4 p.p. do que o crescimento na demanda por combustíveis 

(SZKLO, MAGRINI, 2008) . 

O que o crescimento da economia mundial tem acarretado no mercado de 

petroquímicos é uma concorrência entre, por um lado, a demanda dos produtos e, 

pelo outro, a alta no preço do petróleo, por sua escassez e custo de produção. Apesar 

do alto custo das matérias-primas, até recentemente estes valores asseguravam a 

lucratividade do setor petroquímico. Com a entrada de novas unidades de produção 

registram-se margens menores. 

A utilização de fontes alternativas de matérias-primas destinadas à produção 

de petroquímicos vem sendo estimulada como solução na busca do equilíbrio 

econômico-financeiro. A busca por regiões com disponibilidade de matérias-primas 

de baixo custo tem sido outra das estratégias defensivas utilizadas por empresas do 

setor, principalmente no Oriente Médio. 

Estudos realizados pela Methanex em 2007 mostram que os custos de produção 

de uma planta de 2.000 t/dia de metanol caem pela metade quando a produção passa 

para 5.000 t/dia. No entanto, o aumento do custo de investimento de capital industrial, 

do preço da energia, da matéria-prima e da demanda nos emergentes usos de energia 

não tem demonstrado a queda prevista em plantas recém inauguradas no Oriente Médio. 

Em virtude disto, a CMAI tem previsto um preço de mercado para 2011 da ordem de


US$ 225 /t e a Jin Jordan & Associates da ordem de US$ 299/t em 2012. A demanda 

do metanol deverá continuar crescendo na sua média histórica de 4,5% ao ano. 

No segmento dos petroquímicos básicos no Brasil as expansões advindas da 

duplicação da Copesul, que utiliza aproximadamente 60% de matéria-prima importada, 

e a implantação recente da Rio Polímeros, que utiliza as frações C 2 

e C 3 

do GN, 

aumentarão a demanda por matéria-prima e insumos. Como estratégias, têm sido adotadas 

a busca por matérias-primas alternativas à nafta (como etano, propano, propeno, buteno 

e outras frações), a implantação de novos projetos junto às fontes de etano – no Rio de 

Janeiro, na fronteira com Bolívia e na Venezuela – e o desenvolvimento de novos processo 

para a otimização da produção do propeno e eteno. 

Um atenuante a toda esta pressão da demanda por matérias-primas do setor 

petroquímico são as recentes descobertas de reservas de petróleo em solo nacional. 

No setor de fertilizantes as projeções de demanda até 2020 mostram uma 

tendência de crescimento de consumo (RIVAS, FREITAS, 2006). 

No que diz respeito à uréia a Tabela 5.5.17 mostra a projeção de crescimento 

de demanda e as sobras de produção. 

Tabela 5.5.17 Previsão de desenvolvimento do mercado mundial de uréia 

Fonte: Adubos Vanguard (http://www.adubosvanguard.com.br/feiratur.htm), em 05/05/2008 

O Programa de Aceleração do Crescimento – PAC investirá cerca de R$ 6,2 

bilhões na Região Norte do País, para proporcionar o desenvolvimento do setor de 

infra-estrutura de transportes nos estados do Pará, Amapá, Acre, Rondônia, Roraima, 

Amazonas e Tocantins.


Figura 5.5.23 Previsão de desenvolvimento de transporte na Região Norte 

Fonte: https://gestao.dnit.gov.br/noticias/pacnorte/viewsearchterm=Rodovias amazonas, em 

09/06/2008. 

Até 2009 estarão assegurados 300 milhões para a construção de 358 km da 

Ferrovia Norte-Sul, através da Valec- Construção, Engenharia e Ferrovias S.A, empresa 

pública vinculada ao Ministério dos Transportes, por meio de parcerias com o setor 

privado. 

O PAC disponibilizará R$ 35 milhões até 2009 para a construção do Píer 

400, no Porto de Vila do Conde, no Pará. O Píer terá 254 metros de comprimento por 

35 de largura. 

5.5.7.1 Projeção de Demanda das Plantas Químicas 

Considerando a média histórica de crescimento do setor petroquímico 

brasileiro de 4,5% a.a., a Tabela 5.5.18 projeta os valores calculados para 2020. Notese 

que para alguns produtos a demanda suplantará a disponibilidade atual dos 5 MM 

m 3 /dia, dependendo de uma disponibilidade adicional.


Tabela 5.5.18 Previsão de demanda de GN para 2020 


5.8 Desenvolvimento Social 

Uma ampliação do parque industrial deste porte implica em demanda de mão 

de obra especializada nas diversas etapas de sua implementação, quer seja na infraestrutura 

direta (projeto básico e de detalhamento – civil, mecânico, elétrico e de 

automação; aquisição de equipamentos; montagem; testes; operação e manutenção 

das plantas), como na infra-estrutura indireta (desenvolvimento dos diversos modais 

de transporte – de carga, principalmente; comunicação; energia e outros serviços 

indiretos), promovendo o ‘efeito cascata’ no desenvolvimento local. 

Tal implementação demandará uma capacitação de pessoal, que por sua vez 

ampliará a formação de instrutores e cursos especializados, perfazendo uma cadeia 

educacional técnica e de nível superior. 

Para a operação/manutenção das plantas propostas, a quantidade e o perfil 

profissional da mão de obra dependerão do nível de automação a ser adotado. A faixa 

de novos empregos permanentes gerados nestes empreendimentos pode variar de 100, 

para o caso de alto nível de automação em uma única planta que consuma todo o GN


disponível, a 1200 vagas, divididas em mais de uma planta da mesma cadeia produtiva 

ou não, com menor nível de automação. 

5.9 Conclusão 

As opções de produtos derivados de gás natural são várias. As que o mercado 

nacional tem apontado como mais prementes, que substituam as importações e 

minimizem a dependência de produtos petroquímicos básicos ou intermediários foram 

apresentados no decorrer do capítulo. 

Dois dos produtos eleitos estão limitados pela disponibilidade do gás natural 

oriundo de Urucu, isto é, o cálculo apontou que nestes dois casos, todo o gás natural 

poderia ser totalmente consumido por cada um: metanol ou uréia. 

Em veiculação da mídia recente, a Petrobras declarou a intenção de instalar 

uma indústria de uréia, a definir local entre Mato Grosso ou Mato Grosso do Sul. A 

concretização deste projeto tende a inviabilizar a implantação desta indústria no PIM, 

favorecendo a opção do empreendimento do metanol e sua cadeia produtiva 

(formaldeído, ácido acético e outros). 

A outra opção – estireno - demonstra uma limitação quanto à disponibilidade 

local do benzeno, tornando esta opção mais vulnerável que as demais. 

A partir dessas considerações, e também tomando como referência os estudos 

de Rivas e Freitas (RIVAS, FREITAS, 2006), no desenvolvimento dos cenários 

considerou-se uma planta de produção de metanol com os dados de referência 

registrados na Tabela 5.5.19. 

Tabela 5.5.19 Planta de Produção de Metanol – Dados de Referência 




ABRAM, A; FOSTER, L. – A Primer on Ammonia, Nitrogen, Fertilizers and Natural Gás Markets. Department 

of AED Economics, Ohio Estate University. 2005. 

BNDES – Caderno de Infra-estrutura 7 – Transporte na Região Amazônica, 1998 

CANDAL, A. O Comércio Exterior e a Economia do Setor Químico Brasileiro – 1990 – 2003. Relatório de 

Estatística e Comércio Exterior nº 4/2003. 2003. 

CEPED – Manual Econômico da Indústria Química – Vol 1, 2002. 

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Industrial Chemistry, 2002. 

Diário de Cuiabá, Ed 11443, de 12/02/2006, site www.diariodecuiaba.com.br 

DNIT. Investimentos do PAC ultrapassam 6 bilhões para Região Norte do País. Site https://gestao.dnit.gov.br/ 

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www.bndes.gov.br/conhecimento/bnset/set2105.pdf. 2005. 

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Paper Nr. 11. 2003. 

LIMA NETO, E.P.; ALMEIDA, E.L.F.; BOMTEMPO, J.V. Avaliação Preliminar de Tecnologias de Diferentes 

Fontes de Carbono para a Produção de Matérias Primas Petroquímicas. 4° PDPetro. Campinas, SP. Out/2007. 

METHANEX CORP. – Company Report, oct/2007 

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Industrial de Manaus. Universidade Federal do Amazonas/Faculdade de Estudos Sociais. Dez/2006. 

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SZKLO, A., MAGRINI, A. – Geopolítica e Gestão Ambiental de Petróleo, Ed. Interciência, 2008. 

WALKER, J.F. – Formaldehyde, Reinhold Publishing Corp., 1944.


5.6 Cidades ao Longo do Percurso do Gasoduto 


5.6.1 Geração, Transmissão e Distribuição de Eletricidade 

para o Interior do Amazonas 

A CEAM – Companhia Energética do Amazonas, recentemente incorporada 

pela Manaus Energia, opera o maior sistema termelétrico isolado do mundo, 

abrangendo uma área de 1,57 milhão km 2 (99,3% do território do Amazonas), com 

uma capacidade instalada total de geração de 320,9 MW e um parque gerador próprio 

composto por 92 usinas térmicas a diesel, totalizando 222,7 MW, envolvendo um 

conjunto de geradores independentes (PIE) responsável pela oferta nominal de 98,2 

MW. Nesse cenário, as dez maiores áreas de atendimento respondem por 54% da 

energia elétrica requerida. 

Em 2005 a CEAM operava numa área com uma população de 1.612.762 

habitantes, mas atendendo em 2005 efetivamente apenas 894.556 habitantes (55,5%), 

através de uma geração elétrica própria e alugada de 720.960 MWh/ano e comprada 

de 109.384 MWh/ano, totalizando 830.384 MWh/ano, com perdas totais de 46,1% 

desse total, equivalente a 382.789 MWh/ano e a um fornecimento efetivo de 447.179 

MWh/ano, referente a 176.530 consumidores ativos, sendo 148.941 unidades 

residenciais (84,4%). 

As atividades da companhia apresentam extrema importância social, por 

contribuir para o desenvolvimento sócio-econômico e a fixação do homem no interior 

do estado do Amazonas, garantindo acesso a serviços básicos de eletricidade a 61 

municípios do estado, num total de 62, além de atender a 34 localidades, como 

comunidades indígenas e áreas de segurança nacional, envolvendo o fornecimento de 

eletricidade para serviços de interesse público, como postos de saúde, escolas, 

cooperativas e associações comunitárias. As maiores áreas de atendimento, que 

corresponderam a 72,6% de toda a energia faturada, tiveram um acréscimo médio 

entre 2004 e 2005 de 10,5%, com destaque para importantes áreas como Coari, que


cresceu 29,0%, Manicoré (14,8%) e Itacoatiara (14,2%), aspecto que torna complexa 

a iniciativa de projeção de consumo de gás natural. 

A operação de um sistema termelétrico tão grande e disperso apresenta 

problemas logísticos e econômicos de grande complexidade, considerando o elevado 

custo relativo do óleo diesel, o seu custo de transporte até distantes localidades, as 

cargas elétricas pouco concentradas, o baixo rendimento de algumas plantas já 

obsoletas, a dificuldade de mão de obra para execução de serviços de manutenção 

nessas localidades e outros problemas que inibem o interesse do capital privado. Assim, 

esses sistemas operam com forte subsídio necessário para mantê-lo, o que ocorre através 

das chamadas “contas CCC” (ELETRONORTE, 2008). Em 2005, as áreas de atendimento 

e seus percentuais de participação correspondiam aos valores da Tabela 5.6.1. 

Tabela 5.6.1 Distribuição estimada do consumo de eletricidade e população na 

área da CEAM (2006) 

Fonte: CEAM, 2005. 

Destaca-se que os dados dessa tabela consideram os seguintes aspectos de 

referência:


1- O Consumo de óleo diesel para geração elétrica (m 3 /ano) teve como referência 

a previsão da Eletrobrás para 2006. 

2 - Para os grupos geradores no interior o índice de consumo específico estimado 

foi de 3,31 MWh/m 3 de óleo diesel, considerando eficiência térmica média de 33,5% para 

motores diesel em meia vida. 

3 – Os valores de consumo de eletricidade estimados a partir da aplicação do 

consumo específico previsto de óleo diesel para geração elétrica em motores novos com 

valor de 3,5 MWh/m 3 de óleo diesel. 

O consumo de óleo diesel para geração elétrica na área da CEAM (224.092 m 3 / 

ano), previsto para 2006, equivaleria a quase 591.849 m 3 /dia de gás natural, como mostra 

a última coluna da Tabela 5.6.1. Todavia, em se tratando do uso de gás natural em grupos 

geradores diesel em localidades tão dispersas e distantes, a tendência é que ocorra a conversão 

dos geradores em regiões próximas da futura rede de distribuição de gás natural, o que 

restringe o potencial imediato de consumo de gás natural às cidades ao longo do percurso 

do gasoduto Coari - Manaus. Além disso, a conversão irá envolver a entrada em operação 

de motores do tipo dual, por ser mais barata e estratégica, permitindo a volta imediata ao 

uso de óleo diesel, caso haja falta de fornecimento eventual de gás natural. Isto envolve a 

permanência de parcela de uso de óleo diesel, da ordem de 10 a 30%. Desse modo, a 

previsão de uso de gás natural mencionada na tabela anterior deve considerar um desconto 

médio de 20% nas estimativas de consumo de gás natural, que em seu total previsto passaria 

para o valor de cerca de 473.600 m³/dia. Além disso, considera-se que somente a população 

urbana dos referidos municípios deverá ser atendida efetivamente com eletricidade gerada 

por moto-geradores a gás natural. O percentual médio de urbanização desse conjunto de 

cidades, segundo a Tabela 3, adiante, é da ordem de 56%. Assim, essa menor demanda de 

eletricidade restringiria o consumo de gás natural a cerca de 282.000 m³/dia, levando em 

conta os atuais dados de consumo elétrico específico. 

Como mencionado, numa primeira fase a demanda efetiva de gás natural para 

geração elétrica nas cidades do interior do estado deverá se restringir àquelas localizadas 

ao longo do percurso do gasoduto, a saber: Coari, Codajás, Anori, Anamã, Caapiranga, 

Iranduba e Manacapuru (PETROBRÁS, 2008). Nessas cidades também deverá ser 

considerada a possível demanda de gás natural de outros setores, com destaque para a


possível oferta de GNV, o que está considerado no item que trata do uso do gás 

natural no setor de transporte da Região Norte. 

5.6.2 Perfil Setorial de Atendimento 

Nas localidades atendidas pela CEAM, as sedes municipais tem nível de 

atendimento médio próximo de 90%, enquanto na zona rural a situação se inverte, 

como se percebe na variação do índice de consumo elétrico específico. Nas 10 maiores 

cidades, ele se situa numa média de 880 kWh/hab.ano, enquanto que no grupo das 

menores cidades do interior tal índice se situa numa média bem inferior, de 253 kWh/ 

hab.ano, valor influenciado por uma grande participação nesse cômputo de áreas com 

populações não atendidas com energia elétrica, totalizando 718.206 habitantes 

(MANAUSENERGIA, 2008). Considerando as demais áreas atendidas do interior, 

sua média de consumo específico por habitante se equivale ao das dez maiores cidades, 

situando-se em 824 kWh/hab.ano (MANAUSENERGIA, 2008). De todo modo, tais 

valores indicam uma baixa demanda anual de eletricidade por habitante, em virtude 

da existência de menor demanda elétrica no comércio e no setor residencial, envolvendo 

um menor número de equipamentos elétricos, além de uma incipiente demanda elétrica 

industrial, apesar de uma razoável demanda relativa referente aos serviços públicos 

(bombeamento de água, refrigeração para condicionamento de vacinas, iluminação 

de escolas etc.), como mostra a Tabela 5.6.2. O total de consumidores da CEAM e sua 

distribuição por classe setorial de consumo apresentou os seguintes números entre os 

anos de 2004 e 2005: 

Tabela 5.6.2 Classes de consumo elétrico na área da CEAM (MWh) 

Fonte: CEAM, 2005


5.6.3 Sistema Elétrico de Atendimento às Cidades no 

Percurso Coari - Manaus 

O gasoduto Coari – Manaus, a ser inaugurado em 2009, terá 383 km de 

extensão com 20" de diâmetro e mais 125 km de extensão de ramais com diâmetro de 

3" para atendimento das sete cidades compreendidas no percurso para a distribuição 

local de gás natural (PETROBRAS, 2008). As referidas cidades apresentam as 

seguintes características sócio-econômicas registradas na Tabela 5.6.3. 

Tabela 5.6.3 Características sócio-econômicas das cidades no percurso Coari – Manaus 

Fonte: IBGE, 2005. 

Com os dados referentes às condições sócio-econômicas de cada município 

e, em particular, de sua população urbana, que deverá efetivamente ser atendida com 

energia elétrica através de moto-geradores a gás natural e óleo diesel (motores duais), 

e a partir dos dados da Tabela 4, que menciona os dados de consumo elétrico específico 

(kWh/hab.ano) de três das cidades contempladas (Coari, Iranduba e Manacapuru), foi 

possível extrapolar os valores de consumo elétrico especifico para as outras localidades, 

em função dos serviços sociais (coletas de lixo, serviços de esgoto e saneamento e 

abastecimento de água) promovidos de forma semelhante em cada uma delas. Assim, 

em função de algumas indeterminações, procedeu-se uma extrapolação idêntica para 

todos os outros municípios, a partir da média ponderada pela população urbana do 

consumo específico elétrico dos três municípios mencionados. Assim, chegou-se a


um valor médio ponderado de consumo elétrico específico para as outras cidades da 

região da ordem de 946 kWh/hab.ano. 

A partir dos dados de consumo elétrico específico e das populações urbanas 

envolvidas, foram estimados os dados de consumo anual de eletricidade e assim, os 

valores de consumo de gás natural em cada localidade, como mostrado nas Tabelas 

5.6.4 e 5.6.5. 

Tabela 5.6.4 Estimativa de consumo de gás natural para geração elétrica nas 

áreas urbanas das cidades no percurso do gasoduto Coari – Manaus 

Fonte: Manaus Energia, 2007 e elaboração própria. 

(*) Uso de 80% de gás natural e 20% de óleo diesel.


Tabela 5.6.5 Consumo estimado de gás natural para geração de eletricidade 

nas cidades do percurso do gasoduto 

Fonte: IBGE, 2005, CEAM, 2006 e elaboração própria. 

Por volta de 56% da população (143.507 habitantes) habita as áreas urbanas 

das referidas cidades, as quais são passíveis de atendimento centralizado pela rede 

local de distribuição, com eletricidade gerada por meio de moto-geradores a gás natural. 

A parcela restante tende a ser atendida de modo independente por meio de pequenos 

geradores diesel de operação descontínua e atendimento local, em geral, por poucas 

horas diárias, ou através de sistemas foto-voltaicos. 

5.6.4 Conclusão Geral 

O consumo estimado de gás natural para atendimento termelétrico nas cidades 

localizadas no percurso do gasoduto Coari-Manaus, levando em conta a demanda 

elétrica atual, foi de 208.959 m³/dia, valor equivalente a 3,5% do total de gás natural 

a ser transportado no referido gasoduto. Tal valor não considera o provável desconto 

do consumo de 20% de óleo diesel em motores duais, o que já diminuiria a estimativa 

de consumo de gás natural para 167.167 m³/dia. 

O desenvolvimento econômico dessas micro-regiões poderá em breve 

demandar maiores parcelas de gás natural, tanto para geração elétrica, como para os 

setores: residencial, comercial, transporte e mesmo, industrial. Extrapolando a taxa 

de crescimento de 3,3% a.a., ocorrida no estado do Amazonas entre 1995 e 2005, para 

o período entre 2010 e 2020, totalizando 17,6% em 2015 e 38,4% em 2020, e 

considerando estas taxas também relativas ao crescimento do consumo energético


local, o consumo estimado de gás natural nas referidas cidades passaria para 196.588 

m³/dia (2015) e 231.359 m³/dia (2020). 

Dados recentes de crescimento da demanda elétrica local indicam tendências 

muito mais promissoras de crescimento. Em Coari, por exemplo, o crescimento da 

demanda de eletricidade entre 2004 e 2005 foi próximo de 30%, o que tende a elevar 

em muito as previsões de consumo local de gás natural, ao menos em curto prazo. Isto 

parece estar relacionado a uma maior atratividade econômica da região, abrindo espaço 

para a instalação de empresas e atraindo populações do interior e de outras cidades, o 

que traz forte tendência de crescimento da demanda de gás natural na região. Uma 

dessas possibilidades seria, por exemplo, a forte perspectiva de estabelecimento de 

uma futura rede de abastecimento de GNC em algumas dessas cidades, viabilizando 

deslocamentos fluviais entre Coari e Manaus. Considerando a hipótese de 

estabelecimento de cinco postos no percurso de 360 km, a perspectiva de acréscimo 

seria da ordem de 30.000 m³/dia, o que já provocaria um aumento de quase 20% na 

previsão anterior (167.167 m³/dia) de consumo de gás natural, totalizando 197.167 

m³/dia. Assim, considerando a possibilidade potencial de uso de gás natural para 

novos tipos de uso na região, as previsões de consumo de gás natural nas cidades do 

percurso seriam de 226.588 m³/dia e 261.359 m³/dia, respectivamente em 2015 e 

2020 (Tabela 5.6.6).


Tabela 5.6.6 Estimativa geral da evolução do mercado do GN nas cidades do 

percurso do gasoduto Coari-Manaus 



GN de US$ 6/MMBtu, cotação do dólar a R$ 2,10/US$ e relação de 28,4 m³ de GN por 

MMBtu. 


MANAUSENERGIA – www.manausenergia.com 

ELETRONORTE – www.eletronorte.com.br 

PETROBRÁS – www.petrobras.com.br


5.7 Gás Natural Liquefeito - GNL 


Em função de relevantes vantagens estratégicas e logísticas, a tecnologia do 

GNL vem tendo uma crescente importância para as grandes empresas de petróleo do 

mundo, recebendo pesados investimentos tanto em desenvolvimento tecnológico, 

quanto em plantas de liquefação, regaseificação e sistemas de transporte. Atualmente, 

o GNL já é o modal de transporte de gás natural que mais cresce no mundo. Sendo 

assim, o desenvolvimento desse segmento é de grande importância para a Petrobras 

em sua atuação como empresa de energia e na dinâmica concorrencial do setor de 

petróleo e gás e diante da necessidade de diversificação de fontes de importação de 

gás natural para o país. 

Um fator que impulsionou o crescimento da cadeia do GNL no mundo foi o 

aumento da demanda por flexibilidade, considerando que a construção de um gasoduto 

envolve um elevado “custo afundado”, impedindo o transporte da infra-estrutura 

construída para outro lugar após a exaustão das reservas locais de gás. Na cadeia do 

GNL esses custos irrecuperáveis são minimizados, ou seja, são de muito menor 

proporção, o que mitiga o risco do investidor. Além disso, nos últimos dez anos foram 

obtidos significativos avanços tecnológicos nas diversas etapas da cadeia do GNL, 

que proporcionaram efetivos ganhos econômicos nos índices de custo de investimento 

e de operação. Apesar de todas as vantagens mencionadas, devem ser destacados os 

consideráveis níveis percentuais de consumo e perdas de gás envolvidas em toda a 

cadeia do GNL (10 a 15%), bem maiores que nos gasodutos (1 a 2%), em função das 

operações de transferência, consumo próprio das embarcações e utilização parcial do 

volume transportado para manutenção dos tanques à baixa temperatura, durante a 

viagem de retorno. 

Uma das vantagens mais destacadas do GNL é a possibilidade de modulação 

da oferta e demanda por gás natural, de forma a atender às variações sazonais e diárias 

da demanda, em espaços de tempo reduzido (EPE, 2007). A busca por flexibilidade é 

de tal maneira importante que atualmente já existem tecnologias sendo implantadas 

que possibilitam o uso de plantas de liquefação “offshore” móveis, que poderiam 

atuar em pequenas reservas e se deslocar para outras ao fim do processo de monetização


das mesmas. Tal processo de inovação indica uma quebra na tradição da indústria do 

GNL, caracterizada pela exploração de grandes economias de escala no processo de 

liquefação. No Brasil, o desenvolvimento desse modo de transporte de GN já apresenta 

projetos implantados de uso pioneiro atendendo a pequenos centros consumidores, 

para os quais ainda não se justifica a construção de gasodutos devido a sua pequena 

escala de consumo. Como no caso da parceria entre a Petrobras e a White Martins na 

construção de uma planta de GNL em Paulínia (SP), operada desde o início de 2006, 

atendendo o mercado interno em menores escalas de suprimento, focando o interior 

de São Paulo, os estados de Minas Gerais, Paraná e Goiás, além do Distrito Federal, 

apresentando ainda a perspectiva de curto prazo de atender a diversos outros estados. 

5.7.1 Breve Histórico 

A tecnologia para liquefação de gases foi desenvolvida na primeira metade 

do Século XX com o intuito de extrair hélio do ar. Na década de quarenta, esta 

tecnologia foi adaptada pela indústria americana de gás natural, inicialmente para 

armazenar quantidades substanciais de gás em espaço pequeno, tendo em vista as 

variações diárias e sazonais da demanda, a partir da verificação de que a operação de 

liquefação do gás natural permitia a redução de seu volume em 600 vezes, exigindo 

temperaturas de -162ºC. Em 1959, a primeira carga de gás natural liquefeito (GNL) 

foi transportada dos Estados Unidos para a Inglaterra em navio especialmente preparado 

para este produto. O êxito desta viagem conduziu à construção da primeira unidade 

de GNL na Argélia, no início da década de 60 (DANTAS, 2009). 

A partir da Argélia, o GNL passou a chegar de forma regular aos países 

europeus, mas após um rápido desenvolvimento entre 1960 e 1980, o GNL teve seu 

desenvolvimento comercial reduzido devido a chegada à Europa dos grandes gasodutos 

vindos da Sibéria e do Mar do Norte. Nos EUA ocorreria o mesmo, com o abastecimento 

do mercado americano passando a ser realizado pelos vizinhos Canadá e México. 

No final da década de 80, uma unidade construída no Alasca iniciou o 

abastecimento do Japão, que se tornou ao longo do tempo o maior importador de 

GNL, absorvendo 60% da produção mundial, que chegou a 112,9 milhões de toneladas


em 2000. O mercado americano, por outro lado, que era inicialmente considerado o 

maior consumidor potencial de GNL, não se desenvolveu. Hoje apenas 2% da produção 

mundial fluem para aquele país, embora esta situação venha mudando rapidamente 

(DANTAS, 2009). 

O GNL se constitui hoje como uma das mais promissoras áreas de atividade 

na indústria do gás natural. Os motivos vêm das novas tecnologias, que reduziram os 

altos custos das instalações de liquefação, navios especializados para o transporte do 

produto a baixa temperatura e das próprias unidades de regaseificação, mas são 

principalmente motivos comerciais, em função de uma crescente demanda de GNL 

no mercado internacional para geração termelétrica e pelo esgotamento das reservas 

americanas de gás natural. Com isso, o GNL está em fase de retomada de interesse 

pelos Estados Unidos, havendo perspectiva de que, nos próximos quinze anos, o GNL 

venha a representar 20% do consumo de gás natural do país. 

Hoje, o GNL já é o maior vetor de comercialização internacional do gás natural 

no mundo, com um volume anual de 750 milhões m³/dia, equivalente a quase 10% da 

produção mundial (8 bilhões m³/dia) (GEE, 2005). 

Por se tratar de um combustível limpo, incolor, inodoro, o metano estimulou 

o desenvolvimento de novos materiais e tecnologias de forma a viabilizar sua 

comercialização. Devido ao ineditismo de sua produção e a falta de conhecimento de 

suas características físico-químicas, inúmeros incidentes foram registrados nos 

primórdios do desenvolvimento do produto, o que concorreu para o desenvolvimento 

de normas, padrões e tecnologias que serviram de base para nortear projetos posteriores, 

como melhorias estruturais em tanques e nas unidades de liquefação, que as tornaram 

mais seguras. 

5.7.2 Características de um Sistema de GNL 

A tecnologia GNL consiste na liquefação do GN através do seu resfriamento 

até – 161 o C. Tal processo permite uma diminuição do volume de gás em 600 vezes e 

torna o seu transporte mais flexível. O gás natural liquefeito (GNL) é uma alternativa 

tecnológica importante para o transporte do gás entre regiões desprovidas de infra-


estrutura de gasodutos ou onde a construção dessa infra-estrutura não é técnica e/ou 

economicamente viável (GEE, 2005). 

A cadeia do GNL pode ser dividida em seis etapas: 

i) a produção, tratamento e transporte do gás; 

ii) liquefação do gás, tratamentos adicionais e estocagem; 

iii) transporte através de navios metaneiros até as unidades de recepção; 

iv) estocagem e regaseificação do combustível; 

v) distribuição através de dutos; 

vi) consumo final. 

Quando se trata de um processo de larga escala, um sistema de GNL é uma 

seqüência de etapas de processo, que vão desde o reservatório de gás até o usuário 

final, envolvendo toda a cadeia produtiva do gás natural, desde a produção do gás, 

liquefação, transporte marítimo, regaseificação no destino e distribuição. No caso de 

menores escalas de produção, um sistema de GNL envolve entre a liquefação na origem 

e a regaseificação no destino, um sistema de transporte de gás de proporções adequadas 

à demanda de instalações como médias e pequenas indústrias, postos de GNV, 

instalações comerciais etc. através de modais de transporte diversos, como rodoviário, 

ferroviário e fluvial. 

No caso de transporte ferroviário, apesar do custo operacional inferior ao 

rodoviário, o sistema deve ser pré-existente, considerando o elevado investimento 

necessário para sua implantação. Todavia existe a necessidade de adaptação dos vagões 

de transporte para o armazenamento de GNL. Em geral, é uma solução aplicada em 

redes de transporte de grande tradição de operação, como na Rússia, EUA e Europa 

Ocidental. 

Quanto ao transporte fluvial de GNL, pode ser realizado através de barcaças 

com cilindros independentes, como no transporte rodoviário ou através de sistemas 

dedicados, como nos navios metaneiros, de custo de implantação mais elevado, mas 

envolvendo maiores capacidades de armazenamento e transporte.


Figura 5.7.1 Cadeia de produção e distribuição do GNL 

Fonte: Gasbrasil, 2008 

O GNL é um composto de hidrocarbonetos leves cujo componente predominante é o 

metano. Após um processo de resfriamento, o gás natural poderá ser liquefeito, tendo 

sua composição alterada em função da retirada de compostos que poderão congelar a 

temperaturas mais altas (CO2, água e compostos sulfurosos), bem como hidrocarbonetos 

pesados, cujo ponto de congelamento seja superior ao metano. 

O processo básico de produção consiste das fases de: 

. Purificação – Etapa onde ocorre a remoção de contaminantes; 

. Liquefação – Etapa onde ocorre a liquefação do gás propriamente dita; 

. Estocagem – Armazenagem de produto liquefeito. 

Figura 5.7.2 Etapas de produção do GNL 

Fonte: Gasbrasil, 2008.


O risco de vazamento de gás é uma constante durante o seu processamento, o 

que, devido às altas pressões de manuseio, aumenta o risco de projeção, asfixia e 

liberação de energia. Esse risco pode ser aumentado pela presença de contaminantes 

presentes no gás, como mercaptanas, ácido sulfídrico e mercúrio. Na liquefação 

ocorrerá a separação de compostos leves e pesados que, após se concentrarem, poderão, 

em caso de vazamento, formar nuvens próximas ao solo, com risco de asfixia, mesmo 

em espaços abertos. 

A geração de frio pode trazer um desafio interessante, tendo em vista que no 

processo de produção denominado cascata, os refrigerantes isolados deverão ter nível 

de pureza extremamente elevado e sua mistura, mesmo que em quantidades ínfimas, 

poderá criar problemas operacionais. 

No processo de produção denominado MGR o nível de pureza não é um 

problema, tendo em vista que mais de um componente será utilizado como fonte de 

refrigeração. No entanto, o desafio, neste caso, é manter leves e pesados em mistura 

nas mais diversas condições de temperatura e pressão, considerando que ora poderão 

estar liquefeitos, ora em estado gasoso, nos mais diversos percentuais. 

A estocagem deverá ocorrer em geral em grandes tanques, que deverão 

armazenar o produto a baixa temperatura até seu envio ao consumidor, com a variação 

da composição de entrada e com a observância de cuidados básicos de segurança. O 

GNL poderá se separar em camadas de diferentes densidades, o que, por sua vez, irá 

ocasionar um fenômeno conhecido como estratificação e roll over. Se não controlado, 

esse fenômeno pode gerar vazamentos de grande porte. 

5.7.3 Unidade de Liquefação 

O elemento central de um projeto de GNL é a unidade de liquefação, onde a 

temperatura do gás natural é reduzida a -161º C, ponto em que ele se torna líquido, 

com uma redução de volume de cerca de 600 vezes. Esta instalação, construída em 

locais de bom calado (mínimo 14 m), em baía abrigada e o mais próximo possível 

dos campos produtores, compõe-se basicamente, como se vê na Figura 5.7.2, de uma 

unidade de tratamento, do conjunto de trocadores de calor e dos tanques de


armazenagem. O gás natural liquefeito é a seguir armazenado em tanques capazes de 

mantê-lo a -161º C até o embarque. Em razão do elevado custo desta armazenagem, 

sua capacidade é calculada por sofisticados processos que levam em conta a produção 

da unidade, o número e tamanho dos navios, riscos de atraso e outras variáveis 

(PRAXAIR, 2009). 

A unidade de tratamento destina-se a remover as impurezas existentes no gás 

vindo dos campos, como gás carbônico, enxofre, nitrogênio, mercúrio e água, além do 

condensado. O processo inclui a separação do gás liquefeito de petróleo (GLP), basicamente 

propano e butano, que poderá ser vendido como produto final ou reinjetado no GNL. 

O conjunto de trocadores de calor, peça principal da liquefação, funciona 

segundo o mesmo princípio de um refrigerador doméstico. Um gás refrigerante (em 

geral, uma mistura de metano, etano e propano) é pressurizado e em seguida expandese 

através de uma válvula (efeito Joule-Thompson), extraindo calor do gás natural 

que chega aos trocadores de calor. Há diferentes tipos de trocadores, mas quase todas 

as instalações dividem-se em conjuntos paralelos, capazes de liquefazer de 2,0 a 2,5 

milhões t/ano, cada um. Os mais recentes “trens de liqüefação” tendem a ter dimensões 

bem maiores, chegando a capacidades de 4,7 milhões de toneladas/ano. 

O custo de uma instalação de liquefação, inclusive facilidades portuárias, 

tem variado constantemente com as inovações tecnológicas e as pressões de mercado. 

Em 2007, o investimento por tonelada de capacidade anual estava na casa de US$ 

275,00, o que significa que uma planta de sete milhões de toneladas/ano ou cerca de 

30 milhões m 3 /dia custaria US$ 1,92 bilhões (GASNET, 2009). 

Quanto aos projetos de GNL de menor escala de distribuição (200.000 a 

1.000.000 m 3 /dia), visando atingir pequenas e médias instalações consumidoras, que 

podem utilizar modais ferroviários, rodoviários ou fluviais, costuma apresentar uma 

relação de investimento inicial específico da ordem de US$ 130 a 150/m 3 de capacidade 

de transporte de gás natural, o que permite estimar que um projeto de transporte de 

GNL de 500.000 m 3 /dia poderá ser orçado na faixa de custo inicial da ordem de US$ 

70 milhões (GASBRASIL, 2008).


5.7.4 Navios Metaneiros 

Os navios de transporte de GNL das unidades de liquefação aos pontos de 

regaseificação dispõem de reservatórios isolados, capazes de suportar a temperatura 

do gás durante o transporte, não havendo refrigeração na viagem. Mesmo nos navios 

mais modernos, há uma perda de gás da ordem de 0,1% ao dia, em função da perda de 

calor. Nos navios mais modernos, o GNL é normalmente usado como combustível e 

uma pequena parte retorna com o navio, de modo a manter os tanques frios. Até o 

final da década de 90, os navios metaneiros eram dedicados, mas hoje cresce o 

mercado spot de navios que atendem a encomendas, sem dedicação exclusiva a 

empreendimentos específicos, os quais já representam cerca de 13% do total de 

navios em operação no mundo. 

Há dois tipos básicos de transportadores de GNL: o que armazena o gás em 

esferas, utilizando tecnologia norueguesa e americana da Kvaerner Moss Rosenberg, 

que representa 45% da frota mundial, mas apenas 10% das novas encomendas, e os 

que apresentam tanques nas posições convencionais de petroleiros (tipo membrana, 

com tecnologia da Technigaz), que representam 50% da frota mundial e 90% das 

novas encomendas. Esta última, de origem francesa, vem predominando 

gradativamente no mercado dos novos navios em construção, por suas vantagens de 

maior capacidade de transporte de massa por volume. A capacidade usual por navio é 

de 125 a 135 mil m³, correspondendo a 55 a 60 mil toneladas de GNL (440 kg/m 3 ) 

(TECHNIGAZ, 2008). 

Durante muitos anos os estaleiros japoneses dominaram o cenário da 

construção de metaneiros, mas hoje eles estão sendo feitos também na Finlândia, 

Itália, França e principalmente na Coréia do Sul. Mesmo assim, continua se tratando 

de um segmento de alta sofisticação na construção naval, restrito a poucos fabricantes. 

A frota mundial em operação em 2007, da ordem de 230 navios, com mais 

algumas dezenas em construção, apresenta um custo por unidade da ordem de US$ 

175 milhões, para os de maior capacidade, equivalendo a cerca de três vezes mais que 

um petroleiro de mesma capacidade em toneladas. O processo de concorrência entre


os estaleiros de navios metaneiros tem levado a seguidas reduções de preço específico 

das unidades, valor que atualmente é da ordem de US$ 300/t.ano (WORLDLNG, 2007). 

5.7.5 Terminal de Armazenamento e Regaseificação 

Os terminais para desembarque do gás situam-se junto aos centros de consumo, 

em locais de águas profundas e abrigadas. Seus principais elementos são os tanques 

de estocagem e os regaseificadores, além dos equipamentos complementares. 

A capacidade dos tanques de estocagem pode ir de pouco mais que a carga de 

um navio (caso de Huelva, na Espanha, com 160 mil m³ de armazenagem, para navios 

de 135 mil m³), até valores muito maiores, quando, além de absorver a carga dos 

navios, o terminal propõe-se a servir de balanceador de picos de consumo e estoque 

estratégico. Neste último caso está o terminal de Sodegaura, na baía de Tóquio, capaz 

de armazenar 2,7 milhões m 3 de GNL (cerca de 1,62 bilhão m³ de gás natural nas 

CNTP), valor equivalente a vinte vezes a carga de um navio padrão de grande 

capacidade ou 32 dias de consumo de gás natural no Brasil. Em escala um pouco 

menor, na Coréia do Sul há também a preocupação de estocagem de GNL nos terminais, 

considerando a eventualidade de interrupção de um intenso processo de alimentação 

de GNL, na proporção de cerca de 2 navios metaneiros ao dia, que poria o fornecimento 

energético do país em risco. 

Os regaseificadores podem usar água do mar para reaquecer o GNL, ou vapor 

quando há uma termelétrica nos arredores, como é muito freqüente. Neste caso, a 

expansão do gás ao se vaporizar poderá acionar turbinas, capazes de adicionar alguma 

potência à termelétrica. Há ainda uma possibilidade de usar o frio liberado na 

regaseificação para indústria de alimentos. 

5.7.6 Custos Prováveis de um Sistema de GNL- Resumo 

Os custos para construção de um terminal de regaseificação variam muito, 

como se deduz das diferenças na capacidade de estocagem. Um terminal na Turquia, 

para 255 mil m 3 , custou US$ 250 milhões, enquanto que a construção de um terminal


dez vezes maior no Japão, demandou investimentos oito vezes maiores (US$ 2 bilhões), 

indicando a redução de custo específico em função do aumento da escala de 

fornecimento. A título de exemplo, num sistema de GNL com capacidade de 

fornecimento de 30 milhões m 3 /ano (49,3 milhões m³/dia de GN nas CNTP), somente 

o terminal de regaseificação custará acima de US$ 1 bilhão. Na Tabela 5.7.1 a seguir, 

é apresentada a variação dos custos da cadeia do GNL em US$/MMBtu que ocorria 

até o início dessa década. Seus valores absolutos não vigoram mais, porém são dados 

referenciais úteis em termos relativos, permitindo aquilatar o custo proporcional de 

cada etapa (BURANI, 2009) 

Tabela 5.7.1 Custos de investimento na cadeia do GNL (bilhão de dólares) 

Fonte: Abiquim, 1998. 

Obs: Dados mais recentes, referentes à década de 2000, revelam percentuais de redução de 30 

a 40% no custo de transporte, em função do aumento das escalas de transporte e da aplicação 

mais generalizada da tecnologia de armazenamento de GNL por membrana em navios metaneiros 

de projeto mais recente. 

Para um sistema de sete milhões de toneladas por ano, os custos médios de investimento 

estão apresentados na Tabela 5.7.2. 

Tabela 5.7.2 Custos de investimento na cadeia do GNL (US$ bilhão) 

Fonte: Portal Gasbrasil, 2008.


Os números mostram que o porte do investimento acarreta complexos 

esquemas financeiros, só viáveis, se existirem contratos de longo prazo envolvendo 

entidades solidamente implantadas no mercado. O prazo de maturação de um projeto 

como este se situa na casa dos dez anos, do momento da identificação das reservas de 

gás à primeira carga entregue ao comprador. 

5.7.7 Mercado Internacional de GNL 

Entre 2001 e 2006, o mercado mundial de GNL cresceu 46% (ANP, 2008), 

passando de 129 para 188 milhões t/ano, ou de 504 para 735 milhões m³/dia. Até 

2030, prevê-se que o mercado mundial de GN cresça à taxa média anual de 2,4%, 

valor superior ao previsto pra o óleo (1,4%), resultado que em boa parte refletirá a 

participação crescente do GNL, considerando a demanda crescente de grandes 

importadores, como Japão, Coréia do Sul e Europa e diante de dois forçantes 

importantes: A pressão da política ambiental e a necessidade de monetização dos ativos 

(reservas de GN). 

Até 2003, os investimentos mundiais em GNL não passavam de US$ 6 bilhões, 

mas a tendência de forte crescimento dos investimentos mundiais no setor ficou 

evidenciada em 2007, passando do dobro daquele valor (US$ 13 bilhões), com 

expectativa de passar já em 2008 para US$ 24 bilhões. Os percentuais médios de 

participação das etapas da cadeia do GNL nesse investimento estão apresentados na 

Tabela 5.7.3 a seguir: 

Tabela 5.7.3 Percentuais de custo de investimento nas etapas da cadeia do GNL 

Fonte: The World LNG and GTL Report 2007 – 2011.


No mundo, operavam em 2007 cerca de 230 navios metaneiros, com uma 

média de transporte por navio de 34 milhões t/viagem (média de 2 viagens mensais) 

ou 49 milhões m³/viagem, valor equivalente ao fornecimento médio diário das 

distribuidoras de gás natural atualmente no Brasil. 

O mercado mundial de GNL no mundo se concentra atualmente no transporte 

marítimo para atendimento de grandes consumidores como Japão, Coréia, Austrália, 

Espanha, França e outros. Neste mercado atualmente circulam 347 milhões m³/dia, o 

que equivale a 1.379 viagens/ano, considerando os navios de maior capacidade de 

transporte, hoje, da ordem de 150.000 m³. O volume de GNL transportado num navio 

metaneiro desse porte equivalente a 92 milhões m³ ou dois dias de consumo no Brasil. 

Existem hoje onze países importadores de GNL e outros doze que são produtores 

(Indonésia, Argélia, Malásia, Qatar, Austrália, Brunei, Nigéria, Abu Dhabi, Trinidad e 

Tobago, Oman, Alaska (US) e Líbia. Neles estão operando cerca de 20 plantas, várias 

delas em ampliação, abastecendo a Europa e o Extremo Oriente (Japão, Coréia e 

Taiwan) e já agora iniciando o abastecimento da costa leste americana. A Figura 5.7.3 

a seguir mostra resumidamente a localização das unidades produtoras. 

Figura 5.7.3 Instalações de GNL no mundo 

fonte: GasBrasil, 2008


O transporte entre o local de produção e o de recepção é feito em navios 

especialmente construídos para este propósito. Cerca de duzentos e trinta deles estão 

em operação no mundo e vários outros estão em construção. Há estimativas recentes 

de que a frota mundial de navios transportadores de GNL terá que ser duplicada no 

prazo de 5 a 7 anos. Na França e na Coréia do Sul há hoje dezenas de navios em construção 

que podem transportar até 153 mil m³ de GNL. Na maior parte dos casos, os navios em 

construção já envolvem a tecnologia de armazenamento de GNL, desenvolvida pela 

empresa francesa Technigas por membranas, aumentando em muito a capacidade de 

armazenamento dos navios de transporte e reduzindo seus custos operacionais. 

A produção, transporte e regaseificação do GNL são operações que exigem 

elevados investimentos, além de perdas de 10 a 15% do gás durante o processo, muito 

mais que um transporte equivalente por gasoduto, onde as perdas se situam entre 1 e 

2%. Isto faz com que a escolha do GNL fique restrita aos casos em que gasodutos não 

são praticáveis tecnicamente (travessias de mares profundos), ou onde as distâncias 

de transporte tornem os gasodutos antieconômicos. Na atual tecnologia, a partir de 4 

mil quilômetros, os custos de um sistema de GNL tornam-se competitivos com os de 

transporte em gasodutos. 

Na virada do século XXI, Japão, Coréia do Sul e Formosa, inatingíveis por 

gasodutos, representavam os mercados mais importantes para o GNL, vindo 

principalmente da Indonésia, Golfo Pérsico e Austrália. As quatro unidades de 

regaseificação do litoral americano do Atlântico, muito ativas em décadas anteriores, 

estavam naquela época paralisadas. 

O rápido aumento do consumo de gás natural ocorrido no início da década 

está sendo sentido com mais força nos Estados Unidos, onde o crescimento anual tem 

sido da ordem de 3 a 4 %, coincidindo com redução equivalente na produção, e com 

a impossibilidade a médio prazo de trazer mais gás via gasodutos dos países vizinhos, 

às voltas com o mesmo problema de demanda e esgotamento de reservas. Com isto, o 

preço tradicional de 2 a 3 US$/milhão de BTU já chega hoje no mercado internacional 

a um custo que tem variado na faixa de US$ 8 a 12/MMBtu, bem acima do preço 

médio internacional do gás natural transportado em gasodutos, da ordem de US$ 6 a


8/MMBtu. Isto indica ser o GNL uma alternativa de energético caro e nobre, destinado 

a competir com combustíveis de mesma ordem, como o GLP, a gasolina e o óleo diesel. 

A solução que se vê no momento nos EUA é a volta à importação de GNL, o 

que exige a reativação imediata das unidades de regaseificação, e a construção de 

novas instalações, o que vem sendo dificultado (mas não impedido) pelas comunidades 

onde estas instalações estão sendo projetadas. Uma das soluções alternativas é a 

montagem de instalações de regaseificação sobre estruturas marítimas. 

Em 2006, as vendas de GNL dispararam: 11,7% de crescimento (atingindo 

211 Bm³ no ano) impulsionado pelos altos volumes vendidos para Ásia e Europa, um 

crescimento bem superior à média anual da década, que foi de 7,7% ao ano. 

O Cedigaz - Associação Internacional da Indústria do Gás confirma que as 

operações de GNL têm crescido muito, com a construção de nova infra-estrutura, 

antecipando o crescimento da demanda mundial. Em 2006, a entrada em operação de 

terminais no México, na China (Guangdong-Dapeng) e na Espanha (Sagunto), 

inaugurou novas rotas comerciais mundiais. Em relatório de 2006, a Cedigaz revela 

que o gás natural liquefeito já é hoje o maior responsável pelo comércio internacional 

de gás natural (CEDIGAZ, 2008). 

5.7.8 Mercado Brasileiro de GNL 

O GNL é um produto com boa perspectiva de difusão do gás natural no Brasil 

e está sendo visto como alternativa para diminuir a acentuada dependência de 

fornecimento externo via gasoduto, considerando que, através dessa tecnologia, pode 

ser adquirido de diversos países produtores. 

A inserção de GNL no Brasil poderá ajudar a garantir a expansão do mercado 

produtivo sem risco de escassez de energia, já que a taxa de crescimento do setor 

energético não tem acompanhado o crescimento industrial. Aliado a esta condição, é 

importante citar que o GNL pode propiciar a oferta de gás natural a comunidades não 

atendidas pelas malhas de gasoduto, contribuindo para o desenvolvimento regional e 

redução dos custos produtivos, assim como para novas oportunidades de criação de 

emprego e renda.


Nos últimos anos, o Brasil vinha estudando a possibilidade de importação de 

GNL através do porto de Suape (PE), com um montante da ordem de 6 milhões de 

m³/dia, que seria feito em parceria entre a Shell e Petrobras, proposta que não chegou 

a concretizar-se. Por outro lado, a partir de 2009 o Brasil passará a importar GNL de 

Trinidad y Tobago, Nigéria, Argélia, Caribe e outras regiões, através dos portos do 

Rio de Janeiro e Pecém (CE), envolvendo um montante total de 21 milhões m 3 /dia, 

valor equivalente a cerca de 6% do valor comercializado no mundo em 2006. 

Até 2006, no planejamento estratégico da Petrobrás até 2020 eram citadas 

apenas duas plantas de GNL a serem contratadas para o Rio de Janeiro e Ceará, com 

opção para mais duas, mas sem definição de licitação. 

Em 2007, finalmente foi definida a compra dos terminais de Pecém e Rio de 

Janeiro, além da locação dos navios. As primeiras unidades entrarão em operação em 

2009. Uma delas, a ser instalada na Baía da Guanabara até o final de 2009, deverá 

operar com um navio com capacidade para processar 14 milhões de metros cúbicos 

diários de gás natural. A outra unidade, já em operação em fase inicial em Pecém 

(CE), tem capacidade para processar 7 milhões de metros cúbicos diários. As duas 

unidades pertencem à Golar LNG e serão arrendadas para a Petrobras por um total de 

US$ 900 milhões por 10 anos. Somente o terminal de Pecém deverá ter uma capacidade 

de armazenamento de 77 milhões m³, valor equivalente a mais de dez dias de consumo 

da região Nordeste, dando maior segurança de oferta de gás natural na região. A 

Petrobrás estima que em 2012 o GNL poderá representar 23% da oferta interna de gás 

natural no Brasil, com um volume de 31,1 milhões m³/dia (GASBRASIL, 2008), o 

que poderá ocorrer com o aumento do número de terminais de regaseificação de GNL 

na costa do país. 

As duas unidades encontram-se na fase de contratação, que envolve uma tripla 

licitação. Além de escolher os fornecedores que vão exportar o GNL para a empresa, 

as concorrências incluem a contratação de navios para transporte do insumo – 

ainda não está definido se por frete ou aquisição das embarcações – e a montagem 

das usinas. O GNL regaseificado no Rio deverá abastecer Rio de Janeiro, Minas 

Gerais e São Paulo, permitindo maior folga de fornecimento para as distribuidoras 

locais de gás natural.


Em paralelo, a Petrobras continua avaliando a possibilidade de fornecer Gás 

Natural Liquefeito (GNL) para a usina termelétrica Leonel Brizola (TermoRio) a partir 

de 2009, para que a unidade possa honrar os contratos que entram em vigor nessa 

época e prevêem a venda diária de 354 megawatts (MW), praticamente o triplo dos 

126 MW que são despachados hoje e repassados mediante contratos assinados 

(ABEGAS, 2008). 

Uma terceira planta poderá ser contratada em breve, com volume total de 14 

milhões de metros cúbicos por dia. Os locais mais prováveis para a instalação são 

Suape (PE) e São Francisco do Sul (SC). Além destes, os locais que poderão abrigar 

os próximos projetos de GNL em estudo são: Aratu (BA) e Itaqui (MA). As de São 

Francisco do Sul e de Itaqui garantiriam gás para projetos de consumo intensivo de 

energia na região, principalmente na área de mineração. A de Aratu garantiria gás para 

a produção petroquímica da Braskem na Bahia. A Petrobras também estuda a viabilidade 

de um terminal de regaseificação do combustível no Uruguai, para abastecer o mercado 

local e a Argentina, envolvendo um investimento da ordem de US$ 300 milhões. 

Além do gás da Bolívia, da ordem de 26 milhões de metros cúbicos por dia 

(chegará a 30 milhões) e dos projetos de GNL, que somam em médio prazo pelo 

menos 21 milhões (Rio de Janeiro e Ceará), a Petrobras elaborou um plano de 

investimentos para antecipar a produção do combustível. Somente para a exploração 

e desenvolvimento, foram reservados US$ 11 bilhões de 2008 a 2011. Nos gasodutos 

e na infra-estrutura para importar o Gás Natural Liqüefeito (GNL), a Petrobras investirá 

US$ 6,5 bilhões. 

5.7.8.1 Projeto GasLocal 

A GasLocal é a primeira empresa a levar GNL para médios consumidores de 

GN, resultando da associação da Petrobrás (40%) com a White Martins (60%) num 

projeto de US$ 50 milhões para a produção de GNL a partir de Paulínea (SP), visando 

atender Uberlândia (MG) (450 km), Anápolis (GO) (700 km) e Brasília (DF) (850 

km), além de diversas outras cidades no percurso ou próximas do trajeto principal, 

como Mococa, Andradas, Três Corações, Barra Bonita e outras. Os consumidores de


GNL nas regiões mencionadas são diversos, envolvendo indústrias de cerâmica branca, 

vidro, alimentícias e outras, além do mercado do GNV. O projeto visa antecipar a 

criação de mercados consumidores de gás natural, que futuramente serão atendidos 

por dutos de transporte de GN. Assim, o GNL atua como indutor de novos mercados 

de gás natural. Seu custo varia com o consumo da instalação e sua distância em relação 

ao fornecedor. O GNL pode ser substituto do GLP, do óleo diesel, álcool e óleo 

combustível (PRAXAIR, 2009). 

Trata-se da primeira planta (Projeto Gemini) de gás natural liquefeito (GNL) 

do país, inaugurada em agosto de 2006, operando uma instalação de liquefação e 

estrutura de distribuição de pequena escala, que produz GNL a um custo de 10 a 15% 

abaixo do preço do gás liquefeito de petróleo (GLP). 

O investimento da GasLocal faz dessa planta uma nova modalidade para 

inserção do gás natural na matriz energética brasileira e interiorização do produto. A 

planta tem capacidade de liquefazer, em sua primeira fase, 380 mil m 3 de gás natural/ 

dia, por meio de tecnologia de criogenia, que permite transformar o gás natural do 

estado gasoso para o estado líquido. 

No processo o gás natural é entregue pela Petrobras para liquefação na planta 

da White Martins e, uma vez dentro da planta, é resfriado a temperaturas inferiores a 

160º C negativos, alcançando então o estado líquido, reduzindo de modo drástico seu 

volume específico. Em seguida, o gás natural liquefeito armazenado pode ser 

transportado em caminhões-tanque com capacidade de 28 mil m³ de gás natural e 

levado até os clientes. 

No setor industrial, em geral, o combustível concorrente do GNL é o GLP. 

Este último pode ter certa variação de preço específico, conforme a oferta e a demanda 

local. Em geral, varia por volta de R$ 2,00/kg, valor equivalente a cerca de US$ 25/ 

MMBtu. Quanto ao GNL, seu preço final varia conforme a distância de deslocamento, 

sendo cerca de 10 a 15% menor em relação ao preço médio do GLP. Considerando-se 

uma distância média de deslocamento de 500 km (1.000 km, ida e volta) e um preço 

final do GNL 15% inferior em relação ao GLP, o preço do GNL na porta do cliente 

deverá estar por volta de US$ 21/MMBtu. Descontando-se deste valor uma parcela


de lucro líquido de 20% (US$ 4,2/MMBtu), chega-se a um valor de custo de 

US$ 16,8 /MMBtu 1 (GASLOCAL, 2008). 

Considerando que o custo com combustível incide, em geral, em 30% do 

custo operacional total, incluindo-se manutenção, peças, mão de obra e amortização, 

chega-se a um custo operacional total da ordem de US$ 4,5/MMBtu, o que leva a um 

custo final de produção do GNL em Paulínea da ordem de US$ 12,3/MMBtu. Este 

valor permite deduzir que o custo do beneficiamento do GNL mais do que dobra o 

custo do gás natural alimentado no processo, neste caso proveniente da Bolívia e que 

chega a Paulínea a um preço entre US$ 5,5 e 6,0/MMBtu (GASLOCAL, 2008). 

Tabela 5.7.4 Parcelas de Custo do GNL comercializado pela GasLocal 

Fonte: Elaboração própria e dados do Projeto GasLocal. 

Levando em conta um preço final médio do óleo diesel de R$ 1,75/l, significa 

que seu custo de equivalência com o gás natural seria da ordem de US$ 28,6/MMBtu, 

valor superior ao aqui considerado para o GLP, para efeito de comparação, o que 

significa que são também grandes as possibilidades de substituição de óleo diesel por 

GNL na indústria, ainda que esta não constitua um grande participante do mercado de 

consumo de óleo diesel no país. 

Em termos comparativos, um caminhão tanque de GNL transporta 

consideráveis volumes de gás natural (25 a 30 mil m 3 ) a médias e grandes distâncias 

(200 a 1.000 km), enquanto que no transporte de GNC a 200 bar um caminhão 

transporta um volume de gás natural de 4 a 5 mil m 3 (seis vezes menor), e a curtas 

distâncias (em geral, até 150 km). Assim, para um mesmo volume de armazenamento, 

se pode transportar três vezes mais em GNL do que em GNC. A distância de Goiânia 

1 

Considerando-se um consumo específico de óleo diesel nas carretas de transporte de 1,2 km/l a um custo de R$ 

1,75/l, chega-se a um custo operacional com combustível por viagem da ordem de US$ 1,4 / MMBtu.


a Paulínia (850 km), ponto em que o gás boliviano é processado pela White Martins 1 , 

conforme citado, está próxima do limite para viabilizar este tipo de operação, já que, 

por questões de custo operacional e escala de fornecimento, acima de mil quilômetros 

de distância de fornecimento, a viabilidade econômica do empreendimento com GNL 

fica comprometida. 

A planta de GNL de Paulínea tem 95 mil m² de área total e 11 mil m² de área 

construída. Além da estrutura metálica, a parte mais pesada da construção, o tanque 

de estocagem de GNL, demandou estaqueamento a cerca de 19m de profundidade. A 

base de equipamentos da planta de liquefação compõe-se de compressores de grande 

porte de 8 mil hp, trocadores de calor de alumínio brazado, trocadores de casco e 

tubo, trocadores de calor a ar, sistema de amina, vasos secadores (dessecantes), caldeira, 

além de aquecedores a gás e elétricos (GASLOCAL, 2008). 

Para a montagem da planta, foram utilizados diversos materiais resistentes à 

baixa temperatura e também instrumentação redundante, sistema de automação 

avançado, subestação de rebaixamento de energia, tanques e vasos conforme padrão 

da NR13, caminhões-tanques criogênicos com alta capacidade de transporte, 

instalações de tanques criogênicos em clientes, sistema de vaporização e odorização 

de produto, analisadores diversos com cromatógrafos a gás e tanque de estocagem 

padrão API.Em termos gerais, a iniciativa reproduz um modelo de transporte 

amplamente utilizado na movimentação de gás natural em outros países como Japão, 

Espanha, Portugal e Estados Unidos. 

A planta atual de produção de GNL de Paulínea já possui 70% de sua 

capacidade contratada e deve vender o restante até o começo de 2009, com a perspectiva 

de crescimento da demanda em áreas onde não existem gasodutos, especialmente 

Goiás, Distrito Federal, Triângulo Mineiro e norte do Paraná, além de importantes 

áreas econômicas do estado de São Paulo. Em função do sucesso inicial do 

empreendimento, a GasLocal duplicará a produção de sua planta de liqüefação de gás 

natural, envolvendo um investimento que deve se aproximar de US$ 65 milhões, 

semelhante ao investido na instalação da primeira unidade. 

2 

Com 72% de nacionalização dos equipamentos envolvidos no empreendimento, coube à White Martins a 

responsabilidade da construção, do projeto e do detalhamento, por seu grupo de engenharia, com a utilização de 

tecnologia licenciada da companhia norte-americana Black & Veatch.


No referido projeto foram investidos US$ 50 milhões, o que envolve toda a 

estrutura de gaseificação, transporte e regaseificação nos pontos de entrega do gás 

natural, totalizando um fluxo comercializado de 380 mil m³/dia. Caso se tratasse da 

implantação de um gasoduto de 850 km com essa capacidade, a necessidade de 

investimento seria da ordem de US$ 136 milhões, envolvendo um gasoduto de 8" de 

diâmetro com 20 kgf/cm² de pressão nominal, incluindo-se algumas estações de 

compressão ao longo do percurso. A princípio, pode-se inferir uma relação de US$ 

358/mil m³ de capacidade de transporte de GN para o gasoduto e de US$ 132/mil m³, 

para o caso de GNL, o que significa que o sistema de antecipação de mercado de GN 

representado pelo transporte rodoviário de GNL representa investimento quase três 

vezes menor, além de ser transferível para outras regiões, quando a tubulação do 

gasoduto chega ao destino final atendido pelo GNL. 

5.7.9 Gás Natural da Amazônia para Produção de GNL 

As possibilidades de emprego do gás natural na Amazônia sob a forma de 

GNL são diversas e dependem de vários aspectos econômicos, técnicos e mesmo, 

políticos, considerando as prováveis interferências entre o mercado elétrico e o do gás 

natural. Em geral, como foi visto, o GNL envolve grandes quantidades de gás natural 

transportado, o que exige o estabelecimento de mercados de porte suficiente para 

absorvê-lo, com contratos de fornecimento em longo prazo, não impondo todavia 

que essa demanda se concentre num único ponto de entrega, podendo ser distribuída 

ao longo do percurso do sistema de transporte, ainda que os custos de sistemas de 

regaseificação e armazenamento sejam elevados, como foi mencionado. O sistema de 

transporte do GNL pode envolver diversos tipos de modais de transporte, mas na 

Amazônia fica evidente a vantagem do modal fluvial, ainda que haja a necessidade de 

análise de aspectos de navegabilidade para navios metaneiros de grande porte ou 

balsas, assim como questões de calado mínimo para que aportem. Além disso, 

considerando a possibilidade de atendimento de Fortaleza, onde a partir de 2009 já 

deverá operar um terminal de gaseificação, os navios de transporte também deveriam 

ter a aptidão de operação marítima.


Quanto ao aspecto econômico, sabe-se que o GNL demanda grandes 

investimentos e complexos esquemas financeiros para a implantação de seus sistemas 

de liquefação, transporte, estrutura portuária, regaseificação e armazenamento, como 

já foi destacado. Por isso, o emprego de GNL depende da quantificação dos excedentes 

de gás natural que não teriam destinação de consumo em Manaus, o que imporia sua 

transferência através do rio Amazonas para outros mercados potencialmente 

consumidores, como Parintins, Santarém e Belém, podendo mesmo seguir por mar 

até São Luís e Fortaleza. Para tanto, deverão ser analisados os mercados potenciais de 

consumo de gás natural de cada região. 

No caso de Pecém (CE), apesar de ser a cidade mais distante, haveria a 

vantagem de além de já ter um terminal de regaseificação, contar também com uma 

considerável rede de distribuição de gás natural, uma infra-estrutura fundamental, 

mas ainda inexistente nas outras cidades, além de totalmente interconectada com as 

outras capitais do Nordeste e, em breve tempo, com toda a rede principal de gasodutos 

do sudeste e do sul do país. 

Da mesma forma, tendo preço mais elevado que combustíveis tradicionais, o 

preço final de oferta do gás natural sob a forma de GNL o tornará competitivo somente 

nos mercados onde o combustível empregado apresente elevado preço energético 

específico, como o GLP, a gasolina, o óleo diesel e, em alguns casos, o óleo 

combustível, o que ocorre com freqüência nos setores comercial e de transporte e, em 

parcela um pouco menor, no setor industrial. 

O excedente do gás natural em Manaus irá variar nos próximos anos à medida 

em que ocorra a prevista substituição de boa parcela da energia elétrica de origem 

térmica destinada a Manaus e municípios próximos. Atualmente, esta eletricidade é 

gerada através de óleo combustível, óleo diesel e misturas. A partir de 2009, prevê-se 

o início do processo de substituição desses combustíveis para geração elétrica local 

por gás natural, o que deverá ser totalmente efetivado em 2011. Todavia, entre 2011 e 

2015 prevê-se o começo da chegada a Manaus da eletricidade produzida em Tucurui, 

o que deverá se efetivar por completo em 2017. Com isso, parte do gás natural estará 

então liberada para seu emprego em outros setores da economia. Em função dos grandes 

volumes de gás natural que estarão disponíveis, prevê-se que a economia local não


encontrará destinação plena para o gás natural, mesmo que se possa contemplar a 

forte perspectiva de crescimento econômico de Manaus e região. Além disso, é preciso 

atentar para o fato de que a oferta de gás natural de Urucu para a região de Manaus 

tende a crescer de modo substancial até 2015, passando de 5,5 milhões m³/dia para 

10,0 milhões m³/dia. 

Admitindo em 2015 uma parcela de consumo de gás natural em Manaus e 

região da ordem de 3,0 milhões m³/dia, considerando metade para geração elétrica 

permanente, a parcela de gás natural excedente deverá ser da ordem de 7,0 milhões 

m³/dia, volume que poderia ser liquefeito e transferido por navios para os outros 

mercados referidos, o que poderia ser realizado com a operação de um navio metaneiro 

de porte médio com capacidade de transporte de 120 mil m³ (53.000 t de GNL), com 

freqüência de viagem por volta de 10 dias (cinco de ida e cinco de volta) no percurso 

Manaus – Santarém - Belém. 

Incluindo-se a possibilidade de fornecimento de GNL para Fortaleza, o ciclo 

de transporte teria seu tempo aumentado em 50% e talvez demandasse mais uma 

unidade de transporte. Nos cálculos referidos, não se considerou a possibilidade de 

montagem em Manaus de algum projeto gasquímico ou outro que se baseie no emprego 

intensivo do gás natural, o que modifica por completo o quadro antes quantificado de 

excedente de gás natural, destacando que um empreendimento dessa ordem costuma 

demandar parcelas mínimas de gás natural da ordem de 5 milhões m³/dia, de modo a 

estabelecer uma escala mínima de processamento (ABIQUIM, 2008). 

Considerando uma cadeia de processamento de GNL para atendimento da 

região com capacidade de 7 milhões m³/dia, os custos e características técnicas do 

projeto seriam os seguintes: 

· A instalação de liquefação em Manaus, a ser instalada em sua zona portuária, 

deverá contar com tanques de armazenamento e ter capacidade de processamento de 

GNL 5.110 t/dia (12.167 m³ /dia); seu custo, baseando-se numa relação média 

específica adotada internacionalmente de US$ 130 a 150/t.ano, deverá ser da ordem 

de US$ 225 milhões; 

· Considerando apenas um navio de transporte de GNL fazendo um percurso 

com freqüência de abastecimento a cada dez dias, considerando 5 dias de viagem de


ida, 4 dias de viagem de volta e 1 dia para operações de abastecimento e descarga, o 

navio deverá ter capacidade de transporte da ordem de 60.000 t de GNL a um custo da 

ordem de US$ 120 milhões; 

· O sistema de regaseificação deverá estar instalado em porto que tenha de 

preferência uma usina termelétrica para fornecer calor excedente para o processo ou 

algum tipo de indústria que demande frio em larga escala, de modo a tornar mais 

rentável e eficiente o processo. Caso o terminal de regaseificação seja único, em Belém, 

por exemplo, cidade com razoável potencial aparente de consumo de gás natural, sua 

capacidade de processamento seria da ordem de 5.500 t/dia, com capacidade de 

armazenamento da ordem de 122 mil m³ a um custo total de US$ 120 milhões; se o 

GNL for transportado para regaseificação em Pecém (CE), onde já há um terminal 

instalado, os custos do projeto poderão ser reduzidos em larga escala. 

· Considerando um sistema simples de liquefação em Manaus, transporte por 

cerca de 1.000 km pelo rio Amazonas e regaseificação em Belém, o sistema completo 

de GNL para a referida capacidade (7 milhões m³/dia) custaria por volta de US$ 

1,152 bilhão. 


Em termos gerais, para a indústria nacional o interesse pelo GNL tanto se 

refere ao aumento da oferta de gás natural no país, através da importação de grandes 

blocos de energia, como através do aumento das possibilidades de distribuição interna 

do mesmo, com a possibilidade de antecipação da exploração de mercados consumidores, 

hoje ainda não atingidos pela rede de transporte e distribuição por dutos. 

A liquefação do gás natural propicia a flexibilização de uso deste combustível, 

que poderá ser utilizado em aplicações industriais substituindo GLP, óleo diesel e 

querosene, combustíveis, em geral, com preço energético específico mais elevado. O 

GNL também pode propiciar a difusão do uso de GNV (Gás Natural Veicular) em 

substituição à gasolina e ao óleo diesel em postos e/ou locais não atendidos pelos 

gasodutos, podendo ser utilizado como combustível para o setor de transporte, 

principalmente em ônibus e veículos leves, assim como para o atendimento de frotas


cativas de empresas/indústrias, o que inclui veículos leves e pesados, assim como 

equipamentos logísticos industriais, como empilhadeiras, permitindo reduzir custos 

operacionais e de manutenção. 

As limitações do uso do GNL na indústria decorrem basicamente de seu 

elevado custo de beneficiamento e transporte, fazendo com que só possa concorrer 

com combustíveis de elevado preço energético específico, caso do GLP e do óleo 

diesel, combustíveis de considerável peso na pauta de importações do Brasil. Como 

foi visto, pelos elevados custos de implantação e operação, a distribuição nacional de 

GNL deve envolver consideráveis escalas de fornecimento mínimo, acima de 200.000 

m 3 /dia, admitindo distâncias de fornecimento entre 200 e 1.000 km. 

Considerando sua característica de elemento antecipador de mercado, os 

projetos de GNL devem ser amortizados em prazos condizentes com o cronograma 

de atendimento da região com gás natural por dutos, sob pena de não atingir a tempo 

sua viabilização econômica. 

No Brasil, o mercado industrial apresenta diversas regiões de considerável 

consumo potencial de gás natural, localizadas a centenas de quilômetros de distância 

da rede de transporte e distribuição atual, permitindo concluir que existe um 

considerável espaço para ampliação do uso do GNL no país. Estas iniciativas dependem 

de financiamentos de valor elevado, envolvendo a importação e locação de 

equipamentos, necessitando, ao mesmo tempo, amortizar o investimento em prazo 

inferior ao da chegada dos dutos de transporte e distribuição de gás natural aos mercados 

atendidos pelo GNL. 

Sugestões de oportunidades tecnológicas: 

· Estudos para identificação de potenciais consumidores industriais; 

· Atendimento de Arranjos Produtivos Locais com regaseificadores dedicados; 

· Fabricação nacional de materiais criogênicos para tanques de armazenamento; 

· Estudo do ciclo de refrigeração envolvido na regaseificação envolvendo a 

fabricação de equipamentos nacionais. 

Para o caso da região entre Manaus e Belém, verificou-se que os investimentos 

necessários seriam elevados e dentro de uma perspectiva de longo prazo, dependendo


do processo de desenvolvimento econômico da região nos próximos 20 anos. Uma 

das possibilidades de implantação dessa solução na região amazônica é a de transporte 

fluvial de GNL de Manaus até Santarém e Belém, a partir de 2015, quando se prevê o 

começo do processo de sobra de gás natural em virtude da entrada da energia elétrica 

de Tucuruí em Manaus, que deverá provocar considerável redução do consumo de 

gás natural em termeletricidade. Com o crescimento previsto da oferta de gás natural 

na região de Manaus em 2015, existe a possibilidade de se transportar os excedentes 

de gás natural na forma de GNL através de navios de grande capacidade até o terminal 

de regaseificação do porto de Pecém no Ceará, permitindo a ampliação da oferta de 

gás natural na rede interligada do Nordeste, que em médio prazo estará interligada à 

rede de gás natural das regiões sudeste e sul do país. 

Tabela 5.7.5 Estimativa da evolução do mercado do GNL na Região Norte 



GNL em Pecém, após regaseificado, de US$ 10/MMBtu, cotação do dólar a R$ 2,10/US$ e 

relação de 28,4 m³ de GN por MMBtu.




ANP – www.anp.org.br 

BURANI, Geraldo Francisco et all. Relatório técnico: Aspectos Técnicos do Gás 

Natural visando o Gasoduto Virtual. In: http://www.seeds.usp.br/pir/arquivos/RT2004- 

gasoduto virtual. São Paulo, 2004. 

CEDIGAZ – www.cedigaz.org 

DANTAS, Luis Olavo. Descrição de um sistema de GNL. 2004. 

Disponível em: http://www.gasnet.com.br Acesso em 14 jan 2009. 

EPE, Plano Nacional de Energia 2030 – Oferta de Gás Natural, página 48, EPE/ 

MME, 2007. 

GASBRASIL– www.gasbrasil.com.br 

GASLOCAL– www.gaslocal.com.br 

GASNET – www.gasnet.com.br 

GEE. Mapeamento Tecnológico da Cadeia do GNL: Uma Análise Baseada em 

Estatísticas de Patentes. 2005. Disponível em http://www.gee.ie.ufrj.gov.br 

IBP – www.ibp.org.br 

PRAXAIR, Gás Natural Liquefeito (GNL): tecnologia inédita para levar o gás natural 

ao interior do Brasil, 2009. in http://www.praxair.com 

TECHNIGAZ – www.technigaz.com 

WORLDLNG, 2007 – www.cwclng.com


5.8 Gás Natural Comprimido - GNC 


5.8.1 Características de um Sistema de GNC 

O GNC (gás natural comprimido) é todo gás natural processado e condicionado 

para o transporte em ampolas ou cilindros à temperatura ambiente e pressão próxima 

à condição de mínimo fator de compressibilidade. Em geral, os sistemas de GNC 

operam em pressões entre 200 bar e 250 bar, dependendo da etapa da cadeia produtiva: 

compressão, armazenamento, transporte e distribuição (ABEGAS, 2008). 

O produto é transportado em carretas especiais com cestas ou feixes de 

cilindros especialmente desenvolvidos para as demandas de indústrias, postos de 

combustíveis e plantas de processamento, num raio, no caso de transporte rodoviário, 

de até 120 a 150 km da rede de transporte e distribuição de gás natural por dutos 

(EPE, 2008). Além do modal rodoviário, podem ser explorados outros modais de 

transporte, como o fluvial, marítimo e ferroviário, pressupondo o embarque dos 

cilindros ou cestos de cilindros eventualmente rebocados por cavalos mecânicos. 

Os benefícios do GNC são diversos e comuns ao gás natural, tais como boa 

relação de custo por energia fornecida, aumento da vida útil dos equipamentos, 

facilidade na regulagem de processos operacionais, maior eficiência no processo de 

queima, maior segurança devido ao menor risco de vazamento, menor custo de 

manutenção e do sistema de combustão, menor emissão de poluentes, possibilidade 

de utilização da rede existente de GLP, pagamento após o consumo e versatilidade de 

aplicação. O GNC pode substituir quase todos os tipos de combustível. 

Os sistemas de transporte de gás natural comprimido constituem das formas 

mais rápidas e econômicas de suprimento de regiões com pequenas e médias demandas 

de gás natural, situadas, em geral, até 150 km, no que tange ao transporte rodoviário 

ou mais de 500 km, considerando modais ferroviários, fluviais e marítimos. 

Devido às exigências crescentes de competitividade, as empresas vêm 

buscando a redução do custo de seus insumos. Hoje o custo da energia representa em 

alguns segmentos industriais uma parcela considerável do custo final dos produtos.


As vantagens técnicas, ambientais e econômicas oferecidas pelos sistemas de 

abastecimento com GNC possibilitam reduções significativas de custo com relação a 

combustíveis tradicionais, como GLP, óleo diesel, querosene e gasolina, destacando 

a possibilidade de redução das importações de GLP e diesel. Além de economizar 

divisas, promove melhora da competitividade das empresas atendidas e antecipa a 

criação de mercados compradores de gás natural fornecido por malhas dutoviárias, 

que tendem a ser implantadas nessas regiões, permitindo novas reduções de custo do 

insumo energético, em função de seu menor custo de transporte. 

5.8.2 Histórico Recente e Tendências do GNC 

A crise política surgida na Bolívia mostrou a urgência de se encontrar 

alternativas confiáveis ao gás natural boliviano no Brasil. Várias propostas têm sido 

consideradas, tais como a aceleração da oferta doméstica e a importação de gás natural 

liquefeito (GNL). Desse modo, a oferta de gás natural sob a forma de GNC, uma 

alternativa ainda pouco discutida no país, deverá depender da oferta local. No caso da 

região de Manaus, por exemplo, onde a oferta será grande para um sistema de 

distribuição ainda incipiente, são grandes as possibilidades de emprego do GNC, 

ainda que de modo complementar às demais formas, através de transporte por dutos 

e processos de liquefação. 

Atualmente, são estudadas em todo o mundo diversas formas de emprego da 

tecnologia do GNC. A primeira delas se refere ao transporte em grande escala, 

considerando o aproveitamento do gás natural das plataformas de petróleo, através 

de sua compressão e transporte em navios específicos para esta atividade. Trata-se de 

um conceito há algum tempo desenvolvido para aproveitamento de gás natural 

desperdiçado (stranded gas) nas bacias de produção no mar. Esta alternativa viabilizaria 

o aproveitamento econômico do gás atualmente queimado na atmosfera ou, em parte, 

reinjetado nos poços de petróleo (GASBRASIL, 2008). Outras possibilidades de 

emprego do GNC envolvem a sua distribuição, considerando os diversos modais de 

transporte (ferroviário, rodoviário, fluvial e marítimo).


A distribuição do gás natural comprimido nos mercados consumidores de 

combustíveis distantes de gasodutos é uma das faces importantes do mercado do gás 

natural, dentro de seu processo de interiorização. Conhecido como gasoduto virtual, 

já existem no Brasil algumas regiões atendidas com pleno sucesso por projetos pioneiros 

de GNC, principalmente no sudeste, sul e centro-oeste do país, envolvendo vultosos 

investimentos em bases de compressão e sistemas de transporte rodoviário. 

Em razão dos investimentos necessários para o funcionamento do sistema, 

que compreende compressão, transporte e descompressão do gás natural, o preço 

final do energético sofre um acréscimo, em geral, de 15 a 30%, em comparação com 

o modelo de distribuição convencional, via rede de dutos (GASBRASIL, 2008). Mesmo 

assim, tende a tornar competitivo o GNC comercializado, dependendo do combustível 

a ser substituído. 

A principal vantagem do sistema de GNC é antecipar a oferta do gás natural 

para os municípios onde há demanda potencial, mas que estão afastados da infraestrutura 

de distribuição da empresa concessionária desse serviço, até que sejam 

viabilizados os projetos de construção das redes de distribuição para esses municípios. 

Esta forma de antecipação do fornecimento proporciona um decisivo benefício aos 

consumidores, desenvolvendo um mercado consumidor que, a partir de certo estágio de 

escala de oferta, tende a viabilizar a implantação de redes de distribuição, o que, em 

muitos casos, caracteriza o uso do GNC como uma atividade parceira do gás canalizado. 

Hoje, os sistemas de compressão de gás são eficientes e as empresas fabricantes 

oferecem sistemas com diversas capacidades e especificações. Para uma empresa que 

queira consumir GNC, ainda não tendo o gasoduto passando no local do seu 

empreendimento, é necessário que exista uma base de compressão e distribuição a 

distância inferior a 150 km ou ao menos um ponto de possível extração de gás natural 

na rede de transporte ou distribuição na distância limite referida. O distribuidor de 

gás natural canalizado da região com freqüência se encarrega da distribuição do gás 

natural comprimido aos revendedores, todavia, este é um serviço não exclusivo da 

distribuidora de gás natural canalizado da região, podendo ser de responsabilidade 

de outras empresas.


No Brasil, os projetos até aqui implantados envolvem o modal rodoviário, 

prevalecendo o transporte de GNC através de carretas de transporte de conjuntos de 

cilindros de armazenamento (“skids” ou cestos de cilindros), ainda que o GNC 

também possa ser transportado por carretas feixe, através de grandes cilindros 

horizontais de armazenamento. 

No sistema, o revendedor utilizará na sua base um ou mais compressores 

acionados por motores elétricos ou a gás natural providos de sistemas de 

armazenamento com certa quantidade de cilindros para o estabelecimento de um sistema 

pulmão. Para compressores alternativos, as potências de acionamento envolvidas são 

da ordem de 150 cv/1.000 m 3 /h (ASPRO, 2008). Para compressores mais avançados, 

como os do tipo parafuso, a relação cai de 20 a 30%, evidenciando sua maior eficiência 

energética, ainda que envolvendo investimento inicial mais elevado (SAFE, 2008). 

Quando o acionamento dos compressores é feito da forma tradicional, por 

motores elétricos, os valores de custos de investimento inicial no sistema de 

acionamento se encontram na faixa de US$ 50 a 80/kW, bem mais baixos do que no 

caso do acionamento por motores a gás natural (US$ 100 a 300/kW) (STEMAC, 

2008). Todavia, a situação tende a se inverter quando se contempla a questão do custo 

operacional, apesar da menor eficiência térmica dos motores a combustão, em virtude 

da tendência de menores valores do preço energético específico do gás natural. Nessa 

questão interfere a liberalização de preços no mercado energético, tanto no que se 

refere ao gás natural, como à eletricidade, considerando as distintas políticas das 

concessionárias e governos estaduais quanto aos incentivos, tarifas de consumo por 

faixa, negociações de tarifa no mercado livre etc. 

O custo de compressão elétrica do gás natural a 200 bar apresenta parcelas de 

participação no custo final de comercialização dependentes dos seguintes parâmetros: 

0,12 kWh/m 3 de GN a 200 bar e tarifa média atual de eletricidade de R$ 0,35/kWh. 

Juntamente com os custos de transporte e de amortização, pode-se considerar que o 

custo total acrescentado ao preço final do GN é da ordem de R$ 0,25/m 3 (cerca de 

US$ 3,0 a 3,5/MMBtu), considerando-se carretas de transporte com capacidade de 

4.500 m 3 /viagem, duas viagens diárias, totalizando 400 km/dia (ida e volta) e consumo 

específico médio da operação do cavalo mecânico da carreta de 1,2 km/l de óleo


diesel (R$ 1,75/l). Nos custos mencionados, já foram consideradas as perdas relativas 

ao lastro de gás natural que retorna nas carretas, da ordem de 5 a 10% do total, além 

dos custos dos sistemas de resfriamento do gás natural na fase de enchimento, visando 

aumentar a eficiência do processo. 

5.8.3 Empreendimentos de GNC no Brasil 

No Brasil existem atualmente 18 empresas homologadas pela ANP - Agência 

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - para a distribuição do gás 

natural em forma comprimida. Alguns projetos de “Gasodutos-Virtuais” já 

demonstraram sua viabilidade de implantação, podendo-se destacar os seguintes: 

a) Tramontina, empresa pioneira no uso do GNC, localizada na cidade de 

Carlos Barbosa (RS); a logística de transporte exigia a realização diária de um percurso 

de 35 quilômetros para fornecimento de 4 mil m³ de gás natural por dia. Esse sistema 

pioneiro foi encerrado após 1 ano e 1 mês de funcionamento, resultante de uma oferta 

que viabilizou a construção dos dutos de gás natural para atender a empresa. 

b) Sucos Kiki: empresa também pioneira no uso do GNC, atualmente em 

pleno funcionamento, localizada na cidade de Engenheiro Coelho (SP), a 106 

quilômetros da estação de compressão em Salto (SP). Foram investidos cerca de R$ 

2,5 milhões para receber 1 milhão de m³ de gás por mês; a Sucos Kiki faz sua própria 

logística, comprando o combustível da empresa concessionária GasNatural SPS. 

Segundo dados da ABEGÁS -Associação Brasileira das Empresas 

Distribuidoras de Gás Canalizado, em junho de 2006 foram consumidos 242,2 mil 

m³/dia de gás natural comprimido. Já em junho de 2007, o consumo médio passou 

para 296,6 mil m³/dia, representando um crescimento de 22,45%, com destaque para 

os estados de São Paulo, nas regiões de concessão da Gás Brasiliano, Gás Natural SPS 

e da Comgás, além do estado do Paraná, ressaltando que as principais parcelas de demanda 

se referem ao setor industrial e ao setor de transporte , destinado aos veículos leves. 

Em São Paulo, a Gas Natural SPS, em parceria com a Ultracargo (empresa de 

soluções logísticas em transporte e armazenagem), fornece via GNC uma média de 

47 mil m 3 /dia de gás natural para os segmentos industrial e comercial de Avaré, operando


um sistema pioneiro no Brasil, tendo atingido em 2007 a marca de 1 milhão de 

quilômetros transportando GNC. Com isso, foram antecipados os benefícios do uso 

do gás natural, através de um sistema logístico que já havia realizado mais de 5 mil 

viagens transportando GNC até os clientes (8 viagens por dia e 220 quilômetros por 

viagem). Em Avaré, o sistema de GNC operado pela Gas Natural SPS é mais complexo 

que outros sistemas existentes, pois também compreende a distribuição do gás natural 

através de uma rede secundária até os clientes finais, após sua descompressão. 

No sistema adotado, o gás natural é comprimido em uma estação de 

compressão em Cesário Lange (SP) e depois transportado, em cilindros, por meio de 

carretas com cestos de cilindros (4.500 m 3 /carreta), até uma estação de descompressão 

em Avaré (SP), a 150 km de distância, onde é descomprimido e, por fim, distribuído, 

via rede secundária, até os clientes finais. Os clientes locais já consumiram mais de 

20 milhões de m³ de gás natural, em uma média de mais de 34 mil m³ por dia. 

Atualmente, o consumo médio diário pelo sistema GNC é de cerca de 47 mil m³. 

Somente uma indústria cerâmica local (Cerâmica Avaré) é responsável por um consumo 

da ordem de 4,0 a 6,0 mil m 3 /dia. A GásNatural SPS tem projetos em curso para a 

expansão desse atendimento envolvendo o atendimento das cidades de Botucatu e 

Registro, ambas para o início de 2009. 

No Sul do país, a única companhia a fornecer GNV a partir do GNC é a 

Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul - Sulgás, com 12,4 mil m³/dia de 

gás natural comprimido para o segmento veicular. A Companhia Paranaense de Gás - 

Compagas está trabalhando no projeto do primeiro posto, estimando fornecer 4 mil 

m³/dia de gás. A expectativa é a abertura de três postos de GNV até o início de 2009. 

A companhia do Paraná concederá desconto sobre o preço do GNV para projetos de 

GNC, tanto para GNV, como para a indústria. 

No Centro-Oeste, a Goiasgás, que recebe caminhões de transporte de GNL, 

está estudando a possibilidade de redistribuir GNV a partir da produção de GNC, 

visando aumentar os pontos de venda em Goiânia com uma opção que implica em 

menores investimentos. 

A Ale Gás poderá atender a indústrias de médio e grande porte instaladas 

num raio de até 200 km de Betim (MG). O gás natural comprimido será distribuído


por meio de caminhões, após chegar à base da Ale Gás pelos dutos da Gasmig e ser 

processado por equipamentos de compressão. Para montar a nova empresa, a Ale 

investiu R$ 10 milhões. A expectativa é de que o novo negócio gere um faturamento 

anual de R$ 35 milhões. A Ale decidiu investir no setor de GNC devido à experiência 

acumulada no setor de distribuição de derivados de petróleo e por ter uma carteira de 

clientes que consomem produtos que podem ser substituídos pelo gás natural 

(GASMIG, 2008). 

Fornecedora importante de gases industriais no Brasil, a White Martins tem 

planos de negócios referentes ao setor de gás natural em sua estratégia na América do 

Sul. A empresa está investindo US$ 65 milhões neste segmento, acreditando no 

potencial do mercado brasileiro, apontado como o principal foco do grupo na área de 

gás natural. Em 2005, a White Martins investiu cerca de R$ 9 milhões numa instalação 

de GNC, que começou a operar em 2006 fornecendo cerca de 1 milhão de metros 

cúbicos/mês, com boa possibilidade de triplicar esse volume em curto prazo. Para 

suprir o mercado, a White Martins tem duas unidades de compressão de GNC: uma em 

Contagem (MG), em parceria com a Gasmig e a Gás Natural Serviços, e outra em Vitória 

(ES), em parceria com a BR Distribuidora e a Solidez Engenharia (PRAXAIR, 2007). 

Como resultado de uma parceria entre a Gasmig, Cemig e a Igás, a Gerdau 

Açominas passou a receber o gás natural comprimido (GNC), que será utilizado em 

substituição ao gás liquefeito de petróleo (GLP) nos processos siderúrgicos, na Usina 

Presidente Arthur Bernardes, em Ouro Branco. A Açominas é a primeira empresa em 

Minas Gerais a usar o gás natural comprimido, o que antecipa o fornecimento do gás 

natural à empresa, que passou a receber o combustível através de redes de gasodutos 

no primeiro semestre de 2005. O gás natural é fornecido pela Gasmig e a compressão 

e o transporte são de responsabilidade da Igás, em Belo Horizonte. O transporte do 

GNC será feito por carretas com cestas móveis, com capacidade de 6.000 m 3 de gás, 

que garantirão à Açominas a armazenagem fixa para o consumo enquanto se processa 

a reposição do gás. As carretas deverão realizar um trajeto de 100 km entre a estação 

de compressão e as instalações da Gerdau Açominas, com um tempo previsto entre 

dois abastecimentos sucessivos de 9 horas. O consumo mensal estimado é de 65.000 

m 3 . O contrato deverá vigorar até o início de operação da rede de distribuição de gás


natural do Vale do Aço - 1ª Etapa, quando o fornecimento para a empresa será ampliado 

para 600.000 m 3 /mês. 

5.8.4 Regulamentação do Mercado de GNC 

O setor de gás natural comprimido é regido pela Portaria nº 243, de 18 de 

outubro de 2000, da ANP, que regulamenta as atividades de distribuição e 

comercialização de gás natural comprimido (GNC) a granel e a construção, ampliação 

e operação de Unidades de Compressão e Distribuição de GNC. A portaria esteve em 

consulta pública até o fim de julho de 2007 e a ABGNC apresentou algumas propostas 

visando reforçar a segurança na operação. 

5.8.5 Navios de Transporte de GNC 

A queima de gás na Bacia de Campos tem sido crescente. Em 2005, foram 

queimados 3,6 milhões de m³/dia, 32% mais do que em 2004 (ANP, 2008). Isso 

representou 30% dos 12 milhões de m³/dia de gás disponível na região. Para se ter 

uma idéia, esse gás desperdiçado corresponde a mais de 27% da venda de gás no Rio 

de Janeiro. A reinjeção, por sua vez, atingiu 1,4 milhões de m³/dia, em 2005, o que 

representava, respectivamente, 14% e 11% das vendas de gás no Rio e em São Paulo. 

Em 2006, a Bacia de Campos produziu 45% do gás e 84% do petróleo nacional 

(ANP, 2007). Como o gás produzido se encontra associado ao petróleo, o ritmo de 

produção do primeiro está ligado ao do segundo. O aproveitamento comercial dos 

dois produtos, no entanto, se dá de forma diferente. O do petróleo, por ser menos 

complexo, requer menores investimentos por unidade de valor transportado. Já o 

aproveitamento do gás requer um sistema para a sua coleta nos diversos campos 

produtores, gasodutos submarinos destinados a seu transporte até a terra e unidades 

de processamento antes de seu consumo. Caso não se disponha dessa infra-estrutura, 

o gás é reinjetado no campo produtor ou queimado no local. 

Em certos países, como a Noruega, a queima de gás é restringida ao máximo, 

seja por sua irracionalidade, seja por razões ambientais. A reinjeção pelo menos oferece


a oportunidade de uso futuro do gás. No entanto, a reinjeção de grandes volumes 

requer elevados investimentos em compressores. Nesses países, que proíbem a queima, 

muitos campos de petróleo com gás associado acabam não sendo desenvolvidos dada 

a inviabilidade econômica da reinjeção. 

Com o consumo nacional de gás crescendo 21% a.a. e as vendas das 

distribuidoras de gás do Sudeste crescendo 12% a.a. em 2005, e diante dos obstáculos 

nas importações da Bolívia, o alto percentual de desperdício de gás não poderia mais 

ser justificado pela ausência de mercado para sua comercialização (ABEGAS, 2008). 

Antes da inauguração do gasoduto Bolívia-Brasil, o consumo de gás natural 

brasileiro era de apenas 18 milhões de m³/dia (ANP, 2008). Desde então, enquanto a 

produção nacional aumentou apenas 38%, o consumo cresceu 177%, com a promoção 

de um programa de massificação do uso do gás natural mediante o congelamento de 

suas tarifas pela Petrobras, e o Brasil se tornou extremamente dependente do gás 

boliviano (ANP, 2008). Dentre as mais viáveis alternativas para livrar o país desta 

situação, se destacam o aumento da produção nacional, assim como a importação de 

GNL. Entretanto, o peso da oferta doméstica no consumo total só será preponderante 

a partir de 2010, com o começo da produção a partir de novas reservas nas bacias de 

Santos, Campos e Espírito Santo. 

As reservas de gás natural estão na faixa de várias centenas de bilhões de m 3 , 

o que justifica amplamente seu aproveitamento. Entretanto, muitas delas estão 

demasiado distantes do continente para viabilizar transporte por tubulações, não sendo 

ainda suficientemente grandes para que se cogite de eventuais unidades de liquefação. 

Uma possível solução para o problema poderia ser o transporte como GNC a pressões 

da ordem de 100 bar, menos da metade da usada no GNV, de cerca de 220 bar, e a 

temperaturas de cerca de -20ºC, enquanto o gás natural liquefeito, GNL, exige -161ºC. 

O gás natural nas condições acima seria então colocado em reservatórios instalados 

em navios, levado ao litoral e aí descomprimido e aquecido, para conexão às redes 

locais (REDEGASENERGIA, 2008). 

A solução de transporte marítimo via GNC, entretanto, ainda não está técnica 

e industrialmente definida, seja na estação offshore de compressão e resfriamento, 

seja nos navios-tanque. Tendo em vista a importância de chegar-se a um esquema


seguro e economicamente viável, o governo canadense reuniu-se com operadores, 

sociedades de classificação e investidores na criação recente de um centro de estudos 

voltado para o tema, o “Center for Marine CNG”. A nova instituição terá o apoio de 

um dos mais evoluídos grupos de estudo de tecnologia oceânica, já com expressivas 

contribuições à engenharia de instalações offshore em ambientes adversos 

(REDEGASENERGIA, 2008). 

Segundo a revista “Offshore”, em agosto de 2006 o referido centro de estudos 

recebeu especialistas de doze países para revisão da tecnologia do GNC marítimo, 

objetivando compreender e analisar melhor o comportamento do gás, definir as 

condições ideais de comercialização e avaliá-las economicamente, além de criar regras 

seguras para que sejam aprovadas por entidades classificadoras de transporte marítimo. 

Em 2006, a Sea NG Corporation anunciara que o American Bureau of Shipping 

(ABS) havia aprovado a construção do seu navio do tipo Coselle para o transporte de 

gás natural comprimido (GNC). Este foi o primeiro navio e sistema de carga do mundo 

para o transporte de GNC a ser aprovado por uma entidade da associação internacional 

de classificação marítima (COSELLE, 2008). 

Os navios serão empregados no transporte de volumes moderados de gás 

natural - 30 a 500 milhões de pés cúbicos de gás natural (MMscf) - em distâncias 

médias (200 a 2.000 km), um segmento do mercado de transporte marítimo de gás 

sem atendimento econômico pelos gasodutos ou transporte de gás natural liqüefeito 

(GNL) (COSELLE, 2008). 

O Coselle é um sistema patenteado exclusivo, desenvolvido no Canadá, para 

armazenamento de gás em alta pressão em serpentinas de tubos de pequeno diâmetro. 

O navio especialmente projetado contém inúmeros Coselles. O sistema de 

armazenamento apresenta vantagens significativas de custo e segurança em relação 

aos cilindros pressurizados convencionais de grande diâmetro. O sistema Coselle CNG 

está em desenvolvimento há uma década por uma equipe de engenheiros navais e de 

gás (COSELLE, 2008). 

Segundo a empresa Sea NG, o navio Coselle GNC proporcionará ao mercado 

um meio alternativo seguro, confiável e econômico de transporte de gás natural por 

via marítima. Uma vantagem importante da utilização do sistema Coselle GNC é que


ele necessita de um apoio mínimo em termos de instalações costeiras. Pode-se carregar 

e descarregar o gás em instalações simples de gasoduto no porto, o que reduz 

enormemente as preocupações ambientais, financeiras e relativas ao uso do solo. O 

gás pode ser também transferido para outras embarcações em bóias offshore se não 

houver acesso a nenhum porto. O mercado potencial do navio Coselle GNC é 

substancial. Seu sistema pode abrir novos mercados para o gás em muitas regiões, 

apresentando um grande potencial comercial em uma ampla variedade de oportunidades 

de novos projetos. 

O GNC, assim como o gás natural veicular (GNV) de uso difundido no Brasil, 

é obtido pela compressão do gás em cerca de 200 vezes, de forma tal que um metro 

cúbico de GNC contém 200 vezes a massa do mesmo volume de gás natural. 

Diferentemente do gás natural liquefeito (GNL), o GNC permanece gasoso, não 

requerendo os vultosos investimentos dos navios metaneiros e plantas de liquefação e 

regaseificação. Dependendo da distância, o custo de transporte das embarcações é 

inferior aos dos gasodutos ou navios de GNL. 

Vários estaleiros e armadores nos EUA, Canadá, Noruega, Japão e Coréia já 

desenvolveram projetos deste tipo de embarcação e obtiveram atestados de entidades 

certificadoras. A operação das embarcações é bastante simples comparada a dos navios 

metaneiros. 

Cada embarcação de GNC pode transportar de 6 a 15 milhões de metros 

cúbicos de gás e seu custo estimado situa-se entre US$ 100 e 120 milhões. Dependendo 

da localização da área de produção, duas a quatro embarcações são empregadas para 

garantir um fluxo contínuo de gás. O custo de transporte varia entre US$ 0,50 e US$ 

1,20/ MMBTU, conforme a distância e o volume transportado, com o investimento 

na embarcação representando 90% deste custo. Esta é outra vantagem econômica da 

embarcação sobre o gasoduto, pois seu investimento não representa um “custo 

afundado”, já que, esgotada a produção de uma área, ela pode operar em outra. 

O uso de embarcações de GNC, além de incrementar o aproveitamento do 

gás natural atualmente desperdiçado, também estimularia a indústria naval nacional 

em sua construção, com geração de empregos em toda sua cadeia produtiva.


5.8.6 Projeto de um “Gasoduto Virtual” 

Um “Gasoduto Virtual” de GNC resume-se, grosso modo, a um sistema de 

pressurização e transporte de gás natural, constituído de uma estação de compressão 

de gás natural extraído de um gasoduto em ponto adequado, em geral, num “city 

gate”, sistema de transporte e instalação de distribuição de gás natural na cidade 

destinatária. 

Um sistema de fornecimento de GNC permite a antecipação do mercado de 

gás natural em regiões que ainda não o possuem, fomentando assim o mercado local 

e regional. Pequenas e médias empresas ganham mais competitividade utilizando-se 

de fontes de energia mais baratas. É importante ressaltar que esta forma de fornecimento 

de gás natural não representa uma tentativa de substituir o abastecimento do gás por 

dutos, e sim, de antecipar ou complementar o abastecimento realizado por dutos. 

Quando a demanda passa a ser suprida pela malha dutoviária, o sistema pode ser 

totalmente reutilizado para a abertura de novos mercados onde o abastecimento 

dutoviário ainda não exista. 

Dentre as vantagens do “Gasoduto Virtual”, destacam-se: 

a) Antecipação do processo de formação de mercados com consumo potencial 

de gás natural em localidades sem infra-estrutura de transporte e/ou distribuição 

de gás natural; 

b) Antecipação das receitas com a venda de gás natural; 

c) Redução do risco de mercado em projetos de ampliação da malha de 

transporte e/ou distribuição por gasodutos; 

d) Antecipação do retorno de investimentos em infra-estrutura; 

e) Diversificação da matriz energética; 

f) Redução de importação de GLP e óleo diesel; 

g) Redução de emissões de impacto local, regional e global; 

h) Criação de empregos para a manutenção do processo de distribuição. 

De acordo com normas da ANP, a empresa que opera um sistema de 

“Gasoduto-Virtual” deverá seguir a Portaria 281, publicada em 5 de novembro de


2003 da ANP, segundo a qual a empresa precisa possuir uma capacidade mínima de 

transporte exigida de 10 mil m³ ou o equivalente a duas carretas para iniciar o transporte, 

além de cumprir outras exigências de segurança. 

5.8.7 Dados Operacionais um Sistema Implantado de GNC 

A seguir, são apresentados na Tabela 1 os principais dados técnicos e 

econômicos de um projeto de GNC implantado na cidade de São José do Rio Preto 

(SP), que mais adiante servirão de referência para a estimativa de operação de uma 

instalação semelhante, ainda que de maior porte e com modal distinto de transporte, 

que poderia ser implantada na cidade de Itacoatiara (AM): Capacidade máxima por 

carreta: 5.000 m³; pressão de armazenamento: 250 bar; Tempo de abastecimento para 

capacidade máxima: 6 horas e 25 minutos para uma capacidade de compressão de 

800 m³/h; Consumo mensal de energia elétrica para compressão de 200.000 m 3 /mês: 

150 cv x 0,746 kW/cv x FCM (0,8) x {200.000 m 3 / 0,8 x 800 m 3 /h} = 27.975 kWh/ 

mês; Custo estimado da energia elétrica de compressão: 27.975 kWh/mês x R$ 0,38/ 

kWh = R$ 10.631,00/mês; Acréscimo de custo da energia elétrica de compressão: R$ 

10.631,00/mês / 200.000 m 3 /mês = R$ 0,0532/m 3 ou 7,6% sobre o custo do gás 

natural recebido (GASBRASIL, 2008); 

O GLP apresenta um poder calorífico superior de 11.750 kcal/kg e o GNC 

cerca de 9.400 kcal/m³, levando a uma relação de equivalência energética de 1kg de 

GLP para 1,25 m³ de GNC. Tomando-se o caso da cidade de São José do Rio Preto 

(SP), onde o consumo de GLP é de 160.000 kg/mês, chega-se a um valor equivalente 

em GNC de 200.000 m³/mês.


Tabela 5.8.1 Dados para a Simulação de Custos do Gasoduto Virtual 

Fonte: GasBrasil, 2008 e elaboração própria. 

Tabela 5.8.2 Simulação de Custos do Gasoduto Virtual de São José do Rio Preto – SP 

Fonte: GasBrasil, 2008 e elaboração própria.


5.8.8 Análise dos Resultados da Instalação de GNC em 

São José do Rio Preto 

Os resultados mostram que no sistema de “Gasoduto Virtual” implementado 

em São José do Rio Preto o custo do gás natural se elevou de R$ 0,70/m³, preço de 

fornecimento na etapa de extração do gasoduto em Araçatuba, para R$ 1,31/m 3 (R$ 

0,149/Mcal), após ser comprimido e transportado, já incluído um lucro de 10% na 

operação. Comparando-se com o custo do GLP (R$ 2,20/kg ou R$ 0,186/Mcal), a 

operação é atrativa, levando a uma economia de 19,8%. Considerando-se o 

investimento total de R$ 940.000,00 (city gate, carretas e outros materiais) e o lucro 

líquido mensal de R$ 14.000,00, o prazo de retorno simples do investimento ficou 

estabelecido em 67 meses ou 5,6 anos. 

5.8.9 Uso do GNC na Região Norte 

Por não exigir grandes escalas de processamento para compressão, distribuição 

e estocagem para ser viabilizado e por seu custo de investimento e processamento 

mais baixo, o GNC oferece condições mais favoráveis de implantação na Região 

Norte do que o transporte de gás natural por dutos, podendo contar na região tanto 

com o modal fluvial, como o rodoviário, para ser transportado. Outra vantagem, é 

que o país já conta com tecnologia de fabricação dos equipamentos envolvidos 

(carretas, reboques e cilindros, além de compressores em algumas faixas de 

capacidade), parte dos quais fabricados em Manaus, o que pode influir na tomada de 

decisão por seu emprego local. De modo geral, a tecnologia do GNC encontra-se 

num estágio de franco crescimento no país, situação estimulada pela sua aceitação e 

aprovação em vários projetos em operação. 

Os sistemas de GNC poderão ser comuns, tanto na operação rodoviária, como 

fluvial, considerando que os barcos de transporte fluvial não precisarão ser dedicados, 

podendo simplesmente transportar, não os conjuntos de feixes de cilindros, mas as 

próprias carretas, que do porto sairiam rumo aos pontos de destino, onde deixariam 

os reboques contendo os feixes de cilindros. Além disso, os barcos de transporte


poderão operar com sistemas de propulsão com motores duais gás natural/óleo diesel, 

o que poderá contribuir para a redução de custos operacionais. De modo geral, os 

custos com infra-estrutura portuária envolvidos são muito menores que com o GNL, 

permitindo uma distribuição mais partilhada do GNC em seu destino. 

Considerando as limitações de distância de deslocamento no transporte 

rodoviário, em geral, até 200 km, o emprego do GNC encontra grande espaço de 

aplicação dentro da cidade de Manaus e em municípios próximos, como Itacoatiara, 

Manacapuru, Presidente Figueiredo, Iranduba, Caapiranga e outras. Já com relação 

ao transporte fluvial do GNC, as distâncias limite são bem maiores, indo acima de 

800 km, podendo assim chegar a cidades como Parintins e Santarém, permitindo 

atingir considerável espaço na economia dos estados do Amazonas e Pará. 

Uma das formas possíveis de deslocamento da oferta de GNC na região 

amazônica poderá ser através dos navios com tecnologia “Coselle”, recentemente 

desenvolvidos no Canadá, que poderão trazer consideráveis ganhos de produtividade 

e redução de custo no transporte do GNC, o que poderá aumentar o raio de influência 

comercial para a faixa de 200 a 2.000 km. Para o transporte, por exemplo, de 7 

milhões m³/dia de GNC, como foi admitido no capítulo dedicado ao GNL, um navio 

tipo Coselle de porte médio poderá custar cerca de US$ 80 a 90 milhões e seu custo 

de transporte poderá variar na faixa de US$ 0,50 a 1,20/ MMBtu, o que irá depender 

da distância percorrida e do volume transportado. Destaque-se que quase 90% do 

custo de investimento se refere ao custo de amortização do investimento inicial, ainda 

que o mesmo não represente um “custo afundado”, considerando a possibilidade de 

transferência da operação do equipamento para outros sítios. 

Outra opção de transporte fluvial que vem sendo estudada no exterior é o 

emprego de navios com tanques de armazenamento operando a apenas 100 bar e a – 

20 o C, o que permite reduções significativas em energia mecânica de compressão, além 

de aumento do rendimento de compressão, aspectos que trazem grandes reduções de 

custo operacional. Quanto ao custo de investimento, esses navios teriam valores inferiores 

aos de tecnologia Coselle, ainda que com menor escala de transporte de gás.


Os referidos sistemas apresentam a vantagem de serem modulados, permitindo 

aumentos de capacidade de modo gradual. Ressalte-se que oportunidades semelhantes 

ocorrem em relação a diversas outras cidades próximas de Manaus, permitindo atender 

desde postos de GNV até instalações industriais e comerciais, passando também pelo 

seu emprego residencial. 

Resumindo, além de ser o principal modal de transporte na região amazônica, 

o transporte fluvial amplifica as possibilidades de emprego do GNC, com um raio 

comercial de até 2.000 km, em função dos custos agregados que se reduzem pela 

maior escala de transporte das embarcações. Para efeito de comparação, enquanto 

que para um sistema de transporte rodoviário (incluindo compressão por acionamento 

elétrico, transporte e alimentação) a elevação de custo do gás natural em relação ao 

gás distribuído por dutos é da ordem de 30%, para o transporte fluvial se reduz para 

15% a 20%. De qualquer forma, em ambas as situações o GNC concorreria com 

vantagem em relação ao GLP, óleo diesel e gasolina, comparando-se seus custos 

específicos em US$/MMBtu. 

5.8.9.1 Estimativas Técnicas e Econômicas para 

uma Instalação de GNC em Itacoatiara 

O município de Itacoatiara apresenta uma área de 9.000 km² e se localiza no 

estado do Amazonas, contando com 72.000 habitantes, sendo 46.000 na sua região 

urbana, situando-se a 204 km de distância fluvial e a 286 km de distância rodoviária 

da cidade de Manaus. O atendimento local com energia elétrica se dá através da geração 

termelétrica a partir de um conjunto gerador com capacidade de 12.227 kVA (9.782 

kW), operando com óleo diesel com uma geração média de eletricidade de 82.000 

kWh/dia (média de 54 kWh/habitante.mês), considerando uma operação com fator de 

carga de 70% durante 12 horas/dia. Nestas condições, o consumo correspondente de 

óleo diesel é da ordem de 23.500 l/dia, equivalendo em gás natural a 22.900 m³/dia. 

Considerando a operação de motores duais operando com 75% de gás natural e 25% 

de óleo diesel, o consumo de gás natural estimado seria de 17.175 m³/dia, com uma 

parcela restante de 5.900/dia de óleo diesel. Admitindo-se um crescimento econômico


local de 3% ao ano até 2020 e uma demanda elétrica proporcional a essa taxa, estima-se 

para 2015 um consumo de gás natural de 19.910 m³/dia e para 2020 de 23.076 m³/dia. 

Tomando como referência alguns dados reais de operação da instalação de 

GNC em São José do Rio Preto, apresentados anteriormente, aplicados numa estimativa 

de atendimento da cidade de Itacoatiara (demanda prevista de 17.725 m³/dia) por via 

fluvial, a partir da extração de gás natural em Manaus no “city gate” de Mauá, o custo 

de investimento envolvido no projeto seria da ordem de R$ 3,0 milhões (compressores, 

reboques, cilindros e cavalos mecânicos). Nesta avaliação, considerou-se percurso 

fluvial (204 km), com carretas de feixes de cilindros transportadas por embarcações 

fluviais. O sistema de extração de gás natural do gasoduto teria nesse caso uma capacidade 

semelhante à de um posto de GNV, com compressores com potência de acionamento da 

ordem de 150 a 200 cv e capacidades de abastecimento de 800 a 1.000 m³/h, que 

demandariam tempos de 5 a 6 horas para reabastecimento de cada carreta. 

Diante dos meios de acesso a Itacoatiara a partir de Manaus, considera-se que 

o modal fluvial apresentaria custos de transporte menores que o modal rodoviário. As 

carretas com cestos de cilindros de GNC transportadas por barcaças levariam cerca 

5,5 horas para a etapa de enchimento (pressurização) dos cilindros, 7 horas para descer 

o rio Amazonas de Manaus até Itacoatiara, 0,5 hora para desembarcar e deixar o 

reboque na instalação consumidora e cerca de 13 horas para subir o rio de volta a 

Manaus, completando um ciclo (abastecimento, ida, descarregamento e volta) de cerca 

de 26 horas. Cada carreta tem a capacidade de transportar cerca de 5.000 m³ e a 

demanda local estimada é de 17.175 m³/dia. Desta forma, prevê-se que a operação do 

sistema de fornecimento se dê através de quatro reboques e dois cavalos mecânicos 

(um em Manaus, para embarcar e outro em Itacoatiara para desembarcar) a um custo 

total estimado de R$ 3,0 milhões, mas com custo operacional bem inferior ao do 

modal de transporte rodoviário. Considerando um lucro líquido de 10%, equivalente 

a uma renda mensal de R$ 94.033,00, o prazo de retorno simples do investimento 

seria de 32 meses.


Considerando os mesmos valores de custo de extração do gás natural e 

impostos, o prazo de retorno do investimento no projeto com modal fluvial seria 

inferior em cerca de 20%, comparativamente ao modal rodoviário, dados os menores 

valores de custo operacional e de manutenção dos equipamentos. 

5.8.9.2 Estimativas Técnicas e Econômicas para 

uma Instalação de GNC em Maués 

O município de Maués apresenta uma área de 40.000 km² e se localiza na 

mesorregião central do estado do Amazonas, contando com 48.800 habitantes, sendo 

23.000 na sua região urbana. O município situa-se a 267 km de distância em linha reta 

de Manaus e a 356 km em distância por via fluvial, demandando cerca de 30 horas de 

viagem por barco. O atendimento da população urbana local com energia elétrica se 

dá através de geração termelétrica a partir de um conjunto gerador com capacidade 

estimada de 6.000 kVA (4.800 kW), operando com óleo diesel com uma geração 

média de eletricidade de 41.000 kWh/dia (média de 53 kWh/habitante.mês), 

considerando uma operação com fator de carga de 70% durante 12 horas/dia. Nestas 

condições, o consumo correspondente de óleo diesel é da ordem de 11.750 l/dia, 

equivalendo em gás natural a 11.450 m³/dia. Considerando a operação de motores 

duais operando com 75% de gás natural e 25% de óleo diesel, o consumo de gás 

natural estimado seria de 8.588 m³/dia, com uma parcela restante de 2.969 l/dia de 

óleo diesel. Admitindo-se um crescimento econômico local de 3% ao ano até 2020 e 

uma demanda elétrica proporcional a essa taxa, estima-se para 2015 um consumo de 

gás natural de 9.956 m³/dia e para 2020 de 11.542 m³/dia. 

Tomando como referência o transporte de GNC em feixes de cilindros em 

carretas embarcadas por via fluvial, a partir da extração de gás natural em Manaus no 

“city gate” de Mauá, o custo de investimento envolvido no projeto seria da ordem de 

R$ 3,0 milhões (compressores, reboques, cilindros e cavalos mecânicos). Nesta 

avaliação, considerou-se percurso fluvial (356 km) com tempo de duração de 30 horas 

de viagem de Manaus a Maués. À semelhança do tratado para Itacoatiara, o sistema 

de extração de gás natural do gasoduto teria nesse caso uma capacidade semelhante à


de um posto de GNV, com compressores com potência de acionamento da ordem de 

150 a 200 cv e capacidades de abastecimento de 800 a 1.000 m³/h, que demandariam 

tempos de 5 a 6 horas para reabastecimento de cada carreta. 

As carretas com cestos de cilindros de GNC transportadas por barcaças 

levariam cerca de 66 horas de viagem ida e volta Manaus-Maués-Manaus, já 

considerando o tempo de carregamento e descarregamento nos portos. Cada carreta 

tem a capacidade de transportar cerca de 5.000 m³ e a demanda local estimada é de 

8.588 m³/dia. Desta forma estima-se que haja necessidade de operação do sistema de 

fornecimento através de três reboques e dois cavalos mecânicos (um em Manaus, 

para embarcar e outro em Maués para desembarcar) a um custo total estimado de R$ 

2,5 milhões. Tal sistema operaria com sobre-capacidade de 16%, permitindo atender 

a novos clientes ou à taxa de crescimento dos próximos cinco anos. Considerando um 

lucro líquido de 10% no empreendimento, baseado num preço final de venda de R$ 

1,50/m³, permitindo uma renda mensal de R$ 38.646, o prazo de retorno simples do 

investimento seria de 65 meses. Este valor poderia ser aumentado com a possibilidade 

de comercialização adicional do gás natural para a indústria local de guaraná (300 t/ 

ano), responsável por mais da metade da produção amazônica do produto. Para a 

operação da referida indústria, considerando valores médios estimados de consumo 

específico de energia de 700 kcal/kg (combustível para torra) e 180 kWh/t (eletricidade 

para acionamento mecânico e iluminação), estima-se uma demanda de gás natural da 

ordem de 150 m³/dia, demanda que poderia ser suprida, sem problemas, pelo sistema 

logístico proposto. Por fim, vale destacar a possibilidade de atendimento de novos 

projetos industriais de pequena monta, previstos para implantação nos próximos anos. 

Dentre estes, plantas de produção de mandioca, câmaras de refrigeração para estocagem 

de frutas e polpas, processamento de pescado, fabricação de sabonetes e oficinas de 

marchetaria, todos estes previstos em um amplo programa incentivado por uma grande 

empresa nacional de bebidas e refrigerantes.



· O custo inicial dos sistemas de extração, compressão, transporte e descarga 

de GNC é elevado, levando a um processo de amortização mais lento, sendo cerca de 

quatro vezes mais elevado, em média, do que os custos vivos (operacional, manutenção 

e impostos). No custo operacional está incluindo o custo com combustível, que 

raramente ultrapassa 10%, destacando que os sistemas mais rentáveis são os que 

envolvem distâncias até 100 km, permitindo aumento da freqüência de viagens, 

aumento do volume diário transportado e melhor aproveitamento da capacidade 

instalada de transporte, situação em que o custo do combustível consumido tem sua 

participação minorada. 

· O decréscimo de custo com combustível em conseqüência do emprego de 

materiais mais leves fica restrito a uma faixa de ganhos muito limitada, ainda mais 

levando em conta que a redução do peso total transportado não seria maior que 20% 

de seu valor total, já que a estrutura metálica de todo o reboque de transporte não 

poderia sofrer reduções de peso (chassis, suspensão, material rodante etc.). Além disso, 

a introdução de um sistema mais leve com materiais caros traria custos iniciais mais 

elevados e portanto, custos de amortização com acréscimos equivalentes. 

· Dentre os sistemas logísticos possíveis no transporte de gás natural na Região 

Norte, destaca-se o modal fluvial pela grande possibilidade de redução de custos de 

operação e manutenção, ainda mais se a embarcação for acionada por motores duais 

(gás natural/óleo diesel), destacando que as embarcações não demandarão adaptações 

para o transporte das carretas de GNC. 

· Uma forma opcional que permitiria a redução do custo inicial dos 

equipamentos seria a pressurização do gás até 60 bar, permitindo o uso de reservatórios 

soldados e de grande volume, nos quais o uso de materiais leves não seria necessário, 

com uma escala de volume transportado mais ampla. 

· Os sistemas de extração de gás natural entre 40 e 60 bar em gasodutos de 

transporte representam economicamente a situação mais viável, considerando o custo 

da commodity, comparando-se com as possibilidades de obtenção do gás natural na


rede de distribuição, onde o custo tende a ser mais elevado e com pressões disponíveis 

inferiores a 5 bar. 

· No atendimento do setor industrial, em geral em baixa pressão, em unidades 

consumidoras envolvendo demandas de gás natural em escala média ou inferior e 

localizadas a menos de 50 km do ponto de extração, pode valer a pena prescindir de 

uma base de compressão no ponto de extração, caso esta se dê em pressões entre 40 

e 60 bar, ficando a eventual necessidade de compressão para armazenamento de maior 

massa de gás natural por conta da instalação consumidora. Com esta estrutura logística, 

o investimento inicial é minimizado, assim como seus custos operacionais. 

· No atendimento ao setor industrial em distâncias maiores que 50 km ou 

envolvendo grandes demandas de gás natural é forçosa a necessidade de operação 

através de uma base de compressão de gás natural no ponto de extração. Os custos 

operacionais nesse caso se elevam. Mesmo assim permanecem viáveis, principalmente 

nos casos em que o gás natural substitui combustíveis de custo energético mais elevado, 

como o GLP e o óleo diesel. 

· Nos processos de abastecimento acima de 200 bar, a temperatura do gás se 

eleva muito, ainda mais quando o processo de enchimento é rápido, no caso de grandes 

demandas. Para atenuar este efeito, é preciso aumentar o tempo de operação de 

enchimento dos cilindros, o que irá interferir no aproveitamento da capacidade instalada 

de transporte e, em conseqüência, no período de amortização do investimento realizado. 

· Fatores como o tipo e qualidade das estradas, assim como freqüência de 

congestionamentos no percurso interferem na qualidade, confiabilidade e custo do 

serviço de transporte e, portanto, no custo final e nos volumes diários de GNC 

transportado. 

· As bases de compressão, quando necessárias nos pontos de extração, podem 

operar com motores a gás natural (menor custo operacional), apesar dos maiores 

custos inicial e de manutenção envolvidos, em comparação com os motores elétricos, 

tornando a escolha dependente da relação das tarifas do gás natural e da eletricidade. 

· Nos casos de instalações industriais de grande consumo de gás natural 

comprimido, existe a possibilidade de operação com cilindros pressurizados acima 

de 300 bar, permitindo o transporte de maiores massas de gás natural por viagem. Em


contrapartida, os cilindros devem ser sobredimensionados e, portanto, envolvendo custo 

mais elevado. Mesmo assim, em muitos casos, seria uma solução interessante e viável. 

· Com relação à tecnologia de materiais leves (alumínio, compósitos e 

sintéticos) de cilindros de armazenamento em carretas de transporte de GNC, 

dependendo do material empregado, seu custo poderia se tornar de duas a três vezes 

mais elevado que com reservatórios convencionais de aço. Este aumento do valor do 

investimento inicial teria como contrapartida a redução de perdas de desempenho, 

segurança dinâmica, consumo de combustível e emissões poluentes dos gases de exaustão. 

Tabela 5.8.3 Estimativa da evolução do mercado do GNC na Região Norte 

(Itacoatiara e Maués) 


(*) admitindo preço final de venda do GNC de R$ 1,50/m³. 


GNC em Itacoatiara, após descomprimido, de US$ 6/MMBtu, cotação do dólar a R$ 2,10/US$ e 

relação de 28,4 m³ de GN por MMBtu. Admitiu-se taxa de crescimento da oferta de GNC nas 

duas cidades de 3% ao ano.




ANP – www.anp.gov.br 

ASPRO – www.aspro.com.br 

COSELLE – www.coselle.com 

EPE, Plano Nacional de Energia 2030 – Oferta de Gás Natural, página 45, EPE/ 

MME, 2007. 

GASBRASIL – www.gasbrasil.com.br 

GASMIG – www.gasmig.com.br 

PRAXAIR – www.praxair.com 

REDEGASENERGIA – www.redegasenergia.com.br 

SAFE – www.safe-ita.com 

STEMAC – www.stemac.com.br


5.9 Gas-to-Liquids - GTL 

Autoras: Daniele da Fonseca e Vera Lucia Maia Lellis 

5.9.1 Antecedentes 

1923 - Na década de 20, Franz Fisher e Hans Tropsch, cientistas alemães, 

desenvolveram um processo quimico único para produzir combustiveis sinteticos 

(synfuls) derivados do carvão. Em 1923, Fisher e Tropsch publicaram os resultados 

da produção de sintese de gás (syngas) do carvão a partir da catalise de ferro-alcalino, 

conhecido como síntese de Fisher Tropsch - FT. 

1934 – A primeira planta piloto com maior escala surgiu em 1934, na 

localidade de Oberharusen-Holtem. O sucesso do funcionamento dessa planta e o 

desenvolvimento da síntese FT levaram a construção de mais quatro plantas no ano seguinte. 

1955 - O Primeiro complexo industrial de combustíveis sintéticos entrou em 

operação no final do ano de 1955, na cidade de Sasolburg (80 km a sul Johannesbourg, 

capital da África do Sul), convertendo carvão com baixa taxa de poluentes em 

combustíveis sintéticos, como gasolina e diesel, a uma taxa diária de 8.000 barris por 

dia. Este complexo pertence à empresa Sasol, estatizada em 1950 pelo governo sulafricano 

após um programa industrial para a redução da dependência da importação 

de matéria-prima (óleo cru, aço e outros) decorrente do embargo econômico sofrido. 

Década de 1980 - Durante os anos 80, após a crise do petróleo ocorrida durante 

a década de 70, ressurgiram os estudos dos processos de conversão química de 

compostos de carbono e hidrogênio líquido em combustíveis e lubrificantes, 

estimulando os investimento de empresas como a ExxonMobil e Shell nesse setor. 

1990 - A partir dos anos 90, e com base no processo de Fischer-Tropsch, o 

GTL, gás-to-liquid, que tem como base o gás natural, vem despertando o interesse de 

várias empresas. Como analisado adiante em maiores detalhes, países como África, 

Nigéria, Qatar, Austrália, Alasca e Venezuela, entre outros, vêm realizando efetivos 

investimentos em plantas de produção GTL. A Figura 5.9.1 registra alguns desses 

marcos históricos.


Figura 5.9.1 Histórico do GTL 

Fonte: Gaffney, Cline & Associates 

5.9.2 GTL ou Gas-to-Liquid 

GTL ou Gas-to-liquidss é um combustível líquido obtido a partir do gás natural 

sendo o Processo de Fischer-Tropsch (FT) a tecnologia mais empregada. O processo 

condensa moléculas de gás natural e as agrega em longas cadeias, gerando um óleo 

cru sintético. A partir do refino do óleo outros produtos podem ser obtidos à 

semelhança do óleo diesel, nafta, ceras e outros líquidos de petróleo (Conoco Philips, 

2003). Essencialmente baseado em reações catalíticas, os desafios técnicos são maiores 

quando a biomassa e o carvão são os produtos de base empregados. 

Há duas categorias principais de tecnologia de processamento gas-toliquids, 

baseadas no processo de Fischer-Tropsch: a temperaturas elevadas e à 

baixa temperatura. 

· A alta temperatura, processo Fischer-Tropsch para obtenção do GTL permite, 

numa etapa seguinte, a produção de combustíveis tais como a gasolina (gasolina) e 

gasóleo com características equivalentes aos dos produzidos pela refinação de óleo


cru convencional. Os produtos resultantes de GTL estão virtualmente livres do enxofre, 

mas contêm compostos aromáticos. 

· Em de baixa temperatura, entretanto, produz uma fração sintética 

extremamente limpa do combustível chamado gasóleo de GTL, virtualmente livre do 

enxofre e dos compostos aromáticos 

5.9.3 Etapas do Processo de Obtenção de GTL 

O processo de conversão do gás natural em GTL acontece em três etapas: 

1. Conversão do gás natural em gás síntese (Syngas); 

2. Através do processo de Fisher-Tropsch, conversão do gás de síntese em 

cadeia de hidrocarbonetos; 

3. Hidroprocessamento e acabamento para que os produtos alcancem a 

qualidade exigida pelo mercado 

A Figura 5.9.2 sintetiza as principais etapas do processo. 

Figura 5.9.2 Etapas do GTL 

Fonte: Gaffney, Cline & Associates


5.9.3.1 Geração de Gás Síntese (Syngas) 

É uma mistura combustível de gases, produzida a partir de processos de 

gaseificação, ou seja, de combustão incompleta de combustíveis sólidos, biomassa ou 

outros combustíveis, geralmente ricos em carbono, usando oxigênio insuficiente para 

a queima completa e (em alguns casos) vapor de água. 

A geração de Syngas é a etapa mais importante do processo de obtenção de 

GTL. Esta etapa representa cerca de 50% do investimento total de uma planta de 

GTL. Todas as tecnologias utilizadas para a obtenção de Syngas operam a altas 

temperaturas e pressões. (VIEIRA,2007). 

Atualmente dentre as principais tecnologias disponíveis para obtenção de 

Syngas, segundo DUNHAM (DUNHAM et all, 2006), destacam-se: 

· Reforma do metano a vapor (SMR) 

· Oxidação parcial (POX) 

· Oxidação parcial catalítica e/ou reforma com CO 2 

· Reforma autotérmica 

· Reforma com membrana catalítica 

· Geração de gás de síntese por reator de plasma. 

Segundo ARCHILLA (ARCHILLA, 2007), além das diferentes condições de 

operação e dos tipos de catalisadores empregados, a principal diferença entre os 

processos é a fração de H 2 

/CO obtida. Ainda segundo ARCHILLA, na Tabela 5.9.1 

vantagens e desvantagens de alguns destes processos.


Tabela 5.9.1 Processos de Obtenção do Gás de Síntese - Vantagens X 

Desvantagens 

Fonte: Adaptado de Archila, 2007 

O gás de síntese também é a matéria-prima utilizada para a produção de 

metanol e amônia. Por isso, existem alguns projetos que visam à construção de plantas 

GTL aproveitando plantas de metanol já existentes ou a construção de plantas novas 

para produzir tanto metanol quanto combustíveis sintéticos. (WILHELM, 2001 apud 

VIEIRA, 2007).


5.9.3.2 Fisher-Tropsch - FT 

A reação de FT é a etapa do processo de obtenção de GTL baseada na conversão 

catalítica. Nela o gás de síntese entra como insumo e é convertido em uma mistura de 

hidrocarbonetos, que pode ser identificado como petróleo sintético, no qual estão 

presentes produtos equivalentes aos derivados convencionais, desde as ceras até a 

gasolina, o querosene e o gasóleo. A natureza e proporção dos produtos depende do 

tipo de reator e catalisador empregados. (COSTA, 2007). 

5.9.3.3 Hidroprocessamento 

Nesta etapa o produto da reação de FT passa pela fase de Hidrotratamento 

(HDT), que é um processo de refino, no qual o petróleo sintético é hidrogenado visando 

adequar os sub-produtos nele presentes às necessidades e exigências do mercado. A 

hidrogenação das olefinas e dos compostos oxigenados, além do hidrocraqueamento 

(HCC) da cera, podem ser realizado em condições não muito severas, para a produção 

de nafta e óleo Diesel. (VIEIRA, 2007) 

Na Figura 5.9.3 está sintetizada a cadeia de obtenção do GTL a partir do gás 

natural, bem como da biomassa e do carvão. 

Figura 5.9.3 Cadeia de Obtenção do GTL e Outros Derivados do Gás de Síntese 

Fonte: adaptado de VIEIRA (VIEIRA, 2007)


5.9.4 NON –FT GTL 

Em 2005, pesquisadores da Texas A & M University, publicaram um artigo 

sobre um processo revolucionário de obtenção do GTL que, tendo como base a 

produção de etileno, é um processo diretor que não exige a produção de syngas, 

tornando-se muito menos dispendiosa. O processo é licenciada pela Synfuels 

International, Inc. e envolve a separação e hidrogenação de acetileno para formar 

etileno usando catalisador desenvolvido pela Synfuels 1 . . 

Shizari (2007) considera como vantagens do processo Non-FT-GTL: 

. diversidade de tecnologias licenciadas para todas as etapas do processo em 

diferentes níveis tecnológicos; 

. variedade de produtos com qualidade superior, que garantem rentabilidade 

em diferentes situações de mercado; 

. redução da emissão de CO2 comparado a conversão de outros gases; 

. menor investimento de capital por barril de produto; 

. produtos com ausência de enxofre. 

Devido à expectativa de uma rigidez crescente na definição de políticas e no 

controle da regulamentação ambiental, a procura mundial por combustíveis limpos 

tende a crescer rapidamente, sobretudo nos países desenvolvidos como o Japão e 

países europeus. No médio prazo esta tendência deverá estimular o aprimoramento 

da tecnologia Non-FT GTL visando sua comercialização em larga escala. A Figura 

5.9.4 compara dados de produção e custos de plantas Non-FT GTL e FT GTL. 

Figura 5.9.4 Tecnologias FT e Non-FT de Obtenção de GTL – Dados Comparativos 

Fonte: SHIRAZI, 2007 

1 

http://www.synfuels.com/technology.html


5.9.5 Outras Referências de Processos para 

Produção de GTL 

O número de registro de patentes de processo para obtenção de GTL vem 

aumentando significativamente desde 1973. A seguir dados de referência de processos 

patenteados por algumas empresas: 

5.9.5.1 Davy Process Technology 

O processo licenciado pela Davy Process Technology é aplicado na produção 

de um produto isento de enxofre, a partir de gás associado. (Callari 2002, apud 

FLEISCH; SILLS; BRISCOE). 

A Davy Process Technology atua apenas no desenvolvimento tecnológico 

para produção dos produtos GTL, não sendo considerada, propriamente, como uma 

empresa de energia. (Callari, 2007) 

O processo, adequado para uso em instalações offshore nas quais existam 

restrições de peso e de espaço, é composto das seguintes passos: 

a) Pré-aquecimento do gás natural para remoção do enxofre; 

b) Adição de vapor e gases de reciclo; 

c) Conversão de hidrocarbonetos mais pesados em metano, com adição de 

vapor seguido de aquecimento; 

d) Resfriamento do gas que deixa a unidade de reforma gerando vapor 

suficiente para satisfazer as necessidades de aquecimento, com remoção do 

excesso de condensado; 

e) Compressão e separação do gás de síntese seco obtido com recuperação 

do excedente de hidrogênio, que pode ser reutilizado como combustível; 

f) Reciclagem do gás de síntese não convertido que será utilizado como 

carga para a unidade compacta de reforma; 

g) Hidrocraqueamento dos produtos parafínicos oriundos da seção de 

conversão de modo a gerar uma corrente fluida. 

A Figura 5.9.5 sintetiza esses passos.


Figura 5.9.5 Processo GTL Davy Process 

Fonte: Callari, 2007 

5.9.5.2 Processo Gas- to- Liquids da Syntroleum 

Licenciado pela Syntroleum Corporation, o proceso aplica-se a produção de 

combustíveis sintéticos ultra-limpos como querosene, GPL e nafta, a partir do gás 

natural. Os combustíveis são isentos de enxofre, aromáticos e metais pesados e o 

processo pode ser desenvolvidos em unidades onshore e offshore. 

O processo se desenvolve misturando o ar com vapor e gás natural, que reagem 

em unidade de reforma autotérmica, na presença de catalisador a base de cobalto 

(Figura 5.9.6). 

A utilização direta do ar, dispensa a necessidade de uma unidade separadora 

(ASU), o que dá a este processo um diferencial em relação aos demais utilizados. 

Sem a ASU, que ocupa uma área significativa das instalações offshore, as instalações 

podem ser construídas em embarcações de pequeno porte, economizando espaço.


Figura 5.9.6 Processo Syntroleum de Produção de GTL 

Fonte: Fonte: Callari, 2007 

O gás de síntese produzido tem uma relação de hidrogênio/monóxido de 

carbono de 2:1. O monóxido de carbono é hidrogenado gerando hidrocarbonetos 

sintéticos e o gás de síntese remanescente pode ser utilizado como combustível para 

turbinas, aquecedores e outros equipamentos. As correntes dos produtos gerados são 

refinadas de modo a se obter os combustíveis ultra-limpos. 

Em comparação aos processos convencionais de refino de petróleo, este 

processo é menos severo, consome menos hidrogênio, as temperaturas e pressões são 

menores. Dada a ausência de enxofre, metais pesados e aromáticos, o catalisador tem 

a sua vida útil aumentada, tornando o processo mais econômico. (CALLARI, 2007 

apud FLEISCH; SILLS; BRISCOE, 2002) 

5.9.5.3 Processo Gas-To- Liquid – ConocoPhillips 

O processo licenciado pela ConocoPhillips GTL consiste em três passos 

principais:


a) No primeiro estágio o gás natural reage com o oxigênio produzindo o 

syngas; 

b) A seguir, o syngas é passado num reator FT,que sintetisa os catalisadores 

transformando o gás de síntese em cadeias de hidrocarbonetos; 

c) Dependendo da escolha do equipamento usado para o refinoe do processo 

de seleção, o oleo sintético pode ser convetido em diesel, naphta, cera e-ou 

outros tipos de produtos de hidrocarboneto. (CORKE, 2005) 

As etapas desse processo estão esquematizadas na Figura 5.9.7. 

Figura 5.9.7 Processo GTL ConocoPhillips 

Fonte: (CORKE, 2005) 

5.9.5.4 Shell Middle Destilate Synthesis - SMDS 

GTL: 

A Shell detém o patenteamento das seguintes tecnologias de produção de 

. Shell Gasification Process (SGP) 

. Paraffin Syntesis (HPS) 

. Heavy Paraffin Conversion an distillation, and work-up to utilities


5.9.5.5 Processo Gas-to-liquids – Sasol/Chevron 

A Sasol Chevron utiliza o processo Sasol Slurry Phase Distilate para converter 

gás natural em combustíveis líquidos ecológicos Esse processo, conforme mostrado 

na Figura 5.9.8 consiste de três principais passos: 

. Transformação de gás natural (Natural Gás Reforming) 

. Conversão de Fisher-Tropsch (Fischer-Tropsch Conversion) 

. Finalização do produto (Upgrading Product) 

Figura 5.9.8 Tecnologia GTL da planta Oryx 

Fonte: Technology Sasol/Chevron 

A inovação desse processo está associada à introdução da etapa de separação 

do ar na reforma do gás natural. 

A tecnologia Sasol foi concebida para ser executado em módulos de 15.000 

bbl / dia (15.000 barris por dia). Para atingir este ritmo de produção, é necessário 

manter a taxa de alimentação de gás natural em aproximadamente 150 MMscfd (150 

milhões de pés cúbicos por dia standard). 

Outras grandes empresas vêm desenvolvendo processos próprios para obtenção 

de GTL, dentre as quais podem ser destacadas a Repsol, PDVSA e Petrobras.


5.9.5.6 Processo Gas-to-liquids da British 

Petroleum 

O Processo Gas-to-liquids da British Petroleum inicia-se com a passagem do 

gás natural por um saturador e um reformador. Em seguida o gás é transferido para 

um separador de membranas, onde o excesso de hidrogênio é retirado e este gás é 

transformado em syngas. Em seguida o gás de síntese é levado ao reator, onde ocorre 

a síntese de Fischer-Tropsch. Após esse processo, o gás passa novamente por um 

separador, onde é extraída a água e os hidrocarbonetos líquidos são levados ao processo 

de hidrocraqueamento, gerando os produtos GTL. A Figura 5.9.9 mostra as etapas de 

produção do GTL pela British Petroleum. 

Figura 5.9.9 Processo Gás to Liquid da British Petroleum 

Fonte: CALARI, 2004 

5.9.6 Produtos GTL 

Comparativamente aos combustíveis convencionais, os gerados a partir do 

GTL reduzem o nível das emissões produzidas por automóveis. Além disso, 

comparados com produtos destilados de refinarias convencionais, possuem uma maior 

fração de hidrogênio do que de carbono, o que significa redução das emissões de 

material tóxico e óxidos de nitrogênio (NOx), e menor quantidade de enxofre e 

aromáticos. Os principais produtos que podem ser gerados a partir do GTL são:


5.9.6.1 Diesel 

O Diesel pode representar até 70% da produção de uma planta GTL. É incolor, 

inodoro, de baixa toxidade, possui um conteúdo de enxofre menor de 5 ppm e aromáticos 

com menos de 1%, e número de cetano superior a 70, características técnicas que 

representam vantagens quando comparadas com as especificações do diesel convencional. 

5.9.6.2 Nafta 

É o segundo produto em quantidade que se pode produzir em uma planta 

GTL, variando de 15% e 25 % da produção total. Apesar de sua qualidade elevada, 

tem a desvantagem de apresentar baixa octanagem, em torno de 40, não sendo por 

isto adequado ao uso em motores a gasolina, cujo índice de octanagem atinge 83. Por 

outro lado, é ideal para a manufatura de etileno e parafina natural. 

5.9.6.3 Outros Produtos 

Uma planta GTL também pode produzir diversos outros produtos, tais como: 

· Parafinas normais ( indústria alimentícia, velas) 

· DME, substituto de clorofluorcarbonos e CFC fluidos de refrigerantes 

· Ceras e lubrificantes, a base de óleo 

· Dimetox-metano para aditivo intermediário para outros produtos da indústria 

química 

· Oxo-alcool para plastificante 

· Fertilizantes 

· Produtos oxigenados tais como etanol (para solvente industrial e 

combustível), metanol (reagente para produção de biodiesel e derivados de 

metanol, como formaldeído, ácido acético, solvente industrial, aditivo para 

gasolina) 

· n-propanol, n-butanol e cetona) que podem ser obtidas a partir da corrente 

de água da reação


· Hidrogênio, para hidrogenação de alimentos tais como margarinas, sorvetes 

e chocolates e outros processo industriais 

· Ceras que, obtidas pelo processo de hidroprocessamento, podem ser 

convertidas em grandes quantidades adicionais de querosene e solventes. 

5.9.7 Demanda de GTL e Produtos Derivados 

Quanto à evolução do mercado para os produtos GTL, analistas da WorldOil 

Magazine (WorldOil Magazine, 2008) avaliam que, com os vários projetos em 

andamento, a capacidade total de produção de GTL no mundo passaria dos cerca de 

45.000 bbl / d observados em 2005 para cerca de 6 milhões de bbl / d em 2020. 

Quanto aos principais produtos demandados, estudos realizados pela SASOL 

(SASOL, 2008) indicam que o diesel, a nafta para uso petroquímico e o querosene de 

aviação seriam os de maior relevância (Figura 5.9.10). 

Figura 5.9.10 GTL – Principais Produtos Demandados 

Fonte: Sasol. CSFB Global Oil Gas Conference, 2005


5.9.8 Vantagens e Desvantagens dos Produtos GTL 

Rahmim e Tavares (2005) afirmam que as principais vantagens dos produtos 

GTL são: 

. Os produtos gerados em unidades GTL apresentam vantagens ambientais 

importantes em relação aos derivados de petróleo produzidos em refinarias, o que os 

torna de uso potencial em mistura com derivados provenientes do refino de petróleo. 

. A nafta tem baixos teores de aromáticos e naftênicos, o que a torna bastante 

adequada para produção de oleofinas. O querosene de aviação possui alto ponto de 

ignição, o que leva a partidas rápidas de motores e turbinas. 

. O diesel possui um elevado índice de cetanas, o que facilita a ignição do 

combustível no motor e aumenta sua performance em partidas a frio. A ausência de 

aromáticos e compostos de enxofre no diesel confere ao produto elevada qualidade 

ambiental. De acordo com dados da PUC-Rio (PUC-RIO, 2008): 

- 8% menos moéculas de NOX; 

- 30% menos partículas; 

- 38% menos HC; 

- 46% menos CO (Figura 5.9.11). 

Figura 5.9.11 Comparação do Nível de Emissões 

Fonte: PUC, 2008 

A principal desvantagem citada na literatura é a alta parafinidade da nafta 

(RAHMIN, TAVARES, 2005)


5.9.9 Plantas GTL pelo Mundo 

Desde 1993, ocasião em que companhias petrolíferas como a Shell começou 

a fabricá-lo na Malásia, o combustível GTL tem sido produzido em escala industrial. 

Dados da VOLKSWAGEN (VOLKSWAGEN, 2009) indicam que a Shell está 

investindo cerca de 5 bilhões de dólares neste tipo de tecnologia na que hoje seria a 

maior planta de produção de GTL do mundo, com capacidade para 6.5 bilhões de 

toneladas cúbicas de Syngas por ano. 

Comparativamente ao óleo diesel, ainda segundo a mesma fonte é estimado 

que em 2015, entre projetos planejamento, desenvolvimento, construção e operação, 

a capacidade mundial de produção alcance 28 milhões de toneladas métricas de óleo 

equivalente, o que corresponderia ao consumo total de óleo diesel na Alemanha em 

2003 (Figura 5.9.12). 

Figura 5.9.12 Evolução Esperada da Capacidade de Produção de GTL no Mundo 

Fonte: VOLKSWAGEN, 2009 

Relativamente ao desenvolvimento tecnológico dos processos e à distribuição 

das plantas, são quatro as principais empresas que atuam, no mundo, neste mercado 

considerando não só os projetos em operação, como os em andamento e em estudo: a 

Shell, a ExxonMobil, a Syntroleum e a Sasol (Tabelas 5.9.2, 5.9.3 e 5.9.4).


Tabela 5.9.2 Projetos Industriais de GTL em Operação 

Fonte: Petrobras in PUC-RIO, 2008 

Tabela 5.9.3 Projetos de GTL em Andamento 

Fonte: Petrobras in PUC-RIO, 2008


Tabela 5.9.3 Projetos de GTL em Estudo 

Fonte: Petrobras in PUC-RIO, 2008: 

A análise dessas tabelas demonstra que as principais plantas de GTL em estudo 

apresentam Cartar como principal local para instalação desse tipo de projeto o que 

decorreria da junção de dois aspectos: 1) no final da década de noventa a Catar 

Petroleum (QP) e a Sasol of South Africa assinaram carta de intenção para construir e 

operar uma planta de GTL na região de Ras Laffan; 2) esta região, além de possuir 

uma das maiores reservas de gás natural do mundo, perdendo apenas para a Rússia e 

para o Irã, tem uma localização estratégica que viabiliza a comercialização de seus 

produtos com os principais mercados da Europa e da Ásia, fatos que no conjunto 

viabilizam a prática de preços mais atrativos para o gás natural. 

5.9.10 Aspectos Econômicos e Tendências para as 

Plantas de GTL 

Alguns fatores mundiais, particularmente econômicos e ambientais, 

reavivaram o interesse pelos processos de obtenção de combustíveis sintéticos, levando 

a uma nova trajetória para a tecnologia gas-to-liquids (CALLARI, 2006).


· Disponibilidade de reservas de gás natural 

· Recrudescimento da legislação ambiental 

· Demanda por flexibilidade no transporte de gás natural 

· Descontrole no preço da commodity petróleo 

· Reservas mundiais remotas provadas de gás natural podem produzir mais 

de 300 bilhões de barris de óleo sintético 

· Custos elevados da redução de teor de enxofre na gasolina e no diesel 

· Queima com baixíssima emissão de particulados e enxofre, produzindo 

combustíveis mais limpos, o que reduz a os elevados custos necessários à 

redução de teor de enxofre nos combustíveis 

· Transformação química pode estar próxima ao local de origem do gás 

Nos últimos anos a evolução unitária do capital em projetos GTL está 

decrescendo significativamente, estando hoje seu custo situado entre US$ 20.000 – 

US$ 40.000 por barril/dia. (GAFFENY, CLINE, ASSOCIATES). 

Para estimar a composição dos custos dos investimentos, Callari (CALLARI, 

2007) adotou US$ 28.000/bl como valor base de produção do GTL, para tal tomado 

como referência dados da planta de GTL de Oryx inaugurada em 2006 no Catar, 

construída e operada por uma join-venture entre a Qatar Petroleum (51%) e a Sasol- 

Chevron (49%) e um fator de escala por capacidade de produção da planta. Para 

neutralizar a dificuldade de modular alguns investimentos independente da capacidade 

da planta, e de acordo com informações da ConocoPhilips, para projetos maiores que 

34.000 bl/d foi aplicado um fator redutor de custo e um fator de crescimento de custo 

para plantas com capacidades inferiores a 34.000 bl/d. 

Com base nesses dados pode ser estimada a composição percentual dos 

investimentos em uma planta de GTL (Figura 5.9.13), com a geração do gás de síntese 

e do processo de Fischer-Tropsch somado cerca de 40% dos investimentos necessários.


Figura 5.9.13 Composição Percentual dos Investimentos em uma Planta de GTL 

Fonte: ConocoPhilips, citado por Callari, 2007 

Relativamente ao potencial de expansão da produção, dados Syntroleum 

(SYNTROLEUM, 2005) indicam as regiões da África e Austrália como as que possuem 

mais campos atraentes para a implantação de plantas GTL. É também na Austrália 

que se concentra o maior número de reservas de gás (Tabela 5.9.4). 

Tabela 5.9.4 Potenciais Reservas para Produção de GTL por Continente 

Fonte: Syntroleum, 2005 

Quanto às empresas produtoras, dados da Syntroleum (SYNTROLEUM, 2005) 

indicam que a ExxonMobil possui a maior parte dos campos produtivos. Sua produção 

alcança aproximadamente 20 bn/boe, seguida pela Shell e BP, com cerca de 15 bn/boe 

cada e a Chevron Texaco, com uma produção em torno de 13.000 bn/bor (Figura 14).


Figura 5.9.14 Potencial de Reservas por Empresa 

Fonte: Syntroleum, 2005 

5.9.11 GTL no Brasil 

Estudos realizados sobre GTL no Centro de Pesquisas da Petrobras indicam 

que esta tecnologia GTL ainda é mais cara que uma refinaria tradicional, tendo, no 

entanto, sua competitividade aumentada quando comparada com a de uma refinaria 

moderna, onde o enxofre é eliminado do combustível. 

Com bases nesses estudos é estimado que, no Brasil, a construção de uma 

planta GTL com capacidade mínima de produção de cerca de 15.000 barris por dia 

demoraria quatro anos para entrar em operação e custaria, pelo menos, US$ 350 

milhões. (GASNET,2006). 

Dados apresentados pela PEROBRAS/CENPES no Simpósio de Energia da 

Biomassa em 2008 indicam a operação, em 2007, de uma planta piloto de 1bpd, com 

previsão de entrada em operação de uma unidade demonstração em 2011, com 

capacidade de 300 bpd (FONTES, 2008). 

A perspectiva de exploração de gás em camadas de pré-sal tem levado a 

PETROBRAS a cogitar a proposta de adotar tecnologia de transformação de gás natural 

em óleo sintético como forma de melhor aproveitar o montante de gás existente nestes 

campos. Essa alternativa reduziria de forma significativa a principal dificuldade para 

utilização do gás do pré-sal que é a logística para transportá-lo para o mercado


consumidor, devido à distância dos reservatórios da costa, e o elevado custo para 

liquefazer este gás em grandes proporções em alto mar. 

Em artigo publicado na revista Oil & Gas Journal, RAHMIM (RAHMIM, 

2005) estima que, para viabilizar um projeto de planta GLT, o gás de alimentação não 

pode custar mais que US$ 0,50 centavos por milhão de BTU (British Thermal Units). 

Em decorrência do estágio tecnológico no Brasil, bem como da maior 

atratividade no curto prazo para outras formas de uso e transporte do gás natural, esta 

tecnologia não foi considerada para efeito do desenvolvimento do Cenário para o 

período 2015-2020. 


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5.10 Setor Residencial 


No Brasil, o uso de gás natural no setor residencial é ainda restrito, comparado 

a outros países, apresentando uma forte concentração do consumo nas regiões 

metropolitanas das cidades do Rio de Janeiro e São Paulo. Em outubro de 2007 os 

dois estados representavam 91% do consumo total de gás natural do setor no país. 

Considerando o gás natural distribuído por todas as companhias estaduais, o setor 

residencial representa 1,6% do total distribuído no país, um valor muito baixo em 

comparação com países de economias mais desenvolvidas, onde os percentuais de 

participação do setor residencial ficam acima de 15%. Em outubro de 2007, as vendas 

das distribuidoras estaduais de gás natural para o setor residencial ocorreram segundo 

os dados da Tabela 5.10.1. 

Tabela 5.10.1 Venda de gás natural pelas distribuidoras para o setor residencial 

Fonte: Abegás, 2007


Com freqüência, a eletricidade e o GLP são os energéticos concorrentes mais 

diretos do gás natural no setor residencial, apresentando eventuais vantagens e 

limitações de ordem técnica, econômica e ambiental. De modo geral, o aspecto logístico 

é o maior fator limitante para a expansão do gás natural. Enquanto a eletricidade e o 

GLP apresentam uma ampla infra-estrutura nacional de atendimento, atingindo quase 

todas as áreas do país, o gás natural conta com uma limitada rede de distribuição 

urbana, além de apresentar elevados custos de implantação, limitando a velocidade de 

expansão de sua infra-estrutura de atendimento. 

O emprego do gás natural nas residências se destina, em geral, à cocção de 

alimentos e ao aquecimento de água, em participações de ordem semelhante. Todavia, 

muitas unidades residenciais, principalmente em áreas populares, apresentam 

predomínio de uso de eletricidade para aquecimento de água em chuveiros elétricos, 

restringindo o consumo de gás natural aos fogões, em função do menor custo de 

instalação do equipamento. 

Ao longo do ano, tanto no Rio de Janeiro, como em São Paulo, ocorre grande 

variação sazonal da demanda de gás natural no mercado residencial, em função das 

consideráveis mudanças de temperatura ao longo do ano nas referidas regiões. Assim, 

no período do inverno a demanda de água quente se acentua, o que ocorre de modo 

mais severo em São Paulo, onde as diferenças sazonais de demanda de gás natural 

entre inverno e verão chegam a 25%, enquanto no Rio se aproximam de 20%. 

Atualmente, a média de consumo residencial de gás natural no Brasil se 

encontra próxima de 0,5 m 3 / residência.dia (ABEGAS, 2008), o que permite deduzir 

a partir do consumo total de GN do setor residencial (705.700 m 3 /dia) que no país 

cerca de 1.400.000 residências consomem GN, número equivalente ao atendimento 

de uma população de cerca de 5 milhões de habitantes. No Brasil, o setor residencial 

apresenta os seguintes dados referenciais (IBGE, 2008 e ABEGAS, 2008): 

· População do Brasil: 185.000.000 habitantes; 

· Relação média de habitantes por residência (IBGE, 2008): 3,5 hab./residência; 

· Número estimado de residências no país: 52.857.000 residências; 

. Número de residências atendidas com gás natural: ~1.400.000 residências;


· Número aproximado de habitantes atendidos com gás natural no setor 

residencial: 4.900.000 habitantes ou 2,65 %; 

· Consumo de gás natural no setor residencial (out./2007): 705.700 m³/dia; 

· Consumo médio de gás natural por residência: 0,50 m³/residência.dia; 

· Consumo médio de gás natural por habitante: 0,14 m³/habitante.dia; 

Ainda que permaneça concentrada nas duas grandes cidades, a distribuição 

de gás natural para o setor residencial vem sendo gradativamente ampliada em outras 

regiões, em função do processo de abertura do mercado distribuidor e da privatização 

do setor de gás natural. Nesse processo, diversas distribuidoras de gás natural colocaram 

em prática uma política de expansão de atendimento com a ampliação de suas redes 

de distribuição, o que tem levado ao atendimento pioneiro a diversas cidades de médio 

porte no interior, mesmo que em escalas ainda limitadas. 

5.10.1 Perspectivas do Uso do Gás Natural no Setor 

Residencial em Manaus 

Diante do quadro nacional, verifica-se que na região norte apenas a cidade de 

Manaus apresenta perspectivas de possível emprego em curto prazo do gás natural no 

setor residencial. Isto se deve à sua densidade demográfica e à implantação possível 

de uma rede de distribuição de gás natural em sua área urbana, ainda que a malha de 

distribuição prevista vise atender com maior destaque aos outros setores da economia 

local, como as áreas comercial, industrial, transportes e geração elétrica. Em prazo 

mais extenso, poderá ainda se estabelecer o uso de GNC transportado por via rodoviária 

ou fluvial em pequenas e médias distâncias para cidades do interior e GNL transportado 

por via fluvial para cidades como, Parintins, Santarém e Belém. Extrapolando os 

dados anteriores para o mercado residencial de Manaus, tem-se: 

· População de Manaus: 1.600.000 habitantes (IBGE, 2008); 

· Número estimado de residências: 457.143 residências (considerando a relação 

média de 3,5 hab/residência);


· Potencial máximo estimado de consumo de gás natural no setor residencial 

de Manaus, considerando a média de consumo da região sudeste (0,5 m³/ 

residência.dia): 228.571 m³/dia; 

· Mesmo potencial, agora considerando uma média de consumo específico 

por residência de 0,3 m³/dia, considerando o uso restrito para cocção: 137.142 m3/dia; 

· Potencial anterior, com a restrição de apenas 10% da área urbana atendida 

pela rede de distribuição de gás natural: ~13.700 m³/dia. Com esse volume estimado, 

Manaus seria hoje a terceira cidade do país em consumo de GN 

para o setor residencial. 

· Supondo a distribuição do referido volume (13.700 m³/dia), seriam atendidas 

cerca de 45.700 residências. Se as mesmas estivessem numa mesma avenida, todas 

elas em prédios residenciais, cada um com 100 apartamentos, seriam 457 prédios. 

Estimando-se todos eles com 30 metros de fachada, dispostos dos dois lados da avenida, 

seriam aproximadamente 7 km de tubulação de gás natural ao longo da avenida. 

Supondo uma tubulação exclusiva para este atendimento ao custo de US$ 30/m.pol, 

admitindo-se diâmetro de 10", o custo da distribuição de GN nessa avenida seria de 

R$ 2,5 milhões, sem incluir os custos de obras internas nos prédios e o custo da 

distribuição até a chegada na avenida. Por outro lado, a referida tubulação poderá 

atender a outros consumidores na região, antes e depois da referida avenida. Em 

contraposição, se nessa avenida forem montados apenas três postos de GNV ou se 

fossem três instalações de médio porte de cogeração em shopping center/hospital etc. 

a demanda de GN seria o triplo da considerada para o caso do atendimento residencial, 

envolvendo uma maior rapidez na implantação geral de toda a cadeia de distribuição 

e consumo do gás natural. Vale lembrar que o caso hipotético mencionado para o 

atendimento residencial está distante da situação real, que não costuma encontrar 

tamanha concentração de prédios consumidores numa só avenida, além de não terem 

necessariamente a preparação interna nos apartamentos para uso do GN, que só deverá 

ocorrer com as novas construções. 

Considerando a população total da cidade de Manaus (cerca de 1,6 milhão de 

habitantes), a razão média nacional de 3,5 habitantes por residência (IBGE, 2008) e 

os índices médios de consumo de gás natural por unidade residencial do Rio de Janeiro


e de São Paulo, mencionados anteriormente, verifica-se que o consumo máximo de 

gás natural do setor residencial na cidade seria hoje da ordem de 230 mil m³/dia. 

Todavia, considerando o uso limitado de aquecimento de água nas residências 

em Manaus, estimado em menos de 5% das unidades residenciais, o referido valor de 

consumo potencial máximo seria da ordem de 127 mil m³/dia. Além disso, a rede de 

distribuição deverá contemplar prioritariamente as áreas de grande consumo potencial, 

como as zonas industriais, áreas comerciais de grande capacidade de consumo 

(shoppings centers, grandes hotéis, postos de GNV etc.), além de zonas residenciais 

de elevado poder aquisitivo, o que permite prever um limitado alcance de atendimento 

da rede residencial de gás natural, ao menos até 2012. Caso o percentual de áreas 

atendidas atinja em médio prazo um valor da ordem de 10% do total das unidades 

residenciais existentes na cidade, o horizonte de consumo de gás natural no setor seria 

da ordem de 13 mil m³/dia, montante equivalente à demanda de apenas dois postos de 

GNV, considerando a média comercializada no sudeste, ainda que remunerando em 

nível bem mais elevado o insumo comercializado pela distribuidora de GN. Vale 

registrar também que o referido nível de consumo, mesmo que restrito, tornaria a 

cidade de Manaus a terceira cidade do país em consumo residencial de gás natural. 

Tendo em conta o tradicional comportamento de lenta expansão das redes de 

atendimento residencial nas capitais dos estados, mesmo no Rio de Janeiro e São 

Paulo, diante de seus custos elevados de expansão, acima de US$ 30/ m.pol, considerase 

que o mesmo processo também deverá ocorrer em Manaus. Esta perspectiva pode 

ser alterada por algum estímulo estatal local (redução de impostos, financiamentos 

específicos etc.), estabelecido fora das condições usuais, que permita e estimule uma 

rápida expansão da rede residencial e viabilize uma imediata incorporação de grande 

número de unidades consumidoras. 

Para uma perspectiva preliminar de introdução do gás natural no setor 

residencial, estimou-se, para efeito de cálculos, a possibilidade de fornecimento do 

combustível para o período 2010-2020, sob as seguintes condições: 

. na primeira fase (2010), o consumo residencial seria aproximadamente 2% 

do consumo industrial, seguindo a média nacional; 

. considerou-se um consumo médio diário de 0,5m 3 /dia por residência;


. o custo de investimento foi estimado a partir do custo médio do conjunto 

tubulação, medidores, válvulas, entre outros, realizado pela companhia 

distribuidora; 

. o custo da tubulação representou 35% do custo total do investimento, tendo 

sido baseado no índice de custo específico de US$ 30/m.pol. (R$ 2,10/ US$). 

A partir desses dados, estimou-se para o período 2010-2020 a evolução de 

consumo de gás disposta na Tabela 5.10.1.1. 

Tabela 5.10.1.1 Evolução Estimada do Consumo de Gás Natural para o Setor 

Residencial 

Fonte: Elaboração Própria 

Obs.: O investimento considerado envolve apenas a rede de ligação da tubulação principal da via 

pública à edificação. 



IBGE – www.ibge.gov.br


6. CENÁRIOS 

ALTERNATIVOS PARA USO 

DO GÁS NA REGIÃO NORTE 

(2010–2020) – UMA 

ANÁLISE INTER-SETORIAL


6. CENÁRIOS ALTERNATIVOS PARA O USO DO GÁS NA REGIÃO 

NORTE (2010 – 2020) – Uma análise inter-setorial 

Autores: Sandra de Castro Villar, Marcelo R. V. Schwob, Patrícia Dresch e 


A partir da evolução esperada da oferta e demanda de gás, neste caso 

considerando os segmentos e as tecnologias anteriormente discutidas, buscou-se avaliar 

alguns cenários de atendimento às demandas estimadas para o período 2010-2020. 

6.1 Aspectos Metodológicos e Pressupostos 

Para a obtenção dos cenários a seguir apresentados foi desenvolvido um 

ferramental que, a partir da entrada dos dados de oferta e demanda de gás, gera os 

cenários eletronicamente. 

Para cada alternativa de uso do gás natural, os resultados relativos à sua 

participação em cada um dos cenários deriva não só da demanda esperada, mas também 

hierarquização geral obtida a partir da atribuição de valores de magnitude, variando 

de 1 a 10, para diferentes indicadores ambientais e sociais e do peso, este variando de 

1 a 5, atribuído ao fator econômico bem como aos dois conjuntos de indicadores, 

sociais e ambientais. 

Nos cenários, a geração de empregos, a fixação homem área, a geração de 

renda, o aumento da mobilidade e a melhoria da saúde da população foram os 

indicadores sociais considerados. No campo ambiental, buscou-se estimar a 

contribuição de cada tecnologia de uso do gás natural para a redução da poluição 

local, da contaminação local, da emissão de CO 2 

, bem como para reduzir a pressão 

sobre as florestas. Para o indicador econômico considerou-se apenas a taxa interna de 

retorno, conforme Tabela 6.1.


Tabela 6.1 Taxas Internas de Retorno Obtidas nos Cenários 

Nota: as TIRs para o usoindustrial térmico são superiores às da indústria para a geração de frio 

porque os sistemas existentes, no primeiro caso, exigiriam somente investimentos de pequeno 

porte para a conversão de equipamentos. 


Desses dados alguns aspectos merecem destaque. Para a maioria dos projetos 

os investimentos foram distribuídos equitativamente nos 3 períodos considerados, 

implicando numa mesma taxa interna de retorno para cada período. A exceção dos 

casos do GNL e GNC, onde a maior parcela do investimento foi considerada para o 

primeiro período, resultando para o mesmo em uma taxa interna de retorno menor 

comparativamente aos períodos subseqüentes. 

O critério de cálculo da taxa interna de retorno considerou como taxa de 

atratividade do capital no mercado financeiro o valor de 12%, o que significa que os 

projetos com valores inferiores foram considerados de menor relevância econômica. 

No entanto, considerando os aspectos sociais e ambientais, tais projetos puderam 

ainda ser contemplados. 

Para a oferta de gás natural no estado do Amazonas considerou-se que em 

2010 e 2015 os volumes ofertados ficariam em 5,5 milhões de m 3 /dia, valor já 

contratado junto à Petrobras. Para 2020, admitiu-se que em resposta à consolidação 

do mercado local de gás natural, a oferta de gás chegaria a 10 milhões de m 3 /dia 

(Tabela 6.2).


Tabela 6.2 Evolução Esperada da Oferta de Gás Natural em Manaus 


Para a demanda, das premissas adotadas em cada uma das tecnologias de uso 

e transporte do gás natural, tem-se o quadro geral de evolução da demanda registrado 

na Tabela 6.3. 

Tabela 6.3 Evolução Esperada da Demanda de Gás Natural em Manaus 

Quantidade (m 3 /dia) 


É importante destacar que sendo a ordem de grandeza da demanda de alguns 

setores muito menor do que de outros, nos cenários a seguir discutidos, a demanda 

desses setores poderá não ser registrada por ser inferior à 1%. No caso da demanda 

para a geração de energia elétrica, os valores absolutos decrescem com o tempo em 

razão da oferta de energia hidrelétrica de Tucuruí a partir de 2012.


6.2 Análise dos Cenários – Período 2010-2020 

Em cada ano avaliou-se os efeitos do equilíbrio entre os fatores social (S), 

ambiental (A) e econômico (E) na tomada de decisão (p.ex. SAE 4,4,4) 

comparativamente à uma eventual proposta de uma maior ênfase nos aspectos social 

e ambiental (SAE 4,4,1). 

6.2.1 Em 2010 

Figura 6.1 Cenário SAE – 4,4,4 para 2010 





Nestas simulações, como em outras alternativas para 2010, constatou-se que 

a demanda total será sempre atendida independentemente, no caso estudado, da eventual 

maior ênfase em políticas sociais e ambientais. Isso se deve ao fato de que a 

demanda total de gás natural (4,90 milhões m 3 /dia) seria inferior à oferta total 

(5,5 milhões m 3 /dia), o que seria natural dado que o mercado local de gás estaria 

em fase inicial de evolução. 

Como era de se esperar, dada a taxa de atratividade do investimento, e de 

acordo com o planejamento energético local, a maior demanda de gás (98%) deverá 

ser destinada à geração elétrica. 

Em complemento, 1% poderia ser destinada ao setor de transporte e 1% ao 

GNC, segmentos também com grande impacto também nos aspectos social e ambiental. 

6.2.2 Em 2015 

Ainda considerando uma oferta total de 5,5 milhões m 3 /dia, e as mesmas 

atribuições de pesos consideradas em 2010, a demanda total (7,0 milhões de m 3 /dia) 

passa a não ser mais atendida, ficando os setores de comércio, gás química e transporte 

via GNL, não atendidos em sua totalidade (Figuras de 6.3 a 6.6). 




Figura 6.4 Cenário SAE – 4,4,4 para 2010- Demanda não Atendida 







Para 2015 é ainda importante observar que uma maior ênfase nas políticas sociais 

alavancará uma maior participação do GNL, alternativa que, como anteriormente 

discutido, permitiria a entrada do gás natural em outras regiões não localizadas ao longo 

do gasoduto, viabilizando novas alternativas para geração de emprego e renda. Neste 

caso, a demanda não atendida se concentraria no setor gás químico (Figuras 6.7 e 6.8). 





Comparativamente à 2010 observa-se outros setores contemplados, o que 

retrata o processo de consolidação da infra estrutura necessária à diversificação da 

estrutura de consumo de gás natural na cidade de Manaus.


6.2.3 Em 2020 

Da mesma forma que em 2010, dado que a oferta de gás natural (10 milhões 

de m 3 /dia) supera a demanda total (7,73 milhões de m 3 /dia), independente das 

ênfases ambiental e social, todos os segmentos seriam atendidos em sua totalidade 

(Figuras 6.9 e 6.10). 



Figura 10 Cenário SAE – 4,1,4 para 2020 


Esse cenário gera a perspectiva de sobra de gás em cerca de 2,27 milhões de 

m 3 /dia, fato que abre a possibilidade de exportação deste excedente para a unidade de 

GNL em Pecém/CE, uma nova alternativa de renda para a região. 

Além disso, há ainda que se considerar outras aplicações anteriormente 

discutidas e não contempladas nos cenários estudados, como a da introdução do uso 

residencial do gás e o atendimento das cidades ao longo do percurso do gasoduto.

332 . Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte


7. COMENTÁRIOS 

FINAIS E 

CONCLUSÕES


7. COMENTÁRIOS FINAIS E CONCLUSÕES 

Mauricio F. Henriques Jr. e Sandra de Castro Villar 

A perspectiva de utilização do gás natural como substituto do óleo diesel por 

si só já traz inúmeras vantagens do ponto de vista da melhor qualidade para o meio 

ambiente. Para a Região Norte, particularmente para a cidade de Manaus, os resultados 

e impactos que o uso do gás traz são ainda muito mais relevantes tendo em conta as 

características locais de geração de energia elétrica e a crescente de demanda deste 

insumo energético motivada por uma atividade industrial em franca expansão e que, 

em sua maioria, nela se baseia. 

Além dos aspectos ligados à substituição dos derivados de petróleo, como 

visto nos estudos setoriais, a chegada do gás natural em Manaus traz outras inúmeras 

possibilidades para melhoria da qualidade de vida da região via geração de novos 

empregos e aumento da renda da população. Neste aspecto, a implantação de uma 

infraestrutura que garanta a expansão sustentável do uso do GNV e o pólo gás químico, 

bem como o uso da tecnologia do GNL, são exemplos relevantes desta proposta. 

Destaca-se que o GNL traz ainda, conforme discutido, o viés para uma proposta de 

interiorização do desenvolvimento, meta do poder público e das diversas representações 

sociais da Região. 

Foi com base nestas considerações que a equipe que desenvolveu o presente 

estudo procurou contribuir para a discussão das alternativas para uso do gás natural na 

Região Norte. Para tal, os trabalhos focaram a cidade de Manaus, ponto de chegada 

do gasoduto que dará início à produção comercial em larga escala do gás natural 

naquela região, inicialmente originário das reservas de Urucu. 

Os cenários estudados, entretanto, considerando maior ou menor ênfase nos 

impactos econômicos e sócio-ambientais, mostram resultados distintos. No curto prazo 

(2010), diante de uma demanda ainda limitada, a oferta de gás natural atende 

perfeitamente bem todos os mercados maduros já existentes. A situação em 2015 é 

distinta. O mercado já seria maior e a oferta não o atenderia plenamente, mesmo 

estando menos pressionado pela demanda do segmento de geração de energia elétrica, 

pois que a energia de Tucuruí já estaria disponibilizada. Neste horizonte de tempo, a


oferta de gás não atenderia as demandas para a gás química, para o fornecimento de 

GNL para outras localidades, nem para o setor comercial. Porém, se considerados 

indicadores sociais, poderia haver uma priorização e atendimento parcial para o GNL, 

tendo em vista sua contribuição com a geração de renda, dentre outros benefícios para 

algumas localidades. 

Para os cenários mais distantes (2020), o quadro novamente se modifica. A 

oferta de gás natural deve ser duplicada, e todos os mercados potenciais consumidores 

devem ser atendidos, proporcionando importantes ganhos econômicos, sociais e 

ambientais para a região. Uma sobra de gás em 2020 poderia ser destinada à ampliação 

do uso na gás química ou na exportação de GNL para outras regiões no Brasil.

Alternativas para o uso do gás natural na Região Norte.pdf - INT

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